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随着经济的发展，社会用电量在逐年加大。而山西省多年来电价调整幅度均低于全国平均调配价水平，全省销售电价、购销价差在全国也均处于较低水平，使电网供电环节相应的供电成本和财务费用得不到补偿，电网经营困难的局面将进一步加剧。
一、山西电网建设中存在的主要问题
（一）500kV网架薄弱，存在落不下、送不出的问题
主网架薄弱的问题未得到根本解决，系统内主要断面电磁环网长期压极限运行。由于500kV电网薄弱，稳定极限偏低，影响北电南送。
随着一批新电厂以500kV电压等级接入电网， 500kV网架得到加强，与华北电网的联系更加紧密，但500kV变电站除临汾外均为单主变运行，且上网机组容量与主变容量不配套，不能满足主变“N－1”方式的要求，“落不下、送不出”的问题亟待解决。
（二）220kV电网容载比偏低，结构性矛盾突出
220kV布点不足，部分变电站过载，网内单变、单线变电站比例大，满载设备多，健康水平不高，特别是地质条件复杂，采空区、重污区分布广，使电网运行的不稳定因素大大增加，电网运行承担着巨大的安全风险，多数地区变电站互供能力有限。
（三）110kV及以下电网供电能力不足，互供能力不强
110kV电网“T”接线路较多，单线单变比例偏高，供电可靠性和互供能力不足。如省城繁华地带的城北、城西、城南、亲贤、广场变电站负荷率均在83%以上，停电检修困难，存在严重的安全隐患，随着用电负荷的迅速增长，急需增加布点和变电容量。
由于供电贴费的取消，中低压配网的建设和维护没有相应的资金来源，且山西地区经济落后，政府难以给电网建设投入资金并给予可能的优惠政策。10kV配网设备抵御外力破坏能力差、运行方式缺乏灵活性，对故障的反映能力相对较差以及线路、配变过负荷等问题逐渐凸显。
（四）老旧设备大量存在，运行维护压力较大
输电线路方面，运行时间超过25年的主网线路有88条，其中220kV线路14条，110kV线路74条。现运行的铝线圈薄绝缘老旧变压器117台，占全省110kV及以上变压器总数的20.7%。开关及刀闸方面，全省主网断路器无油化率仅为69.3%，35、110、220kV三个电压等级的无油化率仅在50%左右，与全国平均水平差距较大。35kV及以上、运行20年以上的老旧油开关530台，33台220kV开关存在遮断容量不足问题。运行15年以上的老旧刀闸110kV 802组、220kV 126组，占总数的14.6%，老旧开关类设备超期服役、超期检修问题十分突出。老旧变电站方面，运行20年以上的老旧变电站107座，其中220kV变电站16座，110kV变电站91座。普遍存在架构老化、二次电缆老化、设备超期服役等问题，亟需加大更换改造力度。
（五）电网电压问题
由于无功电源不足，在大负荷期间一些站点电压低，均在210kV以下，不满足运行要求，需限电运行；在万家寨停机期间，忻朔电网电压偏低，原平、匡村220kV母线电压在210kV左右。
（六）短路容量不断上升，威胁电网安全
随着大电源的投产和电网的加强，220kV短路容量不断上升，冶峪、赵家山等站220kV母线短路容量已接近或超过设备额定遮断容量，电网安全运行受到威胁。
（七）自动化水平参差不齐
经过近年来的建设，总投资近2亿元的保护和调度自动化工程已基本完成，通信系统的设备也步入了全国的先进行列。目前主要是营销自动化系统建设方面较为滞后，急需进行营销自动化、关口集抄系统、负控系统的升级以及计量设备的更新。
二、山西电网企业电价工作存在的主要问题
（一）合理的电价机制尚未建立，电网电价改革面临较多的不确定性
当前输配电价缺乏清晰规范的核定办法。国家发改委颁布的输配电价改革办法中对有效资产的界定、折旧的确认、运营成本的核定等规定不具体，没有建立合理的输配电价调整机制，销售侧和上网侧、输配环节没有形成联动机制，电价无法及时有效地向用户传递市场价格的变动情况，电网环节积聚了上下游价格波动的风险。
