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　　新一轮电力体制改革开展以来，大量售电公司如雨后春笋般涌现出来。然而，在市场尚未全部放开的情况下，中小独立售电公司既没有电源又没有客户，在竞争中处于劣势。专家认为，未来售电公司应定位于用电需求侧多元化能源服务商，售电与用电服务融合发展将是未来售电公司的经营之道。
　　&注册公司近万家，有实质业务的不足1%。&
　　近日，有媒体报道称，新电改开启以来，虽然售电公司如雨后春笋般不断成立，但是其中占据绝大多数的独立售电公司，由于不具备足够的竞争力，将面临被市场淘汰的命运。对此，业内人士认为，在市场尚未全面市场化的情况下，中小独立售电公司几无可能与背靠电网、发电企业或用户资源的售电公司竞争。
　　万亿售电市场待&开垦&
　　2015年初，国务院下发《关于进一步深化体制改革的若干意见》，拉开了新一轮电力体制改革大幕。其中，有序向社会资本放开配售电业务成为此轮新电改的重点内容。
　　2015年底，国家发展改革委和国家能源局发布《关于推进售电侧改革的实施意见》，明确公司、发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司，甚至个人也可以投资成立售电公司，只要符合售电公司准入条件即可。这大大降低了售电公司的准入门槛。
　　与此同时，售电市场规模巨大，具备足够的吸引力。国家能源局数据显示，2016年我国全社会用电量为59198亿千瓦时，根据售电市场全国平均销售电价0.492元/千瓦时测算，全国售电市场容量为2.91万亿元。另据《电力发展&十三五&规划》预期，2020年全社会用电量6.8万亿千瓦时至7.2万亿千瓦时，年均增长3.6%至4.8%，这意味着售电市场容量还有巨大的增长空间。
　　相关文件发布后，在政策和市场的双重利好下，售电公司如雨后春笋般涌现，为电力交易市场带来了一片生机。&广东是全国首个允许售电公司参与竞争交易的省份，这是售电领域供给侧结构性改革的重要探索。&南方电网公司副总经理杨晋柏说，售电公司参与交易，让市场主体迅速增加，市场规模持续快速增长。
　　公开资料显示，目前全国注册售电公司有近8000家，在电力交易中心公示的有1000多家，国电电力、科陆电子、比亚迪、漳泽电力等超过20家上市公司进入售电市场。
　　广东省作为全国首个允许售电公司参与竞争交易的省份，在相对完备的市场规则框架及售电公司积极参与下，其电力市场发展迅猛。广东电力交易中心8月发布的《广东电力市场2017年半年报告》显示，截至2017年6月底，广东电力市场准入售电公司332家，同比增长118%;售电公司获利6.21亿元，盈利售电公司个数占比不断提高。
　　多数公司仍在观望中
　　相对于广东电力市场的蒸蒸日上，全国大多数区域的售电公司日子并不好过。&在市场没有全部放开的情况下，交易风险太大，很难盈利，不如先观望观望。&河北一家独立售电公司负责人告诉《经济日报》记者，当初十分看好售电市场，一口气注册了2家售电公司，可是一年多过去了，一笔业务也没做。
　　像这样零业务的售电公司不在少数。据业内人士估计，产生业务的售电公司实际上很可能不足1%。根据《关于推进售电侧改革的实施意见》，售电公司分为三类：包括电网企业的售电公司;社会资本投资增量配电网并拥有配电网运营权的售电公司;不拥有配运营权的独立售电公司。目前，大量零业务的售电公司都属于第三类。
　　朗坤智慧科技股份有限公司董事长武爱斌说，目前市场上有的是发电公司办的售电公司，有的是供电公司办的，其中大部分是独立售电公司。这类公司既没有电源，买不到电，又找不到用电客户，所以在竞争中处于劣势。
　　虽然售电市场巨大，但是对于广大中小独立售电公司而言，要想吃下这块&蛋糕&难之又难。另一家独立售电公司负责人透露，&由于种种原因，公司尝试了几次交易都没有成功，即使成功的交易，核算下来利润也很低，真是在夹缝中生存&。
