电力营销数据分析模型

Ⅰ 电力市场营销问题 急

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Ⅱ 为什么电网企业要做大数据分析

为什么电网企业要做大数据分析呢？这个必须得要分析，不分析的话，整个全市用电企业怎么去分配这些数据，必须做依据，而通过依据再进行分析。

Ⅲ 如何在供电企业中构建客户为中心的CRM模式

一、为什么要开展供电营销创新工作

大用电量客户、尤其是工商业客户是供电企业主要的利润来源，伴随着电力体制改革的不断深化，售电公司成立后，大用电量客户将是市场竞争的主要目标，如何与大用电量客户建立深度营销关系、把控存量市场和增量市场是供电企业面临的主要问题。此外，为了应对售电侧电力体制改革，抢占市场先机，牢牢把握大用电量客户的电力市场，在已建立的供用电关系上，通过向客户提供新的产品和服务、满足客户的潜在需求、帮助客户降低成本的方式，建立与客户的深度营销关系，通过为客户创造价值而达到占领客户市场的目的。

二、如何衡量供电营销创新工作

创新工作不是自娱自乐，也不是盲目乱试，只能从提供新的服务和产品或减低成本两个方面想办法，具体在电力营销方面，可以从两方面入手：1. 为客户提供新的产品和服务，满足大用电量客户的潜在需求。通过对客户的信息进行实时收集并利用现有的数据采集装置，利用大数据手段进行分析，分析客户的潜在需求，包括金融需求、市场需求、技术改造需求等，通过调动国网平台内的资源满足客户需求，为客户的生产经营创造价值。2. 帮助大用电量客户降低成本。一是帮助客户降低用电成本，在现有的电价标准内，帮助客户优化制定用电策略，降低用电成本；二是帮助客户降低能源成本，联合天然气等其他能源部门，共同为客户制定能源使用套餐；三是帮助客户降低生产成本，利用国网平台的资源，在集中采购、设备选型等方面帮助客户降低生产成本。

三、如何发掘电力客户的潜在需求

(一 )利用大数据手段找准电力客户的需求

在维克托·迈尔舍恩伯格及肯尼斯·库克耶编写的《大数据时代》中写道：大数据指不用随机分析法 ( 抽样调查 ) 这样的捷径，而采用所有数据进行分析处理。大数据的 4V 特点：Volume( 大量 )、Velocity( 高速 )、VaRiety( 多样 )、Value( 价值 )。在以往的市场营销调研中，调研人员往往使用采样的方式对客户需求进行调研，这种方式所得到的需求采样也是分层且模糊的，并不能精准的获得客户的实际需求。随着电子信息技术的不断进步，特别是大数据技术的深化应用，通过大数据手段精准定位单独客户的潜在需求成为可能。

(二 )供电企业大数据的界定供电企业在与用电客户建立供用电关系后，在电费结算、用电检查、负荷监控和优质服务等工作中会产生大量的数据，并不是所有数据都有价值，我们应该选择其中有价值的数据建立数据库。此外，建立数据库仅仅是实现大数据的基本工作，最为关键的是，要建立科学有效的计算分析方法，通过“加工”实现数据的“增值”。对供电企业有价值的大数据：1. 售电量曲线2. 负荷曲线3. 客户电价数据4. 用户设备信息5. 客户需求信息6. 客户投诉信息

(三 )大数据建设能够给供电企业解决哪些问题1. 电力行业、特别是电力营销行业面临改革，如何在改革中取得先发优势、抢占有利位置是营销创新工作需要解决的主要问题。建立大数据库，对大数据进行有效处理和分析，目的是要为电力营销工作指明方向和重点，把有限的人财物资源投入到最有效果的工作中去，掌握客户资源，让客户完成缴费、查询等用电业务更加便捷和快速，提升客户的终端体验感，让客户认可供电企业的营销工作，在客户心目中树立国家电网的品牌。2. 解决电力营销内部管理的问题。推行大数据工作，利用信息化手段指导营销具体工作，调整内部的管理界面，可以有效的节约供电企业内部的管理成本和人工成本，腾出更多的人力和物力去做相应的营销管理和营销服务工作，改变目前供电企业营销工作中存在的“工作多、质量低”等问题，利用信息化手段提升整体营销管理水平。3. 解决电力营销发展潜力的问题。大数据建立以后，能够及时的获取客户数据，可以对历史数据进行有效分析，实现了企业到客户的点对点联系，为以后的电力营销业务拓展、工作创新打下坚实的基础。

