安徽省电网发展规划（2017—2021年）出炉啦！未来5年，该省电网发展的七大重点任务全在这里！
来源：北极星智能电网
安徽省电网发展规划
(2017—2021年)
(征求意见稿)
前 言
经济发展，电力先行。当前，安徽省委省政府确立了“决战决胜全面小康、建设‘五大发展’美好安徽”的宏伟目标。 电网作为现代基础设施体系的重要组成部分， 为经济社会发展提供了安全可靠的电力保障，建设坚强智能电网至关重要。
为贯彻落实安徽省五大发展行动计划，按照省委省政府推进现代基础设施体系建设工作的统一部署，根据《安徽省国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》、 国家《电力发展“十三五”规划》、《安徽省能源“十三五”发展规划》，制定本规划。
本规划坚持用新发展理念引领电网发展，以提高发展质量和效益为中心，以保障安全、优化结构、节能减排、协调发展为重点，努力构建清洁低碳、安全高效的坚强智能电网。 规划内容涵盖安徽省各级输配电网，规划期为2017—2021年， 重点阐述规划期内我省电网发展的指导思想和基本原则，明确主要目标和重点任务。本规划是电网发展的行动纲领和布局重大电网项目的重要依据。
一、发展基础
(一)取得成绩随着经济社会快速发展， 我省电力需求与日俱增，电网建设处于较快的发展阶段。在省委省政府的坚强领导下，近年来安徽电网发展取得了巨大成就。
输电网资源配置能力显著增强。 2013 年安徽建成世界首个商业运行的同塔双回特高压交流工程—皖电东送淮南至上海特高压交流工程， 2016 年建成淮南—南京—上海特高压交流输变电工程(安徽段)，电网进入特高压时代，进一步保障了“皖电东送”和省内电力配置需求。 500 千伏电网在东、中、西三个输电通道基础上，贯通第二条中部通道，同步加强通道间横向联络。 各市基本形成清晰的 220千伏地区电网结构， 全省分为 6 片运行。 截至 2016 年底，全省 220 千伏及以上变电容量 10138 万千伏安，线路 2.18万公里，分别是 2010 年的 1.98 倍和 1.51 倍。全网供电能力超过 3500 万千瓦，省际电力交换能力达到 1400 万千瓦，均为 2010 年的 1.75 倍，有力支撑了全省经济社会的快速发展。
配电网供电能力大幅提升。 开展配电网建设改造行动计划， 完成新增农网改造升级工程，启动小城镇(中心村)改造、 农村机井通电工程，基本解决了农村地区供电能力不足和电网安全水平不高、 “卡脖子”、低电压等突出问题。截至 2016 年底，安徽电网 110 和 35 千伏变电站共计 1664座，变电容量 6950 万千伏安，线路 3.75 万公里,分别是 2010年的 1.9 倍和 1.4 倍。户均配变容量由 2010 年的 1.18 千伏安提升至 2016 年的 2.48 千伏安。配电网供电能力整体充足，电网结构持续优化，供电可靠性水平大幅提高。
服务可再生能源并网卓有成效。 积极应对光伏、风电可再生能源井喷式发展，建立电网配套工程投资建设“绿色通道”，有效保障了可再生能源并网发电。截止 2016 年底，电网累计建成风电、光伏并网线路 567 公里，投资 6.05 亿元，满足全省 177 万千瓦风电、 345 万千瓦光伏发电项目的并网需求。 全省可再生能源发电装机容量占比由 2010年的 6.3%提高到 15.9%。
装备与智能化水平稳步提高。 全面开展电网标准化建设，推广应用通用设计、通用设备、通用造价和标准工艺，逐步更换老旧设备，装备水平大幅提高。 特高压技术在工程设计、施工调试等多项关键技术上取得重大突破并实际应用，淮南～上海 1000 千伏特高压交流输电示范工程建成投运， ±1100 千伏准东直流输电工程开工建设，技术处于世界领先水平。大电网调度运行能力不断提升，供电安全可靠水平有效提高。新能源发电并网等关键技术及成套装备取得突破。 截至 2016 年，累计建成智能化变电站 126座， 智能巡检技术(机器人巡检、 无人机巡线等)、 输变电设备状态检测、灾害检测平台等投入应用。在合肥市二环内、滨湖新区等地区系统性试点建设配网自动化系统。建成电动汽车充电基础设施城市级监控中心 1 座，信息采集监控站 3 个，实现高速公路服务区城际快充网络全覆盖。
