售电公司盈利模式（精选8篇）
但是, 请注意: 在双方签订该战略合作协议后，必须就该战略合作协议内容及双方商议的内容保密，做好保密工作，确保不可对任何人透露，否则即构成内幕消息泄漏，将有机会被联交所责罚及需马上就该战略合作协议刊登公告。
售电公司盈利模式探讨
新电改方案出台两个多月来，全国不少地方开始注册成立售电公司。但是售电公司具体的盈利模式还未明确，下面小编为您整理了德州的售电公司运营模式，希望能给国内的售电公司带来启发。据《证券日报》记者统计，在山东、黑龙江、深圳和江苏等地已经成立了16家售电公司。业内认为，未来将有更多的售电公司成立，来争抢售电市场这块肥肉。
据统计，若售电侧有10%的收益，则可贡献超过千亿元的利润蛋糕;若有20%的利润，则可贡献2200亿元左右的利润。
但是，第一张售电牌照将花落谁家目前尚不确定。业内人士认为，售电牌照会以试点的方式发放，由于电力市场的特殊性，不会一下子放开这个市场，第一张售电牌照可能出现在拥有国资背景的发电集团。
各地涌现16家售电公司
新电改方案提到，将有序向社会资本放开售电业务，鼓励社会资本投资成立售电主体。就在新电改方案下发后不久，3月24日，深圳第一家民营售电公司--深电能就注册成立，这在当时引起市场轩然大波。
民资想要进入售电市场的愿望可见一斑。随后，深圳市深能源售电有限公司、深圳茂源电力销售股份有限公司作为民营售电公司正式开业运行。
5月21日，国家能源局山东能源监管办确认，山东省国能山东售电有限公司、山东龙飞售电有限公司日前通过工商行政部门的名称注册许可，获准成立。
另外，根据山东省工商局登记办理业务查询系统显示，“山东神华售电有限公司”、“山东省黄金售电有限公司”、“山东鲁核售电有限公司”、“山东富能售电有限公司”四家企业正在提出注册申请，还在走程序。
国家能源局山东监管办公室表示，售电企业的注册成立，是山东作为能源大省对电改积极回应的标志。中央关于电力体制改革的意见下发后，各方面高度关注。
同时，黑龙江也成立了四家售电公司，还有一家黑龙江龙能售电股份有限公司仍在注册中。
值得注意的是，近日，神华集团董事长张玉卓公开表示，神华将探索成立电力销售公司，主要通过互联网平台销售包括新能源在内的电力产品和碳配额。
这是首家表态将参与售电业务的央企。截至目前，五大电力集团尚未对外公布相关信息。据《证券日报》记者粗略统计，目前全国已经成立16家售电公司。此外，各地还有一些售电公司尚在筹备中。
但需要各方注意的是，第一张售电牌照将花落谁家目前尚不确定，如春笋般涌现出如此多的售电公司，未来能否拿到售电牌照的不确定因素也很多。
华北电力大学教授曾鸣向《证券日报》记者表示，现在注册售电公司比较容易，民企的积极性也很高。售电公司注册时间的先后关系不大，什么时候开始放开售电业务才是最重要，要等相关的配套出来以后才能有所作为。由于电力市场的的特殊性，这些售电公司要做好准备，毕竟不是普通的商品，售电能力很重要，尤其以前是从事其它与电力没有关系，没有任何经验的公司。
售电商盈利空间在哪里
模式一：
德州ERCOT电力市场被认为是北美最为活跃的电力市场，在六大输配电服务区内有数百个大大小小的售电商，ERCOT所覆盖的德州85%的负荷都有自由选择供电商的权利。在一个发电侧和售电侧市场都较为成熟的电力市场里，数百个售电商的商业模式为何?它们如何赚钱? 盈利基础：赚差价
德州电力工业改革始于1995年的SB373法案，随后几年通过对原有垄断型电力企业拆分、持续的市场设计和改进，在2002年1月1日,德州ERCOT市场内全面开放自由竞争，如今已经形成发电、输配、售电完全分离的格局，ERCOT在1996年成为美国第一个ISO，既是现货市场运营者、系统调度者、输电网运营者，也是售电的控制中心(Control Center)。电力市场的主要监管者为德州公用事业委员会(Public Utility Commission of Texas，简称PUC)，负责市场规则制定、参与者准入、输配费率核定、市场行为监管等。
售电商展开售电业务之前需要经过PUC认证许可。进入市场的售电商，很多会根据自己的负荷量、服务类型与发电商签订长期合同，并且与其他的发电商、市场商人一样参与ERCOT运行下的现货市场，购买所需电量。输配电商不允许拥有售电公司，输配费率由PUC严格监管，售电商在当地使用相应的输配服务，需要与当地输配电公司签订服务合同，按照公开的输配费率按电量向输配公司支付费用。输配公司负责读表计量，用电量数据一方面上传控制中心——ERCOT，一方面发送给售电公司，售电公司以此作为收取电费的依据。
发电商和输配电商都不直接面向用户，售电商直接接触用户,代表用户买电、收取电费。售电商可以根据自己的成本设计自己的电力“产品”，自行设定费率、自行收取电费——PUC不会管制售电商的费率。根据PUC的要求，所有售电商都要把自己的居民用电产品和细则公布出来，PUC会把这些公布在政府网站Power To Choose上，以供用户选择，用户可以在网站上进行对比，选择合适的套餐和供电商。售电商一方面通过包括中长期合同在内的场外合同、批发侧市场买电，另一方面直接面向用户售电。所以，在这里就不难看出，售电商“最基本”的盈利方式为赚差价——
盈利=收取的电费—成本
如果仅仅看售电盈利，营收是售电电量×售价，根据售电商设计的电力产品种类不同而不同;成本则为浮动成本(电量×浮动电价、营销成本等)，加上固定成本——公司行政成本、IT系统成本等。
想要盈利最大化，售电商要做的就是最大化收入或最小化成本。
赚差价最根本的是负荷预测
在有竞争的情况下，获得收入、控制成本对于售电商而言，最根本的就是负荷预测。负荷预测越精准，售电商越有把握。一方面，在批发市场买电会有把握要买多少电——无论是用来满足自己服务范围内的负荷需求，还是通过金融合同买卖在实时市场赚钱;另一方面，卖电也会心里有底，该设计怎样的产品、套餐、服务费去赢取用户、获得收入。
每个售电商都会有模型做未来负荷预测，不同的模型算的结果可能有很大差别，有时候会与实际负荷相差超过10%以上。负荷预测包括对全系统的负荷预测与对单独客户的负荷预测。举个例子：ERCOT市场内某一天负荷峰值预测为45GW，10%的预测误差就是4.5GW，而ERCOT实时市场平均价格最低可以有负200美元/兆瓦时，今年最高时又会达到9000美元/兆瓦时。由于这10%的预测误差，一个供电峰值100兆瓦的售电商可能对批发市场价格误判，没有在可能的电价高峰做出合适的对冲决定，结果全部从现货市场买入，峰值小时电量100兆瓦时乘以这个最高电价9000美元/兆瓦时，那10%的预测误差就意味着近百万美金的支出。
购电成本过高，盈利就会大幅缩水。由此，售电商要保证“售电业务”盈利，最重要的是做好负荷预测。
如何获得准确的负荷预测?了解客户、完整数据、计算模型，都非常重要。
大的售电商会有自己的数据系统、工程师团队，专门进行负荷预测。ERCOT每天都会公布负荷预测数据，售电商也可以用作参考。美国还有很多第三方供应商提供此类数据服务，售电商可以直接买来用。
另外，有些时候电价高峰时期与用电高峰时期并不重合，这也是考验售电商预测能力的时候，如果能够合理预测到何时电价高、何时电价低，对于控制成本非常有利。夏天德州非常热，以2011年为例，达拉斯连续数日超过40度，供不应求的情况下每天平均电价可以达到650美元/兆瓦时，相当于6毛5分钱一度，换算成人民币为4元/度。但实时市场价格是波动的，在负荷压力较小、风电又比较足的时候，批发市场平均电价接近0，这就意味着此时售电商的买电成本是0。如果能在用电低谷、供应充足时买电，买电成本就会大大降低。可见，一旦预测到位，就可以一方面根据需求参与市场，另一方面规避峰时买电，全面控制购电成本，扩大营收，保证利润。
成本控制：金融工具
购售电是售电商保证盈利的“基础业务”，美国电力市场活跃性高、流动性好，在买电卖电物理合同之外，售电商可以通过更多复杂的金融工具去规避风险、控制成本、增加收入。
电力市场既包含现货市场(日前市场、实时市场、金融输电权市场等)，也包含场外交易，售电商都会和发电商签订长期的电力合同，且合约量往往超过实时市场和日前市场实际需求的量，售电商以此规避风险、保证供应。在这之外，还有短期的双边交易，售电商可以与ERCOT市场里的市场商人——摩根斯丹利、花旗等中间人进行各种各样的交易。在电力市场里，售电商就可以通过不同的非物理性合同去保证自己的经营。
在电力市场之外还有一个很重要的市场——大宗商品交易市场。参与者可做远期、近期的电力期货，买卖很多不同的金融产品。
美国的电力市场流动性好，电力市场和金融市场结合得也就好，这样一方面带动市场参与者(包括售电商)参与自控市场的热情;另一方面，参与者抗风险的能力更强。
在具体操作上，举例来说，买家卖家可就下个月的平均电价去签金融合同;也可以交易热值，热值乘以原材料价格就是发电成本。原材料价格的风险和发电机组组合的风险可以分开，比如说交易热值是6，如果天然气价格为3，那么电价是18;如果天然气价格为4，电价则为24。那么，如果锁定热值为6，无论天然气价格是3还是4，都可以锁定这个价格。再者，可以交易原材料，比如天然气或煤。
一个售电商会通过利用以上所有的工具来最小化成本、获取收入。
各个公司的策略各有千秋，都是根据自己的规模、目的、负荷等因素自行规划布局，如果没有滥用市场力，这些都不受PUC管制，这些策略也可以算作每个售电商的“商业机密”。虽然PUC规定，售电商需要上报半年报、年报，向监管者汇报经营状况，但赚多少钱、怎么赚钱、用户规模、合同数量这些数据从来不会公开。向PUC询问，PUC也不会随意公布这类信息。
收入增加：附加值服务
如果把购售电赚差价的盈利算作基础盈利，售电商在这个“1”的基数之上，整体盈利事实上是1+X，这个X就是附加价值。
售电商面向用户侧的是相对简单的合同，例如包含度电价格——500度以下、1000度以下、2000度以下的大概价格，用户服务费，输配服务费;也包含合同的时间、违约条款等——非常类似于国内手机套餐的详情介绍。
所有的售电商参与的都是同样的ERCOT市场、大宗商品交易市场，售电公司可以通过良好的谈判策略同发电商取得价格更优的合同，也可以通过操作多种金融工具控制成本，但获取“1”的形式大致相似，因此盈利手段的差别就往往体现在“X”上，一个售电公司通常会有多个电力产品(套餐)，有不同的服务周期、不同的新能源、不同的供电服务等，这些都是“X”的来源。
那售电商获取“X”的方式具体有哪些?
