五、组织实施
在省电力体制改革领导小组的领导下，充分发挥联合工作机制作用，各成员单位要明确职责，密切配合，加强协调联动，形成工作合力。省经济和信息化委牵头组织实施本方案，协调落实交易机构组建、市场主体培育、优先发电权和优先购电权管理、市场信用体系建设等具体改革措施;建立常态化问题反映机制，及时发现和解决市场建设中出现的新问题。山东能源监管办会同省经济和信息化委、省物价局等有关部门，负责制定电力市场中长期交易规则和现货市场交易规则，并根据职能依法实施市场监管，按照国家部署开展市场信用体系建设。省电力交易机构负责建设山东省电力市场交易技术支持平台，根据工作需要完善相应交易功能，为全省电力市场建设提供支撑。
山东省电力交易机构组建实施方案
根据省委、省政府印发的《山东省电力体制改革综合试点方案》(鲁发〔2016〕33号)，为构建现代电力市场体系，推进全省电力市场化交易，结合我省电力行业实际，制定本实施方案。
一、总体要求
坚持社会主义市场经济改革方向，以构建主体多元、运行规范、富有活力的现代电力市场体系为目标，建立功能完善、竞争有序、依法监管、相对独立运行的电力交易平台，为全省提供公平、规范、高效、优质的电力交易服务，更好地发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。
二、机构及职能定位
按照国家要求，对现有批准成立的山东电力交易中心有限公司(以下简称“交易中心”)进行股份制改造，制定落实改造方案，引入部分发电公司、售电公司和电力用户等多元股东，进一步完善公司治理结构，实现交易中心的相对独立运行。
交易中心作为全省电力交易的市场平台，主要负责电力交易系统的建设、运营、管理，按照政府批准的章程、规则和有关技术标准依法依规开展省内外电力交易业务，做好与电力调度的衔接，并接受省政府有关部门和能源监管机构的监管。
交易中心属于依法设立的企业组织，可根据承担的职责任务设立相应内设机构，工作人员以国网山东省电力交易中心现有人员为主体。待股份制改造完成后，根据业务发展需要和任职标准，多渠道公开选聘人才，高级管理人员按规定聘任。
交易中心实行独立核算，不以盈利为目的，组建和运行初期，不收取交易相关费用，所需资金由国网山东省电力公司予以保障。完成股份制改造后，按照省物价局核定的标准收取交易手续费，实现收支平衡，确保交易中心有效运转。
三、主要职责
(一)编制市场建设与运营细则。根据国家和省关于电力市场建设的政策规定，拟定市场注册、市场交易、交易合同、交易结算、信息披露等运营工作规则;结合市场发展情况，设计交易品种，完善市场体系;开展电力市场研究，提出我省电力市场发展规划建议。
(二)交易平台建设与运营维护。建设市场服务场所，维护电力交易技术支持系统运营，提高交易平台自动化、信息化水平，确保交易平台功能健全、运行可靠、使用便捷，支撑市场主体接入和各类交易的开展。
(三)市场成员注册管理。受理审核售电主体入市申请，与市场成员签订入市协议及交易平台使用协议，管理注册信息和档案资料。按照规定监督管理市场成员的市场交易行为，对违反市场规则或不符合准入条件的，按照有关规定予以清退。
交易中心与电网企业交互、核验市场主体的核批、结算、用电、并网等信息。售电企业与其服务用户的有关用电信息的绑定、调整由电网企业完成，相关信息提供交易中心。
(四)市场分析预测。依据电力市场供应能力、市场需求情况、输电通道利用等信息，对市场供需走势进行分析，与电网企业交互新增装机、负荷变化预测、运行方式、输电通道可用容量、电力销售市场分析预测、年度及中长期市场分析预测、短期平衡分析预测等信息，为市场主体提供相关信息服务。
(五)交易组织。交易中心负责定期发布交易信息及交易公告，完成交易组织准备;按照交易规则，通过交易平台组织市场交易，发布交易结果。根据市场交易品种和实际需要，按照平稳衔接、责权对等原则，逐步明确、界定交易中心和电力调度机构有关日前交易的职能边界。在多年、年度、月度交易组织中，交易中心与电网企业及电力调度机构交互输配电价、安全约束和检修等信息。电力调度机构负责系统安全、实时平衡、日以内即时交易及年度、月度交易的执行落实。
