中国电力现状

中国电力现状

中国电力现状 篇1

2012年我国社会用电量将或同比下降2.2个百分点至9.5%，过去几年我国在经济增长较快的宏观环境下其社会用电量均在10%以上，这表明在今年社会用电量稳中求进的主基调下，电力增长速度或将随着宏观经济增速的放缓呈正相关变化。

从我国当前电力装机建设的总规模与结构状况分析，且结合一次能源建设与配送，针对综合能源输送体系建设发展展望，预计在“十二五”中后期将是国内电力经济运行比较困难的时期。

中国电力行业的特点

电力行业具有明显的周期性。电力行业的循环周期与宏观经济的循环周期基本相同。影响电力行业周期的主要因素包括：GDP 增长速度、电力设备装机容量（产能）、能源价格的变化（成本）、城市化和工业化带动电力需求弹性系数上升等因素。

电力供需具有地域性。尽管目前我国的电力供需整体上基本达到平衡，但是部分地域的需求相对旺盛，比方说东部沿海经济发达地区的电力市场需求相对旺盛，而该区域的电力供应又相对不足，这就存在着“西电东送”的要求。

中国电力现状 篇2

电力作为国民经济的基础产业,对经济社会发展和人民生活起着重要的支撑和保障作用。随着我国经济持续快速增长,电力系统规模不断扩大,系统安全面临形势更为复杂和严峻,电力系统发生重特大事故的潜在风险增大[1]。

长期以来,电力系统已在以预防为主的传统稳定分析及技术对策方面作了大量的研究。例如我国老一辈电力工作者创建的电力系统“三道防线”等。此外,电网运行方式的计算与调整、继电保护及安稳装置的配置、风险评估与应急预案的编制等均是预防系统大面积停电的有效方法和措施[2,3,4,5,6,7,8,9]。然而,在各种自然灾害频发、国际形势变换的新形势下,电力系统因外力破坏(如冰灾、台风等自然灾害)或人为蓄意攻击造成的电网支解情况也屡见不鲜,例如类似于2008年初的冰灾对电力系统造成的大面积破坏等情况也是时有发生[10]。全球近年来连续发生的各种灾变导致的电力系统事故表明,以往的系统安全分析手段仅停留在以预防为主的技术层面上是不够的。除了继续完善现有各种预防控制分析方法外,还必须从实用化的角度建立更为完备的电力突发安全事件应急处置体系,建立政府、电力企业与用户端共同参与的应急机制,并将该机制置于相应的政策约束之下,定时开展应急演练,使之成为电力系统预防控制措施的有力补充。本文对国内外电力行业应急处置特别是电力应急演练状况进行了调研综合分析,为我国建立实用化的电力应急处置体系提供了建议。

1 国内外电力应急体系建设现状

1.1 国内外电力系统应急法规制度建设现状

1.1.1 美国电力系统应急管理相关法规制度

在美国,与电力行业应急管理相关的三个管理机构分别是能源部(Department Of Energy,DOE)、国家核安全管理局(National Nuclear Safe Agency,NNSA)和联邦应急事物管理局(Federal Emergency Management Agency,FEMA)。美国能源部于2000年出台了DOE 115.1B文件——《电力综合应急管理系统》[11],该文件主要内容有:应急责任、应急管理领导机构、能源应急程序、能源应急计划、应急辅助计划、通信规定、公共事务物政策及预案要求、评估与预备、计划管理等。FEMA于2003年制定发布了《联邦应急响应计划》,这个计划是为协调联邦与州地方政府建立应急框架专门提出的,综合了各联邦机构预防、应对突发紧急事件的措施,通过全国突发事件管理系统,为各州和地方政府应对恐怖袭击、灾难事故和其他突发事件提供指导。

1.1.2 加拿大电力系统应急管理相关法规制度

在电力系统应急管理方面,《加拿大电力法案(1998)》[12]第39章规定:由能源部及独立电力运营商作为责任组织负责组织市场参与者进行应急预案建设并保障能对电力应急事件进行有效管理。加拿大独立电力运营商建立了应急预案管理机构(Emergency Planning Team Framework,EPTF),进行统筹准备应急预案体系并提供长期维护。依据加拿大《加拿大电力法案(1998)》[12]第5章11节规定,由独立电力市场运营商建立相关应急预案标准,其中主要包含电力预案内容标准、电力预案测试标准、电力应急通信标准等。电力应急通信标准规定企业必须提供全天候24 h运行联系电话以及企业主管领导电话以供应急管理。

1.1.3 英国电力系统应急管理相关法规制度

在英国,与电力应急管理相关的法规主要有:《电力法》、《电力供应紧急状态实施规则》、《国民紧急事故法》等。英国政府1989年的《电力法》中明确提出:设置“电监会”代表英国政府对电力市场进行统一管理。电监会负责起草、修改、核定所有有关法律法规,内容涉及到电力市场的运营规则、电力市场参与者必须达到的技术经济指标和安全生产标准、应急机制等。

1.1.4 中国电力系统应急管理相关法规制度

电网事故对民生影响严重,因此,我国政府也十分重视电网安全,为了应对电力系统大面积停电事故,近年来已制订了一系列法规、标准和应急预案[13,14]。为电力系统的应急处置提供了大量的指导性意见。然而,纵观我国城市公共安全方面的法律,仍然缺乏一个电力系统安全运行方面的基本法。出台这样的一项法律,能为国家电力系统在灾前预防、灾时应急救援以及灾后恢复、重建起到指导作用,使得各电力部门根据法律要求办事,还可以协调各部门在各个时期的工作,使各种工作能够依法、高效、快捷地进行。近年来频发的极端外部自然灾害,例如2008年罕见的冰雪灾害对电网的破坏,正是对电力系统应急处置管理进行立法的一次呼吁。

1.2 国内外电力系统应急预案及演练现状

1.2.1 美国电力系统应急预案与演练现状

(1)电力行业事故分类。对于美国电力行业,尽管并不存在关于电力行业突发安全事故的统一分类标准,然而,为了让应急预案体系能够更有效地针对不同的突发安全事故,美国将不同的电力突发安全事故进行了界定。电力突发安全事故一般可以分为两大类:人为事故和非人为事故[2]。

人为事故包含:计划事故、非计划事故、需求调整、避峰限电等。

非人为事故指完全没有预先征兆突然发生的事故,而且也是最难解决的,一般可分为如下几类:由电力设施或供电方引起的事故;由于老化、不适当操作等引起的设备故障或失效;供电方或用电方出现过载;劣质电力设备引起的事故;由于风暴等引起的树木桥接输电线路;人为非法故意破坏;天气等自然因素导致树木断裂压断供电线路等。

(2)应急预案体系建设。美国的电力系统突发安全事故预案体系建设涉及预防、准备、响应和恢复四个典型环节,这四个环节是一个整体,也是一个动态过程,见图1所示[14]。预防环节包括危险源及威胁的识别和危险缓解等。应急准备环节主要是应急资源准备、预案编写与修订、演练以及预测预警和模拟分析,主要目的是提高应急处置能力。应急响应环节包括使用应急资源缓解灾害对人身安全、电力设施、国家安全、社会环境的危害并启动相关救援行动。恢复环节就是采取行动终止应急状态、恢复正常秩序等。

(3)应急演练开展情况。为了预防电力系统突发安全事故发生,做好应急准备,美国电力行业存在三种方式的应急演练:桌面演练、功能演练、实战演练[15]。除了进行一般意义上的上述三种电力系统事故应急演练(如大范围停电应急演练)外,也会针对不同电力设施种类进行专门的应急演练,其中规模比较大、演练次数比较频繁的有核电设施突发安全事故的应急演练。

1.2.2 加拿大电力系统应急预案与演练现状

(1)电力行业事故分类。对于加拿大电力行业,电力行业突发安全事故包含三种:电力系统事故;建筑结构事故;流行病事故[12]。电力系统事故是指可能影响发电站供应市场电网及配电系统的事故,这种事故需要启动应急计划。当电力传输设施由于火灾或其他灾害导致建筑结构部分或全部不可用时,可被认作为建筑结构事故,这种事故同样需要采取应急计划。一场流行病疫影响输电系统20%~40%的员工3~4周不能进行工作时,可被认作是流行病事故。

(2)应急预案体系建设。加拿大电力系统应急预案体系建设涉及三方面部门:能源部、发电企业、独立市场电力运营商。加拿大应急预案体系建设主要包含:突发安全事件分析、应急管理支持团队、应急运行中心、应急演练规划、应急预案体系维护等五个方面,见图2。

(3)应急演练开展情况。加拿大电力行业应急演练开展一般包含三个环节:培训、实战检查、评估。除培训及实战检查环节外,应急演练评估环节将根据应急演练说明书的要求对应急演练中的各项操作进行逐项评估。评估过程包含对应急演练参与者的回顾口述及记录口述回顾内容的相关书面文档两方面进行评估,所有应急演练参与者都必须对与他们相关的操作进行研究总结,最终应急管理机构将对这些报告进行评审并提出改正建议。

1.2.3 法国电力系统应急预案与演练现状

(1)电力行业事故分类。法国电力以核电为主,因而核电行业应急管理在法国电力行业应急管理中占据十分重要的地位。欧洲经合组织核能署(Nuclear Energy Agency/Organization for Economic Co-operation and Development,OECD/NEA)在核演练报告中对核电事故场景进行了描述,这些事故主要包含[16]:(1)涡轮机房爆炸及火灾、蒸汽排线管爆裂、放射性蒸汽通过破裂窗户排放、反应堆不起作用;(2)由飞机撞击、区域告急等电力失效激发的未能紧急停堆预计瞬态;(3)线路泄露、安全阀门开启导致的核能释放;(4)冷却液耗损事故、抑制延迟、应急冷却与排放时间等产生的不确定因素。

