2014—2015年，國網(wǎng)蒙東電力、國網(wǎng)東北分部共組織28家電力用戶和21家發(fā)電企業(yè)(火電企業(yè)14戶、風(fēng)電企業(yè)7家)開展了大用戶直接交易，累計完成交易電量117億千瓦時。2015年完成交易電量84億千瓦時，約占國網(wǎng)蒙東電力售電量的28%，其中風(fēng)電參與交易電量2億千瓦時，參與交易的電力用戶平均結(jié)算電度電價0.324元/千瓦時，降低企業(yè)用電成本約10億元。

2015年9月國家發(fā)改委批復(fù)了蒙西電網(wǎng)輸配電價改革試點第一個監(jiān)管周期(2015—2017)輸配電價準(zhǔn)許收入和輸配電價水平，新的電價機制自2015年10月1日起實行。這是我國第一個省級電網(wǎng)輸配電價改革試點，也是我國第一個按照“準(zhǔn)許成本加合理收益”原則測算能夠直接用于電力市場交易的省級電網(wǎng)獨立輸配電價。

此次輸配電價改革降價空間主要用于降低大工業(yè)電價，蒙西電網(wǎng)大工業(yè)電度電價每千瓦時降低2.65分，降價金額約26億元。

內(nèi)蒙古自治區(qū)電力體制改革綜合試點方案

近日，《內(nèi)蒙古自治區(qū)電力體制改革綜合試點方案》經(jīng)發(fā)改委、能源局批準(zhǔn)，并由國家發(fā)改委網(wǎng)站發(fā)布。

相較于其他綜合試點地區(qū)的改革方案，內(nèi)蒙古有著自身的獨到之處，內(nèi)蒙古是中國最早向國外輸送電力的省區(qū)。自治區(qū)為祖國電力行業(yè)的發(fā)展貢獻頗多的同時亦有其獨特之處，那就是同時存在著兩家電力公司。

東部為隸屬于國家電網(wǎng)的蒙東電力公司，西部為內(nèi)蒙古電力公司，同時是全國唯一獨立的省級管理電網(wǎng)企業(yè)。

內(nèi)蒙古自治區(qū)依托境內(nèi)自然條件優(yōu)勢、因地制宜，有火電、水電、風(fēng)電等多種發(fā)電方式，其分布式發(fā)電能力居于全國首位。今年內(nèi)蒙古上半年新能源裝機規(guī)模，以及發(fā)電量在全國繼續(xù)保持領(lǐng)先水平。今年蒙西電網(wǎng)有113家風(fēng)電場參與電力多邊交易，蒙東電網(wǎng)光伏發(fā)電量也比上年增長近一倍。

由此，內(nèi)蒙古地區(qū)的電改方案也變得不同。

首先，內(nèi)蒙古電改綜合試點方案著重與推進跨省跨區(qū)電力交易。

跨省跨區(qū)輸電線路以落實國家能源整體發(fā)展戰(zhàn)略為主，堅持“充分發(fā)揮輸電通道最大輸電能力”原則，積極推進我區(qū)跨省跨區(qū)電力交易，充分發(fā)揮我區(qū)低電價優(yōu)勢，進一步提高我區(qū)外送電競爭優(yōu)勢，實現(xiàn)電力全國范圍內(nèi)優(yōu)化配置。

推動跨省跨區(qū)電力交易市場建設(shè)。按照國家能源整體戰(zhàn)略和省(市、區(qū))級政府間合作協(xié)議，堅持“充分發(fā)揮輸電通道送電能力和規(guī)模效益、促進電力資源大范圍優(yōu)化配置”原則，考慮蒙東地區(qū)為東北地區(qū)重要的能源輸出基地、蒙西地區(qū)為華北地區(qū)重要的能源輸出基地的實際，完善省間合作機制，采取中長期交易為主、臨時交易為補充的交易模式，推動跨省跨區(qū)電力交易市場建設(shè)。積極參與跨省跨區(qū)輔助服務(wù)交易，探索開展電力期貨和電力場外衍生品交易。

其次，深入推進蒙西電網(wǎng)電力多邊交易市場建設(shè)。根據(jù)電力體制改革進程和市場實際需求，按照“中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為補充”的原則，擴大市場主體范圍、豐富市場交易品種，探索開展電力現(xiàn)貨交易，不斷完善電力多邊交易和市場化輔助服務(wù)分擔(dān)機制，構(gòu)建“開放、競爭、公平、有序”的電力交易市場。完善蒙西電網(wǎng)輸配電價改革試點政策。 按照國家對蒙西電網(wǎng)輸配電價改革試點批復(fù)原則， 繼續(xù)推進蒙西電網(wǎng)輸配電價改革。 研究和探索更適合地區(qū)資源稟賦、 產(chǎn)業(yè)布局、 工業(yè)體系和電源電網(wǎng)結(jié)構(gòu)及其地區(qū)分布特點的輸配電價形成機制和核定體系。

