日前，《安徽省电网发展规划(2017—2021年)》正式发布，未来五年，安徽省计划投资超过1000亿元打造电网工程。同时，电力市场机制将全面释放改革红利，电价或将越来越低!

　　预计到2021年，安徽省全社会最大负荷需求为4759万—5104万千瓦，年均增长6.4%—7.9%;全社会用电量2436亿—2625亿千瓦时，年均增长6.3%—7.9%。

　　《规划》中明确，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。

　　未来五年，安徽省电网累计投资达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，世界首条±1100kV特高压直流线路工程，也将在安徽省闪亮登场。

　　从2010年在全国首批开展电力直接交易试点，2014年国内首个大用户直接交易平台建成投运，到2016年安徽电力交易中心有限公司挂牌成立，作为电力体制改革重要标志的电力市场化交易工作，安徽一直走在全国前列。

　　未来五年，安徽省将继续推进电力体制改革，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，安徽省将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。

　　随着电改的深入，电价将主要由市场来决定。这样一来，不仅能够为企业降低用地成本，居民用电也将得到实惠。

　　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、风电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%。

　　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。

　　注：中为6年累计值。

　　“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，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、风电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。