日前，《安徽省電網發展規劃(2017—2021年)》正式發布，未來五年，安徽省計劃投資超過1000億元打造電網工程。同時，電力市場機制將全面釋放改革紅利，電價或將越來越低!
預計到2021年，安徽省全社會最大負荷需求為4759萬—5104萬千瓦，年均增長6.4%—7.9%;全社會用電量2436億—2625億千瓦時，年均增長6.3%—7.9%。
《規劃》中明確，未來五年，電力需求與經濟社會發展仍將保持同步增長，電網建設必須滿足500千伏骨干網架向“網格式、內需型”轉變要求，新型城鎮化建設和美麗鄉村建設需要，以及區外來電發展需求等。
未來五年，安徽省電網累計投資達1000億元以上。新增220千伏及以上線路長度10713公里、變電容量9500萬千伏安，世界首條±1100kV特高壓直流線路工程，也將在安徽省閃亮登場。
從2010年在全國首批開展電力直接交易試點，2014年國內首個大用戶直接交易平臺建成投運，到2016年安徽電力交易中心有限公司掛牌成立，作為電力體制改革重要標志的電力市場化交易工作，安徽一直走在全國前列。
未來五年，安徽省將繼續推進電力體制改革，建立符合安徽經濟社會發展需要的電力市場機制，逐步健全安徽電力市場體系。通過試點示范，安徽省將逐步向符合條件的市場主體放開增量配電業務，調動電網企業和各類社會資本參與配電網建設的積極性。培育多元化市場競爭主體，實現電力電量平衡由以計劃手段為主過渡到以市場手段為主，建成遵循市場經濟基本規律和電力工業運行客觀規律的電力市場。
隨著電改的深入，電價將主要由市場來決定。這樣一來，不僅能夠為企業降低用地成本，居民用電也將得到實惠。
安徽省電網發展規劃(2017—2021年)
為貫徹落實安徽省五大發展行動計劃，按照省委、省政府推進現代基礎設施體系建設工作的統一部署，根據《安徽省國民經濟和社會發展第十三個五年規劃綱要》、國家《電力發展“十三五”規劃》和《安徽省能源發展“十三五”規劃》，制定本規劃。
一、發展基礎
隨著經濟社會快速發展，我省電力需求與日俱增，電網建設處于較快發展階段，電網發展取得明顯成績。
1.輸電網資源配置能力顯著增強。2013年建成世界首個商業運行同塔雙回特高壓交流工程——皖電東送淮南至上海特高壓交流工程，2016年建成淮南—南京—上海特高壓交流輸變電工程(安徽段)，有力保障了“皖電東送”和省內電力配置需求。500千伏電網在東、中、西3個輸電通道基礎上，貫通第二條中部通道，同步加強通道間橫向聯絡。各設區市基本形成清晰的220千伏地區電網結構，全省分為6片運行。截至2016年底，全省220千伏及以上變電容量10138萬千伏安，線路2.18萬公里，分別是2010年的1.98倍和1.51倍;全網供電能力超過3500萬千瓦，省際電力交換能力達到1400萬千瓦，均為2010年的1.75倍。
2.配電網供電能力大幅提升。加強城鄉配電網建設，完成新增農網改造升級工程，啟動小城鎮(中心村)改造、農村機井通電工程，基本解決了農村地區供電能力不足和電網安全水平不高、“卡脖子”、低電壓等突出問題。截至2016年底，安徽電網110千伏和35千伏變電站共計1664座，變電容量6950萬千伏安，線路3.75萬公里，分別是2010年的1.9倍和1.4倍;戶均配變容量由2010年的1.18千伏安提升至2.58千伏安。
3.服務可再生能源并網卓有成效。積極應對光伏、風電可再生能源井噴式發展，建立電網配套工程建設“綠色通道”，有效保障了可再生能源并網發電。截至2016年底，電網累計建成風電、光伏并網線路567公里，投資6.05億元，滿足全省177萬千瓦風電、345萬千瓦光伏發電項目的并網需求;全省可再生能源發電裝機容量占比由2010年的6.3%提高到15.9%。
