导读：经初步统计，自2004年3月原国家电监会、发展改革委联合下发《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》以来，除台湾、香港、澳门外的全国31个省级行政区中，全国有24个在不同时间进行了不同程度的大用户与发电企业直接交易试点，分别是：重庆、黑龙江、辽宁、吉林、河南、湖北、湖南、山东、山西、安徽、江苏、福建、广东、四川、云南、江西、宁夏、广西、陕西、浙江、贵州、甘肃、内蒙古和新疆。十年来，中国各省大用户直购电试点进展情况如何?小编带您盘点一遍。
东北地区
黑龙江
2012年12月6日，原国家电监会、国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于黑龙江省开展电力直接交易试点的通知》，同意哈药集团制药总厂、鸡西浩市新能源有限公司2家电力用户与华电哈尔滨第三发电厂等11家发电企业开展电力直接交易试点，直接交易价格由交易双方协商确定。黑龙江省成为全国第七家获批的电力直接交易试点省份。
2013年4月3日，哈药集团制药总厂、鸡西浩市新能源有限公司两家电力用户与华电哈尔滨第三发电厂等4家发电企业签订了2013年1.89亿千瓦时电力直接交易合同，这标志着黑龙江电力直接交易试点正式启动。
这是东北地区第一个省级交易平台试点。
交易试点输配电价按《国家发展改革委办公厅关于核定黑龙江省电力用户与发电企业直接交易试点输配电价有关问题的批复》确定的标准执行，损耗率由黑龙江省物价局参照近两年电网实际损耗率确定。交易电量是以上年度电力用户年用电量为基准的新增电量，大用户购买电价由直接交易价格、输配电价和政府性基金附加三部分组成。
为推动黑龙江省电力直接交易工作从试点逐渐走向深入，2014年12月8日，东北能监局会同黑龙江省工信委、黑龙江省物价局联合印发《黑龙江省电力用户与发电企业直接交易规则(试行)》。
2015年4月8日，黑龙江省工信委公布《2015年黑龙江省电力用户与发电企业直接交易企业名单》，指出，根据《黑龙江省电力用户与发电企业直接交易工作方案》和《黑龙江省电力用户与发电企业直接交易规则(试行)》有关规定，按照电力用户实行分批次市场准入，鼓励类产业用户、新增用电规模较大用户优先准入的原则，确定2015年电力直接交易的电力用户13户，发电企业14户(共29台机)。
5月，黑龙江省启动了电力直接交易市场，开展了“多买多卖”的首次交易，12家电力用户与6家发电企业通过双边协商的交易模式成交电量10.366亿千瓦时，同时将省级试点2户企业成交的2.76亿千瓦时一并纳入平台，本次黑龙江省直接交易总电量13.126亿千瓦。
本次交易提高黑龙江参与交易火电企业利用小时数340小时，一定程度上缓解了电力供大于求的矛盾，交易使14家用户减少用电成本约4830万元。黑龙江省直接交易市场的启动，标志着黑龙江省电力直接交易工作已从试点走向深入。
吉林
吉林大用户直购电始于2005年3月，是《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》(电监输电[2004]17号)发布之后国内首个获原国家电监会批准的直购电试点，参与直购电的购售双方分别是国电吉林龙华热电和吉林炭素，属于单个发电厂同单个用电企业供需对面、全电量过网的直供模式，即点对点模式。
2008年12月24日，吉林省印发了《吉林省用电大户直购电市场交易暂行办法》，利用电力市场平台，在发电和售电侧引入竞争机制，建立发、供、用电市场多边交易机制，在政府指导下通过实行双向报价、集中撮合的方式来进行大用户市场竞争购电，交易电量原则上不超过吉林电力公司年售电量的10%。
2009年2月，吉林省首次大用户直购电市场交易拉开帷幕，吉林省14家用电大户，大唐吉林发电、中电投吉电股份、国电吉林龙华热电及其他符合条件的省调直调火力发电企业参加了交易。共计成交电量42918万千瓦时，发电成交价格在0.333～0.343元/千瓦时之间，共有10家大用户获得直购电量。
2009年3月，吉林省2009年第二季度大用户直购电双边交易举行。吉林省15家用电大户和12家火力发电企业参加了本次交易，用电企业新增了四平市建新漆业电石厂。共成交交易12笔，用电侧成交电量共计8100万千瓦时，折算至发电侧成交电量共计8709万千瓦时，发电侧成交价格0.347元/千瓦时，用电侧成交价格在0.4181～0.5081元/千瓦时之间。共有3家用电大户获得直购电量，4家发电企业(全部为中电投吉电股份公司)在市场中达成交易。用电企业可降低用电成本248.7万元，发电企业提高发电利用小时数近83小时。
2009年6月26日，吉林省2009年第三季度大用户直购电交易共有15家用电大户和12家火力发电企业参加。共成交12笔交易，用电侧成交电量共计9300万千瓦时，折算至发电侧成交电量共计1亿千瓦时，发电侧成交价格为0.347元/千瓦时和0.3471元/千瓦时，用电侧成交价格在0.4181～0.5081元/千瓦时之间。共有4家用电大户获得直购电量，5家发电企业在市场中达成交易。预计成交的发电企业平均可提高利用小时53小时，用电企业可减少成本支出355万元。
2010年1月，吉林省电力公司、国电吉林龙华热电和中钢吉林炭素在平等、协商基础上，顺利续签了2010年《电量直接购销合同》和《委托输电服务合同》。
2010年，国电吉林龙华热电股份有限公司和中钢吉林炭素股份有限公司合同约定电量为47230万千瓦时，直购电量价格为0.3205元千瓦时。
2011年，吉林省中钢集团吉林碳素继续向国电龙华吉林热电直接购电，完成交易电量4.91亿千瓦时。
2014年上半年，吉林省制定出台了《吉林省电力用户与发电企业市场交易试点工作方案》，组织省内9家用电大户与发电企业签订了电力市场交易合同，合同成交电量超过15亿千瓦时，可为用电大户减少用电成本1.5亿元。
2015年3月3日，吉林省能源局公布了2015年第一批电力市场交易用户名单，14家电力用户进入名单。
辽宁
2009年辽宁抚顺铝业跨省直购电六年之后，2014年10月份，辽宁省电力直接交易市场启动，2014年9月底，东北能监局与辽宁省政府有关部门联合制定并印发了《辽宁省电力用户与发电企业直接交易暂行管理办法》、《辽宁省电力用户与发电企业直接交易规则(试行)》，公布了第一批直接交易电力用户及发电企业准入名单。10月初，辽宁省物价局出台了输配电损耗标准。