四、大数据建设对满足客户潜在需求的几点工作思路

1. 利用大数据分析区域负荷增长情况，超前、合理设置变电站、开关站、线路电缆等供电设备的容量、间隔数目以及型号。比方说，可以掌握成熟居民小区每户的用电情况、负荷分布情况、负荷增长情况，通过数据分析和数学建模，科学测算出负荷总体分布情况和增长趋势，结合供电设备的设计标准，为新建居民小区供电设施设计提供科学指导，对区域负荷平衡做到精确控制。

2. 利用大数据分析工业用户的用电量、负荷分布、时段负荷情况，分析客户的经济运行成本，寻找工业客户潜在的技术改造需求，为电能替代、节能减排工作提供技术改造依据和经济可行性分析，为供电企业增供促销工作、电能替代工作、节能公司技术改造工作提供精确有效的客户群体。

3. 通过用大数据分析，可以判断居民、企业客户的消费能力、消费侧重点，为国网公司一系列的营销策略和广告投放重点提供精确的数据支持和帮助。比方说，一个家庭按照每月用电量的不同，可以划分为不同的消费层次，产品需求也不同，国网商城通过有效的广告投放，可以有效满足客户需求、打开客户市场；同样的，一个家庭的负荷增长快慢也可以反映其消费能力的变化，对于负荷增长快的家庭可以推荐一些高端消费品，对于负荷萎缩负增长的家庭推荐低质易耗品更能满足客户的需求。五、结论面对电力体制改革，理清思路比盲目试验更加重要，电力营销的终端是客户，电力营销的主要利润来源是工商业大用电量客户，所以说夯实营销基础工作、满足客户的潜在需求、为客户创造价值才是供电企业真正需要做的事情。为客户供好电只是基础工作，其他售电公司也能做到，是电力营销的“买点”；而只有通过电力营销创新、满足客户的潜在需求、为客户创造价值，才能抓住电力营销的“痛点”。营销创新有两条途径，一是为客户提供新的产品和服务；二是降低产品和服务的成本。

   总之，通过营销创新、满足客户的潜在需求、为客户创造价值，建立与客户的深度营销关系，必然在售电侧电力体制改革中取得先发优势、巩固市场份额。

Ⅳ 电力营销具体是指什么概念是什么

电力营销，你先理解下营销的概念吧~~知道里有回答~~http://..com/question/4747826.html?si=1

OLAP：OLAP能帮助分析人员、管理人员从多种角度把从原始数据中转化出来、能够真正为用户所理解的、并真实反映数据维特性的信息，进行快速、一致、交互地访问，从而获得对数据的更深入了解。OLAP为用户提供了强大的统计分析和报表处理功能。

联机分析处理(OLAP)的概念最早是由关系数据库之父E.F.Codd于1993年提出的。当时，Codd认为联机事务处理(OLTP)已不能满足终端用户对数据库查询分析的需要，SQL对大数据库进行的简单查询也不能满足用户分析的需求。用户的决策分析需要对关系数据库进行大量计算才能得到结果，而查询的结果并不能满足决策者提出的需求。因此Codd提出了多维数据库和多维分析的概念，即OLAP。Codd提出OLAP的12条准则来描述OLAP系统：
准则1 OLAP模型必须提供多维概念视图
准则2 透明性准则
准则3 存取能力推测
准则4 稳定的报表能力
准则5 客户/服务器体系结构
准则6 维的等同性准则
准则7 动态的稀疏矩阵处理准则
准则8 多用户支持能力准则
准则9 非受限的跨维操作
准则10 直观的数据操纵
准则11 灵活的报表生成
准则12 不受限的维与聚集层次

OLAP的基本多维分析操作有钻取（roll up和drill down）、切片（slice）和切块（dice）、以及旋转（pivot)等。
钻取是改变维的层次，变换分析的粒度。它包括向上钻取和向下钻取。
roll up是在某一维上将低层次的细节数据概括到高层次的汇总数据；
而drill down则相反，它从汇总数据深入到细节数据进行观察.
切片和切块是在一部分维上选定值后，关心度量数据在剩余维上的分布。如果剩余的维只有两个，则是切片，否则是切块.
旋转是变换维的方向，即在表格中重新安排维的放置（例如行列互换).

我刚好在写数据仓库应用的论文，把我里面相关的复制点给你，不知道有用没

Ⅳ 做电力营销分析需要采集哪些数据

一般来说,你需要客户的基本特征数据,客户的交易数据,还有客户和你沟通的过程数据.这个是基本的营销分析数据的构成.
当然,也许你可以利用外面的数据,来丰富你的特征数据.