(六)交易合同管理。交易中心负责各类交易合同的管理，通过交易平台为市场成员提供合同生成、签署等服务，负责合同的汇总归档。电网企业作为输电方或购电方，与其他市场主体签署交易合同。
(七)交易计划编制与跟踪。交易中心负责根据市场交易结果、市场规则和安全约束条件，编制年度、月度市场交易电量计划，用于电费结算并向电力调度机构提供。电力调度机构负责向交易中心提供安全约束条件和基础数据，进行安全校核，形成调度计划，并将实际执行结果和偏差原因提交交易中心。交易中心负责计划执行情况的跟踪，向市场主体公布执行结果和有关情况说明，并根据市场规则确定的激励约束机制要求，通过事后结算实现经济责任分担。
(八)交易结算。根据电网企业提供的表计信息，交易中心进行交易电量电费结算，出具电量电费、辅助服务费及输电服务费等结算凭证。
(九)信息发布。交易中心负责发布电力市场交易执行的有关信息，配合省政府有关部门和能源监管机构对市场主体信息披露实施监管。电网企业、发电企业、用电企业、售电企业应按照交易规则，及时向交易中心提供相关信息。
(十)合规管理。按照市场主体信用评价有关规定，协助采集和管理市场主体和从业人员信用记录，报告和查证违反交易规则、扰乱交易秩序等违规行为，推动山东电力市场交易行为和业务依法依规开展。做好交易中心工作人员行为自律管理，配合省政府有关部门和能源监管机构开展外部审计及业务稽核工作。
(十一)市场服务。组织开展业务培训，开通热线电话，接受投诉举报和政策咨询，为我省发电、用电和售电企业等市场主体提供便捷、高效、优质的服务。
(十二)市场评估与风险防控。建立并完善电力市场风险防控体系，加强对市场运营情况的监控分析。当市场出现重大异常、影响电力稳定供应时，依规采取相应的市场干预措施，暂停或取消电力交易。
四、监督管理
(一)政府监管。省政府有关部门和能源监管机构按各自职责，依法依规对交易中心实施监管。交易中心按照授权对市场主体和相关从业人员违反交易规则、扰乱市场秩序等违规行为进行调查、取证。
(二)行业自治。组建山东省电力市场管理委员会(组建方案见附件)。市场管理委员会属市场主体的自治性议事协调机构，办事机构设在交易中心，主要负责向交易中心提出电力市场方面的专业建议，参与研究讨论交易中心的章程、运营规则和相关实施细则，推荐交易中心高级管理人员，听取和反映市场主体诉求，提出涉及市场主体利益的重要事项和意见建议，不干涉交易中心的日常运营。市场管理委员会成员由电力市场主体按类别推荐代表组成，不从交易中心领取薪酬。
(三)社会监督。交易中心应依法依规建立完善的财务管理制度，委托具有相关业务资格的会计师事务所按年度进行外部财务审计，财务审计报告应向社会发布。交易中心每年向市场成员公示山东省电力市场发展与运行、交易组织、风险防控、重大事项说明等相关情况，接受社会各界监督。
五、组织实施
(一)加强组织领导。在省电力体制改革领导小组的统一领导下，省经济和信息化委会同省发展改革委、山东能源监管办等单位，负责牵头指导交易中心和电力市场管理委员会的组建，跟踪交易中心和市场管理委员会的运行情况，协调解决出现的问题。
(二)机构组建和运行。国网山东省电力公司负责交易中心具体筹备组建，根据省政府批复要求依法注册成立交易中心。成立后的交易中心，要根据国家和省电力市场建设的有关部署要求，制定交易中心运营工作规则和市场交易细则，经电力市场管理委员会审议，并报省政府有关部门和能源监管机构审查通过后组织实施。每年1月31日前，交易中心要将上一年度全省电力市场交易情况，报省政府有关部门和能源监管机构。
附件：《山东省电力市场管理委员会组建方案》
附件
山东省电力市场管理委员会组建方案
根据省委、省政府印发的《山东省电力体制改革综合试点方案》(鲁发〔2016〕33号)，制定山东省电力市场管理委员会(以下简称“市场管理委员会”)组建方案。
一、制定依据
(一)《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);
