春节负电价预警事件 - 南方电网广东区域发布告知书，明确2026年春节期间（2月13日0时至2月19日24时，共7天），中、低压分布式光伏等新能源需参与系统调控，且分布式光伏发电将“暂不上网”[2] - 此举是一次提前的“预警式”调控，核心原因是春节期间用电需求大幅回落，而分布式光伏出力刚性，在新能源高渗透率背景下，若全部上网，午间时段出现负电价几乎是必然结果[2] 负电价的本质与普遍性 - 负电价是电力市场价格机制精准反映短期供需关系、进行高效调节的必然结果，并非市场失灵的信号[5] - 负价格现象并非电力行业独有，在能源化工、航运物流等行业也曾出现，例如2020年4月美国WTI原油5月期货合约价格一度跌至-37.63美元/桶[7] - 全球主要电力市场如北欧，负电价并不少见，例如2023年5月荷兰光伏大发时段电价一度跌至-400欧元/兆瓦时，单日负电价持续8小时[8] 负电价与发电企业收益 - 行业已构建“中长期合约+电能量市场+辅助服务市场+容量电价+绿证补贴”的多元收益体系，为发电企业抵御负电价风险提供了“安全垫”[10] - 中长期合约是发电企业锁定收益的核心渠道，可锁定绝大部分基础电量的销售价格与收益[11] - 对于新能源发电企业，参与机制电量的部分可通过机制电价与市场均价进行差价结算，确保合理收益不受现货市场负电价影响[11] - 绿证交易收益已成为分布式光伏场站重要收入来源，有效对冲现货价格波动；2024年到2025年，绿证交易规模增长了4.87倍，平均交易价格由1.12元/个上涨至5.15元/个[11] 负电价的未来趋势 - 负电价将从偶发走向常态，成为新型电力系统下调节供需、消纳新能源的常规工具[13] - 2025年山东、蒙西地区实时市场的负电价时长已分别突破1300小时和900小时，四川也曾出现过全天负电价的情况[13] - 新能源装机以年均2亿千瓦以上的速度高速增长，其间歇性、波动性特征与大发期与用电低谷重叠的情况愈发频繁，为负电价常态化提供了客观基础[13] 负电价对用户侧的价值 - 负电价释放的红利正加速向用户侧延伸，广东、山东等多地电力市场已落地与现货价格深度联动的零售电价套餐，让工商业用户直接分享负电价带来的价格红利，降低用电成本[15] - 负电价的本质是“外部成本内部化”，通过让发电企业为多余电力支付费用，将电网调节成本、资源浪费成本等转化为发电企业内部成本，激励其合理调节出力，并引导用电侧和储能企业主动消纳多余电能，实现资源利用最大化和社会成本最小化[15][16]

政策核心定义与目标 - 广西发布《推动绿电直连发展实施方案》，旨在推动风电、太阳能发电、生物质发电等新能源通过专用直连线路向单一电力用户直接供电，实现绿电的清晰物理溯源[1] - 绿电直连模式分为并网型和离网型两类，并网型项目作为整体接入公用电网，需形成清晰的物理与责任界面[1] - 方案的发展目标是满足企业绿色用能需求、提升新能源就近消纳水平，计划到2027年在新能源生产与消纳融合方面取得标志性成果[4] 主要任务与应用场景 - 有序推动新增负荷项目（如钢铁、有色、建材、石化、化工、新能源装备、数据中心等行业）通过整合周边新能源开展绿电直连，提升绿色电力消费比例[6] - 稳妥推进存量负荷通过绿电直连实现增绿降碳，特别支持配置燃煤燃气自备电厂的企业在足额清缴可再生能源发展基金后，通过压减自备电厂出力进行清洁能源替代[6] - 探索多元化应用场景，支持因消纳受限无法并网的新能源项目转为绿电直连，并探索在边境、海岛等偏远地区开展离网型项目以满足绿色用能需求[6] 项目投资建设与主体要求 - 绿电直连项目原则上由负荷方作为主责单位，电源可由负荷、发电企业或合资公司投资，直连线路原则上由负荷和电源主体投资[7] - 项目负荷必须为单一电力用户，即具备独立法人、独立税号、布局集中且可独立计量的用户[8] - 对于有降碳刚性需求的出口外向型企业，申报时需提供货物报关或出口订单等证明材料，若自身不直接出口则需提供下游客户的相关要求证明[8] 电源配置与技术要求 - 并网型项目应按照“以荷定源”原则配置新能源，风电、生物质项目需纳入自治区规划，光伏项目需符合备案要求[9] - 