Ⅵ 什么是大数据分析和精准营销，两者之间的关系

大数据精准营销师通过大数据来定位你的精准客户，例如通过BAT方面提供的数据，选择适合你的客户人群进行投放针对性广告，这种营销方式在最大程度上将广告效益扩大化，经济效益增加，成本减少。

Ⅶ 客户分析的分析方面

商业行为分析通过对客户的资金分布情况、流量情况、历史记录等方面的数据来分析客户的综合利用状况。主要包括：
1）产品分布情况：分析客户在不同地区、不同时段所购买的不同类型的产品数量，可以获取当前营销系统的状态，各个地区的市场状况，以及客户的运转情况。
2）消费者保持力分析：通过分析详细的交易数据，细分那些企业希望保持的客户，并将这些客户名单发布到各个分支机构以确保这些客户能够享受到最好的服务和优惠。细分标准可以是单位时间交易次数、交易金额、结账周期等指标。
3）消费者损失率分析：通过分析详细的交易数据来判断客户是否准备结束商业关系，或正在转向另外一个竞争者。其目的在于对那些已经被识别结束了交易的客户进行评价，寻找他们结束交易过程的原因。
4）升级/交叉销售分析：对那些即将结束交易周期或有良好贷款信用的客户，或者有其他需求的客户进行分类，便于企业识别不同的目标对象。 1）客户行为习惯分析：根据客户购买记录识别客户的价值，主要用于根据价值来对客户进行分类。
2）客户产品意见分析：根据不同的客户对各种产品所提出的各种意见，以及当各种新产品或服务推出时的不同态度来确定客户对新事物的接受程度。 1）客户意见分析：根据客户所提出的意见类型、意见产品、日期、发生和解决问题的时间、销售代表和区域等指标来识别与分析一定时期内的客户意见，并指出哪些问题能够成功解决，而哪些问题不能，分析其原因。
2）客户咨询分析：根据客户咨询产品、服务和受理咨询的部门以及发生和解决咨询的时间来分析一定时期内的客户咨询活动，并跟踪这些建议的执行情况。
3）客户接触评价：根据企业部门、产品、时间区段来评价一定时期内各个部门主动接触客户的数量，并了解客户是否在每个星期都受到多个组织单位的多种信息。
4）客户满意度分析与评价：根据产品、区域来识别一定时期内感到满意的20%的客户和感到不满意的20%的客户，并描述这些客户的特征。 对每一个客户的成本和收益进行分析，可以判断出哪些客户是为企业带来利润的。
在CRM中，企业的生产、营销、服务及市场都是围绕客户而进行的。客户分析将成为成功实施CRM的关键，帮助企业最大程度地提高客户满意度，同时也降低了企业的运作成本，提高了企业的运作效率。接下来，本章将从与CRM战略实施密切相关的客户识别、客户互动和客户知识三个大的方面对客户相关信息进行深入分析和探讨，最后，从客户关系管理能力的角度评价企业实施CRM的效果。

Ⅷ 电力市场营销主要是做些什么工作

工作内容包括电力市场营销、业务扩充、电力市场营销业务、电能计量、供用电合同管理、用电检查与营销稽查、电力营销管理工作

电力市场营销就是电力企业在变化的市场环境中，以满足人们的电力消费需求为目的，通过电力企业一系列与市场有关的经营活动，提供满足消费需求的电力产品和相应的服务，从而实现电力企业开拓市场，占领市场的目标。

电力企业为了实现经营目标，进行电力市场经营、规划、生产和销售决策，应用先进的技术手段和方法，采用一定的程序，有系统、有目的、有组织、有计划地收集、加工、处理电力市场信息，并得出结论的一系列调研活动称为电力市场调研。

电力市场营销管理是指电力企业为了使市场营销活动发挥出最大的效能和效益，对活动的计划、贯彻、实施等各环节进行严格、有效的管理。

(8)电力营销数据分析模型扩展阅读：

电力市场改革的前沿，充分吸收电力市场营销管理的最新成果，构思了崭新的编写体系和编写理念，充分体现了学科的先进性和系统性，并具有较强的创新性。

主要内容包括电力市场与电力市场营销、电力市场调查、电力需求预测、电力市场细分与目标电力市场、电力购买行为分析、电力市场竞争策略、电力产品与服务策略、电价策略、电力销售渠道策略、电力促销策略和电力需求侧管理。

《电力市场营销》的编写紧跟电力市场改革的前沿，充分吸收电力市场营销管理的最新成果，构思了崭新的编写体系和编写理念，充分体现了学科的先进性和系统性，并具有较强的创新性

