截至2026年6月，南方五省区（广东、广西、云南、贵州、海南）新能源装机规模已达2.9亿千瓦，占区域电源总装机比重超40%，已成第一大电源，部分时段新能源电力渗透率最高突破58%。随着装机快速扩张，电网调度平衡、功率波动管控压力持续加大。

近期，国家能源局南方监管局对外公开征求《南方区域“两个细则”部分条款修订（征求意见稿）》意见，从调度偏差管控、功率预测考核、AGC补偿机制、储能费用分摊等多个维度，对风电、光伏、新型储能并网主体提出更为严苛的运行标准。本次制度调整，不只是局部条款的修改，更是新能源从“大规模并网”迈向“高质量可控并网”的信号，将影响南方区域新能源场站的运营模式与实际收益水平。

一、核心要点调整梳理

1.调度曲线偏差考核升级，取消AGC工况豁免

本次修订对风光场站调度计划曲线执行实施分档考核机制：有功出力偏差绝对值在5%以内不考核，5%—20%按1倍标准考核，超出20%按2倍标准考核。同时删除机组投入AGC期间的偏差考核豁免条款，即便场站投入AGC调节，仍需承担出力偏差对应的考核责任，场站配套储能的实发电力也纳入出力偏差统计。

该变化意味着，AGC不再是出力偏差的“免责盾牌”。风光储一体化场站，需要兼顾发电侧、储能侧联合出力管控，对场站整体的出力预判、协同调控能力提出更高要求。

2.功率预测全链条提标，考核与豁免规则大幅收紧

功率预测是新能源消纳与电网调度的重要基础，也是本次修订改动最多的板块。

一是准确率指标全面上调。风电、光伏的中期、日前、超短期功率预测考核门槛全部抬升，以光伏为例，中期第4日准确率由45%提升至60%，日前预测准确率提升至75%，超短期第4小时准确率提升至80%。

二是考核周期由月下沉至日。功率预测上报率、准确率由“日统计、按月考核”调整为按日统计、按日考核，月度累加，考核的即时性显著增强，单日预测失准就会产生考核电量，累积形成运营损失。

三是重构超短期预测算法逻辑。更新超短期4小时准确率计算公式，引入16个时间节点的分段加权权重，更加看重多轮滚动预测的综合效果，对高频滚动气象输入提出新要求。

四是豁免范围大幅收缩。删除原有“新能源受限时段及后一小时”的预测豁免，仅保留不可抗力造成设备严重损毁的豁免情形。大风、云层突变等复杂天气场景下，场站不再享有政策缓冲空间，预测能力短板将直接体现在考核结果上。

3.AGC补偿标准统一，储能正式参与费用分摊返还

文件统一火电、新能源、储能的AGC调节容量计算口径，打破不同主体之间的计算规则差异，新能源与独立储能同等具备获取AGC调节容量补偿的制度基础。

与此同时，独立储能电站规则迎来重要变化：独立储能将按上网电量参与并网运行考核费用返还以及辅助服务补偿费用分摊。储能不再单纯作为调节工具，深度参与到并网考核、辅助服务收益的闭环当中，风光储联合运行的价值进一步被制度激活。

二、规则修订背后的原因

本次规则修订，本质是适配高比例新能源系统的现实运行需求。南方区域山地、丘陵地貌占比高，大量风光场站布局在复杂地形区域，局地小气候现象突出，风速、光照短时间波动幅度大。随着新能源装机占比突破40%，电网需要面对海量场站源侧随机波动，调度匹配难度持续抬升，通过考核机制倒逼并网主体提升“可测、可控”能力，是电力监管的必然选择。

从行业实际运行情况看，全国已有14个省份陆续将新能源考核粒度收紧至15—60分钟级别，考核已经从过去月度笼统结算，转向短时段精细化核算，预测偏差直接转化为场站经济损失。据了解，功率预测不准已成为新能源场站产生考核扣款的首要原因，超七成场站的并网罚金来自功率预测与出力偏差两项指标，部分地形条件复杂的场站单月考核损失可达数十万元。

南方区域存量场站，过去很多场站的功率预测高度依赖大尺度公共气象产品。这类气象产品适合大区域趋势研判，但很难捕捉山头、河谷等局部位置15分钟级的风速、辐照突变。部分山地风电场传统模式下超短期预测均方根误差（RMSE）普遍可以达到20%以上，遇到云层快速移动、阵风突变等天气，误差还会进一步放大。叠加本次新规考核频次加密、指标抬升、豁免情形压缩，原本尚可容忍的预测误差，会被逐日累加，直接侵蚀场站发电收益。

站在行业发展的角度，未来新能源场站的核心竞争力，将不再局限于风机、光伏组件这类硬件设备本身，而是延伸到场站侧精细化感知、气象－功率预测、多单元协同调控等软能力建设。如何把预测误差控制在合理区间、把出力偏差控制在免考核区间、充分挖掘AGC等辅助服务收益，已成为摆在绝大多数新能源运营企业面前的现实经营课题。

三、场站的应对思路

面对制度约束收紧，场站运营方可以从几个维度做好应对：

第一，正视考核规则变化，重新评估功率预测体系能力，重点校验中期、日前、超短期多时间尺度下预测精度，适配新版超短期加权计算逻辑；

第二，强化气象底座建设，针对场站局地小气候特征，补齐高频、精细化气象输入能力，降低极端天气下的预测失准风险；

第三，优化风光储协同控制策略，适配AGC无豁免、储能参与费用分摊返还的新规则，在满足调度要求的前提下平衡考核成本与辅助服务收益。

目前，市场上也已经出现了对应的解决方案。中科天机今年7月推出的EnergyCast软硬一体机，采用“AI+物理模型”双引擎技术路线，面向场站级、15分钟级高频预报场景实现轻量化落地。经过多座真实场站实证，通过“一站一策”智能订正与15分钟滚动更新机制，预测出力均方根误差（RMSE）最大降幅可达30%以上，部分场站应用后月均考核费用可减少十余万元，为新能源场站补齐精细化气象底座、应对日趋严格的并网考核提供了可落地的技术路径。

结语

南方区域“两个细则”此次修订，并不是孤立的区域性政策。从全国范围看，多地都在持续收紧新能源并网考核规则，考核周期缩短、预测指标抬升、豁免条款缩减已成大趋势。对发电企业来说，短期需吃透考核细则，排查现有功率预测、协同控制系统存在的短板，长期则要把气象－功率预测、场站协同调控纳入场站核心资产管理体系，打磨场站精细化运行能力，才是对冲考核风险、释放资产长期收益的必由之路。( 来源: 北极星电力市场网 作者: 欣言 )