4.裝備與智能化水平穩步提高。全面開展電網標準化建設，裝備水平大幅提高。特高壓技術在工程設計、施工調試等多項關鍵技術上取得重大突破并實際應用。大電網調度運行能力不斷提升，供電安全可靠水平有效提高。截至2016年底，建成智能化變電站126座，機器人巡查和無人機巡線等智能巡檢技術、輸變電設備狀態檢測、災害檢測平臺等投入應用。在合肥市二環內、濱湖新區等地區系統性試點建設配網自動化系統。建成電動汽車充電基礎設施城市級監控中心1座，信息采集監控站3個，實現高速公路服務區城際快充網絡全覆蓋。
5.電力體制改革持續深化。電力體制改革綜合試點和輸配電價方案等獲國家批復，電力體制改革實施意見、電力直接交易規則、市場主體準入退出實施細則、市場管理委員會組建方案等政策性文件陸續出臺。開展電力直接交易，2014年國內首個直接交易平臺建成投運;2016年省電力交易中心有限公司掛牌成立，注冊市場主體3500余家，直接交易電量394億千瓦時、同比增長221%，全年降低企業電費約54億元。寧國河瀝園區等6個增量配電試點項目獲國家批準。
與此同時，安徽電網發展還存在一些亟待解決的問題。一是輸電網結構仍需進一步優化。部分500千伏變電站單臺主變運行，對地區電網支撐能力不足;500千伏/220千伏電網普遍保持電磁環網運行，存在因潮流轉移導致線路過載的風險;宿州、亳州、黃山等市缺少500千伏變電站，依靠220千伏線路遠距離輸電。二是配電網薄弱問題仍然存在。城市配網網絡結構不清晰、聯絡不合理，變電站的10千伏出線間隔緊張。水電供區等農村局部地區配電線路供電半徑偏大，“卡脖子”、低電壓等問題尚未完全解決;配電設備裝備水平較低，高損耗配變、地埋線臺區尚未完全改造等。三是電網智能化水平需進一步提高。配電自動化建設需進一步加強，信息化、互動化水平需要整體提升，用電信息采集系統尚需完善，智能巡檢技術需進一步提高。
預計到2021年，安徽省全社會最大負荷需求為4759萬—5104萬千瓦，年均增長6.4%—7.9%;全社會用電量2436億—2625億千瓦時，年均增長6.3%—7.9%。
《規劃》中明確，未來五年，電力需求與經濟社會發展仍將保持同步增長，電網建設必須滿足500千伏骨干網架向“網格式、內需型”轉變要求，新型城鎮化建設和美麗鄉村建設需要，以及區外來電發展需求等。
未來五年，安徽省電網累計投資達1000億元以上。新增220千伏及以上線路長度10713公里、變電容量9500萬千伏安，世界首條±1100kV特高壓直流線路工程，也將在安徽省閃亮登場。
從2010年在全國首批開展電力直接交易試點，2014年國內首個大用戶直接交易平臺建成投運，到2016年安徽電力交易中心有限公司掛牌成立，作為電力體制改革重要標志的電力市場化交易工作，安徽一直走在全國前列。
未來五年，安徽省將繼續推進電力體制改革，建立符合安徽經濟社會發展需要的電力市場機制，逐步健全安徽電力市場體系。通過試點示范，安徽省將逐步向符合條件的市場主體放開增量配電業務，調動電網企業和各類社會資本參與配電網建設的積極性。培育多元化市場競爭主體，實現電力電量平衡由以計劃手段為主過渡到以市場手段為主，建成遵循市場經濟基本規律和電力工業運行客觀規律的電力市場。
隨著電改的深入，電價將主要由市場來決定。這樣一來，不僅能夠為企業降低用地成本，居民用電也將得到實惠。
安徽省電網發展規劃(2017—2021年)
為貫徹落實安徽省五大發展行動計劃，按照省委、省政府推進現代基礎設施體系建設工作的統一部署，根據《安徽省國民經濟和社會發展第十三個五年規劃綱要》、國家《電力發展“十三五”規劃》和《安徽省能源發展“十三五”規劃》，制定本規劃。
