4.山西省电力用户与发电企业直接交易实施方案
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国家电力监管委员会、国家发展和改革委员会关于印发《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》的通知
国家电力监管委员会、国家发展和改革委员会关于印发《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》的通知文章属性•【制定机关】国家电力监管委员会(已撤销),国家发展和改革委员会•【公布日期】2004.03.29•【文号】电监输电[2004]17号•【施行日期】2004.03.29•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】失效•【主题分类】电力及电力工业正文国家电力监管委员会、国家发展和改革委员会关于印发《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》的通知（电监输电[2004]17号）各省、自治区、直辖市发展改革委（计委）、经贸委（经委）、物价局，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投资集团公司，三峡开发总公司，神华集团公司，各有关发电公司：根据电力体制改革工作小组第六次会议精神，国家电力监管委员会、国家发展和改革委员会制定了《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》，现予印发，请依照执行。
二00四年三月二十九日电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法在具备条件的地区，开展较高电压等级或较大用电量的电力用户（以下简称大用户）向发电企业直接购电的试点，是深化电力体制改革的重要内容。
为保证试点工作规范、有序进行，根据《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）的要求和国务院电力体制改革工作小组第六次会议的精神，制定本暂行办法。
一、试点的指导思想、目的和原则（1）开展大用户（含独立核算的配电企业，下同）向发电企业直接购电试点的指导思想是：从我国电力工业实际出发，借鉴国外有益经验，遵循电力工业发展规律，保障电网安全稳定运行，以公平开放电网为基础，以确定合理的输配电价为核心，以供需直接见面为主要特征，积极培育市场主体，促进科学合理电价机制的形成，逐步构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。
大用户向发电企业直接购电，是一项复杂的系统工程，必须通过试点积累经验，创造条件，积极稳妥地推进。
山西省经济和信息化委员会关于印发《山西省电力需求侧管理平台建设实施方案》的通知
山西省经济和信息化委员会关于印发《山西省电力需求侧管理平台建设实施方案》的通知文章属性•【制定机关】山西省经济和信息化委员会•【公布日期】2014.04.22•【字号】•【施行日期】2014.04.22•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文山西省经济和信息化委员会关于印发《山西省电力需求侧管理平台建设实施方案》的通知各市经信委，省电力公司，晋能有限公司，各相关企业：现将《山西省电力需求侧管理平台建设实施方案》印发给你们，请结合实际制定具体工作方案，按要求组织实施。
山西省经济和信息化委员会2014年4月22日山西省电力需求侧管理平台建设实施方案为落实国家工信部公告《关于做好工业领域电力需求侧管理工作的指导意见》（工产业政策〔2011〕第5号）、国家发展改革委办公厅《关于做好国家电力需求侧管理平台建设和应用工作的通知》（发改办运行〔2014〕734号）精神，切实做好全省电力需求侧管理工作，调整工业用电结构，转变工业电能利用方式，提高电能利用效率，降低企业用电成本，实现以较低的电力消费增长创造更多工业增加值，促进我省工业转型升级，特制定本方案。
