去年11月30日，国家发展改革委印发了《关于推进售电侧改革的实施意见》等六个电力体制改革核心配套文件，为抢先行动的售电公司打了一记强心针，整个售电市场也随之火爆起来。
但是售电是个新鲜事，国内售电公司怎样玩多数还要参照国际市场，放眼国际售电商业模式眼花缭乱，只能说这个售电一点也不简单！
什么样的企业或个人能够成立售电公司?
售电公司以服务用户为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则，实行自主经营，自担风险，自负盈亏，自我约束。鼓励售电公司提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。
根据中发〔2015〕9号文和《实施意见》，电网公司、发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司。拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。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。
售电公司组建程序是什么?
按照简政放权的原则，《实施意见》对售电侧市场的准入和退出机制作了创新性安排，这是新一轮电力体制改革中的一个亮点。准入机制方面，将以注册认定代替行政许可的准入方式，以降低行政成本，实现有效监管，提升工作效率，重点是“一承诺、一公示、一注册、两备案”。
“一承诺”，就是符合准入条件的市场主体应向省级政府或省级政府授权的部门提出申请，按规定提交相关资料，并做出信用承诺。“一公示”，就是省级政府或省级政府授权的部门通过“信用中国”等政府指定网站将市场主体是否满足准入条件的信息、相关资料和信用承诺向社会公示。公示期满无异议的纳入年度公布的市场主体目录，并实行动态管理。“一注册”，就是列入目录的市场主体可在组织交易的交易机构注册，获准参与交易。“两备案”，就是在能源监管机构和征信机构进行事后备案。
售电公司组建问题
我国每年销售的总电量约在5万亿度电，以每度电约0.6元计，这至少是一个3万亿的庞大吸金市场，目前电网购销差价在0.2元/度左右，这也就意味着总计将有超过1万亿的购销差价重新分配洗牌，这对行业的影响是颠覆性的。
在组建售电公司到获取售电牌照的过程中，售电企业一定很多存疑，需要专业的指导，例如对于政策如何解读，售电公司有什么资质要求，微电网和增量配网业务怎样开展等。
由于电力市场涉及发电、输配电、用电、营销等相关专业和行业领域，对专业知识和技能要求广泛，从业人员综合素质要求高，行业门槛高。随着智能电网新技术的不断引入，配套文件鼓励售电企业向能源互联网发展，对于准入条件也提出相应的要求，包括专业人员，注册资金，技术平台支持等。售电公司业务也无可避免需要相关技术做支撑，涉及互联网、大数据和智能化的技术需要业务外包，售电公司需要一个汇集一大批电力行业专家和IT技术团队的智慧解决方案。
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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。
售电改革是与垄断“斗法”前路多艰
改配套文件落地之后，售电侧市场商业模式逐渐清晰，社会资本也纷纷准备涌入市场，据分析，售电市场规模将达14458.97亿。
2015年下半年以来，先知先觉的资本已在全国各地成立了上百家售电公司，其中不乏多家上市公司抢先布局。另据知情人士透露，已进入全国电改试点的深圳、内蒙古、贵州、云南等省份，已开始计划放开售电许可。
而这，被认为是“一个时代”的结束。因为电网垄断售电业务的“坚冰”终于开始消融。
但是，在我们为新一轮电改已经取得的成绩欣喜的同时，笔者认为，对于新电改的未来，我们目前还不能过分的乐观，未来的改革之路，注定依然是阻力重重、困难重重。
自1997年国电公司成立，我国的电力改革事业已经进行了18个年头。而这个过程可谓主要是一个“垄断”和“反垄断”(或“破垄断”)斗法的过程。
例如，截止到2011年，有关方面宣布电改基本完成“主辅分离”。
然而，事实又是什么?事实是——直到今天，部分地方供电企业仍然是其当初下属三产企业的“幕后掌柜”，明着已经剥离的三产企业，实际上形成了一些供电企业的“小金库”。
