蒙西6月现货电价：均价317元创今年新高，负电价近乎绝迹，东西价差突破200元 原创 · 正宜能嗑 · 2026年7月 |
2026年6月，蒙西电力现货市场彻底告别了春季的"低迷"与"分化"，迎来了夏季供需格局的根本性转变。全网统一出清均价317.05元/兆瓦时，环比5月（209.42元）大幅上涨51.4%，创下今年以来的月度新高。更令人意外的是，全月仅出现1个时段负电价（占比0.1%），与5月的23%形成鲜明对比。东西部价差月均值202元/兆瓦时，较5月再翻近一番。 如果说5月是"温和均价下的极端分化"，那么6月则是"全面走强中的结构性重置"——负电价几乎消失、价格中枢上移至250-350元区间、东西部价差进一步拉大。蒙西电力市场正在经历一场从量变到质变的跃迁。 |
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01 整体价格表现：全面走强，价差翻倍
317 全网均价元/MWh | 424 呼包东均价元/MWh | 221 呼包西均价元/MWh |
6月全网统一出清均价317.05元/兆瓦时，较5月的209.42元环比上涨51.4%，较4月的139.48元更是累计上涨127.3%。从月度排名来看，6月仅低于1月（333.1元），位居2026年第二高点。
区域方面，呼包东月均423.66元、呼包西221.48元，东西价差达到惊人的202.18元/兆瓦时——相当于西部价格的91.3%，几乎翻倍于5月的119.25元。"东部溢价"不仅没有收敛，反而在夏季大幅走阔。
从2026年各月走势来看，价格走出了一条标准"V+U"形路径——从1月高位（333元）迅速跳水至2月谷底（101元），在3-5月缓慢爬坡（214→140→209），最终在6月报复性反弹至317元。迎峰度夏的负荷拉动效应在6月集中释放。
| 关键发现： |
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02 月度走势：三段式攀升，下旬冲顶
6月的30个交易日，价格走势清晰地划分为三个阶段：
第一阶段：上旬（1-10日）· 快速拉升，站稳300元 上旬全网均价313.3元，全月零负电价。这个开局就与5月截然不同——5月上旬均价仅153元、32%负电价。1日从170.8元起步后，2日即跳升至383.5元，此后除8日短暂滑落至207.8元外，其余日均稳定在300-400元区间。仅用两天，价格中枢就从"200元时代"跃入"300元时代"。10日冲至386.3元（呼包东487元），为后续暴涨埋下伏笔。 |
第二阶段：中旬（11-20日）· 震荡蓄力，偶有回调 中旬均价290.1元，是全月最"犹豫"的10天。11-12日从339.7元滑落至220.2元，13-17日在233-346元之间震荡，18日以294.8元收报。值得注意的是，20日出现了全月唯一一次负电价（-10元/兆瓦时），发生在F4午间时段，表明虽然整体供需偏紧，但光伏大发时仍能短暂击穿零线。不过与5月中下旬相比，这种"击穿"力度已大幅减弱。 |
第三阶段：下旬（21-30日）· 冲顶飙升，高位收尾 下旬均价347.7元，是全月价格最高区间。23-26日迎来一波持续四天的暴涨行情——日均价从421.8元→402.8元→458.7元→403.5元，连续四日站在400元上方。其中25日以458.7元创下全月最高日均价，呼包东同日站上629元。26日更出现全月最高小时价1247.8元（F5时段），几乎触及1250元大关。27-30日虽有回落（266-332元），但月末30日仍以308.1元收官，较月初的170.8元上涨80%。 |
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03 六时段价格解析：全线突破200元，"谷底"不复存在
基于蒙西"挂摘牌"交易机制的六时段划分，6月各时段价格呈现出与5月截然不同的格局。5月的"三高三低"被打破了——6月所有时段均价均突破200元，F3和F4这两个传统"低价洼地"大幅抬升。
| F1 | 0.0% | |||||
| F2 | 0.0% | |||||
| F3 | 0.0% | |||||
| F4 | 0.8% | |||||
| F5 | 0.0% | |||||