资料来源：网络-电力市场营销

Ⅸ 国家电网里的营销是什么意思

国家电网公司营销部为电力需求侧管理工作的归口管理部门。职能是负责对公司产品价值实现过程中各销售环节实行管理、监督、协调、服务

营销部是一个企业的经济命脉，营销部业绩的好坏直接影响到企业的收入。一般来说，营销部负责人的要求比较高，要有较好的沟通能力，市场开发和分析能力，管理能力，应变能力，责任心强，有号召力，熟悉营销模式，具有业务开拓渠道，有良好的营销管理策略及经验。

(9)电力营销数据分析模型扩展阅读：

国家电网有限公司成立于2002年12月29日，是根据《公司法》规定设立的中央直接管理的国有独资公司，是关系国民经济命脉和国家能源安全的特大型国有重点骨干企业。公司以投资建设运营电网为核心业务，承担着保障安全、经济、清洁、可持续电力供应的基本使命。

公司经营区域覆盖26个省（自治区、直辖市），覆盖国土面积的88%以上，供电服务人口超过11亿人。公司注册资本8295亿元，资产总额38088.3亿元，稳健运营在菲律宾、巴西、葡萄牙、澳大利亚、意大利、希腊、中国（香港）等国家和地区的资产。

公司连续13年获评中央企业业绩考核A级企业，2016-2017年蝉联《财富》世界500强第2位、中国500强企业第1位，是全球最大的公用事业企业。

2018年12月，世界品牌实验室编制的《2018世界品牌500强》揭晓，国家电网有限公司排名第30 。2019年7月22日，《财富》世界500强排行榜发布，国家电网有限公司位列5位。

2019年9月1日，2019中国战略性新兴产业领军企业100强榜单在济南发布，国家电网有限公司排名第20位； 2019中国服务业企业500强榜单在济南发布，国家电网有限公司排名第1位。

Ⅹ 中国电力营销的现状和前景

中国电力工业发展现状分析

前言

一九九八年或许在我国的电力工业发展进程中具有重要的历史意义。这一年，电力工业终于从机制上摆脱了过去计划经济模式的约束，由政府职能部门脱胎成为独立的经济实体 国家电力公司。脱胎后的国家电力公司仍是我国电力工业的巨人，拥有国内总装机容量的60%和国内总售电量的77%（1997年总公司装机容量 153GW，售电量 766.9TWh，购电量 466.2TWh）。无论愿意或不愿意，国家电力公司将真正面对市场，必须以市场的眼光重新审视未来的发展战略。也在这一年，在多数行家曾断言电力得大发展，电力要先行的理念之下，电力却首次出现了几十年未遇的供大于求现象。事实上，我们国家的人均用电量实在太低，人均装机容量（0.2KW）还不足世界平均水平的五分之一，与当前我国的经济发展程度极不相称（见表1），与我国在世界上的真实地位相去甚远。

我国的电力弹性系数近二十年来一直小于1（平均0.88），而世界主要快速发展国家均远大于1，平均1.22，发达国家平均也在1.15。这种电力发展速度相对缓慢却又导致目前电力供大于求的现象蕴涵着讽刺性的矛盾，矛盾的焦点集中反映在近几年的电价问题上。当前的电价状况、当前的电力需求疲软是矛盾积累的结果，而不是原因。所以，本文的力图站在经济学的立场上，同时站在电力用户即消费者的立场上，用经济分析的视角来扫描并展现我国电力工业的发展历程，同时也揭示发展过程中产生的一些应引起充分注意的问题。

政府决策部门对电力行业存在的某些观念也是值得探讨的。这么多年来，始终没有按市场经济规律正确处理电力需求与价格的关系，认为电是经济生活中的必需品，其需求量与经济发展有关，而与其价格关系不大。这种认识用经济学的语言说就是电的价格弹性很小，通俗地说就是反正各行各业都要用那么多电，从大家身上多掏点钱也没关系。基于上述认识，才演绎出各种电价基金、集资政策和地方的各种价外加价行为。以市场的眼光并从价格层面上去探究近几年电力需求变化，或许能发现一些更为深层的原因。本文认为，上述观念在计划经济时期可以说是正确的（产品需求不取决于市场），但是在市场经济环境下（需求来源于市场），如果仍按上述认识决策，我们的电力工业迟早会被市场经济这支无形的手切割肢解。可见，市场经济的决策观念对电力工业的健康发展至关重要。

