引子：气候变化已成为21世纪人类社会的共同挑战。在《巴黎协定》框架下，全球195个缔约国已明确将能源清洁低碳转型作为应对气候危机的核心路径。2024年，风电与光伏占全球电力装机总量的31%，标志着新能源正加速成为主力电源。然而，气候变化本身正在重塑新能源发展环境。历史气象数据分析表明，新能源发电能力的年际波动显著，给电力系统规划、市场交易和安全保供带来严峻挑战。在此背景下，全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）与国家气候中心（NCC）联合攻关，首次实现覆盖全球的新能源发电能力年度预测。本文基于2025年预测成果，对年景预测报告进行深度解析。
新能源的高比例渗透是能源转型的核心特征，但气候系统的复杂性与新能源发电的强气象依赖性，导致能源系统面临“波动加剧—规划滞后—保供风险”的连锁挑战。能源转型不仅是技术问题，更是气候科学、能源经济与系统工程的交叉命题。2025年全球新能源发电年景预测的发布，为破解这一难题提供了科学工具。
一、新能源年景预测为何成为战略刚需？
1. 气候变化重塑新能源发展逻辑
历史气象数据分析表明，我国风电单月发电小时数的年际波动可达50%以上，新能源发电的“靠天吃饭”特征显著。若缺乏对年际气候趋势的预判，电力系统将陷入“规划失准—投资低效—保供被动”的恶性循环。例如，2025年德国一季度风电发电量同比骤降29%，而电力需求增长3%，直接推高天然气发电量与电力进口成本，电价高位震荡。此类案例表明，新能源年度预测是平衡“低碳目标”与“能源安全”的关键纽带。
2. 年度预测面临三重科学难题
其一，气候变化持续扰动预测基准。传统预测依赖历史气象数据，但全球变暖导致极端天气频发，历史规律失效风险上升。其二，时空分辨率匹配难题。电网规划需小时级数据支撑，而气候模型通常仅提供月均值，二者鸿沟亟待弥合。其三，气象—能源跨界耦合技术空白。新能源出力受风速、辐射等多要素非线性影响，需构建跨学科耦合模型。
3. 全球首个“三位一体”预测框架突破
GEIDCO与NCC联合研发的预测体系，通过气象要素预报—风光场站识别—发电能力计算三大模块耦合，实现0.25°空间分辨率、月度时间尺度的全球新能源发电能力预测。该框架突破三大技术瓶颈：
气候模式升级：依托中国气象局二代全球气候模式，对气温、降水、风速、辐射等要素进行误差订正与统计降尺度，输出小时级数据，效果整体优于美国、日本等国家同类模型；
场站精准画像：自主研发了具备高精度目标检测与图像分割能力的人工智能模型，基于2米分辨率的多光谱遥感影像进行模型训练和推理，能够实现风机和光伏板位置的自动识别，并智能估算各场站的装机容量，形成了一套结构化、可更新、可追溯的全球风光场站数据库；
出力精细模拟：解决了设备参数动态调整、时序出力精细计算等问题，实现了基于每台风机及光伏板未来气象数据及标准功率曲线模型的年度新能源发电能力预测，并最终形成未来一年的预测结果。
二、2025年新能源发电年景预测结果
1. 全球气象格局演变趋势
气温方面，东亚部分地区、欧洲大部、非洲南部、北美东部等地气温预计偏低0.5℃以上；而俄罗斯北部、中亚、北美西北部等地气温偏高。
降水方面，南美洲大部、非洲中部及部分沿海、亚洲南部等地降水显著增加；北美中部、澳大利亚中南部、非洲北部等区域降水减少。
风速方面，全球大部地区100米高度风速较2024年偏低，仅地中海周边、蒙古高原及周边、南亚次大陆、澳大利亚中部和非洲东部等地增加。
辐射方面，欧洲大部分地区、中国北部及南部沿海、南亚及东南亚大部、澳大利亚北部增加较为明显；非洲南部、北美西部和南美洲大部分地区太阳短波辐射将有所下降。
