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報告導(dǎo)讀：
　　日前市場
　　廣東、江蘇、山西、蒙西日前均價上漲9.2%、7.1%、6.1%、0.8%至356.09、309.17、328.20、257.85元/兆瓦時；山東下降8.5%至348.44元/兆瓦時。
　　實時市場
　　1、山東、山西實時均價分別下降18.5%、6.0%至288.9、307.8元/兆瓦時；廣東、江蘇、蒙西分別上漲29.7%、22.7%、3.3%至427.1、309.7、357.7元/兆瓦時。
　　2、廣東新能源、江蘇風(fēng)電分別下降23.6%、30.4%，實時均價上漲至427.1、307.9元/兆瓦時；山東風(fēng)電上升61.6%、光伏下降29.4%，實時均價下降18.5%、日前-實時價差增至92.1元/兆瓦時。
　　核心觀點
　　1、數(shù)據(jù)端，廣東、江蘇實時均價分別上漲29.7%、22.7%，與廣東新能源出力下降23.6%、江蘇風(fēng)電下降30.4%有關(guān)，短時用電成本壓力抬升。山東風(fēng)電出力增加61.6%，實時均價下跌18.5%，日前-實時價差擴大至92.1元/兆瓦時。建議粵蘇用戶關(guān)注高峰采購風(fēng)險，山東可適度提高實時采購靈活性。
　　2、政策端，山東正式明確虛擬電廠入市運行要求、陜西電網(wǎng)側(cè)獨立儲能容量電價落地，調(diào)節(jié)資源正從示范項目轉(zhuǎn)向可計量、可考核、存在獲利空間的市場主體。后續(xù)負(fù)荷聚合、用戶側(cè)儲能與可中斷負(fù)荷的價值將體現(xiàn)為尖峰避險和現(xiàn)貨偏差管理能力，需關(guān)注各省容量補償、需求響應(yīng)和現(xiàn)貨收益的組合空間。