报告导读：
　　展望2026年下半年，全国年度电量供需预计维持平衡偏宽松，但宽松程度不宜简单等同于所有时段价格下行。供给端，火电仍处于前期核准项目集中释放阶段，全年新增投产预计约90–100GW，偏高情形下可能接近103GW；风电、太阳能新增装机虽较2025年高位回落，但合计仍有望达到约305–335GW，继续构成电源扩张的主体；水电、核电预计分别新增约11–13GW和7–8GW，更多体现为低碳电量、基荷供给和系统调节能力补强。需求侧，产业结构转型、新兴制造业、信息服务业和夏季高温负荷仍对用电需求形成支撑。在GDP增速4.75%的基准假设下，预计2026年全社会用电量增速约5.3%，但该增速已偏向中性偏强假设，仍需下半年第二产业、第三产业或居民生活用电部分兑现偏强表现。
　　电价层面，2026年下半年将呈现“电能量价格承压、系统运行费用抬升、终端电价降幅受限”的结构性特征。风光装机扩张、火电利用小时下行和市场化交易扩大，将继续压制发电侧电能量价格中枢；但煤电容量电费、新能源机制差价结算、辅助服务和其他可靠容量补偿费用逐步显性化，系统运行费用在工商业电价中的权重继续上升。由此看，终端用户电价不一定随电能量价格同步下行。
　　区域层面，价格分化仍是主线。广东受气电成本、高温负荷和外来电扰动影响，三季度价格弹性最大；山东受高光伏占比和晚峰净负荷共同影响，现货中枢预计高于山西和蒙西，峰谷分化明显；山西电能量价格预计低位运行，但系统运行费对终端成本形成托底；蒙西新能源定价权增强，仍是低价压力最突出的区域。