(2)应急预案体系建设。法国的核应急管理体制概括起来为“二条主线、二级管理、二个决策中心”。二条主线分别是政府行政当局和核电营运者单位。二级管理是指政府行政当局线上的国家核应急协调机构、核安全与辐射防护总局、民防总局构成的国家级机构及以省长为主的地方级机构,在营运者单位线上有法国电力公司总部为主的国家级机构(业主总公司)及以核电站为主的地方级机构。二个决策中心分别是省长为保护公众、保护环境而采取行动的行政中心及核电企业为控制机组状态、保护电站工作人员、保证信息畅通的技术中心。

核应急预案体系建设是核应急管理中的重要组成部分。交流、评估、计划及行动是法国核应急预案体系建设工作的四个主要环节。

(3)应急演练开展情况。各类演习是法国核电行业应急准备的主要工作内容,法国规定每个核电站每三年应参与一次国家级核应急演习。法国每年要组织8次左右的全国核事故应急演习,其中6~7次是模拟核电站核事故,1~2次模拟其他核设施事故。

1.2.4 我国电力系统应急预案与演练现状

(1)电力行业事故分类。2009年中国国家电监会正在主持制订《电力应急预案编制通用规范》及《电力突发安全事件应急演练通用规范》等一系列电力应急体系方面的规范,在该规范中,拟把我国电力行业事故分为以下四类:自然灾害、事故灾难、公共卫生事件和社会安全事件。

(2)应急预案体系建设。目前我国所有电力企业已经按照上级部门的要求制定了应急预案,预案编制主要根据国家应急管理的相关规定编制,各电力企业(两大电网公司、五大发电集团及其他电力企业)应急预案按照国家相关要求进行,并结合本系统的特点编制了应急预案编制导则,内容涵盖电力自然灾害、事故灾难、公共卫生事件、社会安全事件等四个方面的内容,分为综合应急预案、专项应急预案及现场应急处置等三个层次。

(3)应急演练开展情况。2005年5月,国务院办公厅印发了《国家处置电网大面积停电事件应急预案》,标志着国家电力安全应急机制的建立。此后,国家电网公司及南方电网公司都进行过大规模的(省级)综合应急演练。

2006年10月12日,广东省在全国率先举行省级电网大面积停电事故应急联合演练,开创了国内大规模的(省级)综合应急演练的先河,为之后国家其他省(区)的大规模综合应急演练打下了良好的基础。2007年国家电网公司在浙江省开展了省级大面积停电事件应急联合演练。这些大面积停电包括了政府、电网企业、发电企业和用户,但此类演练主要在于演练联动性及配合性,一般都有相应的演练方案和脚本,缺乏相应的真实性。

2 国内外电力系统应急演练工作的对比分析

综上所述,电力系统应急处置工作作为一种成熟有效的防灾减灾管理措施,不论是国内和国外,都已经认识到了应急处置工作的重要性。然而由于各国国情的不同,在执行方式与执行力度上仍存在较大差别。为了充分了解与借鉴国外的应急处置工作的经验,对比国内与国外的应急处置工作的差异,本节从组织、立法、培训及核电等四个方面对国内外应急处置工作的现状进行了详细的对比分析。

2.1 组织方面

电力系统应急处置工作是一项公共性很强的管理活动,并不能仅仅依靠一两个部门去完成,需要社会各界很多部门一起建立应急管理网络,为应急指挥提供方便条件。

在这方面,美国经过其长期的努力已树立了典范。美国自1979年以来,花了25年时间建立了无缝联结的灾难应急管理系统,统一由联邦应急管理总署负责管理。其制定的联邦应急计划非常明确地规定了27个不同的联邦职能部门和机构在各种不同的灾难情况下所应担负的责任。根据联邦应急反应计划,所有的信息都进入一个机构,有关部委将迅速派出负责人和高级专家到应急指挥中心工作。这种防灾管理方式充分体现了决策过程中信息处理层、决策辅助层的特点和需要,值得国内借鉴。

比较之下,中国还没有建立一个独立的常设危机管理协调机构。每次灾害发生后,根据灾害程度,临时成立一个工作小组,应付国内或省内的危机。例如在2008年初的雪灾中临时成立的“国务院煤电油运应急指挥中心”,下设有“抢修电网指挥部”。这种临时成立的领导小组有三个缺点;临时成立的工作小组不具有延续性,因而危机处理后的经验不能够有效保留;危机处理需要政府各个机构的合作,临时成立的小组每次都需要大量的时间与相关的机构进行协调;临时领导小组事先没有一个有效的危机处理计划,而专门的危机处理协调机构有一套成熟的危机处理操作方案。因此,在应对突发危机方面,参照美国等发达国家的经验,我国应尽快设置独立的危机管理协调机构,建立政府与社会共治的应急管理体系。

2.2 立法方面

关于电力系统突发事件管理的立法,目前世界发达国家都建立了比较完备的公共安全方面的法律体系,为城市的防灾、救灾、灾后重建和恢复以及城市防灾机构的设置提供了法律依据。美国陆续制定了一系列法规和计划,著名的有《联邦应急计划》(US Federal Response P1an)、《洪水灾害防御法》(Flood Disaster Protection Act of 1973)等;日本则拥有一个以《灾害对策基本法》为龙头的庞大体系,共有52项法律构成,属于灾害应急对策的有《消防法》、《水防法》、《灾害救助法》等。这些法律法规为国家减灾救灾系统的合理配置与利用、科学管理等方面提供了基本的依据。

近年来,中国也借鉴各国经验,结合实际制定了很多城市公共安全方面的法律。如《中华人民共和国安全生产法》、《破坏性地震应急条例》、《中华人民共和国防震减灾法》、《突发事件应对法》等法律法规及防灾减灾方面的条例。然而,从电力系统安全的角度来看,中国仍然缺乏一个电力系统安全运行方面的基本法。出台这样的一项法规法律,能为国家电力系统在灾前预防、灾时应急救援以及灾后恢复、重建等方面起到指导作用,使得各电力部门根据法律要求办事,还可以协调各部门在各个时期的工作,使各种工作能够依法、高效、快捷进行。

2.3 培训方面

国外比较重视人作为电力系统应急处置的主体,而国内则比较偏重应急预案体系的建设。在应急事故的分类上,如加拿大等国,均把由于流行病所导致的电力系统运转不正常考虑为电力系统紧急事件,可见国外比较强调作为主体的人与电力系统突发事故之间的纽带关系。另外,在电力系统应急演练的培训上,国外也十分重视应急演练参与人员的理论知识修养。在员工入职及日常安全防护方面,都会安排进行电力系统应急准备措施训练。对于每一栋建筑,都要求建立电力系统紧急情况下的个人应急指南。

我国在电力应急演练工作中比较注重电力应急设施及应急预案体系的建设,如国家电网公司及南方电网公司针对不同电力紧急场景建立了综合应急预案、专项应急预案及现场应急预案,但这些预案都是以部门为单位主体设计的,涉及到参与主体中的人的因素还很欠缺。应急演练中虽然也十分重视参与人员的演练素质的提高,但相比国外还存在应急演练参与主体有限(主要是电力部门员工参与),公众参与积极性不高等弱点。

2.4 核电方面

在核电应急处置工作方面,相比欧美等国,我国还相对落后。这主要归结于我国核电工业基础还比较薄弱。如法国等核电大国均比较重视核电应急处置工作,投入大量人力物力财力以保障核电设施的安全。法国政府及欧洲经合组织核能署对核电事故分类、核应急预案体系建立、核电应急演练等方面,均作了大量详细的政府指导性工作。英国政府也十分重视核电企业有计划地安排进行核电设施的应急演练,在组织方面强调媒体、安全部门等多方面的协调参与。加拿大核电应急演练则十分重视考核评估与总结工作,对于核电应急演练的每个环节,都会安排评审员进行督导。

我国核电事业目前还处在发展阶段,在核电应急处置方面由于缺乏工业基础,尚未全面开展。党中央、国务院高度重视我国核电事业的发展,做出了引进国外第三代核电技术和组建国家核电技术公司,并由其负责组织实施我国第三代核电技术的引进、消化、吸收和再创新工作的重大决策。国家核电技术公司于2007年成立,目前各项核电管理工作还在逐步完善中。在需求拉动下,未来我国核电产业规模将逐步壮大,核电安全应急处置的矛盾也将逐步突出,因而在核电应急处置工作方面,我国还需重视积极吸收引进国外核电应急管理工作的经验,做到未雨绸缪,防患于未然。

3 我国电力应急演练体系建设的对策与建议

通过对目前国内外电力行业应急体系情况进行的研究,笔者特提出以下建议。

3.1 规范应急预案编制

因目前我国电力企业的应急预案的编制要求不统一,突发事件的分类及综合、专项、现场处置方案的要求不统一,所以造成演练的内容不一致;建议规范突发事件的类别及须要编制预案的目录;演练规范中明确的演练就以规范性的预案为基础。

3.2 进一步明确应急预案各方职责

目前对于电力企业内部自身的演练,政府不需要介入,主要目的在于检验本单位应急预案的正确性及锻炼各级人员的应急处置能力;但对于涉及多方的大面积停电演练,特别是省级及以上规模的大面积停电演练,目前没有统一的规定,主要以电网企业为主。但是电网企业不是政府部门,常常难以有效协调和组织此类演练,保证各相关单位及公众的参与,所以要在应急演练的规定中明确各方职责,确保演练工作能有效开展。

3.3 提高演练实战效果

针对现在大部分演练存在较多“演”的成分,缺乏真实性,演练效果值得进一步检验。因此,应更加重视演练中对实际情况的真实性模拟,真正加强“练”的成分,检验突发事件真正发生时电力企业人员的应急能力。

3.4 加大演练管理人员及物资投入

根据现在不同电力企业对应急演练重视程度的不同,演练人员及物资资源在大部分电力企业中还缺乏相应建设。因此,应加大应急演练管理人员的编制,充分重视应急物资的建设与协调。