电改进行了这么多年的努力之后，只是“基本上”完成“厂网分开、主辅分离”目标，而“输配分开、竞价上网”的目标，至今并没有实质进展。
改革本身就是社会利益再分配的过程，电改也是一样。并且电改要分割的“蛋糕”更为具体，就是打破电力供电企业的行业垄断，促进电力行业科学、健康、快速发展。
然而，改革并非易事。2014年曾有报道，内蒙古某贫困县供电公司当年3位领导、2位职工的月工资，都超过4万元。其中，工资最高的一位领导月缴存公积金达到15530.26元，一位普通员工月缴存公积金总数也在1.2万元以上，而当地公积金月缴存的平均水平不足1000元。
这就是行业垄断带来的巨大行业利益以及行业从业者的群体利益，而这些利益也成为电改最大的阻力。因而，“破垄断”的新电改，遭遇相关方面和利益群体的抵制，也就可想而知。
新一轮电改，虽然存在现实阻力，面临重重困难，但有了国家的决心、极具操作性的文件和众多配套细则文件的支持，即使过程辗转曲折，未来也必将取得巨大进展和成效。（中国产经新闻）
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售电不能光“拼爹”？！
即使售电公司有钱，有电源，有技术，没有好的服务也是枉然。正是民营售电公司在未来市场中的制胜法宝。看看如今国有电力企业可以在地面电站建设中高歌猛进，但在分布式光伏电站建设中却举步维艰，这不是实力的问题，而是服务跟不上。未来的售电市场不是拼爹的市场，而是个拼服务心态的市场。
有朋友问什么是售电公司的服务内容呢？我认为，比如电务管理，能效管理，大数据管理和节能服务，当然，我认为服务远远不止如此，完全在市场完全放开的情况下，售电公司也是四网合一服务的最佳入口之一，仅仅是服务内容的探讨我认为都可以专门探讨一堂课了。
那么哪一类的主体的售电公司未来可能最具有竞争力呢？表面上看国有发电公司有很强的竞争力，实际上我认为如果售电侧彻底放开，他们将成为“弱势群体”！因为他们会面临巨大的竞争和比价，国有发电公司在服务上比不过其他主体。国有发电公司虽然也会有为大用户提供技术层面的服务，但是他们的服务体系决定他们很难向民营企业的内部配网开展服务和投资。这样一来国有发电公司就只有两个竞争优势，一个是地域，一个是价格。但是在目前电力产能严重过剩的情况下，国有发电公司只有通过残酷的比拼价格才能获得大用户的青睐。有人提问说，发电公司和服务机构能否合作呢。我相信，这将大大提升发电公司在市场竞争中的优势。甚至可以说在前期发电公司和售电公司很难打开市场的情况下，和服务机构合作是成本最低的市场拓展方式，当然让利给服务机构是必然的选择。
我认为下面三种主体的售电公司会在市场竞争中占据优势地位。
第一是地方政府成立的售电公司。这个虽然是地方企业的垄断行为，但是这个对中国是需要的。抵挡大企业的联合，不是为了垄断，而是为了增加和大型电力公司博弈的筹码，在这之后还是要做服务的。所以我认为，未来每个省都会有一个国有售电公司存在，他们可以平衡五大电力的价格垄断，但这类公司的存在不会影响民营售电公司的发展空间，因为他们只是售电，而不能像民营企业一样做更深的服务，这类企业的生命力要比五大稍强，一方面具有先天的地域优势，同时也因为地缘产生的用户优势也具有了，事实上已经有地方大型能源国企在做这样的规划。
第二是地区或者行业领导企业成立的售电公司。拿铝合金企业来说，一个铝合金企业和几个高耗能的铝合金企业联合，甚至把整个铝合金行业都捆绑起来，将铝合金厂的用电量集中一起去和电网以及发电公司谈判，以超级大用户的身份获取最优惠价格，另一方面行业中的企业都具有一定相似性，一家企业做的能效管理体系和工艺优化方案可以在整个行业中推广。
第三就是通过以大用户为核心，集合其他中小企业负荷的售电公司。这些企业通过给用户做能效管理和增值服务来吸引用户。目前我们公司选择的就是这种方式。除了地方政府成立的售电公司不能做到深入服务以外，后两类公司应该都是以服务为核心的。那么电网公司是否应该参加竞争性售电呢？九号文公布的六类售电主体中，从文件内容看，六类售电主体里是没有电网公司的。同时文件中提到的电网公司主要业务也不包括售电。按照九号文的意思，即使电网公司有营销人员剥离出来直接成立售电公司，这个公司也属于独立法人，与电网公司没有资本和业务关系。这对电网公司来说是非常大的损失。所以在电网应不应该参与售电这个问题上，背后斗争博弈是很激烈的，电改配套文件本来计划是六月底直接出炉的，但后来改成征求有关部门以及相关机构的意见计划七月底出炉。征求意见过程中国家电网组织了20个课题组对文件进行研究，电改小组内部也出现了两派意见，一直到现在配套文件也没有出台。
