从国发2002年5号文【20020210】，到中发2015年9号文【20150315】；电力改革由“四放开”到“三放开”。电力体制改革历经十三载，今年又重装上阵，成为大众焦点。
针对中发〔2015〕9号后首个输配电改革试点方案省、市
于2014年10月23日国家发展改革委印发《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》（发改价格〔2014〕2379号）中提到：为探索建立健全科学合理的输配电价形成机制，推进电力市场化改革，决定在深圳市开展输配电价改革试点。附件为《深圳市输配电价改革试点方案》，作为第一个针对输配电改革的先驱文件，亦是电改后首个具有实操性的指导性文件。
政策文件：关于深圳市开展输配电价改革试点的通知（发改价格〔2014〕2379号）
HTTP://WWW.SDPC.GOV.CN/FZGGGZ/JGGL/ZCFG/201411/T20141104_639669.HTML
为深入推进输配电价改革，探索建立独立输配电价体系，内蒙古积极主动向国家提交输配电改革试点方案，蒙西试点方案是在《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）下发后得到批复，成为继全国首个输配电试点方案深圳市后首个省级输配电价改革试点方案。
蒙西试点方案总体上与深圳试点方案基本一致，主要内容是：按“准许成本加合理收益”原则对电网企业实行总收入监管，单独核定分电压等级输配电价，按监管周期定价（第一个监管周期为2015-2017年），建立对电网企业的成本激励和约束机制。试点改革后的电网企业盈利不再与购售电差价相关。同时，结合实际情况在一些方面作了改进：如增加了核定输配电价时需考虑交叉补贴等内容；对电网输配电成本费用的具体指标核定标准更加明确和严格，激励企业加强管理、节约成本。
政策文件：国家发展改革委批复第一个省级电网输配电价改革试点方案
HTTP://WWW.SDPC.GOV.CN/XWZX/XWFB/201506/T20150612_695953.HTML
中发〔2015〕9号后各配套文件相继发布
截止目前，国家发改委联合多个部门接连下发电改配套文件，有以下四个电改相关配套文件：
1.【2015-3-20】发改运行〔2015〕518号-国家发改委、国家能源局联合发布《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》
针对新电改首发配套文件强调“各省应全额安排可再生能源发电、新增用电需求优先使用清洁能源等措施”，并首次提出“充分运用利益补偿机制为清洁能源开拓市场空间”。
一、统筹年度电力电量平衡，积极促进清洁能源消纳；
二、加强日常运行调节，充分运用利益补偿机制为清洁能源开拓市场空间；
三、加强电力需求侧管理，通过移峰填谷为清洁能源多发满发创造有利条件；
四、加强相互配合和监督管理，确保清洁能源多发满发政策落到实处。
文中明确指出：各省（区、市）政府主管部门应采取措施落实可再生能源发电全额保障性收购制度，在保障电网安全稳定的前提下，全额安排可再生能源发电。在编制年度发电计划时，优先预留水电、风电、光伏发电等清洁能源机组发电空间；新增用电需求原则上优先用于安排清洁能源发电和消纳区外清洁能源，以及奖励为保障清洁能源多发满发而调峰的煤电机组发电；鼓励清洁能源发电参与市场，对于已通过直接交易等市场化方式确定的电量，可从发电计划中扣除。风电、光伏发电、生物质发电按照本地区资源条件全额安排发电。
文中还提到：各地应建立完善调峰补偿机制，加大调峰补偿力度，鼓励通过市场化方式确定调峰承担方，鼓励清洁能源直接购买辅助服务。健全跨省区送受电利益调节机制。应加强电力需求侧管理，鼓励电力用户优化用电负荷特性、参与调峰调频，加大峰谷电价差，用价格手段引导移峰填谷，缓解发电侧调峰压力，促进多消纳清洁能源。
电改首发配套文件表示政府很早便已在做梳理清洁能源发电无法全额满额送出的症结，确实是一个好的开头。未来可再生能源配额制的出台更使得可再生能源行业的生产和消纳得到了国家承诺的最低消费保证。
政策文件：关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见（发改运行〔2015〕518号）
http://yxj.ndrc.gov.cn/gzdt/201503/t20150323_668210.html
2.【2015-4-9】发改运行〔2015〕703号-国家发改委、财政部联合发布《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》
针对新电改第二个配套文件中，四市电力需求侧试点、一市试点建立长效机制