第一个增加附加价值的途径，就是数据利用。举例而言，如果有一个公司把自己的电费单电子化，用户通过手机App就可以实时观测自己的用量，这种APP比传统纸质电费单多给用户提供的，就是附加值。现在德州智能电表普及度很高，可以精确到每个家用电器用多少电，有的售电商就会以此为契机，在电费单上加上这些细节。
在这方面，美国的公司很活跃，很多创新企业都在做。但这也好比从座机演变到iPhone，需要一个过程。不过一旦有了第一台大哥大，后续慢慢就会有滑盖手机、翻盖手机，竞争会促使不同的企业去创新，开发不同的产品，很多玩家进来就可以做出更多新的花样，整个行业一步一步就会慢慢变得更好。每一个新产品可能都会有喜爱它的用户，那这家公司就给这群用户创造了“用电”以外的附加值。
在这个基础上，售电商还会更进一步，针对用户的用电行为提出节能建议。比如说建议在晚上11点之后给家里的电动车充电，而不要在早晨充电，这样下来一个月预估会节约多少钱，用户一看，可以省钱，可能就比较感兴趣。再者，有的公司还会提供“邻里比较”，把你的用电情况和周围一个小区的平均水平对比，一对比发现自己省电程度超过了周围80%的人，可能就会分享到社交网站上去。总而言之，这里有很多有意思的点子。无论何种新产品，用户喜欢或在意这一项服务，就会愿意多为一度电掏出1分钱，那德州目前的售电电价水平在约8—17美分/度之间，用户愿意多掏出1美分，对于售电商而言就是盈利点。
第二，针对工商业用户的能源管理服务。工商业用户用电量大，功率大，他们对能源管理更为重视。如果一个炼钢厂需要设置一个50个人的部门去搞电力市场分析、设备管理、节能方案设计，对于企业而言是非常大的成本，相比之下，它们更愿意找卖电给它的人——售电商。售电商对于电力市场、用电管理比工厂要熟悉得多，好的能源管理一年可以为企业省下几十万、几百万，这里的盈利空间就非常大。
第三，需求响应。需求响应并不是简单的“丰枯电价”，正如上文所提到，用电高峰未必是电价高峰，售电商需要依据自己的准确预测，灵活地去处理，给用户提供易于理解的、行之有效的、可以省钱的方案。
用电高峰的很多用户需求是刚性需求，价格高，需求也无法减，横竖要拿钱，用户参与需求响应的积极性就会受挫。售电公司这时候就有了可作为的空间，可以根据用户用电特性，提供“刚性需求响应”或“软性需求响应”服务产品。售电商和用户签好相应的合同以后，硬性需求的响应和软性需求的响应在实际操作中就不同了——硬需求响应就是，售电商告诉用户，这个时候必须关闭几台空调，那么就一定要关掉，这是签好合同的，只有按合同关了，售电商才可以给钱;软需求响应更多是一个提示，售电商告诉用户，如果你今天下午继续用这些电量你可能要花多少钱，如果你省多少电的话需要多少钱。软需求响应的产品就是大工业用户所喜欢的了。
第四，分布式能源管理。比如说一个连锁超市想要在自己的卖场屋顶建太阳能电池板，但如何管理这些发电、用电，这些发电是否上网?隔行如隔山，电力市场比普通商品市场又更为复杂，对于一个超市运营者而言这就很难。也就是说很多企业想建新能源，但不会管理。这种情况下，用户还是倾向于去找自己的售电商。所以这对售电商而言，也是很大的一个盈利点。
总而言之，售电商想要赚到钱，一是需要好好参与市场——电力市场和其他金融市场，把成本降到最低;第二，通过好的产品设计、套餐服务，让营收非常高;第三，通过创新服务，为用户创造附加值，赚取收入。无论如何，降低成本，提高收入，才能实现利润最大化。
模式二：
1、电力销售和需求侧响应
电力销售包括电力趸售和自建电源销售。售电公司可以从外部购电，赚取差价，也可自建电源，赚取增值。在售电公司发展之初，电力趸售是主要业务模式，降低外购电成本是售电公司的核心任务。在电价放开之后，如何购得低成本电量，如何利用电价波动降低购电成本将成为售电公司最重要的课题。需求侧响应也是售电公司的盈利来源。结合大数据分析和用户负荷预测技术，积极进行用户负荷管理，自建需求侧响应设备，参与电网系统的调峰和调频，赚取官方补贴或市场化收入。
2、用户增值服务
前文讲到，以电力消费为入口的增值服务具有广阔的空间。用户服务的形式是多样的，有些是为了增加用户粘性，有些是直接赚取了收入。例如：
①为用户提供个性化套餐，帮助用户节约用电成本。比如单身贵族套餐、三口之家套餐、商业综合体用户套餐等等，满足各种定制化服务。
②开发用电管理系统和移动应用，包括个人电费管理、智能家居控制和电动车充电等各种应用，除了可以方便的管理自己的电费账单、查阅用电数据和各种价目，同时还可搜寻附近的充电桩，控制家里可远程调控的电器设备，了解最新的电价和能源信息。
③帮助用户进行能源管理并获取节能收入。通过智能用电终端和节能管理软件对用户的用电行为进行分析诊断，为用户提供节电设备，提高智能化控制水平，改善用户用能习惯等等。
④以用电查询管理系统(包括网站、手机APP、微信公众号)为入口拓展其他业务。如，在线购物，衣食住行导购与其他服务商的嵌入、定制化信息服务、家庭分布式电源安装、广告展示与推送等等。成立售电公司的总体思路与操作策略
1总体思路
①注册公司：注册成立售电公司，经营范围包含电力销售。当前已有多个省份成立了售电公司，并完成了工商注册。
②获得售电牌照：根据现行的《电力法》，从事供电业务要取得电力行政管理部门颁发的《供电营业许可证》。当前售电牌照还并未正式下发，但据称，国有发电集团将优先获得售电牌照。
③划定售电区域落实用户：获得售电牌照意味着具备了售电资质，还需要与政府、电网协调，划定售电区域，落实电力用户。
④存量部分租用配网，增量部分建设配网：新电改并未提出配售分开，所以配网还要纳入售电公司考虑范畴。配网原则上可建设、可收购、可租用，宜根据实际情况确定最佳方式。
⑤建设分布式电源：根据售电区域实际情况建设分布式电源，结合冷热电多能源联供提高能源利用效率，结合能效电厂理论提高需求侧响应水平。分布式电源是行业发展趋势，是推动能源革命重要力量，国家对于分布式发电的政策和补贴支持将越来越完善，为分布式发电创造经济性。
⑥推动直购电交易，降低总体购电成本：推动政策支持售电公司进行统调计划外的直购电交易，利用发电侧的市场竞争降低总体购电成本。当前广东电力行业已经从统调计划内拿出小部分电量作为市场电，在当前电力装机供大于求的情况下，市场电价格有所降低，节约用户的购电成本。
2操作策略
①争取本省(市)首家售电牌照，并紧密跟进本省(市)政府谋划“新电改”、“能源互联网”等试点工作，在获得牌照后立即申请省(市)级售电公司试点。省(市)级试点有利于优先落实电改政策，以及与电网公司协调关系。
②推动售电公司直购电政策。售电公司前期盈利还需要靠电力趸售，后期也需要为用户提供有竞争力的优惠电价，通过直购电降低购电成本是最佳方式。这里讲的直购电是广东模式，并非其他省份之前推出的大用户直购电政策。二者的区别在于广东的直购电量是在发电统调计划之外的，是市场电;而其他省份的直购电量还要从发电企业的计划电量中扣除，相当于还是计划电。采用广东模式既符合新电改精神，享受电价降低的优惠，又可以避免其他省份遇到的“变相地方优惠”诟病。
③着重建设核心业务竞争力，包括用户服务能力和需求侧响应能力。售电公司具有显著的用户服务属性，其业务范围直接深入到用户对电力的使用、查询、测算、习惯、节能等，必须以互联网公司为榜样做好用户服务，增加用户粘性。此外，售电公司作为电力交易的市场主体，在政策具备的情况下，应从需求侧响应、调峰调频激励、电价逐时变化中挣取收入或降低成本，提高公司综合效益。④争取售电区域涵盖居民、商业、工业等多业态。单一业态不利于售电公司的经营和发展。居民用户电价低，但互联网入口价值大;商业用户电价高，但属于电网公司最优质用户;工业用户用电量大、负荷相对稳定，但能源管理的潜力较小。所以，综合多种业态，才能更好的匹配用户负荷，发掘节能潜力，创造更高价值。
四、售电公司业务拓展展望
1跨区域售电前景广阔
售电公司的业务可在广度上进行跨区域扩张，跨区域售电分为两个层次：
一是售电公司形成完善的、有竞争力的、可复制的业务模式，在多个区域复制其售电业务;二是售电公司实现对用户的自由获取。售电公司与用户、配网通过智能电表进行计量、结算，与移动通信用户通过SIM卡计量结算类似，完全摆脱硬件和地域限制。
层次一在当前技术条件下就可以达成，只要电力体制为售电公司创造出发展的空间。层次二还有赖于技术进步，即智能电表的发明，此智能电表可以实现在电网的任何角落都能实现交易双方的标识、计量和结算。届时地域壁垒和硬件壁垒将彻底垮塌，售电公司实现对用户的自由获取，也就拥有了一个最广泛的、扁平化的用户市场。售电公司将具有互联网公司一样的爆发力和成长性，其前景极其广阔。2以区域售能为基础打造能源互联网平台化公司
售电公司在狭义上的理解是提供电力，在广义上，售电公司可以是综合能源供应商。在国外，售电公司实际上就是售能公司，很多公司为用户提供电、气、热、冷等多种能源供应。售电公司可在区域综合能源供应的基础上，进一步实现区域能源互联网，通过建立平台化的机制，运用金融创新手段，形成可持续、可复制的商业模式，打造能源互联网概念上市公司。
区域能源互联网的内容非常丰富，其本质上不是一个项目，而是一个融合多技术、集成多项目的平台，所以必须用“平台化”的思维来运作，坚持“开放、透明、协作”的理念，建立“有准入、有评价、有考核、有退出”的平台运行机制，在各子领域广泛引进专业化公司参与投资和运营，逐步实现能源互联网各种技术、概念和商业模式。
平台公司应以“透明化运营”为抓手，顺应公共事业透明化经营的趋势。要求所有参与者须实时公示主要技术指标，对外披露主要经济指标，并建立数据中心，所有参与者实时上传运行数据，平台内部实现运行数据共享。“透明化运营”既可以为参与者的评价、考核、资产评估提供数据支撑，是建立“有准入、有评价、有考核、有退出”的平台运行机制的基础性措施，又非常契合互联网时代协作与共享的开放理念，可以有效促进技术进步和商业模式创新。
平台公司还应大力进行金融创新，顺应资产证券化的趋势，顺应公共事业投资多元化的趋势。在平台内推行项目资产证券化，为所有子项目的资产、权益标定价格和创造流动性，实现资产、权益有价有市，为投资、融资、转让、退出提供高效的资本运营机制。同时应按照“强化运营权，淡化所有权”的理念，大力吸引社会资本广泛参与投资，并结合资产证券化，以项目资产、股权进行直接融资，推动成立联合控股公司上市进行融资。以上金融创新手段是实现“有进有退”机制、滚动发展和持续经营的必要保障。
五、结语
腾讯公司成立于1998年11月, 经过短短十几年的发展, 目前已成为中国互联网综合服务提供商之一。截至2011年9月30日, QQ即时通信的活跃账户数达到7.117亿, 最高同时在线账户数达到1.454亿。腾讯的发展深刻地影响和改变了数以亿计网民的沟通方式和生活习惯, 并为中国互联网行业开创了更加广阔的应用前景。站在互联网行业金字塔上端的腾讯现在有以下获利方式。
1. 腾讯IM软件
腾讯的IM软件之一就是腾讯QQ, 它以免费的方式提供给广大网民使用。早在2004年4月, QQ注册用户数即突破3亿大关。2010年3月5日, 腾讯公司宣布QQ同时在线用户数首次突破1亿。腾讯即时通讯软件QQ是腾讯旗下的核心产品已经毋庸置疑。
腾讯QQ是腾讯的核心产品, 即时通讯是其基础业务。腾讯对其核心产品实行免费下载, 对其基础业务实行免费使用, 这使得腾讯积累了大量的用户, 发展了数以亿计的使用人群, 为腾讯的后续产品和增值服务销售奠定了强大的客户基础。
2. 腾讯网络游戏
QQ游戏从2003年8月18日开始试运营, 借助腾讯QQ用户的发展, QQ游戏的最高同时在线人数从试运营第一天的100发展到现在已超过62万。中国网络游戏的市场份额自2006年到2010年一直保持在10%以上的水平。2010年中国网络游戏用户付费市场规模达到352.1亿元人民币。腾讯游戏自2003年推出小型游戏门户QQ游戏, 经过数年的发展已经在网游市场占有重要地位。2008年腾讯依靠网络游戏取得收入23.26亿元人民币, 占总收入的32.50%;而2010年腾讯依靠网络游戏取得收入95.10亿元人民币, 占总收入的48.41%。在2010年腾讯的网络游戏几乎拿下了中国网络游戏市场规模的1/3, 由此可见, 网络游戏是腾讯公司的摇钱树之一。