项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并计划在2030年前将后者提高至不低于35%[9] - 对于依托新增负荷或出口外向型存量负荷的并网项目，新能源上网电量占总可用发电量的比例不得超过20%[9] 并网与线路建设规范 - 并网型项目接入公用电网的电压等级原则上不超过220千伏，且项目整体应位于同一设区市范围内[10] - 出于技术经济性考虑，直连线路长度原则上不超过50公里[10] - 项目应通过配置储能、挖掘负荷调节潜力等方式提升系统友好性，在新能源消纳困难时段不应向公用电网反送电[10] 调度运行与市场参与 - 并网型项目需接受相应调度机构的统一管理，签订购售电合同与并网调度协议，内部资源需做到可观、可测、可调、可控[11] - 项目享有平等市场地位，应作为整体直接参与电力市场交易（包括电能量和辅助服务市场），不得由电网企业代理购电[15] - 鼓励项目优先参与广西绿色电力交易以补齐用电需求，项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制[15] 保障与组织实施机制 - 支持包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）投资建设项目，鼓励签订多年期购电协议或合同能源管理协议以保障各方权益[14] - 项目组织实施流程包括企业申报、设区市初审、自治区评审，按照“成熟一个、审批一个”的原则稳步推进[38][41] - 方案明确了项目退出机制，若因经营状况变化可重新引入符合要求的负荷或电源，项目终止后电源将转为普通新能源项目并申请并网[15][16]

2025年新能源消纳情况与行业现状 - 2025年全国风电和光伏发电利用率在“十四五”期间首次跌破95%，风电利用率为94.3%，光伏发电利用率为94.8% [2] - 青海、西藏、新疆、甘肃四地光伏发电利用率跌破90%，其中西藏最低为64.9% 西藏风电利用率也以68.6%垫底 [2] - 2025年全国风电、光伏等效利用小时数呈下降态势，资源最好的西北地区消纳压力最大，其风电、光伏等效利用小时数分别为1606小时和944小时，低于全国同期的2031小时和1090小时 [2] 装机增长与消纳瓶颈 - 2025年全国风电、光伏新增装机超过4.3亿千瓦，累计装机规模首次超过火电，突破18亿千瓦，较“十三五”末增长2.4倍 新能源发电装机比重从2020年底的25.7%提高至2025年底的48.5% [3] - 新能源消纳面临时空分布不均与电源结构同质化瓶颈 日内午间光伏大发时段（10时-17时）新能源弃能电量占比七成以上 全年春秋季新能源弃能电量占比达2/3 [3] - 空间分布上，送受端电源结构同质化严重，2025年风电、光伏投产规模比例约为1:3，导致送受两端均出现“低谷富裕、高峰无电”情况 [3] 2026年行业展望与发展趋势 - 中国光伏行业协会预计2026年国内新增光伏装机将同比下滑23.8%-42.9%至180GW-240GW，消纳难是核心制约因素之一 [4] - 由于分布式光伏管理办法、上网电价市场化改革等政策落地不久市场存在观望情绪，2026年新增装机量或出现回调 后续增速将较“十四五”明显放缓，产业从高速扩张转向高质量稳步增长 [4] - 应对消纳难题，火电灵活性改造、增配储能等“挖潜”手段提升空间有限且将带来系统成本大幅上升 更看好通过绿电直连、零碳园区、新能源集成融合发展等“开源”手段拓展利用空间 [4] 对消纳问题的定性认识与行业调整方向 - 全国风光年度利用率首次跌破95%是政策动态调整、时空季节性因素及行业快速发展共同作用的结果，需理性看待短期波动 [5] - 随着新能源渗透率提升和电力市场机制完善，“弃电”将成为市场出清和系统安全约束共同作用的常态结果 [5] - 在新能源全面进入市场的背景下，光伏需从市场化报价策略、消纳能力提升、多元市场参与三方面发力，以兼顾收益保障与市场竞争力 [5]

