現實操作中，燃煤發電機組分調度機組與生產機組，前者執行調峰，最小出力可以降到額定功率的50％，后者一般不執行調峰，不得已時，最小出力可以降到額定功率的70％。
國網冀北電力公司調度中心主任施貴榮介紹，新能源并網發電時，備用以燃煤發電機組為主。“新能源功率預測更精準，我們就可以減少更多備用機組。”施貴榮說，這些減掉的機組釋放出來的容量，就可以接納更多的新能源。
冀北電力公司覆蓋5個地級市，是國內可再生能源裝機比例最高的地區之一。截至目前，冀北電力公司負責調度的電力裝機為2155萬千瓦，其中新能源裝機930萬千瓦，風電裝機為854萬千瓦，光伏裝機76萬千瓦。2015年6月30日，冀北電網風電產生有史以來最大的單日波動幅度，為512.5萬千瓦，接近冀北電網總裝機容量的四分之一。
據了解，冀北電力對風電場進行主動管理，提升發電側的功率預測精度，并結合調度側研發的風電功率預測系統，對不同預測曲線進行組合預測，2014年全年預測準確率達到88％以上。此外，冀北電力還要求并網的風電場、光伏電站安裝功率控制系統。
這樣，冀北電力公司可以精準預測功率，提前安排調度計劃，當風電出力與預測結果偏差過大時，還可以通過分鐘級的功率控制系統調節風電出力，保障電網安全運行。
2015年10月8日，冀北電網風電最大出力達到543萬千瓦，風電瞬時出力占當時全網發電電力和負荷比例的最大值分別達54.3％、33.3％。
施貴榮透露，冀北電力對風電場、光伏電站進行考核，不達標準的，會扣除上網電量，這部分電量會用來獎勵功率預測超過考核標準的企業。
風電運營商認為，功率預測的另一好處，可以讓運營商提前知道功率情況，這樣可以把檢修計劃安排在無風或少風的時段，也提升了整體的發電量。
但僅依靠提高新能源功率預測精度，并不能解決棄風、棄光的限電頑疾。施貴榮說，冀北一到供暖季，熱電聯產機組必須運行供熱，這些機組維持運行的最小出力，就足以滿足當地的電力需求，新能源的調度空間非常有限，“新能源預測準確率達到100％，也沒有辦法不棄風”。
未來角色
國外新能源功率預測與國內的顯著不同，在于其在電力市場中扮演著重要的角色。以德國為例，德國由電網公司進行功率預測，含新能源在內的發電公司，統一在歐洲電力市場競價，預測不準的電量，由電網公司在平衡市場購買，來保證電網的實時平衡。
新能源電力公司參考預測功率來決定其報價。新能源功率預測，成為了電力市場的基石之一。但在國內，電力購銷均集中在電網公司，上網電價、銷售電價也由政府制定，不存在成熟的電力市場。新能源功率預測，扮演著幫助新能源友好并網的角色。
但這一情況正在改變。今年3月，中共中央國務院發布了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（俗稱“9號文”）。要求“加快構建有效競爭的市場結構和市場體系，形成主要由市場決定能源價格的機制”。
據新華社報道，發改委已經報批的電改的六個配套文件，涉及輸配電價改革、電力市場建設、電力交易機構組建和規范運行、有序放開發用電計劃、售電側改革以及加強和規范燃煤自備電廠監督管理等，預計近日即可公布。
江蘇省電力科學研究院電網技術中心李強博士認為，隨著電改的深入推進，新能源功率預測可以發揮更大的作用。
江蘇省正在制定2020年可再生能源發展路線圖，可再生能源并網比例將進一步提高。為了應對未來發電端的變化，江蘇正在積極推進需求側管理，通過政策等手段來調節用電負荷，既涵蓋用電高峰時，削減用電負荷，也包括在用電低谷時，提升用電需求。
“2015年江蘇省最高用電負荷超過8000萬千瓦，夏季用電高峰期間，僅空調用電負荷就接近3000萬千瓦。”李強說，通過對需求側管理，可以有效削峰填谷，保證電網安全。
目前，國內的峰谷電價對用戶削峰填谷激勵有限。以江蘇為例，普通工業用電高峰電價約為每度1.4元左右，低谷電價約為0.4元左右；普通居民用電峰谷價差更小，高峰電價約為每度0.56元左右，低谷電價約為每度0.36元，而國外電價價差動輒在5倍以上。德國新能源參與競價后，由于有政府補貼，在風電大發的時候，常常報出負電價。
李強認為，隨電改的推進，中國電力市場形成，新能源也會走上競價上網的道路。屆時更靈活的電價，會激勵需求端更好削峰填谷，與新能源功率波動曲線趨向一致，最終也會促成新能源更高比例的并網。“而這一切，都建立在高精準度的新能源功率預測上。”
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