3. 腾讯门户网站及其广告招租
腾讯网是腾讯公司推出的集新闻信息、互动社区、娱乐产品和基础服务为一体的大型综合门户网站。旗下的主要产品有搜搜、腾讯微博、问问等, 也是腾讯为本公司和其他公司发布网络广告最多的地方。2011年我国互联网广告市场规模达到511.9亿元人民币, 预计2012年这个数字将升至790.9亿元人民币。2007年腾讯公司依靠网络广告取得收入4.93亿元人民币, 占总收入的12.90%;到2011年腾讯公司依靠网络广告取得收入19.92亿元人民币, 占总收入的6.99%。
4. 相关增值产品
腾讯软件的免费使用给腾讯公司积累了巨量用户, 增值业务自然成为腾讯公司的从用户腰包“吸钱”的手段之一。腾讯公司在其IM软件、网络游戏和门户网站的基础上, 推出了各式各样的无线、固网及互联网增值业务, 像移动QQ、超级QQ、QQ会员、QQ秀、QQ空间、腾讯朋友、QQ音乐等。对于增值业务的经营, 在推广方面腾讯公司依托QQ的强大用户基础采取线上和线下的推广、积极组织线上和线下活动。在吸引用户方面, 使用促销、打折和捆绑相关业务的方法。在收费渠道方面, 购买的用户可以使用手机、网银、固话、财付通和Q币支付等。随着腾讯公司对新产品的开发和新技术的出现, 增值业务的范围不断扩大, 内容也在不断增加。2007年腾讯依靠互联网增值服务取得的收入25.13亿人民币, 占总收入的65.79%;依靠移动及电信增值服务取得的收入8.07亿元人民币, 占总收入的21.14%。而2010年依靠互联网增值服务取得的收入提升到230.42亿元人民币, 占总收入的80.79%;依靠移动及电信增值服务取得的收入提升到32.70亿元人民币, 占总收入的11.51%。在短短的几年内依靠互联网增值服务取得的收入翻了将近10倍。
二、腾讯公司盈利模式中存在的问题
互联网的盈利模式众多, 尽管有些盈利模式发展已经很成熟了, 但是这其中也有很多问题存在。
1. 收入成本增长过高
收入成本是指组织在运营过程中, 产生收入部分业务所消耗的成本。一个企业想要盈利就必须开源节流, 降低收入成本。换而言之, 成本和开支的增加必然会减少企业的利润, 如果长时间放任成本和开支的增加, 就势必对企业的发展不利。下面让我们看看腾讯公司各项业务的收入成本表 (图1) 和各项开支表 (图2) :
从图1中可以看出, 自2007年至2011年腾讯公司的互联网增值服务收入成本所占总收入比重不断增加。其数值从2007年的6.27亿元人民币增加至2011年的76.33亿元人民币, 在短短的几年里互联网增值服务的收入成本增加了12倍。而依靠互联网增值服务所取得的收入只增长了9倍, 利润只增长了8倍。这样高的收入成本和收入成本增长率确实令人担忧。
2010年腾讯公司在推广及广告上的费用为5.57亿元人民币, 2011年这一数字上升至14.04亿元人民币, 增长率高达152.06%。2010年腾讯公司在花费在移动及互联网内容供应商的费用为27.97亿元人民币, 2011年这一数字上升至48.43亿元人民币, 增长率高达73.15%, 净增加20.46亿元人民币。面对如此高增长率和高净值的支出, 腾讯公司成本增长高的问题已经浮出水面。
2. 网络游戏的市场定位与企业社会责任的冲突
产品定位是指一个企业通过提供什么产品和服务取得收入, 这是企业价值实现的基础。在营销理论中, 对目标市场的准确定位也是企业选择营销策略的基础。目前很多互联网企业对客户缺乏准确的定位, “免费”的网络游戏盈利方式造成了一些社会问题, 因为在该类网络游戏中, 不论网络游戏玩家在线时间多长都是免费的, 这就导致许多青少年沉溺于网络游戏之中而不能自拔, 严重影响了身心健康。腾讯QQ作为新型的沟通工具被广大的“90后”使用, 而腾讯公司推出“一号通用”的模式并在腾讯QQ平台上不断推广其网络游戏, 因此腾讯网络游戏的玩家大多是“90后”, 企业的社会责任将面临挑战。
三、腾讯公司改革盈利模式的建议
1. 技术创新
互联网本身是新技术的产物。互联网技术的创新是互联网发展的核心力量, 是互联网经济发展的第一驱动力。互联网技术创新的意义在于, 通过技术创新采用新的网络技术, 减少技术成本。为此, 腾讯公司应当加强企业的技术创新投入, 技术创新的根本在于拥有核心技术, 可以通过直接收购技术、以合资形式实现市场换技术、先模仿再消化提高、独立研发等方法获得。其中独立研发应该成为腾讯公司努力的主要方向。
2. 市场定位合理化和承担社会责任
企业要实现盈利, 就要抓住客户。产品定位包含三点:第一, 产品的差异化。由于消费者的需求差异, 定制差异化产品可以满足不同消费者的偏好, 这是产品定位策略的中心。第二, 产品的价格差异化。价格差异化是产品差异化的要求。信息产品通常是免费的, 但是为满足部分消费者获得更多专业信息的需要, 企业可依据消费者的个人喜好对提供的专业信息产品收取高价, 获得更多的级差利润。第三, 产品的创新原则。许多产品由于进入的壁垒较低, 产品同质性严重, 形成恶性同质竞争。腾讯公司应当加大技术投入和研发力度, 开发受消费者欢迎的互联网产品。细分产品针对不同客户实行差异, 保护青少年健康成长, 呵护祖国花朵。作为互联网企业的巨头要主动承担保护青少年的社会责任。
参考文献
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[5]靖小伟, 郑琴.数据外泄:“老问题”瓶子装“新挑战”的酒[J].中国信息安全, 2012, (2) :52-54.
[6]韩婷婷.如何正确发挥网络口碑营销的魔力[J].教育教学论坛, 2010, (1) :23-32.
关键词：财务内控 乳业公司 盈利能力
衡量一个公司盈利能力的大小，仍主要考察其市场占有率程度。根据经济学观点，企业在特定市场区域下的该商品领域获得20%的占有率，将拥有议价能力；若占有率达到40%以上，则将形成事实上的垄断。将目光移到乳制品市场环境中发现，不仅存在着大量的国内品牌产品，还存在着数量不少的洋品牌。这就意味着，在激烈竞争的背景下公司盈利能力的增强，需要从产品生产和营销两个方面做文章。而作为公司财务内控部门，也需要围绕着这一核心目标起到资金支持作用。
从现有的文献中不难发现，针对乳业公司财务管理的讨论缺少一定的问题指向。即使存在着问题意识，也只是从技术视角来优化会计流程本身。面对当前乳业市场格局的激烈振荡，以及振兴民族品牌下企业社会责任的树立，需要将财务内控纳入到增强公司的盈利能力上来。
一、对增强公司盈利能力切入点的认识
上文已经指出，本土乳业公司需要在生产和营销这两大领域支撑起自身的盈利能力，这就构成了对切入点的认识。
（一）对生产领域切入点的认识
目前，乳业市场上的同质化竞争态势十分明显，诸如酸耐系列几乎在口感、包装等方面都难以形成有效的差异性。对此，包括完达山在内的国内知名品牌仍然存在着这种情况。众所周知，产品差异性越大其的市场垄断能力也就越强。而产品在市场的垄断程度，直接影响到该产品的盈利水平。在这种情况，国内乳业公司就需要在生产领域拓宽自身产品的差异性。另外，产品创新仍然是推动公司获得持续盈利能力的法宝。从经济学视角来看，随着乳制品新品种的问世，将抓住消费者求新、求奇的心理特征，而作为需求弹性不大的乳制品也需要抛弃传统价格路线，而从产品创新上寻求高价策略才能为公司带来可持续的利润。
（二）对营销领域切入点的认识
营销领域主要存在于产品的流通领域，而该领域的不可控性最强。那么如何理解营销领域对公司盈利能力的贡献呢。关于这一点，可以从促销手段的应用和客户关系的管理上来认识。作为4PS体系中的促销环节，主要承担着巩固现有顾客，而挖掘潜在顾客的功能。由此，公司在进行产品创新之后必然面临着让消费者接受的问题，而营销组合的应用则将起到关键作用。对于客户（主要指中间商）关系管理的维护，将能维系相对脆弱的分销渠道的稳定性，而这也是拉动公司产品销售的重要工作。
二、认识引导下的内控模式定位
在认识引导下，财务内控模式的定位可从以下两个方面来展开。
（一）方向性的内控定位
从公司整体运营的角度来看，在时间层面上公司资金先后经历采购、生产、销售等三个阶段，而在空间层面上则需要根据比例将资金配置在三个阶段上。毕竟，公司经营是一个循环往复的过程。针对上文所提到的两个生产领域和营销领域，则为资金的空间配置提出的内在要求。即，应着重向产品研发和市场促销、客户关系管理方向倾斜。
（二）数量性的内控定位
数量性的内控定位主要涉及到资金预算环节，即应配置多少的资金数量来完成上述两个领域的工作。实践表明，在资金使用过程中一般都会出现追加预算的情况下，这不仅与创新风险管控有关，也与人为的资金浪费有关系。因此，在根据公司现有资金存量进行统筹的同时，还应强化内部的资金使用监管问题。惟有这样，才能全面完成财务内控的各项任务。
以上两个方面的定位告诉我们，在遵循传统财务内控手段的基础上，还应建立起针对性的管理模式。
三、定位驱动下的模式构建
根据以上所述并在定位驱动下，财务内控的模式构建可从以下三个方面来展开。以完达山乳业公司为例：
（一）完善公司的内控模式
在组织资源范畴下来考察内部控制，实则在于完善对人和物的制度控制，并在此基础上对组织资源进行优化配置。其中，应强化总公司和分公司财务人员的岗位意识，在公司财务章程的规定下履行财务管理职责。同时，在公司的联习会议上，应强调总公司对分公司的财务监管权威，并通过统借统还机制给予分公司资金使用上的权限限制。
（二）优化公司的审计模式
具体为，总公司层面的审计团队成员不仅包含专业审计人员，还应根据分公司的业务特征引入相应的专业技术人员。这样一来，专业技术人员可以就分公司的业务运营状态进行评估，最终规避分公司“增收益、减利润”行为的发生。
（三）健全公司的财务预警
面对未来的不确定性，公司只能通过建立财务预警机制来应对。此时，需要在积累内源性资金的基础上来实现。针对分公司可能出现的经营亏损问题，可按照“存款准备金制度”，要求分公司按比例将存留利润的一部分，存入在总公司的风险应对帐户中。从而，就可以建立起类似于保险性质的风险共担态势。但对于处于亏损的分公司应设计出外部压力机制，促使其完善经营管理活动。
综上所述，以上便构成笔者对文章主题的讨论。
四、小结
本文认为，面对当前乳业市场格局的激烈振荡，以及振兴民族品牌下企业社会责任的树立，需要将财务内控纳入到增强公司的盈利能力上来。而本土乳业公司需要在生产和营销这两大领域支撑起自身的盈利能力，从而也成为财务内控的对象。
参考文献：
[1]刘涛.关于企业财务审计问题的新思考[J].经营管理者，2011，（7）
[2]邵柏清.加强企业财务审计工作的思考[J].中国城市经济，2011，（3）
[3]张振沛.传统管理思想与现代企业成本管理[J].山西青年管理干部学院学报，2010，（11）
首先：预定利息率 一般传统保险的预定利息率为：2.5% 分红保险产品的预定利息率根据保监会的规定是不允许超过2%的！
一般预定利率是指先给客户的利息！预定利率越高的险种相对来说就比较便宜，缴费就越低！
预定费用率：包括业务员的佣金（提点）公司的经营费用，各种奖励，公司内勤的工资。国家的税金等等
其中业务员的佣金不允许超过总保费的5% 公司的总费用含上业务员的最高总保费的5%佣金是不能超过总保费的8%
例如：某个客户选择十年期交！每年交10000元。总保费为100000元！
那么公司的费用最高可以为100000*8%=8000 其中这8000里包括了业务员最高的佣金即总保费的5%即5000元！也就是说这十年期的单子最多的佣金首佣加续佣是5000元 这是保监会的规定最高限额!
