新能源正在从装机扩张进入市场化运营的深水区。
国家能源局数据显示，2025年我国风电、光伏累计并网装机达到18.4亿千瓦，历史性超过火电，占全国电力总装机的47%；风光发电量合计2.3万亿千瓦时，约占全社会用电量的22%。规模快速增长之后，行业需要回答的问题已经不只是“建多少”，而是“能否预测、能否消纳、能否交易、能否安全运行”。
新能源入市，重新定义功率预测
2025年发布的新能源上网电价市场化改革文件明确，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，并推动新能源公平参与实时市场、加快实现自愿参与日前市场。截至2025年底，近六成新能源已进入电力市场，新能源市场化交易电量达到1.35万亿千瓦时，占新能源发电量的60%。
当交易从中长期延伸至日前、日内和实时，天气偏差会更快传导到发电计划、交易申报、合同履约和偏差风险。功率预测因此不再只是满足并网与调度要求的技术参数，而逐渐成为新能源企业安排生产、参与交易和管理经营风险的基础能力。预测做得早一点、细一点、稳定一点，企业才能更从容地理解未来出力边界，并为交易和运维留出调整空间。
预测能力正在从单点算法变成业务系统
国家发展改革委、国家能源局提出推进“人工智能+能源”，明确加快人工智能在高精度功率预测、电力市场和场站智慧运营等方向应用，打造“气象预测+功率预测+智慧交易+智能运维”一体化新能源智能生产模式。这意味着，行业评价功率预测的标准，正在从单次模型结果转向一套可持续运行、校验和优化的业务系统。
高质量功率预测并不只从算法开始。场站历史出力、设备状态和气象数据是否完整，异常值与噪声是否被识别，不同地形、机型和运行阶段是否采用匹配模型，预测结果能否持续与实况对照，都会影响最终可用性。真正可进入业务流程的预测，需要把数据治理、高精度气象输入、多模型融合、效果评估、风险预警和运营反馈连成闭环。
围绕这一变化，墨迹天气新能源功率预测平台将数值模式、卫星、雷达、地面观测等气象资料与场站数据结合，通过数据诊断与治理、定制化建模、多模型融合和持续评估，为风电、光伏场站提供多时间尺度的功率预测、发电趋势分析、气象风险预警和运维辅助参考。其价值不是给出一个孤立数字，而是让预测结果更贴近发电计划、交易申报、设备巡检和运行复盘。
从功率预测走向新型电力系统全链路
《新型能源体系建设“十五五”规划》提出，到2030年风电和太阳能发电装机比重超过50%，非化石能源发电量比重达到50%，新型储能装机达到3亿千瓦。中国气象局《能源气象服务行动计划（2024—2027年）》也把服务范围扩展至电源、电网、负荷、储能全链条，并提出开展电力交易气象服务。
这为商业气象服务打开了更广的业务空间。墨迹天气新型电力系统气象解决方案围绕发、输、配、变、用和交易：在发电侧支持风光功率预测和资源评估；在输配变环节提供高影响天气监测、线路及设备风险预警；在用电侧结合天气、负荷和储能数据开展负荷预测与策略建议；在交易侧辅助分析出力、负荷、价格与偏差风险。气象信息由此从天气展示转变为贯穿生产、运维、用能与交易的业务变量。
进入汛期，暴雨洪涝、台风、大风、雷电和高温等天气还会同时考验电源、电网和负荷。国家能源局要求电力企业持续跟踪分析汛期天气变化趋势，强化风险研判和应急准备[7]。这也提醒行业：预测与AI可以承担数据加工、风险识别、预警和策略建议，但电网调度、市场交易、设备控制和安全生产的最终决策，仍须由相应责任主体依据制度和实时条件作出。
当新能源进入“规模增长、市场定价、智能运营”并行的新阶段，功率预测正在成为连接天气、生产与经营的关键接口。谁能把天气不确定性更稳定地转化为可评估、可执行、可复盘的业务信息，谁就更有可能在新型电力系统中获得主动。