2025年中国新能源消纳现状与挑战 - 2025年全国风电和光伏发电利用率在“十四五”期间首次跌破95%，分别为94.3%和94.8% [2] - 青海、西藏、新疆、甘肃四地光伏发电利用率跌破90%，其中西藏最低，为64.9%；西藏风电利用率也最低，为68.6% [2] - 2025年西北地区风电、光伏等效利用小时数分别为1606小时和944小时，低于全国平均的2031小时和1090小时 [2] 新能源装机增长与消纳压力根源 - 2025年全国风电、光伏新增装机超过4.3亿千瓦，累计装机规模首次超过火电，突破18亿千瓦，较“十三五”末增长2.4倍 [3] - 新能源发电装机比重从2020年底的25.7%提高至2025年底的48.5% [3] - 新能源消纳压力加剧源于其发电的随机性、波动性与间歇性，以及时空分布不均与电源结构同质化 [3] - 弃电现象呈现明显时段与季节性集中：全年午间（10时-17时）新能源弃能电量占比超七成，春秋季弃能电量占比达三分之二 [3] - 空间上，送受端电源结构同质化严重，2025年风电、光伏投产规模比例约为1:3，导致两端均出现“低谷富裕、高峰无电”情况 [3] 2026年行业展望与发展趋势 - 中国光伏行业协会预计2026年国内新增光伏装机将同比下滑23.8%-42.9%，至180GW-240GW，消纳难是核心制约因素之一 [4] - 分布式光伏管理办法、上网电价市场化改革等政策落地引发市场观望情绪，导致新增装机量可能出现回调 [4] - 行业预计后续随着配套政策效果显现，光伏装机量将重回上升轨道，但增速将较“十四五”明显放缓，产业发展从高速扩张转向高质量稳步增长 [4] 应对消纳难题的解决方案与行业共识 - 通过系统侧“挖潜”（如火电灵活性改造、增配储能）可提升的消纳空间有限，且将带来系统成本大幅上升 [4] - 更看好通过“开源”手段拓展新能源利用空间，具体方式包括绿电直连、零碳园区、新能源集成融合发展 [5] - 在新能源全面入市背景下，与负荷侧相耦合的新业态将改善新能源项目整体收益率水平 [5] - 行业认为全国风光年度利用率首次跌破95%是政策动态调整、时空季节性因素及行业快速发展共同作用的结果，需理性看待短期波动 [5] - 随着新能源渗透率提升和电力市场机制完善，“弃电”将成为市场出清和系统安全约束下的常态 [5] - 光伏行业需从市场化报价策略、消纳能力提升、多元市场参与三方面发力，以适配新型电力系统发展要求 [5]

行业核心观点 - 2025年全国风电和光伏发电利用率在“十四五”期间首次跌破95%，分别为94.3%和94.8%，新能源消纳压力加剧 [1] - 弃电现象是市场出清和系统安全约束共同作用的必然结果，随着新能源渗透率提升和电力市场机制完善，弃电将成为常态 [4] - 2026年国内新增光伏装机预计同比下滑23.8%-42.9%至180-240吉瓦，消纳难是核心制约因素之一，产业发展将从高速扩张转向高质量稳步增长 [3] 2025年新能源消纳现状 - 全国整体风电利用率为94.3%，光伏发电利用率为94.8%，首次跌破全年95%利用率 [1] - 青海、西藏、新疆、甘肃四地光伏发电利用率跌破90%，其中西藏利用率最低，为64.9% [1] - 西藏风电利用率也最低，为68.6%，全国其他省区风电利用率普遍在90%以上 [1] - 2025年全国风电、光伏等效利用小时数呈下降态势，西北地区消纳压力最大，其风电、光伏等效利用小时数分别为1606和944，低于全国同期的2031和1090 [1] 装机增长与结构变化 - “十四五”期间国内风光年度新增发电装机持续处于“亿千瓦级”高位 [2] - 2025年全国风电、光伏新增装机超过4.3亿千瓦，累计装机规模首次超过火电，突破18亿千瓦，较“十三五”末增长2.4倍 [2] - 新能源发电装机比重从2020年底的25.7%提高至2025年底的48.5% [2] 消纳压力的核心瓶颈 - 新能源发电的随机性、波动性与间歇性使电力系统消纳压力不断加剧 [2] - 时空分布不均与电源结构同质化成为制约新能源消纳的关键瓶颈 [2] - 弃电现象呈现明显的季节性、时段性集中：全年午间光伏大发时段（10时-17时）新能源弃能电量占比七成以上，全年春秋季新能源弃能电量占比达三分之二 [2] - 空间分布上，送受端电源结构同质化严重，传统电力送、受端各省区均规划建设大量新能源，去年风、光投产规模约1:3，导致送受两端均出现“低谷富裕、高峰无电”情况 [2] 2026年行业展望与政策影响 - 