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《规划》中明确2017—2021年新能源接入规划。服务金寨创建国家高比例可再生能源示范县建设，满足金寨地区570万千瓦可再生能源接入需求。围绕两淮采煤沉陷区等光伏领跑者示范基地建设，加强规划研究，引导光伏发电有序开展，满足光伏发电接入需求。
《规划》还指出，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。开展金寨分布式电源与多元化负荷高效接纳综合示范工程、金寨可再生能源发电集群示范工程建设，实现金寨分布式电源100%消纳。
安徽省电网发展规划(2017—2021年)
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》和《安徽省能源发展“十三五”规划》，制定本规划。
一、发展基础
随着经济社会快速发展，我省电力需求与日俱增，电网建设处于较快发展阶段，电网发展取得明显成绩。
1.输电网资源配置能力显著增强。2013年建成世界首个商业运行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)，有力保障了“皖电东送”和省内电力配置需求。500千伏电网在东、中、西3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。各设区市基本形成清晰的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。
2.配电网供电能力大幅提升。加强城乡配电网建设，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110千伏和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2.58千伏安。
3.服务可再生能源并网卓有成效。积极应对光伏、世纪新能源网可再生能源井喷式发展，建立电网配套工程建设“绿色通道”，有效保障了可再生能源并网发电。截至2016年底，电网累计建成世纪新能源网、光伏并网线路567公里，投资6.05亿元，满足全省177万千瓦世纪新能源网、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%。
4.装备与智能化水平稳步提高。全面开展电网标准化建设，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。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。截至2016年底，建成智能化变电站126座，机器人巡查和无人机巡线等智能巡检技术、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。
5.电力体制改革持续深化。电力体制改革综合试点和输配电价方案等获国家批复，电力体制改革实施意见、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政策性文件陆续出台。开展电力直接交易，2014年国内首个直接交易平台建成投运;2016年省电力交易中心有限公司挂牌成立，注册市场主体3500余家，直接交易电量394亿千瓦时、同比增长221%，全年降低企业电费约54亿元。宁国河沥园区等6个增量配电试点项目获国家批准。
与此同时，安徽电网发展还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。部分500千伏变电站单台主变运行，对地区电网支撑能力不足;500千伏/220千伏电网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，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，变电站的10千伏出线间隔紧张。水电供区等农村局部地区配电线路供电半径偏大，“卡脖子”、低电压等问题尚未完全解决;配电设备装备水平较低，高损耗配变、地埋线台区尚未完全改造等。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。
“十三五”时期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强，我省电力需求保持刚性增长的情况下，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。2016年，我省全社会用电量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，发展势头较好。但我省人均用电量仅为全国的66%，用电增长空间较大。未来五年，电力需求与经济社会发展仍将保持同步增长，电网建设必须满足500千伏骨干网架向“网格式、内需型”转变要求，新型城镇化建设和美丽乡村建设需要，以及区外来电发展需求等。
2.可再生能源开发呈加快趋势，网源发展需要进一步协调。随着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，金寨县创建国家高比例可再生能源示范县，滁州等地稳步推进世纪新能源网场建设，各地大力推广厂房、公共建筑等屋顶分布式光伏发电，我省可再生能源发展仍处于快速增长阶段。未来五年，在合理规划电源项目布局的同时，电网建设要适应光伏、世纪新能源网等项目建设周期短的需求，克服区域电网间隔和廊道资源紧张等困难，进一步协调电网与电源发展。
3.多元化负荷不断增加，电网智能化水平需要进一步提升。随着电动汽车推广应用、电能替代持续推进及相关政策不断完善，我省将加快推动电动汽车充电基础设施建设，电蓄冷、电储热等储能经济利用成为可能。未来五年，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，以及电力需求侧管理的要求，需要全面提升电网智能化水平，适应电网对多元化负荷的及时接纳和协调控制。
4.电力改革深入推进，电网投资建设和运营管理模式将发生变化。随着输配电价核定机制的形成、增量配电业务的放开，新型业态和商业模式创新不断涌现，电力市场化体系逐步形成，市场在资源配置中的决定性作用进一步凸显。未来五年，电网企业功能定位和盈利模式将发生变化，电网投资建设和运营管理方式也将随之改变。
二、指导思想、原则和目标
(一)指导思想。
全面贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神，深入贯彻习近平总书记系列重要讲话特别是视察安徽重要讲话精神，坚持创新、协调、绿色、开放、共享发展理念，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，为坚定不移闯出新路、决战决胜全面小康、建设五大发展美好安徽提供有力支撑。
(二)基本原则。
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，努力实现电源与电网、各级电网之间协调发展。