2. 风电：区域分化加剧，系统灵活性需求攀升
全球趋势：预计2025年，全球风电平均可发电小时数2300小时，与2024年持平，由于新增装机容量的驱动，发电能力增长超10%。
国家差异：巴西风电平均可发电小时数将达到2800，增长近6%；美国、印度、英国、中国分别为2700、1700、3300、2100，与2024年基本持平；德国和南非为2500和2400，分别下降4%和5%。
中国挑战：全国风电平均可发电小时数下降2%，河南、新疆等省份小时数降幅达5%-9%，需重点防范夏秋季出力低谷。但随着装机规模的快速增长，风电总体发电量有望提升20%。
3. 光伏：辐射小幅改善，装机爆发对冲波动
全球趋势：预计2025年，全球光伏平均可发电小时数1350小时，相比2024年略有提升，考虑装机容量的增长，发电能力增加30%。
国家差异：德国、印度、中国、澳大利亚、巴西光伏可发电小时数有望提高，分别达900、1400、1300、1400和1400，南非、美国光伏可发电小时数将有所下降，平均可发电小时达1500和1400左右。
中国机遇：全国光伏平均可发电小时数增长2.5%，浙江、河北等装机大省增幅达6%-8%，下半年出力有望超预期。叠加装机快速增长，预计全年光伏发电量将提升40%。
三、从预测到行动
新能源发电的中长期预测是能源战略决策与顶层设计的重要依据，也是支撑新型电力系统科学规划和安全运行的关键基础，年景预测的结果可在以下方面提供帮助。
(1)支撑战略决策参考
政府能源电力主管部门在开展全年综合能源平衡分析过程中可以应用风光发电能力年景预测结果作为参考，优化区域内化石燃料的储备策略;通过开展多年的年景预测和跟踪分析，可形成不同地区风光发电容量因子的变化趋势，助力政府部门在新能源开发布局决策中考虑长期气候变化的影响，引导新能源开发项目向高效区域集聚，避免资源错配和投资风险。
(2)支持政策工具创新
年景预测成果可为电力市场监管部门完善市场机制提供新的视角。一是探索完善中长期电力交易规则，推动从年度电量交易向带曲线交易方式转变;二是探索建立中长期市场的风险缓冲机制，例如年度风光发电能力波动与碳配额联动的调节机制，降低市场风险提高能源系统整体效益;三是探索建立电力辅助服务市场预警机制对风光发电能力显著偏离多年平均水平的年度或者月份，向市场参与者提供向上或向下调节资源紧缺的预警，减少系统缺电或弃电。
3)提升企业运营水平
年景预测成果可为发电企业优化电力交易策略提供支撑。基于年度预测结果，发电企业可探索开展季节性发电不平衡风险的量化分析，指导制定年度合约比例及合约分解曲线，优化中长期与现货电量分配，提高发电企业的收益能力。
(4)优化电力系统运行
年景预测成果可为电网企业的年度运行方式分析提供量化支撑。结合区域内新能源发电能力的年度预测结果与多年平均水平之间的差异，电网运行部门可以有针对性地提前做好化石能源发电机组以及调峰、储能资源的运行方式安排。
(5)推动电网互联互通
从 40 年的历史气象数据来看，全球整体的新能源发电能力变化并不明显，但局部地区在一定时期内大概率会发生较剧烈的波动。随着新能源发电占比的提高，各类天气事件对电力系统的影响愈发显著，单一区域的调节资源已难以应对气候驱动的供需失衡加强电网互联互通。实现更大地理范围内新能源发电的互补互济可以有效增强电力系统在多变气候中的韧性，这将是未来推动电网互联互通的重要动力。
能源转型本质是一场与气候变化的竞速赛。唯有将气候智慧深度融入能源系统，方能实现“双碳”目标与能源安全的共赢。
文｜徐新智 吴佳玮，作者供职于全球能源互联网经济技术研究院
【责任编辑：刘澄谚 】