一、必要性电力需求侧管理平台是为推进电力需求侧管理工作而组织开发的综合性、专业化、开放式的网络应用平台，具有信息发布、电力供需形势分析、有序用电管理、经济分析、在线监测与诊断、电能服务等功能，旨在向电力用户、电能服务商、电网企业、政府有关部门等各类群体提供全面的电力需求侧管理信息，对推动电力需求侧管理意义重大。
（一）有利于加强电力需求侧管理，提高电能利用效率山西是电力生产和消费大省，全省工业用电量的比重达80.5%，其中，重工业用电量占工业用电量的比重达97%；万元GDP电耗达1450千瓦时，是全国平均水平的1.5倍；电网峰谷差达400---500万千瓦，节约电量和削减电网高峰负荷的潜力较大。
建立电力需求侧管理平台，有利于对电网企业实施电力需求侧管理进行科学考核，有利于对工业企业开展电力需求侧管理和有序用电，建设能效电厂，通过提高电能利用效率，节约电力和电量，减少火电机组建设和运行投资，促进节能减排目标的实现。
电力用户与发电企业直接交易基本规则
电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）第一章总则第一条为规范和推进电力用户与发电企业直接交易（以下简称直接交易）试点工作，依据《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场[2009]20号）以及国家有关法律法规，制定本规则。
第二条直接交易是指符合准入条件的电力用户与发电企业按照自愿参与、自主协商的原则直接进行的购售电交易，电网企业按规定提供输电服务。
第三条直接交易应符合国家产业政策和宏观调控政策，坚持市场化原则，保证电力市场公平开放。
第二章准入与退出第四条参加直接交易的电力用户、发电企业，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。
内部核算的电力用户、发电企业经法人单位授权，可参与试点。
电力用户和发电企业的具体准入条件，按国家相关规定执行。
第五条符合直接交易准入条件的电力用户和发电企业可向电力监管机构和政府有关部门提出申请，经按程序审核批准后取得直接交易主体资格。
第六条直接交易双方，在合同期内原则上不得退出直接交易，如需退出直接交易，由有关部门审核批准。
退出方给对方造成损失的，应予适当补偿，补偿方式可在合同中约定，或参照电监市场[2009]20号文件的精神协商确定。
第七条取得资格并参与直接交易的企业有下列行为之一的，取消其交易资格，并承担相应违约责任。
（一）违反国家电力或环保政策并受处罚的；（二）私自将所购电量转售给其他电力用户的；（三）拖欠直接交易及其它电费一个月以上的；（四）不服从电网调度命令的。
第三章交易方式第八条坚持市场化原则，交易主体自愿参与、自主选择交易方式。
第九条直接交易可以采取自由协商、交易洽谈会、信息平台等方式进行，通过自主协商达成交易意向，签订交易合同。
自由协商方式，由电力用户与发电企业自由寻找交易对象。
交易洽谈会方式，通过交易洽谈会形式，进行交易信息沟通，交易主体自由选择交易对象。
信息平台方式，由电力监管机构授权的第三方提供信息平台，电力用户和发电企业通过信息平台发布交易意向，寻找交易对象。
电力用户与发电企业直接交易试点基本规则(试行)
电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）第一章总则第一条为规范和推进电力用户与发电企业直接交易（以下简称直接交易）试点工作，依据《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场[2009]20号）以及国家有关法律法规，制定本规则。
第二条直接交易是指符合准入条件的电力用户与发电企业按照自愿参与、自主协商的原则直接进行的购售电交易，电网企业按规定提供输电服务。
第三条直接交易应符合国家产业政策和宏观调控政策，坚持市场化原则，保证电力市场公平开放。
第二章准入与退出第四条参加直接交易的电力用户、发电企业，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。
内部核算的电力用户、发电企业经法人单位授权，可参与试点。
电力用户和发电企业的具体准入条件，按国家相关规定执行。
第五条符合直接交易准入条件的电力用户和发电企业可向电力监管机构和政府有关部门提出申请，经按程序审核批准后取得直接交易主体资格。
第六条直接交易双方，在合同期内原则上不得退出直接交易，如需退出直接交易，由有关部门审核批准。