所以说各家保险公司的竞争不在产品的投资收益率上而是在费用率上！你的费用越少客户的利益就越大！当然就我了解所有保险公司在业务员的提点上是从来都是最高的总保费的5%这一点是毋庸置疑的！
保险公司真正想买的不是十年期 而是更长的二十期三十年期！因为只有这样保险公司才是最赚钱的！所有伙伴们为了公司为了我们的收入多做长险吧！
预定死亡率：预定死亡率是根据人的生命表来计算的.在中国早的是1993中国人寿生命表.现在用的是2003中国生命表.例如40岁的人 每一百万人中死亡1969人.假设死一个人保险公司赔偿100000元.那么保险公司的总赔偿金就是196900000元.如果让100万人分摊这笔196900000元的赔偿金的话那么每个人要交196.9元！即196.9元保额是100000（十万）这就是最简单的意外险的设计！然后保监会规定这个费率可以上浮最多10%.然后再加上公司的费用率8%.这样就是简单的一个险种了！那么这个产品的费率就是196.9×10%+196.9×8%=232.242元！在四舍五入就是232元！这样一个有利润的险种就可以买了.即一个四十岁的人花232元保十万！
那么分红保险有是怎么盈利的呢！
即保险的三差 死差 利差 和 费差 例如：死差益：就是比预定死亡率要少 这样保险公司就盈利了！
利差益：即实际收益率减去预定利息率，就是利差益 例如 某家保险公司的投资收益率是6%.那么它的利差益就是6%减去2%（分红险的预定利息率）=4%利润 这个4%的70%都会分给客户吗？不是的。而是可分配盈余的70%并不是你利润或者是净投资收益率的70%！所以可分配盈余这几个字很有意思啊
费差：公司刨去所有的费用费用支出（包括业务员的佣金）所剩结余也会是分红的一部分！综上：某一个险种 的 总的利差益加这个险种的总的费差益在加上这个险种的总的死差益就是该险种的分红了！由于各个险种是独立核算的 所以每个险种的分红是不同的！
第一章
总则
第一条
为积极稳妥推进售电侧改革，建立健全有序竞争的市场秩序，保护各类市场主体的合法权益，依据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）和电力体制改革配套文件，制定本办法。
第二条
售电公司准入与退出，坚持依法依规、开放竞争、安全高效、改革创新、优质服务、加强监管的原则。
第三条
本办法所指售电公司是指提供售电服务或配售电服务的市场主体。售电公司可以采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电公司购电等，并将所购电量向用户或其他售电公司销售。电网企业的售电公司适用本办法。
第四条
电力、价格主管部门和监管机构依法对售电公司市场行为实施监管和开展行政执法工作。第二章
准入条件
第五条
售电公司准入条件。
（一）依照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业法人。
（二）资产要求
1．资产总额不得低于2千万元人民币。
2．资产总额在2千万元至1亿元人民币的，可以从事年售电量6至30亿千瓦时的售电业务。3．资产总额在1亿元至2亿元人民币的，可以从事年售电量30至60亿千瓦时的售电业务。
4．资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。
（三）从业人员。拥有10名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有三年及以上工作经验。至少拥有一名高级职称和三名中级职称的专业管理人员。
（四）经营场所和设备。应具有与售电规模相适应的固定经营场所及电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。
（五）信用要求。无不良信用记录，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。
（六）法律、法规规定的其他条件。
第六条
拥有配电网运营权的售电公司除上述准入条件外，还需具备以下条件：
（一）拥有配电网运营权的售电公司的注册资本不低于其总资产的20%。
（二）按照有关规定取得电力业务许可证（供电类）。
（三）增加与从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等，不少于20人，其中至少拥有两名高级职称和五名中级职称的专业管理人员。
（四）生产运行负责人、技术负责人、安全负责人应具有五年以上与配电业务相适应的经历，具有中级及以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书。
（五）具有健全有效的安全生产组织和制度，按照相关法律规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。
（六）具有与承担配电业务相适应的机具设备和维修人员。对外委托有资质的承装（修、试）队伍的，要承担监管责任。
（七）具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场地设备和人员。
（八）承诺履行电力社会普遍服务、保底供电服务义务。
第七条
已具有法人资格且符合售电公司准入条件的发电企业、电力建设企业、高新产业园区、经济技术开发区、供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司可到工商部门申请业务范围增项，并履行售电公司准入程序后，开展售电业务。
除电网企业存量资产外，现有符合条件的高新产业园区、经济技术开发区和其他企业建设、运营配电网的，履行相应的准入程序后，可自愿转为拥有配电业务的售电公司。
第三章
准入程序
第八条
“一注册”。电力交易机构负责售电公司注册服务。符合准入条件的售电公司自主选择电力交易机构办理注册，获取交易资格。各电力交易机构对注册信息共享，无须重复注册。
第九条
“一承诺”。售电公司办理注册时，应按固定格式签署信用承诺书，并向电力交易机构提交以下资料：营业执照、法人代表、资产证明、从业人员、经营场所和设备等基本信息和银行账户、售电范围等交易信息。
拥有配电网运营权的售电公司还需提供配电网电压等级、供电范围、电力业务许可证（供电类）等相关资料。
第十条 “一公示”。接受注册后，电力交易机构要通过“信用中国”（）等政府指定网站，将售电公司满足准入条件的信息、材料和信用承诺书向社会公示，公示期为1个月。
第十一条 公示期满无异议的售电公司，注册手续自动生效。电力交易机构将公示期满无异议的售电公司纳入自主交易市场主体目录，实行动态管理并向社会公布。
第十二条 公示期间存在异议的售电公司，注册暂不生效，暂不纳入自主交易市场主体目录。售电公司可自愿提交补充材料并申请再次公示；经两次公示仍存在异议的，由省级政府有关部门或能源监管机构核实处理。
第十三条 “三备案”。电力交易机构按月汇总售电公司注册情况向能源监管机构、省级政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和电力交易平台网站向社会公布。
第十四条 售电公司注册信息发生变化时，应在5个工作日内向相应的电力交易机构申请变更。业务范围、公司股东、股权结构等有重大变化的，售电公司应再次予以承诺、公示。第四章
权利与义务
第十五条 售电公司享有以下权利并履行以下义务：
（一）可以采取多种方式通过电力市场购售电，可以自主双边交易，也可以通过交易机构集中交易。参与双边交易的售电公司应将交易协议报交易机构备案并接受安全校核。
售电公司可以自主选择交易机构跨省跨区购电。
（二）同一配电区域内可以有多个售电公司。同一售电公司可在省内多个配电区域内售电。
（三）可向用户提供包括但不限于合同能源管理、综合节能、合理用能咨询和用电设备运行维护等增值服务，并收取相应费用。
（四）承担保密义务，不得泄漏用户信息。
（五）服从电力调度管理和有序用电管理，执行电力市场交易规则。
（六）参照国家颁布的售电合同范本与用户签订合同，提供优质专业的售电服务，履行合同规定的各项义务，并获取合理收益。合同范本由国家能源主管部门另行制定。
（七）受委托代理用户与电网企业的涉网事宜。
（八）按照国家有关规定，在省级政府指定网站和“信用中国”网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。
（九）任何单位与个人不得干涉用户自由选择售电公司的权利。
第十六条 拥有配电网运营权的售电公司享有以下权利并履行以下义务：
（一）拥有并承担售电公司全部的权利与义务。
（二）拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和义务，按国家有关规定和合同约定承担保底供电服务和普遍服务。
（三）承担配电区域内电费收取和结算业务。按照政府核定的配电价收取配电费；按合同向各方支付相关费用，并向其供电的用户开具发票；代收政府性基金及附加，交电网企业汇总后上缴财政；代收政策性交叉补贴，按照国家有关规定支付给电网企业。
（四）承担配电网安全责任，确保承诺的供电质量。
（五）按照规划、国家技术规范和标准投资建设配电网，负责配电网运营、维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电公司。
（六）同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权。不得跨配电区域从事配电业务。
（七）承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴的责任。
第五章
退出方式
第十七条 售电公司有下列情形之一的，应强制退出市场并注销注册：
（一）隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场，且拒不整改的；
（二）严重违反市场交易规则，且拒不整改的；
（三）依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的；
（四）企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的；
（五）被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理，并被纳入严重失信主体“黑名单”的；
（六）法律、法规规定的其他情形。
第十八条 售电公司被强制退出，其所有已签订但尚未履行的购售电合同由地方政府主管部门征求合同购售电各方意愿，通过电力市场交易平台转让给其他售电公司或交由电网企业保底供电，并处理好其他相关事宜。
第十九条 省级政府或省级政府授权的部门在确认售电公司符合强制退出条件后，应通过省级政府指定网站和“信用中国”网站向社会公示10个工作日。公示期满无异议的，方可对该售电公司实施强制退出。
第二十条 售电公司可以自愿申请退出售电市场，并提前30个工作日向相应的电力交易机构提交退出申请。申请退出之前应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。
第二十一条 拥有配电网运营权的售电公司申请自愿退出时，应妥善处置配电资产。若无其他公司承担该地区配电业务，由电网企业接收并提供保底供电服务。
第二十二条 电力交易机构收到售电公司自愿退出市场的申请后，应通过省级政府指定网站和“信用中国”网站向社会公示10个工作日。公示期满无异议的，方可办理退出市场手续。
第二十三条 电力交易机构应及时将强制退出和自愿退出且公示期满无异议的售电公司从自主交易市场主体目录中删除，同时注销市场交易注册，向能源监管机构、省级政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和电力交易平台网站向社会公布。
第六章
售电公司信用体系建设
第二十四条 建立完善售电公司信用评价制度。依托政府有关部门网站、电力交易平台网站、“信用中国”网站和第三方征信机构，开发建设售电公司信用信息系统和信用评价体系。建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录，将其纳入全国信用信息共享平台，确保各类企业的信用状况透明，可追溯、可核查。
第二十五条 第三方征信机构定期向政府有关部门和电力交易机构报告售电公司信用评价和有关情况，并向社会公布。
第二十六条
国家能源局派出机构和省级政府有关部门根据职责对售电公司进行监管，对违反交易规则和失信行为按规定进行处罚，记入信用记录，情节特别严重或拒不整改的，经过公示等有关程序后纳入涉电严重失信企业黑名单。强制退出的售电公司直接纳入黑名单。
第二十七条
建立电力行业违法失信行为联合惩戒机制，对纳入涉电严重失信企业黑名单的售电公司及负有责任的法定代表人、自然人股东、其他相关人员（以下简称“当事人”）采取以下惩戒措施：
（一）电力交易机构3年内不再受理该企业注册申请，其法定代表人3年内不得担任售电公司的法定代表人、董事、监事、高级管理人员。
（二）对当事人违法违规有关信息向金融机构提供查询服务，作为融资授信活动中的重要参考因素。
（三）限制当事人取得政府资金支持。
（四）对当事人申请公开发行企业债券的行为进行限制。
（五）工商行政管理、总工会、行业协会等部门和单位在法定代表人任职资格、授予荣誉、评比先进等方面，依法依规对其进行限制。
（六）按照相关法律法规进行处罚。
第七章
附则
第二十八条 各省级政府可依据本办法制定实施细则。
第二十九条
本办法由国家发展改革委、国家能源局负责解释。
第三十条
本办法所称的电网企业特指国家电网公司、中国南方电网有限责任公司和内蒙古电力（集团）有限责任公司和各地方电网企业。
第三十一条
本办法自发布之日起施行，有效期3年。
售电公司信用承诺书
（参考范本）
（市场成员名称），系一家具有法人资格/经法人单位授权的（售电/配售电）企业，企业所在地为 ______，在_______ 工商行政管理局登记注册，统一社会信用代码：________，法定代表人：________，住所：________，资产总额：______，年售电量不超过_______亿千瓦时/不限制，供电电压等级_______千伏（拥有配电网运营权的售电公司填写），供电范围_________（拥有配电网运营权的售电公司填写）。
