（二）市场主体。购电主体为经山东省政府确认的电力用户。售电主体为银东直流3个配套电源企业；宁夏、青海、甘肃、陕西的煤电企业和风电、太阳能发电企业。为减少不对称竞争，煤耗高、污染排放高、装机容量小的煤电企业暂不允许参与，特别困难的甘肃省可适当考虑扩大范围；输电方为国家电网公司及相关电网企业；交易平台为北京交易中心。
市场主体的选择必须符合电力体制改革文件要求，按照“一承诺、一公示、一注册、两备案”要求开展信用建设。随着改革的进展，符合条件的售电公司也可参与，发电企业也可通过第三方代理参与。
（三）交易方式。双边协商和集中竞价方式按照配套文件要求开展。鼓励市场主体通过交易平台对交易方式进行探索，交易曲线尽量匹配，减少合同偏差。
（四）交易关口。发电企业交易关口为发电企业上网侧；西北外送交易关口为银东直流银川东换流站换流变交流侧；山东省交易关口为银东直流胶东换流站换流变交流侧；电力用户交易关口为用户下网侧。
（五）输配电价。山东省电力用户与西北地区发电企业直接交易的输配电价，应包括宁东直流输电价格和山东省电网输配电价。有关输配电价标准按我委规定执行。
（六）偏差电量处理。市场主体要尽量减少偏差电量的发生。出现的偏差电量，如发生在交易执行前，合同可以转让；如发生在交易执行后，偏差在允许范围内可月度调整，超出允许范围，年度进行考核。
四、其他事宜
（一）跨省区用户与发电企业直接交易，涉及面广，利益调整复杂，是对跨省区送受电机制改革的大胆尝试。陕西、甘肃、青海、宁夏、山东省政府有关部门，国家电网公司和有关发电企业应高度重视，精心组织，密切配合，共同推进。在推进过程中发现的情况和问题，请及时沟通，向我委反映。
（二）银东直流放开100-120亿千瓦时电量直接交易，可一次组织，也可分批次组织。分批次组织时，可接续调整安排，尽量实现年度总规模目标。银东直流其他电量按照已有规定执行。
（三）其他跨省区直流输电线路具备条件时，也可参考执行。
（四）国家能源局尽快组织制定电力市场规则和市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场及区域交易机构实施监管。国家能源局派出机构和地方政府管理部门根据职能依法履行电力监管职责。