自9号文发布以来，以发电企业为主的社会资本纷纷注册成立售电公司，积极抢滩售电市场，根据有关媒体报道，全国目前大约已注册500家售电公司，但真正开始试点的多是以配售电公司和发配售一体化的公司模式。其中，浙江已有9家，分别是浙江兴能售电有限公司（杭州高新区）、宁波甬能售电公司（鄞州区）、宁波三星新能售电有限公司（江北区）、东阳市横能售电有限公司、中煤机械集团售电有限公司（温州乐清）、温州苍南新电能源有限公司、衢州汇亮售电服务有限公司、台州永能售电公司、台州埮煊售电有限公司（临海），注册资金在1000万至5000万之间。
除此之外，包括省能投公司在内的各类电力行业相关企业，以及阿里巴巴等社会资本，均在谋划成立售电公司，涉足售电领域。
（3）大用户直接交易情况
2014年10月，浙江省经信委出台了《浙江省电力用户与发电企业直接交易试点实施方案（试行）》（浙经信电力?2014?453号），首先将电压等级为110千伏及以上、符合国家产业政策的大型工业用户纳入试点直接交易对象， 2014年12月至2015年12月，首批试点有33家电力用户和12家发电企业，共完成直接交易电量35.91亿千瓦时，占全省大工业用电量的2.12%。按照《浙江省电力用户与发电企业直接交易扩大试点工作方案》（浙经信电力?2015?480号）要求，2016年电力用户直接交易的电压等级将扩大至35千伏，预计参与直接交易的用户将达到350余户，直接交易电量147亿千瓦时，预计占到全省大工业用电量的8%。
2.1.4 当前售电侧改革存在的问题
立足9号文，从目前已发布的《关于推进售电侧改革的实施意
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见》、《电力市场监管办法》（征求意见稿）、地方电改试点方案，以及各地提交发改委征求意见的试点方案来看，当前售电侧改革存在以下几方面问题：
一是存在行政指定售电主体、指定经营区域、指定参与用户等非市场化行为。重庆改革方案提出由政府主导，三峡集团、国家电投、大唐电力、华润电力等参股组建三家配售电公司开展售电侧改革试点。江西省提出，由国家电投与南昌临空经济区城投发展公司共同出资，成立国家电投南昌临空经济区售电公司，开展售电侧改革试点。湖南长沙高新技术产业开发区试点方案提出，由国家电投和威胜集团成立合资公司，开展园区新增配电网络投资和售电业务，与市场公平开放原则相违背。
二是存在发电企业在试点区域同时投资电源、输配电和售电业务。如江西改革方案提出由国网江西省电力公司、国电投江西公司、南昌临空经济区管委会和社会资本共同出资，成立配电公司。内蒙古通辽市提出，由国家电投依托霍林河循环经济示范工程，成立蒙东能源配售电公司，实行发输配售一体化运营。不仅涉及到增量配电投资，还涉及存量配电，甚至输电网投资，突破了电改文件要求，形成局部地区新的厂网不分、实质意义上的自供区和发配售一体化新型垄断，侵害用户自由选择权，损害用户利益，不利于构建竞争的市场格局。同时，会造成一供电营业区有多家配电运营主体的问题，产生交叉供电、重复建设、协调成本增加、安全运行风险加大。
三是存在地方政府行政指定降价的问题。如重庆试点方案提出，试点过渡期间，试点区域内每个电压等级用户执行相同水平的输配电价，不按两部制电价规定执行。国家发改委在重庆试点批复文件中明
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确指出，试点地区要坚持正确的改革方向，确保在中发9号文件和配套文件框架内推进试点，防止试点工作方向走偏；试点工作要始终坚持市场定价的原则，避免采取行政命令等违背改革方向的办法，人为降低电价。
四是存在地方政府突破电改文件，要求售电公司承担电费结算、开票的问题。如重庆提出，售电公司售电的用户电费纳入售电公司经营收入，并由其开具发票。违反了电费结算文件要求。中发9号文及配套文件明确提出，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收政府性基金，并向发电企业和售电公司支付电费。
五是存在部分电费结算依据缺失的问题。如《关于推进售电侧改革的实施意见》中提出“电力交易机构负责提供结算依据，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收政府性基金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费”。但是，由于电力交易机构只涉及参与市场交易的部分电量和电价，并不掌握其余通过售电公司购买电力的那部分电量及电价；同时，各售电公司的终端销售电价不尽相同，且自由掌控度较高，如果单从电力交易机构获取结算依据，将可能导致电网企业针对这部分电量的收费和结算工作无从开展。因此，亟待建立相关售电公司的电价信息披露及报备机制。
六是部分省份存在公用电厂违规转为自备电厂的问题。发电企业在工业园区直接建设线路供电，形成相对独立的自供区，造成事实上的公用电厂转自备，逃避交叉补贴、系统备用费、辅助服务、政府性基金及附加等应缴规定费用，造成其发电成本较低，影响市场竞争公平性。如江西试点方案提出，根据用户的性质和用电规模，实行差异化的供电模式，对于特大用户，充分利用区内新建电厂的优势，探索
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开展网源优先供电模式。
七是在售电公司委托电网企业提供电力普遍服务时，存在一定的安全风险和法律风险。如《关于推进售电侧改革的实施意见》中提出“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义务”，但同时也规定了“电网企业须提供电力普遍服务，无歧视地向市场主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务”。因此，当此类售电公司提出上述要求时，电网企业将不得拒绝，从而有可能出现电网企业在不拥有产权的配电网资产上开展报装、维修等工作的情况，存在一定的安全风险和法律风险。
2.2 售电侧市场放开未来市场格局分析
根据电改9号文及其配套文件，未来整个电力市场的整体格局按照市场主体来分，可以分为发电企业、交易机构、电网企业、售电主体和电力用户五大类，如图2.2所示：
图2.2 未来电力市场格局全景图
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其中，与售电侧市场紧密关联的主要是电网企业、售电公司和电力用户三大类。
2.2.1 售电侧市场主体
（1）售电侧市场主体类型
售电侧市场主体包括电网企业、售电公司和用户。
电网企业：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。
售电公司：主要可以分为三类：电网企业的售电公司；社会资本投资增量配网，拥有配网运营权的售电公司；独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。除第一类以外，其余两类均可以由以下几种社会主体组建：1）发电企业；2）符合条件的高新产业园区或经济技术开发区；3）社会资本；4）分布式电源或微网；5）供水供热供气等公共服务业和节能服务公司5大类。
用户：包括有选择权的用户和无选择权的用户。其中，无选择权用户是指市场放开初期不参与市场竞争的用户，包括一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电，并享有优先购电。重要公用事业、公益性服务包括党政军机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水、供气等涉及社会生活基本需求，或提供公共产品和服务的部门和单位。随着市场的进一步放开，无选择权用户也将逐渐转化为有选择权用户。
（2）售电侧主体准入标准
《关于推进售电侧改革的实施意见》对售电侧市场主体准入提出了较为明确的要求。
售电公司：必须进行工商注册具有独立法人资格；同时将年可售
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