Ⅰ 供电所营销分析记录
以下的请结合实际情况进行参考
第一条 根据国家关于乡镇电管站改革的的精神要求，进一步规范供电所的营销行为，在全国建立起规范的、科学的、统一的农村电力营销制度，特制定本办法。
第二条 本办法适用于国家电力公司管理的供电营业区域内所有的农村供电单位。县供电企业要明确各供电所的营业范围，供电所按照县供电企业的具体规定，负责所辖客户的抄表、核算、收费和用电管理工作。各供电所应设立营业室。
第三条 电力营销要适应社会主义市场经济体制的要求，以为农民生活、农村经济、农业生产服务为宗旨，严格执行电价政策，努力开拓电力市场。
第二章 用电抄表、核算、收费
第四条 严格执行国家的电价政策，不得违反国家规定在电价外加收或代收任何费用，不得减免国家规定加收的基金和加价。做到应收必收，收必合理。
第五条 农村电力营销实行“五统一”（统一电价、统一发票、统一抄表、统一核算、统一考核），“四到户”（销售到户、抄表到户、收费到户、服务到户），“三公开”（电量公开、电价公开、电费公开）和农村用电一户一表，增强电费电价的透明度。
第六条 建立定期抄表制度，要按规定的日期和周期对电能表进行实抄，推广现代化手段，提高抄、核、收的工作效率和工作质量，电能计量表实抄率要达到100%。
第七条 加强电量、电费、电价的内部核算，使用县供电企业统一的抄表卡、电费台帐，确保电量、电价、电费正确无误。积极推广应用计算机核算。
第八条 电费回收应合理设置收费点。各供电企业应推广农村金融机构代收电费、电费储蓄和预付电费等先进的电费管理办法。确保电费回收率100%。
第九条 加强电费的票据管理，所有电费票据由县及县以上的供电企业统一印制，并严格领用和使用程序，电费票据应反映出电能表起止码、电量、电价和各种电费等内容，全面推行计算机开票到户。
第十条 各县供电企业要企业要加强对供电所电价、电费的管理，定期开展专项检查，发现问题及时解决，要加强内部考核，严格控制电费电价差错率。
第三章 业扩管理
第十一条 供电所营业区内的低客户的新装、增容、变更用电和临时用电等业务由供电所负责办理；高压客户、业扩增容等业务由供电所受理，审核后报县供电企业有关部门，按审批权限办理。
第十二条 供电所应建立营业区内高低压客户的用电营业档案，江由专人管理。
第十三条 要严格按国家规定收取办理用电业务的各种费用。收取费用的名称、金额等要记入营业档案，并将收取任证存入营业档案。供电所收取的费用应定期上交县供电企业，供电企业财务部门应专门建账管理，不得与其它资金混淆。
第十四条 供电所要与服务区内高低压客户签订供用电合同，明确供用电双方的责任、权利、义务，明确资产分界、计量方式和电费结算方式等。供用电合同应由县及县以上供电企业负责审核批准，交加盖县供电企业合同专用章。
第四章 电能计量
第十五条 县供电企业要加强计量管理，供电所应设立专（兼）职计量管理员，负责计量装置的日常管理工作。
第十六条 对客户电能表要实行统一管理，建立电能表台账，统一按周期修校轮换，提高表计计量的准确性。有条件的县供电企业可依法在供电所设校表点，方便客户。
第十七条 要结合农网改造将客户电能表逐步更换为新型电能表（或长寿命电能表），在有条件的地方，可适当采用集抄电能表系统。
第十八条 加强计量装置的配置管理，根据客户的报装容量、负荷性质和负荷变化情况，科学地配置计量装置，以提高计量准确性。农村低压客户计量装置配置方案由供电所确定，高压客户的计量装置由供电所提出初步配置方案，报县供电企业批准后执行。
第十九条 供电所抄表人员在抄表时应同时检查计量装置运行状况，计量管理人员应定期对计量装置进行检查，发现问题按有关规定及时处理。
第五章 营销业务管理
第二十条 供电所要建立起全过程的营销机制。从用电申请的受理、批复、装表、接电到正常用电的全过程每一个环节，要有人负责、有人监督，使供电营销规范化。
第二十一条 县供电企业与供电所之间要逐步建立起县（市）乡（镇）一体化的营业管理体系。积极推选计算机营业无笔化作业，县供电企业与供电所联网运行。
第二十二条 加强供电所经营指标的管理。县供电企业要制定供电所的年度经营目标，包括平均电价、电费回收、售电量等各项指标，并将指标纳入经济责任制考核。
第二十三条 供电所要建立营销定期分析例会制度，分析营销指标的完成情况及存在的问题，找出解决问题的办法和改进措施。
Ⅱ 新形势需要什么样的电力营销
华北电力大学工商管理学院教授 李翔 市场经济越发达，市场营销方式变革就越快；社会发展速度越快，政府和客户对供电企业的要求也就越高，供电市场的新形势正引发电力营销继“厂网分开”以来最深刻的变革。
