售电公司对于没有配网的售电公司的市场准入，实行注册认定，不需要取得行政许可。
根据《售电公司准入与退出管理办法》，对市场主体采取以注册认定代替行政许可的准入方式，售电公司在完成工商登记后，需要“一承诺、一公示、一注册、三备案”。
“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。
“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。
“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。
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。
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。
“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。
之前的《实施意见》中对售电公司准入的规定是“两备案”，即向能源监管机构和政府引入的第三方征信机构备案。
现在，《办法》又增加了一项“向省级政府有关部门备案”并通过“信用中国”网站和电力交易平台网站向社会公布。
在完成上述工作后，售电公司就可以开展业务了。
这类没有配网的售电公司不需要取得供电营业许可证或其他的许可证！配售电公司有配网的售电公司，需要取得《供电营业许可证》和《电力业务许可证》。
依据现有法规、政策，配售电公司在进入电力市场时，首先要遵循与售电公司同样的程序，即“一承诺、一公示、一注册、三备案”。
同时，还必须获得《供电营业许可证》和《电力业务许可证》（供电类）！《供电营业许可证》由国家发改委监制、省级经信委颁发，《电力业务许可证》（供电类）则由能源局派出机构颁发。
有配网意味着需要承担更多的责任，比如该区域的保底供电义务、普遍供电义务等等，因此，对配售电公司自然要另加限制。
近期，能源局主导的首批105个增量配电网试点项目落地。
自从2015年的电改九号文落地以来，市场对于增量配电投资业务逐步向社会资本放开已有预期。
本次105个项目的落地是配电网业务改革的开始，预计后续还将会有新批次落地，同时增量配网的资产梳理、资产改造、新增园区PPP 模式开启等也将步入实质性操作阶段。
增量配电网试点项目落地，主要看点是存量资产更新与园区新建市场。
2016年8月发改委、能源局下发《关于请报送增量配电业务试点项目》的通知，12月初正式确定105个项目。
从地区分布看，长三角以及南方地区是改革重点。
首批增量配网试点项目中，大比例是存量园区的归属权重置，资产梳理后还存在更新改造需求；增量园区部分也存在大量新增投资需求，我们预计存量更新与资产新建总体带动投资规模在500-1000亿之间。
运营端看好配售电一体化的售电公司。
在运营端，现有配网运营公司具备运营经验，更容易实现异地扩张。
我们看好配售电一体化的售电公司，以及相关的增值服务提供者，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。
用电服务公司市场空间逐步打开，后电改时代红利加速落地。
过去非电网运营的配网资产不产生任何收益，资产持有者并不关心配电网运营的质量与效率；运营环节放开后，运营商掌握的增量权益包括电费收取与结算、客户用电信息等，配电网运营水平直接影响运营商收益；用电信息与客户粘性也催生用电服务、节能服务增值空间，本次试点落地是国内用电服务市场打开的转折点，未来具有软硬件配套能力的用电服务公司可能迎来市场爆发和估值重构。
100个增量配网项目将公布，配电业务放开进入落地阶段2016年8月底，发改委、能源局下发《关于请报送增量配电业务试点项目的通知》，拟确定100个左右试点社会资本投资的增量配电项目；全国各省在9月已上报了增量配电业务试点项目，现在已经基本确定名单，有望最快在本月公布。
根据发改委《关于征求对增量配电业务试点项目意见的函》，各地共报送161个增量配电项目，显示了社会资本高涨的投资热情。
继《有序放开配电网业务管理办法》出台，电改完整框架搭建完毕之后，增量配网项目的公布意味着配电业务放开进入落地阶段。
输配电价核算提速，将明晰配网运营盈利前景新增配网运营的主要盈利来源是＂过网费＂，即配网运营商按照用户用电电压等级收取的配电费用与按照从电网公司接入的电压等级上缴的输配电价之差。
目前在具体配电网的配电成本核算完毕之前，配电费用按照所在地对应电压等级的输配电价收取。
假设一个园区配电网一端接入电网公司的110kV网络，另一端以10kV的电压向园区的工业用户配电，则配售电运营商收取的＂过网费＂为＂当地10kV 输配电价-当地110kV输配电价＂。
基于此，明确的输配电价是明晰配网运营盈利前景的必要条件。
近日，发改委提出全面推进输配电价改革试点，进一步提速输配电价改革试点工作，在已开展的18个省级电网输配电价改革试点基础上，2016年9月进一步在蒙东、辽宁、上海等14个省级电网启动输配电价改革试点，2017年在西藏电网，华东、华中、东北、西北等区域电网开展输配电价改革试点，实现输配电价核算的全面覆盖，助力增量配网项目加速落地。