　　即使一些树大根深的售电公司，也没能取得预期的收益。国电电力2017年半年报显示，其成立的国电江苏能源销售有限公司报告期内净利润为负35.9万元;桂东电力旗下广西桂东电力售电有限公司2017年上半年实现营业收入39.25万元，净利润负5.38万元。
　　在开源证券分析师夏正洲看来，由于售电市场的特殊性，一座城市不可能承载这么多的售电公司，最终很可能一座城市形成3至4家真正有影响力的售电公司。具有国企背景的售电公司，提前布局全国售电市场的综合性能源公司下设的售电公司，有用户资源的售电公司更有可能脱颖而出。
　　多元化服务打破僵局
　　&看起来注册售电公司的门槛很低，好像是个没有门槛的生意，几乎所有企业都设想着一种最简单的售电模式&&赚取买卖差价，但在激烈的竞争中很难行得通。&武爱斌表示，事实上，电力交易远远要比证券、期货交易繁琐复杂，不光涉及金融层面，更牵涉电力安全校核等物理层面。这也是很多售电公司成立后，迟迟不敢涉及业务的重要原因。
　　2017年2月份，广东电力市场首次引入偏差电量结算与考核办法。所谓偏差电量，即指实际发用电量与合同电量之间的偏差。从广东省2月份偏差考核来看，正负2%以外的电量，按月竞统一出清价格绝对值的2倍考核。受到偏差考核的用户共计77家，占比81%，直接导致亏损的有18家，最多亏损1452万元。偏差考核已成为竞价结果之后影响售电公司利润的最关键因素。
　　电力负荷具有复杂性、分散性、随机性等特点，要做好负荷预测绝非易事。在武爱斌看来，售电公司必须要完全打通发电方和购电方，一方面要把发电厂的发电成本实时统计出来，一方面要精准预测用电量，这样才可以帮助调峰，帮助企业更经济稳定地运营。在目前储能技术不成熟的情况下，可以通过优化软件系统调节两端需求。
　　记者了解到，此前朗坤与中国科学研究院联合，研发并推出了智慧购售电一体化平台，已经成功运用到多个售电公司中。该平台可提供购售电竞价、成本计算、售电营销、客户服务、购电管理、配电管理、竞价决策、负荷预测、能效服务、微网管理等全方位信息化解决方案，帮助发配售电公司快速开展业务，及时响应市场需求。
　　北京领航智库总裁王高峰则认为，未来售电公司定位于用电需求侧的多元化能源服务商，打造智能化用电终端，国家有关文件倡导节能服务公司从事售电业务，售电与用电服务融合发展将是未来售电公司的经营之道。
关键词：新电改 售电 盈利 出路
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入增量配电网建设，调动发电企业参与增量配电和售电业务的积极性，只要是通过公共输电线联接的，就可认为不是&厂网不分&。当然，为了防止造成新的&厂网不分&，拟通过试点，逐步探索发电企业等社会资本投资增量配电网的有效途径。　　问题一：配电网运营权之争　　配电网络具有一定的自然垄断性，配电网络的重复投资必然造成社会资源的浪费和显而易见的不经济性，无论是《电力法》还是配套文件均肯定了配电网络的自然垄断地位。　　过去，《电力法》 、《电力供应与使用条例》等法律、法规基于输配售不分的传统体制，确立了&一个营业区只设立一个供电营业机构&的原则，因此不会存在配电网经营权竞争问题。　　《关于推进售电侧改革的实施意见》规定&拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证(供电类)&，同时还规定：&同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。&也就是说，允许增量配电业务的输配分离(即允许社会资本投资增量配电网，而输电网仍由电网企业投资运营)，以及输配与售电的分离(即从事输配业务的电网企业与独立售电公司)，也明确了在输配环节仍进行排他性许可管制。　　问题在于，是否意味着允许电网企业与售电公司(授予配网经营权)在配网投资领域开展竞争?&同一供电营业区&应如何将界定?　　从目前来看，主管部门事实上允许发电企业&蚕食&电网企业的配网经营权。国家能源局在《关于推进售电侧改革的实施意见》征求意见阶段的起草说明中指出：&关于发电企业的售电公司拥有配电网经营权问题，为了调动发电企业参与售电的积极性，也不至于造成新的&厂网不分&。