2015年，辽宁省经信委会同东北能监局联合印发了《关于开展2015年电力用户与发电企业直接交易的通知》，对全年电力直接交易作出安排。
选择用电成本较高、享受过电价优惠政策、对全省经济增长有一定拉动作用的7家电力用户企业，以及已投入商业化运行、单机容量在30万千瓦及以上火力(含核电)发电机组22户发电企业作为交易主体参加交易。
按照电力直接交易管理办法，确定今年直接交易量为32亿千瓦时(上一年度售电量的2%)。此外，考虑到今年用电纯新增量、又符合相关要求企业的实际情况，决定在年度交易规模之外，上半年另行安排10亿千瓦时电量，开展电力直接交易。全省上半年电力直接交易规模26亿千瓦时。
为发挥市场机制作用，决定上半年采取挂牌交易和集中撮合交易两种模式。2月5日，辽宁电力交易中心组织了挂牌交易，成交电量10亿千瓦时，交易价格为0.26元/千瓦时。2月12日，组织了集中撮合交易，成交电量16亿千瓦时，交易价格为0.3235元/千瓦时。初步测算，26亿千瓦时的交易电量可为企业降低生产成本1.74亿元。
跨省直购：抚顺铝业-伊敏电厂
抚顺铝业是我国第一家电解铝企业，电力成本占其生产成本的30%以上，由于大工业目录电价高于其盈亏平衡电价，导致企业连年亏损，到2009年已面临全面停产的困境。为打破抚顺铝业在发展中遇到的电价瓶颈，同时解决辽宁本省电厂发电成本较高，无法满足抚顺铝业价格要求的难题，原东北电监局于2009年会同当地政府有关部门创造性地提出了抚顺铝业与内蒙古华能伊敏电厂开展跨省直接交易的方案。
2009年10月12日，原国家电监会、国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于辽宁抚顺铝厂与发电企业开展电力直接交易试点有关事项的批复》。按照批复方案，抚顺铝厂与华能伊敏电厂直接交易价格由双方协商确定，输配电价标准为：东北电网公司输电价格17元/千千瓦时;辽宁省电力公司基本电价执行现行销售电价表中的大工业基本电价标准，电量电价为100元/千千瓦时(含线损，不含政府性基金)。
2011年抚顺铝业向华能伊敏电厂直接购电，完成交易电量31.81亿千瓦时。
2009年至2012年，试点累计直接交易电量105亿千瓦时，相关各方取得多赢：交易增加了华能伊敏电厂发电量，发挥了其资源与成本优势，其2012年设备利用小时数高于东北区域火电机组的平均水平460小时;扩大了电网售电量，使输配电企业获得可观的经济效益。
对抚顺铝业来讲，电力直接交易为其赢得了生存与发展的机会。开展直接交易前，仅2009年1-9月份企业就亏损2亿多元;开展直接交易后于第二年就实现扭亏为盈。直接交易每年为抚铝节约4亿元以上的成本支出。2012年产量达到26.3万吨，是2009年的3.4倍;通过产业升级，吨铝电耗降低了100千瓦时。
2013年，抚顺铝业与华能伊敏电厂的电力直接交易工作步入第五个年头，作为全国首个获得三部委联合批准的交易试点，也是目前唯一一个跨省大用户直接交易试点，抚顺铝业电力直接交易发挥了市场机制在优化资源配置方面的基础作用，给参与各方带来切实可观的收益。
华东地区
山东
2010年上半年，山东省经信委公布了《山东省大用户直购电试点用户准入管理暂行办法》。
2014年1月29日，山东能监办、经信委、物价局联合印发《山东省电力用户与发电企业直接交易试点工作方案》，规定参与试点的电力用户全年用电量需在5000万千瓦时以上，用电电压等级在10千伏以上，发电企业中火电机组需在30万千瓦级及以上。年度交易电量按全省用电量的2%来进行，约100亿千瓦时。
2014年3月31日，山东能监办公布了参与2014年电力直接交易试点发电企业名单，共计84台、3552万千瓦发电机组，年度交易电量100亿千瓦时，参与机组平均利用小时数281.5小时，单台机组签订的最大合同电量折算成利用小时，不得超过563小时。参与交易的32家发电企业中，华能、华电、国电、大唐四大中央发电企业下属公司占据28家。
2014年3月13日，山东能监办印发了《山东省电力用户与发电企业直接交易规则(试行)》和《山东省电力直接交易试点发电企业(机组)准入管理办法》。
2014年4月17日，山东能监办、经信委对交易条款进行了调整，电力用户电压等级由10千伏提高至110千伏，同时取消了“限定每个用户交易电量不超过全部直接交易电量10%”的限制。
2014年5月28日，共有35家电力用户与28家发电企业达成有效交易电量78.18亿千瓦时，平均降价幅度1.5分/千瓦时，降低用户用电成本约1.2亿元。山东省首次电力直接交易试点工作顺利完成。
2014年12月9日，山东能监办印发《山东电力用户与发电企业直接交易意向书(示范文本)》。
2014年12月9日，山东能监办修订了《山东省电力用户与发电企业直接交易规则》，年度电力直接交易电量总规模原则上按照年度全省全社会用电量的2%左右安排，电力直接交易电量不计入计划内电量。
2015年上半年，山东省发电企业与电力用户达成直接交易电量150亿千瓦时，平均降价幅度1.5分/千瓦时，降低用户用电成本约2.25亿元。
2015年6月24日，山东省经信委公布了2015年第二批电力直接交易试点用户公示名单，包含147家工业用户。
江苏
江苏是全国首批开展电力直接交易试点的省份之一，于2012年3月1日正式开始直接交易试点，共有8家电力用户和8家发电企业参与直接交易试点。
2013年试点完成交易电量12.83亿千瓦时，用户到户电价比现行目录电价降低约2.6分/千瓦时，全年减少电费支出约3400万元。
2014年5月12日，2014年度江苏电力直接交易扩大试点用户申报工作正式启动，交易规模扩大到95亿千瓦时，占全社会用电量的2%。江苏省经信委、能监办、物价局制定了《江苏省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法》和《江苏省电力用户与发电企业直接交易扩大试点工作方案》。
《江苏省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法》规定，电力用户的准入条件为用电电压等级在110千伏及以上的大型工业企业，并逐步扩大到10千伏工业用户;发电企业的准入条件为单机容量在60万千瓦及以上火电企业。直接交易采取双边协商或交易平台竞价两种模式进行，先期暂定采取双边协商的模式，由电力用户与发电企业自主寻找交易对象，自主协商达成交易意向。