1.1 历史回顾 我国电力工业在四十九年的建设中得到了高速发展，并为国民经济的发展作出了巨大贡献。年发电量从1949年43.1亿KWh增长到1997年的11342亿KWh,增长了263倍，平均年增长率12.3%。相应地，装机容量从1949年的185万KW发展到1997年的25424万KW，增长了137.4倍，平均年增长率10.8%。电力工业的详细发展历程见附表1、2及附图1、2。电力工业经历了几个代表性的发展时期。首先是1951年至1960年的高速发展时期，这期间装机容量平均年增长率为20.3%，发电量平均年增长率为28.8%，同期GDP的平均年增长率为8.5%。也就是说该时期电力工业的发展明显快于国民经济的发展，相应的发电弹性系数是3.4，装机弹性系数是2.4。另一个快速发展时期是1970年至1979年，这十年装机容量平均年增长率为12%，发电量平均年增长率为11.5%，同期GDP的平均年增长率为10.6%。相应的发电弹性系数是1.08，装机弹性系数是1.13，既电力工业略快于国民经济的增长。80年代以来，尽管电力工业发展比较平稳，速度还是比较快的，17年来发电量年平均年增长率为8.5%，装机平均年增长率也是8.5%。但是同期国民经济的发展却远快于电力工业。这个时期GDP的平均年增长率是10.5%，相应的发电及装机弹性系数是0.81。尤其是1990年以后，发电弹性系数一路下滑，从1991年的0.98逐年递减到1997年的0.58。1998年的发电弹性估计将达改革开放以来的最低点0.28左右。这一趋势若不及时遏止，必将再度危及国民经济的健康发展。

1.2发电环节构成

水火电比例

与现在相比，解放初期我国的电力工业几乎是从零起步。经过50年代及70年代两个高速发展期，我国电力工业已初具规模。到1978年，总发电量已达2566亿KWh，装机容量达5712万KW，分别相当于1997年的23%和22%，为改革开放后经济高速发展奠定了良好基础。1978年之后20年，水电在总发电量中所占份额几乎未变，约为17%。但是，水电装机容量所占份额却有些变化，从1978年的30%逐步下降至1997年的23%。这一现象反映了一个事实，即改革开放以来，随着经济发展加速，电力紧缺，电力投资有注重短期效益的倾向,倾向于水电用得多，建得少。由于我国目前水电资源开发仅完成14%，与世界平均水平22%相比还有很大潜力，所以水电装机份额下降更大程度上归于政策因素的导向。

机组出力

根据上述数据可以算出1978年时水电年平均出力2581KWh/KW，火电5321 KWh/KW。到1997年，相应的出力为3258 KWh/KW和4809 KWh/KW。前者火电出力较高，反映了当时电力紧缺；后者反映了电力紧张局面有所缓解，同时水电机组的利用率也在逐步提高。

在水、火电比例基本不变的情况下，衡量电力短缺的一个有效指标是单位装机年平均出力。在市场机制作用下，发达国家的单位装机出力是比较稳定的，平均为4315 KWh/KW。这个水平单位装机出力可以应付经济波动而不至于供不应求。高速发展国家的平均单位装机出力为4385 KWh/KW，体现了较小的超负荷发电余地。我国80年代以来的单位装机出力平均为4624 KWh/KW，说明存在较大的缺电现象。1997年我国单位装机出力为4461 KWh/KW。如果说这一年电力供需基本平衡的话，那么根据图1的显示，除了1979、1981、1991年，其它年份都是缺电的。严重缺电年份是在1987年，当年单位装机出力高达4857 KWh/KW。而这一年，全国估计高峰缺电30%左右，导致全行业的拉闸限电，用户“开三停四”。我们可以说单位装机出力4450 KWh/KW左右基本上是适合我国目前状况的供需平衡点指标，在这个指标水平上，电力部门既不超负荷发电，也不闲置装机容量。超负荷发电是有限度的，一是导致发电成本提高和大量使用小机组，二是发电机组不可能24小时满负荷运行。结果就是拉闸限电或抬高电价，限制用电需求，同时也丢失了发电收益。到了90年代，限制需求已是市场经济的大忌。抬高电价将遏制需求，电力部门或许短期可从中获益，但却损害了其长期利益。

核电

从1993年起中国有了核电。至1997年，核电装机容量为210万KW（浙江秦山30万KW,广东大亚湾2×90万KW），年发电量144.18亿KWh，约占全国总发电量的1.27%，单位装机年均出力6866 KWh/KW。超过火电机组年均出力的43%。目前在建的还有秦山二期2×60万KW、秦山三期2×70万KW、广东岭澳2?100万KW、江苏连云港2×100万KW，共计660万KW，预计2005年之前全部建成 机组容量构成 90年代以来装机容量增长的主力仍然是大机组。1990年25万KW以上机组占总装机容量的57%，到了1996年，这个比例已超过60%，同时1.2万KW以下机组容量比例已由15%下降至9%。但是，1.2至3万KW机组容量却有增长之势，这一现象反映了地方集资办电政策的影响。地方集资不同于股份投资，产权上各自为阵，必然以小规模投资居多。总体上看，1990年时2.5万KW以上机组容量占总容量的80%，到1996，这个比例已上升至85%以上，所以小机组发电问题不是近年来发电成本上涨过快的主要原因或理由。

