面对新能源装机快速增长与气候波动不确定性加大的现实，电力系统对“能发多少、何时能发、波动多大”的判断，正从经验驱动转向数据与模型驱动。2月5日发布的《全球风光水发电能力年景预测2026》，围绕风电、光伏、水电三类主要清洁能源，对2026年发电能力开展年度景气度研判，为电力规划和市场化交易提供中长期参考。 问题在于，风光资源存在显著的时空差异和年际波动，水电又高度依赖来水情势。在新能源成为主体电源的趋势下，若缺乏可信的中长期预测，规划端可能出现电源结构与输电通道匹配偏差，运行端面临调峰调频压力与保供风险，市场端也可能因预期不稳带来价格波动与交易策略偏离。尤其在极端天气更趋频繁的背景下，单纯依赖短期预报和历史均值，难以支撑跨季节、跨区域的资源配置与风险管理。 从预测结果看，报告给出了全球2026年的关键指标：风电平均可发电小时数约2310，较上年略有下降，但在装机增长带动下，风电发电能力预计增加约6%；光伏平均可发电小时数约1340，较上年略有提升，叠加装机扩张，光伏发电能力预计增加约25%；水电发电能力较2025年总体稳中有升，预计增长约7%。这些判断反映出一个重要特征：单位资源条件的细微变化，可能因装机规模扩张被放大为系统层面的供给增量，进而影响电源布局和市场预期。 在中国部分，报告显示2026年风电平均可发电小时数约2100，较2025年略有下降，考虑装机增长，总发电能力预计提升约2%；光伏平均可发电小时数约1320，与上年基本持平，但在装机增长带动下，总发电能力预计提升约25%。水文气象上，预计全年西北地区来水将增多，西南来水可能减少。上述信息对我国电力供需格局具有较强根据性：西北地区作为新能源基地与外送通道的重要承载区，若来水改善，将为水风光多能互补与电力外送稳定性提供支撑；而西南来水偏少的可能性，则提示涉及的区域需提前评估水电出力波动对迎峰度夏、枯水期保供以及跨区互济的影响。 形成这些预测并非偶然。一方面，能源转型推动电源结构重塑。中国气象局相关负责人指出，截至2025年底，我国可再生能源装机占比已超过六成，电力系统进入“新能源主导”阶段。电源结构越清洁，对气象条件的敏感度越高：风速、辐照、云量、温度、降水等要素变化，都可能通过出力曲线传导至调度计划、备用需求和市场价格。另一方面，气候变化带来更多极端天气事件，系统脆弱性随之上升，行业对资源评估与灾害预警需求更加迫切，气象与能源协同正成为提升能源安全韧性的关键环节。 影响层面，这个预测的价值不仅于提供一组指标，更在于提升“可预见性”带来的系统收益。对规划端而言，年景预测有助于识别不同区域风光水资源的年际差异，优化电源结构、储能配置与输电通道利用，降低投资决策不确定性。对运行端而言，提前掌握可能的偏丰偏枯趋势，可改进年度检修安排、燃料与水库调度策略，提高迎峰保供的主动性。对市场端而言，中长期发电能力预判能够帮助各类主体形成更稳定的交易预期，推动电力现货、中长期合约与绿电交易更好衔接，减少因信息不对称导致的过度波动。 对策上，业内普遍认为，应将年景预测纳入电力系统“源网荷储”协同治理框架，形成从气象预报到电力决策的闭环应用。其一，推进气象数据、场站运行数据与电网调度数据的标准化共享，提高预测可用性与可解释性。其二，围绕关键区域开展“风光水储”一体化情景推演，将预测结果转化为可执行的调度策略与风险清单。其三，加强对极端天气的联合预警与应急演练，完善备用、需求响应与跨区互济机制，应对预测之外的尾部风险。其四，持续提升算法与模型能力，尤其加强对复杂地形、云系变化以及水文过程的表征，强化月度—年度尺度的衔接预测。 前景上看，随着新能源占比继续提高，电力系统对中长期预测的依赖将持续增强。2025年相关机构首次发布《全球新能源发电年景预测2025》，提出“气象要素预报—风光场站识别—新能源发电能力预测”的框架，实现对全球风电、光伏发电能力的月度和年度预测，并在国际上获得积极反馈。本次《全球风光水发电能力年景预测2026》在此基础上优化技术与算法，扩展水电预测内容并提升精度，标志着从“风光预测”走向“风光水协同预测”的体系化推进，有望为新型电力系统建设提供更稳健的长期支撑。
从“靠天吃饭”到“知天而作”，新能源发展正在从规模扩张转向精细管理。气象预测技术的进步，不仅为电力行业增加确定性，也说明了人类应对气候挑战的能力。在全球能源转型进程中，中国通过科技创新与实践探索，正在提供可借鉴的经验。未来，如何把气象资源的“变量”更有效转化为能源安全的“增量”，仍需国际社会共同推进。