本次发文主要针对电力需求侧管理改革工作，纳入本次综合试点城市有北京市、苏州市、唐山市、佛山市、上海市四地，旨在在加强电力需求侧管理平台建设的基础上，引导与发电企业直接交易的用户加快实现在线监测并接入国家平台，对接入国家平台的用户实现主动参与需求响应。
主要目标是：加强电力需求侧管理，实施需求响应，完善电力应急机制。
重要意义是：实施电力需求侧管理，有利于削减或转移高峰用电负荷，有利于消纳可再生能源发电，推动智能电网的应用和发展。
其次，上海需注重总结实践经验，寻求创新试点资金使用方式，建立长效机制。试点城市及所在省份需及早做好评估验收的准备工作，国家发展改革委、财政部负责对试点城市工作目标完成情况和工作措施落实情况进行评估验收。同时，试点城市及所在省份及时完善地方配套政策，加强机制建设，以便复制、推广。
国家发改委电力体制改革专家咨询组专家、华北电力大学教授曾鸣在接受《每日经济新闻》记者采访时分析，第二个配套文件是关于需求侧管理的新增城市试点，而需求侧管理是节能减排，提供用电效率最为有效的手段，也是中国解决能源电力有效供应和可持续发展最重要的手段。“这个配套我们可以理解为9号文最核心的问题，促进节能减排，提供用电效率就是电改的核心问题。”
据悉，五个试点城市及所在省份将鼓励、支持发展电能服务业，在今年6月底前就此制定实施方案，并报国家发改委备案。
政策文件：关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知（发改运行〔2015〕703号）
http://yxj.ndrc.gov.cn/gzdt/201504/t20150409_677035.html
3.【2015-4-15】发改价格〔2015〕742号-国家发改委印发《关于贯彻中发〔2015〕9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》
继深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点后，将安徽、湖北、宁夏、云南省（区）纳入先期输配电价改革试点范围，按“准许成本加合理收益”原则单独核定输配电价。鼓励具备条件的其他地区试点省（区）价格主管部门参照深圳市输配电价改革试点经验，结合当地实际，开展输配电价改革试点。
文中明确提出：对电网企业监管由现行核定购电售电两头价格、电网企业获得差价收入的间接监管，改变为以电网资产为基础对输配电收入、成本和价格全方位直接监管。电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源。
接下来输配电价核定将有可能是下一个电改配套文件需解决的问题，既要满足电网正常合理的投资需要，保证电网企业稳定的收入来源和收益水平，又要加强成本约束，对输配电成本进行严格监审，促进企业加强管理，提高效率。
政策文件：关于贯彻中发[2015]9号文件精神加快推进输配电价改革的通知（发改价格[2015]742号）
http://jgs.ndrc.gov.cn/zcfg/201504/t20150416_688233.html
4.【2015-5-5】发改价格〔2015〕962号-国家发改委印发《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》
此配套文件的出台旨在为进一步深化电力体制改革的若干意见（中发[2015]9号）精神，完善电价形成机制，推进跨省跨区电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置。
跨省跨区送电由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，在“风险共担、利益共享”原则下协商或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制。
鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省跨区送电项目业主和电价；鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，进一步明确以中长期合同形式进行电力改革。
国家已核定的跨省跨区电能交易送电价格，送受电双方可重新协商并按照协商确定的价格执行,协商结果报送国家发展改革委和国家能源局。
