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2.试点范围。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，有序向社会资本放开配售电业务，促进配电网建设，提高配电运营效率。
3.试点要求。社会资本投资增量配电网绝对控股的，即拥有配电网运营权，由省级政府电力管理部门颁发供电营业许可证，成立拥有配电网资产的配售电公司。此类拥有配电网资产的配售电公司在其供电营业区内拥有与电网企业相同的权责，承担其供电营业区内用户的保底供电任务。
（三）探索构建区域电网运营模式试点。
1.试点范围。发挥市场主体调节和政府监管作用，以铝循环产业园区为试点，吸收社会资本，按照现代企业制度，建设以增量配电网为主的园区型区域电网。
2.运营模式。探索自备电厂承担社会责任、市场决定区域电网价格的发供用运营模式，实现对园区的低价、便捷、可靠供电，促进山西铝产业稳定健康发展。
3.远期目标。随着改革的推进，按照“煤—电—X”一体化产业发展思路，延伸煤电产业链，形成以园区、趸售县为主的区域电网，实现园区内就近直接交易、发—售—用良性循环的经济链。
六、市场化交易
（一）交易方式。
以自主协商交易为主、集中撮合竞价交易为辅，协商和竞价相结合的交易方式进行。拥有分布式电源或微电网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。
（二）交易电量。
每年12月前，省级政府电力管理部门确定次年度直接交易电量规模，参照一年以上长期交易年度合同电量、其他准入电力用户企业上年用电量及当年新增项目用电量的一定比例，参照电力平衡预测进行确定。推进电力市场化进程，逐步放开发用电计划，“十三五”末符合条件的电力用户企业全部进入市场交易，取消规模限制。
（三）交易价格。
放开的发用电计划部分通过市场交易形成价格，未放开的发用电计划部分执行政府规定的电价。市场交易价格可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合竞价确定。参与市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）、政府性基金三部分组成。在国家正式核定不同电压等级输配电价标准前，输配电价暂执行我省现行大用户直接交易输配电价标准。
鼓励发用电双方建立长期稳定的交易关系，科学规避市场风险，防止出现非理性竞争。
（四）结算方式。
发电企业、电网企业、售电企业和电力用户企业应根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订三方合同。改革初期，电力交易机构负责提供结算依据，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收国家基金，并按规定及时向有关发电企业和售电企业支付电费。拥有配电网资产的配售电公司，参照电网企业，承担本供电营业区范围内的收费、结算。随着改革的推进，逐步过渡到由交易机构依据交易结果出具电量结算依据，按照“谁销售谁开票、向谁销售对谁开票、对谁开票与谁结算”的原则开展结算工作。
七、市场监管和信用体系建设
（一）信息披露。
建立信息公开机制，省级政府电力管理部门定期公布市场准入退出标准、交易主体目录、负面清单、黑名单、监管报告等信息。市场主体应在指定网站和“信用中国”网站上公示公司有关情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。
（二）信用评价。
建立市场主体信用评价机制，省级政府电力管理部门会同相关部门建立市场主体信用评价制度，委托第三方机构对相关市场主体开展信用等级评价，评价结果向社会公示。建立“黑名单”制度，对严重违规、违法的市场主体，提出警告、责令整改，拒不整改的列入“黑名单”，不得再进入市场。
（三）风险防范。
强化信用评价结果的应用，加强交易监管，防范违约风险。市场发生严重异常情况时，省级政府电力管理部门会同相关部门依据职责分工可对市场进行强制干预。为有效防范风险，对拥有配电网资产的配售电公司引入第三方金融机构，缴纳售电保证金，实行保证金额度与允许售电规模联动制度。
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