《江苏省电力用户与发电企业直接交易扩大试点工作方案》规定，年度直接交易电量规模暂按全社会用电量(扣除燃气机组发电量)的2%安排，今后根据用电量的增长逐年递增。2014年安排95亿千瓦时(其中包含已实施的直接交易电量13.16亿千瓦时)。
2014年12月10日，江苏能监办下发《关于做好2015年度电力直接交易工作有关问题的通知》，指出2015年签订的年交易电量由两个部分组成：一部分为2015年上半年交易电量，按省下达的年度交易电量扣除2014年下半年已完成交易电量的剩余电量计算，交易价格按2014年签订的合同价格不变;另一部分为2015年下半年电量，按2014年下半年的交易电量计算，交易价格由电力用户和发电企业自主协商确定。
安徽
2009年12月25日，原国家电监会、国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于安徽省开展电力直接交易试点的通知》(电监市场[2009]55号)，同意铜陵有色与国投宣城发电开展直接交易试点，试点的输配电价标准为：基本电价执行大工业用电基本电价标准;电量电价为150元/千千瓦时，其中，110千伏用户为129元/千千瓦时，220千伏用户为109元/千千瓦时。
2011年，铜陵有色向国投宣城直接购电，完成交易电量14.39亿千瓦时。
2012年12月26日，安徽省物价局下发《关于印发安徽省电力用户与发电企业直接交易试点实施方案的通知》。
2014年4月28日，全国统一电力市场交易平台安徽试点工程上线运行，这是国内首个正式投入运营的大用户直接交易平台，标志着全国统一电力市场建设迈出了实质性的一步。当天，共有神皖集团、皖能铜陵、华电芜湖等18家发电企业，铜陵有色、马钢股份等5家电力用户通过交易平台开展了直接交易，共计成交52亿千瓦时，平均降价为26.3元/千千瓦时。其中，双边交易成交电量为46.6亿千瓦时，平均降价25.8元/千千瓦时，集中交易成交量达5.4亿千瓦时，降价31元/千千瓦时。
2014年12月18日，安徽省能源局发布《安徽省电力用户与发电企业直接交易规则》，规定凡在供电公司独立开户，单独计量，用电电压等级35千伏及以上执行大工业电价的电力用户，单位能耗低于全省工业企业的平均水平，均可以按自愿协商的原则，向省内单机容量30万千瓦及以上的火力发电企业直接购电。交易模式由单一的双边模式扩展到自由协商交易和集中撮合交易两种，交易次数由原来的每年一次增加到每年两次。
2015年，安徽省继续开展电力用户与发电企业直接交易，开放电力市场，增加企业用电选择权。全省共有81家电力用户和20家发电企业获批，电力交易规模达198亿千瓦时。
2015年4月，国家发展改革委下发通知，将安徽省纳入输配电价改革试点范围。
2015年6月16日，华东能监局印发 《安徽省电力用户与发电企业直接交易监管办法 (试行)》。
浙江
2009年7月份，浙江省成立了大用户直购电工作领导小组，由省政府办公厅领导任组长，原杭州电监办负责人任第一副组长，全面领导和推进浙江省大用户直购电工作。
2010年，国家批复了浙江省电力用户与发电企业直接交易试点的输配电价。
2014年9月28日，浙江省经信委、物价局、能监办联合印发《浙江省电力用户与发电企业直接交易试点实施方案(试行)》，首批参与试点的电力用户暂限110千伏及以上的大型电力用户，分阶段逐步扩大到35千伏和10千伏的电力用户。参与试点电力用户可将年度部分用电量进行直接交易，实际成交电量由市场交易确定，但原则上不超过其上年110千伏及以上电压等级总用网电量的50%。参与试点发电企业的直接交易发电量由市场交易确定，但原则上不超过该发电企业交易合同期内同类机组年度发电计划总量的30%。直接交易试点组织方式原则上采取交易平台竞价模式进行，初期试点交易可以双边协商模式为主，由符合准入条件的电力用户与发电企业自主寻找交易对象，通过自主协商达成交易意向，签订交易合同，并将合同内容纳入交易平台模拟运行。
2014年10月24日，浙江经信委、能监办印发《浙江省电力用户与发电企业直接交易规则(试行)》，规定交易采取交易平台竞价模式和双边协商模式两种。
2014年底，浙江省经信委公布了直接交易首批试点名单，共有19家发电企业、33家工业企业入选。
福建
2010年，原国家电监会批复同意福建省开展大用户直接交易试点工作。2010年5月17日，国家发展改革委、国家能源局、原国家电监会联合下发《关于福建省开展电力直接交易试点的通知》，同意厦门翔鹭纺纤等6家电力用户与厦门华夏国际电力等6家发电企业开展电力直接交易试点，直接交易价格由交易双方协商确定。
2010年6月3日，福建省举行电力直接交易试点合同签订仪式，当年6家电力用户与6家发电企业达成9对交易，完成交易电量22.93亿千瓦时。
2011年，福建省6家用户与6家发电企业开展电力直接交易试点形成9对交易，完成交易电量28.93亿千瓦时。
2012年，福建启动第二批直接交易试点，5家发电企业和10家电力用户共形成11对、年度电量15.6亿千瓦时的意向交易结果。
2014年7月3日，福建省经信委印发《福建省电力用户与发电企业直接交易及电量管理暂行办法》，年度直接交易电量总规模原则上不超过上年度全社会总用电量的5%，单个电力用户交易电量原则上按其上年度企业购电量的80%进行限制，新进入电力用户交易电量原则上按当年度企业计划购电量的70%进行限制，且不超过全省交易电量总规模的10%。单个发电企业交易电量不超过年度直接交易电量总规模25%，且不超过参与机组当年度发电利用小时的15%。
2014年福建省设计电力直接交易总体规模75亿千瓦时，参与燃煤发电企业10家、23台机组、1164万千瓦容量;电力用户19家，全部为受电电压等级110千伏及以上。2014年实际成交的64.24亿千瓦时。
2015年2月6日，福建省经信委公布了2015年度电力直接交易电力用户和发电企业名单，福建联合石油化工等37家电力用户和福建华电可门发电等11家发电企业进入名单，
2015年4月，福建省符合准入条件的发电企业与电力大用户在福建电力交易中心平台完成了2015年度电力直接交易自主申报和量价确认，参加年度直购电交易的用电大户共39家，拥有单机30万千瓦以上的省调直调火电企业11家，形成52个交易单，约112亿千瓦时的年度交易电量。
华北地区
山西
2013年8月20日，山西省经信委、物价局、能监办共同印发《山西省电力用户与发电企业直接交易实施意见(试行)》，9月9日，国家发展改革委批复山西省大用户直购电电量电价，山西能监办草拟的《山西省电力用户与发电企业直接交易规则(试行)》印发，山西省具备进行大用户直购电条件。
