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内蒙古峰谷平电价时段分为？
1.电采暖电价实行峰谷分时电价政策。峰时段8个小时（7:30—11:30、17:00—21:00），平时段7个小时（6:30—7:30、11:30—17:00），谷时段9个小时（21:00—次日6:00）。
2.分散式的居民用户和执行居民电价的非居民用户，平时段用电价格为居民阶梯第一档电价，峰时段用电价格在平时段电价的基础上上浮30%，谷时段用电价格在平时段电价基础上下降40%。
3.蓄热式电锅炉、地源热泵等集中式电采暖用户，平时段用电价格为现行实际对应用电分类及电价水平，峰时段用电价格在平时段电价的基础上上浮50%，谷时段用电价格在平时段电价基础上下降50%。其中，负荷在315KW以上的电采暖用户执行大工业电价。
4.鼓励电蓄热、储能企业与风电、光伏发电企业开展直接交易。参加电力市场交易的采暖用电，平时段执行相应用电类别、电压等级的输配电价，峰时段输配电价在平时段电价的基础上上浮30%，谷时段输配电价在平时段电价基础上下降50%。
5.农村牧区以村（嘎查）或自然村为单位通过“煤改电”等方式改造使用电采暖或地源热泵等电辅助加热取暖，与分散式居民用户电采暖执行相同的电价政策。
内蒙古2021煤改电收费标准？
蒙西地区“煤改电”用户实行单独的峰谷分时电价政策，电采暖用电分表计量，单独计价。峰时段10个小时（8:00-18:00），谷时段14个小时（18:00-次日8:00）。
对农村牧区、城镇及城市周边区域的燃煤散烧治理“煤改电”和自建电采暖的居民用户，峰时段用电价格在居民阶梯电价第一档电价的基础上每千瓦时加价由0.03元调至0.05元，谷时段用电价格在居民阶梯电价第一档电价的基础上每千瓦时降价由0.13元调至0.25元。（即峰时段用电价格在居民阶梯电价第一档的基础上，每千瓦时加价0.05元，按每度电0.465元执行；谷时段用电价格在居民阶梯电价第一档的基础上，每千瓦时降价0.25元，按每度电0.165元执行。）上述电价政策执行时间为2020-2021年及以后年度的供热期。
内蒙古地区电力资源充足,分布广泛，冬季气温可以低至零下26度。电锅炉就是专门针对冬季寒冷地区而设计研发的，防冻技术突破了低温瓶颈限制，即便是零下40-50度也不妨碍设备的正常工作 ，当设备系统检测到室温低于5度时，会自动开启防冻模式，保证供水管道不结冰。
同时蒙西地区“煤改电”有峰谷电价的优惠，那么就可以使用蓄热式电锅炉来进行供暖，蓄热式电锅炉是利用夜间低谷时段的电能作为能源，夜间蓄热白天供暖。该设备为蓄热供暖系统，既提高了设备的利用率，又减少了设备的初投费用。电价一般是白天峰电时段和平电时段的30%-50%，而直热式电锅炉什么时间供热就消耗什么时段的电量，因此，蓄热式电锅炉与直热式电锅炉相比耗电量一致，但电费却低50%以上。
2021工业电费新标准？
工业用电电价电费由电度电费、基本电费和功率因数调整电费组成，工业用电有区分普通工业用电和大工业用电，不同城市，不同接入电压等级，电价有所不同。
一般来说，工业用电0.5元/kWh，基本电价20元/kVA，商业用电0.6元/kWh，从目录电价上看，工业用电比商业用电电价低;如果工业客户用电变压器容量400kVA，月电量仅用了1000kWh，那电度电费500元，基本电费8000元，合计电费8500元，平均电价0.85元/kWh，明显高于商业用电电价。
国家规定工业用电收费标准
工业用电各个时段价钱略有不同：
1、峰时段用电：每千瓦时=1.025元;
2、平时段用电：每千瓦时=0.725元;
3、谷时段用电：每千瓦时=0.425元。
电力供应面临的问题？
当前电力行业主要面临的问题是什么呢？如何保证电力行业的消费朝着健康有序得方向发展呢？当前电力行业面临的主要问题。
（一）随着我国经济进入“新常态”，电力需求增长明显放缓。由于缺乏统筹的电力规划指导，电源装机仍旧保持快速增长，使得全国多数地区存在电力供应大于电力需求的问题。2016年，东北、西北电网富余程度均比2015年有所加剧。
（二）部分地区可再生能源发展过快，消纳问题日益突出。近年来，受运行机制不健全、电力需求增长放缓、系统调峰资源不足以及电力外送能力有限等因素影响，我国弃水、弃风、弃光规模持续攀升，但部分消纳困难的地区仍大力发展可再生能源。上半年，全国弃风电量达到323亿千瓦时，弃风率为21%，同比上升6个百分点。甘肃、新疆、吉林、内蒙古弃风率均超过30%。此外，西南地区弃水、西北地区弃光的规模也有所上升。
（三）电力需求增长缓慢，电力企业经营压力进一步加大。对电网企业而言，受电力需求增长缓慢影响，售电量增长乏力，加之电力体制改革将使售电市场竞争加剧，企业难以靠售电支撑收入、利润的较快增长。对发电企业而言，火电设备利用小时数持续下降，上网电价有所下调，电煤价格上升，企业盈利空间进一步收缩。
相关建议
（一）加强电力统筹规划，促进电力工业健康发展。
一是综合考虑资源禀赋、环境空间、电力需求等因素，统一规划电源与电网的发展目标、结构及布局，实现电源与电网之间、电源与电源之间、中央与地方之间的统筹规划。二是统筹可再生能源开发与消纳市场，科学确定可再生能源项目规模和布局，同步规划建设调峰电源、外送通道。三是加快建设淮南—南京—上海等跨区输电工程，尽快核准后续工程，尽快启动一批项目前期工作，尽快明确送端电源，实现送出工程与跨区输电本体工程建设进度匹配。
（二）电力过剩现象明显，需要有序调节。
加大淘汰落后机组力度，细化淘汰落后产能计划，加强监督管理处理。
（三）行政与市场手段相结合，促进可再生能源消纳。
构建全国范围内的电力电量平衡、调峰资源共享和各类资源互补的可再生能源消纳平台，扩大可再生能源的消纳范围，提高可再生能源消纳比例。二是加大新能源场站储能设施建设等，提高系统调峰能力。三是完善市场化机制，研究制定灵活的发电上网和负荷侧峰谷电价机制，引导发电企业和电力用户错峰发用电；加快建立辅助服务市场，提高常规火电机组参与调峰的积极性。四是进一步完善新能源消纳配合制度，弃能严重地区要进一步加强对购电地方政府的沟通与协调。
（四）内部挖潜与市场开拓并举，实现电力企业提质增效。