建立相對獨立的電力交易機構(gòu)。以內(nèi)蒙古電力公司、蒙東電力公司現(xiàn)有電力交易機構(gòu)為依托，平穩(wěn)起步，有序推進，以股份制模式組建相對獨立的蒙西、蒙東電力交易中心，實現(xiàn)交易業(yè)務(wù)與電網(wǎng)業(yè)務(wù)分開，建設(shè)公平透明的電力交易平臺。交易機構(gòu)不以盈利為目的，在自治區(qū)政府、華北能監(jiān)局、東北能監(jiān)局等相關(guān)部門的監(jiān)管下為市場主體提供規(guī)范、公開、透明的電力交易服務(wù)。交易機構(gòu)主要負責(zé)交易平臺的建設(shè)、運營和管理;負責(zé)中長期市場和日前市場的組織實施;負責(zé)市場主體注冊和相應(yīng)管理、披露和發(fā)布市場信息等;負責(zé)提供結(jié)算依據(jù)和相關(guān)服務(wù)等;參與擬訂電力市場交易規(guī)則。

在售電改革方面，開展售電業(yè)務(wù)的企業(yè)通過電力交易市場購電，從售電公司購電的工業(yè)用戶單位能耗、環(huán)保排放應(yīng)符合國家標(biāo)準(zhǔn)、產(chǎn)業(yè)政策;售電企業(yè)對應(yīng)的增量用戶是未參與電力交易的一般工業(yè)用戶和符合條件的商業(yè)用戶，此類用戶通過間接交易降低用電價格，并獲得增值服務(wù);允許已參與電力交易的用戶作為存量用戶從售電公司購電，以獲得增值服務(wù)。售電市場先期放開工業(yè)園區(qū)內(nèi)工業(yè)用戶，逐步放開至工業(yè)園區(qū)、城鎮(zhèn)的工業(yè)用戶和符合條件的商業(yè)用戶。

開展試點的增量配電網(wǎng)應(yīng)由盟市能源主管部門編制配電網(wǎng)規(guī)劃，經(jīng)省級能源主管部門批準(zhǔn)后確定，確保增量配電網(wǎng)業(yè)務(wù)符合國家、自治區(qū)電力發(fā)展規(guī)劃、產(chǎn)業(yè)政策和市場主體對電能配送的要求?？茖W(xué)厘清輸電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)、存量和增量配電網(wǎng)的邊界;增量配電網(wǎng)業(yè)務(wù)應(yīng)當(dāng)通過市場競爭等方式擇優(yōu)確定投資主體，明確項目建設(shè)內(nèi)容、工期、供電范圍并簽訂協(xié)議。增量配電區(qū)域的配電價格由內(nèi)蒙古自治區(qū)價格主管部門依據(jù)國家輸配電價改革有關(guān)規(guī)定制定，并報國家發(fā)改委備案。配電價格核定前，暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應(yīng)的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡(luò)輸配電價扣減該配電網(wǎng)接入電壓等級對應(yīng)的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡(luò)輸配電價執(zhí)行。

增量配電網(wǎng)絕對控股企業(yè)可申請擁有配電網(wǎng)運營權(quán)，也可只擁有投資收益權(quán)，運營權(quán)委托電網(wǎng)企業(yè)或符合條件的售電公司。配電網(wǎng)運營企業(yè)承擔(dān)配電區(qū)域內(nèi)與電網(wǎng)企業(yè)相同的權(quán)利和義務(wù)，按國家有關(guān)規(guī)定承擔(dān)保底供電服務(wù)和普遍服務(wù)。國網(wǎng)蒙東電力公司、內(nèi)蒙古電力公司以外的存量配電資產(chǎn)視同增量配電業(yè)務(wù)，按照實際覆蓋范圍劃分配電區(qū)域。

最后，建立完善蒙西調(diào)峰輔助服務(wù)市場，加強蒙西輔助服務(wù)市場建設(shè)與京津冀輔助服務(wù)市場建設(shè)的協(xié)調(diào)銜接。落實可再生能源優(yōu)先發(fā)電制度，優(yōu)化電網(wǎng)運行方式和調(diào)度規(guī)程。完善新能源規(guī)劃建設(shè)管理模式，通過市場化手段配置新能源資源。放開用戶側(cè)分布式電源建設(shè)，支持企業(yè)、機構(gòu)、社區(qū)和家庭根據(jù)各自條件，因地制宜投資建設(shè)太陽能、風(fēng)能、生物質(zhì)能發(fā)電以及燃氣“熱電冷”聯(lián)產(chǎn)等各類分布式電源，準(zhǔn)許接入各電壓等級的配電網(wǎng)絡(luò)和終端用電系統(tǒng)。鼓勵專業(yè)化能源服務(wù)公司與用戶合作或以“合同能源管理”模式建設(shè)分布式電源。