根据2017年新疆电网发电量预期调控目标，现就2017年下半年电力用户与发电企业直接交易有关事项通知如下：
一、交易规模
2017年第二批电力直接交易电量规模为80亿千瓦时，其中：双边交易40亿千瓦时、集中竞价交易40亿千瓦时。在双边交易中，火电32亿千瓦时、新能源8亿千瓦时；在集中竞价交易中，火电36亿千瓦时、新能源4亿千瓦时。
二、交易范围及时段
（二）电力用户应符合国家和自治区产业政策、环保达标排放、响应电力需求侧管理、电压等级为10千伏及以上、年用电量500万千瓦时及以上等条件。
交易时段：2017年7月1日至2017年12月31日
三、电量调控原则
电力用户交易电量不超过申报电量，成交电量按交易规模等比例调整；集中竞价交易火电企业申报电量不超过400小时；在双边交易中，火电企业申报电量不超过700小时，2017年新投运火电机组申报电量不超过1000小时，集团公司可在调控电量范围内调整所属火电企业交易电量，火电企业可自行选择新能源企业打捆交易。
双边交易火电企业按合同电量的80%执行，新能源企业按合同电量的20%执行；集中竞价交易火电企业按合同电量的90%执行，新能源企业按合同电量的10%执行。
四、交易方式
（一）双边交易。大用户（2016年用电量在1亿千瓦时及以上电力用户）、售电公司与发电企业自行协商确定交易价格，其中新能源价格不低于0.02元/千瓦时。
（二）集中竞价交易
集中竞价交易采取“边际电价法”，其中新能源企业采取定价挂牌交易模式。
报价区间：以0.25元/千瓦时为基准，上下浮动30%，报价区间控制在0.175至0.325元之间；新能源挂牌交易价格为0.05元/千瓦时。
（三）售电公司参与方式
售电公司可代理中小用户参与集中竞价交易，也可代理大用户参与双边交易，单个售电公司申报代理电量不超过3亿千瓦时，售电公司成交电量不得在代理用户中进行二次分配。
五、交易结算
（一）北疆、东疆地区按照“价差法”执行：即发电企业让利后，价差全部传导电力用户，容量电费维持原标准不变；南疆五地州按照“输配电价法”执行，即用户侧成交电价为：发电企业让利后上网电价+国家发改委批复输配电价+网损折价+政府基金附加组成：输配电价按《国家发展改革委办公厅核定新疆自治区电力用户与发电企业直接交易输配电价的批复》（发改办价格〔2014〕1782号）标准执行，损耗率按国家发改委核定线损电价0.015元/千瓦时执行，政府性基金及附加按照国家最新标准执行。
（二）交易电量执行平段电价（不执行峰平谷电价），力率电费计算和执行不变。
（三）电网企业与电力用户、发电企业结算关系不变。电网企业与售电公司结算按照成交价格与发电企业结算，按照代理价格与用户结算，差额部分与售电公司结算。
六、直接交易偏差违约电量处理
每月20日前容许用电企业对下月用电计划进行一次修正申请，售电公司代理用户由售电公司统一提出申请，同时相应调整发电侧发电计划。
2017年上半年交易未执行电量，滚动计入下半年执行，优先结算，并与下半年交易电量统筹清算，违约电量按交易规则承担违约责任。
售电公司代理用户按照每户分别计算违约电量，违约责任由售电公司承担，售电公司与所代理用户违约条款由售电公司与其代理用户自行协商和收缴。
请按《新疆电力用户与发电企业直接交易实施细则》组织好2017年第二批电力用户与发电企业直接交易试点工作，年内根据履约情况确定用电侧合同转让事宜，交易结果报我委备案。