部分省级电网购销差价较大，在当前有效资产核定办法和价格成本监审办法没有出台的情况下，政府按新机制核定的输配电价，有可能低于现行购销差价水平。
成本管理策略对输配电价的确定产生很大影响。在成本加收益管制方式下，过度降低电网成本，将同时使输配电价水平降低。过度降低线损率不仅直接影响销售电价水平，也缩小了适应监管的空间。
（二）电网资本金短缺，电网持续发展受到严重制约
“十一五”期间，电力负荷的快速增长以及电源项目的陆续建成投产，给电网运行、生产经营等方面带来的压力日益突出，电网建设滞后的矛盾也进一步显现，因此加快电网建设刻不容缓。但是，随着供电贴费的取消，电网企业的平均固定成本急剧增加，电网企业用于发展的资本性资金来源锐减。电网企业折旧资金不足，税后利润微薄，用于电网建设投资的资本金和还贷资金严重缺乏，与加快电网建设的需求形成了突出的矛盾。为了加快电网建设步伐，融资需求持续增加。执行新企业会计准则后，省公司折旧率水平从5.23%提高到了7.43%，虽然对资本金紧张局面有所缓解，但年增折旧资金不到5亿元，不能从根本上解决问题。尤其是目前资产负债率已高达79 %，巨额的偿债压力与弱化的还贷能力已形成尖锐的矛盾，电网企业的持续、健康发展受到严重制约。
（三）销售电价分类亟待完善
目前，全国仍然沿用水电部于1976年颁发的《关于颁发〈水电价格〉的通知》（水电财字第67号）规定的电价说明。许多新电价政策不断出台，其配套说明未及时修订。一是社会不断发展使得劳动分工越来越细，随着新兴用电行业的产生以及各类用电行业的不断变化，原有电价说明趋于老化，部分新电价类别和新用电项目的电价政策界定不够分明，加大了电价执行难度。二是目前电价结构考虑政策因素较多，考虑效率因素较少。三是电价结构繁简失衡。用电量较少、用户数量较多的中小用户电价结构较繁；用电量较多、用户数量较少的大用户电价结构较简，不能充分反映用户用电负荷特性差异。四是对优质优价原则体现不够。对供电可靠性要求较高的用户供电与一般用户没有区别。五是目录电价政策内容存在交叉现象。现行国家目录电价类别繁多，对于某一特定用户，会出现各种电价错综复杂的情况。如：火车站的用电应按商业用电分类，其各类信号灯则应按非居民照明电价执行，铁路、地下铁路（包括照明）等动力用电又属于非工业电价；此外，铁路供电系统由铁路局供电段统一管理，315千伏安以上的电气化铁路牵引用电却属于大工业电价。
对以上问题课题组经过认真调查、分析，认为解决的最好办法是合理测算电网输配电价。
三、电网输配电价测算总体思路及方法
（一）测算思路
1.合理划分共用网络和专用网络
2.对共用网络按照电压等级合理划分有效资产和成本费用
3.对共用网络按照电压等级合理确定其准许收益
4.税金。根据国家有关规定，结合本省实际情况，计入输配电价的税金包括增值税、营业税、城建税及教育费附加。
（二）输配电价测算步骤（以2005年为测算期）
1.基本数据准备
2005年期末共用网络固定资产净值21021555千元、无形资产28590千元、流动资产8028752千元、期初在建工程1347028千元、测算期科技投入费39890千元、测算期有效固定资产折旧费1938837千元、运行维护费3323398千元、测算期期末资产负债率79%、长期贷款利率6.39%、测算期五年国债利率3.81%、测算期应交增值税1680700千元、营业税8944千元、城建税108026千元、教育费附加48691千元、测算期总销售电量7411255582(千千瓦时)、测算期线路总长度66823.7公里。
2.输配电价水平测算（以2005年为测算期）
按照以上思路进行测算，山西电网2005年准许成本为7532953千元，准许收益为1830107千元，计价税金为1846360千元，按当年售电量64199105千千瓦时计算，山西电网2005年输配电价应为0.1764元/千瓦时。如果与国家公布的口径一致（含农网部分），应达到192元/千瓦时。