退出方给对方造成损失的，应予适当补偿，补偿方式可在合同中约定，或参照电监市场[2009]20号文件的精神协商确定。
第七条取得资格并参与直接交易的企业有下列行为之一的，取消其交易资格，并承担相应违约责任。
（一）违反国家电力或环保政策并受处罚的；（二）私自将所购电量转售给其他电力用户的；（三）拖欠直接交易及其它电费一个月以上的；（四）不服从电网调度命令的。
第三章交易方式第八条坚持市场化原则，交易主体自愿参与、自主选择交易方式。
第九条直接交易可以采取自由协商、交易洽谈会、信息平台等方式进行，通过自主协商达成交易意向，签订交易合同。
自由协商方式，由电力用户与发电企业自由寻找交易对象。
交易洽谈会方式，通过交易洽谈会形式，进行交易信息沟通，交易主体自由选择交易对象。
信息平台方式，由电力监管机构授权的第三方提供信息平台，电力用户和发电企业通过信息平台发布交易意向，寻找交易对象。
山西电力市场规则
山西电力市场规则一、市场成员资格和职责1.山西电力市场的成员包括发电企业、电网企业、大用户和售电公司等。
2.电网企业是市场交易的主体，负责电力输送和销售，同时承担着输配电网络的建设和维护职责。
3.发电企业负责电力的生产，需要按照规定的发电计划进行生产，同时遵循市场交易规则。
4.大用户和售电公司等市场用户可以自由选择电力供应商，但需要遵循市场交易规则。
二、市场交易规则和流程1.山西电力市场的交易主要包括集中交易和双边协商交易两种方式。
2.集中交易是通过山西电力交易中心平台进行的，主要采用拍卖方式进行。
3.双边协商交易是买卖双方自行协商达成交易协议，但需要向山西电力交易中心报备。
4.发电企业需要按照规定的发电计划进行生产，不得擅自停机或减产。
5.电网企业需要按照规定的输配电价收取费用，不得擅自涨价或降价。
三、发电企业准入与退出规定1.发电企业进入市场需要具备相应的资质和能力，符合国家能源局的相关规定。
2.发电企业在市场运营过程中需要遵守相关规定，如环保要求、安全生产要求等。
3.若发电企业出现严重违规行为或无法履行合同义务，将被暂停或退出市场。
四、输配电价及收费标准1.山西电力市场的输配电价由国家发改委制定，不得擅自变动。
2.电网企业的收费标准由山西电力交易中心公布，不得擅自调整。
3.大用户和售电公司等市场用户需要根据用电量和电价支付费用。
五、电能计量与结算规则1.电能计量是电力市场交易的重要环节，需要采用准确可靠的计量设备。
2.市场成员需要根据各自的用电量和电价进行结算，具体结算方式由山西电力交易中心制定。
3.结算过程中出现争议，需要通过协商或仲裁等方式解决。
电力抱团直接交易实施方案
电力抱团直接交易实施方案一、背景介绍随着电力市场化改革的不断深入，电力抱团直接交易成为了推动电力市场化的重要方式之一。
电力抱团直接交易是指多个电力用户或发电企业组成联合体，直接与发电企业进行电力交易，通过集中购买、集中销售的方式，实现电力资源的优化配置，降低用电成本，提高市场效率。
二、电力抱团直接交易的优势1. 降低用电成本：通过抱团直接交易，电力用户可以集中购买电力，获得更优惠的价格，降低用电成本。
2. 提高市场效率：抱团直接交易可以促进电力资源的优化配置，提高市场效率，推动电力市场化进程。
3. 保障供电安全：抱团直接交易可以增强电力用户的议价能力，提高用电企业的供电安全保障。
三、电力抱团直接交易的实施方案1. 组建联合体：电力用户或发电企业可以根据实际需求，组建联合体，形成抱团直接交易的主体。
2. 确定交易方式：联合体成员需确定交易方式，包括交易对象、交易规则、交易周期等，确保交易的顺利进行。
3. 签订交易合同：联合体与发电企业签订电力交易合同，明确双方的权利义务，保障交易的合法性和稳定性。
4. 确定交易价格：联合体成员需协商确定电力交易价格，充分考虑市场行情和成本因素，确保价格具有竞争力。
5. 监控交易过程：联合体需建立健全的监控机制，对交易过程进行监督和管理，及时发现和解决问题，确保交易的顺利进行。
四、电力抱团直接交易的风险及对策1. 市场风险：市场价格波动、供求关系变化等因素可能影响抱团直接交易的效果。
对策：建立灵活的交易机制，及时调整交易策略，降低市场风险。
2. 合同风险：交易合同履行过程中可能出现的违约、纠纷等风险。
对策：建立完善的合同管理制度，明确责任和义务，加强合同监督和执行。
