一、发展基础
（一）发展成就
近年来，我省电网发展迅速，网架结构持续完善，供电能力和供电水平不断提升，初步建成结构清晰、布局合理、坚强可靠的电网体系，为全省经济社会平稳较快发展提供了强有力的保障。
建设步伐不断加快。基本形成以500千伏为骨干、220千伏为支撑、110千伏为基础的电网体系。截至2016年底，全省500、220、110千伏变电容量分别达到2475、3966、3274万千伏安，约为2010年的1.7、1.9、2.0倍；线路长度分别达到4293、11902、13641公里，约为2010年的1.4、1.5、1.3倍。
网架结构日趋完善。500千伏骨干网架中部、北部、西部、南部环网结构已形成，东部环网正在加快构建。220千伏电网实现全省覆盖，各设区市均形成较为坚强的环网或链式结构。110千伏电网形成以链式、环网和双辐射为主的多种典型电网结构，供电可靠性和灵活性大幅增强。
运行效率稳步提高。随着主网的快速发展、低损耗输变电设备的投入以及调度运行水平的不断提高，我省电网的运行效率不断提高。2016年全省电网综合线损率降至6.95%，与发达兄弟省份的差距不断缩小。
装备水平持续提升。同塔双回（多回）线路、钢管塔、大截面耐热导线、新型节能导线、GIS、HGIS等新设备得到推广和应用。智能电网加快发展，配电自动化试点建设有序实施，南昌、九江建成配电自动化系统主站。
（二）存在问题
整体发展不平衡。主网发展适度超前，配网建设相对滞后。省内500、220千伏主网已形成环网结构，变电容量、输电能力整体较为充裕，但配网仍存在单线单变、供电半径过长、单线多级串供等问题，供电可靠性、电压质量、智能化水平相对较低。各地区电网发展不均衡，西部、中部地区电网结构较为坚强，南部、东部地区电网结构相对薄弱。
局部运行有风险。部分枢纽站点出线较多，发生全站停电等严重故障时将导致大面积拉闸限电。中西部地区220千伏电网短路电流较高，存在越限风险。部分设备老旧，故障率高，存在安全隐患。局部电网稳控装置复杂，操作繁琐，不利于安全运行。
源网发展不协调。大型电源建设实施周期长，源网发展不协调的现象时有发生。由于主力电源调整至低一级电压接入，西部地区部分500千伏站点主变长期低负载率运行，效益难以有效发挥。近年来，风电、光伏发电等新能源发展迅速且分布不均，局部地区部分时段调峰困难和送出卡口问题日渐突出。
管理机制需完善。促进电网节省投资、提高效率、降低成本的机制尚不完善，科学灵活的价格调节机制尚未完全形成，市场配置资源的决定性作用尚难有效发挥。现行管理机制尚不能较好适应电力体制改革的要求，有待进一步完善。
（三）面临形势
随着经济发展的转型升级、电源格局与供求关系的变化，以及电力体制改革的深入推进，我省电网发展将面临新的机遇和挑战。
电网发展增速趋缓。“十五”、“十一五”时期，我省用电需求始终保持高速增长，用电量平均增速分别高达13.5%、12.3%，进入“十二五”后，增速有所减缓，降至9.2%。未来，受宏观经济进入新常态的影响，伴随着我省产业结构进一步优化调整和用能效率的逐步提高，电力需求增长将逐步放缓，相应的电网发展增速也将趋缓。根据预测，2022年我省全社会用电量、全社会最高用电负荷将分别达到1820亿千瓦时、3330万千瓦，2017—2022年均增速分别约7.5%、8.2%。
体制改革深入推进。电力体制改革有效激发了市场活力，中发9号文和相关配套文件，以及国家批复的《江西省售电侧改革试点方案》，为我省电力市场体系构建和电网建设发展带来新的机遇和挑战。电网领域正由依靠资本等要素积累的规模速度型发展模式，向通过体制改革、科技进步和模式创新的质量效益型模式转变，社会资本将逐步进入电网领域，对电网的规划、建设和监管都提出了新的要求。