跨省跨区送电价格协调结果主要涉及到上海、浙江、江苏、广东四省市，向家坝、溪洛渡水电站作为送电主体，主要负责向上海、浙江、广东三地送电；雅砻江公司锦屏一级、锦屏二级、官地梯级水电站主要负责向江苏送电。其中，向家坝、溪洛渡水电站左岸机组上网侧关口送电电价每千瓦时0.3218元，溪洛渡右岸机组上网侧关口送电电价每千瓦时0.3421元；至上海的输电上网电价为每千瓦时0.3149元，至浙江为每千瓦时0.3391元，至广东为每千瓦时0.3565元；雅砻江公司锦屏一级、锦屏二级、官地梯级水电站送电电价每千瓦时0.3084元，至江苏的输电上网电价为每千瓦时0.2987元，详情如下表所示。
政策文件：国家发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知---国家能源局
HTTP://WWW.NEA.GOV.CN/2015-05/08/C_134221736.HTM
专家认为，输配电价的改革基本在“放开两头，监管中间”的改革体制框架内，通过改革实现电网企业盈利模式的转变。
新电改逻辑为：放松对竞争领域管制+加强对垄断领域监管。
此次新电改不包括市场讨论已久的拆分电网，在地方政府【湖南电改政策】湘监能市场〔2015〕35号（详情请见“【小陈新语】由湘监能市场〔2015〕35号看光伏新增长点”一文）中可得到印证。
新电改下，湖南首开先河，公布购售输电三方直接交易合同
在新电改公布后的一个月，湖南电网于2015年4月实施电力用户与发电企业直接交易，并印发了《湖南电力用户与发电企业直接交易合同（示范文本）》，是电改又一个具有实操性、指导性的大手笔。
首先，我们来读下国家电网湖南长沙电网近日发布的政策文件，如下：
各有关企业：
为简化程序，提高效率，全面准确地明晰直接交易各方的权利义务和交易相关事项，经研究，决定对原有的购售电双方《购售电合同》和购售输电三方的《输配电服务合同》进行修改完善，并将二者合并为《湖南电力用户与发电企业直接交易合同（示范文本）》。现予印发，请参照执行，并按规定及时向我办备案。
2015年湖南电力用户与发电企业直接交易合同.doc
湖南能源监管办
2015年4月7日
看到这个政策的落地，标志着我们国家在电力改革上迈开了实质性的一步，这一步现看来虽然是一小步，却意义重大。从中亦可看出国家的坚定决心与各地政府的不懈努力，而湖南政府首开“电改”第一枪，想必各地政府也会紧跟其上，纷纷制定出适宜出自己地方特色与情况的电改性政策文件，那时想必也是新能源的新增长点，开创我国新能源的新纪年。
从政策文件中明确表明：电力用户可与发电企业直接交易业务。其中：购电方、售电方均应系是具有法人资格/经法人单位授权的 ，且已取得电力用户直接交易市场准入资格的企业；输电方即为本合同的国网湖南省电力公司，系是取得国家能源局颁发的输配电业务许可证的电力公司。电力用户可与发电企业直接交易合同为三方合同。
直接交易电量：指购电方与售电方协商确定，经输电方安全校核后，由购电方与售电方直接交易购售电合同约定的直接交易的电量。
交易三方均应自愿通过统一的的电子交易平台进行交易。
购电方与售电方所属供电分公司（即输电方）签订的《供用电合同》，输电方与售电方签订的《并网调度协议》、《购售电合同》。
直接交易电量结算原则为“月度结算、年度清算”。
购电方应向输电方支付电费、国家规定由输电方代收的政府性基金及附加。直接交易电量、电费结算，采用输电方集中结算方式，购电方不与售电方直接结算。
购电方执行两部制电价，由电度电价和基本电价构成。
基本电价执行省级电网销售电价表中大工业用电类别的基本电价标准；电度电价由直接交易价格、电度输配电价、输配电损耗费、政府性基金及附加四部分组成。
电改正当时，或将还需出台8～10个电改细则
《每日经济新闻》记者了解到，关于新电改方案仍然有诸多细则未出台，包括大用户直购电细则、输配以外的竞争性环节电价的用户选择权放开、交叉补贴机制、社会资本进入增量配电领域、输配电价核定办法、直购电规范运作办法等。
“之前和国网电科院的专家交流过，今年预计出台8到10个电改细则配套文件，主要解决售电牌照放开、未来新的售电主体和用户结算以及电力公司结算、直供电放开等，说到底就是对售电侧业务模式理顺和发电侧直供电的鼓励开展，和之前‘监管中间，放开两头’相呼应”，一位不愿具名的证券分析师向记者表示。
上述分析师表示，2015年陆续会有电改政策推进，电价未来肯定是持续走低，至于长期能降到什么水平还不好说。不过曾鸣认为，整体电价水平依然降不了，煤炭降价因素除外，大工业能降一些，但对居民依然不能。
曾鸣表示，目前各个具体配则还没定，还要解决大用户直购电的市场准入、售电公司的责任权利、交易中心的具体职责及其监管问题、信息发布与结算程序、分布式发电市场准入与责任权利问题、规划的组织与实施及其运行机制等等，核心是售电公司的盈利模式、促进清洁能源高效利用、电网有效监管。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201507/09/187915.html