| F6 | 0.0% |
| 三大核心发现： |
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04 日内走势："慢U"形态，谷底上移至9时200元
与5月"深V"形态相比，6月的逐时曲线呈现"慢U"形态——夜间至凌晨在高位（>350元），上午小幅回落至250元左右即回升，全天价格几乎没有低于200元的时段。而5月此前的"深谷"时段（9时55元）在6月已完全消失。
价格"两区段"特征： ? 高位平台（0:00→8:00, 17:00→24:00）：价格在300-402元之间波动，夜间风电出力主导定价。其中18时达到402元峰值，6月的晚峰价格明显高于5月。 ? 中位过渡（9:00→16:00）：价格在202-275元之间波动，谷底出现在9时的202元——较5月的55元上移了近150元。光伏出力虽然在此窗口最大化，但工业负荷的抬升使得供需矛盾大大缓和。 |
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05 价格分布：从"扁平均衡"到"纺锤聚集"
5月的价格分布以"扁平化"著称——各区间占比均匀分布在7-15%之间。6月则完全不同，价格高度集中在200-400元的核心区间，呈现典型的"纺锤形"分布。
| 负价 | |||
| 低价 | |||
| 核心区 | |||
| 核心区 | |||
| 中高价 | |||
| 高价 | |||
| 高价 | |||
| 超高 |
| 分布格局解读： |
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06 区域分化：202元价差，"东部溢价"全面升级
6月东西部价差月均202.18元/MWh，较5月的119元翻了近一番，刷新了所有历史记录。且与5月的"仅1天西部反超"不同，6月全月30天无一日西部超过东部，"东贵西贱"格局已从短期现象演变为结构性特征。
| 价差最窄日： |
| 价差最宽日： |
| F4时段价差登顶： |
| 呼包西均价创年内新高： |
区域策略建议： ? 呼包东市场主体：面临420元级别的高成本压力。本月几乎没有任何"低价窗口"——即使F3时段也高达365元。购电主体应在F2/F6凌晨及夜间启动日前交易，锁定相对低价。售电主体则迎来罕见的单边行情，需防范月末冲高回落风险。 ? 呼包西市场主体：虽然月均221元，但午间F3/F4的130元"洼地"依然存在（较5月的26元已上移104元）。储能充放电套利空间仍在：F4低谷130元 → F5高峰223元 → F6晚间279元，价差超过100元的套利窗口每天稳定存在。 |
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07 总结与展望
站在7月的起点回望6月，三个关键词可以概括这个月的蒙西电力现货市场：
走强 均价317元创今年第二高、环比+51% | 收敛 负电价0.1%从"常态"到"罕见"的质变 | 裂变 价差202元东西区域分化再翻番 |
展望7月，迎峰度夏正式进入高峰期，蒙西电力市场将面临更大考验。以下几点值得重点关注：
- 价格能否突破1月高点？
6月317元已逼近1月的333元。若7月高温持续推升制冷负荷，6月的上涨趋势可能延续，挑战350元甚至更高。 - 负电价是否彻底消失？
6月仅1小时的负电价已接近"零容忍"状态。但夏季光伏出力峰值更高，若遇到节假日低负荷日，午间负电价可能反复。 - 东西价差能否收窄？
202元的月均价差已进入未知领域。若部分工业负荷向西部转移，或西部新能源出力因天气变化减少，价差有望收窄——但供需基本面短期内难以改变。 - 储能经济性：
当前F3-F5价差约100元，F4-F6价差约87元，较5月的193元明显收窄。随着价格中枢上移，储能的低价充电成本上升，需要重新评估套利策略。
6月告诉我们：蒙西电价"均值回归"的锚点正在上移。从负电价"围城"到零负价"新常态"，电力市场的定价逻辑正在被夏季需求重构。 |
? 本文数据来源于蒙西电力市场公开披露信息 关注「正宜能嗑」，获取更多电力市场深度分析 |
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数据区间：2026年6月1日-30日 |