电源结构转型升级。省内煤电向高参数、大容量、规模化方向发展，5个项目核准建设，2个项目纳入国家规划，预计2022年省内煤电装机将达3000万千瓦。在绿色发展的大势下，新能源建设将进一步提速，预计2022年省内风电、光伏发电装机均将超过600万千瓦，新能源发电装机占比由当前的13%提高至25%以上。此外，为保障中长期电力供应、优化能源结构，我省将争取区外优质电力入赣消纳，优化受电时序与规模，实现省内电源和区外电力协调发展。总体而言，未来我省电源将向更高效、更清洁、更优质的方向发展，适应电源发展转型升级，电网发展思路也将逐步转变。
新型负荷异军突起。随着科技的发展和进步，新产业、新技术不断涌现，电动汽车、微电网、储能等多元化新型负荷接入，对电网的规划、运行、调度、管理等各方面提出新的要求和挑战，需要进一步提升电网的智能化水平和兼容能力，确保有效接入和运行安全。
资源约束日益突出。随着经济的持续发展和城市化进程的不断推进，变电站站址和线路廊道资源日趋紧张，选站、选线工作难度不断增加，协调问题多，赔偿代价大。受外部环境影响，电网项目前期工作周期显著拉长，不确定性明显增加，尤其在城市中心区域，项目建设愈发难以及时匹配需求，直接影响电力有效供应和电网运行安全。
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精神和治国理政新理念新思想新战略，特别是对江西工作的重要要求，遵循能源发展“四个革命、一个合作”战略思想，牢固树立创新、协调、绿色、开放、共享发展理念，坚持以满足我省经济社会发展和民生用电需求为出发点，以提高电网发展质量和效益为中心，以推进电力市场化建设为主线，着力推进全省各级、各地电网协调有序发展，着力完善网架结构，着力提高电网供电能力和可靠性，着力提升电力普遍服务水平，为建设富裕美丽幸福江西提供坚强的电力保障。
（二）基本原则
安全可靠。坚守安全底线，科学推进电网项目建设，构建结构合理、层次分明、安全可靠的电网系统。提升电网装备和调度控制水平，确保电网灵活可控，提高电网抗灾和应急保障能力。
经济高效。充分挖掘存量电网潜力，优化配置增量资源，合理控制电网建设节奏，确保输配电价合理稳定。大力推行电网产业节能降耗，多措并举提高电网利用效率，降低输电损耗。
统筹协调。统筹源网发展，保证各类电源可靠接入。统筹输电网和配电网建设，促进各级、各地电网协调发展。加强电网规划与各级、各类规划的衔接，保障电网项目顺利实施。
改革创新。按照市场化改革方向，健全公平竞争市场机制，鼓励社会资本投资运营增量配电。把改革创新贯穿电网发展全过程，大力推进科技创新、体制创新、商业模式创新，促进电网产业转型升级。
惠民共享。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，提升人均用电和电力普遍服务水平。
（三）发展目标
到2022年，初步建成安全可靠、协调兼容、竞争有序、经济高效的现代智能电网体系。110千伏及以上电网规划新增变电容量6577万千伏安，新增线路10991公里。电网综合线损率控制在6.7%以内。
保障能力跨上新台阶。主网输电能力进一步提升，各区电力互济能力明显增强。建成城乡统筹、与小康社会相适应的现代配电网，智能化建设和应用水平大幅提高，供电质量明显改善，供电可靠性显著提高。
结构优化迈入新阶段。中部区域建成500千伏核心双环网，东、南、西、北四个区域实现500千伏不完全双环网。220千伏电网实现分片供电，逐步形成8-9个规模适中、结构合理、供电可靠的220千伏独立供区。配电网结构进一步优化，110千伏电网的链式、双辐射结构比例逐步提高，重要地区实现双电源手拉手或多电源环网供电。
协同发展取得新进展。源网建设充分衔接，大型煤电、新能源发电、区外电力与电网发展协调有序。配网建设投资规模明显增加，主、配网发展更加均衡。电力需求侧管理推广应用，负荷侧响应能力增强，电网运行环境改善。电网项目建设对土地资源的利用率进一步提高，对生态环境的影响进一步减小。