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、新产品，全面加强线损、无功、运行和需求侧管理。
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。
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，提高可再生能源接纳能力，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，推进输配电价和增量配电业务改革，构建有效竞争、公平公正公开的电力市场。
优化布局，安全发展。优化电网结构，建立多样化的电力输送通道，满足资源优化配置需求;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。
(三)发展目标。
预计到2021年，我省全社会最大负荷需求为4759—5104万千瓦，年均增长6.4%—7.9%;全社会用电量2436—2625亿千瓦时，年均增长6.3%—7.9%。
1.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，推动坚强智能电网建设。加快城乡电网一体化发展，实现市域500千伏站点、县域220千伏站点、乡镇35千伏及以上站点全覆盖，建成与全面小康社会相适应的现代电网。
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。全面加强500千伏电网建设，网架结构从“纵向式、外送型”升级为“网格式、内需型”。到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。中心城市(区)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。
2.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5074万千伏安。
三、重点任务
(一)加强骨干网架建设，提高资源配置能力。
推进与省外、区外电网互联互通，逐步形成我省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，适时推进安庆特高压站、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。满足负荷中心受电需求，建设合肥经济圈、皖江城市带核心受端环网。消除局部供电瓶颈，提高供区电力保障能力。全省500千伏电网升级为“网格式、内需型”“五纵四横”的骨干网架。
(二)优化地区电网结构，提高系统安全水平。
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，有序解开淮北蚌埠、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220千伏电网分为12片以上运行。增加偏远地区和负荷中心变电站落点，着力解决局部地区220千伏网架结构薄弱、输电断面能力不足等问题。有效保障煤矿、铁路等重要用户电力需求。
(三)统筹城乡配网建设，实现电力均等化服务。
加强城镇配电网建设。紧密跟踪市区、县城、中心城镇和产业园区等经济增长热点，不断提升供电能力，消除城镇用电瓶颈。加强各地配电网规划与城乡发展、土地利用、城市管廊等规划有效衔接。规范住宅小区配电网建设，统一建设标准。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。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，完成小康电示范县建设，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生产生活用电需求。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，保障易地搬迁群众供电。加强变电站布局建设，缩短供电半径，解决“最后一公里”问题。
(四)提高电网接纳能力，助力新能源发展。
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。
(五)推进智能电网建设，提升智能化水平。
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。推广应用在线监测、状态诊断、防灾减灾技术和智能巡检系统，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，普及双向智能电表，积极建设充电桩等配套基础设施。
(六)有效推进电能替代，提高电气化水平。
在居民采暖、工业与农业生产、交通运输、电力供应与消费等领域推广电能替代，研究支持电能替代的资金、电价等政策和技术服务手段，逐步提高电能在终端能源消费中的比例，提升电气化水平。重点推进布局合理、网络健全、应用领先的充电基础设施建设，以及热泵系统在民用建筑领域的推广应用。
(七)完善电力市场体系，加快售电侧改革。
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业务，调动电网企业和各类社会资本参与配电网建设的积极性。培育多元化市场竞争主体，实现电力电量平衡由以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
(一)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统一领导下，建立由省能源局牵头，省经济和信息化委、省国土资源厅、省住房城乡建设厅等相关单位参加的联席会议制度。同时，建立市、县政府和电网企业细化落实的电网规划实施推进工作机制。
(二)细化任务落实。
省能源局负责本规划的组织实施，加强与能源、电力等相关规划的衔接，做好电网与电源项目建设的协调。省有关部门依照职责分工，落实各项配套支持政策，为电网项目建设营造良好发展环境。各市、县政府要将规划项目纳入各级城乡总体规划和土地利用规划，落实、保护规划确定的变电站站址和输电线路廊道。电网企业要根据建设任务，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投运。
(三)强化监督考核。
建立健全电网规划实施监督考核机制，省能源局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。跟踪分析规划实施情况，掌握主要目标和任务完成进度，实现电网规划建设全过程管控。
附件：1.2017年安徽电网220千伏及以上建设项目表
2.2018—2021年安徽电网500千伏及以上建设项目表
3.2021年安徽电网500千伏及以上电网地理接线图
4.2021年安徽电网220千伏电网地理接线图
附件1
附件2
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