随着企业之间的竞争日趋激化，受价格因素的影响，电能在终端能源市场与可替代能源的竞争将更加激烈；随着国家环保治理力度的加大，遏制高耗能企业的措施将改变用电市场格局，对用电市场产生一定影响。在这种形势下，整合各种现代营销理念，探索新的电力营销方式就显得更为迫切。
电力营销应思考的三大问题
电力营销的发展是社会经济发展和社会进步的客观要求。客户的消费观念向外在化、个性化、自然化方向发展，服务消费和心理消费的要求越来越高，这就迫切需要供电企业与客户之间通过更多的营销形式来实现沟通和互动，客观上促使电力营销方式不断变革。同时，行业发展和先进技术的应用使质量差异变小，传统用电管理和营销活动的效果越来越不明显，要求供电企业不断探索新形势下的营销方式，以寻求新的电力增长点，稳定和扩大用电市场。所有成功的企业都是通过不断创新取得独特营销优势，可以说，营销创新也将是推动电网企业成长的蹊径。
忽视客户期望管理
满意的服务质量是客户通过对服务可感知的效果与期望值比较后所形成的愉悦感觉，很多供电企业为提高客户的感知效果，采取很多方法改善服务软硬环境。但是，从营销的战略高度讲，在客户可感知价值不断提升的同时，客户的期望会随着服务质量的变化，在与同类行业的服务感知比较后发生变化，这就需要供电企业从客户关系的角度出发，重新审视客户期望，避免企业提升服务质量与客户提高服务期望相互追逐。根据服务营销的基本理论，在客户感知质量不变的前提下，客户的期望将决定最终的客户满意度。同时，客户的满意度与服务成本有关，当服务的边际成本大于边际利润时，供电企业应按照系统论的原则，综合分析，谨慎决策。
客户期望是理性要求与感性驱动相互作用的结果。所以，客户期望是一把“双刃剑”，一方面是吸引客户的磁石，另一方面又给供电企业的服务营销建立一个最低标准，信息不充分和一时的情感却容易干扰理性需求，导致客户期望过高。脱离实际的期望会给企业和客户双方带来交易的障碍。锁定客户合理期望的关键在于供电企业的客观承诺以及有效的信息传递方式，而不是一味的提高服务承诺，激发客户更高的期望。如何平衡客户感知与期望，使客户在消费过程中真正感到满足，获得价值，是供电企业实施营销战略过程中最该关心的问题。
非主流声音变成主流愿望
由于我国公用事业长期存在着客户期望管理不到位的问题，极易造成业内非主流声音引领了客户的主流愿望，人为地扩大企业所能提供服务与客户期望之间的差距，客户关怀的黄金法则告诉我们，“不满意的客户比满意的客户拥有更多的朋友”。客户对某一服务的满意程度不仅受企业和服务人员的影响，还受背景客户的影响，因此，供电企业一方面要加强对客户主流愿望的分析，另一方面还要防止客户之间的不良影响。对“非主流”声音和不合理的期望，供电企业应考证真伪并深入分析。不能把非主流声音变成主流愿望，引导我们不断地调整营销规划，避免陷入一方面客户的满意度在下降，另一方面供电企业的辛勤工作和付出得不到社会和客户承认的境地。如果客户管理失控，只顾满足客户的近期利益，最终会损害客户的长期根本利益。
容易忽视的市场盲点
“卖点、亮点、热点、盲点”是所有企业市场营销活动的研究对象，也是供电企业成功实现竞争性营销活动的关键。发现盲点是捕捉卖点、亮点和热点的基础。在电力营销中，比较容易发现并捕捉服务盲点。不同的客户会因地理、时间、文化等因素的不同形成不同的需求，对这些个性估计不足或应对措施不力，就会造成服务盲点，例如：重视市场开拓，而忽视细化营销；重视一时承诺，而忽视长期践诺；重视营销跟进，而忽视营销创新等。市场盲点产生的原因是没能把用户放到应有的位置，没有确立与用户建立协作伙伴关系的思想，导致对电力市场研究不够，对客户期望变化茫然无措、营销策略捉襟见肘等。
发展中的电力营销方式深度营销深度营销是通过内部营销与外部营销有组织的无缝链接，构建供电企业主导的核心价值链，并以此提升客户服务价值，掌控网络和终端，滚动式培育与开发电力市场。深度营销是从企业战略的高度，重新对营销的本质进行定位，体现的是营销的精益化，它是企业形象、客户利益和企业利益三者的完美统一。深度营销的最大特点就是从关注电量销售的圈子里跳出来，转向关注客户的服务接触方案。它不仅要完成电能产品从供电公司向客户的转换，更重要的是通过深度营销的组合策略，将服务营销深入到用户心里。