2013年10月17日，山西能监办印发《山西省电力用户与发电企业直接交易购售电合同(示范文本)(试行)》和《山西省电力用户与发电企业直接交易输配电服务合同(示范文本)(试行)》。
2013年底，山西省启动大用户直购电。10月29日，山西省召开电力用户与发电企业直接交易启动会，16家发电企业和8家电力用户参加了启动会。
2013年11月1日，山西省首批电力用户与发电企业直接交易签约，共有6家装机30万千瓦及以上的发电企业与13家电力用户达成交易意向，直接交易电量12.6亿千瓦时。
2014年一季度，山西省共有21家发电企业与36户用电企业达成交易意向，总交易电量40.522亿千瓦时。直接交易电价在0.3367至0.3667元/千瓦时之间，比标杆电价低1-4分/千瓦时。
2014年，山西省先后组织三次交易，共有36家用户和28家发电企业签订154.68亿千瓦时年度直接交易合同，交易电量占全省全社会用电量近8.4%。
2015年2月15日，山西省2015年度第一批电力用户与发电企业直接交易结束，共完成交易电量80亿千瓦时，共57户电力用户和32户发电企业参加，最终52户电力用户与31户发电企业达成交易，平均交易电价0.3229元/千瓦时，比标杆上网电价平均降低0.0543元/千瓦时，预计全年可为电力用户降低用电成本超过4.5亿元，参与的发电企业利用小时平均可提高270小时。
2015年2月，山西组织第二批电力直接交易，34户发电企业和电力用户开展第二批电力直接交易，通过竞价撮合交易方式，最终实现交易电量54.52亿千瓦时。
2015年5月22-25日，山西省组织了年度第三批电力直接交易，17户电力用户与29户发电企业完成交易电量21.39亿千瓦时，平均交易电价0.2832元/千瓦时，比标杆上网电价(0.3538元/千瓦时)平均降低0.0706元/千瓦时。加上第一批交易中因企业和系统原因未成交的5.41亿千瓦时交易电量，本次合计实现交易电量26.8亿千瓦时。全年可为电力用户降低用电成本超过2.3亿元，参与的发电企业利用小时平均可提高98小时。至此，山西省共完成电力直接交易电量174.82亿千瓦时，占年度计划的97.12%。
内蒙古
2008年10月16日，原国家电监会批复《内蒙古电力多边交易市场方案》。2008年11月，内蒙古自治区政府下发《关于部分行业实行电力多边交易电价的紧急通知》，决定自2008年11月17日起实施多边交易电价，施期限为三个月，最终完成电力多边交易电量85.5亿千瓦时。
2009年1月12日，内蒙古自治区印发《关于进一步推进电力多边交易市场建设的意见》，继续推进电力多边交易市场建设。
2009年2月18日，原华北电监局下发通知，要求内蒙古电力多边交易市场于2009年5月1日之前具备模拟运行条件。
2009年7月1日，内蒙古电力多边交易市场启动模拟运行，共有19家发电企业和18家用电企业参与交易，截至2010年4月，累计交易电量225.1亿千瓦时。
2010年5月6日，内蒙古多边交易市场正式启动。17家发电企业的1498万千瓦装机容量参与市场，16家用电企业参加了多边交易。
三个月后，原国家电监会下发了《关于内蒙古电力多边交易市场暂停安排交易的函》，内蒙古经信委配套下发《关于内蒙古电力多边交易市场暂停安排大用户直接交易的通知》，内蒙古电力多边交易市场暂停交易。
2011年初，内蒙古经信委下发《关于恢复内蒙古电力多边交易市场大用户直接交易有关事宜的通知》，恢复了电力多边交易市场运作。
2011年7月，国家发展改革委下发《关于整顿规范电价秩序的通知》，要求未经批准擅自开展大用户直供电试点，或者以其他名义变相降低企业用电价格的，要立即停止执行。
2012年，内蒙古经信委下发了《关于临时启动内蒙古多边交易市场大用户直接交易有关事宜的通知》，内蒙古多边交易市场再次恢复运行，当年成交电量148.47亿千瓦时。
自2010年5月正式启动至2014年底，累计完成电力多边交易市场电量883.4亿千瓦时，降低企业用电成本18.95亿元。其中，2014年完成多边交易电量361.92亿千瓦时，占蒙西地区大工业用电量的25%左右，降低企业用电成本8.35亿元。
2014年12月末，国家发改委正式批复同意内蒙古西部电网进行输配电价改革试点。
2015年6月4日，内蒙古经信委、华北能监局印发《内蒙古西部电网风电交易试点管理暂行办法》，将风电纳入内蒙古电力多边交易市场，试点初期，年度交易电量不超过全年风电电量的5%。
2015年6月9日，国家发展改革委批复了《内蒙古西部电网输配电价改革试点方案》，要求在内蒙古西部电网建立独立的输配电价体系，完善输配电价监管制度和监管方法，促进内蒙古电力市场化改革。
西北地区
宁夏
2009年，宁夏自治区印发《关于贯彻落实电价优惠政策有关问题的通知》，对电解铝、铁合金等行业进行电价优惠，由电网公司、宁煤集团和发电企业按照不同比例让利，同年印发《关于部分传统行业电费结算及有关问题的函》，对有关行业进行价格联动，在产品价格较低时由电力企业和煤炭、铁路共同进行让利。
2013年底，宁夏首次开展电力用户与发电企业直接交易，直接交易电量3400万千瓦时，交易周期为2013年12月1日至2013年12月31日。首次参与直接交易的三家电力用户是银川宝塔精细化工、宁夏太阳镁业、宁夏共享装备，参与的发电企业是国电石嘴山第一发电。
2014年1月21日，宁夏经信委印发《宁夏电力用户与发电企业直接交易实施办法》，规定交易的发电企业需为单机容量30万千瓦及以上公用火电机组，电力用户电压等级应为110千伏及以上，属于国家产业政策鼓励类的，高新技术企业、战略性新兴产业可放宽至电压等级10千伏及以上。电力用户交易电量不高于该用户年生产用电量的80%，发电企业交易电量不高于上年度区内公用火电机组平均利用小时的20%。
2014年8月19日，宁夏经信委印发《临时增加电量直接交易方案》，在2014年计划交易电量70亿千瓦时的基础上，直接交易电量再增加30亿千瓦时，年内达到100亿千瓦时。
2014年12月22日，宁夏经信委发布《2015电量直接交易公告》，确定102家电力用户、10家发电企业参与电力直接交易，交易电量100亿千瓦时。
2015年3月25日，宁夏经信委公示了《2015年二、三季度拟享受差别化电价企业名单》，有色、冶金、化工等7个行业的150家企业享受2.5分-5分/千瓦时的电价优惠。
2015年3月16日，宁夏经信委发布《2015年度第二批电力用户与发电企业网上交易公告》，本次交易电量15亿千瓦时，采取网上集中撮合交易。
