售电公司直接与用户结算，用户欠费风险是否会增加?目前国内市场售电公司与用户签订合约，但结算还是由电网公司完成，用户向电网缴纳电费，很重要的原因是售电公司担心缺乏催缴电费的手段。国外成熟电力市场中售电公司与用户的合约没有第三方参与，售电公司可以按照约定的合同条款直接向用户收取费用。如美国得州电力市场零售商直接与电力用户签订合同，并定期向其发出付账账单。售电公司是直接与用户结算，还是通过电网与用户结算，就用户欠费风险而言，其主要取决于两种模式下电网向用户催缴电费的动力和措施是否有显著改变。只要电网企业有回收输配电费等中间环节费用的诉求，便会按照目前法规规定，采取措施加强用户侧电费回收。

　　售电公司发展面临的新形势

　　2021年以来，我国电力市场化改革可谓是风急雨骤。继工商业销售电价目录取消、新的售电公司管理办法出台后，今年2月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，再为加快各地现货市场建设添薪续力，也给售电市场建设带来新的机遇和挑战。

　　售电公司管理更加严格，要求售电公司加强风险管理。近两年，随着电力市场改革进入深水区，加之燃料成本大幅波动，不少地方出现批零倒挂现象，部分售电公司亏损严重，破产跑路亦有发生。为有效化解市场风险，国家发改委和国家能源局于2021年11月出台《售电公司管理办法》。与已经执行了5年的《售电公司准入与退出管理办法》相比，新办法更加注重对售电公司的动态管理和风险管理，要求售电公司持续满足注册条件，对连续3年未在任一行政区域开展售电业务的售电公司强制退出，并要求建立售电公司履约保函、保险制度，从资金实力、抗风险能力以及信用方面对售电公司施加“紧箍咒”。目前全国多地正密集清退“僵尸”售电公司，强化售电市场风险管理也将成为常态。

　　现货市场建设如火如荼，对售电公司提出更高要求。当前，省级电力现货市场中第一批8个试点均已完成连续结算试运行，多个试点正进行全年连续结算试运行;第二批6个试点加快推进，并有多个试点开展了模拟或是结算试运行;试点外的其他省份也在紧锣密鼓加快市场建设，计划按要求在今年年底进行模拟试运行。省间电力现货市场长效发挥资源更大范围优化配置作用，“无现货不市场”的发展态势已悄然成形。然而，现货市场运行对售电公司而言，将是一个残酷的“抗压”测试，要求市场主体更专业、更敏锐、更具风险防控能力。通过承诺低电价争取客户，采用中间商挣差价的商业模式将难以维系。

　　工商业用电全部入市，形成更为广阔的市场空间。2021年10月，国家发改委对外发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求取消目录销售电价，加强与分时电价政策衔接，标志着我国电价改革迈入新阶段。工商业目录电价取消，也将推动百万数量级工商业用户入市，售电公司的市场空间一时间增大数倍，对激发售电市场活力具有重要意义。一直以来，一般工商业用户用电稳定、电费支付情况良好，算是电网企业的优质用户。但其单体规模小、数量多、缺乏适应现货市场交易的表计等硬件的客观条件，也给售电公司争取这部分用户带来巨大的计量成本与管理成本。这需要售电公司在帮助用户实现柔性负荷、综合能源服务等方面创新管理模式、提升专业能力，这将推动售电公司管理分层分级和业务走向分化。

　　关于售电市场发展的建议

　　市场起步阶段，售电公司投资者来源甚广，风险管控能力参差不齐。随着电力市场机制的不断完善，竞争日趋激烈，部分售电公司业务水平和自身风险承受能力不足的缺陷暴露无遗，也给用户和整个市场的健康发展带来了关联风险。因此，引导社会资本有序参与售电业务，做好售电公司的风险管控至关重要。