国有力量主导配网运营，民营企业寻求设备订单配电网运营商业模式清晰，现金流良好，无需政府补贴，是非常优质的投资项目，部分项目或将采用PPP模式进行建设。
我们认为，出于电网稳定和利益考量，增量配网的运营权大概率将由地方国企、政府等国有力量主导，且但增量配网放开带来的竞争格局改变依然允许民营配网设备企业从参与配网建设运营中获得足够的发展空间。
龙头设备供应商有望凭借自身的资源优势与专业化优势，参股新增配电网投资运营，打破电网主导下的市场份额天花板，甚至可能获得EPC总包订单，同时可以按比例分享配售电业务利润。
在电改的大潮之下，配电网竞争格局将重塑，提早布局配售电业务、且有能力承担配电网总包建设的公司将是新形势下的大赢家。
多元化盈利模式，＂配售一体化+增值能源服务＂是必然方向随着配电和售电同时放开，拥有增值能源服务能力的配售电一体化公司将有能力实现除收取过网费外的多元化盈利模式。
结合用电规划、智能用电、合同能源管理等综合能源服务，配网盈利的模式如下：首先，负责区内售电业务可以直接从市场化的协议购电或集中竞价交易中获取发电侧和购电侧之间的价差利润，同时还可获得区内各电力用户的电力需求数据，是用户数据的第一入口。
而后，以用电数据为基础，为用户提供精细化和个性化的综合能源服务可以有效提高用户的用电质量，并增强客户粘性，同时从盈利能力更强的服务类业务中获得更多利润。
此外，从中远期着眼，利用区内工厂厂房等设施建设分布式光伏、削峰填谷储能、微电网等，将为配电网运营带来更大的想象空间。
国家发展改革委国家能源局关于规范开展增量配电业务改革试点的通知发改经体[2016]2480号各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、物价局、能源局、经信委(工信委、工信厅)，国家能源局派出机构：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)精神，鼓励和引导社会资本投资增量配电业务，根据《有序放开配电网业务管理办法》的有关规定，在各地推荐基础上，国家发展改革委、国家能源局确定延庆智能配电网等105个项目为第一批增量配电业务改革试点项目(名单附后)。
现就规范开展增量配电业务改革试点通知如下：一、规范试点条件，搞好项目核准。
增量配电网原则上指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，不涉及220千伏及以上输电网建设，增量配电网建设应当符合省级配电网规划，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。
请各地对照《有序放开配电网业务管理办法》的有关规定，加强对试点项目的审核，依照管理权限做好项目核准工作，依法对项目建设和运行加强监管。
二、坚持公平开放，不得指定投资主体。
试点项目应当向符合条件的市场主体公平开放，通过招标等市场化方式公开、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。
项目业主应为独立法人，具有与配电网投资运营相应的业务资质和投资能力，无不良信用记录，确保诚实守信、依法依规经营。
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参与竞争。
三、明确供电责任，确保供电安全。
试点项目应当符合电网建设、运行、维护等国家和行业标准，履行安全可靠供电、保底供电和社会普遍服务等义务，保证项目建设质量和运行安全。
各地要按照界限清晰、责任明确的原则，划定试点项目的供电范围，避免重复建设、防止交叉供电，确保电力供应安全可靠。
同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权。
四、规范配电网运营，平等履行社会责任。
试点项目涉及的增量配电网应与公用电网相连，除鼓励发展以可再生能源就近消纳以及促进能源梯级利用为目的的局域网、微电网外，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。
禁止将公用电厂转为自备电厂。
试点区域内的电力用户应当承担国家规定的政府性基金及附加和政策性交叉补贴，由配电公司代收、省级电网企业代缴。
对按规定应实行差别电价和惩罚性电价的电力用户，不得以试点名义变相对其提供优惠电价和电费补贴。
五、加强沟通协调，充分调动各方面积极性。
请各地加强对试点工作的组织领导，各部门、国家能源局派出机构分工协作、各司其职，加强与电网企业、发电企业、电力用户等各方面的协调沟通，充分调动各方面积极性，搞好工作衔接，形成工作合力，发挥试点的示范引领作用。
国家能源局派出机构要按规定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，为社会资本参与增量配电业务创造条件。
电网企业要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。