一、發展基礎
隨著經濟社會快速發展，我省電力需求與日俱增，電網建設處于較快發展階段，電網發展取得明顯成績。
1.輸電網資源配置能力顯著增強。2013年建成世界首個商業運行同塔雙回特高壓交流工程——皖電東送淮南至上海特高壓交流工程，2016年建成淮南—南京—上海特高壓交流輸變電工程(安徽段)，有力保障了“皖電東送”和省內電力配置需求。500千伏電網在東、中、西3個輸電通道基礎上，貫通第二條中部通道，同步加強通道間橫向聯絡。各設區市基本形成清晰的220千伏地區電網結構，全省分為6片運行。截至2016年底，全省220千伏及以上變電容量10138萬千伏安，線路2.18萬公里，分別是2010年的1.98倍和1.51倍;全網供電能力超過3500萬千瓦，省際電力交換能力達到1400萬千瓦，均為2010年的1.75倍。
2.配電網供電能力大幅提升。加強城鄉配電網建設，完成新增農網改造升級工程，啟動小城鎮(中心村)改造、農村機井通電工程，基本解決了農村地區供電能力不足和電網安全水平不高、“卡脖子”、低電壓等突出問題。截至2016年底，安徽電網110千伏和35千伏變電站共計1664座，變電容量6950萬千伏安，線路3.75萬公里，分別是2010年的1.9倍和1.4倍;戶均配變容量由2010年的1.18千伏安提升至2.58千伏安。
3.服務可再生能源并網卓有成效。積極應對光伏、風電可再生能源井噴式發展，建立電網配套工程建設“綠色通道”，有效保障了可再生能源并網發電。截至2016年底，電網累計建成風電、光伏并網線路567公里，投資6.05億元，滿足全省177萬千瓦風電、345萬千瓦光伏發電項目的并網需求;全省可再生能源發電裝機容量占比由2010年的6.3%提高到15.9%。
4.裝備與智能化水平穩步提高。全面開展電網標準化建設，裝備水平大幅提高。特高壓技術在工程設計、施工調試等多項關鍵技術上取得重大突破并實際應用。大電網調度運行能力不斷提升，供電安全可靠水平有效提高。截至2016年底，建成智能化變電站126座，機器人巡查和無人機巡線等智能巡檢技術、輸變電設備狀態檢測、災害檢測平臺等投入應用。在合肥市二環內、濱湖新區等地區系統性試點建設配網自動化系統。建成電動汽車充電基礎設施城市級監控中心1座，信息采集監控站3個，實現高速公路服務區城際快充網絡全覆蓋。
5.電力體制改革持續深化。電力體制改革綜合試點和輸配電價方案等獲國家批復，電力體制改革實施意見、電力直接交易規則、市場主體準入退出實施細則、市場管理委員會組建方案等政策性文件陸續出臺。開展電力直接交易，2014年國內首個直接交易平臺建成投運;2016年省電力交易中心有限公司掛牌成立，注冊市場主體3500余家，直接交易電量394億千瓦時、同比增長221%，全年降低企業電費約54億元。寧國河瀝園區等6個增量配電試點項目獲國家批準。
與此同時，安徽電網發展還存在一些亟待解決的問題。一是輸電網結構仍需進一步優化。部分500千伏變電站單臺主變運行，對地區電網支撐能力不足;500千伏/220千伏電網普遍保持電磁環網運行，存在因潮流轉移導致線路過載的風險;宿州、亳州、黃山等市缺少500千伏變電站，依靠220千伏線路遠距離輸電。二是配電網薄弱問題仍然存在。城市配網網絡結構不清晰、聯絡不合理，變電站的10千伏出線間隔緊張。水電供區等農村局部地區配電線路供電半徑偏大，“卡脖子”、低電壓等問題尚未完全解決;配電設備裝備水平較低，高損耗配變、地埋線臺區尚未完全改造等。三是電網智能化水平需進一步提高。配電自動化建設需進一步加強，信息化、互動化水平需要整體提升，用電信息采集系統尚需完善，智能巡檢技術需進一步提高。