机组发电量构成

但是，由于地方集资办电，办电主体属地方管辖，使得小机组发电产生另一个问题，就是小机组与大机组抢发电量。多数大机组产权不属地方，投资收益也不归地方，因而在这场收益的较量中败下阵来。更为严重的是地方利用其管辖权，迫使用户接受小机组的高价电力，其政府行为与市场经济的指导思想背道而驰，同时侵犯了用户的消费权利。该问题比较严重的有广东、浙江等地。

根据统计资料，1990年以来，1.2万KW以下机组容量所占比例已下降了40%，但是这类机组发电量所占比例仅下降25%。同期其它机组容量所占比例上升了7%，但是发电量所占比例仅上升2%。这说明小机组比大机组相对出力更多。

小机组煤耗较高，经营效率也低，虽然他们对全国发电总成本影响不大，但是对电价的影响却是显著的，小机组电价具有示范行为，使大机组有向高电价看齐的倾向，巨大的利润空间提供了与地方政府达成某种默契、共同分享的机会。

目前在电力紧张局面已经缓解的情况下，国家正制定措施逐步停运部分小机组，其中国家电力公司1998年将停运110.6万KW,2000年前共停运681万KW，占公司目前总装机容量的8.76%。按此比例计算，估计2000年全国将停运小机组1135万KW。

国家逐步停运部分小机组的政策是十分正确的，其意义不完全在于降低发电成本，更重要的是为降低电价、促进需求增长扫清障碍，而且对环境保护也是十分有利的。目前该政策遇到的难题是如何清偿小机组的投资成本。其实只要国家下决心“丢卒保车”，完全可以让这些小机组提前报废，其损失由大机组电价与现行电价的巨大空间中取一小部分即可补偿。

电源分布

我国的电力消费主力集中在沿海地区以及华北、四川两大区域。其中山东、广东、江苏、辽宁、河北、河南、四川等七省用电量就占全国用电量的45%。就全国而言，由于资源、人口分布和经济发达程度不同，必然造成某些地区电力的供需缺口。根据图6的分析结果，电力相对富裕的省份依次为内蒙、山西、湖北、云南、广东等地。广东的情况比较特殊，该省相当一部分电力输送给香港，结果使本省电力并不富裕。随着经济的发展，该省今后必然要逐步加大从云南、贵州等省的购电比例。电力相对紧缺的省份依次为北京、天津、广西、浙江、辽宁、福建等地。北京由于其特殊的政治经济原因，目前的用电量50%需从外地购进。预料今后北京、天津等地的电力需求增长将更多地依赖山西、内蒙两地的供应。

我国水、火电装机容量的地理分布见图7、8。四川、湖北、湖南三省得益于长江流域丰富的水力资源，占踞了水电装机容量前三名。这三省水电装机分别占其装机总容量的47%、59%和54%。目前，长江流域水电装机占全国水电总装机的36%左右。我国南方另一较大流域是红水河流域，属于该流域的云南、贵州（部分）、广西、广东等省水电装机占全国水电总装机的26%，其中云南、广西水电装机均超过火电装机。

1.3 用电环节构成

产业构成

电力工业是国民经济的基础性产业。在过去的几十年里，电力的发展与第二产业息息相关（二产主要包 括工业、建筑业），其用电构成见图9、10。直到1997年，二产的电力消费仍占全国电力总消费的73%。但 是，在未来的一些年里，这种状况将会迅速改变。其它产业（三产和一产）的用电量将高速增长。预计到 2014年前后，其它产业的用电量将与第二产业平分秋色，各占50%。