我个人认为新型电网公司的功能中将不包括售电功能。电网公司本身具有输变电、报装审批的权利，就有了在配电领域选择用户的权利，这在售电市场竞争中就可能存在不公平的问题。我觉得这次电改如果能做到让每个用户获得独立选择售电主体的权利，就是成功的。其实九号文的精神也不是不成立国家售电公司，只是要将现在电网公司的输配调度和交易业务分离开来，这样才能搞清楚所有环节的成本和利润。想实现这一点，电网就不能同时参与输配电、竞争性售电和交易中心管理，有人认为，如果电网公司直接参与竞争性售电，电改失败的可能性会比较大。我也认为，如果新型电网公司还包括售电职能的话，那这次电改也就失去了意义。
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前段时间贵州出台的文件有什么特定的意义呢？贵州的文件出台并非偶然。有很多关注电改的朋友都认为贵州文件的出台是有政治意义的，它给了大家一个方向，同时文件中明确了几件事要特别注意。
首先，特别明确了电网的盈利模式是输变电利润。输变电的价格标准是“历史折旧+运维成本+6%的利润”，其中是有利润存在的。而且电力结算全部在电网，因此电网公司拥有了一个强大的金融工具。
其次，文件中将贵州电网公司与贵州电力交易中心放在并列的位置上，意味着两者处于同等地位。隐藏信息就在于两者的分离，交易中心和电网没有任何关系。这个文件可以看出中央是不想电网公司参与竞争性售电的，但是也不想跟电网公司起直接冲突，所以通过这样一种方式传达自己的意思。也可以说这次电改博弈的过程也体现出我们高层的政治智慧是非常高的。就我个人了解的情况，各省在电改的过程中也在会比照贵州方案来界定电网和售电的界限。
电子商务在居民售电市场上面前景还是广阔的。尤其是BAT在C2C的市场上，市场非常广阔。来讲一个设想，现在我把我们的售电公司定位成能源互联科技公司，我们未来可能会做一个app，这个app除了售电和监控能效管理外，还可能会有一个商务平台。其实在给企业做能效管理网络之后，整个企业的信息通道也打通了，那么接下来的生产资料，生产工具的采购就可以通过这个app的电子平台来进行，也就会有电子商务产生。这个提供商不一定是BAT，更有可能是其他专业的设备生产商。所以在B2B这块，我认为BAT的接入深度有限。
但是对于C2C这一块，BAT能做的就非常多了。在整个服务体系中只有一个智能电子服务是售电公司可以做到的，其他的智能家居或其他电子商务方面的业务可能都要找BAT的企业来做了。所以我认为BAT在C2C领域的市场是非常广阔的，但是能不能介入B2B领域就要看他们平台下有什么东西了。可再生能源在电改过程中短期内将处于不利地位。电改对于可再生能源的影响肯定是有的。可再生能源本来就没有价格优势，电改之后价格上的劣势会表现的更加明显。但是之前也有文件中提到可再生能源将作为国家发展重点，那么政府一定会采取相应措施，比如配额制，来保证可再生能源的发展。具体措施配套文件应该会有详细描述。
分布式有几个阶段，第一个阶段是可再生能源需要依靠补贴，电网也需要投入大量资源调节可再生能源的出力，第二个阶段是可再生能源发电的成本低于煤电，那么煤电可能就会自愿成为备用电力，第三个阶段是储能问题解决后，传统能源将基本退出电力市场。（作者：彭立斌，北京君阳新能源投资有限公司总裁）
【他山之石：国外售电模式的探索】
德国售电公司多采用综合服务模式
德国目前的1000多家售电公司里，大多数采取的商业模式都非常接近：以电力批发交易商的身份从管道供应商即配电网公司那里租用电网给客户供应电力，按照最大负荷和年使用电量使用的价格模式给配电网支付费用，然后自己设计出不同的价格模型提供给个人和企业用户。
从理论上来讲，在固定的时间期限内，售电公司需要从电力交易市场上购得一定数量的电力，通过其供电区域内的配电网络，实时供应给与自己签约的各种客户。对电网公司来讲，他们就是消耗电力的客户;而对于终端客户来讲，他们又是商品提供者。
