11 月 4 日的日前市场把日本电力的两副面孔同时摆上台面：系统均价 26.60 日元/kWh，较前一日上涨 5.22，30 日移动均值 23.29，当日成交 101.7 万 MWh；日内峰段（16:30）37.18 日元、谷段（正午 12:00）10.19 日元，峰谷比 3.7 倍，午间光伏压价深度达 66%。叠加官方口径（11 月 2 日 JEPX 指数：全天 30.09、白天时段 35.63、尖峰时段 38.99 日元/kWh），电价重心已系统性站在 30 日元上方。

真正的新信号在区域截面：东京 31.82（日环比 +0.71）、中部 32.88（+4.27），而关西 18.23、北陆 18.86、中国 15.59、四国 15.30、九州 15.59——中部对四国的价差 17.58 日元/kWh。西日本可再生能源渗透高（四国 32%、九州 26%），午间被压到地板价附近（近 7 天全系统地板时段累计 78 小时）；东日本火电与核电占比高，傍晚爬坡时段高度依赖 LNG 机组顶峰。同一个国家、两张电力曲线。

传导路径上，这对 LNG 采购的含义比均价数字更直接：东部电力公司在冬季顶峰时段对燃气机组的调用是刚性的，现货需求集中在傍晚两三个小时的爬坡窗口，意味着 JKM 采购的边际买家是东日本电力公司，而不是全国平均意义上的「日本」。当日系统均价较 30 日均值高出 14%，趋势在上行，而燃料费调整机制对家庭与工业电价的传导有约三个月的均值平滑滞后——四季度的电价压力要到明年一季度才完整落到账单上。

对 SNSUC 的观察含义：其一，东部电力顶峰需求是 JKM 冬季的结构性支撑，将其与日本全国 LNG 库存去化速度并轨观察，可以更早捕捉现货采买节奏；其二，对涉日工业客户，东西分化意味着用电所在区域不同、电力成本弹性差一倍以上，成本传导测算应按区域分别建模。以上为基于公开数据的市场观察，不构成投资建议。