日前市场
　　山东、蒙西日前均价分别上涨13.4%、4.8%至409.48、271.88元/兆瓦时；广东、山西分别下降10.8%、1.9%至457.77、280.70元/兆瓦时。
　　实时市场
　　1、山东、蒙西实时均价分别上涨99.76%、58.9%至351.6、355.8元/兆瓦时；广东、山西分别下降23.2%、9.3%至381.4、260.3元/兆瓦时。
　　2、山东风电、光伏出力分别下降30.1%、1.7%，实时均价大幅上升至351.6元/兆瓦时；蒙西风电出力下降58.5%、光伏出力上升26.4%，实时均价上涨58.9%，日前—实时价差达-96.3元/兆瓦。
　　核心观点
　　1、数据端，山东实时均价近乎翻倍至351.6元/兆瓦时，为区域波动极值；日前续涨13.4%至409.48元/兆瓦时，呈现供给约束预期自我强化。蒙西受风电出力断崖式回落推动，实时均价跳升至355.8元/兆瓦时；日前温和上行4.8%至271.88元/兆瓦时，预期有限上修，需关注后续风电恢复节奏及日前—实时价差是否再度走阔。
　　2、政策端，青海开展中长期市场日融合交易，有助于提高月内合约调整频率，推动中长期价格更及时反映现货预期和分时供需变化。该举措不直接改变供需基本面，对电价中枢影响偏中性，但可能强化午间低价、晚峰高价等分时价差信号。对新能源企业和售电公司而言，滚动撮合机制有利于降低预测偏差和合约错配风险，但“同一时段单一交易方向”也可能在短期内限制部分主体的交易灵活性。