本企业严格遵循国家/______ 省参与电力市场的各项准入条件，严格按要求配备参与电力市场交易的人员、技术条件，自愿参与电力市场交易，并公开作出如下承诺：
1．本企业是按照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业法人。2．本企业严格按照准入条件规定的售电量范围开展售电业务。
3．本企业拥有10名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有三年及以上工作经验；拥有一名及以上高级职称和三名及以上中级职称的专业管理人员。
4．本企业具有与售电规模相适应的固定经营场所及电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。
5．本企业将按时办理完成和正确使用电力交易平台第三方数字证书认证，保障账户和电力交易平台数据安全。
6．本企业严格按照规定向电力交易机构报送相关资料和信息，保证公示和提交的材料信息完整、准确、真实，不存在弄虚作假、误导性陈述或者重大遗漏的情况。
7．本企业对参与电力市场交易相关政策和规则已进行了全面了解，知悉参与电力市场交易应负的责任和可能发生的风险，并将严格按照国家法律法规和相关文件规定、市场规则和交易机构有关规定从事交易活动。8．本企业承担保密义务，不泄露客户信息。9．本企业服从电力调度管理和有序用电管理。10．本企业严格参照国家颁布的售电合同范本与用户签订合同，提供优质专业的售电服务，履行合同规定的各项义务。
11．本企业按照国家有关规定，在政府指定网站和“信用中国”网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，按要求提供信用评价相关资料和信息，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。
12．本企业自愿接受政府监管部门的依法检查，发生违法违规行为，接受政府执法部门及其授权机构依照有关法律、行政法规规定给予的行政处罚，并依法承担赔偿责任。
13．本企业严格执行国家、省级政府或政府相关部门、监管机构、电力交易机构制定的各项制度、规则，保证诚实守信、遵纪守法，积极履行企业社会责任和职责义务。本企业及其负责人无不良信用记录。
售电公司须对1—13条内容作出承诺，拥有配电网运营权的售电公司在1—13条基础上还须对以下14—22条内容作出承诺： 14．本企业注册资本不低于资产总额的20%。15．本企业拥有20名及以上与从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等，其中拥有2名及以上高级职称和5名及以上中级职称的专业管理人员。
16．本企业生产运行负责人、技术负责人、安全负责人具有五年以上与配电业务相适应的经历，具有中级以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书。17．本企业承担经营区域内配电网安全责任，确保承诺的供电质量。
18．本企业按照规划、国家技术规范和标准投资建设经营区域内配电网，按照政府核定的配电区域从事配电业务，负责经营区内配电网运营、维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不干预用户自主选择售电公司。19．本企业具有健全有效的安全生产组织和制度，按照相关法律规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。20．本企业具有与承担配电业务相适应的机具设备和维修人员，承担对外委托有资质的承装（修、试）队伍的监管责任。
21．本企业具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场地设备和人员。22．本企业承诺履行电力社会普遍服务、保底供电服务义务。
以上承诺如有违反，本企业愿意承担相应责任，并接受处罚和相关惩戒措施。
承诺单位（盖章）： 法人代表（签字）：
承诺时间：
《有序放开配电网业务管理办法》
第一章
总则
第一条
为落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），鼓励社会资本有序投资、运营增量配电网，促进配电网建设发展，提高配电网运营效率，制定本办。
第二条
本办法所称的配电网业务是指满足电力配送需要和规划要求的增量配电网投资、建设、运营及以混合所有制方式投资配电网增容扩建。
配电网原则上指110千伏及以下电压等级电网和220（330）千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网。除电网企业存量资产外，其他企业投资、建设和运营的存量配电网，适用本办法。
第三条
按照管住中间、放开两头的体制架构，结合输配电价改革和电力市场建设，有序放开配电网业务，鼓励社会资本投资、建设、运营增量配电网，通过竞争创新，为用户提供安全、方便、快捷的供电服务。拥有配电网运营权的售电公司，具备条件的要将配电业务和竞争性售电业务分开核算。
第四条
有序放开配电网业务要遵循以下基本原则：
（一）规划引领。增量配电网络应符合省级配电网规划，保证增量配电网业务符合国家电力发展战略、产业政策和市场主体对电能配送的要求。
（二）竞争开放。鼓励社会资本积极参与增量配电网业务，通过市场竞争确定投资主体。
（三）权责对等。社会资本投资增量配电网业务并负责运营管理，应遵守国家有关技术规范标准，在获取合理投资收益同时，履行安全可靠供电、保底供电和社会普遍服务等义务。
（四）创新机制。拥有配电网运营权的售电公司应创新运营机制和服务方式，以市场化、保底供电等多种方式向受托用户售电，并可为用户提供综合能源服务，利用现代信息技术，向用户提供智能用电、科学用电的服务，促进能源消费革命。
第二章
增量配电网项目管理
第五条
增量配电网项目管理包括规划编制、项目论证、项目核准及项目建设等。
地方政府能源管理部门负责增量配电网项目管理，制定增量配电网项目管理的相关规章制度，做好项目建设过程中的指导和协调，根据需要开展项目验收和后评价。
第六条
增量配电网项目须纳入地方政府能源管理部门编制的配电网规划。
第七条
符合条件的市场主体依据规划向地方政府能源管理部门申请作为增量配电网项目的业主。地方政府能源管理部门应当通过招标等市场化机制公开、公平、公正优选确定项目业主，明确项目建设内容、工期、供电范围并签订协议。
第八条
项目业主完成可行性论证并获得所有支持性文件，具备核准条件后向地方政府能源管理部门申请项目核准。地方政府能源管理部门按照核准权限核准项目，国家能源局派出机构向项目业主颁发电力业务许可证（供电类）或赋予相应业务资质，不得附加其他前置条件。
第九条
项目业主遵循“整体规划、分步实施”的原则，依据电力建设管理相关规章制度和技术标准，按照项目核准要求组织项目设计、工程招投标、工程施工等，开展项目投资建设。
第十条
电网企业按照电网接入管理的有关规定以及电网运行安全的要求，向项目业主无歧视开放电网，提供便捷、及时、高效的并网服务。
第三章
配电网运营 第十一条
向地方政府能源管理部门申请并获准开展配电网业务的项目业主，拥有配电区域内与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务。符合售电公司准入条件的，履行售电公司准入程序后，可开展售电业务。
第十二条
除电网企业存量资产外，拥有配电网存量资产绝对控股权的公司，包括高新产业园区、经济技术开发区、地方电网、趸售县等，未经营配电网业务的，可向地方政府能源管理部门申请并获准开展配电网业务。符合售电公司准入条件的，履行售电公司准入程序后，可开展售电业务。
第十三条
拥有配电网运营权的项目业主须依法取得电力业务许可证（供电类）。
第十四条 符合准入条件的项目业主，可以只拥有投资收益权，配电网运营权可委托电网企业或符合条件的售电公司，自主签订委托协议。
第十五条
电网企业控股增量配电网拥有其运营权，在配电区域内仅从事配电网业务。其竞争性售电业务，应逐步实现由独立的售电公司承担。鼓励电网企业与社会资本通过股权合作等方式成立产权多元化公司经营配电网。
第十六条
配电网运营者在其配电区域内从事供电服务，包括：
（一）负责配电网络的调度、运行、维护和故障消除。
（二）负责配电网建设与改造。
（三）向各类用户无歧视开放配电网络，负责用户用电设备的报装、接入和增容。
（四）向各类用户提供计量、抄表、收费、开具发票和催缴欠费等服务。
（五）承担其电力设施保护和防窃电义务。
（六）向各类用户提供电力普遍服务。公开配电网络的运行、检修和供电质量、服务质量等信息。受委托承担电力统计工作。
（七）向市场主体提供配电服务、增值服务。
（八）向非市场主体提供保底供电服务。在售电公司无法为其签约用户提供售电服务时，直接启动保底供电服务。
（九）承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴的责任。
（十）法律、法规、规章规定的其他业务。
第十七条
配电区域内的售电公司或电力用户可以不受配电区域限制购电。配电区域内居民、农业、重要公用事业、公益性服务以外的用电价格，由发电企业或售电公司与电力用户协商确定的市场交易价格、配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价（含线损和政策性交叉补贴）、配电网的配电价格、以及政府性基金及附加组成；居民、农业、重要公用事业、公益性服务等用电，继续执行所在省（区、市）的目录销售电价。配电区域内电力用户承担的国家规定的政府性基金及附加，由配电公司代收、省级电网企业代缴。
增量配电区域的配电价格由所在省（区、市）价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。配电价格核定前，暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。
第十八条
配电网运营者向配电区域内用户提供的配电网服务包括：
（一）向市场主体提供配电网络的可用容量、实际容量等必要的市场信息。
（二）与市场主体签订经安全校核的三方购售电合同。
（三）履行合同约定，包括电能量、电力容量、辅助服务、持续时间、供电安全等级、可再生能源配额比例、保底供电服务内容等。
（四）承担配电区域内结算业务，按照政府核定的配电价格收取配电费，按照国家有关规定代收政府性基金和交叉补贴，按合同向各方支付相关费用。
第十九条
配电网运营者向居民、农业、重要公用事业和公益性服务等电力用户，具备市场交易资格选择不参与市场交易的电力用户，售电公司终止经营、无法提供售电服务的电力用户，以及政府规定暂不参与市场交易的其他电力用户实行保底供电服务。包括：
（一）按照国家标准或者电力行业标准提供安全、可靠的电力供应。
（二）履行普遍供电服务义务。
（三）按政府定价或有关价格规则向电力用户收取电费。
（四）按政府定价向发电企业优先购电。
第二十条
配电网运营者可有偿为各类用户提供增值服务。包括但不限于：
（一）用户用电规划、合理用能、节约用能、安全用电、替代方式等服务。
（二）用户智能用电、优化用电、需求响应等。
（三）用户合同能源管理服务。
（四）用户用电设备的运行维护。
（五）用户多种能源优化组合方案，提供发电、供热、供冷、供气、供水等智能化综合能源服务。
第二十一条
配电网运营者不得超出其配电区域从事配电业务。
发电企业及其资本不得参与投资建设电厂向用户直接供电的专用线路，也不得参与投资建设电厂与其参与投资的增量配电网络相连的专用线路。
第四章
配电网运营者的权利与义务
第二十二条
配电网运营者拥有以下权利：
（一）享有公平接入电网的权利。
（二）享有配电区域内投资建设、运行和维护配电网络的权利。
（三）享受公平通过市场安全校核、稳定购电的权利。
（四）公平获得电网应有的信息服务。
（五）为用户提供优质专业的配售电服务，获得配电和相关增值服务收入。
（六）参与辅助服务市场。
（七）获取政府规定的保底供电补贴。
第二十三条
配电网运营者须履行以下义务：
（一）满足国家相关技术规范和标准。
（二）遵守电力交易规则和电力交易机构有关规定，按要求向电力交易机构提供电力交易业务所需的各项信息。
（三）执行电网规划，服从并网管理。
（四）服从电力调度管理，遵守调度指令，提供电力调度业务所需的各项信息。
（五）保证配电网安全、可靠供电。
（六）无歧视开放电网，公平提供电源（用户）接入等普遍服务和保底供电服务。
（七）代国家收取政府性基金及政策性交叉补贴。
（八）接受监管机构监管。
第五章
附则
第二十四条
本办法由国家发展改革委、国家能源局负责解释。
第二十五条
本办法所称的电网企业特指国家电网公司、中国南方电网有限责任公司和内蒙古电力（集团）有限责任公司和各地方电网企业。
第二十六条
11月25日，安徽省能源局公布《安徽省电力直接交易规则》和《安徽省电力市场交易主体准入退出实施细则》，同时也公布《安徽省电力市场管理委员会组建方案》。根据公布的文件显示，售电公司将正式进入安徽电力交易市场。电力直接交易规则要点如下：
电力用户准入条件
(一)电压等级10千伏及以上、年用电量100 万千瓦时及以上，执行大工业和一般工商业电价，在电网企业独立开户、单独计量的企业。
(二)年用电量在100万千瓦时和1000 万千瓦时之间的企业，由售电公司代理参与;年用电量1000万千瓦时及以上的企业，可直接或委托售电公司代理参与。
售电公司准入条件：
代理电力用户的总用电量1000万千瓦时以上。
特别指出的是：市场主体退出后，3年内不得重新进入市场。
交易方式：
直接交易按周期分为多年双边交易(三年及以上)、双边和集中交易、月度集中交易等。
多年双边交易和交易的标的物为全年电量，月度集中交易的标的物为月度电量。
多年双边交易的电力用户和售电公司，年用电量须在6亿千瓦时及以上;双边交易的电力用户和售电公司，年用电量在5000万千瓦时至6亿千瓦时之间;5000万千瓦时以下的电力用户和售电公司参与集中交易。
月度集中交易主要对交易电量进行补充，所有的电力用户和售电公司均可参与。
集中交易价格按统一出清方式形成。统一出清价与火电上网标杆电价最大上下偏差为±20%，超过20%时按20%确定。按照市场主体报价与统一出清价的接近程度依次匹配成交，差价相同时按电量多少依次成交。
