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。
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。
