报告导读：
　　日前市场
　　广东、江苏日前均价上涨10.2%、6.2%至392.36、328.22元/兆瓦时；山东、山西、蒙西下降0.5%、2.5%、9.8%至346.67、320.09、232.63元/兆瓦时。
　　实时市场
　　1、广东、蒙西实时均价分别下降13.0%、6.0%至371.5、336.1元/兆瓦时；江苏、山东、山西分别上涨7.9%、24.7%、20.6%至332.4、360.1、371.2元/兆瓦时。
　　2、广东新能源出力下降22.3%，实时均价反而下降至371.5元/兆瓦时；山西风电、光伏出力分别上升14.1%、2.2%，实时均价却上涨20.6%、日前-实时价差日均值减至-43.0元/兆瓦时。
　　核心观点
　　1、数据端，山东、山西实时均价分别上涨24.7%、20.6%至360.1、371.2元/兆瓦时，且实时价高于日前，反映区域即时供需偏紧。山西虽风光出力增加，电价仍走强，提示新能源消纳不足以压制高峰成本。建议两地用户减少实时敞口，适度前置锁价。
　　2、政策端，青海印发发电侧可靠容量补偿机制，重庆推进虚拟电厂入市方案，“电量+容量+调节能力”的综合价值体系逐步完善。新型主体收益模式有望由现货套利、辅助服务进一步拓展至需求响应、容量价值等多元机制，其中独立储能等具备可靠调节能力的资源更可能获得容量类收益，虚拟电厂和负荷侧资源则主要依赖需求响应和辅助服务收益。用电侧未来需关注容量保障和系统调节成本上升对电价结构的影响，同时通过优化用电曲线、参与需求响应以及虚拟电厂聚合，提高负荷灵活性并降低综合用电成本。