报告导读：
　　日前市场
　　广东、江苏、山西、蒙西日前均价上涨9.2%、7.1%、6.1%、0.8%至356.09、309.17、328.20、257.85元/兆瓦时；山东下降8.5%至348.44元/兆瓦时。
　　实时市场
　　1、山东、山西实时均价分别下降18.5%、6.0%至288.9、307.8元/兆瓦时；广东、江苏、蒙西分别上涨29.7%、22.7%、3.3%至427.1、309.7、357.7元/兆瓦时。
　　2、广东新能源、江苏风电分别下降23.6%、30.4%，实时均价上涨至427.1、307.9元/兆瓦时；山东风电上升61.6%、光伏下降29.4%，实时均价下降18.5%、日前-实时价差增至92.1元/兆瓦时。
　　核心观点
　　1、数据端，广东、江苏实时均价分别上涨29.7%、22.7%，与广东新能源出力下降23.6%、江苏风电下降30.4%有关，短时用电成本压力抬升。山东风电出力增加61.6%，实时均价下跌18.5%，日前-实时价差扩大至92.1元/兆瓦时。建议粤苏用户关注高峰采购风险，山东可适度提高实时采购灵活性。
　　2、政策端，山东正式明确虚拟电厂入市运行要求、陕西电网侧独立储能容量电价落地，调节资源正从示范项目转向可计量、可考核、存在获利空间的市场主体。后续负荷聚合、用户侧储能与可中断负荷的价值将体现为尖峰避险和现货偏差管理能力，需关注各省容量补偿、需求响应和现货收益的组合空间。