早期需要不断与从电力公司分离出来的市级能源供应公司竞争的售电公司们，随着市场的壮大以及慢慢站稳脚跟，并且逐渐的开发出各种灵活方便的综合方案。比如其中一家一听就有很网络气息的123能源公司，是一个在线提供电力和供气服务的新兴售电公司。他们虽然总部在德国南部，但是一样可以在柏林汉堡等各地发展客户，2013年他们的客户数量已经达到160万家，总销售额约16亿欧元。
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这家好比可以在北京供电的海南电力公司，最大的特色就是所有的业务都是通过网上来开展和完成，网上提交客户信息签约并收取账单定时转账，24小时0800客户服务电话，非常便捷。他们提供的主要价目类型分为基本型，标准型和豪华型，客户可以选择每月转账或者半年转账和年前预付等方式来获得不同程度的优惠，同时对于从其他售电公司转来的客户还提供奖金，也鼓励客户介绍客户加入获取资助等促销方式。
这种经营模式几乎和电信领域的虚拟运营商和金融领域的投资理财带来没有本质的区别，采取各种可能的方式优化服务和付款端的吸引力，但实际上的供电质量与售电公司无关，而由配电网公司来承担。因此从这个角度上来讲，售电公司们可以采取的降低费用的空间就非常有限，甚至很多时候给客户的感觉还是把事情搞复杂了，也未必省了很多钱。
美国Forgitit——根据用户用电习惯推荐最优用电方案
Forgitit是一家2013年成立于美国的综合电力服务公司，其迎合了竞争性电力市场中的用户需求，通过提供电力消耗监控等多种服务，帮助用户实时了解电力消耗水平及电力支出;一旦电力消费合同期满需要续签的时候，Forgitit的服务系统将自动评估市场中不同电力供应商所提供的用电方案，并根据消费者的使用习惯推荐最优方案。
根据Forgitit联合创始人Michael Jordan所述，Forgitit是将大型企业能源审计中所用到的技术应用到居民用电的管理之中，而公司的名字——Forgitit阐释了其创立的目的：通过创造一种新型的电力服务模式，让电力消费和用户选择用电方案的过程更加简单和廉价，从而使消费者可以Forgit it。
Forgitit主要监测用户的三类数据：实时的电力价格、用户电力消耗水平和电力账单。而用户每年只需向Forgitit支付$30，就可以通过手机APP实时获得这些数据。基于这些电力消耗数据，用户一方面可以实时了解自己的电力消耗，另一方面可以获取尖峰电价发生的时刻，从而做出需求侧响应，以减少电力支出。而Forgitit利用这些数据，可以了解用户的电力消耗水平，分析用户的用电行为，并进一步地对用户的负荷水平有一个基本的预判，结合实时的电价，形成数据分析引擎，从而在用户电力消费合同期满需要续签时，为用户挑选最优的用电方案，进而使用户获得便宜的电能。
与PowerToChoose.com网站不同的是，Forgitit为用户挑选最优的用电方案是基于其实时电力消耗数据，以实时数据作为选择驱动，将使挑选的结果更优化。
日本东京电力公司经营模式
（1）根据用户类型制定差异化的服务策略。将用户分为大客户和居民客户两类。针对大客户，东京电力公司首先明确大客户的需求，具体分为五大类：一是减少能源使用成本；二是进一步推进节能和环保；三是配备高可靠性的设施和设备；四是提高设备的维护和运行效率；五是减少客户投资成本。同时，明确了自身向大客户提供服务时追求的目标，即减少能源成本、减少能源消耗、减少二氧化碳排放量以及自身不必要的投资。
在明确客户需求和自身服务目标的基础上，东京电力公司提出了“为客户提供一步到位服务”的要求，服务内容包括：①为客户提供各种电价方案和电气设备方案的优化组合；②向客户提供电力、燃气、燃油最佳能源组合方案；③提供全方位的节能协助服务，帮助客户改进设备，实现节能目标；④兼顾包括通讯在内的建筑物设备设计、施工、维护等全方位设计服务。
针对居民客户，东京电力公司将其需求定位为：舒适性、节能、环保、安全、经济。为此，东京电力公司确定了对居民客户的营销策略，即推广IH炊具（一种高效的用电炊具）、节能热水器等高效电气产品构成的“全电气化住宅”。