最好由政府等部门牵头,建立统一的应急管理指挥平台,使得应急演练各部门积极配合工作,加强及协调跨企业、单位和部门之间的应急联系。

3.5 尽快出台应急体系规范

因目前电力行业没有明确的演练规范,演练的频率、内容、方式、手段及评价等都没有标准,均是由各单位自行开展,演练的模式千差万别。要对每种预案的演练都进行规范不太容易,但是如果电力监管委员会能从管理职责上对大面积停电演习进行规范,以及涉及到政府、电网企业、电厂企业、用户等多方参与的演练进行规范是较为可行的;所以在演练规范中以大面积停电及多方参与为主。

事实上中国电力监管委员会已于2008年开始启动了《电力应急预案编制通用规范》及《电力突发安全事件应急演练通用规范》的编制工作,可望为电力应急工作的开展提供明确的参考。

摘要：以中国与欧美等发达国家电力行业应急体系及演练状况为调研对象,对国内外电力行业应急演练现状进行了调研综合分析。从电力应急法规制度方面详细阐述了美国等发达国家及中国的电力应急法规制度建设现状。从电力行业事故分类、电力应急预案体系及电力应急演练开展情况等几个方面分别详细阐述了国内外应急演练体系的情况。根据调研结果对国内外应急演练工作进行了对比分析,最后根据结果对我国电力应急演练体系整体工作提出了意见和建议。

论供电企业电力营销现状 篇3

[关键词]电力营销 电力市场 营销机制

[中图分类号]F407.61

[文献标识码]A

[文章编号]1672—5158（2013）05—0307—01

一、引言

电力营销开展的现状应立足于“电网是基础，技术是支撑，服务和管理是保障”。应当充分利用目前“两网”改造的有利时机逐步解决供配电网络的“瓶颈”，满足广大用户的用电需求，为客户提供高效的、全方位的优质服务，以严格规范的管理对各项业务进行监控，才能实现企业的营销现代化建设的目标。

二、供电企业营销状况

1.市场现状

我国的电力行业是垄断性行业，其主体是大型国有企业长期以来，人们习惯于计划经济体制模式，电力市场基本是卖方市场，即电厂发多少，用户用多少，而且由于用电指标的限制和电力建设的缓慢，形成了对用户的用电限制，因而造成经常性的限电拉路现象。随着我国经济的高速发展，电力基础设施投资明显加大，电厂电网建设有了飞跃发展。同时，随着国家市场经济的逐步规范，任何行业的垄断格局都将被打破，电力市场也发生了根本性转变，从计划经济逐步过渡为市场经济，电力市场逐步由卖方市场转为买方市场，因此，国有电力企业必须要适应这种转变，迅速建立自己的市场。

转变市场观念就是要每位电力营销人员充分认识到目前电力经营的现状和问题，形成危机感和紧迫感，树立营销观念、市场观念、竞争观念、效益观念等，增强责任感，主动找市场，找用户，建立适应社会主义市场经济体制的电力经营思想体系。未来的电力营销市场是一个买方市场这是一个不争的事实。供电企业应当改变过去建立在卖方市场基础上的旧的供电管理模式，建立一个能适应市场需求，充满市场活力的市场营销体系和机制。

2.电力企业营销方式

以环保、调整能源消费结构为契机。电能是公认的最清洁、安全、高效的能源，大量煤炭直接燃烧造成了严重环境污染，它被替代已是必然趋势。依据我国现行的能源政策，调整并优化能源结构，提高电能在终端能源消费市场的占有率将成为一种必然，这为电力发展提供了很好的机遇。

以市场需求为导向。加强对市场需求预测的研究，搞好市场调查和市场预测，提高市场预测的及时性和准确性。做好市场变化的跟踪分析，开发并形成目标市场分析软件系统。努力开辟新的供电领域，积极引导广大用户对电力的消费，提高电力在能源消耗中的比例，提高电力企业的市场占有率，寻找电力企业新的效益增长点。

以优质服务为宗旨。转变观念，增强电力企业职工的服务意识，提高服务质量。为客户提供方便、快捷、优质的服务，来提高企业的信誉，增强企业的竞争力，进而扩大电力消费市场。同时通过加强电网建设，保障供电可靠性，提供优质电能。

以满足客户需求，引导客户消费为中心。不仅要根据客户的要求提供优质、可靠、价格合理的电力电量，还要做好全方位的服务。引导客户改变传统的用能观念，使用高效洁净的电能，提高生活水准。

以市政、商业、居民生活用电市场为主攻方向：现阶段开拓电力市场的对象应以潜力很大的市政、商业、居民为重点。建立电气化示范小区，组织各级部门参观电气化示范小区，通过现身说法的方式，增加可靠性，增强人们渴望生活电气化的欲望，推动生活电气化进程，进而推动电力消费。特别是随着农村生活城镇化的发展，在未来十年中农村居民生活用电量将有很大增长。

以稳定工业市场用电为重点，积极开拓其他可替代能源市场。工业用电比例近年虽有下降，但所占比例仍占一半左右，采用积极的措施来稳定这个市场是很重要的，能源替代重点在替代煤锅炉，目前燃煤锅炉很多，能源替代潜力很大，家用燃气热水器也是替代的一个方向。以提高电力在终端能源消费中的比重为目标，完成电力营销目标，以获取较大的社会效益和适当的经济效益。

三、营销策略

1.环保能源的品牌宣传

清洁、高效、快捷是电能的优势，使用电能符合国家的环保能源政策，受到国家政策的支持，特别是在城区日益严重的环境污染使人们对清洁能源的应用越来越重视，以此为契机作为能源市场的切人口，在宣传和推广上打出环保能源的品牌，并成为形象设计的主要特点。

2.销售市场的扩大

一是营销地域的扩张，随着电力体制改革的深入，必定会要逐步放开电力销售市场，打破现有的专营体制，抓住机遇，立足本地，辐射周边，实行销售市场的扩张策略，通过完善地区的电网架构建设，主动出击，以提供各项供电服务为手段，扩大电力营销市场。二是能源市场的扩张，搞好以电代煤，以电代油，以电代气的工作。

3.优质可靠的产品

通过改善电网结构，提高供电可靠性，改善电能的质量，来提高对客户的吸引力。产品质量是营销的基础保证，要加大城网和农网的改造力度，加快一户一表的改造步伐，改善电网结构，提高供电可靠性。

4.全方位提供的优质服务

未来的供电企业在服务市场上赢得并捍卫自己的一席之地，意味着在多层面上与他人竞争。因此，必须把不断提高优质服务水平作为促进电力的市场营销的自觉行为，并体现在整个生产经营的全过程和各个环节，使每一个部门，每一个员工都为企业的社会形象负责，真正树立全员营销的观点，与客户建立并保持一种共同发展的新型供用电关系。

5.规范到位的管理方式

以在城区成立抄表公司为契机，逐步推广公变台区管理，规范营抄秩序，提高用电营抄人员的各方面素质。加快整章建制，出台规范各项管理制度，对外树立优质服务的企业形象。

6.稳妥实用的技术推广

积极在营销系统推广新技术，提高营销的自动化水平，以达到减人增效和优质服务的目标。在推广的过程中要积极稳妥，以实用为准则。充分利用当前成熟的计算机和通信技术，建设和完善电力营销管理系统，做到决策科学化，缴费银行化，管理集中化和考核制度化，以新技术的应用带动管理水平的提高。

四、结束语

企业电力管理现状及对策论文 篇4

电力对于经济的发展的作用日趋明显，其是企业生产效率和经济效益提高的保证。企业在生产和经营过程中需要使用大量的电能，因此电力管理对于企业的成本控制和收益的提高意义重大。随着低碳环保理念的提出，如何节约用电，减少电能消耗是企业发展过程中的主要任务。电力管理就是通过组织和协调，科学配置参与人员，根据企业的发展情况，制定科学的管理措施，对企业的用电情况进行控制，以实现电能的有效利用。电力管理可以最大限度的发挥企业的管理职能，减少电能消耗，提高企业电能的利用率，为企业的长期、稳定的发展提供动力。

一、企业电力管理的现状

1.企业管理者对电力管理的意识模糊

企业管理者只是注重企业的生产和经营，而对电力管理的意识较为模糊，企业在电力管理方面缺乏系统的管理制度。管理人员在企业管理过程中没有认识到电力管理对企业发展的重要性，在相关制度的制定时没有体现出电力管理对企业的作用。企业高层缺乏更高的管理目的，只是安于现状，缺乏足够的创新。很多企业没有健全的管理体系和用电考评制度，还是采用传统的管理方法进行管理，严重影响企业用电的合理性。企业在用电过程中仍然较为随意，没有科学的计算体系，企业电力应用效率较低。

2.企业参与人员素质较低

随着市场经济的不断转型和企业对人才需求模式的转变，高素质的人才是确保企业发展的关键。现阶段，企业电力管理人员和参与人员综合素质较低，无法完成新时期的电力管理作用。企业缺乏正规的电力管理相关知识和技术的培训，管理人员的.管理水平无法实现质的提升，企业仍然采用粗放式的管理模式，严重影响了电力管理的效率。管理人员对企业的需求和发展缺乏正确的认识和评估，在电力设备采购时较为盲目，给企业造成巨大的经济损失。电力参与人员对相关的技能掌握不足，是企业电力管理效率难以提升的主要因素。

3.电力设备性老化，电能消耗较大

我国企业的电力设备往往使用时间较长，设备老化严重，设备性能较为落后。企业管理人员对电力管理缺乏正确的认识，设备更新换代较慢，设备性能很难提高。电力设备及时改造可以减少设备的电能消耗，降低企业的生产成本，提高企业的经济效益。老化的电力设备安全隐患较多，一旦出现问题将给企业带来不必要的经济损失。

4.企业用电安全意识薄弱

企业在生产和经营过程中，一味的追求利润最大化，而对于用电安全缺少正确的认识，企业用电安全管理较差。企业管理人员对用电安全的意识薄弱，用电过程中的安全隐患较多，严重影响企业的用电安全。企业对用电安全缺少相应的管理制度，对安全事故的责任落实模糊，电力事故的发生率较高。

