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3.妥善处理。市场主体退出之前应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。
四、售电侧改革实施步骤
（一）第一阶段（2016年-2017年）工作内容。
1.完成电力市场框架方案设计，培育多元化售电主体。
2.完成输配电价核定，逐步实现公益性以外的发售电价由市场形成。
3.完善山西省电力直接交易机制，电力直接交易规模达到全社会用电量30%。开展跨省跨区电力直接交易试点，初步实现外送电规模化直接交易。
4.开展以铝循环园区为重点的园区型售电主体直接交易，探索园区型区域电网运营模式。
5.以煤矿集团等大型企业自供区和国家、省级园区为重点，鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务。
6.建立完善调峰补偿市场机制。
7.拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。
（二）第二阶段（2018年-2020年）工作内容。
1.全面放开符合电力直接交易用户参与中长期交易。
2.争取更多的跨省跨区市场化电力直接交易份额，鼓励省内发电企业与省外电力用户企业建立中长期电力合作关系。
3.逐步丰富交易类型，适时开展现货交易，启动日前、日内、实时电能量交易和备用、辅助服务等现货交易品种。
4.探索建立市场化的辅助服务分担机制。
5.探索建立山西电力金融交易平台，逐步将电力容量市场、电力期货和衍生品等纳入交易体系。
五、多途径培育市场主体
试点先行，逐步放开售电侧市场准入，多途径培育市场主体，赋予用户更多的选择权，形成有效的市场竞争结构和市场体系，健全购电交易机制。同一售电公司可以在多个营业区内开展售电业务，同一营业区内可以有多个售电公司并存开展售电业务，但只能有一家拥有该配电网经营权的配售电公司，并为该营业区提供保底供电服务。
（一）培育多元化独立售电公司。
鼓励社会资本投资组建独立售电公司，向社会资本放开售电业务，允许其从发电企业购买电量向用户售电；允许发电企业、拥有分布式电源的用户或微网系统、公共服务行业和节能服务公司等成立独立售电公司，从事售电业务；允许符合条件的高新技术园区、经济技术开发区、循环经济园区等各类园区组建独立售电公司，从事售电业务。
（二）开展放开增量配电投资业务试点。
1.增量配电网。增量配电网资产包括两部分：一是对于历史形成的、国网山西省电力公司和山西晋能国际能源集团有限公司以外的存量配电资产，可视为增量配电业务。二是纳入全省“十三五”或年度政府电网建设规划，电压等级在110千伏及以下的新增配电网。
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