针对中发〔2015〕9号后首个输配电改革试点方案省、市
于2014年10月23日国家发展改革委印发《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》（发改价格〔2014〕2379号）中提到：为探索建立健全科学合理的输配电价形成机制，推进电力市场化改革，决定在深圳市开展输配电价改革试点。附件为《深圳市输配电价改革试点方案》，作为第一个针对输配电改革的先驱文件，亦是电改后首个具有实操性的指导性文件。
政策文件：关于深圳市开展输配电价改革试点的通知（发改价格〔2014〕2379号）
HTTP://WWW.SDPC.GOV.CN/FZGGGZ/JGGL/ZCFG/201411/T20141104_639669.HTML
为深入推进输配电价改革，探索建立独立输配电价体系，内蒙古积极主动向国家提交输配电改革试点方案，蒙西试点方案是在《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）下发后得到批复，成为继全国首个输配电试点方案深圳市后首个省级输配电价改革试点方案。
蒙西试点方案总体上与深圳试点方案基本一致，主要内容是：按“准许成本加合理收益”原则对电网企业实行总收入监管，单独核定分电压等级输配电价，按监管周期定价（第一个监管周期为2015-2017年），建立对电网企业的成本激励和约束机制。试点改革后的电网企业盈利不再与购售电差价相关。同时，结合实际情况在一些方面作了改进：如增加了核定输配电价时需考虑交叉补贴等内容；对电网输配电成本费用的具体指标核定标准更加明确和严格，激励企业加强管理、节约成本。
政策文件：国家发展改革委批复第一个省级电网输配电价改革试点方案
HTTP://WWW.SDPC.GOV.CN/XWZX/XWFB/201506/T20150612_695953.HTML
中发〔2015〕9号后各配套文件相继发布
截止目前，国家发改委联合多个部门接连下发电改配套文件，有以下四个电改相关配套文件：
1.【2015-3-20】发改运行〔2015〕518号-国家发改委、国家能源局联合发布《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》
针对新电改首发配套文件强调“各省应全额安排可再生能源发电、新增用电需求优先使用清洁能源等措施”，并首次提出“充分运用利益补偿机制为清洁能源开拓市场空间”。
一、统筹年度电力电量平衡，积极促进清洁能源消纳；
二、加强日常运行调节，充分运用利益补偿机制为清洁能源开拓市场空间；
三、加强电力需求侧管理，通过移峰填谷为清洁能源多发满发创造有利条件；
四、加强相互配合和监督管理，确保清洁能源多发满发政策落到实处。
文中明确指出：各省（区、市）政府主管部门应采取措施落实可再生能源发电全额保障性收购制度，在保障电网安全稳定的前提下，全额安排可再生能源发电。在编制年度发电计划时，优先预留水电、风电、光伏发电等清洁能源机组发电空间；新增用电需求原则上优先用于安排清洁能源发电和消纳区外清洁能源，以及奖励为保障清洁能源多发满发而调峰的煤电机组发电；鼓励清洁能源发电参与市场，对于已通过直接交易等市场化方式确定的电量，可从发电计划中扣除。风电、光伏发电、生物质发电按照本地区资源条件全额安排发电。
文中还提到：各地应建立完善调峰补偿机制，加大调峰补偿力度，鼓励通过市场化方式确定调峰承担方，鼓励清洁能源直接购买辅助服务。健全跨省区送受电利益调节机制。应加强电力需求侧管理，鼓励电力用户优化用电负荷特性、参与调峰调频，加大峰谷电价差，用价格手段引导移峰填谷，缓解发电侧调峰压力，促进多消纳清洁能源。
电改首发配套文件表示政府很早便已在做梳理清洁能源发电无法全额满额送出的症结，确实是一个好的开头。未来可再生能源配额制的出台更使得可再生能源行业的生产和消纳得到了国家承诺的最低消费保证。
政策文件：关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见（发改运行〔2015〕518号）
http://yxj.ndrc.gov.cn/gzdt/201503/t20150323_668210.html
2.【2015-4-9】发改运行〔2015〕703号-国家发改委、财政部联合发布《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》
针对新电改第二个配套文件中，四市电力需求侧试点、一市试点建立长效机制