二、提高企业电力管理的对策

1.提高管理者对电力管理的重视程度

电力是企业生产和经营的主要能源，其直接关系到企业经济效益能否实现。电力管理的科学性是企业管理水平的主要内容之一，企业想要长久发展，电力管理是重中之重。企业管理者必须要正确认识到电力管理对企业发展的重要作用，建立科学的电力管理制度和体系，并在整个管理工作中充分落实。电力管理制度要将责任落实到个人，严格按照规章制度进行合理用电。管理人员要对用电情况实时记录，及时发展不合理的用电问题，对违规操作的部门或个人进行相应的处罚，对节约用电的员工进行相应的奖励。

2.提高参与人员的综合素质

企业想要实现科学的电力管理，管理人员和参与人员的素质提高是关键。企业管理者的素质直接决定了企业管理的水平。企业管理者要不断提升自身的管理能力，尤其是专业的用电管理能力。管理人员要对电力设备的用电知识清晰掌握，通过协调和组织对用电设备进行科学管理。企业要定期对电力参与人员进行培训，使其能够熟练掌握电力设备的使用技能，减少电力设备不必要的电能消耗，提高电能的使用效率。高水平的管理团队和员工，是企业电力管理效率提高的保障。

3.及时有效地电力设备改造

市场经济的发展要求电力企业进行改革。其中，对电力设备进行改造是其重要项目之一。其中包括线路能源消耗控制、设备更换以及整体效率提高。节能减排是现代企业发展的主题，根据企业和居民用电高峰分析，调节供电电压。用负荷高峰来填补负荷低谷，从而实现资源最优化利用，确保电力企业的可持续发展。

4.提高电力企业整体节能意识，建立内部安全管理制度

通过科管理体制的制定，为电力企业职员提供学习机会，激发其学习热情，提高电力企业职员的整体节能意识。认真贯彻科学的管理体制，将节能减耗分配至个人，实施合理的惩罚和奖励制度。同时，建立和实施可行的企业管理制度，以提高管理效率。企业电力管理是一个长期的过程，需要企业人员共同努力才能完成。对于管理人员，应加大其执行能力。为企业技术人员提供培训机会，从而提高其专业技能和职业道德。实施民主化和统一化的管理方案，细化工作流程，做到按章办事，有章可循。在管理实践中，管理人员应不断总结经验，促进管理体系的完善。而对于企业操作人员，应与时俱进，认识到电力发展对国家和对个人的重要作用。

三、总结

随着经济市场的完善和发展，电力企业管理效率提高成为其工作中的重点，电能在社会发展中具有十分重要的作用，节能减排是现代电力企业可持续发展的基础条件。传统的电力企业受企业管理形式的影响，管理效率低下，赏罚制度不明确，导致多数员工工作热情不高。企业电力管理要从电力设备改造、人员培训和安全管理制度的制定等多个方面出发，对我国企业进行了全新的规划。当然，企业电力管理是一个长期且复杂的过程，如何在这一过程中提高管理效率是企业发展中重点研究的问题。

中国电力能源分布浅析 篇5

一、大型煤电基地分布

（一）山西煤电基地

山西是我国传统煤炭产区，包括晋北、晋中、晋东三个国家规划建设的大型煤炭基地，已探明保有储量2663亿吨。结合煤炭资源储量、生态环境等方面因素考虑，山西煤炭产区生产规模可达9亿吨/年。

山西水资源总量为123.8亿米3/年，多分布在盆地边缘及省境四周。未来山西煤电基地用水主要通过水利工程、城市中水和坑排水利用等方式满足，原则上不取用地下水。在采取节水、充分利用二次水源等措施后，预计2020年发电可用水量可达到7.10亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，晋东南、晋中、晋北三个煤电基地可开发电源装机容量约1亿千瓦。在满足本地电力需求的前提下，山西煤电基地外送规模2015年约2620万千瓦，2020年约4100万千瓦。

（二）陕北煤电基地

陕北煤炭产区煤炭储量丰富，煤质量优良，已探明保有储量1291亿吨，包括神东、榆神、榆横、府谷四个矿区，煤炭规划生产规模合计可达到4.55亿吨/年。随着煤炭资源勘探的进一步深入，各矿区生产规模还可进一步加大。

陕北地区位于我国西北黄土高原，河川径流较小，供水设施缺乏。综合规划水利工程、城市中水利用、矿井排水利用、黄河干流引水工程等水源供给能力分析，结合各项节能设施，陕北煤炭产区未来水资源供需可以得到平衡。煤炭基地用水近期以区内水源为主，远期通过黄河干流引水工程解决。预计2020年发电可用水量为1.48亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，陕北煤炭基地可开发电源装机容量约4380万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，陕北煤电基地外送规模2015年约1360万千瓦，2020年约2760万千瓦。

（三）宁东煤电基地

宁东煤炭产区煤炭已探明保有储量309亿吨，储量较为丰富，主要矿区煤质优良，开发技术条件较好。根据现有矿区资源条件，宁东煤炭产区规划生产规模达到1.35亿吨/年。

宁东煤炭产区位于银川市黄河以东，取水较为方便，宁东供水工程可以为用水企业提供可靠的水资源供应。宁东煤炭产区工业项目用水指标主要通过水权转换方式取得。根据宁夏回族自治区黄河水权转换规划，引黄灌区向工业可转换水量指标主要用于宁东基地项目，其中配置到电力的转换水量指标可达1.67亿米3/年，煤电基地建设所需水资源可以得到保证。

综合考虑煤炭和水资源，宁东煤电基地可开发电源装机容量约4880万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，宁东煤电基地外送规模2015年约1400万千瓦，2020年约1840万千瓦。

（四）准格尔煤电基地 准格尔煤炭产区煤层平均厚度达29米，已探明保有储量256亿吨，大部分为褐煤和长焰煤。根据各矿区的生产能力规划，准格尔煤炭产区生产规模可达到1.4亿吨/年。

准格尔地区水资源总量为3.6亿米3/年。煤电基地用水主要通过地下水开采、黄河干流引水、城市中水利用解决。根据对全社会水资源供需平衡分析，准格尔煤炭产区发电可用水量2020年可达到1.78亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，准格尔煤电基地可开发电源装机容量约6000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，准格尔煤电基地外送规模2015年约3000万千瓦，2020年约4340万千瓦。

（五）鄂尔多斯煤电基地

鄂尔多斯煤炭产区煤炭已探明保有储量560亿吨，水资源总量25.8亿米3/年，发电可用水量2020年可达到1.81亿米3/年。综合考虑煤炭和水资源，鄂尔多斯煤炭基地可开发电源装机容量约6000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，鄂尔多斯煤电基地外送规模2015年约240万千瓦，2020年约480万千瓦。

（六）锡盟煤电基地

锡盟（锡林格勒盟）位于内蒙古中部，煤炭资源储量丰富，已探明保有储量484亿吨。煤质以褐煤为主。锡盟煤电普遍具有煤层厚、结构稳定、开采条件好的特点，适合大规模露天开采，开发成本较低。根据资源条件估算，锡盟煤炭产区生产规模可达3.4亿吨/年。

锡盟煤炭产区水资源总量26.1亿米3/年。未来，通过建设水利工 程、加大城市中水和矿区排水利用等措施，锡盟地区可供水量可望有加大增加。根据对全社会水资源供需分析，预计2020年发电可用水量可达到1.52亿米3/年。

结合考虑煤炭和水资源，锡盟煤电基地可开发电源装机容量约5000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，锡盟煤电基地外送规模2015年约1692万千瓦，2020年约3012万千瓦。

（七）呼盟煤电基地

呼盟（原呼伦贝尔盟）煤炭产区煤炭已探明保有储量338亿吨，以褐煤为主，大部分资源适合露天开采，具备成为大型煤电基地的条件。根据现有资源条件估算，呼伦贝尔煤炭产区生产规模可达到1.56亿吨/年。

呼伦贝尔地区水资源较为丰富，水资源总量127.4亿米3/年。发电可用水量较为充足，2020年预计可达到1.24亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，呼盟煤电基地可开发电源装机容量约3700万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，呼盟煤电基地外送规模2015年约1100万千瓦，2020年约1900万千瓦。

（八）霍林河煤电基地

霍林河煤炭产区煤炭已探明保有储量118亿吨，以褐煤为主，埋藏浅、煤层厚、结构简单，适应露天开采，煤炭生产规模可达到8000万吨/年以上。

霍林河煤炭产区水资源总量约2.4亿米3/年。通过加强水资源保护开发、兴修水利工程、坚持开源和节流并重、充分利用矿区疏干水 等措施，预计2020年发电可用水量可达到0.42亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，霍林河煤电基地可开发装机容量约1420万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，霍林河煤电基地外送规模2015年约360万千瓦。

（九）宝清煤电基地

宝清煤炭产区是黑龙江省重要的资源产区，已探明保有储量52亿吨，均为褐煤。根据各矿区煤炭资源条件和建设规划估算，宝清产区煤炭生产规模可达到6500万吨/年。

宝清地区水资源总量34.6亿米3/年，可为宝清煤电基地供水1.5亿米3/年，区域外松花江干流水资源可利用量为0.73亿米3/年，发电可用水量较为充足，水资源供给能力完全能够满足煤电基地建设要求。

综合考虑煤炭和水资源，宝清煤电基地可开发装机容量约1200万千瓦。在满足本地区电力需求的前提下，宝清煤电基地外送规模2015年约800万千瓦。

（十）哈密煤电基地

新疆哈密地区煤炭资源丰富，已探明保有储量373亿吨，煤层浅，开采技术条件好，未来哈密地区煤炭生产规模可达到1.8亿吨/年，并有进一步增产潜力。

哈密地区水资源总量5.7亿米3/年。根据当地水资源利用规划，到2020年前哈密将建设乌拉台等多个水库增加供水。水资源经全社会综合配置平衡后，2020年发电可用水量可达到0.62亿米3/年。综合考虑煤炭和水资源，哈密煤炭基地可开发电源装机容量超过2500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，哈密煤电基地外送规模2015年约2100万千瓦。