这里值得提出的是农业，在过去的20年里，农业用电所占比重下降是正常的，因为农业占GDP比重在下降。但是我国农业用电比重下降太快，超出了GDP比重下降速度，这种现象是不正常的，反映农村用电增长远落后于其它行业。农村用电价格弹性是比较大的，即农村对电价比较敏感。目前的农村电价极大地压抑了农村需求，原因主要在于农电管理体制，其次才是农村电网投资问题。国家计划未来三年投资3000亿元用于城乡电网改造，这对解放农村用电是个福音。其实，这也是着手农电体制改革的大好时机。农村是个潜在的大市场，由于农电价格弹性较大，一旦电价合理，农村用电必将呈高速发展势态，不仅将高于工业用电增长，甚至在一段时期（中短期）内还可能超过二产用电增长（恢复性增长）。农电体制改革的思路应是建立一种市场机制，在这种机制下供电企业只能靠多卖电，快增长来获取更大收益。目前农电体制改革的思路倾向于改革供电中间层，最终建立由省级电力公司直接管理的模式。这种模式的好处是减少供电环节的中间成本，但是仍不能有效约束地方垄断造成的低效率和高成本，所以并不是一个较圆满的改革方案。

用电构成

1985年至1997年国家电力公司售电量分别为302.7和766.9亿KWh，其电力销售构成见图11、12。我们注意到十二年间大工业用电比重下降了17%，反映了当前我国所处经济结构演变的历史阶段，今后这一趋势还将持续，最终大工业用电比重应降到30%以下。90年代以来趸售部分比例增长较快，这种是由于供电中间层近几年大幅增加所致，是供电环节的不正常现象。

1.4 电价1985年以前，我国电力工业是处于国家计划经济体制下的垄断行业，该时期的电价政策比较明确，也比较稳定，即电价始终保持在高于工业品价格30%左右。

自1985年以后，随着电力投资体制改革的深入，电价也相应产生了三阶段的变化。首先是1985至1989年期间，由于物价水平的增长，而全国的综合电价（国家统计局资料）几乎没有增长，使得真实电价（即工业可比电价）实际上是在走下降趋势（图13）。这期间的目录电价（原电力部资料）增长也仅是跟上全国物价水平而已，1989年达到我国电价水平的最低点，该年综合电价甚至还略低于工业品价格。第二个阶段是1989年至1993年，这期间目录电价开始逐年调整，并推动综合电价同步上涨。到1993年，综合电价实际上已超过工业品价格20%以上。第三阶段是以1993年国家出台三峡建设基金开始，此后各种依附在电价之上的基金、附加等加价行为推动综合电价快速上涨，仅四年间综合可比电价就上涨了50%，这部分加价成为目前电价过高的主要成份。事实上1993年以后可比目录电价几乎维持在1993年的水平上。从图13中我们看出，与1990年相比，1997年的综合电价涨幅高达72%，其中23%为目录电价上涨所致，49%为各种基金和价外加价所致。1985年以后每年的实际电价（现值）可通过图13A的数据换算得到。1993年之后，由于集资政策的影响，许多部门把手伸向电价，使得电价从供电环节开始层层加码。这些加价过程绝大部分没有在目录电价中体现出来。有些甚至没有在综合电价中体现出来，因此终端用户实际面对的电价究竟是多少，除了用户恐怕谁也说不清楚。我们现在仅根据国家统计局的资料和1997年的目录电价做一些分析。图14是根据国家电力公司目录电价及全国平均39.8%的其它加价部分的累计结果。这个结果看来是比较符合实际情况的。譬如现在的商业用电多数在0.8元/KWh左右。上述分析结果中农村电价（0.401元/KWh）差距较大，反映的仅是目前情况下应处的电价水平。根据报章统计，农村电价至少在0.9元/KWh以上。就全国而言，各地电价与综合电价的差距是比较大的，这当中电源结构分布有一定影响，但这种差距主要仍来源于各种加价的严重程度。就北京地区来说，价外加价的程度还算比较轻的。北京几年前居民电价0.164元KWh,非居民电价0.085元/KWh,现在居民电价0.36元/KWh,非居民电价0.589元/KWh，扣除物价上涨因素，居民实际电价上涨14%，非居民用户实际电价上涨264%。由于非居民、非普工业用户代表了居民以外其他中小用户平均电价，所以电价上涨幅度是十分可观的。但是，就实际情况而言，上述数据还仅是桌面上所看到的。对于绝大多数没有政府后盾的非居民用户来说，他们所承受的电费远不止0.589元/KWh，典型的情况是商业小用户电价一般在1至1.4元/KWh(中间收费层的理由是局部线路属自己投资，自己管理)。北京郊区农业排灌用电，用户实际支付多在0.8元/KWh左右，并非农业电价的0.291，更不是农业排灌电价的0.18元/KWh。据估计，北京地区中小用户实际支付的平均电价为0.7至0.9元/KWh。0.58元/KWh之后的电价加价部分多数被地方管理机构或配电中间层获得，这种情况在全国中小电力用户中具有普遍性。