《实施意见》对发电企业的售电公司拥有绝对控股增量配电网(不包括公共配电网)并未专门限制。&　　显然，发电企业在本轮电改下应可以与电网企业在配网领域开展竞争。除了上述并不够细化的排他性许可限制规则，其他关于配网投资竞争性规则应及早谋划并进行法律层面的设计。　　问题二：上下游与竞争关系之争　　9号文及配套文件保留了电网企业除发电外的全产业链功能(输配售);同时，发电企业将拥有除输电职责外(发、配、售)的产业功能，因此，电力系统将彻底转变传统的&发-输-配-供-用&单向的B2C电力供给体系，上下游关系将日益复杂和模糊化。　　首先，发电企业面临上下游与竞争关系叠加的问题。由于暂不涉及调度分离问题，电网企业仍占据绝对优势，在电力系统中仍处于中枢指挥地位，从这种意义上说，发电企业与电网公司的仍为上下游关系。同时，售电侧放开后，电网与发电在售电领域将成为竞争关系，对电力企业利润贡献最大的工商业大用户将是电网企业和发电企业争夺的主要对象。　　因此，电网企业是否会利用其在电力系统中的中枢地位，在售电领域从事不正当竞争行为，是发电企业决定是否进入售电市场的关切问题之一。　　其次，发电企业面临向电网售电和自身售电关系处理问题。受经济下行影响，发电企业在电网统筹体制下虽然经营困难，但勉强能吃上&大锅饭&;如直接开展市场化直供售电，保不准还&没饭吃&。 在现货市场建立前的相当长一段时间内，发电企业将面临双轨制售电体制下的艰难取舍问题。　　第三，发电企业面临发电侧开放与售电侧开放双重压力。为保证售电公司能够在公平公正的市场环境下竞争，有必要对电网企业向售电公司开放(包括为售电公司与发电企业达成的购电交易提供输电服务)的接入标准、工程规范及相关管理细则进行规范，确保输配电网公平开放。　　问题三：&蛋糕&切分之争　　电价体制是电力系统的核心管制手段。本次电改将重塑电价体制，电网企业将改变赚取购销差价的商业模式，按照政府核定的输配电价收取过网费。这对于发电企业来说，事实上面临着重新切分蛋糕的危机与挑战。　　首先，发电企业投资售电公司(拥有配网经营权的)存在与电网企业争夺输配电价的问题。政府在核定输配电价时，已经将配电成本核算在输配电价当中;从已公布的试点地区输配电价改革方案来看，输配电价目前最多只能细化到分电压等级的输配电价，并不可能反映出是否包含某个末端配网(如某个园区配网)的成本。　　因此，与独立售电公司相比，拥有配网的售电公司在成本上并无优势可言。发电企业投资配电网，要么能够争夺输配电价，要么另辟蹊径，以提供增值服务弥补成本的短板。　　其次，批发电价与零售电价并未同步放开，发电企业要在双轨制价格体系中寻找平衡点。从配套文件及3个监管规则(征求意见稿)来看，电力批发市场价格将实现放开，但零售市场仍维持政府定价(随着电力市场准入用户范围的扩大，零售市场将会有出逐步放开的过程)。发电企业投资设立的售电公司，面对适用刚性价格(即政府定价)的用户，盈利模式如何设计课题很多。　　第三，输配电价核减的利益流向，将成为发电企业、电网和用户争夺的焦点。但是，政府在核减时能够核减多少，无疑带有在电网与发电、用户侧分配利益的性质。此外，输配电价核减下来的利益，在发电与用户侧之间如何分配，又是一场利益争夺。从现行试点的大用户直购电来看，基本上是发电侧让利，用户侧得利，这也是导致发电企业对大用户直购电持保守态度的重要原因。　　延伸阅读：　　问题四：售电体制改革下利益之争　　上述众多博弈问题，既有市场机制本身与生俱来的问题，也有规则和法律不明确导致的。我们并不拒绝博弈，而是希望在公平公正、阳光透明的市场环境下，积极发挥市场主体的主观能动性，培育和发展售电市场化机制。　　从理念角度来看，发电企业投身售电市场应树立以客户为中心的商业理念。客户与电源是售电市场的两条生命线。受传统经营模式的影响，发电企业长期以来把抓好安全生产、搞好项目审批和项目建设作为企业的核心工作，缺乏用户侧服务的经验。　　从市场角度来看，发电企业在设立售电公司的同时，应加强新体制下商业模式的研究。