中国光伏行业协会预计2026年国内新增光伏装机将同比下滑23.8%-42.9%至180-240吉瓦 [3] - 分布式光伏管理办法、上网电价市场化改革等政策落地不久，市场存在观望情绪，导致2026年新增装机量或出现回调 [3] - 后续随着新能源融合集成发展、绿电直联等配套政策实施效果显现，国内光伏装机量将重回上升轨道，但增速将较“十四五”明显放缓 [3] 应对消纳难题的建议与方向 - 通过系统侧“挖潜”（如火电灵活性改造、增配储能提升需求响应）和发展新业态新模式“开源”来应对消纳难题 [3] - “挖潜”手段可提升的新能源消纳电量空间有限，且将带来系统成本大幅上升 [3] - 更看好通过“开源”手段探索新能源利用新场景、拓展新能源利用空间，具体落地方式包括绿电直连、零碳园区、新能源集成融合发展 [3] - 在新能源全面入市背景下，与负荷侧相耦合的新业态将改善新能源项目整体收益率水平 [3] - 光伏需从市场化报价策略、消纳能力提升、多元市场参与三方面发力，以兼顾收益保障与市场竞争力 [4]

文章核心观点 山西作为能源革命综合改革试点省份，其电力市场建设已取得显著成效，形成了涵盖中长期、现货及辅助服务的多层次市场体系，并通过持续规则迭代和创新交易机制，有效促进了新能源消纳、引导了资源优化配置，并吸引了虚拟电厂、独立储能等新型主体入市，为全国电力市场改革提供了实践范例 [1][8] 电力市场建设总体成效 - 山西电力市场已初步成型，中长期、现货、辅助服务交易日趋完善，跨省交易活跃 [1] - 市场交易规则已迭代至第15个版本，在册市场主体达到2.2万家 [1] 中长期交易机制创新与价格发现 - 山西推出中长期分时段交易，将每天分为24个时段单独出清，形成24个不同价格，以更有效引导发用电行为和促进供需平衡 [2] - 传统中长期“一口价”模式无法激励火电灵活调节出力，也难以引导用户调整用电行为以应对新能源波动 [2] - 现货市场虽能发现价格，但结算电量占比较小，需与中长期市场共同引导市场主体行为 [2] - 现货市场的价格发现作用能影响后续中长期合约价格，例如某省光伏现货价格低于0.2元/千瓦时后，其中长期合约便难以再签得0.33元/千瓦时的高价，实现了两市场的价格耦合 [3] - 山西推出多月份中长期交易，可开展向后延伸6个月（含跨年）的交易，通过多月滚动交易尽可能发现未来电价，并满足市场主体对冲风险的需求 [3] 新能源市场化消纳与高质量发展 - 山西风光资源可支撑2030年新能源装机突破1.5亿千瓦，全年发电量超2000亿千瓦时 [4] - 2025年“136号文”推动新能源上网电量全面进入市场并通过交易形成价格 [4] - 山西通过市场化手段（而非行政指令）促使火电自愿为新能源让路，在火电装机基本不变、新能源装机持续增长下，新能源利用率仍保持在97%以上 [4] - 电力现货市场的建立极大促进了新能源消纳，并激励火电机组发挥顶峰作用 [4] - 为更好消纳新能源，山西现货市场拟将出清机制从15分钟缩短至5分钟，此举已于2025年10月21日完成系统切换，有助于提高计划曲线颗粒度、减小潮流波动偏差和调频压力 [5] - 新能源全面入市带来收益不确定性及市场风险测算难度增加等挑战 [6] - 有观点认为，现货市场暴露了光伏等地板价问题，反映了部分省份光伏相对过剩，“136号文”旨在通过市场机制促进新能源高质量发展，让市场决定项目上马与否及规模，优化资源配置 [6] 新型市场主体发展 - 虚拟电厂在山西逐步释放潜力，目前共有10个虚拟电厂入市，聚合用户191户，累计聚合容量312.28万千瓦，可调节容量72.58万千瓦 [7] - 自2023年9月1日启动交易至报道时，虚拟电厂已不间断运行超24个月，结算电量18.78亿千瓦时，获得收益1871.35万元 [7] - 华润电力虚拟电厂在2025年9月扩容后，首月作为组织方获利8万元 [7] - 虚拟电厂整合了分散的需求侧资源，提高了利用效率，增强了电力系统的灵活性和可调节能力 [7] - 面对新能源发展节奏变化，市场参与者建议可从增大的峰谷价差中寻找“储能+”、虚拟电厂等新业态发展机遇 [7] - 2025年，山西调频辅助服务市场引入了独立储能，以解决高比例新能源下的灵活调节资源匮乏问题 [7][8] - 独立储能响应速度快，比火电更适合应对短时出力波动，其入市后电网频率波动明显减少，既降低了电网运营风险，也为自身增加了市场收益，同时刺激火电加快灵活性改造 [8]