（十一）准东煤电基地

新疆准东地区煤炭已探明保有储量789亿吨，煤层赋存浅、瓦斯含量低，开采技术条件好。根据准东能源基地建设规划，2020年煤炭生产规模可达到1.2亿吨/年。

准东地区水资源总量13.9亿米3/年。通过引额（额尔齐斯河）济乌（乌鲁木齐）工程及“500”水库东延供水工程进行跨流域调水，可以解决准东煤电基地的用水问题。2020年发电可用水量约0.84亿米3/年。

综合考虑准东煤炭产区经济社会的可持续发展及煤炭资源、水资源的合理利用，准东煤电基地可开发装机容量约3500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，准东煤电基地外送规模2015年约1000万千瓦，2020年约3000万千瓦。

（十二）伊犁煤电基地

新疆伊犁煤炭产区煤炭已探明保有储量129亿吨，煤层埋藏浅，易于开采。根据煤炭产区的资源条件，可以建成年产量上亿吨的煤炭采区。

伊犁煤炭产区水资源总量170亿米3/年，水资源丰富。考虑全社会各行业用水需求后，发电可用水量2020年可达到3亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，伊犁煤电基地可开发电源装机容量约 8700万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，伊犁煤电基地2015年后开始向外送电，2020年外送规模约1000万千瓦。

（十三）彬长煤电基地

彬长煤炭产区位于陕西省咸阳市西北部，已探明保有储量88亿吨。根据资源禀赋、开发现状及技术条件，彬长煤炭产区煤炭生产规模可达4000万吨/年。

彬长地区水资源总量为15.1亿米3/年。根据陕西省对省内河流流域水资源的开发利用规划，未来将建设多个水资源工程，主要用于解决居民生活和彬长矿区的工业用水。考虑矿区排水的循环利用，彬长地区发电可用水量2020年能够达到0.42亿米3/年。

综合考虑煤炭资源和水资源，彬长煤电基地可开发装机容量约1400万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，彬长煤电基地外送规模2015年约800万千瓦。

（十四）陇东煤电基地

甘肃陇东地区位于鄂尔多斯盆地西南边缘，区域内煤炭资源丰富、煤质优良、分布集中、赋存条件好，已探明煤炭保有储量142亿吨，规划产能超过1亿吨/年。

陇东地区水资源总量为12.5亿米3/年，属相对缺水地区。为解决水资源匮乏问题，甘肃省计划结合陇东能源基地煤炭开发，修建多项水利供水工程，并充分利用城市污水处理厂的中水及煤矿疏干水，科学合理配置水资源，保障火电、化工项目用水需求。预计到2020年，发电可用水量能够达到0.79亿米3/年。综合考虑煤炭资源和水资源，陇东煤电基地可开发装机容量约2660万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，陇东煤电基地外送规模2015年约400万千瓦，2020年约800万千瓦。

（十五）淮南煤电基地

淮南煤炭产区煤炭已探明保有储量139亿吨，具有煤层厚度和分布集中的特点，开采煤层厚度平均20-30米。矿区内水系丰富，水资源总量58.0亿米3/年，煤电基地用水主要来自淮河干支流，发电可用水量较为充足。

综合考虑煤炭和水资源，淮南煤电基地可开发电源装机容量约2500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，淮南煤电基地外送规模2015年约1320万千瓦。

（十六）贵州煤电基地

贵州煤炭产区煤炭已探明保有储量549亿吨，水资源总量超过1000亿米3/年，发电可用水充足。随着贵州用电需求的快速增长，贵州煤电基地所发电力主要在本身范围内消纳。

二、大型水电基地分布

（一）金沙江水电基地

金沙江领域面积47.32万公里2，约占长江全流域面积的26%。金沙江水力资源极为丰富，理论蕴含量约占长江总蕴含量的42%，占全国总量的16.7%。

金沙江流域共规划25级电站，装机总容量7632万千瓦。其中上游13级电站，规划装机容量1392万千瓦；中游8级电站，规划装机 容量2090万千瓦；下游4级电站，规划装机容量4170万千瓦；根据金沙江水电基地建设规划，预计2020年投产装机规模达到6160万千瓦，2030年达到7352万千瓦。

（二）雅砻江水电基地

雅砻江地处青藏高原东南部。流域面积约13.6万公里2，天然落差3830米，蕴藏水能资源丰富，技术可开发容量3461万千瓦。雅砻江水能资源具有水量丰沛、大型电站多、水电开发淹没损失小、整体调节性能好等特点，开发前景较好。

雅砻江流域共规划22座电站，装机总容量2906万千瓦。其中上游11级电站，规划装机容量280万千瓦；中游6级电站，规划装机容量1156万千瓦；下游5级电站，规划装机容量1470万千瓦。根据雅砻江水电基地建设规划，预计2020年投产装机容量达到2460万千瓦，2030年达到2606万千瓦。

（三）大渡河水电基地

大渡河是长江上游岷江水系的最大支流，流域面积约7.7万公里2，干流全长1062公里，天然落差4175米，蕴藏水能资源丰富。大渡河流域共规划27级电站，装机总容量2673万千瓦。预计2020年投产装机容量达到2300万千瓦，2030年达到2673万千瓦。

（四）怒江水电基地

怒江发源于西藏唐古拉山南麓，经我国西藏和云南后进入缅甸。我国境内流域面积13.8万公里2，干流天然落差4848米，水量丰沛稳定，水电开发的地形地质条件好，移民较少。怒江流域共规划25级电站，装机总容量3639万千瓦。其中上游12级，规划装机容量1464万千瓦；中游9级，规划装机容量1843万千瓦；下游4级，规划装机容量332万千瓦。预计2020年投产装机容量达到468万千瓦，2030年达到2639万千瓦。

（五）澜沧江水电基地

澜沧江发源于唐古拉山北麓，流经我国青海、西藏、云南后进入老挝。我国境内流域面积16.4万公里2，天然落差约4695米。

澜沧江流域共规划22级电站，装机总容量3198万千瓦。其中上游13级，规划装机容量1552万千瓦；中游5级，规划装机容量811万千瓦；下游4级，规划装机容量835万千瓦。预计2020年投产装机容量达到2600万千瓦，2030年达到3158万千瓦。

（六）雅鲁藏布江水电基地

雅鲁藏布江是西藏最大的河流，也是世界上海拔最高的河流，干流全长2075公里，流域面积约24.0万公里2。雅鲁藏布江干流水电/水能资源技术可开发量8966万千瓦，其中下游河段占95%。预计2030年前后进入集中开发阶段。

三、大型风电基地分布

（一）酒泉风电基地

酒泉地区风能资源丰富，风能技术可开发规模约4000万千瓦，主要集中在瓜州、玉门和马鬃山地区。规划到2015年酒泉风电基地装机容量达到1300万千瓦，2020年达到2000万千瓦，2030年达到3200万千瓦。酒泉风电在充分利用西北主网风电消纳能力后，部分需要外 送东中部负荷中心地区消纳。

（二）哈密风电基地

哈密风电基地位于新疆三塘湖——淖毛湖风区和哈密东南部风区，技术可开发量约6500万千瓦。规划到2015年哈密风电基地装机容量达到500万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2000万千瓦。哈密风电除小部分在本地消纳外，大部分需要外送到东中部负荷中心地区消纳。

（三）河北风电基地

河北省风能资源主要分布在张家口、承德坝上地区和沿海秦皇岛、唐山、沧州地区。规划到2015年，河北风电基地装机容量达到1100万千瓦，2020年达到1600万千瓦，2030年达到1800万千瓦。河北风电优先考虑在京津唐电网及河北南网消纳，剩余部分考虑在更大范围内消纳。

（四）蒙西风电基地

蒙西风电基地主要位于内蒙古自治区的乌兰察布市、锡林郭勒盟、巴彦淖尔市、包头市、呼和浩特市等地，技术可开发量约为1.07亿千瓦。规划到2015年，蒙西风电基地装机容量达到1300万千瓦，2020年达到2700万千瓦，2030年达到4000万千瓦。蒙西风电优先在蒙西电网和华北电网消纳，剩余部分在更大范围内消纳。

（五）蒙东风电基地

蒙东风电基地位于内蒙古自治区的赤峰市、通辽市、兴安盟和呼伦贝尔市境内，技术可开发量约为4300万千瓦。规划到2015年，蒙 东风电基地装机容量达到700万千瓦，2020年达到1200万千瓦，2030年达到2700万千瓦。蒙东风电优先送电东北电网，剩余部分在更大范围内消纳。

（六）吉林风电基地

吉林省风能资源主要分布在中西部平原的白城（含通榆）、四平、松原等地区。规划到2015年，吉林风电基地装机容量达到600万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2700万千瓦。吉林风电首先在省内和东北电网范围内消纳，剩余部分在更大范围内消纳。

（七）江苏沿海风电基地

江苏省风能资源储量主要集中在沿海滩涂和近海域。规划到2015年，江苏沿海风电基地装机容量达到600万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2000万千瓦。考虑华东电网调峰支援，江苏风电主要在本省范围内消纳，剩余部分在更大范围内消纳。

（八）山东沿海风电基地

电力市场营销现状及对策论文 篇6

内容摘要：由于垄断经营方式的影响，电力企业几乎不考虑电力市场的竞争和占有，严重缺乏忧患意识。而在市场经济快速发展的现状下，电力也已经成为了一种竞争商品，其中有同行业竞争，相关行业竞争，并且这样的竞争会越来越激烈。在这样的形势下，电力企业想要在市场中占据有利地位，就必须要有良好的、科学合理的营销策略，这样才能提升电力企业的市场竞争力。因此，本文通过对电力市场营销现状的分析，提出一些有效的电力市场营销策略。

关键词：电力企业;市场营销;发展策略

伴随着我国市场经济体制的不断变化发展，传统的电力市场营销方式已经无法适应电力市场的需求了，其中存在的问题更是各式各样，使得我国电力企业的市场竞争力极速下降，这就要求电力企业必须结合电力市场的实际情况，对市场营销方式进行创新，从而适应不断变化发展的电力市场，促进电力企业的进一步发展，满足人们的生活和工作需要。

