山西省配电网投资运营分析报告
(一)局部地区运配网线站老旧问题突出
根据国家发改委、国家能源局《输配电定价成本监审办法(试行)》关于110千伏以下配电线路、变电设备折旧年限中值20年统计，山西省投运20年以上配网线路598条，占配网线路的11.4%;配网变电站(变台)825座，占在运变电站的4.2%。
运行超过30年的10千伏变台、线路大部集中在城郊结合地区。近几年国家不断投入资金改造，山西还有近60%的设备达不到要求，用电安全隐患较为突出。
(二)满足n-1要求线站比重较低
110千伏、35千伏线路满足n-1要求的比重较高，而10千伏线路比重偏低，仅有31.1%。110、35千伏线路中因存在多级串供结构，导致运行方式不灵活和可靠性较差的问题突出。10千伏线路由于联络率较低，分段数偏少，致使互供互带能力不足，特别是农电线路联络率仅为11%，n-1通过率9.86%，成为影响山西农网供电可靠性的主要因素。
110、35千伏变电站中单电源、单主变占比较高，调研发现，单电源变电站115座，占比为10.1%;单主变94座，占比为8.2%。安全隐患问题突出。
(三)大量配电线路长度超过合理半径
山西110千伏线路平均长度12.3千米，35千伏为9.4千米，10千伏为10.7千米，而不同区域的线路平均长度差距较为明显。
110千伏和35千伏线路中最短的为太原，最长的为忻州，分别相差1.1倍和2.2倍;10千伏线路中最短的为阳泉，最长的为晋中，相差6.9倍。省电力公司所属线路平均长度8.2千米，晋能集团公司所属线路平均长度18.7千米，相差1.2倍。
(四)超出合理供电半径的10千伏线路比重高
10千伏线路的合理供电半径在A、B类区域为应3千米，C类区域5千米，D类区域15千米。山西省10千伏线路5568条，超出合理供电半径达到1006条，占18.1%，平均每个县有8条。
(五)配电线路电缆化、绝缘化率过低
山西电缆线路总长2841千米，占配电线路总长的4.3%;架空线路45615.9千米，绝缘率仅为7.9%。线路缆化率和绝缘率过低，与全国平均水存在很大差距。
(六)配网线站负荷不均衡
按照变电站(变台)经济运行负载率50-70%统计，2014年，运行在合理负载区间的变电站(变台)8116座，占43.6%，而轻载或重载区间的变电站(变台)占比高达56.4%。
变电站(台区)轻载和重载问题突出，对检修或故障时负荷转移带来困难。如晋城陵川县工业园区，园区内高危用户多，仅有一座双电源10千伏开闭所;35千伏安阳站、城西站2014年容载比均在70%以上，存在较大安全隐患。
以经济运行负载率50-70%统计，山西省运行在合理负载区间的配电线路1520条，仅占28.9%，而轻载和重载线路占比达到71.1%。
(七)抗灾能力不足
2015年4月，山西省北部电网遭遇冰冻寒潮天气，不同区域电网尚未开展电网差异化设计，多地输电线路发生不同程度的覆冰跳闸。10千伏及以上输电线路发生跳闸433条。
(八)配网自动化程度偏低
目前，山西只有太原、大同少量区域开展了配电自动化试点建设，县级区域中的汾阳、潞城开展了配电自动化试点，覆盖率仅为3.16%，且配网变电站功能单一，系统交互能力较差，整体水平与国内先进水平有明显差距。
(九)满足居民用电服务到户要求有较大差距
1、“一户一表”改造滞后
到2015年底，山西省已改造完成127.8万户，占到需改造数的32.4%。由于没有实现“一户一表”直供到户改造，合表户通过物业等中间环节供电，到户电价高，供电容量小，影响居民用电质量，侵害了消费者合法权益。山西户表改造力度和进度与国家要求相比严重滞后。
2、城乡结合部停电问题突出
2014年至2015年上半年，12398能源监管投诉举报热线受理的2249件有效信息中，涉及城乡结合部停限电投诉为697件，占到31.1%。城市配网建设明显滞后经济社会发展，尤其是城乡结合部，配网线路和设备重过载、损毁等情况时有发生，停限电问题突出。