从目前看，业内对于售电公司最大的期望便是可以开展客户增值服务，如从传统的发电上网转向用能信息的统计与分析、用户需求侧响应、能效提升服务、合同能源管理以及工程服务等多样化业务，从满足系统负荷需求到满足用户多样化和定制化的需求，从单纯供能到多种类电能衍生产品(如数据服务、电力保险、用能培训等)综合能源服务。　　从法律角度来看，规则制定任重而道远。法律规则的可执行性往往与规则的详细程度和完善程度有关。国外成熟电力市场通常建立起了法律-监管规范-交易规则立体化多层次的制度体系。而反观我国，《电力法》修订进程严重滞后于电力市场的实际和发展趋势，监管规范尚不健全，交易规则至今处于空白状态。　　在国家层面立法停滞不前的现实境况下，我们建议结合电力体制试点改革的形势，通过制定电力交易中心交易规则等途径尽快明确操作流程和规范，营造公平的售电市场竞争环境，彻底消除发电企业及其他社会资本进入售电市场的焦虑心理，推进售电侧改革。（阳光时代律师事务所）&　　【售电公司参与竞争十问】　　1、广东、重庆批准售电侧试点 其他省份还有没有可能开展?售电公司该如何运营?　　广东省发改委和重庆市发改委向国家发改委和国家能源局申请了作为售电侧改革试点的情况，国家发改委和国家能源局已经分别对其进行了批复，国家能源局希望把广东的售电侧改革作为全国的标杆，从委托的试点起步，有序的推进售电侧改革，对于其他省份，按照中央意见，各个省市可以自愿申请。　　2、售电公司开展输配电业务，开展增量业务存在哪些问题?与电网企业合作是否会解决这个问题?　　在有序放开配电网管理办法的讨论稿里提出，只要拥有电网资产的绝对控股权，就可以向当地能源监管主管部门申请电网运营权，开展配电网业务;存量方面可以组合。增量可以混合所有制模式，如果电网公司不愿意建配电网，政府将采用招标形式建设配电网，让有能力的、愿意参加配电网的投资者组建配电网公司，也可以进行组合，分配股权，根据新进入的用户的股权多少来进行股权协作，不存在规定一定是电网公司或一定发电企业组建的配售电公司。　　售电公司要开展配电业务有以下几个方面的问题要考虑：第一，考虑资金是否能支持建立配电网;第二，考虑是否有技术能力建立配电网;第三，考虑投入与回报周期较长。不建议一般售电公司去做配电业务。　　国外是可以多元资金建设配电网的，但是做好后，政府要监管运营;目前国网对配网服务可靠性要求较高，配网放开后，政府要对可靠性进行考核，并有相应的惩罚机制。　　配网建设后的电价由政府来定，建设增量配网业务，多少年可回收成本需要考量;　　目前可预见我国未来还会继续存在交叉补贴电价的问题，保底业务由配网公司运营。　　配电网建立后要承担配电网责任，一个地区只能有一家配电网公司，售电公司可以无限多。　　3、是否允许发电企业建设线路?未来是否会放开发电企业建设线路?　　发电企业拥有配电网计划是指工业园区这样的配电网，而不是公用的配电网，更不是输电网络。　　要坚持公用型，以电网公司的输电线路为主，电网公司就是&高速公路&，不允许重复建设输电线路。文件中提到的&管住中间、放开两头&，其中&管住中间&就是管住输电网，按照文件要求应严格加强输配网建设的统筹规划，电厂不允许直接拉线到用户。如果想建设线路，可以向当地能源主管部门申请，我国在投资环节是分级管理的，不管是电源侧还是输电侧、配电网，都由相对应的主管部门审批。　　4、广东省有三十多家售电公司，售电公司靠什么赢利?　　随着售电侧改革推进，整个万亿售电市场的启动，许多售电公司已成立。德国有一千多家售电公司，竞争非常激烈。国内售电公司会越来越多，如何保证自己的生存与发展?大约有以下几方面：　　1)通过技术手段建立多元化购售电策略;　　2)针对客户群体提供多元化能源服务;　　3)针对增值业务方面，可以提供一些创新解决方案，比如合同能源管理节能服务等满足客户不同需求;　　4)利用能源互联网进行业务开拓。未来售电企业将成为电力大数据的管理者与利用者，可以为用户提供个性化服务。　　5)基于互联网金融，提供能源金融服务。　　从长期看，国外售电公司售电零售电价是趋于一至的。