深度营销在战略层面上要求建立整体营销观，而不是满足客户的短期利益、达到某一短期目标的行为，它更多地表现为持久、长期的供电企业战略规划。以全程控制作为电力市场开拓的持久动力，区别于其他营销方式，深度营销可以全方位、多角度地参与电力市场的开发、运作和维护，体现客户和企业的互动、沟通、协作，实现服务营销的全程控制与突破。在微观层面上，深度营销强调服务在电力营销过程中的特殊作用。然而，客户的需求差异性决定了根本就没有最好的服务，只有客户满意的服务。要提高客户的满意度，就要在每个客户接触点上做好服务。经过调查找出关键接触点，并通过对客户接触点的管理为每个接触点制定出标准化的服务措施，让服务承诺真正落到实处。
差异化营销市场进一步细分化和需求个性化是未来市场发展的总趋势，电力营销管理的重心将从以前注重业务量的增长转向注重质的管理，营销目标将从降低成本、提高效率转向开拓市场、提高客户忠诚度。现代市场营销的从本理论指出，在市场细分的基础上，企业应当根据自己的资源和特长选择目标市场，实行目标市场营销。但是，供电企业的行业背景是基础产业和公用事业，具有普遍服务的公益性，不能选择一部分客户而放弃另一部分客户。用电客户的需求差异是客观存在的，如居民消费者要求保证电力供应、电压稳定、交费便捷、服务态度好；有的产业对电压、频率的稳定性要求很高，否则会影响产品质量；还有一些企业在发展过程中需要尽快办理业扩报装服务等。因此，由于客户用电需求特殊性的存在，不同客户在需求结构、时空、品质等方面的差异自然会衍生出“特殊的、合适的目标市场”。
电力市场差异化营销不能仅仅停留在个性化服务层面上，而应该包括三个部分：即产品个性化、服务个性化、营销方式个性化。服务内容、电压等级、峰谷电价、电压的稳定性和连续性等决定着电力产品的区别，电力产品的个性化可以是一种产品多种个性化设计，也可以是多种产品的个性组合来最大满足某一群体的个性需求。服务个性化是差异化营销的重中之重，与产品个性化相比，服务个性化灵活多变，直接体现于产品的附加值，是产品增值的重要方式。营销方式个性化主要体现在营销流程和服务方式两个方面，个性化营销方式的选择首先应体现直效原则，也就是尽量减少服务环节，努力实现供电企业与客户的无缝隙接触，同时还要适应不同客户群体的心理认可和用电服务习惯。国家电网公司构建的“三个中心”营销模式在改进营销流程和服务方式方面有了质的改变，在有效整合资源，提高服务品质等方面也是一种有益的探索。
顾问式营销顾问式营销是指营销人员以专业营销技巧进行电力产品和供电服务介绍的同时，运用分析能力、综合能力、实践能力、创造能力、说服能力完成客户的要求，并预见客户的未来需求，提出积极建议的营销方法。顾问式营销将营销人员定位成客户的朋友、顾问和营销者三个角色。因此，如何扮演好这三种角色，是实现供电企业顾问式营销的关键。客户的服务需求实际上是个愿望达成的过程，营销人员的工作则是加强愿望、促进愿望达成的过程。由于电力产品需求具有连续性、可细分性、可扩展性、层次性和可诱导性的特点，可以针对这些特点分步骤开展顾问营销：挖掘潜在客户、拜访客户、掌握客户需求、提供解决方案等每个步骤都有相应的营销工作重点。
Ⅲ 求几篇供电营销文章
电力的社会效益、公共效益，都要通过供电营销来体现。
一、基层供电公司电力营销回存在的问题
1、营销业答务流程复杂，环节多，手续繁杂，信息传递不畅；
2、基层供电公司的营销管理仍然较为粗放，拓展市场无从谈起，仍然依赖自然用电增长，规模和效益不够理想；
3、部分营销人员观念落后，营销队伍整体素质亟待提高；
4、电力客户服务机制不健全，部分人员服务意识落后，造成一些用户投诉等不良影响，无法满足客户更高层次的服务需求。
5、电费回收清缴之路充满艰辛和坎坷，一些政府机关事业单位以种种借口冠冕堂皇地拖欠电费，受“地方保护”的公司肆无忌惮地不缴电费，以及心怀不轨的公司借改制、破产之机拒缴电费，这种现象几乎普遍存在。
不管怎么说，供电公司除了承担着社会责任以及满足一定的社会效益以外，供电公司还是以盈利为目的的，从根本上来说，“客户第一”与“效益第一”是一致的，所以，供电公司在电力营销过程中的每一个方面每一个环节，都必须时时处处为客户利益着想、全心全意为客户服务，最大限度地让客户满意。
二、电力市场营销管理分析
确立新的营销观、建立适合当前市场需要的营销体系是电力公司在新的形势下的必然选择。
Ⅳ 供电所营销工作总结
1、营销目标达成情况
2、重点客户分析：营销项目推进情况
3、基本动作：营销流程、营销工具完善情况
4、营销团队搭建情况
5、下阶段营销目标分解及执行计划
Ⅳ 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。