市场行情 - 2月4日A股三大指数集体低开，沪指低开0.08%报4064.68点，深成指低开0.39%报14072.41点，创业板指低开0.80%报3298.32点 [1] - 存储器、游戏、玻纤等板块指数跌幅居前 [1] - 北证50指数低开0.75%报1537.85点 [2] - 外盘市场方面，受市场风格切换至周期和价值股、AI软件股抛售潮及美伊对峙升温影响，美股三大指数全线走低，标普500指数跌0.84%报6917.81点，纳斯达克综合指数跌1.43%报23255.19点，道琼斯工业平均指数跌0.34%报49240.99点 [3] - 中概股多数走弱，纳斯达克中国金龙指数收跌0.94%，其中阿里巴巴跌2.81%、京东跌1.72%、百度跌2.5%、哔哩哔哩跌4.21%，而理想汽车涨2.9%、小鹏汽车涨4.06% [3] 固态电池行业 - 固态电池技术正从实验室和中试阶段走向工程化验证与小规模应用，2026年或将成为全固态电池产业化的重点催化节点 [4] - 近期固态电池中期验收如期进行，技术方案进一步收敛，确定性逐步增强，头部电池厂及整车厂有望开启新一轮订单招标 [4] 电子元器件行业 - 2025年四季度以来，电子元器件行业涨价浪潮不断蔓延，近期中低压MOS、内置存储的SOC、LED驱动等领域又陆续有厂商发布涨价 [5] - 下游补库力度超预期，叠加上游金属价格持续上行，预计电子元器件行业涨价将持续蔓延 [5] - 推荐关注存储、CCL、BT载板、晶圆代工、封装等在涨价趋势中受益确定性最高的环节，同时建议关注功率器件、模拟芯片、被动元件等相对低位的板块 [5] 电力行业 - 国家发改委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，分电源完善容量电价机制，调节型电源盈利稳定性增强，有望迎来价值重估 [6] - 容量电价机制通过稳定调节型电源的收益预期，能够增强其建设积极性和顶峰出力能力，从而为新能源消纳提供更强支撑，打开新能源装机增长空间 [6] - 火电板块推荐区域布局多元的全国性公司，以及2026年电价降幅相对较小的北方电厂 [6] - 水电板块建议关注股息率处于阶段性高位的大水电资产公司，以及电价相对稳定、资产注入打开中长期成长空间的公司 [6] - 核电板块短期市场化电价压力仍存，但中长期维度成长性较为确定 [6] - 新能源板块在2026年全面入市背景下电价仍有下行压力，建议优选消纳和电价有支撑的风电资产，同时关注布局绿色氢氨醇、打造第二增长曲线的公司 [6] 电信运营行业 - 自2026年1月1日起，三大电信运营商提供手机流量、短信彩信、互联网宽带接入服务的业务活动，适用的增值税税率将由6%调整为9% [7][8] - 运营商正在积极推进算力服务、智能服务在内的科技转型升级，收入结构有望进一步优化，同时随着AI运维普及，成本费用端有望继续下行，预计最终对利润端的影响或低于直接测算值 [8]

政策核心与影响 - 国家发改委与国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》[1] - 新机制将分电源完善容量电价，增强调节型电源盈利稳定性并有望推动其价值重估[1] - 容量电价通过稳定调节型电源收益预期，增强其建设积极性和顶峰出力能力，从而为新能源消纳提供更强支撑，并打开新能源装机增长空间[1] 火电行业观点 - 推荐区域布局多元的全国性公司[1] - 推荐2026年电价降幅相对较小的北方电厂[1] 水电行业观点 - 2026年市场化电价下降对水电公司业绩的影响有限[1] - 建议关注股息率处于阶段性高位的大水电资产公司[1] - 建议关注电价相对稳定、资产注入打开中长期成长空间的水电公司[1] 核电行业观点 - 核电短期市场化电价压力仍存，期待电价机制进一步理顺[1] - 核电中长期维度成长性较为确定[1] 新能源行业观点 - 在2026年全面入市背景下，新能源电价仍有下行压力[1] - 建议优选消纳和电价有支撑的风电资产[1] - 建议关注布局绿色氢氨醇、打造第二增长曲线的新能源公司[1]