　　推动售电公司业务分化、分级管理

　　国家要求强化对售电公司的动态监管，但面对全国数千家售电公司，若面面俱到将让有限的监管资源显得捉襟见肘。可考虑通过对售电公司经营风险、技术水平、服务内容、风险承受能力等方面进行分析评估，将售电公司分成一级售电公司和二级售电公司两类，实施分级分类监管，重点严格监管一级售电公司经营范围内可能威胁系统安全、产生金融风险的行为。如此差异化的监管方式将有助于实现资源优化配置和监管均衡，降低监管成本，提高监管效能。

　　其中，一级售电公司可以在批发市场参加中长期和现货交易购电，也可在零售市场售电，承担的风险等级高。因此要求其具备一定数量的专业技术人员和开展现货交易的软硬件设备，根据其申报的年售电规模确定其需要缴纳的履约保函金额，并赋予其自愿选择电费结算方式的权利。要针对其建立严格的准入机制，要求其财务状况、资金实力均具有较高水平，具有服务该类用户所需的技术能力，并接受来自电力监管机构的严格监管，将公司业务的关键系统接入电力监管系统。二级售电公司则不直接参与市场交易，只能在二级市场向一级售电公司购电，并由对应的一级售电公司代理其用户参与交易，或者作为居间代理商开展售电代理服务，不具有电费结算权利，经营风险低。因此，注册资金、履约保函缴纳以及人员技术要求均可相对宽松，可由工商管理部门对其进行监管。类似于小区里的小卖店对大型商场的补充，二级售电公司主要通过增值服务聚拢用户，承担着发掘用户需求、增强市场活力、开发新型售电商业模式，以及提升售电服务质量的重任。

　　明晰代理业务和售电业务的区别

　　在国家已出台的有关售电的各类政策文件中，关于售电公司与用户之间交易关系的表述常是售电企业“代理用户购电”和“向用户售电”并存，售电公司的市场定位不够清晰。受此影响，各地售电企业与用户签订合同也未明确两者之间为“居间代理”还是“买卖”关系。但民法典对二者有明确的界定：买卖合同是出卖人转移标的物的所有权于买受人，买受人支付价款的合同;居间合同是指居间人向委托人报告订立合同的机会或者提供订立合同的媒介服务，委托人支付报酬的合同。两者的权利义务规定存在较大差异，明确售电公司代理业务和售电业务的区别，有利于化解售电公司在合同履约过程中的法律风险，也有利于对售电公司进行分类管理。售电公司是按照销售业务执行13%税率缴纳增值税，还是按服务业执行6%税率缴纳增值税?允许哪些售电企业向电力用户直接收取购电费用?这些问题亟需得到进一步明确。

　　做好风险管理者的风险防控

　　在现货未运行、电力供需相对宽松的市场初期，电价处于较低水平且波动风险较小，以致售电公司普遍忽视甚至无视市场风险。而今，电力供需形势紧张，一次能源价格持续高位，电力市场价格受可再生能源出力波动影响瞬息万变，售电公司的市场风险剧增，亟需加强售电公司的风险管控。一方面，售电公司自身需要全面提升交易能力，把握批发交易及零售定价在规则和交易策略上的风险点，分析研判市场价格趋势，理性分析市场盈利空间及风险，合理控制交易规模，避免不计风险成本盲目恶性竞争。对当前阶段不可预测、不可把控的风险，在零售定价时充分分析评估可能存在的亏损风险空间，并将其作为风险溢价加到零售合同中。另一方面，按照《售电公司管理办法》要求，政府主管部门和市场运营机构需在规范售电公司准入、退出及资质管理，落实好企业信用、履约保函等机制的同时，创新思路，建立和营造适合风险管理者发展的市场机制和环境，降低售电公司经营风险。如前文所述的一级售电公司必须同时参与电力批发和零售市场。考虑这两种市场的电费结算方式与周期差异将对其经营产生巨大的影响，可借鉴国外成熟市场经验，将缩短结算周期作为降低市场结算风险的一种手段，以此降低可能导致干扰市场正常运行的违约风险。