体制改革实现新突破。建立健全独立的输配电价核定体系，形成保障电网安全运行、满足电力市场需要的输配电价形成机制。有序放开省内增量配电投资业务，增量配电网建设运营初见成效。创新能源综合管理服务机制，逐步形成差异化售电模式。
民生保障提升新高度。完成配电网建设改造工程，城乡供电安全水平显著提升，城乡供电服务差距大幅缩小，城镇用户年均停电时间低于10小时，乡村用户平均配变容量超过2千伏安。为电采暖、港口岸电、充电基础设施等电能替代项目提供及时可靠的电网保障。
三、重点任务
（一）完善500千伏骨干网
1.完善中部网架，打造主网核心。以中部“口”字形环网为基础，结合负荷发展和网架构建需要，继续完善中部核心网架建设。建设鹰潭—抚州—罗坊第2回线、进贤—东乡—抚州双回线，形成中部“日”字形核心双环网；建设南昌东、昌西南、向塘等变电站，进一步增强南昌地区的输变电能力，满足负荷发展需要；建设东乡、高安等变电站，进一步优化地区网架结构,提高供电可靠性，并为220千伏电网分片解环运行创造条件。
2.优化末端环网，提高供电保障。重点完善赣东、赣南末端电网结构，增强电网的支援互济能力，提升末端电网的供电可靠性。建设潭埠—上饶东—信州线路，消除赣东电网的单线单变、终端站辐射供电等现象，形成东部环网；建设赣州西变电站、赣州北开关站等输变电工程，进一步加强南部环网结构，提升南部电网的安全可靠性和运行灵活性。
3.挖掘电网潜力，优先实施扩建。在充分发掘和利用既有电网供电潜力前提下，根据负荷发展需要，有序实施既有站点主变扩建工程。扩建红都第二台主变，满足赣州东部地区用电需求，提高地区供电可靠性；扩建锦江第二台主变，满足宜春铜宜上地区用电需求，并为宜春220千伏电网分片运行创造条件；扩建进贤第三台主变，解决进贤变重载问题，并为南昌220千伏电网分片运行创造条件；扩建石钟山第三台、马廻岭第二台主变，满足九江用电需求，解决主变重过载问题；扩建文山第二台主变，提高吉安电网枯期供电能力，增强地区电网适应性；扩建信州第三台主变，满足上饶南部地区用电需求，解决主变重载问题。规划期内共扩建变电站7座，新增主变容量525万千伏安。
4.补强薄弱环节，消除局部瓶颈。重点加强九江西部、抚州南部、上饶西部、吉安东部地区网架结构，解决主变容量不足、供电半径过长等问题。建设九江西变电站，减轻马廻岭变电站供电压力，满足九江西部地区发展需要；建设南广变电站，加强抚州南部地区网架结构，解决抚州南部长期存在的供电半径长、低电压等问题；建设鄱余变电站，缓解乐平变电站供电压力，解决地区网架结构薄弱、供电可靠性低等问题；建设吉安东变电站，缓解枯水期文山变电站供电压力，提高吉安电网抗风险能力。
5.兼顾自建外受，保障可靠送出。结合省内电源投产安排，积极推进神华国华九江电厂、赣能丰城三期电厂、华能瑞金二期电厂、大唐新余二期电厂等电源的配套送出线路工程建设，保证规划电源及时接入电网，可靠送出。根据区外电力入赣推进情况，适时配套建设送出工程，保障区外电力安全可靠消纳。
2017—2022年，我省500千伏电网新增变电容量1825万千伏安，线路1562公里。
（二）优化220千伏主干网
1.优化地区网架，提高供电能力。围绕区域经济发展、500千伏电网布局、常规电源和可再生能源送出需要，进一步增加变电站布点，加强输电通道，加快形成拓扑清晰、结构坚强、支援互济能力强、安全风险可控的220千伏主干网架。南昌电网逐步理清结构、优化网架，严控安全运行风险，避免因连锁故障造成大面积停电；九江电网加强西部、东部地区输电通道建设，优化中部网架，保证可再生能源和大型火电机组可靠送出；赣州、吉安、抚州、宜春、上饶等地区电网继续加强地区主干网结构，重点解决偏远地区低电压、供电可靠性低等问题；萍乡、新余、景德镇、鹰潭等地区电网重点对局部电网进行优化，消除薄弱环节，满足电源可靠送出。
