2.一公示。省级政府电力管理部门在收到市场主体申请表及其相关资料后的15个工作日内通过政府网站予以公示。公示期一般为5个工作日。在公示期满后，将无异议的市场主体在5个工作日内纳入年度公布的市场主体目录，并实行动态管理。
3.一注册。列入目录的市场主体向电力交易机构提交入市交易注册申请。电力交易机构收到市场主体入市交易注册申请后，应在10个工作日内完成正式注册，与市场主体签订入市协议和交易平台使用协议，办理交易平台使用账号和数字证书，并进行相关专业培训。
4.两备案。注册完成的市场主体，需同时在省级政府电力管理部门和省政府授权的电力监管部门备案。
（四）市场主体退出。
1.强制退出。市场主体违反国家有关法律法规的、严重违反交易规则和破产倒闭的需强制退出市场，列入黑名单，不得再进入市场。
2.取消注册。退出市场主体名单，经省政府授权的电力监管部门审核确认后，交易机构取消注册，向社会公示。
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。
