蒙西电力市场2026年5月全景分析报告

5月的蒙西现货市场，用一组数据说明了什么叫"冰火两重天"——全网月均价209.42元/兆瓦时，环比4月的139.48元暴涨50.1%，但日均价最低的一天只有30.84元/兆瓦时，最高的一天却冲到了483.90元/兆瓦时。负电价时段占比高达23%，覆盖了23天，新能源出力与现货价格的"跷跷板效应"愈发明显。

今天咱们用数据说话，拆解5月蒙西现货市场的核心逻辑。

一、月度总览：触底反弹，但分化加剧

先看核心数据：

5月全网均价209.42元/兆瓦时，基本持平去年同期（211.49元/兆瓦时），但环比4月的139.48元/兆瓦时反弹了50.1%。这个反弹力度非常猛——4月是蒙西现货价格的历史性低谷，5月则像弹簧一样回弹，但回弹的力度不均匀：呼包以东涨回了272.75元/兆瓦时，呼包以西却只有153.50元/兆瓦时，东西价差持续拉大。

说白了，5月的蒙西现货市场不是一个"统一市场"——东边是"紧平衡下的价格支撑"，西边是"新能源大发下的价格踩踏"。

图1：5月蒙西现货日均价走势，蓝色为全网结算价，红虚线为呼包以东，绿虚线为呼包以西

从日均价看，5月呈现典型的"脉冲式"波动：5月10日均价冲到483.90元/兆瓦时（风电低出力+竞价空间扩大），5月16日均价跌到30.84元/兆瓦时（新能源大发+竞价空间被压缩）。日内波动标准差平均162.95元/兆瓦时，意味着一天之内价格可以翻几番——做交易的人，心脏得够大。

二、时段特征：典型的"鸭子曲线"，F3/F4沦为价格洼地

按F1-F6六个时段拆解，5月的价格曲线呈现出极其鲜明的"鸭形"特征——两头高、中间低：

表1：5月各时段均价与负电价占比（价格单位：元/兆瓦时）

几个关键发现：

① F3时段"半价半负"。8:15-12:00这个时段，50.8%的15分钟结算点出现负电价，全网均价仅78.35元/兆瓦时。这是光伏大发+风电仍在高位出力的叠加期，新能源"零边际成本"直接把价格踩到底。

② F5/F6是价格高地。16:15-24:00，光伏出力断崖式下降，负荷却在晚高峰攀升，全网均价接近287元/兆瓦时。对于储能来说，F3充电、F5放电的"一充一放"，价差超过200元/兆瓦时，收益相当可观。

③ F3同比降幅最大（-23.9%）。去年同期F3均价103.01元/兆瓦时，今年只剩78.35元，光伏装机增长叠加5月风力条件较好，午间"踩踏"更加严重。F4环比暴涨894.5%（从4月的12元涨到119元），说明4月的极端低价在5月有所修复。

图2：5月蒙西现货逐时均价曲线，底部色块标注F1-F6时段

图3：各时段均价同比（vs 2025年5月）与环比（vs 2026年4月）对比

三、负电价深度拆解：不再是"意外"，而是"新常态"

5月最值得关注的信号，不是价格反弹，而是负电价的常态化。全月31天共2976个15分钟时段中，有684个时段出现负电价，占比23%；负电价共出现在23天里——也就是说，5月有74%的日子出现了负电价。从热力图可以清晰看到：

图4：5月负电价时段占比热力图，颜色越深负电价越密集

从热力图可以清晰看到：

F3是负电价"重灾区"。8:15-12:00这个时段，负电价几乎是"标配"——5月19天中，有15天该时段内超过一半（即超过50%）的15分钟区间为负电价。光伏出力越强，电价越惨——这正是新能源“零边际成本”的威力所在。

5月16日是负电价最极端的一天。当天有64个15分钟时段出现负电价，全网日平均电价仅为30.84元/兆瓦时，呼包以西地区更是大面积出现负电价（图中显示为绿色）。当天新能源出力占比高达50.7%，竞价空间被压缩至14578兆瓦。

F5/F6负电价占比最低。在晚高峰时段，仅7%-10%的15分钟时段出现负电价。这说明，即便在新能源出力较好的日子里，光伏下山后的晚高峰时段仍需要火电“兜底”。

四、供需博弈：新能源出力与价格的"跷跷板"

5月蒙西电网日均统调负荷41012MW，环比4月微增0.7%，变化不大。真正决定价格走势的是供给侧——新能源出力占比与全网均价的相关系数达到-0.82，负相关关系极强。

