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一是充分预留发电空间。按照优先发电序位安排年度发电指导计划；适当增加贫困地区、革命老区机组发电量；适当增加实施碳捕集（CCUS）示范项目发电量。
二是加强西电消纳。西电东送中国家计划、省级政府协议明确的送电量优先消纳，并优先安排输电通道。
三是统一预测出力。调度机构统一负责调度范围内风电、太阳能发电出力预测，可再生能源发电企业应加强出力预测工作，将预测结果报相应调度机构。
四是全网统一协调。充分利用水电预报调度成果，科学安排机组组合，充分挖掘系统调峰潜力，合理调整旋转备用容量，在保证电网安全运行的前提下，促进清洁能源优先上网，保障电力电量平衡。面临弃水弃风弃光情况时，及时预告有关情况，及时公开相关调度和机组运行信息。
五是组织实施替代。逐步开展优先发电权交易，实现优先发电权的替代、置换、流通等。
六是鼓励调峰服务。修订火电运行技术规范，提高调峰灵活性，为消纳可再生能源腾出调峰空间，鼓励开展不同类型的调峰辅助服务交易。
四、分步骤有序放开发用电计划
（一）分阶段逐步放开用户购电。
在市场建设过程中，按用户用电量和电压等级分阶段逐步放开用户参与市场交易的电量比例。
第一阶段：放开的大用户包括：1.年用电量在800万千瓦时及以上，且属于省级大型骨
干工业或位于省产业转移工业园内的企业。
2.年用电量在8000万千瓦时及以上的其他大型工业企业。
3,年用电量在5000万千瓦时及以上的商业电力大用户。
放开的一般用户包括：年用电量在800万千瓦时以下，且位于省产业转移工业园内的企业。
第二阶段：放开110千伏、35千伏及以上电压等级工商业用户，及部分10千伏及以上电压等级工商业用户参与。
第三阶段：放开10千伏及以上电压等级用户，允许部分优先购电的企业和用户自愿进入市场。
（二）分阶段逐步放开发电管理。
随着用电逐步放开，综合考虑电网安全运行约束，相应放开一定比例的发电容量参与市场化交易。初期，保留各类优先发电，放开煤机优先发电之外的电力电量进入市场。具备条件时，尽快放开各类优先发电进入电力市场。
第一阶段：稳步推进煤机市场交易规模扩大。煤机中优先发电之外的发电量指导计划逐步放开，开展市场化交易。
热电联产机组“以热定电”电量逐步放开进入市场，在基数指导计划电量中适当考虑机组供热需求，主要通过市场交易获得保证供热的所需电量。
第二阶段：核电、气电、水电等机组发电量指导计划逐步放开，进入市场交易。随着市场机制的不断完善，以热定电电量、调峰调频电量优先发电进入市场交易。
（三）逐步放开跨省跨区送受电。
第一阶段：国家计划、省级政府协议明确的西电东送电量优先消纳，计划外电量按市场规则参与竞争。
第二阶段：逐步减少国家计划、省级政府协议电量，增加市场竞争电量份额。
五、保障电力电量平衡
积极推进中长期电力市场建设，坚持节能低碳发电调度和公开、公平、公正原则，参照以下步骤做好电力电量平衡工作。
（一）预测供需平衡。每年年底，预测次年全省电力供需平衡情况，预测总发用电量，根据西电东送国家计划、省级政府协议电量，测算省内机组平均发电利用小时数。点对网方式送电我省的发电机组视同省内机组。