本次发文主要针对电力需求侧管理改革工作，纳入本次综合试点城市有北京市、苏州市、唐山市、佛山市、上海市四地，旨在在加强电力需求侧管理平台建设的基础上，引导与发电企业直接交易的用户加快实现在线监测并接入国家平台，对接入国家平台的用户实现主动参与需求响应。
主要目标是：加强电力需求侧管理，实施需求响应，完善电力应急机制。
重要意义是：实施电力需求侧管理，有利于削减或转移高峰用电负荷，有利于消纳可再生能源发电，推动智能电网的应用和发展。
其次，上海需注重总结实践经验，寻求创新试点资金使用方式，建立长效机制。试点城市及所在省份需及早做好评估验收的准备工作，国家发展改革委、财政部负责对试点城市工作目标完成情况和工作措施落实情况进行评估验收。同时，试点城市及所在省份及时完善地方配套政策，加强机制建设，以便复制、推广。
国家发改委电力体制改革专家咨询组专家、华北电力大学教授曾鸣在接受《每日经济新闻》记者采访时分析，第二个配套文件是关于需求侧管理的新增城市试点，而需求侧管理是节能减排，提供用电效率最为有效的手段，也是中国解决能源电力有效供应和可持续发展最重要的手段。“这个配套我们可以理解为9号文最核心的问题，促进节能减排，提供用电效率就是电改的核心问题。”
据悉，五个试点城市及所在省份将鼓励、支持发展电能服务业，在今年6月底前就此制定实施方案，并报国家发改委备案。
政策文件：关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知（发改运行〔2015〕703号）
http://yxj.ndrc.gov.cn/gzdt/201504/t20150409_677035.html
3.【2015-4-15】发改价格〔2015〕742号-国家发改委印发《关于贯彻中发〔2015〕9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》
继深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点后，将安徽、湖北、宁夏、云南省（区）纳入先期输配电价改革试点范围，按“准许成本加合理收益”原则单独核定输配电价。鼓励具备条件的其他地区试点省（区）价格主管部门参照深圳市输配电价改革试点经验，结合当地实际，开展输配电价改革试点。
文中明确提出：对电网企业监管由现行核定购电售电两头价格、电网企业获得差价收入的间接监管，改变为以电网资产为基础对输配电收入、成本和价格全方位直接监管。电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源。
接下来输配电价核定将有可能是下一个电改配套文件需解决的问题，既要满足电网正常合理的投资需要，保证电网企业稳定的收入来源和收益水平，又要加强成本约束，对输配电成本进行严格监审，促进企业加强管理，提高效率。
政策文件：关于贯彻中发[2015]9号文件精神加快推进输配电价改革的通知（发改价格[2015]742号）
http://jgs.ndrc.gov.cn/zcfg/201504/t20150416_688233.html
4.【2015-5-5】发改价格〔2015〕962号-国家发改委印发《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》
此配套文件的出台旨在为进一步深化电力体制改革的若干意见（中发[2015]9号）精神，完善电价形成机制，推进跨省跨区电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置。
跨省跨区送电由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，在“风险共担、利益共享”原则下协商或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制。
鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省跨区送电项目业主和电价；鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，进一步明确以中长期合同形式进行电力改革。
国家已核定的跨省跨区电能交易送电价格，送受电双方可重新协商并按照协商确定的价格执行,协商结果报送国家发展改革委和国家能源局。
