电力市场：山东、蒙西实时价格上升，青海开展中长期市场日融合

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，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；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”可能在短期内限制部分主体的交易灵活性。

关键数据

• 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：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。
• 山东实时市场：风电出力下降30.1%、光伏出力下降1.7%，实时均价大幅上升至351.6元/兆瓦时。
• 蒙西实时市场：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/兆瓦时。

研究结论

• 山东电力市场呈现显著供给约束，实时价格波动剧烈，需关注供需平衡变化。
• 蒙西电力市场受风电出力影响大，价格弹性较高，未来风电恢复节奏及价差变化值得关注。
• 青海中长期市场日融合交易政策有助于提升市场灵活性，但需注意交易机制对部分主体的限制。