新疆
2014年7月30日，国家发改委下发《国家发展改革委办公厅核定新疆自治区电力用户与发电企业直接交易输配电价的批复》，批复了新疆电力用户与发电企业直接交易输配电价;11月14日，新疆自治区下发《新疆电力用户与发电企业直接交易试点实施方案(试行)》;11月20日，新疆能监办下发《新疆电力用户与发电企业直接交易实施细则(试行)》，这三个文件的下发标志着新疆区域电力直接交易试点正式启动。
新疆自治区经信委表示，参加直接交易的电力用户电压等级为110千伏及以上的工业用电户，发电企业为环保排放达标的单机容量30万千瓦及以上的公用火电企业。直接交易电量实行总量目标管理，年度交易电量暂按新疆电力公司上年工业售电量的5%左右安排。
2014年12月1日，新疆自治区启动电力用户与发电企业直接交易试点，3家电力用户通过电力交易平台，直接向4家发电厂购买了2.4亿千瓦时电量。
2015年3月30日，新疆区域2015年度直接交易在新疆电力交易中心组织实施，交易电量总规模为20.0亿千瓦时，共有26家电力用户和14家发电企业参加交易。
2015年6月23日，新疆自治区经信委发布《2015年参加自治区第二批电力用户与发电企业直接交易试点企业名单》，确定2015年第二批电力用户与发电企业直接交易电量规模为30亿千瓦时。
陕西
2014年7月14日，陕西省召开2014年第10次省政府常务会议，会议通过了西北能监局会同陕西省发展改革委制定的《陕西省电力用户与发电企业直接交易暂行办法》。
2014年9月30日，陕西省发展改革委印发《陕西省电力用户与发电企业直接交易实施细则(暂行)》，电力用户参与直接交易需满足用电电压等级35千伏及以上或10千伏及以上的高新技术企业、战略性新兴产业，另外工业园区和独立配售电企业可整体作为用户参与直接交易。发电企业需为并入陕西电网、拥有单机容量不小于30万千瓦的公用火电企业。直接交易以自主协商为主、集中交易为辅，在电网企业输配电价未得到国家核批之前，采取价差传导模式组织交易，即供需双方自主协商发电机组上网电价，将协商确定的上网电价与政府批复上网电价间的价差，等额传导至用户对应类别目录电价中的峰谷分时电度电价，基本电价维持现行标准不变。
2014年10月24日，陕西省发展改革委发布《2014年电力用户与发电企业直接交易试点公告》，初步确定13家发电企业和14家电力用户作为2014年电力用户与发电企业直接交易试点单位。
2014年11月-12月，陕西省电力直接交易试运行电量3.7亿千瓦时，6家发电企业和12家电力用户完成交易。
2015年1月19日，陕西省发展改革委发布《2015年上半年电力用户与发电企业直接交易公告》，确定15家发电企业和39家电力用户作为2015年上半年直接交易试点单位。2014年已参与的用户，继续保留参与资格;按照总量控制、逐级开展的原则，35千伏及以下电压等级的用户暂时未做考虑。交易时段为2015年1月1日至6月30日，交易电量规模合计15亿千瓦时。
甘肃
2010年，中国铝业连城分公司、华鹭铝业两家电解铝企业与靖远第二发电厂、华能平凉发电公司、甘肃电投金昌发电公司、甘肃电投张掖发电公司通过自主协商，签订了为期一年的交易合同。
2013年9月5日，甘肃省印发《甘肃省电力用户与发电企业直接交易试点方案》，自2013年10月1日起试行。按照“先启动后完善，先试点后推广，先增量后存量”的思路，对交易原则、市场准入、交易方式、交易管理等作出规定。交易价格中，直接交易价格降幅不低于2分/千瓦时，其中目录电价大工业类别中单列生产用电降幅不低于6分/千瓦时。
2013年9月29日，甘肃省发展改革委印发《甘肃省电力用户与发电企业直接交易试点实施细则》，规定，电力用户与发电企业直接交易电量为增量用电量。电力用户为电压等级在110千伏及以上且年用电增量在1亿千瓦时以上的企业，容量在315千伏安及以上且年用电增量在100万千瓦时以上的高新技术企业，兰州新区容量在315千伏安及以上且年用电增量在200万千瓦时以上的企业。发电企业为单机容量30万千瓦及以上的火电企业。直接交易价格降幅不低于0.02元/千瓦时，其中目录电价大工业类别中单列生产用电降幅不低于0.06元/千瓦时。
2013年，甘肃省直接交易电量1.48亿千瓦时，全部为增量电量。
2014年1-7月，甘肃省26家电力用户和7家发电企业达成了直购电交易，计划交易量39.32亿千瓦时。
2014年11月4日，甘肃省发展改革委印发《甘肃电力用户与发电企业直接交易细则》及2015年直购电工作的通知。
2015年6月23日，甘肃省发展改革委印发《2015年电力用户与新能源发电企业直接交易试点方案》，规定集中式光伏、风力发电企业可参与直接交易，交易电量按照用电企业增量生产用电量的20%匹配。单个新能源企业每月参与交易的总电量不能超过该发电企业2015年上半年月平均实际发电量的20%。
2015年6月26日，甘肃省印发《关于2015年深化经济体制改革重点工作的意见》，指出2015年甘肃将制定《甘肃省电力体制改革实施方案》，深入推进全省电力市场化改革，研究输配电价改革思路，完善煤电价格联动机制，实施好直购电交易试点。
2015年，甘肃省共有3家发电企业和16家电力用户参与直接交易，全年申请交易电量为41.732亿千瓦时，约占甘肃全社会用电量的3.81%。
华南地区
广东
2006年，广东省启动了台山直接交易试点工作，由台山电厂与当地六家企业直接交易，年直接交易电量约2亿千瓦时。
2013年8月9日，广东省经信委组织召开广东省电力大用户与发电企业直接交易扩大试点启动工作会议，共有7家发电企业和15家电力大用户的代表进行首批现场签约，累计交易电量约2.1亿千瓦时。
2013年12月27日，广东首次电力用户与发电企业集中竞争交易在清远开市，符合条件的86家大用户和29家发电企业参与了本次交易。最终实现17家发电企业成功售电，26家电力用户成功购电，交易电量4.995亿千瓦时。广东安排2014年年度直接交易电量规模为95亿千瓦时，其中年度双边协商交易电量75亿千瓦时，季度集中竞争交易电量20亿千瓦时。
2014年11月7日，广东电力交易中心成立，2015年3月，广东电力市场交易系统正式通过互联网试运行。
2014年12月9日，广东省经信委发布《广东省电力大用户与发电企业集中竞争交易实施细则(征求意见稿)》和《广东电力大用户与发电企业直接交易深化试点工作方案(征求意见稿)》，正式启动广东省电力直接交易深度试点工作。
