500千伏主网架。重点围绕满足特高压电网送出、核电等大型电源建设以及负荷增长需求，进一步增加变电站布点，完善网架结构，加强输电通道间沟通，强化供电区域互供能力建设，完善末端局部环网，提高电网受电能力、输送能力和供电能力。
升级改造配电网。围绕中心城市(区)发展定位和高可靠用电需求，统筹配置空间资源，保障变电站站址和电力廊道落地，高起点、高标准建设配电网，着力提升供电保障能力。按照“远近结合、分步实施”的原则，合理确定网架过渡方式。采用成熟、可靠、技术先进、节能环保的设备设施，逐步更换运行状况差、高损耗设备，有序推进电缆通道建设。以信息网络技术和智能控制技术为支撑，推进配电自动化、通信网、用电信息采集的“全覆盖”，构建智能服务平台，实现配电网的灵活调控、优化运行。
推动“互联网+”智能电网建设。全面提升电力系统的智能化水平，提高电网接纳和优化配置多种能源的能力，满足多元用户供需互动。在电源侧，重点加强传统能源与新能源发电的厂站级智能化建设，促进多种能源优化互补。在用户侧，加快构建“互联网+”电力运营模式，推广双向互动智能计量技术应用。全面推广智能调度控制系统，提升信息平台承载能力和业务水平，开展智能电网支撑智慧城市创新示范，推动智能电网发展。
(五)积极实施电能替代
立足能源清洁化发展和大气污染防治，以电能替代散烧煤、燃油为抓手，不断提高电能占终端能源消费比重、可再生能源占电力消费比重及电煤占煤炭消费比重。综合考虑节能环保效益、财政支持能力、地区潜力空间、电力体制改革和电力市场交易等因素，结合替代方式的技术经济特点，聚焦供暖供冷、工业生产、交通运输、农业生产、家居家电等五大领域，因地制宜推进热泵供暖供冷、电蓄能供暖供冷、分散采暖“煤改电”、工业锅炉“煤改电”、工业窑炉“煤改电”、油田钻机“油改电”、皮带传输“油改电”、电动汽车推广、轨道交通建设、港口岸电推广、空港陆电推广、农产品生产“煤改电”、农业排灌“油改电”、厨房电气化推广以及洁卫电气化推广15项电能替代工程。开展差别化试点探索，实施一批试点示范项目。
按照“桩站先行、适度超前”原则，以用户居住地停车位、单位停车场、公交及出租车场站等配建的专用充电设施为主体，以公共建筑物停车场、社会公共停车场、临时停车位等配建的公共充电设施为辅助，以独立占地的城市快充站、换电站和调整公路服务区配建的城际快充站为补充，推动电动汽车充电基础设施体系加快建设。加大停车场与充电基础设施一体化建设支持力度。探索电动汽车充放电与电力系统互动，改善系统调峰能力。到2020年，建成充电站920座、充电桩35万个。
(六)开展电力精准扶贫
充分发挥电力建设在脱贫攻坚战略中的基础性作用，以满足用电需求、提高供电质量、促进智能化为目标，着力解决农村地区供电薄弱问题，支持经济发展，服务社会民生。
积极开展光伏扶贫。坚持“省级统筹、县负总责，统一规划、分步实施，政策扶持、合力推进”的总体思路，建立健全政府补助、社会帮扶、金融支持、帮扶单位和用户出资等多种途径相结合的资金筹措机制，因地制宜推进集中式、分布式光伏发电项目建设。到2018年，力争惠及10万个贫困户，让贫困群众获得长期稳定的收益。
加快农村电网改造。实施贫困村农网改造“全覆盖”、农村机井电力“井井通”以及自然村动力电“村村通”工程。全面系统推进配变台区、老旧线路和低压户表建设和改造，有效缩短供电半径，提高户均配变容量，全面解决“低电压”、“卡脖子”问题，不断提升贫困地区供电可靠性和电力服务水平。结合高标准农田建设和推广农业节水灌溉等，统筹推进平原、丘陵、山区机井通电设施建设，加强和规范机井通电设施管理和维护，提升农业排灌电力服务水平。2016至2017年，建设改造42万口机井电力设施，惠及农田4200万亩以上。解决294个自然村未通动力电问题，全面实现自然村动力电“村村通”。
(七)深化电力体制改革
遵循“三放开、一独立、三强化”的改革路径，加快构建“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，形成具有竞争活力、健全完善的现代电力市场体系。
理顺价格形成机制。开展输配电价成本调查、监审、各电压等级输配电价水平测算，输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则和分电压等级核定。放开竞争性环节电力价格，分步推进发售电价格市场化。结合电价改革进程，逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴。
推进交易体制改革。按照“一注册、一承诺、一公示、三备案”的程序，改革市场主体准入制度，规范市场主体准入标准。建立相对稳定的中长期电力市场交易机制，组建相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。在推进中长期交易基础上，开展电力市场现货交易机制研究，根据山东电源布局、负荷特性、电网结构等因素和市场成熟条件，适时开展现货交易试点。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。
有序放开计划管理。根据市场发育程度，在确保电网稳定运行和可再生能源电力消纳的前提下，有序放开除公益性、调节性电量以外的其他电量计划。坚持节能减排和清洁能源优先上网的原则，确保规划内的风能、太阳能、水能、生物质能等清洁能源发电和常规机组调峰调频电量按照政府定价优先上网，促进清洁能源多发满发。稳步推进售电侧改革，多途径培育售电主体，有序向社会资本放开配售电业务。
规划自备电厂监管。新(扩)建燃煤自备电厂项目(除背压机组外)要统筹纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划。进一步完善对自备电厂应承担的各类基金、交叉补贴和系统备用费用征缴措施。加强自备电厂在线监测，推动自备电厂与环保、监管等部门和电网企业联网。积极探索促进现有“孤网”机组规范运行并健康发展的有效途径和方式，推动自备电厂转型升级。
