随着以风光为主的新能源装机占比不断提升，气象因素在电力保供和能源绿色转型中扮演着越来越重要的角色。除了暴雨洪涝、雨雪冰冻、台风等突发性灾害天气对电力系统安全稳定运行带来的短期影响，在更长的时间维度上，气候变化所引发的连锁反应也深入电力系统发输配用的各个环节，尤其是供给侧和负荷侧。从供给侧来看，气候变化可能会改变风能、太阳能和水能资源的分布与可用性，直接决定了风电、光伏发电和水电功率的变化情况。从负荷侧来看，极寒或极热天气将影响取暖或制冷负荷的变动。

为了达到供需两端的电力电量平衡，保障电力系统的平稳运行，电力调度和电力交易成为调节供需平衡的关键环节，而这两个环节均少不了精准的气象预测做支撑。

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高温来袭，负荷几何？

夏季越来越热，已是不争的事实。我国多地不仅气温越来越高，且呈现出“进场更早，收官更晚”的趋势。

根据中国气象局7月23日发布的数据，从温度来看，入汛以来全国平均高温日数（8.5天）为历史同期最多，平均气温（16.8摄氏度）为历史同期次高，陕西、河南、山东、湖北、四川、新疆等6省（区）气温为历史同期最高。陕西兴平（43.1摄氏度）、湖北巴东（42.9摄氏度）等45个国家气象站日最高气温突破历史极值。从高温日出现的时间线来看，5月19日至21日，我国出现首轮高温过程，河南林州和河北峰峰出现43摄氏度及以上高温。

“民以食为天，食以天为先”。在古代，天气变化直接决定了农作物的产量，进而影响市场经济。那么现代，除了体感的不适，高温会对社会运转产生哪些影响？

在经济学术语中，有个名词叫“一度效应”，指的是气温发生1摄氏度变化，商品的销量就会随之发生较大变化。例如，德国的一项调查发现，气温每上升1摄氏度，大瓶装啤酒日销量会增加230万瓶；日本的统计数据表明，夏天气温每变化1摄氏度，空调销售量可波动数万台。基于这些发现，全球多个国家推出了空调指数、啤酒指数、乘车指数等夏季热门气象服务指数，以全面促进市场消费。

在能源领域，“一度效应”更为明显。根据国家气象信息中心的公开数据，当重庆气温达到或超过35摄氏度时，气温每升高1摄氏度，全市电力负荷便会增加约100万千瓦；在陕西，日最高气温达到31摄氏度后，每上升1摄氏度，全省电力负荷便会增加约100万千瓦；而在广东，当气温达到35摄氏度以上时，每增加1摄氏度，对应的负荷就会上升300万～500万千瓦。

从全国范围来看，近期各地屡破纪录的温度也让电力负荷的峰值冲向新高。

根据国家能源局7月31日发布的最新数据，全国最大电力负荷分别于7月4日、7日、16日、17日四次创历史新高，突破15亿千瓦，最高达到15.08亿千瓦，较去年最大负荷增加0.57亿千瓦。截至目前，江苏、山东、广东等19个省级电网负荷46次突破历史新高。

从电力负荷的增长主体来看，高温导致的空调等制冷设备的用电需求成为近期电力负荷增长的绝对主力。根据国网能研院的数据，当前居民空调负荷占到总用电负荷的40%。以湖南省为例，湖南省气候中心的数据显示，3月26日湖南省出现了首个超过35摄氏度的高温日，为1961年有完整气象记录以来第二早；年平均气温屡创新高。根据湖南省人民政府的预计，今夏湖南省最大用电负荷将达5000万千瓦，持续极端高温天气情况下最大可达5200万千瓦；空调负荷预计最大达到2344万千瓦，占全省总用电负荷的45%以上。

高温“炙烤”模式下，用电负荷的高企也检验着电网的平稳运行能力，特别是作为控制电力系统平稳运行的神经中枢——电力调度。

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助电力调度“渡”峰值

截至今年6月底，全国可再生能源装机容量达到21.59亿千瓦，同比增长30.6%，约占我国总装机的59.2%，其中，水电装机4.4亿千瓦，风电装机5.73亿千瓦，光伏发电装机11亿千瓦，风电、光伏发电合计装机达到16.73亿千瓦，历史性超过了火电装机。从发电量来看，今年上半年，风电、光伏发电量合计达11478亿千瓦时，同比增长27.4%，在全社会用电量中占比达到23.7%，较去年同期提高4.4个百分点。