一、电力市场营销的现状

(一)营销价格问题。我国现行的电力销售价格形成的机制既不科学又不完善，主要体现在电力价格的分类不科学、电力价格的分类繁杂两方面。我国现在的电力价格基本上是按照电力的用途分类的，主要就是考虑到电压的不同和差距，并没有考虑到承载力和负荷率的问题，根本无法将电力企业在不同负荷率和承载力以及不同电压等级上的电力成本的差异性体现出来。目前，我国的电力价格的分类主要是按照电力的用途划分的，主要分为八大类，居民生活电力价格、商业电力价格、大工业电力价格、普通工业价格、农业生产电力价格等等，在相同类型的电力价格中，也会由于电压的不同或者产品的不同而各不相同。

(二)营销服务质量不高。在电力市场的营销管理过程中，营销的服务质量在很大程度上决定着电力企业的全面发展，所以为了保证电力企业的可持续发展和经济效益，营销管理人员及工作人员必须要积极树立良好的企业形象，而服务水平和质量则是其中最关键的因素。但是我国电力企业的市场营销人员由于缺乏严格管理和规范化制度的约束，从而使得员工的工作积极性和兴趣不足，对用户的基本信息资料的管理太过松散，以至于遗失了自身的责任感和义务感，对电力企业的长远发展形成了严重影响。

(三)市场营销手段有限。目前，我国电力企业的市场营销手段和方式过于单一，严重缺乏对电力和用户需求等各种情况的深度分析，电力市场的开发广度和深度严重不足，再加上缺少必要的技术支持，无法及时地掌握用户的实际用电情况，这就导致电力企业的市场营销手段不能适时得到创新和完善，从而呈现出单一的现象，无法更好地吸引消费者，进而影响我国电力市场的运行。

(四)缺乏完善的营销系统。现阶段，我国电力企业的发展现状是大多数企业将营业部门作为营销机构，但是电力营销系统依旧不健全。电力营销的力量太过薄弱，在营销管理中，很多企业的营销人员数量过少，无法及时准确地完成很多工作。还有营销技术的支持系统也不完善，由于企业无法及时地掌握用户的用电状况及其中的变化，更是不能及时解用户的用电需求，从而渐渐缺乏对电力市场的感知和预测研究，进而直接影响电力企业的长久发展，以及电力市场的全面运行。

(五)对市场营销管理的认识不足。在我国的电力企业发展过程中，为了加强对业务的全面管理和开展，必须要对营销的相关知识和经验有一个全面的了解和分析，也只有这样才能保证电力企业的电力质量水平符合用户的需求。然而，目前，我国的大多数电力企业的营销工作人员对营销管理的认识和了解存在严重不足，掌握也相当不完善，这些都在很大程度上阻碍了电力销售，甚至出现了一定的电力质量和服务质量问题，这些问题的存在，不但影响了电力企业的.长远发展，还对电力市场的运行造成了不良影响。

(六)能源市场之间的竞争非常激烈。我国传统的能源市场之间的竞争在逐渐强化，而且在科学技术的不断更新发展下，很多新能源得到开发和利用，这给电力资源的营销和市场造成了巨大冲击。而电力企业为了维持自身的经济效益，保证电力市场的有序进行，必须全面提升综合实力，才能够在竞争越来越激烈的能源市场上占据有利的地位，才能够更好地应对能源市场的竞争。

(七)缺乏高素质的电力市场营销人才。电力市场营销的管理方面，呈现出整体队伍素质较低的不良现象。电力市场的竞争愈演愈烈，电力企业想要占据有利地位，必须全面提高自身的综合实力。而电力营销人员是实现营销目标的关键因素，但是电力企业营销人员尚未对自家企业的市场地位和状况有深刻正确的认识，这就使得电力企业在消费者上造成了一定的损失。所以，电力企业必须要做到不断提高服务质量和水平，为消费者提供最优质的服务。

(八)营销管理机制与信息化不相适应。随着现代化社会的到来和信息化技术的更新发展，其已经开始涉猎到各个行业，而想要更好地使用这些信息技术，必须要对数据进行标准化管理。然而就目前我国电力企业的发展现状来看，由于倍受传统电力管理制度的影响，再加上其中繁杂的管理环节，直接影响了营销工作人员开展工作，尤其是在用户的信息资料整理方面，这就导致了我国电力企业的营销管理机制和现代化社会、信息化时代的不相适应。

二、电力市场营销的策略

(一)优质产品策略。电力的质量是营销的基础，电力企业想要树立良好的市场形象，就必须要加强对电力产品质量的高度重视。电力企业在保证电力产品的优质质量上，可以尝试树立大的市场营销，符合国家的环保能源政策，在国家政策的支持下，加大市场宣传力度，建立环保能源的品牌形象，以此吸引更多的用户。电力企业还可以通过电网等机构，提高电力的质量和可靠性，尽量满足用户的电力质量要求，为用户提供更为优质的电力产品，从而提高电力企业的经济效益。

(二)优化服务策略。在电力市场的营销活动中，企业应该为用户提供更加优质、更加完善的服务，在最大程度上树立电力企业的良好信誉和形象，全面提升电力企业的市场竞争力，从而使企业在电力市场中占据有利地位，实现电力市场的最终目的。完善优质的服务是电力企业实现综合发展的主要组成部分，是电力企业的外在形象，所以企业必须加强营销服务的整体质量，推动电力市场营销的快速发展。而电力企业的营销工作人员也要做到以市场营销观念为核心思想，全面为用户提供服务，让客户满意，这样才能保证电力企业获取更好的经济效益和发展。

(三)创新管理策略。创新一直都是企业生存发展的主要理念，是企业降低成本提高经济效益的主要手段，更是市场优化服务的必要过程。电力企业想要获得更加全面的发展，必须加强对营销管理的创新，而创新管理主要是对管理理念进行创新，这也是最基本的，然后再经过制定创新制度，引进先进的信息化技术，相互结合，最终实现创新管理的目标。而前提是改善传统的营销管理策略和方式，在继承传统营销管理策略优势的基础上，创新管理策略，为用户提供各种各样的用电消费方式。

(四)网络建设策略。信息化技术的不断更新发展，为电网改造和电力信息网络建设提供了新的机遇，根据电力市场的实际情况，对各项结构进行优化调整，促进城乡电网组织结构的平衡稳定，保证电能的质量和可靠性。建设网络信息系统，不仅能够有效提高电力信息的传输速度，还能提高供电的可靠性以及电能质量。所以电力企业可以尝试从管理、技术、效益三大方面着手，提高电网的运行效率，完善网络的改造。

(五)合理利用价格策略。电力企业在电力价格方面，可以尝试使用一些具体的、行之有效的策略。电力企业可以将那些不合理的收费进行规范化管理，取消那些不合法的随意加价，可以实行销售电力价格公告制度，透明化，全面实行一户一表的制度，减轻用户的经济负担。而且电力企业还可以尽量减少用电管理的中间层，做到由供电部门直接收费供电，避免层层加价，给用户提供最直接、最优质的供电服务。电力企业还应该实行批量折扣的电力价格策略，进行优惠打折，分时间段收费，这样不仅能够为用户节省用电经济，还能提升电力企业的销售量和经济效益。

(六)更新市场营销理念。我国电力企业为了实现全面发展，必须要对自身进行营销理念更新，这可以说是实现发展的主要前提。电力市场营销人员在营销的时候，不仅要做到出售产品，还要广泛宣传与电力相关的安全知识以及防范知识，保证用户的用电安全。电力企业还可以对用电集中的地区进行安全用电意识培养，发放一些安全用电的相关资料，这样不断更新市场营销理念，不但能够提高服务质量，还能逐渐开拓电力市场。

(七)丰富市场营销手段。市场营销手段的多样化，不仅能够吸引更多的用电消费者，更能够为电力企业带来更多的经济效益。因此电力企业可以尝试利用广告营销、人员推销等各种不同的营销手段，保证电力用户和电力企业之间的直接交流沟通，电力企业可以借此向用户传播电力服务、观念和电能等多元化的信息，建立一种稳定长期的销售与消费关系，形成固定的电力用户。与此同时吸引更多的新用户，增强用户对电力企业的信任感，实现双方共赢，并且在电力市场营销的过程中为电力企业树立良好的企业形象和信誉。

(八)提高电力营销人员的综合素质。电力企业的发展得益于电力营销人员的综合实力，而目前我国电力企业的生产技术方面已经逐渐成熟，但是在营销上，相关工作人员的综合素质和能力还是比较欠缺的。这就要求电力企业应该对在职的电力营销员工进行定期的培训，在已有的知识和经验基础上，吸收新知识和新技术，相互传授和吸取经验，从而全面提升自身的综合实力。而对于营销人员的招聘上，电力企业必须对应聘人员进行严格的考察，不但要考察基础理论知识能力，还要考核实践经验和能力，这样才能保证吸收到的营销人才适应电力市场的发展需求。

三、结语

总而言之，伴随着社会主义市场经济的不断发展，市场发展的格局也产生了翻天覆地的变化，而这些变化都在督促着电力企业与市场相适应。但是目前我国的电力企业发展过程中依旧存在着许多的问题，对我国电力行业的可持续发展造成了不良影响，进而阻碍了我国国民经济的增长，尤其是在市场营销方面，电力企业应根据自身的实际现状，采取科学合理、行之有效的营销策略，以此带动我国市场经济效益的提升。

作者:高维胜 单位:国网冀北电力有限公司承德供电公司

参考文献:

