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风功率预测就是提前估算风电场未来一段时间的发电量。它是风电场运营和电网调度的重要支撑，能够有效提高风电场出力预测的准确性，降低电网调度的风险，促进风电的消纳和发展。如果这项工作没做好，风电场的收益可能会大打折扣。
在电力现货市场，电价就像股票价格一样实时波动。比如广东电力现货市场，高峰时段电价可能是低谷的好几倍。风电场需要根据预测的发电量提前报价，如果预测1000MW的发电量并以此报价，实际却只发了800MW，那就必须以实时市场价格（可能更高）购买200MW电力来填补缺口。据《中国电力市场发展报告（2023）》显示，国内风电场日前预测误差每增加1%，现货市场收益平均下降0.8%-1.2%。
中长期合约交易同样如此。部分省份要求风电场合约电量与预测发电量匹配度要达到90%以上。内蒙古某风电场曾因预测失误，实际发电量比合约电量少了10%，最终按照合约价与现货价的差价，支付了50万元违约金。
当风电出力超过预测值，电网需要调用其他电源进行调峰，而这笔调峰费用往往需要风电场承担。山西某500MW风电场，因为预测误差导致超发，一年支付的调峰费用高达300-500万元。
在新疆、甘肃等地，对风电场弃风率有严格要求，预测失误导致的额外弃风，风电场需要按度电成本进行赔偿。华北某省更明确规定，风电场月平均预测准确率低于85%，每降低1%就要扣除当月上网电费的0.5%，对大型风电场来说，这意味着每年数百万甚至上千万元的损失。
在绿电交易市场，绿电证书的核发与预测发电量紧密相关。如果实际发电量超过预测值10%以上，超额部分很可能无法获得绿电证书，进而失去交易溢价机会。某风电场就因预测偏差，每年超发的2000万千瓦时电量无法认证，按绿电溢价0.05元/千瓦时计算，一年损失100万元。
面对预测不准带来的收益损失，风电场并非束手无策。技术层面，采用“数值天气预报+激光雷达+AI算法”的组合，能将短期预测误差控制在5%以内，帮助100MW风电场每年增收200-300万元。管理层面，建立“预测-报价-调度”一体化系统，在电价低谷时段主动降功率，配合储能进行套利，也能显著提升收益。利用电力期货、期权等金融工具对冲风险，同样可以减少预测失误带来的损失。
