问题——新能源占比持续攀升，电力系统对“可发可控”的要求更高。随着我国电力结构加快向清洁低碳转型，电力系统已进入以新能源为增量主体、并逐步成为重要电源的阶段。新能源“看天吃饭”的属性，使其出力存波动性和不确定性：一上，风速、辐射、来水等气候资源直接决定风电、光伏、水电的年内可利用水平；另一方面，极端天气增多与气候异常易引发区域性供需紧平衡。如何更长时间尺度上把握发电能力变化，成为电网安全运行、发电企业经营决策以及电力市场交易安排的共同关切。 原因——能源格局重构与气候变化叠加，催生中长期预测需求。发布的《全球风光水发电能力年景预测2026》给出了面向下一年度的关键预估：2026年全球风电平均可发电小时数约2310小时，较上一年度略有回落，但在装机增长因素带动下，全球风电发电能力仍将增加约6%；全球光伏平均可发电小时数约1340小时，较上一年度小幅提升，叠加装机扩张，全球光伏发电能力预计增加约25%；水电上，预测显示2026年全球水电发电能力总体稳中有升，预计较2025年增长约7%。我国，预测认为2026年风电平均可发电小时数约2100小时，虽略有下降，但在装机扩张作用下，总发电能力仍有望提高约2%；光伏平均可发电小时数约1320小时，与上一年度大体相当，而装机增长将推动光伏总发电能力预计提高约25%。来水空间分布上，预测提示我国西北地区来水或偏多，西南地区来水存在减少可能。这些判断表明，资源禀赋与装机节奏共同塑造供给端“量”的变化，而气候条件波动更多影响“质”的稳定性。 影响——从“能发多少”延伸到“如何调度、如何交易”的系统性价值。年景预测的意义不仅在于提供发电能力的预估区间，更在于为电力系统运行与市场机制提供前置依据：其一，为电源侧投资与设备检修计划提供参考，帮助发电企业优化年度发电策略与经营预期；其二，为电网侧统筹电源电网负荷与调节资源配置提供支持，提升跨区送受电安排、备用容量配置和峰谷调节的根据性；其三，为电力市场交易定价与风险管理提供气候信息支撑，降低因出力偏差引发的偏差考核与交易风险，促进市场运行更平稳。尤其在新能源装机占比不断提高的背景下，年度尺度的发电能力预估有助于把“波动性”纳入系统规划和市场规则设计，推动从经验调度向数据驱动调度转变。 对策——以气象与能源协同创新提升预测精度与应用深度。据介绍，有关部门在此前工作基础上对预测技术与算法进行了优化，并在风电、光伏预测体系之外更拓展了水电预测内容，提升了综合评估能力。回顾来看，有关机构此前已探索形成“气象要素预报—风光场站识别—新能源发电能力预测”的一体化路径，实现对全球风电、光伏发电能力的月度与年度预测，为新能源中长期预测提供了可复制的方法框架。面向下一步，应推动预测成果向电力规划、现货与中长期交易、辅助服务与容量机制等环节更深嵌入，强化极端事件预警与情景推演能力，并结合不同区域电网结构与消纳条件，形成更贴近工程应用的区域化、精细化服务产品。同时，应加强数据共享与标准衔接，推动气象信息与电力运行数据互通互用，提升预测—决策闭环效率。 前景——从“预测年景”走向“服务新型电力系统”的综合能力建设。随着可再生能源装机规模持续扩大，电力系统对气候资源评估、极端灾害防范与跨季节供需研判需求将更为迫切。面向“新能源主导”的新型电力系统建设，年景预测有望与中短期功率预测、负荷预测、储能调度、需求侧响应等形成协同，支持电力系统在不确定性增强条件下实现更高比例清洁能源消纳。，水风光互补与跨区互济的潜力将进一步释放，年度尺度的来水与风光资源判断，将为优化电源结构、完善调节能力建设提供更前瞻的依据。
能源安全关乎国家发展全局。在"双碳"目标引领下，我国新能源发展迅猛，气象与能源的协同创新至关重要。从单一预测到体系建设，我国在新能源发电预测领域的探索实践，既为国内电力转型提供了技术支持，也为全球能源气象服务贡献了中国方案。未来需持续深化气象能源融合创新，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供有力支撑。