3. 政策风险：政策法规的变化可能影响抱团直接交易的合法性和稳定性。
对策：密切关注政策动态，及时调整交易策略，确保交易的合规性和稳定性。
五、结语电力抱团直接交易是推动电力市场化的重要方式，对于降低用电成本、提高市场效率、保障供电安全具有重要意义。
国家能源局综合司关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知-国能综监管[2013]258号
国家能源局综合司关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知正文：---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 国家能源局综合司关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知（国能综监管〔2013〕258号）各派出机构，各省（自治区、直辖市）能源局：按照国务院关于转变职能和简政放权的总体要求以及2013年深化经济体制改革重点工作的有关意见，为推进电力用户与发电企业直接交易并加强后续监管，规范直接交易行为，经商有关部门，现就有关事项通知如下：一、对于电力直接交易试点工作，国家有关部门不再进行行政审批。
请各地按照原国家电监会、国家发展改革委、国家能源局《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场〔2009〕20号）等有关文件精神，继续推进电力用户与发电企业直接交易相关工作，已经开展试点的地区，应在试点的基础上总结经验，继续推进，尚未开展直接交易的地区，要结合地区实际开展相关工作。
二、完善电力直接交易的市场准入条件，促进节能减排和产业结构的优化调整。
（一）参与直接交易的电力用户必须符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策并且环保排放达标，不符合国家产业政策以及淘汰类产品、工艺的企业不得参与。
鼓励战略性新兴产业和能效标杆企业，以及实施工业领域电力需求侧管理，实现用电科学、有序、节约、高效的企业参与直接交易。
（二）实行差别化的准入政策，促进产业布局优化。
东部地区，要向高新技术企业、战略型新兴产业及能效标杆企业倾斜，一般性的高能耗企业，原则上不安排参与直接交易；中部地区，参与电力直接交易的企业，其单位能耗低于本省（自治区、直辖市）工业企业平均水平；西部地区特别是能源富集地区，参与电力直接交易的企业，其单位能耗低于全国同行业平均水平。
直购电实施方案
直购电实施方案一、背景。
随着电力市场化改革的不断深入，直购电作为一种新型的电力采购方式，逐渐受到各行业的关注和认可。
直购电是指用户直接与电力生产企业签订电力购买合同，绕过传统的电力交易环节，直接购买电力。
这种方式能够降低电力成本，提高用电效率，对于企业来说具有重要的意义。
二、实施方案。
1. 确定需求，首先，企业需要明确自身的用电需求，包括用电量、用电时间、用电负荷等方面的要求。
只有明确了自身的需求，才能更好地选择合适的直购电方案。
2. 寻找供应商，企业需要通过多种渠道，寻找符合自身需求的直购电供应商。
可以通过电力交易市场、电力供应商推荐等方式，寻找合适的直购电供应商。
3. 签订合同，确定了直购电供应商之后，企业需要与供应商进行充分的沟通，商讨合同细节，并最终签订直购电购买合同。
合同中需要明确电力价格、供应量、供应时间等具体内容。
4. 安装设备，根据直购电合同的要求，企业需要安装相应的电力接入设备，确保能够顺利接入直购电供应商的电力系统。
5. 监测管理，企业在接入直购电之后，需要建立健全的电力监测管理体系，及时监测用电情况，确保直购电供应的稳定性和可靠性。
6. 维护服务，与直购电供应商签订合同后，企业需要与供应商建立长期的合作关系，及时处理因供电问题而引发的故障，并保持良好的沟通和协调。
三、实施效果。
通过实施直购电方案，企业能够获得以下几个方面的效果：1. 降低成本，直购电能够有效降低企业的用电成本，提高用电效率，增强企业的竞争力。
2. 稳定供电，直购电供应商通常具有可靠的电力供应能力，能够保障企业的用电需求，提高供电的稳定性。
3. 环保节能，直购电供应商通常会提供清洁能源电力，有利于企业履行社会责任，实现节能减排。
四、总结。