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（2）利用多种手段帮助用户节能。一方面为用户提供节能服务，提供包括节能诊断、解决方案、维护设备及运营管理等服务。另一方面引导用户错峰用电，通过智能电表、通讯网络与服务器建立智能用电系统，分析客户用电情况和习惯引导用户行为，实现用户家庭用电结构的智能优化调控和平衡；与工业用户签订用电计划调整合同，针对通过工厂生产调整、迎峰度夏等而调整的负荷水平实施电费打折，根据负荷预测提前3小时通知用户调整生产流程，对高峰期用电起到很好的调节作用。
（3）注重技术研发，提高能源效率。公司设有技术开发研究所，对智能家居、建筑节能、电动汽车等开展研究。如在智能家居方面，东京电力公司研究将电动汽车接入智能家居控制系统，根据系统供电负荷情况以及预设方案进行充电或放电。
此外，还利用地源热泵、太阳能发电等技术，并通过储能和监控设备对室内环境温度进行调节，电器用电情况及环境状态也将被纳入统一监控，以此实现家居用能的集中调节及优化。
欧盟国家售电市场运行情况
1.售电市场价格
2013年，欧盟28国工业和居民税后平均电价分别比上年增加2%和4.4%。居民电价几乎是工业电价的2倍，样本居民均价为20.01欧分/千瓦时，而工业均价为11.73欧分/千瓦时。工业电价之所以低的原因之一，是工业用户参与市场的程度更高。居民电价最高的国家是丹麦，达29.68欧分/千瓦时，最低是保加利亚，9.03欧分/千瓦时。
图5 2013年税前/税后工业和居民电价
2.售电市场交易品种
ACER对大部分欧盟国家首都的售电市场交易品种进行了统计分析。主要有以下品种：
固定电价：价格在一段期间内固定，通常为一年，与市场价格变化无关。仅北欧市场的固定周期为半年。
变化电价：根据市场价格变化的价格品种。仅北欧国家提供按照现货价格加售电收益的品种。
管制电价：监管部门批准电价的品种。仅法国的管制电价是变化的。
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图62013年11～12月不同品种在各成员国首都城市售电量中占比
图6各国代码后的数字是交易品种。在已经签署的售电合同中，总体上固定电价品种比例较高，有851个品种，葡萄牙、比利时、意大利、匈牙利和德国首都以固定电价为主；变化电价品种有666个，含基于现货价格的品种，克罗地亚、爱尔兰、卢森堡、挪威和西班牙则以价格变化品种为主。
3.售电市场的竞争性分析
3.1批发和零售价差
一般来说，如果批零价差大，说明竞争不充分，会吸引新的售电公司进入而加强竞争，从而使价格下降。但实际上，各国情况的差异，有更多复杂的原因。例如：售电公司成本、市场波动性和成熟度、发售电双边长期合同、用电负荷水平、售电市场规模、垂直一体化公司不同业务板块的经营策略等。
图7 2008～2013年电价批零价差（蓝色为电价，黄色为气价）
如图7所示，批零价差一定程度上反映了售电公司运营成本，如何争取和留住客户。例如，用户切换率较高的英国、爱尔兰和荷兰，售电公司竞争激烈，需要更多营销和客户服务成本。户均用电量也对批零差价有影响，如瑞典，户均用电量几乎是欧洲平均水平的2倍，批零差价就相对较低。个别出现负值的国家，拉脱维亚和罗马尼亚，说明市场功能破坏，使监管风险增大，长此以往将最终对用户不利。图8显示，零售价的变化并不和批发价完全对应，2011～2013年批发价下降，而零售价上升，售电公司的价差也提高了。即使在一些无电价管制和市场集中度低的国家，反映售电市场的一些指标也比较好，批发和零售电价的关系曾一度认为是确定的，但售电公司的批零价差也在增长。只有挪威堪称“标杆”，批零价差是动态的，跟随现货市场的变化。
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一般意义上，售电交易品种很多，大部分不能完全动态地和批发市场一致，这也是批零价差增长的原因之一。
图8 2008～2013年批发（黄线）、零售价（绿线）及价差（棒图）
3.2用户表现
用户表现是市场竞争性的重要因素，主要指标是用户切换率，即每年更换售电商的用户占总用户数的比率。居民用户不能像工业用户那样和售电公司谈合同，售电公司一般对居民用户提供标准形式和合同和条件，居民用户的切换对分析市场竞争性更有意义。图9比较了各国2013年居民用户切换率和2008～2012年4年平均切换率。