在这一背景下，新能源“看天吃饭”的特性，让电力调度工作发生了前所未有的变革。

中国电力科学研究院新能源研究所电力气象预测预报技术研究室主任王勃表示，当前新型电力系统的调度工作正从传统的“源随荷动”转向“源荷互动”的复杂模式。“新能源出力的显著间歇性和波动性使得调度必须应对分钟级甚至秒级的功率变化，同时极端气候频发导致预测不确定性加剧，2022年四川“旱涝急转”情况就暴露出传统备用容量策略在复合灾害气候预测不准确下的失效风险。当前，电力调度需构建多时间尺度协同控制体系，深度融合高精度气象预测、分布式资源管理和跨区灵活性共享。”

王勃认为，气候变化在中长时间尺度上对电力调度规划的影响是系统性且深远的，它不仅将可能重塑天气依赖型电源的调控方式，甚至会推动电网运行方式和天气敏感型负荷需求模式发生调整。

“从发电侧来看，降水模式的改变导致水电丰枯期规律被打破，水库调度曲线需要重新评估，而风速变化和云量分布的改变则直接影响风电和光伏的出力特性，甚至可能出现新能源电站的前期规划选址策略失灵；同时，持续升高的环境温度会降低火电和核电的运行效率，特别是在夏季，冷却水温度限制可能影响到传统电源降出力运行，”他说，“电网侧则面临传输能力下降和灾害风险上升的双重压力，导线载流量因高温而削减，强风、雨雪、冰雹等极端天气频发、重发，又对提升电网抗灾标准提出了更高要求。”

而对于负荷侧的变化，王勃认为更为复杂。“生活用电方面，制冷需求激增使得夏季峰值负荷持续攀升，而冬季采暖需求减少虽可能缓和季节性峰谷差，但突发寒潮又会带来不可预测的负荷冲击，近年来除湿负荷的需求也不容小觑。在农电利用方面，主要挑战在土壤保墒需求，高温带来的旱灾、台风带来的涝灾，都影响农作物生长。这些变化倒逼电力调度体系向多时间尺度耦合决策转型，需要将天气和气候预测数据深度嵌入周、月、季的调度策略中，同时通过优化灵活性资源配置策略来增强系统弹性。”他说道。

不同于日常生活中常见的天气预报，电力调度和电力交易环节应用的是数值天气预报。数值天气预报是指根据大气实际情况，在一定的初值和边值条件下，通过大型计算机做数值计算，求解描写天气演变过程的流体力学和热力学的方程组，预测未来一定时段的大气运动状态和天气现象的方法。

早在2010年，中国电力科学研究院电力气象团队就建立了国内首个专业的面向电力气象服务的数值天气预报中心。

据王勃介绍，该数值预报中心拥有500万亿次/秒计算能力的高性能集群，以及集四维资料同化、快速更新循环、集合预报等技术于一体的电力专业数值预报模式，每日2次生成未来72小时的常规气象以及电力气象灾害预测信息；还可以结合电网设备的地理位置、设防水平、历史故障以及致灾机理等，分灾害建立设备灾害风险分级预测模型，可第一时间将受影响设备的信息通过国网公司企业级气象中心下发至各省公司与生产一线，为电网生产运行提供坚强有力支撑。

2016年，由中国电力科学研究院自主研发的“新能源发电调度运行关键技术及应用”获得了国家科学技术进步奖二等奖，其中风电、光伏发电功率预测是项目的核心创新点之一。

王勃表示，由于新能源受热力、动力等多重物理效应交互耦合影响，波动过程呈强随机性，难以准确描述，高精度预测难度极大。而“新能源发电调度运行关键技术及应用”项目提出了风过程和云团移动数值模拟方法，揭示了新能源波动和出力陡升陡降事件的规律，首创了波动特性聚类与辨识、多模型交互校验与融合的波动过程预测方法，解决了新能源中尺度功率波动预测误差大的难题，极大提升了新能源的功率预测精度。

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提高电力交易可靠性

2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。文件的发布标志着我国新能源产业从“政策驱动”全面转向“市场驱动”。但同时，随着新能源的全面入市，其波动性和随机性也给电力市场，尤其是现货市场带来了较大的不确定性。