以下为文件全文：安徽省能源局 安徽省物价局 国家能源局华东监管局关于印发《安徽省电力直接交易规则》和《安徽省电力市场交易主体准入退出实施细则》的通知
各市发展改革委、物价局，省电力公司、发电企业、电力用户、售电公司，省电力交易中心有限公司：
为贯彻落实中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）和省委、省政府《关于进一步深化电力体制改革的实施意见》（皖发〔2016〕31号）等文件精神，进一步完善我省电力市场建设，省能源局会同省物价局、华东能源监管局制订了《安徽省电力直接交易规则》和皖能源电力〔2016〕78号文件《安徽省电力市场交易主体准入退出实施细则》。现印发给你们，请遵照执行。附件：1.安徽省电力直接交易规则2.安徽省电力市场交易主体准入退出实施细则
安徽省能源局 安徽省物价局国家能源局华东监管局2016 年11 月23 日安徽省电力直接交易规则 第一章 总 则
第一条 根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及安徽省委、省政府《关于进一步深化电力体制改革的实施意见》（皖发〔2016〕31号）等文件精神，为进一步规范全省电力直接交易（以下简称“直接交易”），实现交易的公开、公平、公正，促进电力市场健康、有序发展，制定本规则。
第二条 直接交易是指符合准入条件的发电企业、电力用户和售电公司等市场交易主体（以下简称“市场主体”），依托市场运营机构和电网企业，通过双边协商交易（以下简称“双边交易”）、集中竞价交易（以下简称“集中交易”）等市场化方式开展的电力交易。现阶段，暂不开展跨省跨区电力直接交易。
第三条 在安徽省内开展直接交易的市场主体、市场运营机构和电网企业，均应严格遵守本交易规则，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。第四条 省能源局会同有关单位负责全省直接交易工作，组织制定直接交易工作方案，发布直接交易总规模和比例、机组市场电量限额、用户平均利用小时等参数，提出具体工作要求。省物价局负责监管全省直接交易价格。华东能源监管局负责全程监管全省直接交易工作。第二章 市场成员
第五条 直接交易市场成员由市场主体、电网企业和市场运营机构等组成。市场主体为在省电力交易中心有限公司（以下简称“省电力交易中心”）注册的发电企业、售电公司和电力用户。电网企业指拥有输电网、配电网运营权，并承担供电营业区保底供电服务的企业。市场运营机构为省电力交易中心和电力调度机构。
第六条 发电企业权利和义务
（一）按规则参与直接交易，签订和履行市场化交易形成的购售电合同；
（二）获得公平的输电服务和电网接入服务；
（三）执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务；
（四）按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息；
（五）法律法规规定的其他权利和义务。
第七条 电力用户、售电公司的权利和义务：
（一）按规则参与直接交易，签订和履行购售电协议、输配电合同，提供直接交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息；
（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等；
（三）按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息；
（四）服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下按调度机构要求安排用电；
（五）遵守有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰；
（六）法律法规规定的其他权利和义务。
第八条 拥有配电网运营权售电公司的权利和义务：
（一）拥有并承担售电公司全部的权利与义务；
（二）拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和义务，按国家有关规定和合同约定承担保底供电服务和普遍服务；
（三）开展配电区域内电费收取和结算业务。按照政府核定的配电价收取配电费；按合同向各方支付相关费用，并向其供电的用户开具发票；代收政府性基金及附加，交电网企业汇总后上缴财政；代收政策性交叉补贴，按照国家有关规定支付给电网企业；
（四）承担配电网安全责任，确保承诺的供电质量；
（五）按照规划、国家技术规范和标准投资建设配电网，负责配电网运营、维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电公司；
（六）同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权。不得跨配电区域从事配电业务；
（七）承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴的责任。
第九条 电网企业的权利和义务：
（一）保障输配电设备的安全稳定运行；
（二）为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务；
（三）服从电力调度机构、交易机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统；
（四）向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务；
（五）按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金与附加等；
（六）按政府定价向优先购电用户、不参与市场交易用户提供售电服务；
（七）按规定披露和提供信息；
（八）法律法规规定的其他权利和义务。
第十条 省电力交易中心的权利和义务：
（一）负责市场主体的注册管理；
（二）组织市场主体开展直接交易活动；
（三）编制市场主体月度电量计划；
（四）提供电力交易结算依据及相关服务；
（五）监测分析市场运行情况；
（六）经授权在特定情况下实施市场干预；
（七）建设、运营和维护电力市场交易平台；
（八）按规定披露和发布信息；
（九）法律法规规定的其他权利和义务。
第十一条 电力调度机构的权利和义务：
（一）负责安全校核；
（二）按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全；
（三）向省电力交易中心提供安全约束条件和基础数据，配合省电力交易中心履行市场运营职能；
（四）合理安排电网运行方式，保障电力交易合同的执行；
（五）经授权暂停执行市场交易合同；
（六）按规定披露和提供电网运行的相关信息；
（七）法律法规规定的其他权利和义务。
第三章 市场主体准入与退出
第十二条 进入直接交易的市场主体应符合产业政策，满足国家节能环保要求，具有独立法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。
第十三条 发电企业准入条件
（一）符合国家基本建设审批程序和产业政策，单位能耗、环保达标排放的单机容量30 万千瓦及以上的省调发电企业，取得发电类的电力业务许可证。
（二）公平承担发电企业社会责任，承担政府性基金、政策性交叉补贴，并足额支付系统备用费的单机容量30 万千瓦及以上的自备电厂。
第十四条 电力用户准入条件
（一）电压等级10 千伏及以上、年用电量100 万千瓦时及以上，执行大工业和一般工商业电价，在电网企业独立开户、单独计量的企业。
（二）年用电量在100 万千瓦时和1000 万千瓦时之间的企业，由售电公司代理参与；年用电量1000 万千瓦时及以上的企业，可直接或委托售电公司代理参与。
（三）执行阶梯电价、差别性和惩罚性电价的电力用户不得参与。第十五条 售电公司准入条件
（一）符合规定的资产、设备、经营场所、从业人员要求。
（二）财务状况良好、具备风险承担能力、无不良经营、不良金融、不良司法等记录。
（三）申请配电网经营权的须获取供电类电力业务许可证。
（四）代理电力用户的总用电量1000 万千瓦时以上。
第十六条 市场主体准入原则上按季度办理，省能源局、华东能源监管局、省电力交易中心、各市发展改革委依据《安徽省电力市场主体准入退出管理实施细则》开展审核、注册、公示、备案等工作。
第十七条 市场主体变更或者撤销注册，应向省电力交易中心提出申请，经同意后办理相关手续；强制退出的市场主体，由省电力交易中心撤销注册，并向社会公告。市场主体退出后，3 年内不得重新进入市场。第十八条 退出的市场主体未执行的合同可以转让，并按合同约定履行违约责任。第四章 交易方式
第十九条 直接交易按周期分为多年双边交易（三年及以上）、双边和集中交易、月度集中交易等。多年双边交易和交易的标的物为全年电量，月度集中交易的标的物为月度电量。多年双边交易的电力用户和售电公司，年用电量须在6 亿千瓦时及以上；双边交易的电力用户和售电公司，年用电量在5000 万千瓦时至6 亿千瓦时之间；5000 万千瓦时以下的电力用户和售电公司参与集中交易。月度集中交易主要对交易电量进行补充，所有的电力用户和售电公司均可参与。
第二十条 双边交易的价格和电量由市场主体自主协商，并签订双边交易意向书。每年11 月20 日至30 日，省电力交易中心受理市场主体提交的双边交易意向书，于5 个工作日内完成双边交易上限的审查，初步确定协议电量，经省电力调度中心安全校核后，通过交易平台发布双边交易结果。12 月31 日前组织市场主体签订购售电协议，随后组织签订输配电合同。
第二十一条 双边交易须签订购售电协议。多年双边交易协议还须明确分交易价格和交易电量；协议期内，分交易电量须在交易中予以确认，分年交易价格原则上不得调整。签订的输配电合同电量，变动幅度原则上不得超过相应协议电量的15％；如不签订分输配电合同，电力用户、售电公司不得参与当年直接交易，发电企业扣减当年合同电量对应的市场份额。
第二十二条 参加集中交易的市场主体，于每年12 月10—15 日，通过省电力交易平台申报次年电量、电价。省电力交易中心于每年12 月20 日前，按统一出清原则竞价形成匹配结果送省电力调度中心进行安全校核，12 月31 日前通过交易平台发布成交结果，组织签订输配电合同。第二十三条 参加月度集中交易的市场主体，于每月15—20 日通过省电力交易平台申报次月电量、电价，省电力交易中心于每月25 日前，按统一出清原则竞价形成匹配结果送省电力调度中心进行安全校核，月底前通过交易平台发布成交结果，并通过交易平台发布成交结果，组织签订输配电合同。第二十四条 集中交易价格按统一出清方式形成。统一出清价与火电上网标杆电价最大上下偏差为±20％，超过20％时按20％确定。按照市场主体报价与统一出清价的接近程度依次匹配成交，差价相同时按电量多少依次成交。
第二十五条 多年和交易输配电合同，由电网公司与市场主体按签署，合同内容包括交易电量、交易价格、分月用电安排、线路关口等。省电力交易中心、电力调度机构严格执行合同电量，合理安排电网运行方式，均衡完成各类交易及计划电量。第五章 交易价格
第二十六条 电力用户、售电公司的直接交易购电价格，由市场交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。双边交易的市场交易价格由市场主体自主协商确定，集中交易的市场交易价格根据市场主体报价统一出清确定。市场主体应根据发用电成本理性报价，严禁恶意竞争。第二十七条 参与直接交易的电力用户，继续执行国家规定的峰谷分时电价政策和功率因数调整电费标准。
第二十八条 输配电合同有效期内，电网输配电价、政府性基金及附加等随国家电价政策调整。多年双边交易商务协议的分年市场交易价格，可根据火电上网标杆电价变动情况统一进行调整。第六章 计量与结算
第二十九条 市场主体根据市场运行需要，安装符合技术规范的计量装置；计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，应考虑相应的损耗。
第三十条 电网企业向电力用户、发电企业提供电费结算、收费及发票开具等服务。售电公司结算细则由市场管理委员会组织制定。
第三十一条 多年、直接交易输配电合同电量合同月结年清，月度直接交易输配电合同电量月结月清。1.偏差电量=实际完成电量-合同电量2.电力用户、售电公司的偏差电量，大于零时按目录电价结算；小于零且合同完成率低于95％时，须支付违约金。违约金 =（合同电量× 95％—实际执行电量）×全省市场交易平均降价额度。3.发电企业的偏差电量，大于零时按国家批复上网电价结算并视为计划基本电量，小于零时须支付违约金。违约金 =（合同电量-实际执行电量）×全省市场交易平均降价额度。4.电力用户或发电企业因电量偏差造成另一方损失，违约赔偿由双方在购售电协议中约定。5.违约金由电网企业代收，纳入省电力交易中心账户。由省电力交易中心制定资金使用和管理办法，报电力市场管理委员会审定，按规定用途使用。第七章 交易电量
第三十二条 根据节能发电调度原则，设定直接交易机组的市场电量上限。每台机组全年集中与双边交易电量之和，不得超过其市场电量上限。30 万级常规、60 万级常规和超临界、60 万级超超临界、100万级超超临界机组利用系数分别为1.0、1.2、1.5、1.7。机组市场电量上限=市场电量平均利用小时×装机容量×机组利用系数。市场电量平均利用小时= 发布的直接交易规模/直接交易准入装机容量。
第三十三条 签订双边和集中交易输配电合同的发电机组，按全省电力用户平均利用小时数和机组容量系数剔除容量，剔除的容量不再纳入发电计划。签订月度集中交易输配电合同的发电机组不剔除发电容量。30 万级常规、60 万级常规和超临界、60 万级超超临界、100万级超超临界机组容量系数分别为1、0.95、0.9、0.85。机组剔除容量=交易电量/全省电力用户平均利用小时数×机组容量系数。第三十四条 电力市场管理委员会可根据每年电力供需平衡、安全保障、优先购电、优先发电、购售电协议执行情况等，研究提出直接交易总规模、双边与集中交易比例等建议，提交省能源局会同有关部门审定。
第三十五条 当年双边市场交易规模，首先执行已备案的多年协议电量，其次按多年意向电量、意向电量的顺序进行安全校核、签订购售电协议。双边市场交易规模无法满足意向电量时，按照成交顺序依次折扣后签订购售电协议，剩余意向电量可进入集中交易。第八章 争议和违约处理
