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功率预测考核收紧：南方区域“两个细则”修订后场站要为偏差买单

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-23 10:42

【中国能源产业发展网】原创【作者】卓启焱

2.9亿千瓦，占区域电源总装机比重超过40%，部分时段新能源电力渗透率最高突破58%。这是截至2026年6月，广东、广西、云南、贵州、海南五省区新能源装机的规模与运行特征。当新能源成为区域第一大电源，电网调度对“确定性”的需求变得空前迫切，而提供确定性的第一道关口，就是新能源场站的功率预测与出力控制能力。

变化体现在规则上。近期，国家能源局南方监管局就《南方区域“两个细则”部分条款修订（征求意见稿）》公开征求意见，从调度偏差管控、功率预测考核、AGC补偿机制、储能费用分摊等多个维度，对风电、光伏、新型储能并网主体提出了更严格的运行标准。行业内的普遍判断是，这次修订不只是局部条款的调整，而是新能源从“大规模并网”迈向“高质量可控并网”的信号。

调度计划曲线的考核方式变化最直接。修订稿对风光场站的调度计划曲线执行实施分档考核机制：有功出力偏差绝对值在5%以内不考核，5%至20%之间按1倍标准考核，超出20%按2倍标准考核。与之配套的是，原有的机组投入AGC期间的偏差考核豁免条款被删除——即便场站投入AGC调节，仍需承担出力偏差对应的考核责任；场站配套储能的实发电力，也被纳入出力偏差统计范围。AGC不再是可以遮住偏差的挡箭牌，风光储一体化场站必须同时管理发电侧与储能侧的联合出力。

功率预测环节的修改最为密集。准确率指标全面上调：以光伏为例，中期第4日准确率由45%提升至60%，日前预测准确率提升至75%，超短期第4小时准确率提升至80%。考核周期由“日统计、按月考核”调整为按日统计、按日考核、月度累加，考核的即时性显著增强，单日预测失准就会直接产生考核电量。超短期4小时准确率的计算公式也被重构，引入16个时间节点的分段加权权重，更加看重多轮滚动预测的综合效果。豁免范围则大幅收缩，原有的“新能源受限时段及后一小时”预测豁免被删除，仅保留不可抗力造成设备严重损毁的豁免情形。

把这些条款放在一起读，指向的是同一个逻辑：新能源场站的收益，将越来越取决于它对自身出力曲线的掌控精度。过去，场站收益主要由发电量与电价决定，预测只影响调度评价；现在，预测精度与曲线执行能力直接进入成本项，构成可量化的收入增减。有行业自媒体报道称，山东某风电场2026年4月的功率预测偏差考核金额为-81.2万元，一季度全国风电场功率预测相关考核支出同比大幅增长。此类数据来自行业自媒体统计，口径与权威口径存在差异，但方向性信号是明确的：考核压力正在系统性上升。

压力之下，场站侧的应对动作已经展开。技术层面的第一件事是提升气象输入的时空分辨率。功率预测的精度上限由气象数据决定，尤其是云量变化、辐照波动、风速切变等短时天气过程，对超短期预测的准确率影响最大。第二件事是改造预测算法架构，适应按日考核与分段加权的规则变化，把考核口径直接嵌入模型优化目标。第三件事是把储能纳入调度策略，用储能的快速调节能力平滑联合出力曲线，把偏差控制在5%以内的免考核区间。

运营层面的调整同样重要。按日考核意味着单日失准不再被月度平均所稀释，场站需要在内部建立日度的偏差复盘机制，把天气过程、设备状态、限电指令与偏差数据对应起来，形成可迭代的经验积累。检修安排、功率控制参数、储能充放策略之间的协同，也需要从运行层面统一管理。对于在多个省份持有电站的发电集团而言，不同区域的考核标准差异还会带来管理复杂度的提升。

从产业链的视角看，这轮规则调整会加速两类能力的分化。一类是数据与算法能力，能够提供更高精度预测服务的供应商将获得价格溢价，功率预测服务的价值量会随之上升；另一类是资产的运营能力，具备交易与调度协同能力的运营商，能够在同样的自然条件下获得更高的结算收益。相反，把电站当作被动发电资产、不做预测与策略优化的业主，其收益将被考核与偏差成本持续侵蚀。

规则的收紧也带来一个现实问题：豁免空间压缩之后，由极端天气、设备故障等不可控因素造成的偏差将难以申辩。这意味着场站需要在设备可靠性与备用手段上做出更多投入，例如引入备用气象源、配置冗余通信链路、强化储能系统的可用率管理。这些投入看不见直接的发电收益，却会真实改善考核结果与结算现金流。

把目光放远，功率预测考核的严格化是新能源参与电力市场的必然结果。当新能源装机占比跨过40%的关口，系统对调节资源的需求同步上升，偏差管理从技术问题演变为市场问题。场站承担偏差责任、储能提供调节能力、预测服务商提供精度保障，这条链条上的角色分工正随着规则调整而重新定位。谁能在新的考核框架下把偏差成本压到最低，谁就在下一阶段的电力市场竞争中占据主动。

“两个细则”并非新概念，它指的是并网发电厂运行管理实施细则与辅助服务管理实施细则，长期作为电力系统运行考核与补偿的基础制度。此前，这套规则的重心在于常规火电与水电的调频、调峰等辅助服务；随着新能源成为区域第一大电源，规则的重心自然向新能源的预测精度与出力可控性倾斜。考核标准从宽松走向严格，是电源结构变化在制度层面的直接映射。

考核电量的结算方式，决定了它对企业现金流的实际影响。通常，考核结果按约定的价格折算为费用，在电费结算中扣减或单独计收。这意味着，一台考核表现不佳的场站，其实际结算电价可能明显低于市场均价，而这种差距在电价本已承压的环境下会被放大。对持有多个电站的发电集团而言，考核支出的分布往往很不均衡——少数预测难度大的场站，贡献了大部分考核成本。

场站侧的技改投入需要算经济账。引入更高分辨率的气象源、升级预测算法、配置储能平滑出力，每一项都需要投入。评估这些投入是否值得，核心是比较投入成本与考核支出的可减少额度。在考核标准收紧的背景下，这种比较的天平正在向前者倾斜，这也是功率预测服务市场景气度上升的原因。

不同区域之间的规则差异，会给跨省运营的发电企业带来管理难题。各省对考核指标的定义、豁免条件、结算价格都有不同安排，场站的运行策略需要逐省适配。这种差异短期内难以消除，但从长期看，考核标准向更严格方向趋同是大概率事件。提前建立统一的数据治理与运营体系，会让企业在规则变化时具备更快的适应速度。

【文中信息及数据来源于：国家能源局南方监管局《南方区域“两个细则”部分条款修订（征求意见稿）》公开征求意见信息、北极星电力新闻网《取消AGC豁免、预测门槛全面上调新能源场站如何守住收益？》（2026年9月20日）】

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

来源：

中国能源产业发展网原创

作者：

卓启焱