众所周知，国家对于电力体制改革出台的1+6个核心文件和其他相关文件，虽然明确了电改的目标方向等原则性问题，但电改工作的落地，仍然有很多细节性的问题待明确，这样就造成了各地电改落地政策不统一的局面，特别是售电侧改革方面，在不违背电改大原则的前提下，各省（区、市）的售电侧改革实施方案和市场化交易方案不尽相同，甚至可以说是差异很大。
（本文转载自：晶见微信公众号 微信号：EnergyStudies 作者：晶选）
云南省2017年的售电侧改革方案（3年有效）和市场化交易实施方案，对售电公司的准入、参与市场化交易等方面进行了规定和明确，就目前的政策方案和省内售电业务开展的情况来看，云南的售电公司，特别是民营售电公司面临的形势可谓不容乐观，甚至是极其严峻。
在重重困难中，云南的售电公司该如何生存和发展？以下是笔者对于云南售电公司面临的四大形势和“四化”谋发展的一些分析和建议：
一、云南售电公司面临的四大严峻形势
（一）政策方面：政策制度对售电公司不利（严峻指数：★★★★★）
政策始终是一切改革的基础，电力体制改革涉及到的万亿级市场，更加依赖政策。就目前云南最新的售电侧改革的政策制度方案（主要指《云南省电力体制改革工作领导小组办公室关于印发云南省售电侧改革实施方案的通知》（云电改办〔2017〕1号）和《云南省能源局关于2017年电力市场化交易实施方案有关事项的通知》）而言，对售电公司没有任何支持和利好，甚至可以说，云南目前的售电侧改革不需要售电公司这个角色的参与，具体从以下几点可以看出：
1.符合市场准入条件的云南省内电力用户，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。
即：没有规定哪类电力用户必须通过售电公司代理参与市场化交易，所有用户都可以自行以各种形式参与市场化交易，换句话说，云南市场化交易不需要售电公司，售电公司成了一个可有可无的角色。
2.售电公司需按核定资产总额10%缴纳保证金，低于200万元按200万元缴纳，高于2000万元按2000万元缴纳。售电公司未按时支付代理用户的偏差电费，则以保证金抵扣，若售电公司代理用户未按时缴清电费，则以保证金抵扣用户欠费，不足部分由售电公司补缴。当售电公司代理用户存在少用电量时，用户自身承担少用电量偏差电费的90%，售电公司承担该用户少用电量偏差电费的10%。
即：售电公司要缴纳一笔不小的保证金到交易中心，并且要要承担代理用户的少用电量的偏差电费和欠费。
3.电网公司依据电力交易中心出具的结算单向直接参与交易用户和售电公司代理用户收取电费，开具电费发票。售电公司与用户之间的费用按照电力交易中心出具的结算单进行费用结算和支付。
即：电网公司不向售电公司结算，没有了电网公司这个权威机构和售电公司结算，售电公司和代理用户结算时，就存在一定的信用风险。
4.年度（多年）交易，电力交易中心根据交易主体需求按双边协商的方式组织年度交易。
即：年度双边交易是电力用户和发电企业签订合同，不必要售电公司参与，甚至合同备案也不需要售电公司参与，售电公司在此完全不被认可。
综上所述，可以看到，云南的售电侧改革，特别是市场化交易，售电公司更像是一个中介机构，是一个可有可无的角色，并且如果要进入市场，还要承担很多责任和风险。
为了更清晰的表现云南售电公司的尴尬境地，我们与贵州的政策进行力对比：
