頭一天，在風還沒來時，就能確定風機第二天的發電量。通過收集氣象等關鍵數據及一套復雜算法，新能源功率預測已經可以實現更高的預測精度。

2015年12月23日，浙商證券電力設備與新能源行業首席分析師鄭丹丹告訴記者，風電、光伏具有間歇性、隨時性，新能源功率預測，可以帶來更大的調度空間，也有利電網安全。

在我國，各地區對新能源功率預測的精度要求不一，但趨勢是越來越嚴。我國普遍要求，風電場預測次日發電功率，與實際功率的誤差應小于20%。但要徹底解決新能源的消納問題，僅靠新能源功率預測技術也不行，技術與市場雙重手段才能徹底解決棄風棄光。

精度仍待提高

新能源功率預測并不稀奇。早在1997年，丹麥國家電網就開始了風電功率實時預測。在我國，隨著2012年《風電場接入電力系統技術規定》、《光伏發電站接入電力系統技術規定》相繼實施，功率預測系統也成為風電場、光伏電站的并網前提。

東潤環能研發總監婁勇剛說，風電場功率預測系統首先要根據風電場的歷史功率、歷史風速、地形地貌、數值天氣預報、風電機組運行狀態等數據建立風電場輸出功率的預測模型，以風速、功率和數值天氣預報數據輸入，結合風電場的運行狀況，得到風電場未來的輸出功率。

所以，新能源功率預測精度主要由氣象數據的準確性、預測系統計算方法和電廠運行數據等因素決定。

氣象預報決定新能源功率預測的精度不難理解。計算方法也是關鍵因素。比如，IBM采用了獨家的“認知計算”分析方式，提高了新能源功率預測的精度，應用在張北地區風場。

但在現實中，風電場、光伏電站的運行數據，常常成為制約新能源功率預測的關鍵原因。婁勇剛說，我國風電從業人員普遍年輕，管理比較粗糙，風電場經常出故障，運行數據又不能實時共享，自然降低了功率預測的精度。

為了提高預測精度，2012年國家能源局發布《風電功率預測預報考核辦法(試行)》后，各地陸續制定了風電功率預測考核管理的相關條款，通過經濟手段考核，這才逐漸使得各地風電場預測次日功率與實際功率誤差小于20%。

但與發達國家相比，差距依然明顯。國外預測次日新能源功率誤差普遍小于10%，一些地區預測誤差甚至在5%左右。多位業內人士認為，原因之一，在于國外風電場管理水平遠高于我國，風機故障率也較低。

為補上這一短板，我國眾多企業都成立了專門的巡檢小組，為新能源發電項目提供新能源功率預測的培訓。還有的企業推出了更高精度的預測產品，改原先定期巡檢，變為專人維護，每天根據風場、光伏電站運行狀況來調整模型。

同時，電網也積極行動起來。據了解，國家電網公司已在各省級以上電網安裝新能源功率預測系統。由中國電科院開發的新能源智能監測與調度系統，就含有新能源功率預測功能，已在22個省級及以上電網應用。

難解棄風棄光

業內普遍認為，提高新能源功率預測精度，對電網容納更多可再生能源意義重大。

2005年《可再生能源法》頒布，要求可再生能源“全額上網”，電網調度逐漸轉變為以可再生能源并網為主，傳統能源輔助調峰的模式。

現實操作中，燃煤發電機組分調度機組與生產機組，前者執行調峰，最小出力可以降到額定功率的50%，后者一般不執行調峰，不得已時，最小出力可以降到額定功率的70%。

國網冀北電力公司調度中心主任施貴榮介紹，新能源并網發電時，備用以燃煤發電機組為主。“新能源功率預測更精準，就可以減少更多備用機組。”施貴榮說，這些減掉的機組釋放出來的容量，就可以接納更多的新能源。

冀北電力公司覆蓋5個地級市，是我國可再生能源裝機比例最高的地區之一。截至目前，冀北電力公司負責調度的電力裝機為2155萬千瓦，其中新能源裝機930萬千瓦。2015年6月30日，冀北電網風電產生有史以來最大的單日波動幅度，為512.5萬千瓦，接近冀北電網總裝機容量的四分之一。

據了解，冀北電力對風電場進行主動管理，提升發電側的功率預測精度，并結合調度側研發的風電功率預測系統，對不同預測曲線進行組合預測，2014年全年預測準確率達到88%以上。此外，冀北電力還要求并網的風電場、光伏電站安裝功率控制系統。

這樣，冀北電力公司可以精準預測功率，提前安排調度計劃，當風電出力與預測結果偏差過大時，還可以通過分鐘級的功率控制系統調節風電出力，保障電網安全運行。

施貴榮透露，冀北電力對風電場、光伏電站進行考核，不達標準的，會扣除上網電量，這部分電量會用來獎勵功率預測超過考核標準的企業。

風電運營商認為，功率預測的另一好處是讓運營商提前知道功率情況，這樣可以把檢修計劃安排在無風或少風的時段，也提升了整體的發電量。

但僅依靠提高新能源功率預測精度，并不能解決棄風、棄光限電頑疾。施貴榮說，冀北一到供暖季，熱電聯產機組必須運行供熱，這些機組維持運行的最小出力，就足以滿足當地的電力需求，新能源的調度空間非常有限，“新能源預測準確率達到100%，也沒有辦法不棄風”。

電力市場之基

國外新能源功率預測與我國顯著不同，其已在電力市場中扮演更重要的角色。以德國為例，德國由電網公司進行功率預測，含新能源在內的發電公司，統一在歐洲電力市場競價，預測不準的電量，由電網公司在平衡市場購買，來保證電網的實時平衡。

新能源電力公司參考預測功率來決定其報價。新能源功率預測，成為了電力市場的基石之一。在我國，電力購銷均集中在電網公司，上網電價、銷售電價也由政府制定，不存在成熟的電力市場。新能源功率預測，扮演著幫助新能源友好并網的角色。

但這一情況正在改變。2015年3月，中共中央國務院發布了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(俗稱“9號文”)。要求“加快構建有效競爭的市場結構和市場體系，形成主要由市場決定能源價格的機制”。

2015年11月30日，國家發改委又批準了電改的六個配套文件，涉及輸配電價改革、電力市場建設、電力交易機構組建和規范運行、有序放開發用電計劃、售電側改革以及加強和規范燃煤自備電廠監督管理等。

江蘇省電力科學研究院電網技術中心李強博士認為，隨著電改的深入推進，新能源功率預測可以發揮更大的作用。

“2015年江蘇省最高用電負荷超過8000萬千瓦，夏季用電高峰期間，僅空調用電負荷就接近3000萬千瓦。”李強說，通過對需求側管理，可以有效削峰填谷，保證電網安全。

目前，我國的峰谷電價對用戶削峰填谷激勵有限。以江蘇為例，普通工業用電高峰電價約為每度1.4元左右，低谷電價約為0.4元左右;普通居民用電峰谷價差更小，高峰電價約為每度0.56元左右，低谷電價約為每度0.36元，而國外電價價差動輒在5倍以上。德國新能源參與競價后，由于有政府補貼，在風電多的時候，常常報出負電價。

李強認為，隨電改的推進，中國電力市場形成，新能源也會走上競價上網的道路。屆時更靈活的電價，會激勵需求側更好削峰填谷，與新能源功率波動曲線趨向一致，最終也會促成新能源更高比例的并網。“而這一切，都建立在高精準度的新能源功率預測上。”他說。