直购电作为一种新型的电力采购方式，对于企业来说具有重要的意义。
企业在实施直购电方案时，需要充分考虑自身的用电需求，选择合适的供应商，并建立健全的监测管理体系，以实现降低成本、稳定供电、环保节能等效果。
电力用户与发电企业直接交易问题研究 张超
电力用户与发电企业直接交易问题研究张超发表时间：2018-03-15T10:53:27.227Z 来源：《电力设备》2017年第29期作者：张超[导读] 摘要：伴随着电力市场改革步伐的推进，推行电力用户与发电企业直接交易也开始得到广泛认同。
(国网山西省电力公司电力交易中心山西太原 030001)摘要：伴随着电力市场改革步伐的推进，推行电力用户与发电企业直接交易也开始得到广泛认同。
直接交易也是一项十分重要而复杂的系统工程。
从理论上讲，实施直接交易可以形成多个市场卖方和买方主体，有利于促进合理的电力价格形成机制和电力市场机制，是提高电力市场运行效率和优化资源配置的重要手段。
因此文章重点就电力用户与发电企业直接交易问题展开探究。
关键词：电力用户；发电企业；直接交易；问题电力从生产到使用由发电、输配、售电三个环节组成，电价可分为上网电价、输配电价、销售电价。
由于电力商品具有的特殊性，所以电能的传输必须经过电力网络。
长期以来，电网的收入是上网电价与销售电价之间的差值，限制了用户与发电企业进行电力交易的选择权，作为生产者的发电企业与作为消费者的电力用户不能直接交易。
一、直接交易对电力市场的影响机理在有效竞争的电力市场上，直接交易的实质是卖方可通过各种渠道自行寻找买方，而买方也可自行寻找卖方，双方签订购售电力的合约，主要内容是载明在特定日所愿意交易的价格与数量。
和我国当前的电力交易制度相比，直接交易通过重构电力市场的交易链条，促进电力市场竞争机制，以提高电力市场效率。
直接交易制度下，即发电企业和电力用户直接交易，其中输配电网络的定位主要为传输电力和系统调度者的角，是指输电企业在公平无歧视的条件与价格下允许第三者使用该输配电设施，将电力从卖电端输送至购电端，因此输电网络定位于所有发电企业的共同运送者，其目的是提供输配电网络代输送电力，并收取 “过路服务费”。
直接交易是一种基于市场化的交易制度，将在很大程度上推进电力行业内的专业化分工水平，除了包括原先发电企业、电网企业和电力用户在内的电力交易主体外，将产生一批专业化的电力交易服务机构，如电力批发商和电力零售商，以提高电力交易的效率，这种趋势和影响充分体现在西方电力市场化的改革实践中。
电力用户与发电企业直接交易实施细则
附件新疆电力用户与发电企业直接交易实施细则（修订稿）2015年3月18日目录1. 总则 (5)1.1目的 (5)1.2依据 (5)1.3适用范围 (6)1.4原则 (6)1.5交易品种 (6)1.6交易电量 (7)1.7其他 (7)2. 市场管理 (8)2.1市场交易主体、电网运营企业和市场运营机构权责 (8)2.2市场准入与退出 (10)2.2.1. 基本准入条件 (10)2.2.2. 市场准入条件 (10)2.2.3. 进入与退出机制 (10)2.3市场交易主体注册与注销 (11)2.4电力用户购电模式 (13)2.5市场交易规则修订 (14)2.6临时条款的制定 (15)3. 交易方式 (15)3.1双边协商交易 (15)3.2集中撮合和集中竞价交易 (15)3.2.1 概述 (15)3.2.2 申报数据格式 (16)3.2.3 集中交易出清计算方法 (17)3.3安全校核 (20)4. 年度（季度）交易组织 (22)4.1概述 (22)5. 年度（季度）交易程序 (24)5.1基础信息发布 (24)5.2交易准备（季度参考执行） (24)5.3交易公告 (24)5.4交易申报 (26)5.5交易汇总与出清 (27)5.6安全校核 (28)5.7交易结果发布 (28)6. 月度交易组织 (28)6.1概述 (28)6.2月度交易流程 (29)6.2.1 交易准备（含基础信息发布） (29)6.2.2 交易公告 (30)6.2.3 交易申报 (31)6.2.4 交易汇总与出清 (32)6.2.5 安全校核 (33)6.2.6 交易结果发布 (33)7. 交易价格 (34)7.1概述 (34)7.2直接交易价格 (34)7.3输配电价及线损 (34)7.4政府性基金及附加 (34)7.5其他 (35)8. 