宁夏2025年新能源并网与装机规模 - 2025年宁夏新增新能源并网容量达到1599万千瓦，为历年之最，超过“十四五”前四年之和 [1] - 截至2025年12月31日，宁夏新能源装机容量达到5732万千瓦，统调装机占比达到65.5% [3] - 2025年宁夏新能源利用率达到94.55%，连续7年位居西北区域第一 [1] 宁夏2025年储能发展情况 - 2025年宁夏新增储能并网291万千瓦/646万千瓦时，储能并网容量快速提升 [3] - 截至2025年12月31日，宁夏储能并网容量达到763万千瓦/1590万千瓦时，位居国家电网公司前列 [3] 电网公司的支持举措 - 国网宁夏电力全力服务新能源并网，强化并网前期服务，为项目量身定制并网方案 [3] - 公司按照相关服务工作指南，完善检修安排、涉网审验、投产启动全过程管控 [3] - 在服务“沙戈荒”大基地及“绿电园区”等项目时，做到能并尽并，开辟绿色通道 [3] 新能源消纳成就与挑战 - 2025年宁夏新能源累计3天单日发电量超越区内统调用电量，成为国内首个达成此成就的省份 [5] - 公司通过技术创新与市场合作，实现新能源装机容量、发电量、外送电量“三量齐升” [5] - 随着装机规模扩大，新能源消纳面临巨大挑战，公司全力保障消纳“量增率稳” [5] 未来发展目标与规划 - 预计2026年宁夏新能源装机将达到7200万千瓦，占比达到70% [5] - 国网宁夏电力将构建更安全、高效、智慧的绿色电网体系，多维度提升新能源消纳能力与运行质量 [5] - 公司将坚决贯彻国家能源战略，以全方位、体系化服务赋能新能源企业 [5]

文章核心观点 国网蒙东电力通过加速电网建设、大力推动新能源并网消纳、深化电力市场改革及提升供电服务质量，成功强化了其作为省级电网在能源转型、电力保供及区域经济发展中的关键作用，并取得了多项突破性进展[1][2][3][4][5][6] 电网建设与升级 - 公司2025年快速推进电网项目，开工147项工程，投产80项工程，并建成“一纵七横”500千伏平台型主网架，显著提升电网资源优化配置能力[2] - 开工建设“沙戈荒”大基地外送蒙西-京津冀特高压直流工程，精益运维“五交三直”特高压及跨省跨区超高压通道，特高压累计外送电量突破8300亿千瓦时[2] - 2025年公司外送电量达2277亿千瓦时，位居全国省级电网前列，有力促进自治区能源资源优势转化[2] - 强化技术创新，建成特高压GIS长时运行全景感知实验室，并建成66千伏模块化变电站，其施工周期较常规站缩短40%[2] 新能源发展与消纳 - 公司制定新能源高效利用5方面24项举措，保障新能源项目应并尽并，开工建设库布齐400万千瓦新能源送出工程，按期投运科右中和突泉200万千瓦新能源基地送出工程[3] - 截至2025年底，蒙东电网新能源并网装机达3586万千瓦，占比达60%，可再生能源消纳责任权重高出国家下达目标8.2个百分点，新能源已成为蒙东电网第一大电源和新增装机、新增发电量主体[3] - 2025年新增新型储能285万千瓦，累计并网448万千瓦，最大出力266万千瓦，显著提升电网系统调节能力，并支持绿电直连等市场化新能源项目联网[3] - 积极融入全国统一电力市场建设，实施新能源全量入市，蒙东电力现货市场进入长周期连续结算试运行，“十四五”期间累计完成绿电交易63.56亿千瓦时[4] 供电服务与民生保障 - 公司全面推行中压及以下配网无人机自主巡检，巡检里程超37万公里，并于2025年实施农网投资19.07亿元，支撑高标准农田灌溉等农业生产用电需求[5] - 出台支持民营企业发展20项举措及大客户用电服务10项举措，“网上国网”累计注册用户达455万户，全面推动居民“刷脸办电”、企业“一证办电”等服务提升办电便捷度[5] - 2025年投资10.5亿元完成41个高层小区双电源和37个老旧小区改造，完成75个非直供小区产权接收及改造，惠及居民15万户，并保障1.59万个充电桩用电需求[6] - 扛牢电力保供责任，成功应对负荷屡创新高等挑战，迎峰度夏期间蒙东电网最大内供电力达862万千瓦，最大外送电力达4174万千瓦，均创历史新高[6]