在丹麦，最便宜的售电公司实际上是保底的。在市场中占较大售电份额的，比如英国，主要是六大发电集团;在法国，主要的还是发电集团，以核能为主，加上电网公司，但还有一大部分，约占百分之十几，是完全独立的零售商;在澳大利亚，企业为用户提供个性化的增值服务，计划成为一个多方面、全方位的共赢公司，例如，国外一些售电企业不仅卖电，他们会将天然气或供暖打捆销售。　　5、成熟的电力市场，会有金融产品对冲等，在没有成熟前如何防范风险。　　从国际经验来说，无论是现货市场还是期货市场，实际上都提供了一个非常丰富的改革性套路，使售电公司能够在里面做很多的产品的组合。但在国内，特别是市场建设初期，产品的品种是比较单一的。2016年开始，开始做包括产业股权交易，包括发电之间的发电权之间的交易、产权交易。这样看，实际上包括两方面的问题，一方面，售电公司发展壮大的空间是有限的，但是实际上，风险也是比较低的，因为售电公司参与发电量的直接交易，直接交易的量是可以预知的，最多是在现有销售电价的基础上浮动，电价上涨的浮动也是有限的。因为现有的品种单一，所以风险还是比较小的。未来，当期货、现货市场开始以后，发展空间比较大，但风险也会随之而来。　　6、广东省配电市场的进展怎么样，机制建立的怎么样?从政府角度，能给售电公司多少利润?　　11月28日，广东、重庆被国家发改委、能源局批复为售电侧改革试点之后，广东近期会议上已布置任务，监管机构要牵头建立售电侧监管办法、运营规则。政策刚刚落实，总体推进是有序的过程，售电侧到底能做多少，售电公司还要进行摸索。优先发电权，比如风电、水电、核电、热电联产，有一些没有核电、热电，也要进行统筹考虑。下一步需要整体测算，大概在明年上半年制定好规则并提交上报文件，争取明年下半年完善技术支持系统，交易机构改造、进行模拟运行，目标是2017年正式运行售电。希望2016年能将广东输配电价核定，提供交易基础。改革也有一个循序渐进的过程，明年会先放入一批售电公司进入广东省直接交易平台，进行大用户直购电的交易。　　7、北京电力交易中心和广州电力交易中心市场主体有哪些?售电公司能否参与?　　北京交易中心与广州交易中心的职能主要是落实国家能源政策、政府间电力交易协议的，比如西电东送，政府间确定总量以后，其他的具体交易电量、疏导对接、价格因素、市场主体都交由这个平台去做，西电东送就交给广州交易中心做。　　各区域电力交易中心之间没有上下级的从属关系。做现货交易的，在一个电网控制区只有一个电力交易中心，非现货交易的，一个区域可以有多个电力交易中心;不同省间交易中心是开放的，未来的设置是丰富的、多元的。将来广州交易中心和南方区域的广东省的关系怎么去切割，怎么运营，将在下一步制定方案。　　交易中心的分界与职能是按照区域和地域进行划分的，从事现货交易的电力交易中心，在一个电网的控制区只能有一个;如果不是做现货，比如中长期的期货交易，一个区域可以有多个点交易中心，在欧洲有过这样的先例;不同省份之间，交易中心是开放的，所以不存在有我没你的情况，未来交易中心的设置是丰富多元的形式。广州交易中心如果不做现货，将会在未来做期货、金融交易，与现货市场分担不同的交易职能，就像现在的深交所、上交所，广州交易中心将会承担金融交易职能。　　8、售电公司主体多元化，如何实现组织的有效性?　　从发展的角度来说，广东是发达地区，已经有30多家售电公司，需要一个售电行业组织机构。在初期电力市场方案的制定和过度当中，需要考虑各方主体利益达成一个共识，但在这一过程当中，发电企业、电网企业已经步入正轨，经常需要征求其意见，售电公司在征求意见过程中需要一个表达意愿的机构处理问题。虽然未来售电公司之间是一个竞争的关系，但作为一个售电行业，首先要争取获得一个比较大市场空间，把蛋糕做大。　　从政府角度来说，行业协会方便政府收集行业声音。特别是起步阶段，更需要听到大家的声音，行业协会有利于行业与政府之间的进行沟通。　　延伸阅读：　　9、从目前的政策来看，电费仍由电网公司收取，那么新的配套文件出来后，是否会有具体的措施保证售电公司的电费收益?