多位電力專家表示，有可能漲也有可能跌。“各省的實際情況不一樣，在發改委對上網電價、輸配電價、銷售電價的3個電價管理辦法指導下，原來電網公司所得的購銷差價在各省的核定就不一樣。因此，估計有的省核定下來利潤空間肯定會壓縮，有些省則情況可能相反。”曾鳴具體分析道。

王金豹肯定，至少在內蒙古，核定輸配電價之后，電網相比原來的收益空間肯定會壓縮。在內蒙古經信委電力處工作了近7年的張德也認為，“從內蒙電網的實際情況看，輸配電價只要按照‘準許成本加合理利潤’的原則，保證電網建設和發展的需要，輸配電價格是肯定能降下來的。”

事實上，在輸配電價改革機制尚未成行的條件下，內蒙古就已經開始試驗了一種特殊的電力市場化模式。

這項名為“電力多邊市場交易”的模式，由“發電、用戶、電網”三方共同參與，在“發電側和用戶側”兩端引入市場化，通過電網公司搭建的交易平臺，形成“多買多賣”的市場格局。這一模式，主要目的是讓發電廠和大用戶直接見面，發電廠可以選擇多個用戶，用戶也可以選擇多個發電廠。

原本因為沒有獨立清晰的輸配電價，售電端和發電端的市場化競爭很難推行，而內蒙古這一有限的市場化能夠推行，得益于蒙西電網歸屬于地方政府管理。

回憶起電力多邊交易市場的出臺過程，張德難掩興奮，“從2006年開始申請到批下來經歷了兩年的時間，2008年我們一個月至少有兩三次要去北京開會。”

但其真正走進公眾視野是在2010年5月6日。他說，“當時規模很大，還專門買了一個股票交易所的那種鑼，電監會主席和自治區主席一起敲的。”

運行三個月時，國家發改委因其有違節能減排目標而被叫停。此后重啟，又被叫停，直到2012年重啟后才連續運行至今。

內蒙古自治區政府的積極促成，很大程度上源于地方經濟的發展需要。2008年時，經濟危機爆發，此舉意在降低企業的用電成本，進而穩定工業增長。與此同時，內蒙古也有發電結構多樣、電力資源豐富的獨特性。直到2009年，內蒙古的電力始終是供遠大于求的局面，當地發電廠的機組平均發電利用小時數僅為4044小時，低于全國平均水平。