电力体制改革持续深化。 积极推进电力体制改革，2016 年电力体制改革综合试点方案获国家发展改革委、能源局批复。积极推进输配电价改革试点工作， 2016—2018年输配电价获国家发展改革委批复。 出台电力直接交易规则、市场主体准入退出实施细则、市场管理委员会组建方案等指导性文件， 开展大用户与发电企业电力直接交易，2014 年国内首个大用户直接交易平台建成投运， 2016 年安徽电力交易中心有限公司挂牌成立， 注册市场主体 3500余家。 2016 年直接交易电量达 394 亿千瓦时，同比增长221%，全年降低企业电费约 54 亿元，有力支持我省工商业发展。开展增量配电业务试点工作，鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务，探索社会资本投资配电业务有效途径。
安徽电网发展取得成绩的同时，存在一些亟待解决的问题。 一是输电网结构仍需进一步优化。 特高压与省内电网联系薄弱，省内 500 千伏/220 千伏电网仍普遍保持电磁环网运行，存在因潮流转移导致线路过载的风险。宿州、亳州、黄山等市缺少 500 千伏变电站，仍依靠 220 千伏线路远距离输电。 二是配电网薄弱问题仍然存在。 城市配网网络结构不清晰，联络不合理， 10 千伏变电站出线间隔紧张。包括水电供区在内的农村局部地区配电线路供电半径偏大， “卡脖子”、低电压问题尚未完全解决，配电设备老化，运行年限较长，装备水平较低，高损耗配变、地埋线台区尚未完全改造。 三是电网智能化水平需进一步提高。
配电自动化建设需进一步加强。信息化、互动化水平需要整体提升，用电信息采集系统尚需完善，智能巡检技术需进一步提高。
(二) 面临形势“十三五”是全面建成小康社会的决胜期，深化改革的攻坚期，也是电网加快转型发展的重要机遇期。在环境资源约束不断增加，我省电力需求刚性增长的新时期，电网发展面临一系列新形势、新挑战。
1.电力需求保持中高速增长，电网建设需要进一步加快。
安徽人均 GDP 仅占全国平均水平的 73%左右，人均用电量仅占全国的 66%，远低于江浙沪发展水平，发展潜力较大。 2016 年安徽省全社会用电量 1795 亿千瓦时，同比增长 9.46%，全社会最大负荷 3490 万千瓦，同比增长10.8%，位居全国前列，当前发展势头较好。未来五年，安徽省将深入实施五大发展行动计划，积极推进美好安徽建设，全力实现 2020 年与全国同步建成小康社会的目标，经济社会发展预计仍将保持较快增长， 预计 2017—2021年 GDP 年均增长 8.5%左右， 电力需求仍将保持中高速增长。
当前特高压电网与省内 500 千伏电网联系较为薄弱，难以满足大规模接受区外来电的发展需求。同时，目前省内“纵向式、外送型”的 500 千伏骨干电网已不能适应省内电力需求快速增长的需要。 新型城镇化建设和美丽乡村建设对城乡配电网的供电能力、可靠性和服务质量都提出更高要求。为满足电能资源优化配置和供电可靠性的要求，应加快坚强智能电网建设。
2.可再生能源开发呈加快趋势， 源网发展需要进一步协调。
未来五年， 我省光伏、风电等可再生能源将实现跨越式发展。 金寨创建国家高比例可再生能源示范县，两淮地区积极推进采煤沉陷区国家光伏先进技术示范基地建设，滁州等地区稳步推进集中连片风电场建设，各地大力推广厂房、公共建筑等屋顶分布式光伏发电， 未来我省可再生能源并网需求较大。
同时可再生能源建设周期短，其快速发展导致区域电网间隔、廊道资源紧张，局部地区电网配套建设困难较多，网源协调难度加大。 为适应我省能源结构转型，需协调电源与电网的发展，充分发挥电网优化配置能源资源的作用。