另外，调度等电网的数据全部存放在电网公司，目前不对售电企业开放，数据对售电企业来讲又是一个重要的运营依据，未来是否会进一步放开数据端口?　　首先，整个改革的过程实际上是一个博弈的过程，发电公司提出了电网公司的竞争性售电，现阶段电网公司具备收费系统，且有自己的渠道。下一步在制定规则的时候，对售电公司的收费进行重点监管确保其公平性，保障售电公司的切身利益，这是之前提到的不对称监管，逐步放开市场，而不是先放开。为保障公平性，现阶段还是维持这个局面，并加强监管。　　针对调度数据问题，目前发布调度数据信息是通过调度系统对调度平台数据、交易机构发布，通过网络通道、媒体通道进行详细发布，否则会影响售电侧，信息不够透明。总之，要保证市场的稳妥起步和公平运行。　　数据的开放需要大数据和云计算技术支撑，亦云的云计算技术针对现有电网信息平台中的海量数据和资料,用虚拟化架构对其进行整合优化,这一架构能够极大的提高了相关信息数据的拓展性和灵活性、有效性。　　10、在未试点区域开展直接交易，售电公司是否可以参与交易　　不管是试点还是非试点地区都会有准入办法保证市场公平性。即将发布的《售电侧管理办法》里面就有明确的规定，售电公司2000万准入，包括人员、平台等，从事配电业务的售电公司要拥有固定的服务场所，最重要的是要拥有售电服务平台。&　　【质疑电改：三大问题尚待明确】　　【问题1】同一供电营业区出现多个增量配网投资主体时，哪个主体可以拥有该配电网经营权？　　文件提到，&鼓励以混合所有制方式发展配电业务。向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。社会资本投资增量配电网绝对控股的，即拥有配电网运营权，同时拥有供电营业区内与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务。&　　文件还提到，&同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。&　　那么，同一供电营业区内可能存在原有电网企业（拥有存量配网资本）对于其配电网的运营权，也可能同时存在社会资本电网企业（拥有增量配电网绝对控股）对于其配电网的运营权。与原文提到的&同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权&矛盾。是否应该一有投资增量配电网的电网企业出现，即重新划分供电营业区？但随之带来了新问题：谁划分，如何划分？　　简单搜索了一下几个关键的文件探索其操作性，更发现了若干值得注意的问题。　　其一是供电类业务许可证的申领问题。根据国家能源局2014年发布《关于明确电力业务许可管理有关事项的通知》，该文明确要求各派出机构完善输、供电类电力业务许可证颁发工作。根据国务院《关于取消和下放50项行政审批等事项的决定》（国发〔2013〕27号），将供电类电力业务许可证申请条件中&具有经有关主管部门批准的供电营业区&调整为&具有供电营业区双边达成的划分协议书或意见&。如何满足&具有供电营业区双边达成的划分协议书或意见&条件？假如原来的电网公司（地区供电局）拒绝达成划分协议，则意味着无法拿到能源局的供电类电力业务许可证？这很考验地方政府和能源局派出机构政策执行的能力。　　其二是上位法的贯彻和执行问题。根据2015年新修编《电力法》第二十五条规定：供电企业在批准的供电营业区内向用户供电。供电营业区的划分，应当考虑电网的结构和供电合理性等因素。一个供电营业区内只设立一个供电营业机构。上位法规定依然故我，与电力市场的相关主体术语泾渭分明，除非下位法及实施细则中重新定义何为供电营业机构、电网企业是否等同于供电营业机构、供电营业机构与各市场主体如何对应等关键术语，否则&名不正，则言不顺；言不顺，则事不成；事不成，则礼乐不兴&也！　　延伸阅读：　　【问题2】售电侧市场主体的定义缺失。　　文件列出了售电侧市场三大主体：电网企业，售电公司，用户。对于何为电网公司，文件给出了详细的定义。可是对于何为售电公司，文件则语焉不详，而是直接进入售电公司分类。