近日，江西省发展改革委、江西省能源局印发《关于江西省电网发展规划(2017~2022)的通知》（以下简称《规划》），《规划》中针对补强电网、优化用能模式、有效消纳新能源、推进新电改实施等方面进行阐述，是2017~2022年全省电网发展的指导文件和电网项目的实施依据，有利于促进江西电网科学、有序、高效发展。

持续完善网架结构

近年来，江西电网发展迅速，网架结构持续完善，供电能力和供电水平不断提升。规划显示，江西电网基本形成以500千伏为骨干、220千伏为支撑、110千伏为基础的电网体系。

但江西电网供电可靠性面临两个主要问题：电网整体发展不平衡，局部运行有风险。规划中提及的未来电网发展原则涉及安全可靠、经济高效、统筹协调，即构建安全可靠的电网系统、合理控制电网建设节奏、促进各级各地电网协调发展，江西电网存在的问题亟待解决。

针对问题，规划提出了“完善500千伏骨干网，优化220千伏主干网，加强配电网改造升级”发展路线。针对500千伏骨干网，江西省将继续进行中部核心网架建设，完善赣东、赣南末端电网结构，有序实施既有站点主变扩建工程，消除局部地区主变容量不足、供电半径过长等薄弱环节。针对220千伏主干网，江西省将进一步增加变电站布点，逐步对江西电网分大区解环运行，消除因老旧设备导致的供电瓶颈和安全隐患。针对配电网，江西省将推进新型城镇化配电网示范区建设，按照差异化需求推进农村配网建设，提高高压配电网中双侧电源结构的比例，解决农村用电安全隐患多、低电压等问题。

到2022年，江西省将初步建成安全可靠、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6511万千伏安，新增线路10970千米，电网综合线损率控制在6.7%以内。

打造经济高效电网

随着江西主网的快速发展、低损耗输变电设备的投入以及调度运行水平的不断提高，江西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%。但江西省在促进电网节省投资、提高效率、降低成本的机制尚不完善。为此，规划中提出从推进电网节能降耗、加快充电设施建设、加快电能替代项目配套电网建设三方面入手实现经济高效的目标。

在推进电网节能降耗方面，规划提出应用节能降损技术，减少电能损失；加强系统无功规划和运行管理，减少传输损耗；深入推进老旧设备技术升级与改造，提高电网效率。这些也体现了规划中提出的经济高效的电网发展原则，即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。

在加快充电设施建设方面，规划要求按照“桩站先行、适度超前”的原则，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，建设城际快充网络。

在加快电能替代项目配套电网建设方面，规划提出结合城市电采暖、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。

“以电代煤”“以电代油”“以气代煤”“以气代油”的推行创新了用能模式，提高电能占终端能源消费比重。

提升电网智能、兼容水平

近年来，江西省智能电网加快发展，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。但问题同样存在，江西省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，江西省西部地区部分500千伏站点主变长期低负载率运行，效益难以有效发挥。并且近年来风电、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。

为保障新能源有序发展，规划要求江西省有效推进配套工程，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。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，合理增加主变容量，切实保证新能源有效送出消纳。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，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。

此外，随着电动汽车、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，进一步提升电网的智能化水平和兼容能力势在必行。规划要求江西省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。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。

积极探索云计算、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。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，提供能效管理等增值服务。

建立独立输配电价核定体系

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》，为江西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。

规划要求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。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。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。

规划提出江西省在电改方面的发展目标：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。