（三）加强配电网升级改造
1.做好供电保障，服务社会民生。实现中心城市（区）高可靠供电，打造南昌高可靠性核心区，以点带面，高起点、高标准建设配电网。按照标准化、精益化、实用化、智能化的建设思路，推进新型城镇化配电网示范区建设。规范住宅小区供配电设施建设，将住宅小区供电工程纳入配电网统一规划，规范管理。按照差异化需求推进农村配网建设，解决重过载、卡脖子、电压不合格等问题，满足农村生产生活用电需求，服务新型现代化农业。
2.优化完善结构，消除薄弱环节。构建灵活可靠的中心城市（区）网络结构，逐步提高高压配电网中双侧电源结构的比例，加强站间联络，提高站间负荷转移能力，提升供电灵活性和可靠性。优化规范城镇地区网络结构，消除薄弱环节，提升电网抵御严重事故能力。逐步强化农村地区网络结构，采用多种技术手段，逐步缩小供电半径，解决安全隐患多、低电压等问题。
3.推进标准配置，提升装备水平。以智能化为方向，全面提升配电网装备水平，推行标准化建设。优化升级配电变压器，推进高效节能配电变压器的应用，大力推进老旧配变、高损配变升级改造；推进开关设备智能化发展，重点升级改造防误装置不完善、操作困难的开关设备，提升配电网开关动作准确率。
4.提高自动化水平，实现可观可控。按照差异化原则推进配网自动化建设，逐步实现配电网可观可控。配合一次网架同步建设配电通信网，不断提高专网光纤覆盖率，全面提升带宽和可靠率，提高配电通信网对配电自动化、用电信息采集、地县一体化调度等业务的支撑能力。按照“全覆盖、全采集、全费控”建设要求，全面建设用电信息采集系统，推进用电信息的自动采集。
2017—2022年，我省110千伏电网新增变电容量2250万千伏安，线路5744公里。
（四）保障新能源有序发展
1.有效推进配套工程，保证及时入网。为支持新能源产业发展，凡列入省级规划或年度开发计划的太阳能、风能、生物质等新能源发电项目，其电网送出工程按管理程序有关要求自动纳入规划；加强新能源配套接入工程的建设管理，确保与电站同步投产，避免出现因接入受限导致的弃风、弃光等现象。
2.积极推动源网协调，促进有序发展。充分考虑新能源发展需求和潜力，针对吉安、赣州、九江等新能源集中分布地区，统筹加强区域输电通道，合理增加主变容量，切实保证新能源有效送出消纳，提高电网对新能源发展的适应性、包容性。综合考虑电网的接入条件、消纳能力、建设难度以及经济效益等因素，引导新能源项目科学布局、有序开发，避免因个别项目送出大规模增加电网建设投资，造成综合效益降低的情况，促进新能源健康有序发展。
（五）推进新电改有序实施
1.完善输配电价核定机制，推进市场化进程。加速推进输配电价改革，形成规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价核定体系，促进电网企业加强管理、降低成本、提高效率，并为推动增量配电业务向社会资本放开积极营造政策环境。
2.有序放开配售电市场，促进公平竞争。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，重点推进工业园区、产业园区、城市新区等区域的增量配电网建设。鼓励组建拥有配电网运营权的售电公司，向区域内售电公司和用户无歧视开放，并提供保底供电服务。
（六）积极推进节能减排
1.推进电网节能降耗。应用节能降损技术，优先采用节能金具、节能主变和高导电率钢芯铝绞线，科学匹配导线截面和变压器规格，减少电能损失。加强系统无功规划和运行管理，实现各电压等级无功就地平衡，减少传输损耗。深入推进老旧设备技术升级与改造，进一步提高电网效率。