交易合同及偏差电量 (35)8.1概述 (35)8.2合同的签订 (35)8.3合同的变更与修改 (36)8.4合同的违约与解除 (36)8.5偏差电量 (37)8.6不可抗力 (38)9. 交易执行 (38)9.1概述 (38)9.2年度（季度）交易计划 (39)9.2.1 概述 (39)9.3月度交易计划编制 (39)9.4月度交易计划执行 (39)10. 计量与结算 (41)10.1概述 (41)10.2计量点与计量装置 (41)10.3计量数据采集 (42)10.4计量数据确认和替代方法 (42)10.5电量结算 (43)10.5.1 电量结算原则 (43)10.6电费结算 (48)10.6.1 电力用户 (48)10.6.2 发电企业 (49)10.6.3 电费及违约金支付 (49)11. 信息披露 (50)11.1信息分类 (50)11.1.1按照信息保密要求和公开范围分类 (50)11.1.2按照信息内容和主要用途分类 (51)11.2信息管理 (51)11.3市场运营信息发布 (52)11.4保密规定 (53)12.市场干预及终止 (54)13.争议与违规处理 (55)14.名词解释 (56)1. 总则1.1 目的为贯彻落实《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）文件及相关配套文件精神，深化电力体制改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，进一步规范和推进电力用户与发电企业直接交易（以下简称直接交易），放开用户电力采购和发电企业电力销售的自主权，完善电价形成机制，促进规范透明的市场交易机制建设，实现电力交易的公开、公平、公正，制订本细则。
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山西省电力用户与发电企业直接交易实施方案(征求意见稿)省经信委（2016年9月13日）为贯彻落实电力体制改革要求，开放电力市场，规范电力用户与发电企业直接交易（以下简称直接交易）行为，根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其相关配套文件和国家发改委等部门《关于同意山西省开展电力体制综合改革试点的复函》（发改经体〔2016〕176号）文件精神，结合山西实际，制定本实施方案。
一、总体要求（一）指导思想遵循市场经济规律和电力工业运行客观规律，还原电力的商品属性，推进电力市场建设，降低用电成本；向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场主体，形成“多买多卖”的电力市场交易格局；促进能源资源优化配置，提升售电服务质量和用户用能水1平，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平。
（二）基本原则1、坚持安全可靠。
建立优先发电和优先用电制度，有序放开发用电计划，保障电能的发、输、配、用动态平衡，切实保障民生用电，确保基本公共服务供给，保障电力有序供应，电网安全稳定运行。
2、坚持市场化。
以国家产业政策和宏观调控政策为指导，遵循市场经济规律。
充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，市场主体自愿参与、自主协商，促进电力市场公平开放，建立规范的用电企业、售电公司和发电企业直接交易机制。
3、坚持节能绿色。
遵循环保、节能、高效的发展理念，鼓励资源能源转化效率高、污染物排放少的原材料产业和新兴产业企业参与直接交易，鼓励大容量、高参数、超低排放火电机组参与直接交易，鼓励可再生能源发电和分布式能源系统发电参与直接交易。
（三）工作目标建立健全公平开放、规则透明、竞争有序、监管有效的直接交易市场机制；培育多元化售电主体；保障可再生能源全额消纳，鼓励清洁能源参与直接交易。
到2017年大用户直接交易规模达到全社会用电量的30%以上。
随着市场化进程的推进，逐步加大直接交易规模，逐步放开电力用户范围，直至不受电压等级限制。
2二、市场交易的成员及职责（一）市场交易的成员直接交易市场成员包括市场交易主体、电网运营企业和市场运营机构三类。