2015年3月30日，南方能监局、广东省经信委印发《电力大用户与发电企业集中竞争交易实施细则》，集中竞争交易通过技术支持系统或现场报价，按照价格优先原则确定成交。
截至2015年4月，广东共有150家用户和30家电厂获得交易资格，直接交易电量117亿千瓦时，其中双边协商交易电量101亿千瓦时，集中竞争交易电量16亿千瓦时，试点取得阶段性成效。
2015年4月9日，广东省发布《广东电力大用户与发电企业直接交易深化试点工作方案》，提出2015年度直接交易电量规模约227亿千瓦时，达到上一年省内发电量的6%。2016年度直接交易电量规模约306亿千瓦时，达到上一年省内发电量的8%。2017年后，依据节能发电调度原则，逐步扩大年度发电组合方案内的电力市场直接交易部分电量。
广西
2014年11月4日，广西自治区能源局发布《广西壮族自治区电力用户与发电企业直接交易指导意见》，2015年1月28日，广西自治区发展改革委发布《广西电力用户与发电企业直接交易实施方案(试行)》，广西大用户直购电正式拉开序幕。
2015年1月，广西首个“大用户直购电”项目落地广西省管国资企业广西投资集团，以桥巩水电站、来宾电厂、柳州电厂、田阳电厂为供电方，广西投资集团银海铝业下属来宾银海铝业为购电方，形成大用户直购电体系。值得注意的是，四家发电企业中，桥巩水电站、来宾电厂、柳州电厂三家均为广西投资集团全资企业，田阳电厂则是其参股企业。
2015年4月3日，广西自治区能源局正式组织2015年第一批电力直接交易的发电企业、用电企业和电网公司举行合同签约仪式。3家发电企业和6家电力用户与广西电网公司现场签订三方合同，直接交易电量16亿千瓦时，电力用户将降低用电成本约3.4亿元，广西电网电力交易中心开始运作。
由此，广西全区参与直接交易的发电企业已由3家增加到6家，电力用户由1家增加到7家，直接交易电量合计增加到50亿千瓦时以上，占到广西主网售电量的5%左右。广西规定，全区电力用户与发电企业年直接交易电量，原则上不超过电网企业年销售电量的10%。
华中地区
湖南
2009年，原长沙电监办起草了《湖南省电力用户与发电企业直接交易试点办法》。
2013年9月26日，湖南省印发《湖南省电力用户与发电企业直接交易试点工作方案》，并公布了首批试点企业名单，含7家工业大用户和12家发电企业。
2013年9月29日，湖南省经信委组织第一批参加直接交易试点的7家用电企业与8家火力发电企业达成了2013年第四季度直接交易电量，合计15.92亿千瓦时。火力发电企业在火电上网标杆电价基础上降价幅度在3.75-5.35分/千瓦时之间，用电企业减少用电支出超过7000万元。
2013年12月13日，湖南省经信委组织7家用电企业与8家火力发电企业进行了直接交易。最终，中盐湖南株化、株洲冶炼、衡华钢管、蓝思科技、湖南水口山5家用电企业与湘潭、岳阳、株洲、黔东、耒阳、长沙、宝庆、金竹山8家电厂达成了2014年第1季度直接交易意向，电量合计为9.49亿千瓦时。
2014年4月30日，湖南省经信委会同湖南能监办等单位，在长沙组织7家用电企业与12家火力发电企业进行了直接交易协商，达成了2014年第2、3、4季度直接交易意向，共签订直接交易电量合计41.08亿千瓦时，火电企业在火电上网标杆电价基础上降价幅度在1-1.3分/千瓦时之间，平均降价幅度为1.14分/千瓦时，7家用电企业合计将减少用电支出4679万元。
2014年底，湖南能监办正式印发《湖南省电力用户与发电企业集中撮合交易规则(试行)》，启动集中撮合交易，至此，湖南试点形成了直接协商和集中撮合交易两种方式并行的局面。在两种交易方式的总量安排上，以直接协商为主(约占总交易电量的八成)，撮合交易为辅(约占总交易电量的二成)。
2014年11月26日，湖南省经信委发布《湖南省电力用户与发电企业直接交易准入管理暂行办法》，规定参与直接交易的电力用户必须具备用电电压等级在110千伏及以上，年用电量超过1亿千瓦时，其中战略性新兴产业电力用户年用电量超过5000万千瓦时。
2014年12月24日，湖南省经信委公布了2015年电力用户与发电企业直接交易试点拟准入用电企业名单，蓝思科技股份等67家企业进入名单。
2015年4月7日，湖南能监办印发了湖南电力用户与发电企业直接交易合同(示范文本)。
湖北
2008年12月，湖北省正式启动电力双(多)边交易工作，完成53亿千瓦时的大用户与省内发电企业多边交易电量，以及3.5亿千瓦时的大用户与跨省发电企业的双边交易电量。
2009年12月14日，湖北省经信委、物价局、原华中电监局联合印发《湖北省电力用户与发电企业直接交易试点实施意见》。
2010年5月，国家发展改革委、原国家电监会和国家能源局联合下发《关于清理对高耗能企业优惠电价等问题的通知》(发改价格[2010]978号)，要求清理各种形式的优惠电量交易，大部分省市取消了优惠电价，湖北保留了“协议供电”优惠电量，并且扩大了用电企业范围。
2013年，湖北省地方政府组织发电企业对省内部分大工业用户以相对较低的电价供电。2013年共有20家省内发电企业和11家较大型的工业用户参加该项交易，交易电量共计32.4亿千瓦时，协议电价是在省内火电标杆电价基础上下调30元/ 千千瓦时，输电价及线损在现行目录电价下下调30元/ 千千瓦时左右执行，总共对工业用户下调60元/千千瓦时左右。
2014年6月13日，湖北省经信委、发展改革委、物价局、华中能监局联合印发《湖北省电力用户与发电企业直接交易管理暂行办法》，推进电力用户与发电企业直接交易试点工作，试点初期为用电电压等级110千伏及以上、年用电量不小于1亿千瓦时的工业用户。用户支付的终端电价，直接交易以双边交易为主、撮合竞价交易为辅。
2014年12月，湖北省直购电改革破冰。湖北新冶钢等23家电力用户、国电荆门发电等11家发电企业与省电力公司一道，签定了2014年四季度直接交易合同，成交电量16亿千瓦时。发电企业让利5000万元，电力用户节约电费2000多万元。
2014年12月23日，湖北省经信委发布《关于组织开展2015年度电力直接交易工作的通知》，初步拟定湖北省2015年电力直接交易总量控制目标为100亿千瓦时(含协议供电)。
2015年1月23日，湖北省经信委发布2015年电力直接交易公告，确认国电汉川发电公司等14家发电企业和武汉新芯集成电路等44家电力用户进行交易。
河南
