专栏4 “十三五”电网建设重点

　　特高压输变电工程：续建淮南—南京—上海、宁东—浙江（安徽段）、山西—江苏（安徽段），新建准东—皖南、皖南（宣城）换流站—皖南（芜湖）变电站、皖南（芜湖）变电站扩建。新增换流站1座，变电容量1500万千伏安。

　　500千伏输变电工程：续建淝河、福渡、广德、涓桥输变电工程，新建肥北、肥西二、安庆三、芜湖三、铜北、阜阳三、同乐、石店、金寨等输变电工程；新建伯阳、徽州、墉桥开关站升压工程，扩建沙河、皋城、河沥、禹会、清流、肥南、肥西、昭关、双岭、楚城、福渡、伯阳、淝河、涓桥、釜山、广德等变电站；新建板集电厂、巢湖电厂、铜陵电厂、绩溪抽水蓄能电站等送出工程，皖南特高压直流配套工程；新建皖南交流站—铜北、肥西—繁昌线路开断环入福渡、徽州—绩溪抽蓄等线路工程。新增500千伏变电站16座，变电容量3550万千伏安、线路2480公里。

 　　220千伏输变电工程：续建阜阳孙楼、合肥北城等31个输变电工程；新建马鞍山塔岗、合肥万山、亳州乐土等91个输变电工程；扩建六安崔庄、蚌埠陈桥等30座变电站，新建蚌埠电厂二期等10个送出工程；新建合肥常青—锦绣线路等67个线路工程。新增220千伏变电站91座，变电容量3242万千伏安，线路5753公里。

　　110千伏输变电工程：110千伏电网续建淮北光明、宣城阳江等118项输变电工程；新建宿州丁湖、滁州沃公等247个输变电工程，扩建池州陵阳、安庆宿松等72座变电站，新建滁州全椒石沛风电等37个送出工程；新建蚌埠苏岗—官塘二回线等118个线路工程。新增110千伏变电站247座，变电容量2571万千伏安，线路7519公里。

　　35千伏及以下配电网工程：新增35千伏变电站222座、变电容量594万千伏安、线路5472公里；新增10千伏配电变电站3.7万台、变电容量1909万千伏安、线路2.3万公里。完成9680个小城镇（中心村）电网改造、皖北平原机井通电、1685个自然村动力电建设改造工程。

　　（五）扩大石油天然气利用规模。统筹规划石油天然气基础设施布局，提高基础设施利用效率，保障安全稳定供应。加快形成天然气省级干线管网，推进支线管道、独立供气和应急储备设施建设。

 　　1．加快天然气省级干线管道建设。建设亳州—池州、宿州—黄山、淮北—滁州等3条纵线，阜阳—宿州、颍上—蚌埠、长丰—金寨、庐江—无为等4条联络线，基本形成“三纵四横一环”主干管网架构。到2020年，境内国家和省级干线管道达到2000公里以上。

　　2．提升天然气“县县通”水平。依托国家和省级干线管网，建设支线管道，形成覆盖沿线县城、主要园区、重点乡镇和企业的支线网络，启动“镇镇通”天然气管道建设工程。支持毗邻地区引入邻省气源，鼓励偏远地区建设天然气独立供气设施。到2020年，支线管道达到2000公里左右。

 　　3．增强天然气储备调峰能力。依托合肥环线和北城LNG储备站建成合肥天然气储备中心，规划建设皖北、皖南区域LNG储备设施，支持各市建设城市高压环网。加强城市燃气企业储气设施建设，鼓励重点用气企业自建储气设施。到2020年，形成不低于3天用气量的储备能力。

　　4．促进天然气多元供应。建设中海油LNG配套管线安徽段，改扩建西气东输太和、刘巷子、定远、滁州和川气东送池州、安庆等分输站，推进长江干线LNG江海联运试点和芜湖LNG接收站项目，支持建设跨省连接线，加强煤层气抽采利用，推进煤制气示范项目和页岩气勘探开发。

　　5．提升原油成品油储运能力。续建仪长原油管道复线安徽段，争取国家原油储备库在我省落地，新建阜阳—亳州、合肥—六安等成品油管道。鼓励成品油经营企业扩大储备规模，提升油品应急保障和供应能力。到2020年，原油管输能力达到1000万吨/年、储备能力达到500万立方米，成品油管输能力达到410万吨/年。

　　专栏5 天然气基础设施建设重点

 　　天然气干线：续建西纵线西气东输干线113#阀室—太和、中纵线宣州—徽州段等项目。新建西纵线庐江—贵池段、中纵线禹会—长丰、东纵线烈山—埇桥、联络线金寨—金安等项目。

　　天然气支线：续建贵池—青阳等支线，新建望江—潜山等支线。

 　　天然气储气调峰设施：依托合肥环线和北城LNG储备站建成合肥天然气储备中心，建设皖北、皖南区域LNG储备设施，加强城市高压环网和储气设施建设，鼓励重点用气企业自建储气设施。

 　　（六）构建智慧能源系统。加强能源互联网基础设施建设，营造开放共享的能源互联网体系，建立新型能源市场交易体系和商业运营平台，积极发展分布式能源、电动汽车、能源大数据服务等新模式和新业态。

　　1．推动能源生产消费智能化。支持煤炭企业开展生产监测、管理和安全系统的信息化改造，完善燃煤火电污染物排放监测体系。推广冷热电三联供、热泵系统、工业余热余压等能源综合利用技术，开展冷热电气等多能互补项目试点示范，推动可再生能源与天然气分布式能源协同发展。加强电力需求侧管理系统建设，普及智能化用能监测和诊断技术，加快工业企业能源管理中心建设。

 　　2．推进能源互联网基础设施建设。结合能源重点工程建设，推进能源网络与物联网之间信息设施的连接与深度融合，积极推动园区和城市能源互联网试点示范。鼓励建设智能风电场、光伏电站等设施以及基于互联网的智慧运行云平台。推进全省配电网改造，加速电力通信网等能源互联网信息通信设施建设，普及应用智能电表。鼓励地方和企业对电网、气网、热网等能源网络及其信息架构、存储单元等基础设施进行协同建设，实现基础设施的共享复用。

　　3．建设能源行业管理信息系统。建设覆盖能源行业和重点企业的全省能源信息管理系统，完善能源预测预警机制，提升政府对能源重大基础设施规划的科学决策水平。加强能源大数据技术运用，促进多领域能源大数据的集成融合和共享。鼓励能源生产、服务企业和第三方企业投资建设面向风电、光伏等能源大数据运营平台，为能源资源评估、选址优化等提供专业化服务。

　　4．探索能源互联网交易新模式。积极利用互联网技术拓展电力直接交易平台功能。创新电力交易模式，推动绿色电力点到点实时交易和补贴结算。将各类分布式能源、储电蓄热（冷）及高效用能技术相结合，通过智能电网及综合能源管理系统，形成可再生能源与天然气高效利用一体化分布式能源系统。培育售电公司、综合能源运营商和第三方增值服务供应商等新型市场主体。

　　5．发展车网协同的电动汽车推广模式。优先建设公交、出租及环卫、物流等公共服务领域充电基础设施，在新能源汽车示范地区实现电动汽车充、放、换设施全覆盖。支持充换电设施运营商、电动汽车企业等建设基于电网、储能、分布式用电等元素的新能源汽车运营云平台。积极发展电动汽车短途分时租赁市场。