2010年以来，内蒙古在国家主管部门的批准和指导下，开展电力多边交易试点，通过在发电、用电两端引入协商、竞争机制，实现了大工业用电价最低可下调约0.08元／千瓦时，新兴产业等特殊行业用电价最低可下调近0.12元，大幅降低了企业的电费负担，并发挥了稳定电厂负荷和地方稳增长、调结构等多种作用。

　　与此同时，内蒙古的电力多边交易试点也面临着电价市场化改革水平有待进一步提高、部分发电企业市场主导力强等瓶颈制约，需要进一步加快电力体制改革步伐，完善制度设计，以提升成效。

　　两端协商 传导价差

　　内蒙古煤炭、风能、太阳能富集，是我国重要的能源基地，“十一五”以来电力工业发展较快，但是本地负荷小，电力外送能力又有限，窝电、弃风的现象严重。以火电为例，内蒙古电力公司预计，今年蒙西电网的火电公用机组运行时间仅在4000小时左右，大幅低于5500小时的设计指标，电力供求矛盾突出。

　　与此同时，工业占内蒙古生产总值的近50％，稳工业是稳增长的重要基础。为此，经原国家电监会正式批准，2010年5月内蒙古启动了电力多边交易试点。

　　记者从内蒙古电力公司了解到，为实施电力多边交易试点，内蒙古电力公司搭建了交易平台，为发电、用电企业提供交易注册、交易组织、电费结算、信息披露、监督等服务。内蒙古经信委、发改委等部门则负责交易主体管理、规则制订等工作。具体做法是：

　　——实行“自主协商、价差传导”的定价模式。按照国家“管住中间、放开两端”的电改精神，让用电与发电企业自主选择交易对象，以国家标杆电价为基础，在设定的区间内协商优惠幅度，价低者供。然后，发电厂上网电价、电网售电价同步下调，把优惠额传导给用户。电网仅作为交易桥梁，不从中取利。

　　内蒙古经信委主任王秉军说，目前蒙西地区火电的标杆上网电价为每千瓦时0.2772元，与大工业企业交易最低可下浮30％，折合0.08316元。从今年7月起，新兴产业用电的最大优惠额为0.1188元，降幅超过40％。从去年起风电也纳入交易，上网价最低下调0.2272元。

　　——交易向蒙西电网所有符合产业、环保政策的公用火电机组开放，风电场自愿参与，目前光伏电站参与交易的方案还在研究。截至今年8月底，参与的火电企业有40家，风电场113个，涉及装机3000多万千瓦。

　　近年来，用电企业的准入门槛不断降低，今年要求年用电量在1000万千瓦时以上。对用电量较小的企业，下一步拟通过代理售电公司参与交易。

　　——交易有序扩大、适度竞争。目前交易仅限于准入工业企业的生产用电，以协商交易为主，竞价交易为辅。鼓励就近交易，规模也是逐步扩大，以减轻对发电企业的冲击。交易周期以月为主，风电按日交易。

　　企业电费负担明显下降

　　内蒙古鲁阳节能材料有限公司是生产耐火保温材料的企业，年用电近2亿千瓦时。该公司行政部部长赵传礼说，去年该公司获准参与多边交易，最早是跟国电蒙能金山发电厂等两家电厂合作，今年则只跟金山发电厂合作。交易电价最初是每千瓦时优惠0.03元，今年已经扩大到0.0693元，算下来全年可节支1000多万元。

　　赵传礼说，今年公司实施生产工艺和生产线自动化改造，需投入1000多万元，通过参与多边交易，企业的资金压力缓解不少。

　　内蒙古电力公司的数据显示，近年来电力多边交易的规模不断扩大，2011年为61.25亿千瓦时，去年已增长到561.92亿千瓦时。今年前8个月已交易597.47亿千瓦时，同比增长50.85％，降低企业成本44.13亿元，预计全年的交易量有望突破700亿千瓦时，占蒙西电网大工业用电的近85％。

　　电力多边交易还促进了电厂多发电和地方稳增长、调结构多赢。王秉军分析说，去年自治区通过电力多边交易等电力综合扶持政策，共稳定工业负荷500万千瓦左右，稳定工业增加值约1200亿元和工业税收150亿元左右，支持了大工业和新兴产业快速发展。

　　此外，开展多边交易能倒逼发电企业降低运营成本，增强发电企业改革的紧迫感和积极性。由于电价能更准确地反映电力供求变化、区域产业竞争力，也可以引导电力投资回归理性，推动大工业等产业布局优化。电力多边交易还构建了发电、用电主体双向竞争的市场框架，使电价能更好地反映电力市场供求关系，为深化电改探索出一条可行路径。

　　提升成效需加快电价市场化改革

　　当前，内蒙古的电力多边交易试点工作不断走向深入，但是也面临着不少制约因素。部分干部和电厂、用电企业负责人希望能进一步加快推进电力体制改革，完善相关制度设计。

　　一、加快电力体制改革步伐，推动建立真正体现市场竞争、供求变化的电价市场化形成机制。

　　当地一些干部和企业负责人说，近些年，蒙西电网通过开展电力多边交易试点，在电力市场化改革上迈出了较大步伐，但是当前的多边交易仍然是有限竞争。例如，多边交易电价仍是在国家规定的标杆价格基础上浮动，幅度也不能超出政策区间。

　　一位发电企业的营销部负责人说，虽然有成本优势的发电企业提出更低的报价，但是超出浮动下限是不允许的，毕竟当前要考虑多数发电企业的承受力和积极性。此外，用户原则上在本盟市内选择发电企业交易，准入的也是用电量大的工业企业和新兴产业企业，其他企业尚未享受到政策红利。

　　为此，他们希望国家能加快电改步伐，以使电力市场更充分地竞争，使电价更准确地反映供求关系。

　　二、科学确定风电、光伏发电的保障收购时间，为市场化交易留出空间。

　　今年有关部门出台政策，要求对风电、光伏发电实施保障性收购，其中蒙西地区的风电、光伏保障收购时间分别不低于2000小时、1500小时。王秉军说，保障收购时间定得偏高，当前经济下行压力大，各地用电负荷增长乏力、电力装机总体过剩，电网公司完成保障收购时间都难，哪还有市场交易的空间？建议有关部门逐步减少对发电企业运行、电价的行政干预，以增强电力的商品属性，逐步建立电价市场化形成机制。

　　三、通过混合所有制改造、扩大民间电力投资等方式，推进发电主体多元化。

　　有企业负责人指出，发电主体多元化，是促进市场竞争、推动电价市场化改革的重要保障。当前，蒙西电网的火电装机以几大国有电力集团为主，而且大部分位于城市中心，为电网起到骨干支撑作用并且承担供热任务，市场主导能力强，容易形成价格垄断，建议加大推进电源投资主体多元化的力度，并进一步完善电力多边交易机制。

　　四、进一步核算和梳理电费中的基金等收费项目。

　　部分没有自备电厂的企业负责人反映，目前的电费里，包含了较多的基金、附加等费用，在蒙西地区已占到企业用电成本的15％左右。一家企业的负责人拿出一张电费单举例说，该公司当月交纳电费700多万元，其中所含的三峡基金、农网还贷、城市公用事业附加费、教育附加等各种基金、附加费就多达87万多元，加重了企业负担，挤压了电价浮动空间，希望能结合新的发展形势，进一步核算与梳理，清理或降低相关收费。