如果按照每个电压等级确定输配电价，需要在各电压等级间分配成本费用（包括折旧费和运行维护费），并且下一电压等级应合理分摊上一电压等级的成本费用。费用分配的合理关键在确定分配标准，按照费用与分配标准的相关性并结合经验为不同的费用项目制定了不同的分配标准，鉴于资料所限，采用了供购电量作为分配标准。首先将调整后的准许成本7532953千元在上网的四个电压等级（500KV、220KV、110KV、35KV）间按购电量分配；其次将220KV等级自身分配的费用加上从500KV等级分配来的费用在110KV、35KV、10KV和用户间按售电量分配，依次层层分配，最终将准许成本分配到各电压等级的用户。其中各电压等级的损失电量都在各电压等级间进行了分配（都分配给了用户）。计价税金和准许收益也按各电压等级分配的成本费用占总准许成本的比例进行了分配。
（三）结论
山西电网目前执行的输配电价为每千千瓦时138元 ，测算出的输配电价每千千瓦时为192元。2005年度，公司购售差价为111元/千千瓦时，居中游水平。购售电价差小，电网供电环节相应的供电成本和财务费用得不到完全补偿，随着电网建设的投入加大，供电环节的经营困难将进一步加剧。
目前的利润空间要保证完成国资委要求的利润水平增长20%的目标难度是很大的，电网公司为完成这一目标，采取大力压缩成本的措施，使电网欠账的问题突出。山西省电网与电源的投资比按调度统计的容载比测算应该在1.5：1的水平，目前购售差价与投资比重严重不配比，使电源容量增长的同时，电网配套跟不上，将进一步加剧电网“卡脖子”问题。随着高于平均购电价格的新投产机组的相继投运，购售电价差呈逐步缩小的态势。由于购售电价差小，山西省电网供电环节相应的供电成本和财务费用得不到完全补偿，省公司主营业务盈利能力不强，电网持续发展能力不足。为满足山西省建设新型能源和工业基地的战略目标，保证山西电网“十一五”发展规划的顺利实施，为促进山西电网持续健康发展，合理的输配电价应确定在每千千瓦时192元左右。
一、山西电网建设中存在的主要问题
（一）500kV网架薄弱，存在落不下、送不出的问题
主网架薄弱的问题未得到根本解决，系统内主要断面电磁环网长期压极限运行。由于500kV电网薄弱，稳定极限偏低，影响北电南送。
随着一批新电厂以500kV电压等级接入电网， 500kV网架得到加强，与华北电网的联系更加紧密，但500kV变电站除临汾外均为单主变运行，且上网机组容量与主变容量不配套，不能满足主变“N－1”方式的要求，“落不下、送不出”的问题亟待解决。
（二）220kV电网容载比偏低，结构性矛盾突出
220kV布点不足，部分变电站过载，网内单变、单线变电站比例大，满载设备多，健康水平不高，特别是地质条件复杂，采空区、重污区分布广，使电网运行的不稳定因素大大增加，电网运行承担着巨大的安全风险，多数地区变电站互供能力有限。
（三）110kV及以下电网供电能力不足，互供能力不强
110kV电网“T”接线路较多，单线单变比例偏高，供电可靠性和互供能力不足。如省城繁华地带的城北、城西、城南、亲贤、广场变电站负荷率均在83%以上，停电检修困难，存在严重的安全隐患，随着用电负荷的迅速增长，急需增加布点和变电容量。
由于供电贴费的取消，中低压配网的建设和维护没有相应的资金来源，且山西地区经济落后，政府难以给电网建设投入资金并给予可能的优惠政策。10kV配网设备抵御外力破坏能力差、运行方式缺乏灵活性，对故障的反映能力相对较差以及线路、配变过负荷等问题逐渐凸显。
（四）老旧设备大量存在，运行维护压力较大