[1]舒畅.新形势下电力市场营销问题及建议探讨[J].机电信息，，3

[2]苏少勇.浅谈电力市场营销现状及策略[J].广东科技，，19

[3]邱涵溪.新形势下电力市场营销的策略探析[J].科技创新与应用，2012，4

[4]屠梅琳.新形势下的电力市场营销的策略探析[J].科技资讯，，32

电力物资计划审核现状及对策 篇7

当前,国家电网公司进入发展新阶段,大力推进“三集五大”体系建设,对各项业务专业化提出了更高的要求。物资管理是物资集约化管控的重要内容,物资计划是整个物资管理工作的第一步,也是物资采购、供应、调配的基本环节。物资计划的准确率直接影响整个物资管理工作,也会影响公司的正常运营及生产。物资计划审核工作是保障物资需求计划准确率的重要环节。目前,各省电力公司按照“三集五大”调整方案的统一要求,对公司部门、机构的设置做了相应调整,各部门工作的衔接均在磨合期。部门职责的重新划分和调整以及原有ERP关键用户的随之调整为物资计划上报造成一定影响,物资计划提报的准确率大大降低。加强计划审核工作管理,提高计划审核效率显得尤为重要,如何减少审核人员工作量并提高审核效率是一个值得研究的问题。

一、电力物资计划审核现状分析

(一)电力物资计划审核现状

物资计划即物资需求部门根据电网运行需要、工程建设需要编制的一定时期内所需物资的具体安排。目前,电力物资计划审核按照“基层初步审核、公司集中审查”的原则进行审核。设计人员编制采购清册与技术规范书,项目专责对其进行初步审核,重点审核物料编码、需求数量、单位、估算价格和技术规范书等,并将审核通过的采购清册及技术规范书等内容导入ERP系统,完成一级审核。物资供应中心组织本单位专业水平高、工作能力强、认真负责的专家对需求计划进行会审,严格按照国家电网公司审核要点中的要求,逐条逐项审查需求计划清单是否符合规范,审查技术规范书中物料描述及需求数量是否与计划清单中采购申请一致,对技术规范书的完整性、规范性进行审核。项目部门与设计人员针对审查会上审查出的问题进行修改,完成二级审核。最后由省电力公司项目主管部门进行三级审核,发现问题需要修改时,由审批人在ERP上退回,项目专责进行修改并恢复审批, 完成三级审核。物资计划专责从ERP上导出批次计划上报总清单,并按照省公司统一要求进行分类汇总上报。

(二)电力物资计划审核工作存在的问题

现阶段电力物资计划审核工作量大,过程繁琐,效率不高,其存在一系列问题,问题主要表现在以下几个方面。

1.计划审核工作效率较低,准确率有待提高

一定时期内大量电力物资需要审核,任务繁重、流程繁琐造成物资审核工作效率低。计划审核的条目较多,审核工作人员人工逐条查找比对,耗费大量人力、物力和时间,稍有不慎就会出现差错。对出现的错误反复进行退回修改及审查,造成工作量成倍增加,审查工作量大,一些错误人工审核不易检查出。有时还会出现审核时滞现象,对物资及时供应以及工程的质量和进度都造成了严重影响,计划审核提报效率与准确率有待提高。

2.部分审核工作人员经验不足

目前,还没有建立严格的审核人员培训制度。部分计划审核工作人员对ERP系统掌握不到位,操作流程不熟练[1]。 另外一些审核工作经验不足的工作人员对计划审核工作把握不到位,对国家电网公司审核要求及最新变化理解不透彻, 影响到计划审核工作的准确率。

3.没有形成电力物资计划审核工作的全面控制机制

目前,电力物资计划审核工作缺乏全面的控制机制,不利于对工作进行监督检查,发现内部控制缺陷,不能及时改进。全面控制机制是为实现控制目标提供合理保障,是一个不断对计划审核工作的运行质量进行评估的过程。目前,计划审核工作缺乏相应的控制机制,亦没有对该项工作的关键控制点进行管控。

4.信息化程度不高

目前的计划审核工作缺乏使用自动化设备和软件来进行审核工作,没有充分利用ERP系统中的物资计划信息。国家电网公司内部普遍采用ERP软件办公,各网省下属的各家单位上报物资都是从ERP系统上创建计划条目。如能与ERP系统接口,并充分利用ERP系统中的信息,依托电力物资计划审核要求,开发一套辅助决策支持系统,将为高效完成电力物资计划审核任务提供坚实保障。

二、提高电力物资计划审核效率之对策

(一)科学合理安排计划上报批次,为审核工作提供充裕时间

物资供应中心应加强计划前期工作深度,根据省公司批次安排和物资生产、供货周期,科学合理安排需求计划上报批次,制定项目需求计划上报进度表,将项目按批次时间节点划分成若干部分。通过科学合理分配上报计划,避免一哄而上现象的发生,为计划审核工作提供充裕的时间。

(二)合理调配人力资源

人力资源作为组织资源的重要组成部分,其优化配置、 合理使用对高效准确完成电力物资计划审核工作具有重要作用。根据电力物资计划审核不同阶段的特点与工作需要, 优化人力资源配置。在不同阶段,优化人员分工,在计划收集、初审环节,每名专家负责多个提报单位,仔细对计划内容与规范书格式进行审核;在复审阶段,每名专家负责一种专业类型物资,对每类物资仔细审核技术规范书内容与格式。

(三)加强计划审核工作人员培训

完善计划审核工作制度,形成规范化的培训机制,在每批次审核会之前,针对全体参会人员进行技术培训,使工作人员全面地理解国家电网公司审核要求及最新变化。省级电力公司可将国家电网公司审核会专家组组长请来指导,对全省的大部分专家进行培训,集中学习计划审核的相关规定、流程、审核要点等内容,选派部分基础好、专业水平较高的专家赴北京参加国家电网公司审核会,进行交流学习。同时,培训地市电力公司部分高水平的计划审核专责,主导审核工作,使计划审核工作有条不紊地进行。

(四)构建基于关键控制点的 PDCA 循环应用体系

关键控制点是对目标的实现有至关重要影响的可控环节。将关键点控制法应用到电力物资计划审核内部控制中, 可构建基于关键控制点的电力物资计划审核内部控制PDCA循环应用体系。

1.计划审核工作关键控制点识别

通过关键控制点的控制,可以将有限的资源集中于最需要控制的环节,实现审核效率与质量的提高[2]。电力物资计划审核工作的关键点(见下页图1)。

2.构建 PDCA 循环体系

PDCA循环的重要特征就是不断前进、不断提高。PDCA循环不是在同一水平上循环,PDCA每循环一次,品质水平和管理水平均提高一步。在每次物资需求计划审查进行中和结束后,对审核专家提出的技术性疑惑进行记录与讨论,根据审核专家提出的意见和建议,对本次审查发现的问题及已解决问题的处理方法进行总结,最终将总结以报告的形式上报上级部门[3]。对未解决的问题还需主动联系上级部门,并在得到明确指示后完善总结,确立控制方案,设立关键控制点。在下一次审核的过程中进行重点控制并评估控制的效果,再进行下一次的总结经验,提出改进。通过PDCA循环避免同种错误重复发生,使计划审核工作的实施水平不断提高和完善。关键点控制法与PDCA循环结合具体情况(见P285图2)。

(五)开发电力物资计划审核辅助系统

采取技术手段进行辅助审查,将大量重复性工作通过软件实现,从而达到减轻工作量的目的。开发一套适用于电力物资管理的计划审核辅助系统,不同审核环节设计灵活的系统功能,对需求计划的交货日期、项目名称、单项工程名称、物资名称、规格型号、计量单位等进行辅助检查并做出判定[4]。

在辅助系统中设计与ERP系统的接口,从ERP系统中导入物资的基本信息以及里程碑计划等数据。将人工参照物料主数据库比对物料编码、物料描述、物料大中小类等内容采用软件实现,将错误数据予以提示,便于修改,可以极大提高计划准确率。软件涵盖所有常见问题,可以让计划工作人员将精力放在特殊问题的核对审查上,可以极大地缩短工作时间并提高审核效率,实现计划审核工作的信息化。

结语

中国重回“电力短缺时代” 篇8

随着中国社会经济的快速发展和人民生活水平的大幅提高，我国工业化和现代化进程朝着更深层次不断发展，对煤、电、油等关系国计民生的能源行业、重要产业提出了更高要求。今年以来，各地纷纷拉响了电力警报，电力供应出现严重短缺。

电力短缺影响经济全局

作为国民经济重要基础产业的电力工业，它的机遇和挑战与中国经济的快速健康发展有着紧密的联系，用电量和发电量与GDP都密切相关。但今年以来，正如国家信息中心近日推出的《中国行业年度报告（2004年）》指出，今年中国电力供需将进入最严峻的时期，已从去年季节性、区域性缺电到今年的全年性、全网性缺电，由缺电力不缺电量转为电力、电量双缺。供需出现了结构性失衡，停限电范围全面扩大--拉闸限电地区由去年21个省区增加到24个。据最新统计，今年全年全国用电增长13％，缺口在3000万千瓦左右，另据中电联合的电力供需监测预警分析，今年一季度全国电力形势继续延续去年的紧张局面，而二、三季度全国电力供求形势总体上将比一季度更加紧张，预计明后两年电力供应形势依然会很严峻。可以说2004年将是中国一个电荒之年，电力供需之间的矛盾进一步深化并逐渐成为阻碍中国工业化进程和宏观经济发展的"瓶颈"。中国重回电力短缺时代。

复杂多重的电荒原因

导致电力供需结构性紧张的原因是多方面的，从供给方面来看，主要是体制性原因，导致电力预测和规划失误，使得近两年电力建设不足；另一方面从电力需求角度，主要是短期内各产业发展不平衡，特别是一些高耗能产业过度发展的结果，使得电力需求增长过快。

首先，电力行业长期以来一直是垄断经营，处于计划控制和建设，严格审批和管理的计划经济状态中。从1998年开始进行的以"厂网分开，竞价上网"为主要形式的电力市场化改革，并没有从根本上改变电力供应高度集权的传统计划经济体制，电力企业的所有制改革力度不大，对电力需求和发展前景的预测还没有建立起一套市场导向的科学决策体系。同时，经济体制改革转换过程也增加了经济发展预测的各种不确定因素，从而给作为经济发展基础的电力预测带来了极大的困难。1998年之后，由于对宏观经济走势判断上的失误，一方面国有投资主体基本停止了对火力发电的投资，另一方面投资审批部门也最大限度地限制了其他经济主体投入国内火力发电市场，由此造成了目前电力装机容量的不足。