其中：市场交易主体包括各类发电企业、售电公司、电力用户企业等；电网运营企业指拥有输配电资产且取得输配电业务许可证的电网公司；市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。
（二）市场成员的职责电网企业、售电企业、电力用户企业职责按照《山西省售电侧改革实施方案》规定执行。
1、发电企业：发电企业按照直接交易规则参与市场交易，签订和履行《购售电合同》和直接交易合同及协议；按规定缴纳工业企业结构调整专项资金；严格执行并网调度协议，服从电力调度机构统一调度；按规定参与辅助服务；按规定报送和披露信息；获得公平的输电服务和电网接入服务，支付相应的费用；获得市场交易和输配电服务等相关信息。
2、电力交易机构：负责市场成员注册和相应管理，组织直接交易，管理交易合同；编制发布交易计划并跟踪计划执行，协调解决交易执行中的具体问题，根据授权依法进行市场干预；负责市场交易平台的建设、运营和维护电力交易技术支持系统；出具交易结算3依据；配合省级政府电力管理部门及省政府授权的电力监管部门对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议；按规定披露和发布信息。
3、电网调度机构：负责调度范围内交易电量安全校核管理；按调度规程实施电力调度，合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行；经授权按所在市场的交易规则暂停执行市场交易结果；协助电力交易机构执行市场交易，配合处理争议事项，并参与市场机制研究；按规定披露和提供电网运行的相关信息。
三、市场主体的准入、退出及监督管理参加直接交易的企业应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。
内部核算的用电企业、售电公司和发电企业经法人单位授权，方可参加。
（一）市场主体的准入各市场主体准入条件按照《山西省售电侧改革实施方案》要求执行。
发电企业应同时具备以下条件：1、现役省调燃煤机组；2、天然气发电、风电、光伏、水电、生物质发电等清洁能源发电企业；3、符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证，污染物达标排放。
4（二）市场主体的准入步骤参与直接交易的市场主体，按照“一承诺、一公示、一注册、两备案”原则，办理准入手续。
（三）市场主体的退出市场主体退出直接交易应按年度报省级政府电力管理部门，经批准后向相关电力交易机构办理注销手续。
（四）监督和管理省级政府电力管理部门会同省政府授权的电力监管部门及市场管理委员会对参与直接交易的市场主体进行监督和检查。
市场主体在交易合同履行过程中禁止退出，如需退出，应在妥善处理交易相关事宜并按合同约定补偿有关方面损失后退出。
在交易合同履行过程中，当市场主体出现下列情况时，省级政府电力管理部门有权责令其限期整改，直至取消交易资格。
被强制退出的市场主体，列入黑名单，不得再进入市场。
1、违反法律、法规和产业政策规定；2、违反直接交易规则，被通报或处罚的；3、不能保持准入条件要求或破产倒闭；4、发生重大安全生产和污染事故；5、信用评价不合格的市场主体。
四、市场化交易5（一）交易类型1、普通交易。
在交易机构完成注册的市场主体均可进入市场，参与电力直接交易。
电力用户企业可自主选择向售电公司或发电企业购电；发电企业可自主选择委托售电公司代理售电业务，也可向电力用户企业直接售电；售电公司可自主选择与发电企业、电力用户企业开展购售电交易，同一园区内可以有多个售电公司参与购售电，一个售电公司可以在多个园区内购售电。
2、长协交易。
煤电联营企业与下游高载能企业相互参股20%以上的，可签订“中长期直接交易协议”。
原则上发电企业与电力用户企业中长期直接交易电量对应的发电机组，不再安排基础电量计划、不再参与其他市场交易。
3、重点交易。
对符合国家产业政策、用电成本较大的电解铝、电石、铁合金、离子膜烧碱、尿素、甲醇/二甲醚等高载能行业企业，允许全电量优先参与直接交易；允许与高耗能企业交易的发电企业单台机组年度利用小时数不超过设计利用小时（30万千瓦及以上机组5500小时，30万千瓦以下机组5000小时）。
（二）交易方式直接交易可采用双边协商交易、集中撮合交易。
在交易机构注册的发电企业、售电公司、电力用户企业等市场主体可以自主双边交易，也可以通过交易中心集中竞价交易。
交易周期分为年度、月6度（季度）交易。