众所周知，电力价格预测是电力市场交易策略的核心，在新能源全面入市后，新能源功率预测便成为价格预测的重要组成部分。

冀北电力交易中心有限公司交易处专责朱天博表示，在中长期电力交易中，气象预测主要用于优化能源规划和发电设备的长期调度；在日内或极短期电力交易中，气象预测更侧重于实时调整发电和用电计划，应对突发气象变化，确保电网的稳定运行。

“通过合理利用气象预测信息，电力公司可以有效降低运营成本，提高电力交易的效率和可靠性。”朱天博说道。

王勃同样表示，随着新能源占比的持续提升，为保障电力系统电力电量的平衡，电力调度和电力交易环节需依托高精度的新能源功率预测、气象敏感性负荷预测，并优化常规电源和灵活电源的机组组合方案。

以山东省为例，今年7月初，受副热带高压北抬影响，山东大范围出现持续“桑拿天”，山东全网用电负荷自7月3日起4天创新高，最高负荷达1.2298亿千瓦。而在8月5日，山东省最高负荷再次创历史新高，达到1.236亿千瓦。为了应对夏季用电的“尖峰时刻”，国网山东电力借助AI大模型力量，打造“电网调度智慧大脑”，推动电网调度运行实现从“数字赋能”向“认知智能”的跨越。

据国网山东电力调度控制中心负责人介绍，“电网调度智慧大脑”综合运用“气象大模型+专业小模型”技术，将未来48小时气象预报的更新频率提升至1小时一次，融合气象实况、卫星云图、高分辨率地形等多源多模态信息，为负荷预测提供了更加及时、准确的气象数据支持。同时，“电网调度智慧大脑”结合专家经验进行自主分析学习，有效提升负荷预测任务在极端天气、节假日等小样本事件中的准确率。

数据显示，山东负荷预测模型在迎峰度夏期间表现优异。今年入夏以来，模型预测准确率达98.3%，较传统预测高出0.5个百分点；在7月3、4、5日负荷连续创新高场景预测准确率达98.63%，较传统方式高出1.1个百分点；在6月18日、7月7日两次重大转折天气中模型预测准确率分别达99.62%和98.21%，较传统方式分别高出2.15和3.64个百分点，在突破转折天气等场景的负荷预测精度提升瓶颈方面成效显著。

同时，精准的气象预测还帮助国网山东电力完成“中长期+现货+应急调度”的多元化电力资源调配模式，成功应对夏季用电负荷高峰。据了解，国网山东电力签订迎峰度夏期间“七下八上”晚高峰时段的跨省区中长期交易合同，首次突破3000万千瓦。此外，在供电紧张时段，通过省间现货市场最大购电304万千瓦，申请华北区域应急调度支援电力最大600万千瓦，入鲁外电达3480万千瓦。

不过，王勃认为目前电力气象预测技术的发展仍然面临三大核心挑战：一是在基础数据层面，人工智能大模型虽依赖海量高质量数据，但电力气象领域存在观测站点稀疏、时空覆盖不足、数据质量偏低等问题，难以满足大模型对海量、高维数据的需求，亟须提升数据的多样性，并解决其不确定性。二是在训练建模层面，巨量参数模型面临算力成本高、收敛难度大的瓶颈，现有气象大模型对小尺度强对流天气等极端天气的泛化能力明显不足，电力气象大模型的精细化研发已步入技术“无人区”。三是在预测推演层面，气象大模型的建模方式通常以均态误差最小化为目标，即对气象极端事件的模拟难度很大，这与电力系统对极端天气时空精准命中的需求存在本质矛盾，导致模型对低频高影响天气的预测可靠性不足。

不久前，国家发展改革委、国家能源局印发《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，为全国统一电力市场建设按下“加速键”。电力市场的“全国购”，弥补了新能源装机快速增长这一背景下，单一电网的调节能力渐显不足的问题，增强了新能源消纳和电网的保供互济能力。

王勃表示，电力市场改革进一步增加了调度的复杂度，站在电力生产-传输-售用全链条如何有效应对气候变化的角度，构建涵盖预测、决策、恢复全链条的气候韧性体系显得尤为紧迫。

今年上半年，在气象预测的辅助下，电力调度完成了及时有效的电力“大迁徙”。国家能源局发展规划司相关负责人在2025年第三季度新闻发布会上表示，我国能源安全保障能力稳步提升，除了原煤、油气生产的平稳增长，电力大范围优化配置能力进一步增强，陇东-山东、哈密-重庆等特高压直流输电工程投产送电。迎峰度夏以来，有效应对了15.08亿千瓦的历史最高用电负荷，全国未实施有序用电。