一、核心总基调
2026 上半年全国电力供需总体平衡；用电增长由高端制造、算力数据中心、充换电三大新动能主导；电源结构迎来历史性拐点：光伏装机追平煤电，三季度光伏有望成为我国第一大电源。下半年迎峰度夏整体平衡，但华东、华中、南方区域高峰时段存在阶段性偏紧风险，极端高温下保供压力凸显。
二、上半年核心统计数据
1、用电需求端
全社会用电量 5.10 万亿千瓦时，同比 + 5.3%，增速同比提升 1.6 个百分点；二季度增速持续抬升。
分产业：
一产：平稳小幅增长；
二产用电量 + 5.1%，高技术及装备制造业用电增长 9.8%，工业增长核心驱动力；
三产用电量 + 8.0%
两大爆发式增长赛道（高度关联近期政策）✅ 互联网数据服务（算力 / 智算中心）用电量同比 + 44%；✅ 充换电服务业用电量同比 + 56.9%；
联动政策：工信部将光伏制造、算力设施纳入重点工业节能监察范围。
上半年统调最高负荷 14.3 亿千瓦，同比 + 9.3%；5 月南方区域率先出现供需阶段性偏紧。
2、电源装机
截至 6 月底，全国全口径发电装机 40.4 亿千瓦，全球首个突破 40 亿千瓦国家。
非化石能源装机 25.2 亿千瓦，占比62.4%；
光伏装机 12.7 亿千瓦，煤电装机 12.7 亿千瓦，占比同为 31.5%；✅ 报告明确预判：2026 年三季度太阳能装机规模将正式超过煤电，成为国内第一大电源。
上半年新增装机 1.6 亿千瓦；风光合计新增 1.1 亿千瓦，占新增装机 70%，新能源是新增绝对主力。
3、发电量结构重大变化
非化石能源发电量占总发电量44.5%；发电量增量贡献 70.7%；
煤电发电量占比降至 49.7%，首次跌破 50%；标志我国电力生产摆脱煤电绝对主导，清洁电力进入主体化阶段。
三、下半年供需形势预测
用电量预判：下半年全社会用电量同比增长 5%～6%
负荷预测：统调最大负荷区间 15.7 亿千瓦～16.3 亿千瓦；极端持续高温冲击下峰值有望逼近 16.3 亿千瓦。
分区域供需格局
西北、华北、东北：电力富余，持续承担绿电外送任务；（内蒙古风光基地跨区送电价值持续提升）
华东、华中、南方区域：整体平衡、高峰时段偏紧；依靠跨省跨区互济、需求侧响应保障供电；
风险提示：若遭遇大范围持续高温叠加来水偏少、风光出力波动，局部省份缺口压力加大。
全年装机展望：2026 全年新增装机有望达4 亿千瓦；年底总装机约 43 亿千瓦；非化石能源装机占比提升至 63%。
四、行业重点矛盾与挑战
风光规模持续扩张，但出力波动性加剧保供压力高温静稳天气容易出现 “光伏高温衰减、风电无风、水电枯水”，形成极端时段多能同步下滑，高峰缺口仍需煤电兜底。
负荷中心与新能源基地逆向分布矛盾长期存在中东部用电负荷集中；优质风光资源集中西北、西南；特高压通道、跨省交易机制重要性持续上升。
新型电力系统调节资源缺口显现独立储能、用户侧储能、虚拟电厂、需求侧响应需求快速增长；园区源网荷储、增量配电网商业模式迎来发展窗口（契合内蒙古增量配电网新政）。
用电结构转型带来监管变革算力、光伏制造等高耗电绿色产业规模扩张，能耗管控、绿电消费考核并行推进，对应工信部节能监察、十五五可再生能源电力最低消费比重政策。
五、与近期产业政策联动解读
对接《可再生能源发展 “十五五” 规划・消费篇》光伏装机规模持续攀升，工作重心由 “大规模建设” 转向提升终端消纳、工业绿电替代，强制绿电消费比重政策匹配算力、高载能工业用电持续增长趋势。
对接工信部节能监察新政算力中心、光伏制造用电高速增长，国家同步强化能效管控，倒逼企业布局分布式光伏、储能、长期绿电采购，降低单位产品能耗。
对接内蒙古增量配电网配套文件西北风光富余电量一方面依托特高压外送；另一方面在工业园区依托增量配电网打造源网荷储，实现新能源就地消纳，服务高耗能产业绿电转型。
六、产业趋势研判
光伏开发分化大基地项目侧重跨省特高压外送；中东部重点发展分布式光伏、BIPV；风光项目优先绑定工业负荷、算力园区，“有负荷的新能源项目” 溢价持续走高。
储能价值重估夏季晚高峰供需偏紧，峰谷价差拉大；配网内独立储能、园区用户侧储能收益空间提升。
零碳园区、源网荷储需求持续上行高耗能企业、算力中心同时面临双重约束：工业节能考核 + 可再生能源消费指标，推动园区综合能源项目加速落地。
电力市场化持续扩容中长期交易、跨省跨区绿电交易规模持续增长，绿证、绿电交易成为企业完成绿色履约核心工具。