图5：新能源出力占比（柱）与全网均价（线）的日度走势对比

看两组典型日对比：

? 高价日典型：5月10日（全网均价483.90元/兆瓦时）

新能源出力占比仅33.8%，竞价空间高达22772MW，风电出力仅6864MW（月均13481MW的一半），火电"一家独大"，价格自然起飞。当天出现了8个超800元/兆瓦时的极端高价时段。

? 低价日典型：5月6日（全网均价32.36元/兆瓦时）

新能源出力占比高达58.2%，竞价空间被压缩到9917MW，风电出力17683MW，远超月均水平。新能源"倾销"式出力，价格直接被砸到底。

5月新能源出力占比48.8%（风电13481MW + 光伏6548MW），略低于4月的49.8%，但出力分布极不均匀。简单说，风大风小、天晴天阴，直接决定了当天是"吃肉"还是"喝汤"。

五、东西价差：西边"踩踏"，东边"硬扛"

5月呼包以东均价272.75元/兆瓦时 vs 呼包以西153.50元/兆瓦时，价差119.25元/兆瓦时。最极端的是F4时段（12:15-16:00），东西价差高达166元/兆瓦时——东边还在200元以上，西边已经被压到43元。

图6：各时段东西部价差（呼包以东 - 呼包以西）

为什么西部更惨？核心原因就两个：① 西部新能源装机密度更高（阿拉善、巴彦淖尔等风光基地），光伏出力更猛；② 西部负荷中心少，消纳能力弱，发出来的电"卖不出去"只能低价倾销。F3/F4时段，西部的负电价占比远超东部，就是这个道理。

对于售电公司和用户来说，这个价差意味着什么？如果你是呼包以西的用户，5月平均用电成本只有153.5元/兆瓦时（不到0.154元/度），比呼包以东便宜了119元/兆瓦时。高耗能企业选址在西部，仅电费这一项就能省下不少。

六、价格分布：23%的时段在"地窖"，7%的时段在"天花板"

图7：5月全网结算价格区间分布，红色为负电价

5月价格分布呈现"双峰"形态——一头扎在负电价区（23%），另一头集中在200-400元/兆瓦时的中高价区（约43%），中间价段（0-200元/兆瓦时）只占29.5%。这说明什么？蒙西现货市场正在走向"两极分化"：要么极低，要么不低，中间地带越来越窄。

超过800元/兆瓦时的极端高价出现了20次（0.7%），集中在5月10日、28日和31日——都是风电出力骤降的日子。而5月最高价达到了1071.31元/兆瓦时（超过1元/度），最低价-52.48元/兆瓦时（呼包以西）。

七、周度节奏：前低后高，第三周是分水岭

图8：5月周度均价与极值范围，红三角为最高价，绿三角为最低价

5月的节奏感很明显：第18周（5/1-5/4）和第19周（5/5-5/11）月初偏弱，均价在125-165元/兆瓦时；第20周（5/12-5/18）开始发力，均价跳升到274元/兆瓦时；第21-22周维持在190-241元/兆瓦时。

第20周的价格跳升，主要受5月14日、17日两天风电低出力驱动——5月17日风电仅7883MW，竞价空间扩大到22922MW，全网均价拉到439.49元/兆瓦时。风电出力的波动，已经成为蒙西现货价格最核心的"开关"。

八、核心结论与交易启示

1价格中枢修复，但远未"归位"。5月全网均价209元/兆瓦时，仍低于蒙西煤电基准价282.9元/兆瓦时约26%，中长期合约对冲仍是刚需。

2负电价已成"新常态"。23%的负电价时段占比、74%的天数覆盖，意味着"偶尔出现负电价"的时代过去了。新能源项目必须把负电价纳入收益模型，不能再"选择性忽略"。

3储能的"黄金窗口"在F3→F5。F3均价78元（充电）vs F5均价287元（放电），价差209元/兆瓦时，扣除效率损耗和输配电费后仍有可观收益。114号文后，精细化套利能力将成为储能项目的核心竞争力。

4风电出力是价格"开关"。新能源出力占比与均价相关系数-0.82，风电日均出力从6800MW到19500MW，对应全网均价从484元到32元。做交易，盯风电预测比盯什么都重要。

5东西价差是"套利密码"。F4时段东西价差166元/兆瓦时，对于当前参与市场的市场主体，东西套利空间值得关注。

5月的蒙西现货市场，用一个字总结：变。价格在变，负电价在变，东西格局在变。不变的，是"让电力交易更简单"的初心。

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