头一天，在风还没来时，就能确定风机第二天的发电量。通过收集气象等关键数据及一套复杂算法，新能源功率预测已经可以实现更高的预测精度。
2015年12月23日，浙商证券电力设备与新能源行业首席分析师郑丹丹告诉《中国经济信息》记者，风电、光伏具有间歇性、随时性，新能源功率预测，可以带来更大的调度空间，也有利电网安全。
在我国，各地区对新能源功率预测的精度要求不一，但趋势是越来越严。我国普遍要求，风电场预测次日发电功率，与实际功率的误差应小于20%。但要彻底解决新能源的消纳问题，仅靠新能源功率预测技术也不行，技术与市场双重手段才能彻底解决弃风弃光。
精度仍待提高
新能源功率预测并不稀奇。早在1997年，丹麦国家电网就开始了风电功率实时预测。在我国，随着2012年《风电场接入电力系统技术规定》、《光伏发电站接入电力系统技术规定》相继实施，功率预测系统也成为风电场、光伏电站的并网前提。
东润环能研发总监娄勇刚说，风电场功率预测系统首先要根据风电场的历史功率、历史风速、地形地貌、数值天气预报、风电机组运行状态等数据建立风电场输出功率的预测模型，以风速、功率和数值天气预报数据输入，结合风电场的运行状况，得到风电场未来的输出功率。
所以，新能源功率预测精度主要由气象数据的准确性、预测系统计算方法和电厂运行数据等因素决定。
气象预报决定新能源功率预测的精度不难理解。计算方法也是关键因素。比如，IBM采用了独家的“认知计算”分析方式，提高了新能源功率预测的精度，应用在张北地区风场。
但在现实中，风电场、光伏电站的运行数据，常常成为制约新能源功率预测的关键原因。娄勇刚说，我国风电从业人员普遍年轻，管理比较粗糙，风电场经常出故障，运行数据又不能实时共享，自然降低了功率预测的精度。
为了提高预测精度，2012年国家能源局发布《风电功率预测预报考核办法（试行）》后，各地陆续制定了风电功率预测考核管理的相关条款，通过经济手段考核，这才逐渐使得各地风电场预测次日功率与实际功率误差小于20%。
但与发达国家相比，差距依然明显。国外预测次日新能源功率误差普遍小于10%，一些地区预测误差甚至在5%左右。多位业内人士认为，原因之一，在于国外风电场管理水平远高于我国，风机故障率也较低。
为补上这一短板，我国众多企业都成立了专门的巡检小组，为新能源发电项目提供新能源功率预测的培训。还有的企业推出了更高精度的预测产品，改原先定期巡检，变为专人维护，每天根据风场、光伏电站运行状况来调整模型。
同时，电网也积极行动起来。据了解，国家电网公司已在各省级以上电网安装新能源功率预测系统。由中国电科院开发的新能源智能监测与调度系统，就含有新能源功率预测功能，已在22个省级及以上电网应用。
难解弃风弃光
业内普遍认为，提高新能源功率预测精度，对电网容纳更多可再生能源意义重大。
2005年《可再生能源法》颁布，要求可再生能源“全额上网”，电网调度逐渐转变为以可再生能源并网为主，传统能源辅助调峰的模式。
现实操作中，燃煤发电机组分调度机组与生产机组，前者执行调峰，最小出力可以降到额定功率的50%，后者一般不执行调峰，不得已时，最小出力可以降到额定功率的70%。
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