(二)《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》(发改经体〔2015〕2752号);
(三)《中共山东省委 山东省人民政府关于印发<山东省电力体制改革综合试点方案>的通知》(鲁发〔2016〕33号)。
二、职责定位
山东省电力交易机构(以下简称“交易机构”)按照政府批准的章程和规则组建运营。交易机构董事会、管理层依据《公司法》，负责交易机构重大事项决策和日常运营。市场管理委员会是由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等电力市场参与方和第三方代表组成的协商议事机构，由各市场参与方按类别选派代表组成，目的是维护市场的公开、公平、公正，充分体现各方意愿，保障市场主体的合法权益。
市场管理委员会的主要职责包括：
(一)研究讨论交易机构组建章程;
(二)研究讨论交易机构市场交易和运营规则，根据市场发展情况，研究提出对市场交易和运营规则的修改意见;
(三)推荐交易机构高级管理人员，由交易机构依法按组织程序聘任;
(四)协调电力市场相关事项。
三、组织机构
(一)市场管理委员会。市场管理委员会由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等电力市场参与方和第三方等类别派出代表组成，人数37人。市场管理委员会成员不从交易机构领取薪酬，实行任期制，任期3年。
市场管理委员会成员应具备如下条件：从事电力行业相关工作5年以上，具有履行职责所需的管理能力，最近3年无违法违规记录。
市场管理委员会设主任1人，首任推荐国网山东省电力公司代表担任，以后由市场管理委员会成员按规则推选各类别代表。市场管理委员会主任负责召集和主持市场管理委员会会议。
(二)秘书处。市场管理委员会在交易机构设立秘书处，负责市场管理委员会日常工作。秘书处设秘书长1人，由交易机构负责人担任，工作场所、办公设备等办公设施由交易机构提供，工作人员由交易机构人员兼任。市场管理委员会成员单位可选派2-3人协助有关工作，定期轮换。除交易机构工作人员以外，其他工作人员不从交易机构领取薪酬。
(三)专业工作组。市场管理委员会可根据需要设若干专业工作组，负责处理市场管理委员会交办的某一方面专门工作。
专业工作组成员由市场管理委员会成员单位推荐，不从交易机构领取薪酬。
(四)专家委员会。市场管理委员会下设专家委员会，由相关领域专家和第三方咨询研究机构代表等组成。专家委员会成员按程序对市场管理委员会工作提出意见建议。专家委员会人选由市场管理委员会确定。
四、成员构成
市场管理委员会成员初期暂按以下方式产生;正式运行后，根据交易电量变化以及电力市场发展，可调整完善成员数量及构成。
(一)发电方代表。中央驻鲁发电公司代表7位，地方发电企业代表4位，共11位。
(二)购电方代表。电力用户及售电公司代表11位，市场初期可以电力用户为主，随着市场主体发育，逐步增加售电公司份额。
(三)电网企业代表。11位。
(四)交易机构代表。1位。
(五)第三方代表。3位。
省政府有关部门和能源监管机构可以派员参加市场管理委员会会议，可依法依规对市场管理委员会的审议结果行使否决权。
五、议事规则
市场管理委员会议事规则，由组建后的市场管理委员会负责制定，实行按类别投票表决等议事机制。交易机构和第三方代表不参加投票表决。
六、组织落实
省经济和信息化委按本组建方案，推动组建市场管理委员会，做好相关指导工作。
山东省有序放开发用电计划改革实施方案
根据省委、省政府印发的《山东省电力体制改革综合试点方案》(鲁发〔2016〕33号)，为有序放开公益性、调节性以外的发用电计划，加快推进电力市场建设，制定本实施方案。
一、总体要求
坚持社会主义市场经济改革方向，坚持兼顾改到位和保稳定原则，建立优先发电、优先购电制度，有序放开公益性、调节性电量以外发用电计划，推动电力电量平衡从计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用。
二、建立优先购电制度