跨省跨区送电价格协调结果主要涉及到上海、浙江、江苏、广东四省市，向家坝、溪洛渡水电站作为送电主体，主要负责向上海、浙江、广东三地送电；雅砻江公司锦屏一级、锦屏二级、官地梯级水电站主要负责向江苏送电。其中，向家坝、溪洛渡水电站左岸机组上网侧关口送电电价每千瓦时0.3218元，溪洛渡右岸机组上网侧关口送电电价每千瓦时0.3421元；至上海的输电上网电价为每千瓦时0.3149元，至浙江为每千瓦时0.3391元，至广东为每千瓦时0.3565元；雅砻江公司锦屏一级、锦屏二级、官地梯级水电站送电电价每千瓦时0.3084元，至江苏的输电上网电价为每千瓦时0.2987元，详情如下表所示。
政策文件：国家发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知---国家能源局
HTTP://WWW.NEA.GOV.CN/2015-05/08/C_134221736.HTM
专家认为，输配电价的改革基本在“放开两头，监管中间”的改革体制框架内，通过改革实现电网企业盈利模式的转变。
新电改逻辑为：放松对竞争领域管制+加强对垄断领域监管。
此次新电改不包括市场讨论已久的拆分电网，在地方政府【湖南电改政策】湘监能市场〔2015〕35号（详情请见“【小陈新语】由湘监能市场〔2015〕35号看光伏新增长点”一文）中可得到印证。
新电改下，湖南首开先河，公布购售输电三方直接交易合同
在新电改公布后的一个月，湖南电网于2015年4月实施电力用户与发电企业直接交易，并印发了《湖南电力用户与发电企业直接交易合同（示范文本）》，是电改又一个具有实操性、指导性的大手笔。
首先，我们来读下国家电网湖南长沙电网近日发布的政策文件，如下：
各有关企业：
为简化程序，提高效率，全面准确地明晰直接交易各方的权利义务和交易相关事项，经研究，决定对原有的购售电双方《购售电合同》和购售输电三方的《输配电服务合同》进行修改完善，并将二者合并为《湖南电力用户与发电企业直接交易合同（示范文本）》。现予印发，请参照执行，并按规定及时向我办备案。
2015年湖南电力用户与发电企业直接交易合同.doc
湖南能源监管办
2015年4月7日
看到这个政策的落地，标志着我们国家在电力改革上迈开了实质性的一步，这一步现看来虽然是一小步，却意义重大。从中亦可看出国家的坚定决心与各地政府的不懈努力，而湖南政府首开“电改”第一枪，想必各地政府也会紧跟其上，纷纷制定出适宜出自己地方特色与情况的电改性政策文件，那时想必也是新能源的新增长点，开创我国新能源的新纪年。
从政策文件中明确表明：电力用户可与发电企业直接交易业务。其中：购电方、售电方均应系是具有法人资格/经法人单位授权的 ，且已取得电力用户直接交易市场准入资格的企业；输电方即为本合同的国网湖南省电力公司，系是取得国家能源局颁发的输配电业务许可证的电力公司。电力用户可与发电企业直接交易合同为三方合同。
直接交易电量：指购电方与售电方协商确定，经输电方安全校核后，由购电方与售电方直接交易购售电合同约定的直接交易的电量。
交易三方均应自愿通过统一的的电子交易平台进行交易。
购电方与售电方所属供电分公司（即输电方）签订的《供用电合同》，输电方与售电方签订的《并网调度协议》、《购售电合同》。
直接交易电量结算原则为“月度结算、年度清算”。
购电方应向输电方支付电费、国家规定由输电方代收的政府性基金及附加。直接交易电量、电费结算，采用输电方集中结算方式，购电方不与售电方直接结算。
购电方执行两部制电价，由电度电价和基本电价构成。
基本电价执行省级电网销售电价表中大工业用电类别的基本电价标准；电度电价由直接交易价格、电度输配电价、输配电损耗费、政府性基金及附加四部分组成。
电改正当时，或将还需出台8～10个电改细则
《每日经济新闻》记者了解到，关于新电改方案仍然有诸多细则未出台，包括大用户直购电细则、输配以外的竞争性环节电价的用户选择权放开、交叉补贴机制、社会资本进入增量配电领域、输配电价核定办法、直购电规范运作办法等。
“之前和国网电科院的专家交流过，今年预计出台8到10个电改细则配套文件，主要解决售电牌照放开、未来新的售电主体和用户结算以及电力公司结算、直供电放开等，说到底就是对售电侧业务模式理顺和发电侧直供电的鼓励开展，和之前‘监管中间，放开两头’相呼应”，一位不愿具名的证券分析师向记者表示。
上述分析师表示，2015年陆续会有电改政策推进，电价未来肯定是持续走低，至于长期能降到什么水平还不好说。不过曾鸣认为，整体电价水平依然降不了，煤炭降价因素除外，大工业能降一些，但对居民依然不能。
曾鸣表示，目前各个具体配则还没定，还要解决大用户直购电的市场准入、售电公司的责任权利、交易中心的具体职责及其监管问题、信息发布与结算程序、分布式发电市场准入与责任权利问题、规划的组织与实施及其运行机制等等，核心是售电公司的盈利模式、促进清洁能源高效利用、电网有效监管。
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