宏观角度来看，下半年电价利空因素依然较多。供给侧看，若按近五年各类机组的平均利用小时测算，全年总发电量预计将达11.6万亿千瓦时，同比增速11.2%。从需求侧看，全年用电量预计为10.4万亿千瓦时，同比增速回落至5.9%。由此推算，全年发用比仅为89.6%，不仅低于历史平均水平，亦与常规线损率区间不匹配，发电设备整体利用率或低于往年均值，电力市场供需趋于宽松。此外，一次能源价格持续走弱，削弱电价成本支撑。电力现货市场建设提速，实时反映供需、市场化竞争加剧，将加大电价波动性与下行压力。在“136号文”推动下，新能源全面参与市场交易，其天然折价属性亦对电价形成压制。
　　区域市场来看：1）广东:供需格局总体偏宽松，在一次能源价格下行周期下，电价预计将延续同比回落趋势，需关注南方区域电力市场建设带来的扰动。2）山西：随着新能源不断渗透，电价将逐步贴近煤电成本。在煤电进入下行周期的大背景下，整体电价将承压下行。3）山东：新能源占比提升空间较大，而需求增长弹性预计有限，电价仍存在走弱的预期。4）甘肃：新能源占比持续提升，尽管外送能力增强在一定程度上缓解省内消纳压力，电价仍将面临长期下行压力。由于新能源占比高，电价对气候条件敏感，高波动预计将持续。5）蒙西：新能源电量占比仍有上升空间，火电报高价意愿偏弱叠加需求增速有限，现货价格预计将延续偏弱态势。当前电价已处于低位，下行空间相对有限。