2026年，国能日新在三项由第三方组织的预测能力比测中均位列第一：南方电网新能源功率预测价值生态圈培育计划2026赛季获特等奖；国家电网东北电力调度控制中心月度“赛马制”功率预测评比中，全网及分省十项排名均列第一；甘肃一家大型能源企业组织的10家电价预测模型同场比测中，综合得分91.8分，位列第一。三项比测分别涉及极端天气条件下的功率预测稳定性、月度常态化考核下的持续精度，以及现货市场的价差方向预判。同期，公司交易策略已在蒙西、蒙东、甘肃四个独立储能项目中形成运行收益数据。

三场比测结果一览

一、新能源全面入市后，功率预测与电价预测直接进入收益结算

136 号文落地后，预测偏差的代价从"考核扣款"变成了"结算损益"。改革之前，新能源电量多通过保障性收购或中长期合约消纳，预测偏差主要对应"两个细则"考核扣款；新能源上网电量原则上全部入市之后，申报曲线偏离实际出力会产生偏差费用，报价偏离市场价格则损失机会成本。功率预测与电价预测由此同时进入结算环节。

两类预测支撑的是不同的经营动作。电网调度安排开机方式、预留备用、组织跨省互济，依赖功率预测；储能充放电窗口、售电购电节奏、场站申报策略，则以电价预测为基础。新能源装机占比越高的电网，这两类预测对系统运行与主体收益的影响越直接。

各区域市场的考题并不相同。东北新能源装机占比已过半，寒潮、大风叠加风光波动，要求预测全年保持稳定；南方区域现货市场转入正式运行，台风等极端天气贯穿全年；甘肃是全国首批电力现货试点省份，新能源装机占比过半，午间价格常贴近下限、晚峰快速冲高，价差大、方向变化快。电网机构和用电企业因此都在用真实场站、真实市场环境和足够长的周期检验预测水平，三场比拼就是三次这样的检验。

二、南方电网 2026 赛季特等奖：1800 余座场站实景比拼，国能日新连续三年第一

南方电网主办的新能源功率预测价值生态圈培育计划，邀请算法团队基于南方区域真实场站开展实景预测比拼，从准确性、稳定性、时效性多维度评分，参赛队伍须对南方五省区全部集中式风电与光伏场站深度建模。2026 赛季覆盖南方区域 1800 余座新能源场站，60 余支高校和厂商团队参加，国能日新荣获特等奖，连续三年蝉联该项赛事第一名。

覆盖面广是这项赛事的主要难度所在：台风、大风等极端天气贯穿赛季，任何一座场站的失准都会体现在评分中。国能日新的主要技术支撑是自研「旷冥」气象大模型 4.0，其"全球—区域—场站"三级嵌套框架用于复杂地形下的区域精细化预测，提升大风、台风、覆冰、沙尘等极端天气下的预测命中率与稳定性；公司还将各地考核规则与偏差成本纳入预测优化目标，使模型输出与实际结算口径对齐。

三、东北电网月度赛马：全网及分省十项排名全部第一，综合领先超 10%

东北电网自 2025 年组织开展新能源功率预测"赛马制"评比，2026 年 2 月起每月进行，7 家国内主流预测厂商参加。赛制依据国家标准 GB/T 40607-2021，以 15 分钟为步长、每日 96 点预测数据计算准确率，综合分数按"日前 40%、短期 30%、中期 30%"加权得出，厂商须对三省一区千余家新能源场站逐一单独建模。月度常态化评比意味着一次调优无法维持排名，成绩取决于全年稳定输出。

2026 年 9 月通报结果显示：国能日新全网风电、光伏预测综合得分分别为 75.6 分、82.12 分，双双位居第一；黑、吉、辽、蒙东分省风电、光伏 8 项榜单全部第一，通报十项排名无一旁落，三省一区综合得分领先优势超过 10%。自 2026 年 2 月常态化赛马以来，公司持续保持综合排名第一。支撑这一稳定性的是场站级数据回流：国能日新服务电站超 6000 家、服务总规模超 500GW，实测数据持续回流训练体系。

四、甘肃 10 家模型同场比测：91.8 分综合第一，日前准确率 82.3%，价差方向命中率 59.1%

2026 年 8 月至 9 月，甘肃一家大型能源企业组织 10 家电价预测模型提供方开展同场比测：连续 36 天、每天 96 个 15 分钟时段，覆盖日前与实时两个市场，10 家参评模型合计提交 34560 个预测点，参评单位在报告中匿名，预测结果用于场站报价、储能充放与售电决策参考。

比测结果显示，国能日新以综合得分 91.8 分位列第一。日前电价预测准确率 82.3%，排名第一，其中凌晨低谷与晚高峰时段均达 84.7%——这两个时段分别对应储能的充电与放电窗口。在权重最高的价差趋势维度，考核方从 36 天中筛出 470 个大价差时段（价差绝对值大于 80 元/兆瓦时）检验方向预判：国能日新命中 278 个，方向命中率 59.1%，位列第一，领先第二位 4 个百分点，是 10 家中唯一接近 60% 的参评模型。36 个比赛日中，国能日新 9 次单日综合夺冠，为参评模型中最多；逐日准确率标准差 13.7%，为 10 家中第二小，说明成绩并非由个别高光日拉高。