早在2009年，河南省就印发了《河南省大用户与发电企业直购电实施方案》。主要采用双方直接协商的形式，也可采取多点对多点的方式，由大用户直购电工作联席会议按照企业自愿申请确定参与直购电试点的大用户和发电企业。
2009年3月，河南省下发《关于我省电解铝电价有关问题的函》，提出用电电压等级110千伏及以上电解铝用户向发电企业进行直购。2009年河南省直购电交易合计192.67亿千瓦时，约占全省直调公用燃煤机组电量的比例为12.34%。
2009年2月，国家发展改革委、原国家电监会和国家能源局联合下发《关于清理优惠电价有关问题的通知》，禁止各种形式的优惠电，河南省继续执行优惠电价政策。
2009年，河南省完成基数上网电量1086.1亿千瓦时，除基数电量外，各类优惠电共280.44亿千瓦时，占直调公用燃煤机组电量(1452.57亿千瓦时)的比例为19.31%，平均价格为311.2元/千千瓦时，相对于省内燃煤机组脱硫标杆电价391.2元/千千瓦时下降了80元/千千瓦时，优惠电费共计22.44亿元。
2010年5月12日，河南省全面取消了直购电量优惠电，直购电暂停。
2014年2月12日，河南能监办、河南发展改革委联合发布《河南省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法》，重新启动大用户直购电。
截至2014年11月底，河南省开展电力用户与发电企业直接交易的企业分别是：新乡宝山电厂和华星制约，华能沁北电厂和豫光金铅，华润首阳山电厂和中硅高科、林丰铝电，华润登封电厂和林丰铝电，累计完成直购电交易电量57.41亿千瓦时。
江西
2013年，江西省组织发电企业与赛维公司开展交易，合计交易电量3.30亿千瓦时，电厂交易平均电价为407.2 元/千千瓦时。
2014年1月9日，江西省能源局印发《江西省2014年度电力用户与发电企业直接交易试点实施方案》，规定2014年电力直接交易试点规模总量(用电量)初步安排20亿千瓦时，电力用户年度交易电量原则上不低于5000万千瓦时，不高于2亿千瓦时且不高于上一年度用电量(不含自发自用电量)的60%;发电企业年度累计交易规模不高于5亿千瓦时，其设备利用小时数(含交易、代发、外送等电量)原则上不高于5600小时。参与直接交易的发电企业，可与多个电力用户进行交易;电力用户只能与一家发电企业进行直接交易。
2014年11月28日，江西省发展改革委印发《电力用户与发电企业直接交易办法(试行)》，参与直接交易的发电企业机组年度发电利用小时数原则上不超过5600 小时，单个电力用户交易电量暂定不超过5 亿千瓦时;电力用户与发电企业依据年度实施方案进行存量或增量交易。并探索投产3 年以上的电力用户与发电企业进行增量交易，探索用电量在5 亿千瓦时以内的电力用户与发电企业进行全电量交易。
2015年2月，江西省能源局公示了2015年电力直接交易资格名单，有11家发电企业和26家用电企业入围，2015年江西省电力直接交易的规模初定为25亿千瓦时。
西南地区
四川
四川是全国较早进行直购电试点的省份之一，2000年，二滩电站为了解决供需不平衡，出资修建了川投黄磷厂，并自己建设一座500千伏变电站进行直购电。四川省大用户直购电开始起步。
为了落实节能减排，限制高能耗低附加值产业发展规模，2007年10月，国家发展改革委取消了在湖北、四川等省市的直购电试点。
2008年7月，四川省经信委制定《四川省电力用户向发电企业直接购电试点办法》，明确表示给予省内的多(单)晶硅、钒钛、电解铝及深加工、氯碱等高耗能企业在一定程度上的电价优惠。
2008年9月，四川省经信委下发《关于落实直购电试点工作的通知》，明确当年直购电总量为91.55千瓦时，其最低限价为上网电价的50%。参加直购电试点的发电企业共78家。
2009年，四川省共有100个电厂、94个电力大用户参与交易，完成直购电交易电量155.9亿千瓦时。
2009年，四川省依据《国务院关于支持汶川灾后恢复重建政策措施的意见》(国发[2008]21号文)制订了直接购电试点办法、2009年直购电试点实施方案，在市场准入、输电费标准、余缺电量调剂、合同管理等方面与原国家电监会等三部门出台的《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)存在差异。四川省直购电交易规模相对较大、参与交易主体较多，但无与之相适应的直购电交易规则，导致直购电交易中出现限量及限量额度多次调整、限价及价外合同、合同执行率差异偏大、合同签订与备案滞后等情况和问题，全年优惠电费约10.14亿元。
2010年中，四川直购电试点政策暂停，交易电量大幅减少，全年共有93个电厂、89个电力大用户参与直购电交易，完成直购电交易电量91.04亿千瓦时，发电企业与大用户交易最高价格372元/千千瓦时、最低电价100元/千千瓦时，灾区、非灾区输电价格分别执行161.2元/千千瓦时、185.2元/千千瓦时。
2000年至2010年，四川共实施直购电量837亿千瓦时。
2013年8月12日，四川省政府第20次常务会议审议通过《四川省2013年度电力用户向发电企业直接购电试点实施方案》，确定24家电力用户和42家发电企业参与直接交易试点，直购电量总规模按90亿千瓦时进行调控。
2014年7月，四川能监办印发《四川省2014年直购电挂牌交易细则》，推动丰水期直购电交易。将2013年6-9月直购电量51.4亿千瓦时，以水电、火电电量7:3的比例，按照装机容量平均分配到符合市场准入条件的水电和火电机组，直接匹配到发电企业和用户企业;2013年10-12月直购电量38.6亿千瓦时。
2015年2月15日，四川省经信委、发展改革委、能源局、四川能监办联合下发《关于2015直购电试点工作有关事项的通知》(川经信电力[2015]29号)，指出2015年度四川直购电用户合计51户，总直购电量合计220亿千瓦时。
2015年4月18日，四川省政府发布《关于加强和改进投资促进工作》的通知，指出降低重点引进项目用电用气等方面成本，有序推进符合条件的重点产业园区实施直购电试点。
四川省政府认为，四川是水电大省，每年丰水期都有大量富余电力需要消纳，实施直购电后，有助于减少弃水和提高用电量。同时，2008年汶川地震和2013年芦山地震发生后，灾后重建需要大量钢铁、水泥等物资，实施直购电可以平抑物价、保障物资供应。
云南
2010年，云南省下发了《云南省电力用户与发电企业直接交易试点工作指导意见的通知》，但交易无实质性进展。