利税情况

电力工业是一个资金密集型行业。在计划经济年代，国家要保持电力工业的快速增长，就必须不断投入大量资金。由于当时劳动力价格低廉,生产投入当中资金的重要性就相对较强。国家为获得这笔发展资金，在电力行业中长期实施的一项重要政策（1985年以前）就是使电价始终高于工业品价格30%左右。这种政策的实质含义是将其他行业的一部分利润抽取作为电力工业的超额利润。结果是显然的，事实上80年代以前，电力行业的收入利税率基本保持在50%左右。直到1985年利税率仍高达39.4%，而当年全国的工业利税率仅16.7%。丰厚的利润带来丰厚的资金。在上述时期内，国家对电力工业每年的新增投资大约占电力工业收入的15%，而全国工业的再投入水平是10.9%。50%的利税减15%的再投入还剩35%的实际利税(财政收入)，同期全国实际利税平均为6.9%。我们可以看出该时期电力政策的另一重要特征是国家把电力工业当作财政收入的重要来源之一。比如1983年，电力工业在工业总产值构成中占3.6%，但是它的利税却是工业利税总额的8.7%。电力工业成为国民经济利税大户的同时也就决定了它不可能成为发展最快的行业（高利税政策客观上限制非工业需求）。从1952年到1983年，电力工业的发展速度在各主要行业当中名列第四(见图15)

1985年以后，随着电力工业投资体制的改革，国家对电力工业的利税政策也作了相应调整，其指导思想就是逐步放开电力工业，使之适应市场经济的环境，在满足国民经济发展需要的同时，进行自我投资，自我发展。这一时期，由于国家放弃了高额利税政策，就经济环境而言，本来对电力工业的发展是极为有利的，然而遗憾的是国家在放权的同时忽视了对垄断行业固有动机的有效约束，使得这一时期电力行业的经营成本大幅提高（这是市场经济条件下国有垄断行业的通病），电价涨幅也未得到有效控制。我们以国家电力公司为例（图16）可看出其成本及利税走势。事实上整个电力行业的情况都与国家电力公司类似。

另一个有趣的现象是1987年至1993年，该时期电价未随物价作大幅调整（图17），使得该时期工业可比电价平均下降了15%，与此相应，1989年至1993年国家电力公司的销售收益形成大幅增长势态，但是随后几年的大幅提价却使收益锐减（图18）。这一现象引出价格与收益、价格与经营观念的探讨，我们将在后面作进一步叙述。

1984至1988年工业可比电价有下降之势，这几年经济增长很快（GDP年平均增长12.1%），但这几年发电量增长相对缓慢（年平均增长9.2%），发电弹性才0.76，然而这段时期正是我国近20年来最缺电时期，许多工厂都“开三停四”。该状况说明这段时期的发电弹性是因为缺电而被压缩了，真实的发电弹性应远大于0.76。缺电现象在1995年以前一直比较显著，因而发电弹性一直被低估。这就给制定政策的人造成一种印象：一方面认为我国现阶段发电弹性可以小于1，也就是说现在的电力发展速度可以支持经济的较快发展，另一方面认为既然电力缺乏弹性，也就是说用户总得用电，那么从用户身上多筹点资金搞建设也不致于影响电力需求。这是导致多家办电和后期集资政策的认识基础。现实情况是近几年高电价政策取代了“开三停四”，人们由用不到电转变成不敢用电，才有了1998年电力在低平衡下的供大于求。可见电力的需求弹性实际上是比较大的，集资政策在对待需求反映的判断上是不成功的。

1.5 成本构成

上面谈到电力行业经营成本大幅提高，其具体的成本构成见图19。从1985年到1997年，单位电量的真实成本上涨了114%，其中发电成本上涨116%，所有其它成本上涨108%。图中购电成本反映的是国家电力公司之外其它发电部门的发电成本。事实上1993年以后国家电力公司购电转售部分几乎不赢利（图18），1997年该部分甚至亏损10.33亿元（现值）。1985年以后，由于推行市场经济，生产力水平提高很快，生产资料的真实成本上涨很小。90至97年仅上涨3%，85至90年甚至还略有下降。这期间资金成本（利率水平）大概在10%，同期全社会劳动力成本上涨108%。根据全社会资金成本与劳动力成本之比约为7：3的关系估算，这个时期全社会的生产成本上涨幅度应为40%左右。

另外，电力工业的燃料价格在此期间上涨46%，与社会生产成本相加为86%。这个数据意味着电力工业生产成本应该上涨86%，然而实际上涨了114%，比预期高出30%。因此，从整体上看，我们可以说1985年以后整个电力工业的生产成本控制是做得不好的。