用户就更付之阙如，连个分类都没有，仅剩没头没脑的一句&符合市场准入条件的电力用户，可以直接与发电公司交易，也可以自主选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。&草草完事。这么重要的主体，定义缺失会引起理解的混乱和自相矛盾的释义，给操作带来了极大的障碍。　　小问题1：售电公司的法律定义为何，这么一个新生事物在民事管理当中的适用法律、权利和义务为何，皆无只语提及。　　小问题2：什么是用户？从文中推断居民用户、工商业用户、负荷聚合商、服务提供商、售电中介等等电力市场利益相关方均可能成为用户，如果这些利益相关方是用户，那么应该如何定义；如果他们不是用户，那么应该如何重新定义这些主体？售电公司能够同时是用户吗（类似小批发商从大批发商进货再零售给用户赚差价）？　　小问题3：对于文件中屡次提及到的关键角色之一&配电公司&，其在售电侧市场主体中应该归属于哪一类？文件亦付之阙如。也许有聪明人说&输配一体，配电公司和输电公司事实上共同存在于电网公司，所以不必单列&。但是作为严肃的国家层面的文件，其定义和术语是界定法律责任和权利的基础，最起码应该规范和统一。另外，假如&钱多人傻有限责任公司&投资增量配电网（但是其本身不从事售电业务，也不成立售电公司），那么该怎么称呼这个怪胎呢？是电网公司（传统称呼）、供电营业机构（电力法术语）、供电企业（民间用语，亦见于《关于推进电力市场建设的实施意见》等电改配套文件）？　　小问题4：&用户&的概念还没完，&直接交易用户&又来了？文件第三段&三、售电侧市场主体准入与退出&提到&直接交易用户&这个概念，那么何为&直接交易用户&？是直接与发电公司交易的用户吗？还是直接与售电公司交易的用户？基于经验理解应该是前者，但是作为如此严肃的文件，其表达应该更加规范和简明，减少不必要的解释说明和执行的难度。那么直接与售电公司交易的用户叫什么用户？&零售用户&吗？那么既不与发电公司也不与售电公司交易的用户应该叫什么用户，叫&默认服务接受者&？　　小问题5：&用户&的概念还没完，&自备电源的用户&又来了？同上部分，何为&自备电源的用户&？自备多大容量的什么电源才算？家里备了充电宝或应急灯或者家里屋顶摆了几块光伏板的能叫&自备电源的用户&吗？　　小问题6：&用户&的概念还没完，&微电网用户&又来了？同上部分，何为&微电网用户&？大到兆瓦级小到千瓦级的光伏屋顶再加上风、柴、储、气的n种排列组合，哪些应该叫&微电网用户&？　　小问题7：等等，&直接交易用户&的概念还没完呢？文件第三段第二节&（二）直接交易用户准入条件&中，规定了满足的3个条件，但是这3个条件内在的逻辑性却有问题，是满足其中之一即可还是全部满足还是其他？另外，显而易见文件认为&自备电源的用户&和&微电网用户&满足一定条件后均有可能参加直接交易，也即可以不经售电公司直接与发电商交易，那么为了更好地管理新生的电力市场，就更加应该厘清楚这些可以不经售电公司直接与发电商交易的市场主体定义、准入条件及交易规则了。　　【问题3】电网公司的准入与退出没有明确。　　文件第三段对于售电侧市场主体的准入与退出进行了明确，分为&（一）售电公司准入条件、（二）直接交易用户准入条件、（三）市场主体准入、（四）市场主体退出&四节。值得注意的是对于售电侧市场主体的重要成员之一&电网公司&的准入与退出只字未提。文件对电网企业定义为：&是指拥有输电网、配电网运营权（包括地方电力公司、趸售县供电公司），承担其供电营业区保底供电服务的企业，履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任&，也即字面上看未来可能会成立n家&钱多人傻电网有限责任公司&。那么，电网公司的准入与退出应该在哪里明确呢？收藏2480本文为OFweek公众号作者发布，不代表OFweek立场。如有侵权或其他问题，请联系举报。+关注
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