2.加快充电设施建设。按照“桩站先行、适度超前”的原则，紧扣电动汽车推广需求，优先建设公交、出租及环卫与物流公共服务领域充电设施，积极推进公务与私人乘用车充电设施建设，合理布局社会停车场所公用充电设施，结合骨干高速公路网，建设城际快充网络。力争打造布局合理、功能完善的充电设施体系，促进电动汽车产业健康快速发展。
3.加快电能替代项目配套电网建设。结合城市电采暖、工业电锅炉（窑炉）、农业电排灌、家庭电气化、“无烟”风景区、电烤烟、电制茶等电能替代项目用电需求，做好电网的建设和改造，加快船舶岸电受电系统建设和改造。
（七）加快智能系统建设
1.加强能源互联互补。探索构建多种能源优化互补的综合能源供应体系，逐步形成以电力流为核心的能源管理平台。鼓励在工业、商业园区开展多能互补示范工程，以光伏发电、风电、燃气冷热电三联供系统为基础，应用储能、热泵等技术，构建多种能源综合利用体系。推进主动配电网试点工程，提升电网对分布式电源、多元化负荷的即时接纳能力和协调控制能力，加快向智能电网转型升级。
2.构建智能互动体系。积极利用互联网、信息通信和智能控制技术，探索云计算、大数据、物联网等新应用，满足电网广泛互联、信息开放互动需求，促进电力流、信息流和业务流深度融合。推广智能计量技术应用，以智能电表为载体，完善多元化计量模式和互动功能，打造智能服务平台，引导分时有序用电，提供定制电力、能效管理等增值服务。
3.推广应用新技术。推广一批相对成熟、有市场需求的电网新技术，试验示范一批有一定积累，但尚未实现规模化生产的适用技术。推进动态无功补偿、轻型导线、耐热导线、FACTS装置、在线监测、室内变电站、地下综合电缆走廊等先进电网技术的研发与应用。开展电网防灾减灾技术研究。
四、保障措施
（一）强化规划统领
加强规划对电网发展建设的引导和约束作用，强化规划的权威性、严肃性。电网规划项目库分三类区别管理，其中，“规划实施”类项目，按照核准管理流程有关要求，在取齐相关支持性文件后，可报送能源主管部门申请核准；“规划论证”类项目，应尽快开展前期工作，重点研究论证项目建设必要性和建设方案，经省级能源主管部门评审后，根据需要调整为“规划实施”类项目；“规划储备”类项目，应做好项目跟踪和研究论证工作，待规划滚动调整时予以重点考虑，符合条件的项目可调整为“规划实施”、“规划论证”项目。严格执行规划项目库分类管理，非“规划实施”类项目原则上不予核准。
（二）加强规划衔接
加强与国家和省级能源、电力规划的衔接，保障电网规划主要成果和发展目标与上级规划协调统一。加强与土地利用总体规划、城乡建设总体规划、环境保护规划、交通规划、水利规划等规划的有效衔接，统筹协调电网项目建设用地和相关外部条件，促进电网项目科学布局，顺利落地。
（三）做好调整评估
加强对规划实施情况的跟踪、监测，及时掌握重点项目推进进度。建立规划动态调整机制，根据实际情况，按程序对规划进行滚动修编，确保规划紧密契合发展要求。根据实际对规划项目库中的项目进行调整，对推进不力、未有效实施的项目，必要时调整出库。实行规划中期评估制度，严格评估程序，做好偏差分析，及时总结经验、找准问题、制订对策，为规划滚动调整提供依据。
（四）健全管理机制
进一步完善电网项目管理体制机制，规范管理流程，细化操作办法。针对增量配电网建设、多元化负荷有序接入电网、电网公平无歧视接入等方面，进一步完善相应的管理办法和实施细则，提升管理效能。
（五）完善支持政策
积极争取中央预算内投资等相关资金，支持城镇配电网和农村电网改造升级工程。引导政策性银行在依法合规、风险可控前提下，加大对电网建设改造项目的信贷支持力度，拓宽企业融资渠道。研究出台社会资本投资配电业务、政府和社会资本合作(PPP)建设经营配电网的相关措施。研究相关奖励和支持政策，引导企业积极采用先进输变电技术，提高电力资源利用效率。