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%。
国网冀北电力公司调度中心主任施贵荣介绍，新能源并网发电时，备用以燃煤发电机组为主。“新能源功率预测更精准，就可以减少更多备用机组。”施贵荣说，这些减掉的机组释放出来的容量，就可以接纳更多的新能源。
冀北电力公司覆盖5个地级市，是我国可再生能源装机比例最高的地区之一。截至目前，冀北电力公司负责调度的电力装机为2155万千瓦，其中新能源装机930万千瓦。2015年6月30日，冀北电网风电产生有史以来最大的单日波动幅度，为512.5万千瓦，接近冀北电网总装机容量的四分之一。
据了解，冀北电力对风电场进行主动管理，提升发电侧的功率预测精度，并结合调度侧研发的风电功率预测系统，对不同预测曲线进行组合预测，2014年全年预测准确率达到88%以上。此外，冀北电力还要求并网的风电场、光伏电站安装功率控制系统。
这样，冀北电力公司可以精准预测功率，提前安排调度计划，当风电出力与预测结果偏差过大时，还可以通过分钟级的功率控制系统调节风电出力，保障电网安全运行。
施贵荣透露，冀北电力对风电场、光伏电站进行考核，不达标准的，会扣除上网电量，这部分电量会用来奖励功率预测超过考核标准的企业。
风电运营商认为，功率预测的另一好处是让运营商提前知道功率情况，这样可以把检修计划安排在无风或少风的时段，也提升了整体的发电量。
但仅依靠提高新能源功率预测精度，并不能解决弃风、弃光限电顽疾。施贵荣说，冀北一到供暖季，热电联产机组必须运行供热，这些机组维持运行的最小出力，就足以满足当地的电力需求，新能源的调度空间非常有限，“新能源预测准确率达到100%，也没有办法不弃风”。