其次，更直接的原因是与产业政策、产业结构的不合理有关。去年的统计显示，在用电需求中，居民用电、社会用电加上农业三产等用电，只占30％，而工业用电占70％。工业用电中，制造业占大多数，需求增长了12％，有色金属、黑色金属等行业用电需求增长超过20％，化工、建材等成了耗电大户。这些高耗能行业的高速发展是电力紧缺一个重要的短期因素。

国家发改委副主任张国宝在去年12月接受媒体采访时就指出，我国用电增速已经连续17个月超过15％，不是电力发展太慢，满足不了国民经济的增长，而是某些产业发展势头过猛，打破了国民经济的综合平衡，超出了资源的支撑能力，这是缺电的关键原因。前些年电力供大于求时，电力企业为了增供扩销，给予高耗能产业非常优惠的电价，高耗能产业迅速发展，成为工业用电增长的主导力量。2003年我国电解铝产量达到500万吨，消耗掉750亿千瓦时电力，相当于约10座百万千瓦电厂的发电量。硅铁也是耗能大户，一座年产1万吨的硅铁厂，要消耗1亿多千瓦时电力。这样，高耗能产业的发展速度远远超过了预期，而机械加工和制造业在产业升级方面也占了很大比重，进一步加大用电负荷。总之，经济的增长速度和产业结构的快速变化，导致电力需求猛增。可以说，缺电的主要原因是在需求。

能源效率低，我国开始进入重工业化阶段

电力短缺的紧张局势引起我们对我国日趋严峻的能源供需状况的高度关注。久违的"电荒"的再次到来让我们不得不重新审视我国工业现代化和社会经济发展过程中的一些埋藏于现象之下的深度忧患。

首先，能源忧患已成为经济增长中的不和谐音。

能源的低效率利用成为制约工业现代化和经济社会协调、健康、持续发展的关键点。正如国家发改委主任马凯在十届全国人大二次会议举行的记者招待会上所言，虽然去年我国取得了9.1％的高增长速度，但付出的代价也相当大。中国的GDP占世界GDP的比重大约为4％，却消耗了相当于全球总产量30％的主要能源和原材料，其中石油为7.4％，原煤为31％，钢材27％，氧化铝25％，水泥40％。由此也带来煤、电、油、运的全面紧张和资源约束的加剧。目前我国的经济增长很大程度上是以消耗大量资源为代价的，经济增长质量和水平很低，全社会用电量增长15.4％支撑9.1％的经济增长水平很不正常。

我国已不是一个如以前教科书上写的"地大物博"的高资源储备的国家，但却存在着严重的能源浪费和能源使用的低效率。若以单位GDP产出能耗来计算能源利用效率，我国与发达国家差距极大。有数据显示，日本为1，意大利为1.33，法国为1.5，德国为1.5，英国为2.17，美国为2.67，加拿大为3.5，而我国高达11.5，相差4倍以上。我国的耗能设备能源利用效率比发达国家普遍低30％～40％。与发达国家相比，钢、乙烯、建材产品单位能耗高50％，每平方米建筑面积能耗高2倍～4倍。并且，我国发电效率为35％，国际先进水平为50％。我国人均能源资源只有世界平均的一半，却如此的低效率利用，这是以过度消耗有限资源为代价的粗放式发展的必然结果。

另外，工业用电需求的持续高速增长也反映出我国目前已开始进入工业化发展的中期阶段--重工业化时代。

2003年我国人均GDP已达到1000美元，标志着我国经济正由温饱向小康迈进。在2003年9.1％的经济增长中，第二产业贡献了6.5个百分点，贡献率高达八成,GDP和工业双趋"重化工业"，说明我国经济步入了一个新的时代--重化工业时代。重化工业是工业化进入中后期，工业内部结构演变的必经阶段。在工业化过程中，工业内部结构变动一般是从轻工业的发展起步，然后逐渐向以基础工业为主的重工业转移，进入以原料和能源工业为中心的发展阶段。汽车、钢铁、机械等制造业和房地产、煤炭、电力等制造业的前向和后向产业的高速发展，是我国进入重化工业时期的重要标志。

一项统计资料显示，2003年1月～10月份，全社会用电量15338.44亿千瓦时，比上年同期增长15.33％。第二产业仍然是带动全社会用电量增长的主导因素。1月～10月份，第二产业用电量11268.56亿千瓦时，占全社会用电量的73.47％，同比增长16.21％，高出全社会用电量增长率近1个百分点。其中工业用电量累计达11119.30亿千瓦时，比上年同期增长16.22％。1月～10月份，重工业用电量累计达8719.06亿千瓦时，同比增长16.09％；轻工业用电量累计达2400.23亿千瓦时，同比增长16.72％。

以中国经济发展排头兵广东为例，产业结构重化倾向明显，重工业增速比同期的轻工业快6到7个百分点。广东省统计局局长卜新民认为，目前广东重工业增长速度高过轻工业增长速度。广东从轻工业起家，改革开放初期重化工业增长处于很低的水平，但是近年来，广东重化工业增长势头很猛，大大超过了轻工业的增长速度，总量上也不断向前发展，目前广东轻重工业比率是41.5比58.5，这是广东步入加速重工业化阶段的重要标志。当然，这并不等同于广东已处于工业化中后期，判断广东处于工业化中后期阶段还要从人均GDP和工业生产结构等多方面来判断。

重工业化阶段的到来要求电力工业的发展既要服从这个客观规律，又要积极适应这个阶段的特点和变化，实现电力与工业经济的协调发展。

总之，能源的高消费和低效率，重化工业单位产值的高能耗--这些我国现阶段经济发展中的突出特征，提醒我们在急于应对电力紧缺的眼前问题时，更要能站到战略的高度，以高远的视野关注能源与经济结构之间的关系。

提升能效，优化产业结构和经济增长方式

能源是社会经济发展的重要支持，是国家战略性公共产品，是国家经济的生命线。近年出现的电力能源危机，一方面向我们敲响了能源安全的警钟，另一方面也是一个让我们深入思考能源战略和国民经济发展的契机。

据统计，目前全国人均占有电力装机容量仅为0.25千瓦，这一水平不到世界平均水平的一半，仅为发达国家的1/6到1/10。而且电力需求强度也与产业结构密切相关，产业结构一般在短时间内不会产生太明显变化，因此，今后的电力需求强度在短时间内不会迅速降低。保守估计，2004年电力消费弹性系数将保持在1.5左右。国际研究机构的一份权威资料显示，中国需要在未来10年每年投资140亿美元进行发电基础设施的扩建。因此，在深化电力体制改革和电力需求预测的基础上，应保持电力能源的适当增长率和建设速度，同时，更要从根本上转变能源发展观，制定高瞻远瞩的能源总体战略。这之中的主要内涵就是要--以节能，提高能源利用效率为战略出发点，优化产业结构调整和经济增长方式。

强化占总能耗六成的工业节能，将节约能源提升到基本国策的高度。如前所述，我国综合能源效率和单位产值能耗都与世界平均水平有较大差距，这说明我国在技术水平、管理水平和经济结构方面还比较粗放，存在着巨大的节能、节电潜力。过去20年我国GDP 翻两番能耗加倍；而丹麦GDP翻番能耗不增反降。我国已成为能源消耗大国，如果不改变经济增长方式，降低能耗，不久的将来，我们所面临的就不仅仅是缺电问题。温家宝总理在政府工作报告中已明确提出，"必须切实转变经济增长方式，各行业都要杜绝浪费，降低消耗，提高资源利用效率，形成有利于节约资源的生产模式和消费方式，建立资源节约型社会"。

从长远和宏观上考虑，产业结构调整是节电和节能的大战略。严峻的电力形势有利于优化产业结构和行业经济，应限制高耗能产业的过度发展并力推节能设备和节能技术。这里值得关注的是高耗能产业的增长方式。近几年，高耗能企业的发展速度远远超过预期，高耗能产业一时看是拉动了GDP的增长，但对于我们这个煤、水、石油等主要能源的人均拥有量远远低于世界平均水平的国家来说，却无异于饮鸩止渴。高耗能企业消耗了巨大的电力，但电价水平却远远低于大工业用电和居民生活用电，如果没有低廉的电价，高耗能企业的利润空间相当有限。他们所创造的效益和电力利用率相比，实在不成比例。据了解，许多发达国家已将高耗能转移到发展中国家来生产，而我们这个人口大国、人均资源小国如果再不限制高耗能，其结果不难预料。

例如，日本因为缺电，关掉了国内90％的电解铝厂。而我国今年一季度比去年更缺电，电解铝的投资却增加了40％。初步测算，关掉国内一半电解铝厂（250万吨/年），损失利润22亿元/年，但是省电369亿度/年的社会效益为数百亿元/年。另一方面，缺电300亿度/年GDP损失是1100亿元/年，利润损失137亿元/年。建设300亿度/年发、供电能力的投资是600亿元。因此，为了解决我国能源和电力紧张局面，应加强对高耗能产业的严格限制，倡导节能，尽快调整我国产业结构，实现从高耗能产业向低耗能产业的过渡。

从国民经济和社会发展全局高度看，必须切实转变经济增长方式，强化我国在技术、管理、效率上的比较优势和竞争力，转变能源消耗的低产出、低附加值状况。我们不是要做一个低效消耗大量不可再生能源的"制造大国"和"初中级产品加工厂"，而是要成为一个"制造强国"、"技术强国"。我国已处于工业化中期，与最终需求密切相关的结构提升是经济增长的中长期推动力量。在技术进步、消费结构升级和相关高成长性产业的拉动下，我国产业结构升级幅度会有增大趋势，而产业结构升级加快对经济增长的带动作用大约能持续8年，即从2003年开始到2011年，我国经济将保持上升趋势。