输电线路方面，运行时间超过25年的主网线路有88条，其中220kV线路14条，110kV线路74条。现运行的铝线圈薄绝缘老旧变压器117台，占全省110kV及以上变压器总数的20.7%。开关及刀闸方面，全省主网断路器无油化率仅为69.3%，35、110、220kV三个电压等级的无油化率仅在50%左右，与全国平均水平差距较大。35kV及以上、运行20年以上的老旧油开关530台，33台220kV开关存在遮断容量不足问题。运行15年以上的老旧刀闸110kV 802组、220kV 126组，占总数的14.6%，老旧开关类设备超期服役、超期检修问题十分突出。老旧变电站方面，运行20年以上的老旧变电站107座，其中220kV变电站16座，110kV变电站91座。普遍存在架构老化、二次电缆老化、设备超期服役等问题，亟需加大更换改造力度。
（五）电网电压问题
由于无功电源不足，在大负荷期间一些站点电压低，均在210kV以下，不满足运行要求，需限电运行；在万家寨停机期间，忻朔电网电压偏低，原平、匡村220kV母线电压在210kV左右。
（六）短路容量不断上升，威胁电网安全
随着大电源的投产和电网的加强，220kV短路容量不断上升，冶峪、赵家山等站220kV母线短路容量已接近或超过设备额定遮断容量，电网安全运行受到威胁。
（七）自动化水平参差不齐
经过近年来的建设，总投资近2亿元的保护和调度自动化工程已基本完成，通信系统的设备也步入了全国的先进行列。目前主要是营销自动化系统建设方面较为滞后，急需进行营销自动化、关口集抄系统、负控系统的升级以及计量设备的更新。
二、山西电网企业电价工作存在的主要问题
（一）合理的电价机制尚未建立，电网电价改革面临较多的不确定性
当前输配电价缺乏清晰规范的核定办法。国家发改委颁布的输配电价改革办法中对有效资产的界定、折旧的确认、运营成本的核定等规定不具体，没有建立合理的输配电价调整机制，销售侧和上网侧、输配环节没有形成联动机制，电价无法及时有效地向用户传递市场价格的变动情况，电网环节积聚了上下游价格波动的风险。
部分省级电网购销差价较大，在当前有效资产核定办法和价格成本监审办法没有出台的情况下，政府按新机制核定的输配电价，有可能低于现行购销差价水平。
成本管理策略对输配电价的确定产生很大影响。在成本加收益管制方式下，过度降低电网成本，将同时使输配电价水平降低。过度降低线损率不仅直接影响销售电价水平，也缩小了适应监管的空间。
（二）电网资本金短缺，电网持续发展受到严重制约
“十一五”期间，电力负荷的快速增长以及电源项目的陆续建成投产，给电网运行、生产经营等方面带来的压力日益突出，电网建设滞后的矛盾也进一步显现，因此加快电网建设刻不容缓。但是，随着供电贴费的取消，电网企业的平均固定成本急剧增加，电网企业用于发展的资本性资金来源锐减。电网企业折旧资金不足，税后利润微薄，用于电网建设投资的资本金和还贷资金严重缺乏，与加快电网建设的需求形成了突出的矛盾。为了加快电网建设步伐，融资需求持续增加。执行新企业会计准则后，省公司折旧率水平从5.23%提高到了7.43%，虽然对资本金紧张局面有所缓解，但年增折旧资金不到5亿元，不能从根本上解决问题。尤其是目前资产负债率已高达79 %，巨额的偿债压力与弱化的还贷能力已形成尖锐的矛盾，电网企业的持续、健康发展受到严重制约。
（三）销售电价分类亟待完善
目前，全国仍然沿用水电部于1976年颁发的《关于颁发〈水电价格〉的通知》（水电财字第67号）规定的电价说明。许多新电价政策不断出台，其配套说明未及时修订。一是社会不断发展使得劳动分工越来越细，随着新兴用电行业的产生以及各类用电行业的不断变化，原有电价说明趋于老化，部分新电价类别和新用电项目的电价政策界定不够分明，加大了电价执行难度。二是目前电价结构考虑政策因素较多，考虑效率因素较少。三是电价结构繁简失衡。用电量较少、用户数量较多的中小用户电价结构较繁；用电量较多、用户数量较少的大用户电价结构较简，不能充分反映用户用电负荷特性差异。四是对优质优价原则体现不够。对供电可靠性要求较高的用户供电与一般用户没有区别。五是目录电价政策内容存在交叉现象。现行国家目录电价类别繁多，对于某一特定用户，会出现各种电价错综复杂的情况。如：火车站的用电应按商业用电分类，其各类信号灯则应按非居民照明电价执行，铁路、地下铁路（包括照明）等动力用电又属于非工业电价；此外，铁路供电系统由铁路局供电段统一管理，315千伏安以上的电气化铁路牵引用电却属于大工业电价。