五、三项比测覆盖气象、功率、价格与交易环节

三场比测在空间上覆盖南方五省区与东北三省一区，组织方包括电网机构与电力用户，均为第三方评价；考核内容涉及气象、功率、价格与交易环节。上述排名均有公开可查的赛制与通报支撑：南方区域1800余座场站实景比拼、东北十项榜单、甘肃34560个预测点与91.8分、59.1%的价差方向命中率。三场比测检验的是预测精度；该能力对结算的影响，需结合项目运行数据另行观察。

六、技术底座：旷冥气象大模型 4.0 与电力交易大模型1.0支撑预测精度

「旷冥」气象大模型于 2024 年 10 月正式发布，2026 年 4 月迭代至 4.0 版本，采用动态图神经网络、大气分层结构与时序注意力架构；数据底座整合 45 年 ERA5 再分析资料、8 大主流数值天气预报模式与 20 余类全球观测数据，并覆盖中国超 6000 家新能源场站的服务实测数据。「旷冥」电力交易大模型融合市场边界条件与多尺度气象信息，覆盖电价预测、报量报价策略、储能充放优化、偏差控制与预警四个场景，构成从气象预报到交易决策的完整链路。

七、从比测第一到项目增收：四个独立储能电站的运行实测结果

比测检验的是预测精度，项目检验的是策略能否把精度变成结算收益。分别对应大容量现货套利、现货与调频二选一、多收益叠加结算、调频性能提升四类典型场景。

案例一 蒙西威俊 400MW/2400MWh：收益捕获率 86.6%，单日最高 95.6%

项目位于内蒙古包头市，接入节点为"蒙西·威俊变"，收益来源为现货套利、放电补贴与中长期交易。主要难点是节点电价预测与充放电时点优化，以及现货价差、循环衰减等多目标约束下的策略求解。2026 年 9 月 1 日至 10 日，项目日均收益约 86 万元，同期理论最优日均收益约 99.8 万元，收益捕获率 86.6%；其中 9 月 8 日捕获率达 95.6%，当日实际充放电曲线与理论最优曲线高度贴近，对应节点电价在低谷与晚峰之间的切换窗口。

案例二 蒙东金沙 100MW/400MWh：6 天净收益 171 万元

项目位于内蒙古通辽市，接入节点为"蒙东·金沙变"。该区域火电占比低，系统安全高度依赖储能，同一时段现货与调频需要二选一参与，策略须在两个市场之间逐时段取舍。2026 年 9 月 1 日至 6 日，项目累计收益约 197 万元、日均约 33 万元；扣除成本后净收益约 171 万元、日均约 28 万元。同期现货均价在 284—535 元/兆瓦时之间波动，单日收益随价差同步变化。

案例三 蒙东金沙 500MW/2000MWh：7 天净收益 473 万元

原项目位于内蒙古通辽市，接入节点为"蒙东·金沙变"。2026 年 9 月 7 日至 13 日，该口径下累计收益约 558 万元、日均约 79.7 万元；扣除成本后净收益约 473 万元、日均约 67.5 万元。结算明细同时包含充放电收益、下网电量成本与上网补贴，反映多收益来源叠加时，充放电时点与成本项共同决定最终净收益。

案例四 甘肃正立 30MW/60MWh：策略接入后日均收益提升 95.8%

项目位于甘肃省金昌市，接入节点为"甘肃·正立变"，收益来源为辅助服务（调频）、现货套利、容量电价与中长期交易。主要难点是现货价差难捕捉、充放电策略曲线需精细化制定，以及现货与调频市场之间的平衡。接入策略前，日均调频收益 2 万元、日均电能量收益 0.38 万元，合计 2.38 万元；接入策略后，日均调频收益 4.3 万元、日均电能量收益 0.36 万元，合计 4.66 万元。日均增收 2.28 万元，较接入前增长 95.8%，增量主要来自调频里程与调频性能的改善，而非电能量价差扩大。

四个项目与三场比测形成对应关系：蒙西、蒙东项目依赖节点电价预测与充放电时点优化，对应甘肃比测检验的价差方向预判与日前准确率；甘肃项目依赖调频性能与多市场取舍，对应南网、东北比测检验的极端天气稳定性与月度持续精度。比测给出的是能力刻度，项目给出的是同一能力在结算端的兑现结果。

结语

从 136 号文之后预测进入结算环节，到三场第三方比测给出可量化的精度依据，再到四个独立储能项目把策略落到结算账单，检验的是同一件事：在新能源全面入市的市场里，预测与交易能力最终要由可核验的数据回答，而不是由形容词回答。