(一)基本要求。享有优先购电权的用户按照政府定价优先购买电力电量，由电网企业予以保障;在编制有序用电方案时列入优先保障序列，原则上不参与限电;市场初期，不参与市场竞争。
(二)适用范围。第一产业、居民生活，以及第三产业中的重要公用事业、公益性服务行业用电享有优先购电权。重要公用事业、公益性服务行业主要包括党政机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水和供气等涉及社会生活基本需求，或提供公共产品和服务的部门和单位。
(三)保障措施
1.各类机组合理分担。优先购电权计划电量首先由可再生能源机组、余能机组、热电联产机组、核电机组、可再生能源调峰机组等优先发电机组承担，不足部分由其他公用机组按节能低碳发电原则，根据差别发电量计划或发电序位分担，相应的销售电价、上网电价执行政府定价。
2.加强电力需求侧管理。推广应用电蓄能技术，形成一定规模的常态削峰能力。组织开展需求响应，以经济手段推动用电企业与电网协同调峰，保障轻微缺电情况下的电力平衡。鼓励售电公司创新服务方式，为用户提供电力需求侧管理、用电运行检测、电能服务管理等增值服务。
3.常态化、精细化开展有序用电。制定有序用电方案并严格落实。出现电力缺口时，通过组织工业企业有序错避峰生产，保障严重缺电情况下的供用电秩序和具有优先购电权用户的供电。
4.建立用户管理机制。建立优先购电用户目录，实行目录动态管理，做好用户身份甄别、信息确认和电量统计，予以用电优先保障。
三、建立优先发电制度
(一)基本要求。享有优先发电权的机组按照政府定价或同等优先原则，优先上网或出售电力电量。优先发电容量通过安排基础发电量计划予以保障;优先发电电量原则上由政府定价和市场化方式形成价格两部分组成，其中，政府定价部分由电网企业保障收购;市场形成价格部分，发电企业参与市场交易时同等情况优先成交。分布式风能太阳能发电由电网企业足额收购保障。
(二)适用范围
1.一类优先保障：
(1)规划内的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电;
(2)为满足电网安全稳定运行的调峰调频发电;
(3)可再生能源调峰机组发电;
(4)实行“以热定电”，供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的热电联产机组在采暖期内发电。
2.二类优先保障：
(1)跨省跨区送我省的配套清洁能源发电;
(2)水电，核电，天然气发电机组;
(3)余能发电;
(4)涉外机组在合同期内按合同约定发电。
(三)落实原则
1.规划内风能、太阳能、生物质能、水能等可再生能源发电，按照资源条件预测的发电量安排优先发电计划，原则上保障性收购。
2.调峰调频电量，按年度全社会用电量(扣除孤网自备机组发电量)的适当比例安排优先发电计划;可再生能源调峰机组按照高出本年度同类型机组平均利用小时的10%-20%安排优先发电计划，原则上全部执行政府定价。
3.实施热力负荷在线监测的热电联产机组，在供热期根据“以热定电”政策安排优先发电计划，原则上全部执行政府定价。其中，背压机组根据实际热负荷放开发电，不再下达机组发电量计划;抽凝式热电联产燃煤机组和燃气热电联产机组，供热量按照上年度实际供热量并考虑当年变化核定，超出“以热定电”政策标准外的电量通过市场交易解决。
4.跨省跨区送受电量的优先发电计划及执行政府定价的比例，在贯彻国家能源战略的前提下，由送方参照我省同类型机组协商确定。优先发电计划电量原则上优先消纳，清洁能源送电比例原则上不低于25%。
国家规划内的既有大型水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电，以及网对网送受清洁能源的地方政府协议，通过优先发电计划予以保障。优先发电计划电量不低于上年实际水平或多年平均水平，按发改价格〔2015〕962号文件精神，由送受双方协商或通过市场化交易方式确定价格;优先发电计划电量以外部分参与我省市场化竞争。
国家规划内的既有燃煤机组，鼓励签订中长期协议(合同)。采用点对网或类似点对网专线输电方式送(分)电的，视同省内发电机组，统一纳入全省电力电量平衡，并与省内机组同比例放开参与市场。