3.多元化负荷不断增加， 电网智能化和需求侧管理水平需要进一步提升。
我省已出台关于加快电动汽车充电基础设施建设的实施意见，未来五年将持续推动电动汽车充电基础设施健康快速发展，为电动汽车的推广应用提供有利条件。同时随着电能替代的不断推进和相关政策的完善，电蓄冷、电储热等储能的经济利用成为可能。
为满足电动汽车、电蓄冷、电储热等多元化负荷的大规模接入，需要全面提升电网智能化水平，提升电网对多元化负荷的及时接纳能力和协调控制能力。 同时需要加强电力需求侧管理，提升电能管理水平，完善需求响应机制，充分发挥价格信号引导电力消费的作用。
4.电力改革深入推进，电网建设运营和管理模式需要进一步转变。
当前售电侧改革正稳步推进， 准许成本加合理收益原则的输配电价格核定机制已经形成; 电力直接交易平台投入运营，电力用户注册呈井喷趋势， 直接交易电量比例不断扩大; 6 个增量配电网试点已获得国家批复， 配售电业务将有序向社会资本放开，电网企业的功能定位和盈利模式将随之改变。
这将促进电网投资、建设和运营向着更加理性化的方向发展。市场主体逐渐成熟，发电和售电侧引入市场竞争，形成主体多元、竞争有序的交易格局。新型业态和商业模式创新不断涌现， 电力生产组织方式和行业生态将发生深刻改变， 市场在资源配置中的决定性作用开始发挥，成为引领电力工业发展的新方向。
二、指导思想、原则和目标
坚持用新发展理念引领发展行动，以提高发展质量和效益为中心，切实把发展着力点转到创新发展、协调发展、绿色发展、开放发展、共享发展上来。按照《安徽省五大发展行动计划》相关部署，紧紧围绕“坚定不移闯出新路，决战决胜全面小康，加快建设创新协调绿色开放共享的美好徽”的总目标，以市场需求和消除短板为导向，以加快转变电网发展方式为主线，以保障安全、优化结构、节能减排、协调发展为重点，以技术创新为支撑，着力保障电力供应安全，着力优化电网结构，着力促进产业升级，加快建设有效竞争的电力市场， 努力构建安全可靠、经济高效、 清洁环保、透明开放、友好互动的坚强智能电网，服务全省经济社会持续健康发展。
统筹兼顾，协调发展。 适应全省经济社会发展需求，融入能源工业发展长期战略，注重全面协调、统筹兼顾，努力实现发展与社会、电源与电网、各级电网协调发展。清洁低碳，绿色发展。 大力开展资源节约型、环境友好型电网建设，加快清洁能源配套电网建设。加快淘汰能耗高、效率低设备，推广节能新技术。全面加强线损、无功管理，强化电网高效清洁运行管理。提高终端用电效率，加快电力需求侧管理长效机制建设。
优化布局，安全发展。 坚持经济合理的原则， 加强电网建设， 建立多样化的电力输送通道，满足资源优化配置需求;优化电网结构， 构建规模合理、分层分区、安全可靠的电力系统， 提高电力抗灾和应急保障能力。保障民生，共享发展。 围绕城镇化、农业现代化和美丽乡村建设，以解决电网薄弱问题为重点，提高城乡供电质量，提升电力普遍服务水平。在革命老区、集中连片贫困地区实施电力精准扶贫。
智能高效，创新发展。 加强发输配用交互响应能力建设，构建“互联网+”智能电网，提高新能源接纳能力， 促进电能替代。大力推进科技装备创新，探索管理运营新模式，促进转型升级。深化改革，开放发展。 坚持市场化改革方向，健全市场体系，培育市场主体，推进电价改革，提高运营效率，构建有效竞争、公平公正公开的电力市场。
1.供应能力
预计 2021年，我省全社会最大负荷需求为 4759—5570万千瓦，年均增长为 6.4—9.8%; 全社会用电量 2436—2762亿千瓦时，年均增速 6.3—9.0%。
2.电网发展
以特高压和 500 千伏骨干网架为依托，优化配置能源资源，统筹各级电网协调发展，促进清洁能源开发利用，建成坚强智能电网。 推进城乡电网一体化发展，实现市域500 千伏站点全覆盖，县域 220 千伏站点全覆盖，乡镇 35千伏及以上站点全覆盖，完成与小康社会相适应的现代电网建设任务。