第三十六条 直接交易协议、合同履约发生争议时，原则上由市场主体自行协商，或者提请电力市场管理委员会调解。必要时由省政府有关主管部门或能源监管机构根据市场主体要求依法进行调处。
第三十七条 市场主体、电网企业和运营机构等市场成员应遵守相关管理规定，对于无理阻碍、拖延和扰乱直接交易的行为，由电力市场管理委员会负责处置，必要时省政府有关主管部门或能源监管机构依法进行处理。
第三十八条 各类市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，通过电力市场交易平台和有关网站披露信息，并对披露信息的准确性、及时性和真实性负责。
第三十九条 省电力交易中心负责市场信息的管理和发布，建设和管理电力市场交易平台，及时会同电力调度机构等发布市场成员信息、市场需求信息、市场交易信息等。第四十条 对于市场主体违反国家节能减排政策、不服从电力调度管理、不执行交易规则、不正当竞争、提供虚假信息和材料等行为，一经发现，由电力市场管理委员会指出并要求整改，直至省政府主管部门、能源监管机构依法依规进行处理，严重的将强制退出市场。强制退出的市场主体，3 年内不得重新申请进入市场。第四十一条 出现紧急情况导致交易难以正常进行时，省能源局、华东能源监管局可会同相关部门进行市场干预，或授权电力市场管理委员会和省电力交易中心制订本规则的临时条款。进行市场干预时，应及时向市场成员通告市场干预的原因、范围和持续时间。
第四十二条 发生下列情况可进行市场干预：
（一）市场主体滥用市场影响力、串谋及其它严重违约、不能履约等，致使市场秩序受到严重扰乱。
（二）省电力交易平台发生故障，交易无法正常运行。
（三）不可抗力因素造成电网运行方式发生重大变化。
（四）确需进行市场干预的其它情况。第四十三条 市场干预包括但不限于临时取消相关市场主体资格、调整市场交易时间、调整直接交易电量规模、暂缓或终止市场交易等措施。第九章 附 则
第四十四条 省电力交易中心根据以上条款组织制定集中交易出清、电力市场信息披露、售电公司结算等细则，编制双边交易意向书、购售电协议和输配电合同范本，报市场管理委员会审查。
第四十五条 省电力交易中心及时将购售电协议和输配电合同汇总报省能源局、省物价局、华东能源监管局备案。第四十六条 华东能源监管局负责制定并实施安徽省直接交易监管办法。第四十七条 本规则由省能源局、省物价局、华东能源监管局根据职能负责解释，自印发之日起执行，有效期5 年。《安徽省能源局安徽省物价局国家能源局华东监管局关于印发安徽省电力用户与发电企业直接交易规则的通知》（皖能源电力〔2014〕188 号）同时废止。安徽省电力交易市场主体准入退出管理实施细则 第一章 总 则
第一条 为深入贯彻落实中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）和安徽省委、省政府《关于进一步深化电力体制改革的实施意见》（皖发〔2016〕31号）精神，按照国家发展改革委、国家能源局《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）等文件要求，积极推动我省售电侧改革，完善电力市场准入条件，制定本细则。
第二条 本细则所指市场交易主体（以下简称市场主体）包括发电企业、电力用户和售电公司。
第三条 市场主体应以服务对象为核心，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，遵守电力直接交易规则及有关管理规定，严格履行合同，承担保密义务，服从交易和调度管理。第二章 准入条件
第四条 市场主体应是符合产业政策，满足国家节能环保要求，具有独立法人资格，财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。
第五条 发电企业
（一）符合国家基本建设审批程序和产业政策，单位能耗、环保达标排放的单机容量30万千瓦及以上的省调发电企业，取得发电类的电力业务许可证。
（二）公平承担发电企业社会责任，承担政府性基金、政策性交叉补贴，并足额支付系统备用费的单机容量30 万千瓦及以上的自备电厂。
第六条 电力用户
（一）电压等级10 千伏及以上、年用电量100 万千瓦时及以上，执行大工业和一般工商业电价，在电网企业独立开户、单独计量的企业。
（二）年用电量在100 万千瓦时和1000 万千瓦时之间的企业，由售电公司代理参与；年用电量1000 万千瓦时及以上的企业，可直接参与或委托售电公司代理参与。
（三）执行差别性和惩罚性电价的电力用户不得参与。
第七条 售电公司
（一）资产总额应不低于2000 万元人民币。拥有配电网经营权的售电公司注册资本应不低于其总资产的20%。资产总额 = 2000万元人民币，可以从事的年售电量≤6亿千瓦时。2000万元人民币<资产总额≤20000万元人民币，可以从事的年售电量 ==“" 资产总额×（30=”">资产总额 >20000 万元人民币，不限制售电量。
（二）拥有10名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有3年及以上工作经验。至少拥有1名高级职称和3名中级职称的专业管理人员。
（三）具有与售电规模相适应的固定经营场所、电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。
（四）无不良信用记录，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。满足法律法规规定的其他条件。
（五）拥有配电网经营权的售电公司除满足上述条件外，还应满足以下条件：1.取得供电类的电力业务许可证。2.专业人员不少于20人，增加与配电业务相适应的专业技术、营销和财务人员等。至少拥有2 名高级职称和5名中级职称的专业管理人员。3.生产运行、技术和安全负责人，应具有5年以上与配电业务相适应的经历，具有中级及以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书。4.具有健全有效的安全生产组织和制度，按照相关规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。5.具备与承担配电业务相适应的机具设备和维修人员。承担对外委托有资质的承装、修、试队伍的监管责任。6.具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场地设备和人员。7.承诺履行电力社会普遍服务、保底供电义务。
（六）其他具有法人资格且符合售电公司准入条件的发电企业、电力建设企业、高新产业园区、经济技术开发区、供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司，向工商部门申请业务范围增项，履行售电公司准入程序后，可开展售电业务。除电网企业存量资产外，建设、运营配电网的现有高新产业园区、经济技术开发区和其他企业，符合拥有配电业务售电公司准入条件的，在履行相应准入程序后，可转为拥有配电业务的售电公司。同一供电营业区内只能有一家企业拥有该配电网运营权。第三章 准入流程
第八条 市场主体根据准入条件，履行“承诺、公示、注册、备案”等程序。
第九条 省电力交易中心承担市场主体准入服务。第十条 准入程序
（一）符合准入条件的发电企业、电力用户和售电公司，分别到省能源局、各地市发展改革委和省电力交易中心提出申请，按固定格式签署信用承诺书，并提交营业执照、法人代表、资产证明、从业人员、经营场所和设备等基本信息和银行账户等资料。
（二）通过初审后，省电力交易中心每季度将符合要求的市场主体信息、材料和信用承诺书等，通过省能源局网站、省电力交易中心网站、“信用安徽”网站向社会公示，公示期为10个工作日。
（三）公示期满无异议的市场主体，由省电力交易中心办理注册手续，获取市场交易资格，进入市场主体目录，注册过程中需要完成基本信息注册。注册基本信息应包括： 1.电力用户：企业基本信息、交易员信息、生产规模等生产基础信息，报装容量（最大需量）、电压等级、年用电量、年用电负荷、用电负荷率等用电技术信息。2.售电公司：营业执照、法人代表、资产证明、交易员信息、经营场所等基本信息，代理企业名录，银行账户等交易信息。
3.发电企业：企业基本信息、交易员信息、项目核准文件、发电业务许可证、机组详细技术参数等。公示期间存在异议的市场主体，可在提交补充材料并申请下批次公示。两次公示后仍存在异议的，省电力交易中心当年不再受理注册申请。
（四）省电力交易中心应及时将市场主体注册情况报省能源局、省物价局、华东能源监管局和征信机构备案。第十一条 有下列情况之一，市场主体应进行注册变更：
（一）已注册市场主体因新建、扩建、兼并、重组、合并、分立等原因，发生股权、经营权、营业范围、生产规模等变化的，应再次予以承诺、公示，符合准入条件的，重新办理注册。
（二）已注册市场主体更名但未发生股权、经营权、营业范围、生产规模等变化的，通过省电力交易中心变更注册，省电力交易中心将变更情况报省能源局、华东能源监管局。第四章 退出方式
第十二条 市场主体有下列情形之一的，依据国家有关规定，由省电力交易中心在市场主体目录中删除并取消注册，3年内不得重新申请进入市场：
（一）隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场，且拒不整改的；
（二）严重违反市场交易规则，不服从电力调度指令，且拒不整改的；
（三）依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的；
（四）企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的；
（五）被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理，并被纳入严重失信主体“黑名单”的；
（六）法律、法规规定的其他情形。第十三条 市场主体被强制退出，其所有已签订但尚未履行的购售电协议由地方政府主管部门征求合同购售电各方意愿，通过电力市场交易平台转让给其他售电公司或交由省电力公司保底供电，并处理好其他相关事宜。
第十四条 省能源局确认市场主体符合强制退出条件后，由省电力交易中心通过省能源局网站、省电力交易中心网站、“信用安徽”网站向社会公示，公示期为10 个工作日。公示期满无异议的，方可对该市场主体实施强制退出。第十五条 市场主体可以自愿申请退出电力市场，但合同期内原则上不得退出，如确需退出，须提前30 个工作日向省电力交易中心提交退出申请，并将签订的所有购售电协议履行完毕或转让，并处理好相关事宜。
第十六条 拥有配电网经营权的售电公司自愿申请退出电力市场时，还须妥善处置配电资产。若无其他公司承担该地区配电业务，由省电力公司接收并提供保底供电任务。第十七条 省电力交易中心收到市场主体自愿退出市场的申请后，通过省能源局网站、省电力交易中心网站、“信用安徽”网站向社会公示，公示期为10 个工作日。公示期满无异议的，方可办理退出市场手续。
第十八条 省电力交易中心应及时将强制退出和自愿退出且公示期满无异议的市场主体从目录中删除，同时注销市场注册资格，向省能源局、省物价局、华东能源监管局和第三方征信机构备案，并通过省能源局网站、省电力交易中心网站、“信用安徽”网站向社会公布。第五章 信用体系建设
第十九条 建立完善市场主体信用评价制度。依托政府有关部门网站、电力交易平台网站、“信用安徽”网站和第三方征信机构，开发建设市场主体信用信息系统和信用评价体系。建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录，将其纳入全省信用信息共享平台，确保各类企业的信用状况透明，可追溯、可核查。
第二十条 第三方征信机构定期向省能源局、省物价局、华东能源监管局和省电力交易中心报告市场主体信用评价和有关情况。
第二十一条 华东能源监管局、省能源局、省物价局根据职责对市场主体进行监管，对违反交易规则和失信行为按规定进行处罚，记入信用记录，情节特别严重或拒不整改的，经过公示等有关程序后纳入涉电严重失信企业黑名单。强制退出的市场主体直接纳入黑名单。
第二十二条 建立电力行业违法失信行为联合惩戒机制，对纳入涉电严重失信企业黑名单的市场主体及负有责任的法定代表人、自然人股东、其他相关人员（以下简称“当事人”）采取以下惩戒措施：
（一）省电力交易中心3 年内不再受理该企业注册申请，其法定代表人3 年内不得担任售电公司的法定代表人、董事、监事、高级管理人员。
（二）对当事人违法违规有关信息向金融机构提供查询服务，作为融资授信活动中的重要参考因素。
（三）限制当事人取得政府资金支持。
（四）对当事人申请公开发行企业债券的行为进行限制。
（五）工商行政管理、总工会、行业协会等部门和单位在法定代表人任职资格、授予荣誉、评比先进等方面，依法依规对其进行限制。
（六）按照相关法律法规进行处罚。第五章 附 则
第二十三条 市场主体准入和退出等相关工作由省能源局牵头负责实施，华东能源监管局依法依规实施监管和开展行政执法工作。
第二十四条 本细则由安徽省能源局、华东能源监管局会同相关部门负责解释，根据国家电力体制改革有关政策及售电侧改革工作推进情况适时修订调整。第二十五条 本细则自发布之日起执行，有效期5 年。安徽省能源局 2016 年11 月25 日印发
安徽省能源局国家能源局华东监管局关于印发安徽省电力市场管理委员会组建方案的通知
省电力公司，有关发电企业、售电公司、电力用户，电力交易中心有限公司：
根据省委、省政府《关于进一步深化电力体制改革的实施意见》(皖发〔2016〕31号)文件精神，省能源局会同华东能源监管局研究制订了《安徽省电力市场管理委员会组建方案》，现印发给你们，并就有关事项要求如下：
一、请省电力公司、发电企业、售电公司、电力用户等市场成员主动参与省电力市场管理委员会的组建和各类别市场代表的推选工作，共同推进我省电力市场化建设。
二、请省电力市场管理委员秘书处(省电力交易中心有限公司)起草安徽省电力市场管理委员会议事规则，筹备召开省电力市场管理委员成立会议，争取2016年12月底前完成省电力市场管理委员会组建工作。
三、省电力市场管理委员会组建过程中，应充分维护电力市场公平、公正、公开，体现各方意愿，保障市场主体合法权益。