国家规划内且在中发〔2015〕9号文颁布实施后核准的清洁能源机组，优先发电计划中市场化方式形成价格部分的比例应逐步扩大。
国家规划内且在中发〔2015〕9号文颁布实施后核准、发改运行〔2017〕294文件印发后投产的燃煤机组，视同省内发电机组管理。
5.核电机组，按照国家有关规定安排优先发电电量，其中，执行政府定价计划高于省内燃煤机组平均利用小时一定比例安排，其他优先发电电量由市场化方式形成价格。
6.余能发电，参照企业生产实际和前3年实际发电量安排优先发电计划，原则上全部执行政府定价。
7.涉外机组，按照合同约定安排优先发电计划，原则上全部执行政府定价。
(四)保障措施
1.分类安排优先发电计划。年初编制年度平衡方案时，整体预留规划内风电、太阳能、生物质、背压供热机组、余能机组、水能发电电量空间，不再下达具体机组计划。可再生能源调峰机组、其他调峰调频电量、核电、天然气发电，以及热电比符合热电联产政策标准的热电机组采暖期内发电、涉外机组等优先发电计划，建立完善运行考核和技术监督手段，据此编制机组发电量计划。
2.消纳省外来电规划内电量。省经济和信息化委确定跨省跨区送受电优先发电计划规模建议，报国家发展改革委备案后优先安排发电。
3.组织实施替代发电。可再生能源调峰机组因调峰无法完成的优先发电计划，可通过替代发电交易给其他机组。市场化方式形成价格的优先发电计划，可替代转让给其他优先发电机组。电量替代价格由双方协商确定。执行标杆价格部分的优先发电计划原则上不得进行替代发电。
电力交易机构制定优先发电权计划指标市场交易办法，报省经济和信息化委同意后实施。
四、平衡年度电量供需
(一)编制年度电量供需平衡方案。省经济和信息化委会同有关单位根据全省国民经济社会发展计划和各市预测，分析全省电力电量需求，制定年度全省电力电量平衡方案，提出优先发电计划编制和市场电量安排建议，报国家发展改革委备案。
(二)实施节能低碳发电调度。未进入市场的电量，按照节能低碳环保原则编制差别发电量计划或安排机组发电序位，提高能效和环保指标领先机组的利用小时。
(三)加强机组调峰调频考核奖惩。各类直调发电机组均等承担电力平衡和调峰调频任务，调峰调频能力原则上不得低于50%。根据机组调峰调频贡献大小，按节能低碳调度原则进行调峰调频电量考核奖惩。
(四)适时调整年度电量平衡方案。每年底前，根据全省电力供需平衡实际和市场电量情况，调整年度电力电量平衡方案，做好各类电量的收口工作。市场交易电量原则上按时间先后顺序优先落实、优先结算。
五、有序放开发用电计划
(一)用电逐步放开
1.市场建设初期，逐步放开年用电量达到一定规模的10千伏及以上电压等级的工商业用户参与直接交易。重点向市场前景好、发展潜力大、产品附加值高、创新能力强、转型升级示范作用大的企业倾斜。
2.市场建设中后期,电力市场体系比较健全时，除公益性、调节性电量以外的电量全部进入市场。鼓励无议价能力用户进入市场，可保留一定交叉补贴，确保电价合理;电网企业或拥有配电网运营权的售电企业提供保障供电服务，满足市场交易应急暂停时的用户生产用电。
(二)发电有序放开
1.市场建设初期，保留规划内可再生能源发电、可再生能源调峰机组发电、余能发电、调峰调频电量、热电比在政策范围内的热电机组发电，以及水电、核电、涉外机组合同期内的优先发电计划。在可再生能源消纳受限时，安排保障性收购小时落实优先发电计划。其他发电机组市场化电量逐步扩大规模，原则上经安全校核，燃煤发电企业只要不超过年度燃煤机组发电小时的最高上限，电网企业保障执行;如因发用电计划放开不同步产生的电费结算盈亏，计入本地输配电价平衡账户，可用于政策性交叉补贴、辅助服务费用等。
对中发〔2015〕9号文件颁布实施后核准、发改运行〔2017〕294文件印发后投产的燃煤机组，原则上不再安排发电计划，不再执行政府定价，但交易电量不应超过年度燃煤机组发电小时最高上限。
