三、其他发电机组均可参与市场交易。各地测算确定基准小时数时，应充分预留优先发电的空间，实施过程中，可按照煤电、气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电及光伏的先后次序，有序放开发用电技术，优先发电机组参与电力直接交易时，各地应制定措施保障落实。具备条件时，调峰调频电量、供热发电、核电、余热余压余气发电等优先发电尽可能进入电力市场。
四、引导电力用户参与市场交易。各地要加快放开电力用户参与市场交易，放开规模应与发电机组放开容量相匹配。具备条件的地区可扩大电力用户放开范围，不受电压等级限制，中小用户无法参与电力直接交易的，可由售电公司代理参与电力直接交易。积极培养售电市场主体，售电公司可视同大用户与发电企业开展电力直接交易。要加强对电力用户参与市场意识的培育，大力发展电能服务商，帮助用户了解用电曲线，提高市场化意识。争取在两年内，实现110千伏以上大用户在参加电力直接交易时提供与及用电曲线，对未纳入优先购电的电力用户，电力直接交易合同之外的用电量由电网企业按照政府定价保底供应，保底价格应高于市场平均价格。电网企业应参考上网标杆电价与发电企业签订购电协议承担保底供应。
五、适时取消相关目录电价。结合电力直接交易用户的放开，适时取消相应类别用户目录电价。220千伏电力用户已全部参与直接交易的地区，应尽快取消220千伏用电目录电价，110千伏用户已全部参与的，应尽快取消110千伏目录电价，即相应用户必须直接参与市场或通过售电公司购电。逐步取消部分上网电量的政府定价。除优先购电、优先发电对应的电量外，发电企业其他上网电量价格主要由用户、售电主体与发电企业通过自主协商、市场竞价等方式确定。在电力市场体系比较健全的前提下，全部放开上网电价和销售电价。
六、不再安排新投产机组发电计划。对2017年3月15日后投产的煤电机组，各地除对优先购电对应电量安排计划外，不再安排其他发电计划。新投产煤电机组通过市场交易获得的发电量，不再执行上网标杆电价。鼓励新投产煤电机组自愿认定为可再生能源调峰机组。新投产水电、核电等机组也应积极参与电力市场交易，尽快实现以市场交易为主。
七、推动新增用户进入市场。新增大工业用户原则上应通过签订电力直接交易合同保障供电，鼓励其他新增用户参与电力直接交易，鼓励与用户、售电公司签订中长期。
八、放开跨省跨区送受煤电计划。配套电源为煤电，但采取点对网或类似点对网方式送（分）电的跨省跨区送受电，视同受电地区发电机组，参与电力电量平衡，根据受电地区煤电机组发用电计划放开情况同步推进市场化。没有明确配套电源，且主要输送煤电的跨省跨区送受电，不再保留现有的电力电量或分电比例，通过市场化方式调整。初期，可基于历史均值，放开电量比例控制在一定范围内，逐步过渡到全部由各方自行协调确定，鼓励签订中长期合同。
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