电网是国民经济和社会发展重要的基础设施。随着输配电价体系逐步建立，配售电业务有序放开，电力市场不断完善，江西省电网发展步入了新的阶段。为确保下一阶段电网科学、有序、高效发展，有力保障决战全面同步小康和建设富裕美丽幸福江西，根据《电力规划管理办法》、《电力发展“十三五”规划》、《江西省电力发展“十三五”规划》等，特制订了《江西省电网发展规划（2017-2022年）》。到2022年，江西初步建成安全可靠、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公里，电网综合线损率控制在6.7%以内。
具体内容如下：
各设区市发展改革委、能源局（办），国网江西省电力公司：
为促进我省电网科学、有序、高效发展，为决战全面同步小康和建设富裕美丽幸福江西提供有力支撑，根据《电力规划管理办法》、《电力发展“十三五”规划》、《江西省电力发展“十三五”规划》、《江西省发展改革委关于进一步加强全省电网项目管理的通知》等，我们编制了《江西省电网发展规划（2017-2022年）》。现印发你们，请遵照执行。
江西省发改委江西省能源局
2017年10月23日
前言
电网是国民经济和社会发展重要的基础设施。当前，我省正按照国家“三放开、一独立、三强化”的总体思路，积极推进电力体制改革。随着输配电价体系逐步建立，配售电业务有序放开，电力市场不断完善，我省电网发展步入了新的阶段。为确保下一阶段我省电网科学、有序、高效发展，有力保障决战全面同步小康和建设富裕美丽幸福江西，根据《电力规划管理办法》、《电力发展“十三五”规划》、《江西省电力发展“十三五”规划》等，特制订本规划。
本规划主要阐明我省电网发展的指导思想、基本原则、发展目标、重点任务和保障措施，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。规划实施过程中，适时进行滚动调整。
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、光伏发电装机均将达到600万千瓦，新能源发电装机占比由当前的13%提高至24%。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。