图9 2013年（蓝）和2008～2012年（黄）平均居民用户切换率的比较
2013年，切换率超过10%的国家有8个。大部分国家仍然较低，还有不少国家切换率为零。从切换率变化趋势看，大部分国家2013年比前4年均值有所增长。尽管如此，大多数国家改变过售电商的用户占全部用户比例仍然非常低，比例超过25%的国家有5个，依次分别是英国、比利时、挪威、葡萄牙和捷克（见图10）。
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图10 2013年改变过零售商的用户（蓝为电力用户）占全部用户的比例
一般来说，售电市场开放较早的国家的用户切换率相对高于市场化改革较晚的国家；但也有个别例外，比利时和葡萄牙在近几年完全开放售电市场后，用户切换率甚至超过开放较早的国家。
在大多数成员国，用户可通过改变售电商而明显节省电费，根据分析和统计，将原有售电商和选择更便宜的售电商相比，2013年居民用户存在节省年费用为从16欧元（希腊）到378欧元（德国）的可能性。尽管有很大的潜在效益，但仍然有大量用户未改变售电商，这主要是：节约费用不清晰、难以选择的复杂电价结构、对配售分开的情况一无所知、对服务的担忧等。
对居民用户电价的管制仍然不同程度存在于部分成员国，尽管管制的方式和程度有所不同，至2013年底仍有15个国家对居民用户电价进行管制。
4.用户权益保护
第三能源法案在条款3中高度强调了用户权益保护，并要求将其转换为本国法律。主要是普遍服务、某些情况下的限制断电、计量、弱势用户保护的信息公开等方面。
4.1普遍服务
普遍服务是指用户有权接入电网，以合理、清晰、透明和无歧视的价格得到电力，并不能随意对用户断电。
为实现普遍服务，要求各成员国指定兜底售电公司。兜底售电公司的保护范围是居民用户，主要有以下三类:
第一类主要是涉及支付电费问题。居民用户未在市场上找到售电公司（A）或因未付费而被解除售电合同（B）；
第二类涉及配、售电公司问题。居民用户的售电公司破产或改行（C），吊销售电（D）或配电（E）执照；
第三类涉及用户懒惰行为。居民用户搬家时未选择售电公司（F），市场开放时未选择售电公司（G），售电合同到期（H）。
各国的保护范围有所不同，详见表1。只有1个国家未指定兜底售电公司（I）。
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德国“能源Airbnb模式”再思考：其售电模式是否适合中国?
表1 2013年按兜底售电公司保护范围分类统计（国家个数）
各国在法律上，因用户欠费均规定了延后一定时间再实施断电的范围。最长的比利时，因地区而不同，在65～200天之间；最短的是斯洛文尼亚，只有10天；大部分国家在一个月左右。
4.2弱势群体保护
第三能源法案要求对弱势群体定义并实施保护，未做出明确定义。各国因情而异，一方面考虑个人状况，如年龄、健康、残疾等；另一方面考虑特定情况，如失业、经济危机持续时间等。具体保护措施大致有：大多数国家不允许对欠费弱势群体断电；优惠电价或申请社会福利的措施也较多采用；少数国家采用提供一定数量的免费电量或减免电价中的部分分量（电量费、税、其他费等）。
4.3信息公开
用户最关心的是电价信息，各国规定所有不同。对于固定电价合同，7个国家法律规定不允许价格；14个国家法律规定价格变化要在15～90天内提前告知，有些国家则未规定提前通知的时间。对价格变化合同，11个国家对提前通知价格变化的时间做了法律上的规定。几乎所有国家的收费帐单上包含了足够的信息，主要有：电价结构、售电商转换、配售公司情况、实际及预计用电量、付费方式、电量结构、合同期限、单点联络和争议解决方式等。
4.4改变售电商
改变售电商是用户从市场获益的主要方式，也反映了市场的竞争程度，改变售电商实现的时间越短。市场竞争则越充分。第三能源法案要求3周内完成用户对售电商的改变。各国在法律上均做出了规定，满足第三能源法案的要求。
图11 2013年改变售电商允许实现时间（蓝色为法律规定、黄色为实际情况）
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