智能高效，创新发展。 加强发输配用交互响应能力建设，构建“互联网+”智能电网，提高新能源接纳能力， 促进电能替代。大力推进科技装备创新，探索管理运营新模式，促进转型升级。深化改革，开放发展。 坚持市场化改革方向，健全市场体系，培育市场主体，推进电价改革，提高运营效率，构建有效竞争、公平公正公开的电力市场。
(三)发展目标
1.供应能力
预计 2021年，我省全社会最大负荷需求为 4759—5570万千瓦，年均增长为 6.4—9.8%; 全社会用电量 2436—2762亿千瓦时，年均增速 6.3—9.0%。
2.电网发展
以特高压和 500 千伏骨干网架为依托，优化配置能源资源，统筹各级电网协调发展，促进清洁能源开发利用，建成坚强智能电网。 推进城乡电网一体化发展，实现市域500 千伏站点全覆盖，县域 220 千伏站点全覆盖，乡镇 35千伏及以上站点全覆盖，完成与小康社会相适应的现代电网建设任务。
建成世界首座±1100 千伏特高压直流工程，基本形成皖沪苏浙一体化发展格局。增强 500 千伏通道间横向联系，将“纵向式、外送型”网架发展为“网格式、内需型”网架，2021 年安徽电网外送能力达到 2000 万千瓦以上， 供电能力达到 5600 万千瓦以上。全面推进地区 220 千伏网架结构升级， 主要围绕枢纽电源点形成合理环网结构。
到 2021 年，全面解决季节性负荷突增引起的供电紧张问题。中心城市(区)智能化建设和应用水平大幅提高，供电可靠率达到 99.993%，综合电压合格率达到 99.996%。城镇地区供电能力及供电安全水平显著提升，供电可靠率达到 99.981%，综合电压合格率达到 99.902%。乡村地区供电可靠率达到 99.931%，综合电压合格率达到 99.230%。
中心城市(区)、城镇、 乡村户均容量分别提升至 5.5、 4.0、2.6 千伏安/户，有效保障民生。
3.规模与投资
预计 2017—2021 年间电网累计投资达 1000 亿元以上，新增 220 千伏及以上线路长度 10713 公里、变电容量9500 万千伏安， 110—10 千伏线路 41657 公里、变电容量6173 万千伏安。
三、重点任务
(一)加强骨干网架建设，提高资源配置能力
推进安徽与省外、区外电网互联互通， 逐步形成安徽特高压电网在华东的枢纽地位。 2018 年建成±1100 千伏准东—皖南直流及其配套工程。 推进武汉—皖南、 驻马店—淮南、安庆特高压站、安庆—浙中等项目及配套工程前期工作。
有效衔接特高压电网发展，优化特高压近区 500 千伏网架，确保区外电力的合理疏散。满足负荷中心受电需求，围绕合肥经济圈、皖江城市带建设核心受端环网。消除局部供电瓶颈， 500 千伏电网向“网格式、内需型”网架转变，形成全省“五纵四横”骨干网架。
(二) 优化地区电网结构，提高系统安全水平
推进地区网架结构升级，加快枢纽变电站建设，构建坚强的 220 千伏环网结构，按轻重缓急解开淮北—蚌埠、阜阳—亳州、阜阳—淮南、淮南—蚌埠、合肥南北网、合肥—六安、芜湖—铜陵、铜陵—黄山之间电磁环网。到 2021年，全省 220 千伏电网分 12 片以上运行。加大偏远地区和负荷中心地区站点布局力度，解决局部地区 220 千伏网架结构薄弱、输电断面能力不足等问题。 保障煤矿、铁路等重要用户电力需求。
(三) 统筹城乡配网建设， 实现电力均等化服务
加强城镇配电网建设。 统一建设标准，规范住宅小区配电网建设。 紧密跟踪市区、县城、中心城镇和产业园区等经济增长热点，及时增加供电能力，消除城镇用电瓶颈。做好与城乡发展、土地利用有效衔接，将管廊专项规划确定入廊的电力管线建设规模、时序纳入配电网规划。简化设备种类，规范设备技术标准，优化配电设备配置。推广先进适用的节能型设备，实现绿色节能环保，提高配电网能效水平。
实施新一轮农网升级改造工程。 加快推进小城镇、中心村电网和农业生产供电设施改造升级，加大农网改造升级力度，推进城乡供电服务均等化进程，逐步提高农村电网信息化、自动化、智能化水平。 实施完成农村机井通电、中心村电网改造升级和小康电示范县建设任务。 2017 年，完成全部中心村农网升级改造，实现村村通动力电、 皖北地区机井通电全覆盖。 2018 年， 完成示范县建设，为全省农网改造升级工程树立标杆。 2020 年， 太湖、霍山等 6 县水电供区农网各项指标达到全省平均水平。积极跟踪美丽乡村建设进度，同步开展美丽乡村的电力设施改造，推进城乡电网建设一体化。
