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d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d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d性系数是3.4，装机d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d性系数是1.08，装机d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d性系数是0.81。尤其是1990年以后，发电d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d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d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d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d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d性是因为缺电而被压缩了，真实的发电d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d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d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d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d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。

1电力营销管理面临的主要问题

1.1管理方法陈旧落后

一个企业要想发展，就需要做好基础工作，但是电力企业在发展过程中对基础管理工作是非常不重视的，直接导致了企业发展受阻。供电公司做为公益性国企，还存在着老的传统思想，这种思想的落后，造成了管理的陈旧，落后的管理与企业的发展极不协调。可以说，不同岗位不同工种的人员，存在着许多意见分歧，对新制度不适应，对老制度不服从的情况时有发生，导致了企业向现代化、市场化进程中，出现了严重的不协调，有些管理不到位，与实际情况还有一定的偏差，管理制度难以落实。

1.2信息化速度慢

现代企业最大的特点就是信息化、科技化、网络化，而电力企业在信息化发展中的速度过慢，许多需要计算机完成的业务，还在进行人工 *** 作，存在着过于依靠手工的情况，使一些新技术、新应用无法得到有效普及，企业管理水平无法提高。

1.3政策制度落实不到位

供电公司在发展过程中，存在着制度和政策落实程度不够的问题，企业内部为了增加营业收益，更好的提高营销管理水平，出台的一些管理规定，但这些规定无法得到落实，在实际的工作中，只停留在纸面上，一线员工不清楚，管理人员不行驶，导致制度落实不下去。电力营销需要多个部门协调配合，实际上，在 *** 作中，各部门配合不到位，营销是受阻的，直接造成了企业营销工作运行不畅的情况。

1.4用电情况混乱

在发展过程中，供电公司存在着用电管理混乱的问题，普通客户与大客户混乱，管理不规范，造成企业无法进行有效核算与调整；阶梯电价造成电价过高、个别地区差距悬殊，形成了不均匀的用电问题。上述情况的出现，主要是电力设备年久失修、比较陈旧落后，有些线路提前老化，有些重要的地域电力系统运行不能及时维护，出现漏电情况，大量的电能被浪费。

2供电公司电力营销管理策略

2.1优质产品策略

电能作为一种商品，在进行供应的时候必须保证产品质量，可以说，电能产品质量好坏决定了营销效果。供电公司近年来，不断组织进行国家电网、进户电表改造，从根本上解决电能质量问题，不断提高供电可靠性和透明度，在提供优质服务上，不断做出改良，进一步提高了电能供应的质量。一个产品要想赢得市场，就需要以用户为导向，围绕用户需求，不断调整供电质量，在发展电网的时候做到超前改造发展，预留出未来发展的潜力空间。

2.2用电价格策略

不同的供电公司占有一定有市场份额，但市场长期保持下，竞争不断加剧，人们选择的方向不断增多，供电公司为了获得更多的市场份额、占有更多的用户，就需要在保证国家政策不违背的情况下，通过采用更加灵活多变的`阶梯电价政策，以市场为基础，不断开发新的用电模式，通过在电价上的调整，合理开发市场。对用电量大、用电高峰段，可以适度调高电价，进一步缓解供电公司压力，合理实现市场配额。

2.3开拓市场策略

电能为经济的发展做出了巨大的贡献，要不断开拓电能市场，实现能源清洁，加大环境保护工作。供电公司要想良性发展，就需要不断加大市场占有量，壮大电力企业营销力量，那么，在进行市场拓展时，一定要加强对市场的分析调研，进行合理科学的预测，通过对电网架构的建设，完成市场开发基础工作。电能环保标准必须符合国家规定要求，在使用的过程中符合国家能源政策，获取国家政策支持。

2.4技术推广策略

新技术要进行有效推广，才能在电力营销系统中起到作用，推广新技术和新概念对提高营销管理水平是非常必要的，新技术一定要结合实际和应用，才能在推广中得到普及和欢迎，利用先进的技术和理念，促进营销策略科学化、规范化发展。

2.5营销管理策略

通过对其他企业先进管理模式的参考，不断对企业内部进行供电模式调整，不断适应市场进程，失去营销管理策略发展，加大对各级工作人员的培训力度，提高执行力。

3电力营销策略实施措施

3.1以市场需求为导向，大力开拓电力市场

通过加强电力营销管理、明确市场关键指标、提高电能使用效率的措施，实现可持续发展电力供应。配合各级政府部门做好电力招商工作，不断扩大现在市场，通过对偏远地区的调研、培育，加大农村电力市场拓展。可以说，农村用电市场是非常有潜力的，密切关注农村经济发展和变化，通过对农村住宅、道路、通讯、家电及小城镇化的发展进程调研，找到供电方向，实现开发新市场的目标。

3.2加强工种管理，理顺管理流程

在电力供应中，电力工程是重要的条件，只有不断加强工程管理内容，才能拓宽效益途径，因为对新用户来说，用户申请用电，都希望早日通电，只有强大的电力工种才能支撑用户需求。因此要加强工程管理，理顺管理流程，从上道流程为下道流程作出承诺，以确保实现对客户的承诺。

3.3提升优质服务，树立企业品牌

电能质量的好坏是树立企业服务品牌的前提条件。电能是看不见、摸不到的商品，品牌形象的重点要放在电能质量、服务意识上，通过优质服务，达到用户满意，企业形象是品牌的外在表现。电能质量与服务是相互促进的，供电质量不好、供电可靠性不高，窗口再多的微笑服务，也汉有达到良好的营销效果，电能服务价值贯穿了项目立项、设计、安装、施工、维护、抢修整个流程。品牌服务要求每一个岗位的员工都要站在客户角度，换位思考，给客户发自内心的真诚服务。

3.4正确执行国家电价政策，保证电费收入合理

以价格杠杆为调节，对不同电量进行峰谷电价和季节性电价调整；通过有效手段，确保电费回收及时，确保企业利益不受损失，通过对电力法律法规宣传，提高客户的自觉交费意识。以国家规定为标准，合理制定电价，准确计量电量，确保正确无误。

3.5加强电网建设，提高供电品质，满足客户需求

电网安全运行、电能质量是电力营销工作重要的后台支持，只有不断完善电网建设，加大运行管理，才能更好的提高供电品质，供电公司要随时随地提供优质、连续的电力产品，不断满足人民日益增长的用电需求。

4结束语

供电公司在发展过程中，市场环境已经出现了很大的变化，供电公司面临更加激烈的竞争。可以说，电力营销对目前的供电公司发展是非常重要的，在电力发展过程中，只有不断改善电力营销，加大管理力度，才能从本质上改善供应关系，推动行业发展进步。

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