安徽省能源局国家能源局华东监管局
2016年11月23日
安徽省电力市场管理委员会组建方案 根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其配套文件精神，按照安徽省进一步深化电力体制改革实施意见有关要求，为维护电力市场公平、公正、公开，保障市场主体合法权益，充分体现各方意愿，特制定本方案。
一、组织框架
安徽省电力市场管理委员会(简称“委员会”)，为安徽电力市场的自治性议事协调机构，由发电方、购电方和电网企业等3个类别和省内研究机构推选的成员单位，以及固定成员单位省电力交易中心等组成。
(一)委员会成员初期，委员会成员单位为10个，其中发电方3个、购电方4个(大中小电力用户和售电公司各1个)、电网企业1个、省内研究机构1个、省电力交易中心1个。除固定成员单位外，其余成员单位每3年推选一次，成员单位推选办法由委员会秘书处另行制定。(二)委员会委员 委员会暂设委员13人，由推选成员单位和固定成员单位选派的代表和独立专家组成。其中，发电方、购电方和研究机构成员单位各选派1位代表担任委员，电网企业成员单位选派3位代表担任委员(包括调度机构人员1位)，省电力交易中心主要负责人担任委员，委员会邀请1位独立专家担任委员。担任委员的人员应具备履行职责所需管理、研究和综合协调能力，从事电力行业相关工作5年以上，最近3年无违法违规记录。(三)委员会主任和秘书长委员会设主任1名，主要负责主持委员会全体会议。首任推荐省电力公司代表担任，以后每3年由发电方、购电方、电网企业依次推荐1名委员轮流担任。
委员会设秘书长1名，由省电力交易中心主要负责人担任，主要负责委员会和秘书处日常工作，并受主任委托主持委员会会议。(四)委员会秘书处、专业工作组、专家委员会委员会秘书处设在省电力交易中心，主要承担委员会日常工作，联络成员单位和注册的市场主体，收集各方意见和会议议题，组织市场委员会会议、专业工作会议，承担委员会审议事项的相关工作。省电力交易中心指派2—3名人员专职承担秘书处工作。
委员会根据工作需要设立专业工作组、专家委员会。
二、主要职能
委员会是全省电力市场建设运营和监督管理的协商议事机构。(一)研究电力市场化建设有关问题，提出对策建议。(二)负责研究讨论交易机构章程、交易和运营规则。(三)对贯彻落实国家有关市场化改革政策、市场监督办法、维护市场主体合法权益、防范恶性竞争等提出建议和意见。(四)参与市场运行监督，提出市场干预建议，协调电力市场参与方在交易运营中发生的争议及其他相关事项。
(五)评估全省电力市场交易情况，提出电力市场化交易规模、品种、规则等工作建议。
(六)研究提出省电力交易中心高级管理人员建议。(七)承担省能源局、华东能源监管局等政府有关部门委托开展的电力市场建设、秩序维护等相关事项。
三、工作机制
委员会议事方式主要采用全体会议和专题会议形式，相关意见或决议须经全体会议审议后方可作出。
(一)会议制度1.全体会议。每年召开不少于2次，参会委员不少于三分之二。必要时，由主任、秘书长或三分之一以上委员联名提议可临时召开。2.专题会议。委员会、类别组、专业工作组、专家委员会根据需要召开。省能源局、华东能源监管局等有关部门可派员参加会员会有关会议。(二)表决机制
一、我国券商业务现状
经过近20年的发展, 我国的证券市场已有了长足进步。与此同时, 作为证券市场重要组成部分的证券公司, 无论在数量上、规模上, 还是所从事的业务范围上, 也有了很大发展。但由于证券市场发育尚不成熟, 法制建设相对滞后, 证券公司在发展过程中尚存在诸多困难和问题, 不仅与急剧变化的经济环境产生尖锐的矛盾和中突.而且极大地限制了自身功能发挥的空间。自从我国正式加入WTO, 外资进入我国证券市场已是大势所趋。国际化是一柄双刃剑, 在为国内证券业带来交流、合作、进步的同时, 也带来了巨大的冲击。
当前, 我国证券公司的业务已简化成流程性、常规性的“通道”业务, 具有简单化、低知识含量、与其他金融机构脱节、金融创新少的特点。国内投资银行业务基本上只是利用发行通道为企业发行证券。发行制度的行政管理导致发行价与二级市场差价大, 吸引大量套利资金申购, 使证券发行风险很小。因此, 证券公司的发行定价和销售能力弱化, 与市场机构投资者的沟通动机大为减弱。经纪业务也是主要依靠交易所的席位为投资者提供交易通道, 佣金收入虽然是券商最主要的收入来源, 但严重依赖交易规模。资产管理和自营业务前几年是券商重要的收入来源, 但主要是靠集中投资的方法并借助二级市场的上涨得来的。
二、我国券商业务的拓展与创新
1、加强资金能力, 提升资本市场中介功能。
证券公司作为资本市场中介的灵魂, 依赖其在资本融通和投资过程中举足轻重的地位, 它与各市场主体 (尤其是银行、信托和基金) 有着深厚的资金和业务联系, 但当前中国的证券公司资金融通能力薄弱, 与银行等金融机构的联系很不紧密, 导致证券公司在并购、项目融资等项目中不能有效发挥作用。虽然这种现象主要受限于法律法规等经营环境, 但与证券公司在垄断经营下的从商习性也有很大关系, 它与各市场中介的业务联系不够主动和深入, 尤其是没有以金融创新的理念和产品去挖掘市场潜力。证券公司要想强化其市场中介功能、摆脱边缘化的窘境, 就必须加强其资金能力。由于货币市场是金融机构角力的场所, 因此证券公司当务之急是谋求在货币市场的发展, 重点在高流动性市场 (如国债回购、票据、开放式基金) 拓展业务。同时, 应加强开发金融产品, 以提高对市场及其他金融机构的影响力, 加强其资金能力。
2、强化创新研究, 推动金融新产品的开发。
由于缺乏金融产品, 证券公司无法满足投资者多样化的投资需求, 也抑制了其销售能力和投资能力的提高。而金融产品的创新开发依赖于证券公司对市场需求的充分了解和产品创新能力。当前, 证券市场正发生结构性的变化, 追求稳定收益的投资者越来越多, 而追求激进高收益的投资者不断受到冲击。证券公司在金融创新方面虽然存在许多约束, 但如能充分整合各种积极因素, 加强研究和市场调研, 仍有许多金融创新空间。事实上, 基金公司、信托公司以及商业银行正在成为金融创新的主角, 不断推出开放式基金、集合理财计划、信托计划、货币市场基金等等, 证券公司应充分发挥自己的人才优势和研究力量, 推动金融产品的开发, 成为金融创新主角。
3、由通道向服务模式转变。
证券公司属于金融服务业, 经营竞争的核心在于服务方式和内容, 而我国证券公司的盈利模式一直是一种广义上的“通道”盈利模式。随着市场竞争的激烈, 从通道盈利模式向服务盈利模式的转变将是我国证券业面临的一个根本性任务。在服务盈利模式下, 证券公司要切实以客户为中心, 以满足客户的需求为导向。产品是服务的载体, 没有产品就不可能很好地向客户提供服务。在服务盈利模式下, 证券公司要尽可能增加服务型的产品销售, 控制自营等投资业务的规模, 尽量将投资行为和满足客户的服务连接起来。同时, 证券公司应在明确战略、优化流程的基础上, 以强大的研发力量和资产管理业务为后盾, 基于市场细分, 设计具有不同风险收益特征的标准化产品, 建立完整的产品线, 为不同风险偏好的投资群体提供个性化投资组合产品及服务, 延伸经纪业务价值链条。市场转型后, 证券公司应努力整合自身资源, 为客户提供综合性的金融服务。证券公司可将资产管理业务进行基金化运作, 采取中介的方势以服务获取收入, 避免市场波动带来的经营风险。证券公司还可与银行、基金公司等其他金融机构合作, 尝试不同产品的交叉销售, 争取最大的客户群体。佣金制度改革使得证券公司利用“跑道”资源优势获得“高额垄断利润”成为历史, 因此根据营销目标采取不同的佣金定价策略成为证券经纪业务竞争的重要手段。在国家政策允许的范围内, 证券公司可以根据市场情况实行不同的佣金定价策略, 如大宗交易和小额交易、机构和散户投资者定价、交易客户与非现场交易客户应有区别。同时, 由于不同区域营业部交易量、收入和成本总额、收入结构、成本结构、客户结构差别都很大, 因此各营业部可以针对不同地区的经济文化状况和市场竞争状况进行差别定价。证券公司亦可针对向客户提出的不同服务收取费用, 让客户养成享受咨询服务须付费的习惯。合理的定价策略不仅可以避免银行之间佣金全面下调造成的恶性竞争, 还可以提升证券公司自身经纪业务的竞争力。
在经纪业务价格竞争的同时, 还应该增加特色化服务, 向客户提供全面有效的差异化增值服务, 并收取相应的费用, 是经纪业务扩展的方向。证券公司可以针对不同的客户, 提供差别化、个性化的理财服务, 努力塑造属于自己的市场品牌, 逐步建立完善的客户服务体系, 借助高质量、有特色、全方位的服务来提高自身的核心竞争力, 以期获得更高的市场份额和更高的回报。此外, 近年来网上交易的规模逐渐扩大。证券公司还应该把扩大网上经纪业务的份额作为自己的发展目标之一, 进一步扩展经纪业务的盈利渠道。
4、构建以证券经纪人制度为核心的营销组织模式。
随着证券市场的发展, 原先“坐商”式的柜台服务已越来越不适应证券经纪业务发展的要求, 证券经纪人在寻找客户、沟通信息、开发需求、提供服务、建立长期关系方面发挥着日益重要的作用和影响。西方投资银行普遍建立了完善的经纪人制度, 通过经纪人为客户提供财务计划书、提供及时的金融资讯、根据客户的风险偏好提供投资组合等高质量的经纪服务。美林证券FC制度被称为经纪人制度的典范。我国已有部分证券公司开始积极尝试经纪人制度, 经纪人制度将成为证券市场发展的必然趋势。证券公司应在整体营销体系构建与整合的基础上, 建立以经纪人为主的客户服务流程, 形成一整套完善的经纪人招聘、培训、绩效考核和激励机制。
5、提升营业部功能, 培育销售能力。
营业部是证券公司的基层单位, 担负着为投资者代理买卖证券、提供投资建议的传统职能, 当前应全面提升营业部的职能, 不再将其看成为投资者的证券买卖通道, 或简单作为驻各地的窗口, 应是公司整个销售网络的重要组成部分, 通过营业部的触角将公司的销售势力渗透到社会各个角落。今后营业部将和总部各部门结合的更紧密, 除提供买卖通道和投资咨询外, 更主要的是充当股票、基金债券等各种金融产品销售的网点, 由此构建起强大的销售网络。
6、建立健全人才引进和激励机制。
近年来, 随着证券业新一轮增资扩股的进行, 一场人才争夺战开始打响。资本的竞争已经让位于人才的竞争。我国加入WTO后, 国外证券公司逐渐在国内安营扎寨, 一些高层次人才将成为国外大型投资银行争夺的对象。为了在新一轮竞争中取得优势, 我国证券公司必须建立健全人才引进和激励机制, 建立一支能适应国际竞争的高素质人才队伍。
7、加强企业文化建设, 培养健康向上的现代企业文化。
企业文化对一般工业企业很重要, 对证券公司来说也是同等重要。健康向上的企业文化同样是证券公司追求的目标。在企业文化建设方面, 证券公司的首要任务同样是将本公司核心竞争力包装成为本公司的企业文化, 使核心竞争力在公司内部扩散, 并且不断培育, 使其发展。
摘要：本文针对我国证券公司发展中存在的主要问题, 分析我国证券公司面临的挑战和机遇, 对我国证券公司业务的拓展与创新提出建议。
关键词：证券公司,金融创新,盈利模式转型
参考文献
[1]何诚颖等.外券商资产管理模式比较及我国创新流程.券市场导报, 2003.9.
[2]沈彤.我国证券商发展现状与发展对策研究[J].深圳金融, 2002.11.
互联网搜索引擎公司有多强势?
Twitter的一个信息让我们看到它的彪悍:Google和微软的Bing每年至少付费1000万美元给Twitter,从而得到搜索Twitter微博内容的允许。同时,Twitter也提供广告服务给业主,但是,Twitter允许用户屏蔽这些广告。
相比之下,百度曾经的消息更彪悍。
2007年初,中国第一大视频门户酷6网发现,竞争对手优酷网与Baidu达成参股协议。优酷网用300万元人民币现金以及赠送价值300万左右股份(不到1%),获得了百度在视频方面独家合作伙伴的资格。酷6网立刻开始跟Baidu接触,最后以600万元现金和3%的赠送股份获得Baidu合作资格。有意思的是:酷6网随后决定召开新闻发布会,但百度告诉酷6,此消息不能公布。作风强硬的酷6网并未理会百度,但在发布会即将举行之际,百度将酷6网从搜索结果中屏蔽,导致该网站流量大幅下跌。24小时之后,李善友被迫收回了本已向媒体发出的发布会邀请函。
Google与微软的强悍,比起Baidu来当然只高不低。但在跟Twitter合作时,Google和微软在付钱。给钱的手永远高于拿钱的手,因此Twitter通知付钱的广告业主“这些广告将可能被屏蔽”就显得尤为有意思。
Twitter为什么敢这么做?原因真的如Twitter创始人Biz Stones说的“不以商业为导向”吗?还是说,Biz Stones抓住了商业的某些本质?
只有盈利模式赚利润
业务模式,是你如何吸引用户的模式。比如,我是Google的用户,我用他的搜索引擎和地图,但我不会付一毛钱给Google。他只是如慈祥的圣诞老人,费尽心思地讨好我,让我免费地用。
盈利模式,是你如何吸引客户获取利润。比如,付钱投广告的公司才是Google的客户。
现在很多互联网公司费劲心思地琢磨从用户身上挣钱,这可能是个误区。业务模式可如Biz Stones所说的,不考虑赚钱。让用户用得舒服是第一要义,用户对网站的最大贡献不仅在点击率,更在使用时自然而然产生的信息。盈利模式,才是企业真正的利润来源。比如,我在使用Google时输入的关键字、上网习惯等等,这些宝贵的信息才是Google针对性广告这种盈利模式成功的真正前提。又如,阿里巴巴替网商牵线银行提供免抵押的小额贷款业务,而自己现在却不收一分钱;不是马云学雷锋,而是马云要通过这种方式让网商真正依赖阿里巴巴工作。积累用户群、培养用户习惯才是马云当前的首要任务。
开放的业务模式隐蔽的盈利模式
Twitter的业务模式很简单:搭建平台让用户发微博。Google的业务模式也很简单:做搜索引擎。
好的商业公司,从来不把盈利模式赤裸裸地展示给别人看。让客户了解自己究竟怎么赚钱,恐怕没这个必要;同时,客户也关心的是自己需要的价值如何兑现,而非提供方盈利模式的过程。
比如,我们只知道Google做广告挣钱。但究竟他如何吸引广告业主的,甚至,Google理解的广告究竟是什么。有几个人能真正讲明白?
又如,马云在评价众多已经给阿里巴巴投钱的风投公司时说:我不知道这些风投,有几个真正理解了阿里巴巴在做什么。
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