建成世界首座±1100 千伏特高压直流工程，基本形成皖沪苏浙一体化发展格局。增强 500 千伏通道间横向联系，将“纵向式、外送型”网架发展为“网格式、内需型”网架，2021 年安徽电网外送能力达到 2000 万千瓦以上， 供电能力达到 5600 万千瓦以上。全面推进地区 220 千伏网架结构升级， 主要围绕枢纽电源点形成合理环网结构。
到 2021 年，全面解决季节性负荷突增引起的供电紧张问题。中心城市(区)智能化建设和应用水平大幅提高，供电可靠率达到 99.993%，综合电压合格率达到 99.996%。城镇地区供电能力及供电安全水平显著提升，供电可靠率达到 99.981%，综合电压合格率达到 99.902%。乡村地区供电可靠率达到 99.931%，综合电压合格率达到 99.230%。
中心城市(区)、城镇、 乡村户均容量分别提升至 5.5、 4.0、2.6 千伏安/户，有效保障民生。
3.规模与投资
预计 2017—2021 年间电网累计投资达 1000 亿元以上，新增 220 千伏及以上线路长度 10713 公里、变电容量9500 万千伏安， 110—10 千伏线路 41657 公里、变电容量6173 万千伏安。
三、重点任务
推进安徽与省外、区外电网互联互通， 逐步形成安徽特高压电网在华东的枢纽地位。 2018 年建成±1100 千伏准东—皖南直流及其配套工程。 推进武汉—皖南、 驻马店—淮南、安庆特高压站、安庆—浙中等项目及配套工程前期工作。
有效衔接特高压电网发展，优化特高压近区 500 千伏网架，确保区外电力的合理疏散。满足负荷中心受电需求，围绕合肥经济圈、皖江城市带建设核心受端环网。消除局部供电瓶颈， 500 千伏电网向“网格式、内需型”网架转变，形成全省“五纵四横”骨干网架。
推进地区网架结构升级，加快枢纽变电站建设，构建坚强的 220 千伏环网结构，按轻重缓急解开淮北—蚌埠、阜阳—亳州、阜阳—淮南、淮南—蚌埠、合肥南北网、合肥—六安、芜湖—铜陵、铜陵—黄山之间电磁环网。到 2021年，全省 220 千伏电网分 12 片以上运行。加大偏远地区和负荷中心地区站点布局力度，解决局部地区 220 千伏网架结构薄弱、输电断面能力不足等问题。 保障煤矿、铁路等重要用户电力需求。
加强城镇配电网建设。 统一建设标准，规范住宅小区配电网建设。 紧密跟踪市区、县城、中心城镇和产业园区等经济增长热点，及时增加供电能力，消除城镇用电瓶颈。做好与城乡发展、土地利用有效衔接，将管廊专项规划确定入廊的电力管线建设规模、时序纳入配电网规划。简化设备种类，规范设备技术标准，优化配电设备配置。推广先进适用的节能型设备，实现绿色节能环保，提高配电网能效水平。
实施新一轮农网升级改造工程。 加快推进小城镇、中心村电网和农业生产供电设施改造升级，加大农网改造升级力度，推进城乡供电服务均等化进程，逐步提高农村电网信息化、自动化、智能化水平。 实施完成农村机井通电、中心村电网改造升级和小康电示范县建设任务。 2017 年，完成全部中心村农网升级改造，实现村村通动力电、 皖北地区机井通电全覆盖。 2018 年， 完成示范县建设，为全省农网改造升级工程树立标杆。 2020 年， 太湖、霍山等 6 县水电供区农网各项指标达到全省平均水平。积极跟踪美丽乡村建设进度，同步开展美丽乡村的电力设施改造，推进城乡电网建设一体化。
开展电力精准扶贫。 加大 31 个国家级、省级扶贫开发重点县和大别山集中连片特殊困难地区电网投资力度，保障贫困地区脱贫致富的生产生活用电。加强变电站布局建设，缩短供电半径，解决“最后一公里”问题。结合农村人居环境整治，加快贫困地区、边远地区等电网薄弱地区的电网升级改造，保障异地搬迁群众供电，加大配电线路、配电台区和低压进户线改造力度，全面解决户均供电容量低、安全隐患多等问题。
