2010年以來，內蒙古在國家主管部門的批準和指導下，開展電力多邊交易試點，通過在發電、用電兩端引入協商、競爭機制，實現了大工業用電價最低可下調約0.08元/千瓦時，新興產業等特殊行業用電價最低可下調近0.12元，大幅降低了企業的電費負擔，并發揮了穩定電廠負荷和地方穩增長、調結構等多種作用。
　　
　　與此同時，內蒙古的電力多邊交易試點也面臨著電價市場化改革水平有待進一步提高、部分發電企業市場主導力強等瓶頸制約，需要進一步加快電力體制改革步伐，完善制度設計，以提升成效。
　　
　　兩端協商 傳導價差
　　
　　內蒙古煤炭、風能、太陽能富集，是我國重要的能源基地，“十一五”以來電力工業發展較快，但是本地負荷小，電力外送能力又有限，窩電、棄風的現象嚴重。以火電為例，內蒙古電力公司預計，今年蒙西電網的火電公用機組運行時間僅在4000小時左右，大幅低于5500小時的設計指標，電力供求矛盾突出。
　　
　　與此同時，工業占內蒙古生產總值的近50%，穩工業是穩增長的重要基礎。為此，經原國家電監會正式批準，2010年5月內蒙古啟動了電力多邊交易試點。
　　
　　記者從內蒙古電力公司了解到，為實施電力多邊交易試點，內蒙古電力公司搭建了交易平臺，為發電、用電企業提供交易注冊、交易組織、電費結算、信息披露、監督等服務。內蒙古經信委、發改委等部門則負責交易主體管理、規則制訂等工作。具體做法是：
　　
　　——實行“自主協商、價差傳導”的定價模式。按照國家“管住中間、放開兩端”的電改精神，讓用電與發電企業自主選擇交易對象，以國家標桿電價為基礎，在設定的區間內協商優惠幅度，價低者供。然后，發電廠上網電價、電網售電價同步下調，把優惠額傳導給用戶。電網僅作為交易橋梁，不從中取利。
　　
　　內蒙古經信委主任王秉軍說，目前蒙西地區火電的標桿上網電價為每千瓦時0.2772元，與大工業企業交易最低可下浮30%，折合0.08316元。從今年7月起，新興產業用電的最大優惠額為0.1188元，降幅超過40%。從去年起風電也納入交易，上網價最低下調0.2272元。
　　
　　——交易向蒙西電網所有符合產業、環保政策的公用火電機組開放，風電場自愿參與，目前光伏電站參與交易的方案還在研究。截至今年8月底，參與的火電企業有40家，風電場113個，涉及裝機3000多萬千瓦。
　　
　　近年來，用電企業的準入門檻不斷降低，今年要求年用電量在1000萬千瓦時以上。對用電量較小的企業，下一步擬通過代理售電公司參與交易。
　　
　　——交易有序擴大、適度競爭。目前交易僅限于準入工業企業的生產用電，以協商交易為主，競價交易為輔。鼓勵就近交易，規模也是逐步擴大，以減輕對發電企業的沖擊。交易周期以月為主，風電按日交易。
　　
　　企業電費負擔明顯下降
　　
　　內蒙古魯陽節能材料有限公司是生產耐火保溫材料的企業，年用電近2億千瓦時。該公司行政部部長趙傳禮說，去年該公司獲準參與多邊交易，最早是跟國電蒙能金山發電廠等兩家電廠合作，今年則只跟金山發電廠合作。交易電價最初是每千瓦時優惠0.03元，今年已經擴大到0.0693元，算下來全年可節支1000多萬元。
　　
　　趙傳禮說，今年公司實施生產工藝和生產線自動化改造，需投入1000多萬元，通過參與多邊交易，企業的資金壓力緩解不少。
　　