为科学规避市场风险，防止出现非理性竞争，鼓励发用电双方建立长期稳定的交易关系。
1、双边交易。
指电力用户企业与售电公司或发电企业根据交易平台提供的信息，就直接交易价格和年度交易电量自主协商，经交易中心确认并通过安全校核后，由购电、售电、输电各方签订年度交易合同确定的直接交易。
电力用户可自主选择向一家或多家售电公司、发电企业购电。
2、集中撮合交易。
指由电力交易机构组织电力用户企业、售电公司和发电企业集中申报电量、电价，根据买方、卖方申报价差，按照价格优先、时间优先原则确定成交，经交易中心确认并通过安全校核后，签订交易合同。
3、挂牌交易。
指市场主体通过山西交易平台，根据需要随时将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
（三）交易电量每年年底，省级政府电力管理部门按照保障优先发电和优先供电的原则，做好电力供需平衡预测，确定并发布次年度直接交易总规模。
各电力用户企业、发电企业的申报需求总电量应当超过年度直7接交易总电量一定比例，形成竞争。
年度直接协商交易成交电量的总和应不大于年度直接交易总电量规模。
单个电力用户和发电企业的交易电量由市场竞购或竞售结果确定。
年度直接协商交易时，电力用户与发电企业应约定月度电量计划。
发电企业直接交易的上网电量应包括交易电量及其相应的输配电损耗电量。
（四）交易价格1、电力用户企业。
电力用户企业和发电企业直接交易的电量，不再执行目录销售电价和政府核定的上网电价。
电力用户企业支付的直接交易购电价格，由直接交易价格、电网输配电价（含损耗）、政府性基金及附加三部分组成。
2、发电企业。
发电企业收取的结算价格，由直接交易价格扣除工业企业结构调整专项资金后所得。
直接交易价格由发电企业与电力用户企业协商自主确定，非因法定事由，不受第三方干预；撮合交易价格由交易平台成交结果确定。
发电企业与电力用户企业直接交易价格应根据发电成本合理确定，不得恶意竞争。
3、售电公司。
售电公司不承担电网输配电价、政府性基金和工业企业结构调整专项资金。
4、输配电价及政府性基金。
在国家正式核定不同电压等级输配电价标准前，输配电价按照电力体制改革配套文件规定执行。
政府8性基金及附加、工业企业结构调整专项资金按国家规定标准缴纳。
合同执行期间，遇有国家调整大用户直接交易输配电价、政府性基金及附加，相应调整。
（五）剔除容量为规避非理性竞争，对于签订直接交易合同的发电企业，原则上其直接交易电量所对应的发电容量，不再安排计划电量。
直接交易电量折算发电容量时，可根据对应用户最大负荷利用小时数、全省工业用户平均利用小时数或一定上限等方式折算。
（六）安全校核与交易执行电力交易机构按直接交易成交情况，形成无约束交易结果，电力调度机构依据无约束成交结果，进行网络约束安全校核，形成有约束交易结果。
在电网检修计划、相关基础数据等齐备的条件下，安全校核应在3-5个工作日内完成，并交由省电力交易机构统一发布安全校核信息。
在规定期限内，如未对直接交易合同提出异议，则认为通过安全校核。
经安全校核后的直接交易结果通过发、供、用（售）电企业共同签订直接交易购售电合同和委托输配电服务合同的方式确认，由省电力交易机构向社会公布并在省级政府电力管理部门、省政府授权的电力监管部门备案。
通过安全校核的直接交易计划，由省电力交易机构纳入省电网年度、月度电量计划统一平衡。
9省电力调度机构对于因电网安全约束限制的直接交易，应详细说明约束的具体事项，提出调整意见。
包括：具体的输配电线路或设备名称、限制容量、限制依据、其他用户的使用情况、约束时段等。
当参与直接交易机组无法完成合同电量时，可按相关规定进行发电权交易。
（七）合同签订与调整年度及以上的直接交易经交易双方自主协商达成交易意向并通过电网安全校核的，应按照有关合同示范文本，签订直接交易购售电合同和输配电服务合同，并作为交易执行依据。
直接交易合同签订后，电力调度机构应将直接交易电量一并纳入发电企业的发电计划和用户的用电计划。
安排调度计划时，应优先保证直接交易合同电量。
在不影响已执行合同的情况下，交易双方可协商提出直接交易合同调整意向，经省电力调度机构安全校核后，签订直接交易购售电合同的补充协议，并与电网企业签订输配电服务合同的补充协议。
省电力交易机构按照补充协议的约定及时修订交易双方年度内剩余时段的发电计划和购电计划。