提前开展省网灵活性需求研究，为未来省内火电机组挖掘调峰能力、提升系统灵活性奠定基础。着力推动两淮采煤沉陷区、 金寨等可再生能源集中区域电网建设，满足可再生能源电源集群送出需求。 认真落实国家关于推动能源生产和消费革命的战略部署，优化配电网结构，建设智能配电网，适应分布式电源点多面广的发展特点，满足分布式能源的灵活接入与高效利用。
提高电网接纳和优化配置多种能源的能力，满足多元用户供需互动，加快建设网架坚强、广泛互联、高度智能、开放互动的智能电网，涵盖“发输变配用调”六大环节，全面提升电网智能化水平。推行骨干通信网及终端通信接入网建设，鼓励建设智能风电场、光伏电站等设施及基于互联网的智慧运行云平台。 完善电力需求侧管理公共平台建设，整合系统大数据资源，提高电力需求响应能力。 推广应用在线监测、状态诊断、防灾减灾技术、智能巡检系统，全面建设智能化变电站，重点推进全省配电自动化系统建设，进一步提升全省电网自动化水平，加强地区智能电网调度系统建设及评价管理工作，普及应用双向智能电表，积极建设充电桩等配套基础设施。
在居民采暖、工业与农业生产、交通运输、电力供应与消费等众多领域推广电能替代， 特别要加快充电基础设施建设，将我省打造成为竞争力强、布局合理、网络健全、应用领先的电动汽车充电基础设施快速发展地区。 研究鼓励支持电能替代的资金、电价等政策和技术服务手段，逐步提高电能占终端能源消费中的比例，提高电气化水平。
积极争取国家专项基金用于电能替代配套电网改造，电网企业也要安排专项资金用于红线外供配电设施的投资建设，并建立提前介入、主动服务、高效运转的“绿色通道”，按照客户需求做好布点布线、电网接入等服务工作。
将合理配电网建设改造投资纳入相应配电网企业有效资产，合理运营成本计入输配电准许成本，科学核定分用户类别、分电压等级输配电价。充分发挥价格信号引导电力消费的作用， 扩大峰谷电价价差，合理设定低谷时段，降低低谷用电成本; 结合电力体制改革进程，推动建立发输供峰谷分时电价机制。
推进电力体制改革，建立符合安徽经济社会发展需要的电力市场机制，逐步健全安徽电力市场体系。 通过试点示范，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，调动电网企业和社会各类资本参与配电网建设的积极性。培育多元化的售电侧市场竞争主体，实现电力电量平衡由计划手段为主过渡到以市场手段为主，建成遵循市场经济基本规律和电力工业运行客观规律的电力市场。
四、规划实施
按照省委省政府“五大发展行动计划”的决策部署，统一思想，加强组织领导。在省政府推进现代基础设施体系建设工作领导小组的统一领导下，建立以省能源局牵头、相关职能部门积极配合、市县政府和电力企业细化落实的电力规划实施工作机制。整合发挥相关单位和机构优势资源，加强对电力重大战略问题的研究和审议，推动规划实施。
省能源局负责本规划的编制、评价工作。各有关部门依照职责分工，完善并落实各项配套支持政策，加强政策普及和舆论引导，为电力项目建设营造高效顺畅的社会环境。各市县政府、规划主管部门将本规划项目纳入各级城乡总体规划和土地利用规划，切实维护规划严肃性，对变电站建设用地和输电线路廊道予以严格保护。电力企业根据规划的电网建设任务，加快推动项目前期工作，明确时间节点，确保项目如期开工和竣工达产。
加强规划协调，衔接国家规划与省级规划，省级规划与市县规划，协商重大电力项目布局、规模和时序，协调电网与电源项目。 加强规划对接，及时协调落实厂址、站址、走廊通道资源和项目用地，协调电力建设与城镇发展的矛盾，确保电力建设项目顺利实施。
建立健全电力规划实施监督考核机制，会同相关部门定期组织开展监督检查和考核评价，编制并发布规划实施情况监管报告。加强电网公平开放政策执行情况的监管，确保新建电源公平无歧视接入电网。跟踪分析规划实施情况，掌握主要目标和任务完成。
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