2.市场建设中后期,电力市场体系比较健全时，除公益性和调节性电量以外的其他电量全部进入市场。自备电厂成为合格市场主体后，允许在公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易。接入电网调度自动化系统、实现热力负荷或资源综合利用在线监测的地调公用机组发电，同步放开参与市场交易。
(三)跨省跨区送受电同步放开
1.市场建设初期，规划内跨省跨区送电电量与省内机组电量同步放开，其中，配套电源中规划内清洁能源执行优先保障消纳;其他送受电量全部按市场方式接纳。
2.市场建设中后期，电力市场体系比较健全时，逐步形成以中长期交易为主、临时交易为补充的跨省跨区交易机制。配套电源中规划内清洁能源执行优先发电计划，其他机组电量全部由市场化方式形成价格。
(四)加快建立完善市场交易机制。凡是参加电力市场交易的用户，均不再执行政府定价。除优先发电计划执行政府定价的电量外，机组其他电量价格主要由用户、售电主体与发电企业通过自主协商、市场竞价等方式确定。随着市场体系的不断健全，逐步放开公益性、调节性计划以外电量的上网电价和销售电价。已参加市场交易的用户又退出的，再次参与市场前，电网公司承担保底供电责任，保底价格在输配电价的基础上，按照居民电价的1.2-2倍执行。
(五)积极引导各类购电主体参与市场交易。新增大工业用户原则上通过签订中长期电力市场交易协议(合同)保障供电，鼓励其他新增用户参与电力交易。售电公司可视同电力用户参与电力市场，也可以代理中小用户参与电力交易。加快发展电能服务商，推动用户提升科学用电能力和市场化意识，逐步实现电力直接交易双方发用电曲线实时对应。
六、加强组织领导和措施落实
在省电力体制改革领导小组的领导下，各有关部门明确职责、相互配合，推动有序放开发用电计划各项改革措施的落实。发用电计划放开过程中，要综合改革条件、放开幅度和企业承受力，兼顾改到位和保稳定，根据市场建设需要，合理确定计划放开时间节点和规模，适时开展工作评估，完善措施，促进全省电网稳定运行和电力市场建设有序推进。省经济和信息化委牵头负责本方案组织实施。
山东省售电侧改革实施方案
根据省委、省政府印发的《山东省电力体制改革综合试点方案》(鲁发〔2016〕33号)，为有序向社会资本开放配售电业务，培育多元化售电主体，结合我省实际，制定本方案。
一、总体要求
坚持社会主义市场经济改革方向，按照整体设计、试点先行、协调推进、分步实施原则，有序向社会资本开放配售电业务，多途径培育售电主体进入市场，强化政府监管和社会监督，加快形成多买多卖、规范高效、竞争有序的交易机制，更好地发挥市场配置资源的决定性作用。
二、售电侧市场主体及职责定位
(一)电网企业。电网企业是指拥有输电网、配电网运营权，承担其供电营业区保底供电服务的企业，履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。电网企业系指国网山东省电力公司及其所属企业。
1.提供普遍服务。依法依规取得相关业务许可，为营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电。
2.无歧视开放电网。无歧视地向各类市场主体提供报装、计量、抄表、维修、收费等供电服务，提供输配电服务。公开输配电网络的可用容量和实际使用容量、影响市场交易的电网约束等信息，保障电网公平无歧视开放。
3.履行社会责任。当售电公司终止经营或无法提供售电服务时，电网企业在保障电网安全和不影响其他用户供电的前提下，向相关用户供电并按照政府规定的电价收费。社会资本投资的配电公司在其营业区内无法履行责任时，若无其他公司履行责任，由政府指定电网企业代为履行。在保证电网安全运行的前提下，按照有关规定收购分布式电源发电。受委托承担省内电力行业统计工作。
4.收费和结算。按规定向交易主体收取输配电费用(含线损和交叉补贴)，按规定代收的政府性基金及附加;按照电力交易机构出具的结算依据，承担相关市场主体的电费结算责任，保障交易电费资金安全。
(二)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。
1.售电区域。同一供电营业区内可以有多个售电公司，同一售电公司可在多个供电营业区内售电。