对以上问题课题组经过认真调查、分析，认为解决的最好办法是合理测算电网输配电价。
三、电网输配电价测算总体思路及方法
（一）测算思路
1.合理划分共用网络和专用网络
2.对共用网络按照电压等级合理划分有效资产和成本费用
3.对共用网络按照电压等级合理确定其准许收益
4.税金。根据国家有关规定，结合本省实际情况，计入输配电价的税金包括增值税、营业税、城建税及教育费附加。
（二）输配电价测算步骤（以2005年为测算期）
1.基本数据准备
2005年期末共用网络固定资产净值21021555千元、无形资产28590千元、流动资产8028752千元、期初在建工程1347028千元、测算期科技投入费39890千元、测算期有效固定资产折旧费1938837千元、运行维护费3323398千元、测算期期末资产负债率79%、长期贷款利率6.39%、测算期五年国债利率3.81%、测算期应交增值税1680700千元、营业税8944千元、城建税108026千元、教育费附加48691千元、测算期总销售电量7411255582(千千瓦时)、测算期线路总长度66823.7公里。
2.输配电价水平测算（以2005年为测算期）
按照以上思路进行测算，山西电网2005年准许成本为7532953千元，准许收益为1830107千元，计价税金为1846360千元，按当年售电量64199105千千瓦时计算，山西电网2005年输配电价应为0.1764元/千瓦时。如果与国家公布的口径一致（含农网部分），应达到192元/千瓦时。
如果按照每个电压等级确定输配电价，需要在各电压等级间分配成本费用（包括折旧费和运行维护费），并且下一电压等级应合理分摊上一电压等级的成本费用。费用分配的合理关键在确定分配标准，按照费用与分配标准的相关性并结合经验为不同的费用项目制定了不同的分配标准，鉴于资料所限，采用了供购电量作为分配标准。首先将调整后的准许成本7532953千元在上网的四个电压等级（500KV、220KV、110KV、35KV）间按购电量分配；其次将220KV等级自身分配的费用加上从500KV等级分配来的费用在110KV、35KV、10KV和用户间按售电量分配，依次层层分配，最终将准许成本分配到各电压等级的用户。其中各电压等级的损失电量都在各电压等级间进行了分配（都分配给了用户）。计价税金和准许收益也按各电压等级分配的成本费用占总准许成本的比例进行了分配。
（三）结论
山西电网目前执行的输配电价为每千千瓦时138元 ，测算出的输配电价每千千瓦时为192元。2005年度，公司购售差价为111元/千千瓦时，居中游水平。购售电价差小，电网供电环节相应的供电成本和财务费用得不到完全补偿，随着电网建设的投入加大，供电环节的经营困难将进一步加剧。
目前的利润空间要保证完成国资委要求的利润水平增长20%的目标难度是很大的，电网公司为完成这一目标，采取大力压缩成本的措施，使电网欠账的问题突出。山西省电网与电源的投资比按调度统计的容载比测算应该在1.5：1的水平，目前购售差价与投资比重严重不配比，使电源容量增长的同时，电网配套跟不上，将进一步加剧电网“卡脖子”问题。随着高于平均购电价格的新投产机组的相继投运，购售电价差呈逐步缩小的态势。由于购售电价差小，山西省电网供电环节相应的供电成本和财务费用得不到完全补偿，省公司主营业务盈利能力不强，电网持续发展能力不足。为满足山西省建设新型能源和工业基地的战略目标，保证山西电网“十一五”发展规划的顺利实施，为促进山西电网持续健康发展，合理的输配电价应确定在每千千瓦时192元左右。