2014年4月，国家发展改革委批复了云南省电力用户和发电企业直接交易试点的输配电价，电网输配电价实行两部制电价，基本电价执行云南电网现行销售电价表中的大工业用电的基本电价标准;电量电价为每千瓦时0.125元人民币(下同)，其中110千伏电量电价为每千瓦时0.105元，220千伏电量电价为0.086元。
2014年5月13日，经过云南云铝润鑫、涌鑫铝业、华能澜沧江水电、云南电网多次磋商，直接交易合同签订完成，交易电量84.6亿千瓦时，占全社会用电量的5.78%，占省内工业用电量的7.51%。直接交易价格为枯期0.2952元/千瓦时、平水期0.246元/千瓦时、丰水期0.2017元/千瓦时。
2014年6月17日，为促进富余水电消纳，云南省工信委印发《2014年汛期富余水电市场化消纳工作方案》，指出，198家月生产用电量超过500万千瓦时的电解铝、黄磷、铁合金、工业硅、钢铁、水泥等行业重点工业企业可以向2004年后投产、单机容量10万千瓦及以上的水电厂直接购电，具体是小湾、糯扎渡、功果桥、金安桥、阿海、龙开口、鲁地拉、大盈江四级、戈兰滩等9家电厂和大朝山电厂。市场模式采用双边协商或集中撮合方式。同时，已经实施了“电石联动”、“硅电联动”、“大用户直购电”等政策的电力用户不纳入本次交易。
2014年12月22日，云南省工信委下发《2015年云南电力市场化工作方案》、《2015年云南电力市场化交易实施细则》和《2015年云南电力市场交易电厂基数电量方案》三个文件。指出，2015年云南电力市场交易采用集中撮合交易、发电权交易、挂牌交易、直接交易4种交易模式。云铝以2014年基数电量作为2015年基数电量，其他电解铝用户基数电量按云铝2014年基数电量占其全年电量比重进行确定。电量规模约300亿千瓦时。
2015年4月23日，云南省工信委下发《2015年云南电力市场化交易结算细则》。
截至2015年7月，云南已建成了“三个主体，一个中心，三个市场，四种模式”的“3134”云南电力市场化交易模式，即售电、购电、输电3个主体，交易在云南电力交易中心进行，分省内市场、省外增量市场、清洁能源市场3个电力交易市场，可通过直接交易、集中竞价交易、挂牌交易、发电权交易4种交易模式操作。
贵州
2009年贵州就开始推行直购电交易，为本地电解铝产业寻找出路。
2012年1月，国务院出台《关于进一步促进贵州经济社会又好又快发展的若干意见》，提出在贵州率先开展全国电力价格改革试点，探索发电企业与电力用户直接交易方式方法。
2013年贵州省发展改革委、能源局出台了电力用户与发电企业直接交易实施意见，正式建立直购电交易机制。2013年8月正式开始实施，首月，3家大用户与电厂进行了直购电直接交易，交易电量总计1513.72万千瓦时，占三家用户当月用电量的61%，为用户减少电费支出65.7万元。
2014年8月6日，贵州能监办、发展改革委、经信委、能源局印发了《贵州省电力用户与发电企业直接交易及监管规则(试行)》，规定直接交易以协商合约交易为主，集中撮合交易为辅。
2015年5月12日，贵州省经信委发布《关于开展2015年第一次电力集中竞价交易的通知》和《关于印发2015年电力集中竞价交易实施方案的通知》，规定售电主体为30万千瓦及以上火电机组，购电主体要满足年用电量3000万千瓦时以上，交易双方采取集中竞价的方式进行交易，第一次集中竞价交易时段为6~9月，第二次集中竞价交易时段为10~12月。交易报价采用价差申报方式，电力用户申报与现行目录电价中电度电价的价差，发电企业申报与上网电价的价差。
2015年5月29日，贵州省经信委印发《贵州省2015年电力集中竞价交易规则》，规定集中竞价交易通过技术支持系统或现场报价，按照价格优先原则确定成交。现场报价采取交易主体在规定时间内提交密封的集中竞价意向书后，在贵州电力市场化交易领导小组监督下，由贵州电力交易中心组织发电企业现场统一对集中竞价意向书开封和唱价。
2015年6月2日，贵州省经信委公布了2015年6月电力集中竞价交易成交企业名单，共有13家发电企业和144家用电企业申请参加电力集中竞价交易，预成交交易电量2.84亿千瓦时，竞价交易价差均价每千瓦时下浮4.85分，涉及3户发电企业和92户用电企业。
2015年6月5日，国家发展改革委同意将贵州省列入输配电价改革试点范围，按“准许成本加合理收益”原则核定电网企业准许收入和输配电价，并要求贵州省2015年7月底前上报输配电价改革试点方案，于2015年10月15日前上报输配电价测算方案。
2015年6月26日，贵州省经信委公布了2015年7-9月电力集中竞价交易成交企业名单，共有13家发电企业和144家用电企业申请参加电力集中竞价交易，预成交交易电量11.82亿千瓦时，竞价交易价差均价每千瓦时下浮5.57分，涉及6家发电企业和102家用电企业。
2015年7月3日，贵州省经信委发布《关于开展2015年第一次电力用户挂牌交易的通知》，宣布在2015年开展电力年度直接交易和集中竞价交易基础上，引入挂牌交易模式，开展2015年第一次电力用户挂牌交易。7月8日，14家电力用户进行了挂牌申报。
重庆
2010年上半年，重庆电力用户与发电企业直接交易试点工作启动。2010年4月，重庆大全新能源率先与重庆市电力公司、华能重庆珞璜电厂、重庆白鹤电力、合川电厂、国电恒泰电厂签订了直接交易合同。
2010年6月，原国家电监会批准重庆市试点直购电输配电价改革，交易试点的电价(不含线损)为113 元/千千瓦时，其中110 千伏和220 千伏用户各为91元/千千瓦时和70元/千千瓦时，线损为23.68 元/千千瓦时。
2015年6月17日，重庆市印发《重庆市电力用户与发电企业直接交易试点方案》，2015年试点年度交易电量规模暂定20亿千瓦时左右，今后根据情况逐步增加试点年度交易电量。
2015年6月29日，重庆市经信委印发《重庆市电力用户与发电企业直接交易规则(试行)》，用户用电电压等级原则在110千伏及以上、且年用电量3000万千瓦时及以上工业企业(其中高新技术企业年用电量可放宽至1000万千瓦时及以上)。发电企业需满足单机容量30万千瓦及以上、符合国家环保要求、具有脱硫、脱硝、除尘等环保设施并正常投运等标准。水电企业和国家统一分配电量的跨省(区)供电项目暂不参加试点。单个电力用户的年度交易电量原则上不超过全市年度直接交易电量的25%。直接交易可采取双边协商交易或集中交易。
（本文资料来源于深度能源观察微信）
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