　　內蒙古電力公司的數據顯示，近年來電力多邊交易的規模不斷擴大，2011年為61.25億千瓦時，去年已增長到561.92億千瓦時。今年前8個月已交易597.47億千瓦時，同比增長50.85%，降低企業成本44.13億元，預計全年的交易量有望突破700億千瓦時，占蒙西電網大工業用電的近85%。
　　
　　電力多邊交易還促進了電廠多發電和地方穩增長、調結構多贏。王秉軍分析說，去年自治區通過電力多邊交易等電力綜合扶持政策，共穩定工業負荷500萬千瓦左右，穩定工業增加值約1200億元和工業稅收150億元左右，支持了大工業和新興產業快速發展。
　　
　　此外，開展多邊交易能倒逼發電企業降低運營成本，增強發電企業改革的緊迫感和積極性。由于電價能更準確地反映電力供求變化、區域產業競爭力，也可以引導電力投資回歸理性，推動大工業等產業布局優化。電力多邊交易還構建了發電、用電主體雙向競爭的市場框架，使電價能更好地反映電力市場供求關系，為深化電改探索出一條可行路徑。
　　
　　提升成效需加快電價市場化改革
　　
　　當前，內蒙古的電力多邊交易試點工作不斷走向深入，但是也面臨著不少制約因素。部分干部和電廠、用電企業負責人希望能進一步加快推進電力體制改革，完善相關制度設計。
　　
　　一、加快電力體制改革步伐，推動建立真正體現市場競爭、供求變化的電價市場化形成機制。
　　
　　當地一些干部和企業負責人說，近些年，蒙西電網通過開展電力多邊交易試點，在電力市場化改革上邁出了較大步伐，但是當前的多邊交易仍然是有限競爭。例如，多邊交易電價仍是在國家規定的標桿價格基礎上浮動，幅度也不能超出政策區間。
　　
　　一位發電企業的營銷部負責人說，雖然有成本優勢的發電企業提出更低的報價，但是超出浮動下限是不允許的，畢竟當前要考慮多數發電企業的承受力和積極性。此外，用戶原則上在本盟市內選擇發電企業交易，準入的也是用電量大的工業企業和新興產業企業，其他企業尚未享受到政策紅利。
　　
　　為此，他們希望國家能加快電改步伐，以使電力市場更充分地競爭，使電價更準確地反映供求關系。
　　
　　二、科學確定風電、光伏發電的保障收購時間，為市場化交易留出空間。
　　
　　今年有關部門出臺政策，要求對風電、光伏發電實施保障性收購，其中蒙西地區的風電、光伏保障收購時間分別不低于2000小時、1500小時。王秉軍說，保障收購時間定得偏高，當前經濟下行壓力大，各地用電負荷增長乏力、電力裝機總體過剩，電網公司完成保障收購時間都難，哪還有市場交易的空間？建議有關部門逐步減少對發電企業運行、電價的行政干預，以增強電力的商品屬性，逐步建立電價市場化形成機制。
　　
　　三、通過混合所有制改造、擴大民間電力投資等方式，推進發電主體多元化。
　　
　　有企業負責人指出，發電主體多元化，是促進市場競爭、推動電價市場化改革的重要保障。當前，蒙西電網的火電裝機以幾大國有電力集團為主，而且大部分位于城市中心，為電網起到骨干支撐作用并且承擔供熱任務，市場主導能力強，容易形成價格壟斷，建議加大推進電源投資主體多元化的力度，并進一步完善電力多邊交易機制。
　　
　　四、進一步核算和梳理電費中的基金等收費項目。
　　
　　部分沒有自備電廠的企業負責人反映，目前的電費里，包含了較多的基金、附加等費用，在蒙西地區已占到企業用電成本的15%左右。一家企業的負責人拿出一張電費單舉例說，該公司當月交納電費700多萬元，其中所含的三峽基金、農網還貸、城市公用事業附加費、教育附加等各種基金、附加費就多達87萬多元，加重了企業負擔，擠壓了電價浮動空間，希望能結合新的發展形勢，進一步核算與梳理，清理或降低相關收費。