简政放权引来爆发
2010-2013全国大用户直购电交易进入低谷期。
2010年全国大用户直接交易电量仅为80.4亿千瓦时，占全社会用电量的0.2%左右。其中吉林、广东、安徽、辽宁、福建分别为5.3亿千瓦时、1.8亿千瓦时、36.7亿千瓦时、14.3亿千瓦时、22.3亿千瓦时。内蒙古电力多边交易电量100.2亿千瓦时。
2011年全国已有辽宁、吉林、安徽、福建、广东5个省份的电力直接交易试点工作正式获得批复实施，当年全国大用户直接交易电量共完成81.94亿千瓦时。其中辽宁抚顺铝厂向华能伊敏电厂直接购电，完成交易电量31.81亿千瓦时;吉林炭素向吉林龙华热电厂直接购电，完成交易电量4.91亿千瓦时;安徽省铜陵有色金属集团控股有限公司向国投宣城发电有限责任公司直接购电，完成交易电量14.39亿千瓦时;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;广东省2011年台山市大用户直购电完成交易电量2.06亿千瓦时。
2011.7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购电试点，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。
2013.5大用户直购电迎来有史以来最大的转机：国务院办公厅公布《国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》，决定取消“电力用户向发电企业直接购电试点”行政审批。
2013-2014全国大用户直购电试点省份从个位数迅速增长到24个，除北京、天津、河北、海南、西藏、青海等受电力基础设施等限制，不适合试点外，其他所有省份均进行了试点，大用户直购电席卷全国。
2013.5国家能源局宣布一批涉及能源领域的行政审批事项被取消或下放，其中包括“电力用户向发电企业直接购电试点”。
例如，
山东省2014年全年安排交易电量100亿千瓦时，2015年上半年迅速增长到150亿千瓦时;
安徽省安排2015年交易电量198亿千瓦时;
广东省安排2015年交易电量227亿千瓦时;
山西省安排2015年交易电量180亿千瓦时;
蒙西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;
四川省安排2015年交易电量220亿千瓦时;
云南省安排2015年交易电量300亿千瓦时。
2014.1.28国家能源局印发的《2014年市场监管工作要点》明确指出，全面推进电力用户与发电企业直接交易，进一步完善电力用户与发电企业直接交易的准入、交易等制度，扩大交易范围和规模，力争全国大部分省份开展直接交易，交易电量不低于全社会用电量的3%，并选择部分省份进行深度试点。
已经开展试点的省份，几乎已经全部公布了各自的试点方案、交易规则等规范性文件，在交易电量的设计上，从2%到10%不等，其中以2%的居多。在交易模式上，大部分采用双边协商交易、集中撮合交易等模式，部分省份尝试了交易市场在线集中竞价交易、挂牌交易等模式。
为推进电力用户和发电企业直接交易并加强后续监管，规范直接交易行为。
2013.07国家能源局下发了《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，提出以省为单位统筹安排电力直接交易工作。
2013.10国家能源局、工信部下发了《关于规范电力用户与发电企业直接交易的通知》，指出部分省(区)以电力用户与发电企业直接交易为名，利用行政手段，强制指定交易对象、交易电量和交易价格，违背市场原则。要求各省科学制定工作方案和交易规则，在平等自愿的基础上开展电力直接交易，电力用户与发电企业直接交易的工作方案、交易规则、输配电价以及参与的标准、企业名单应予公布，不得通过行政手段指定直接交易的对象、电量和电价，不得指定交易的降价优惠幅度。
地方试点的创新
在试点用户的选择上，大部分省份规定参与试点的大用户电价级别要在110千伏以上，有的放宽至35千伏、10千伏以上，特别是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。
例如，
山东省要求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110千伏以上。
四川省政府则明确表态有序推进符合条件的重点产业园区实施直购电试点。
此外，用户的交易电量规模一般也会有所限制。
比如，
福建省对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%。
浙江省规定参与试点的发电企业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%。
大部分省份要求参与交易试点的机组必须为火电机组，单机容量规模一般在30万千瓦及以上，交易电量有些也受到限制。比如，江西省要求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，发电企业可与多个电力用户进行交易，但电力用户只能与一家发电企业进行直接交易。
也有部分省份试点了新能源发电参与直接交易。比如，内蒙古将风电、光伏发电等纳入内蒙古电力多边交易市场，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%。
在电量的计划安排上，一些省份将交易电量纳入了年度计划电量，但大部分省份采取增量交易的方式。比如，山东省电力直接交易电量就不计入计划内电量。江西省甚至探索用电量在5亿千瓦时以内的电力用户与发电企业进行全电量交易。
在交易规则的安排上，双边协商直接交易占据主流，利用在线平台集中竞价交易被各地视为未来发展方向。
安徽省试点了自由协商交易和集中撮合交易两种交易模式，交易次数为每年两次。
湖南省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8成)，撮合交易为辅(约占总交易电量的2成)。
云南省的交易方式最为丰富，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。
在输配电价核定上，部分省份获得了国家发展改革委的输配电价批复，一些没有获得批复的省份采取了诸如价格传导、参照电网前几年平均线损等方式来确定电价。
比如，陕西省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。黑龙江省物价局则参照近两年电网实际损耗率来确定输配电价。
从2013年下半年至今，试点的各个省份陆续出台了试点的办法、规则等规范性文件，并且有些规则在试点过程中进行了修订，以使其更加规范化和适合交易实际。以地方为主力的大用户直购电试点，虽然每省各有特色，但为建立全国统一的市场交易模式进行了探索、积累了经验。
