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

  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。

  随着用电逐步放开，考虑电网安全运行约束，相应放开特殊的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，主要是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。随市场机制的逐渐完备，以热定电电量、调峰调频电量优先发电进入市场交易。

  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。

  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。

  （二）预测省内市场交易电量需求。根据符合准入条件并注册的电力客户的真实需求，预测省内市场化交易电量需求。

  （三）确定基数电量指导计划规模。根据省内电量需求预测、西电东送国家计划、省级政府协议电量以及省内市场交易电力用户电量需求预测确定基数电量指导计划规模。基数电量指导计划包括优先发电，确保基数电量指导计划规模不小于优先发电的电量下限。

  基数电量指导计划规模=省内电量需求预测－西电东送国家计划、省级政府协议电量－省内市场交易电量需求预测。

  （四）安排优先发电。规划内的风能、太阳能、生物质能等可再次生产的能源发电按保障性利用小时数优先安排；充分安排保障电网调峰调频和安全运行需要的电量；采暖期适当考虑热电联产机组供热需求安排电量；兼顾资源条件、系统要，合理的安排水电发电；兼顾调峰需要，合理的安排核电发电；合理的安排余热、余压、余气等资源综合利用机组发电。

  （五）安排基数电量指导计划。考虑优先发电计划、年度检修计划等因素，按照现行的节能发电调度规则，安排基数电量指导计划。基数电量指导计划执行政府定价。

  （六）组织年度双边协商交易。组织合乎条件的电力用户和发电企业，通过双边协商方式确定交易电量和交易价格，年度双边协商交易结果须满足电网安全约束，要尽可能确保用户用电负荷特性不得恶化，避免加大电网调峰压力，不得影响低谷电力平衡和保障供热需要，尽可能避免非理性竞争，保障可持续发展。

  年度双边协商交易需坚持节能低碳原则，其中燃煤机组根据煤耗水平确定机组可参与交易的小时数限额，计算公式为：

  燃煤发电企业可参与年度双边协商交易的小时数上限＝年度平均双边协商交易小时数×[k0－k1×（发电企业发电煤耗－全省平均发电煤耗）/全省平均发电煤耗]其中，k0、k1由广东电力交易中心市场管理委员会提出建议，省政府有关部门会同能源监督管理的机构发布；全省双边协商交易平均小时数根据全年双边协商交易电量、参与双边协商的机组容量测算得来，根据机组可参与交易的小时数限额即可测算得出对应的电量限额。按此实施，若机组的煤耗等于全省平均煤耗，则最大可参与双边协商交易的小时数为全省双边协商基准小时数；若机组的煤耗低于全省平均煤耗，则最大可参与双边协商交易的小时数上浮一定幅度，反之下浮一定幅度，以引导不同煤耗机组在双边协商交易环节落实节能低碳要求。

  （七）组织集中竞争交易。组织合乎条件的电力用户和发电企业，通过集中竞争方式确定交易电量和交易价格，交易结果须满足电网安全约束。通过动态调整集中竞争交易电量规模，保障供需平衡。

  现货市场建立前，每月组织月度集中竞争交易，集中竞争交易中需体现节能低碳原则，燃煤机组根据煤耗水平确定机组可参与月度交易的小时数限额，计算公式为：

  燃煤发电企业月度交易小时数上限＝月度市场交易平均小时数×[k0－k1×（发电企业发电煤耗－全省平均发电煤耗）/全省平均发电煤耗]

  其中，月度市场交易平均小时数根据月度市场交易电量、参与集中竞争的机组容量测算得来，根据机组可参与交易的小时数限额即可测算得出对应的电量限额。

  （八）实施替代发电。基数电量指导计划、年度双边协商交易合同确定后，在满足调峰调频和系统安全要求、满足可再次生产的能源保障性收购要求的条件下，可组织发电企业通过集中竞争方式按照节能低碳原则实施替代发电。对于年度节能发电调度组合方案中排序靠后的煤电机组，按照保障电厂基本运转的原则安排基数电量指导计划，同时推进实施替代发电，鼓励这部分机组的基数指导计划电量、双边协商交易电量转由节能环保指标优的大机组代发。

  （九）优化机组组合。在保障电网安全的前提下，优化机组运行方式，减少机组启停频次，提高机组运行负荷率，降低燃煤消耗，减少污染物排放，落实节能低碳发电调度要求。

  （十）保障供需平衡。推进建立市场化的电力电量平衡机制，固定基数指导计划电量并优先结算，实际用电、发电与预测的偏差进行一定的偏差结算。随着电力市场的成熟，逐步放开发用电指导计划，除纳入规划的可再次生产的能源发电、国家计划和政府间框架协议内的西电、保障优先购电的基数电量外，其余发电量放开进入市场。建立完善的现货市场交易机制，以市场化的方式实现电力资源的优化配置，促进可再次生产的能源和西部水电消纳，推进节能低碳电力调度。

  （一）工作机制。全省节能低碳调度和发用电管理改革工作在广东省深化电力体制改革部门间联席会议统筹指导下推进，省发展改革委为改革方案实施牵头部门，及时组织协调相关问题并向国家主管部门和省政府报告相关情况。各部门、各单位要加强配合沟通，及时协调解决改革进程中遇到的重大问题。

  （二）责任分工。省发展改革委负责牵头制订年度发电组合方案和制订修改完善改革相关规则。省经济与信息化委负责牵头组织市场交易组织工作，确保市场建设与发用电管理改革有效衔接。南方能源监管局负责牵头发用电计划执行的监管工作。省环境保护厅负责做好发电厂环保排放在线监测系统与电力调度系统的联网运行，加强信息公开和监督

  电力调度机构负责开展安全校核，在保障电网安全运作和电力有序供应的前提下形成调度计划并执行，负责实时平衡和系统安全。电力交易机构负责市场交易实施工作。各发电企

  （三）加强支撑体系建设。省发展改革委牵头会同省经济与信息化委、国家能源局南方监管局、电力调度和交易机构建立评估调整机制和公开机制，规范规则修订和指标调整流程，加强对市场主体的信息公开。电力调度机构和交易机构推进智能化电力调度系统和交易买卖平台建设，确保调度交易有效衔接，组织推进能耗、供热、污染物排放、碳排放等指标在线

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