4.提高自动化水平，实现可观可控。按照差异化原则推进配网自动化建设，逐步实现配电网可观可控。配合一次网架同步建设配电通信网，不断提高专网光纤覆盖率，全面提升带宽和可靠率，提高配电通信网对配电自动化、用电信息采集、地县一体化调度等业务的支撑能力。按照“全覆盖、全采集、全费控”建设要求，全面建设用电信息采集系统，推进用电信息的自动采集。
2017—2022年，我省110千伏电网新增变电容量2214万千伏安，线路5708公里。
专栏3各设区市110千伏高压配网建设重点
南昌：新增变电容量330.2万千伏安，满足南昌市负荷增长需求，有效解决变电站重载和可能存在供电风险的单主变问题，单主变变电站占比从2016年的9%降至2022年的3%，结合青云谱、牌楼和黄家湖等220千伏变电站的接入，为城区110千伏变电站提供双侧电源接入，提高城区供电保障。全市形成链式和双辐射为主的供电结构，占比从2016年的93%提高到2022年的99%，提高电网运行灵活性和可靠性。优化110千伏电网局部网架，解决串供等问题，110千伏电网延伸至安义南部和进贤南部等边远地区，缩短供电半径，解决边远地区安全隐患多、低电压等问题。
抚州：新增变电容量178万千伏安，满足地区负荷增长需求。全面解决单线问题，有效解决变电站重载和可能存在供电风险的单主变问题，单主变变电站占比从2016年的30.3%降至2022年的16.4%。全市形成链式和双辐射为主的供电结构，占比从2016年的73%提高到2022年95%，提高电网运行灵活性和可靠性。优化110千伏电网局部网架，解决串供等问题。110千伏电网延伸至广昌南部等边远地区，缩短供电半径，解决边远地区安全隐患多、低电压等问题。
九江：新增变电容量216.6万千伏安，满足地区负荷增长需求。基本解决单线问题，单线供电变电站占比从2016年的6%降至2022年的3%；有效解决存在安全风险的单主变供电问题，单主变变电站占比从2016年的28%降至2022年的5%。全市形成链式和双辐射为主的供电结构，占比从2016年的74%提高到2022年87%，有效提高电网运行灵活性和可靠性。结合威家、华林、新开河220千伏变电站的接入，为九江都市核心区110千伏变电站提供电源支撑，提高都市核心区供电保障。结合马坳220千伏变电站的接入，解决西部110千伏电网小水电和新能源送出卡口问题，同时缩短供电半径，提高西部边远地区供电质量和供电可靠性。结合蔡岭、码头220千伏变电站主变扩建工程，优化地区110千伏电网，解决地区新能源送出卡口问题。
景德镇：新增变电容量96万千伏安，满足地区负荷增长需求。全面解决单线问题，有效解决变电站重载和存在安全风险的单主变供电问题，单主变变电站占比从2016年的36%降至2022年的7%。结合青塘220千伏变电站的接入，为城区110千伏变电站创造双侧电源接入条件，提高城区供电保障。110千伏电网全部实现链式、双辐射的供电结构，有效提高电网运行灵活性和可靠性。优化乐平地区局部网架，解决串供问题。110千伏电网延伸至浮梁北部地区，缩短供电半径，解决边远地区安全隐患多、低电压等问题。
鹰潭：新增变电容量83.9万千伏安，满足地区负荷增长需求。110千伏变电站全部实现双主变配置，110千伏电网全部实现链式、双辐射的供电结构，有效提高电网运行灵活性和可靠性。结合月湖南、志光220千伏变电站的接入，进一步优化110千伏网架，解决多级串供以及供电半径过长等问题，提高供电保障。110千伏电网延伸至贵溪市北部和南部地区，解决边远地区安全隐患多、低电压等问题。
上饶：新增变电容量245.7万千伏安，满足地区负荷增长需求。全面解决单线问题，有效解决变电站重载和存在安全风险的单主变供电问题，单主变变电站占比从2016年的32%降至2022年的22%。全市形成链式和双辐射为主的供电结构，占比从2016年的77%提高到2022年91%，有效提高电网运行灵活性和可靠性。结合园北、秦峰220千伏变电站的接入，为城区110千伏变电站提供电源支撑，保障城区供电安全。结合汪家220千伏变电站的接入，有效解决地区新能源送出问题。110千伏电网延伸至婺源和鄱阳北部地区，缩短供电半径，解决边远地区安全隐患多、低电压等问题。
新余：新增变电容量84.8万千伏安，满足地区负荷增长需求。全面解决单线问题，有效解决可能存在供电风险的单主变问题，单主变变电站占比从2016年18%降至2022年的8%。全市形成链式和双辐射为主的供电结构，占比从2016年的97%提高到2022年100%，提高电网运行灵活性和可靠性。有效解决城区变电站重载问题，提高城区供电保障能力。优化110千伏局部网架，解决良山片区电压匹配问题。110千伏电网延伸至分宜北部、渝水东部及北部等边远地区，缩短供电半径，提高边远地区供电可靠性和电能质量。
宜春：新增变电容量362.6万千伏安，满足地区负荷增长需求，有效解决变电站重载，供电能力不足等问题；链式和双辐射供电结构占比从2016年的95%提高到2022年的100%，全面解决单线问题，网架结构进一步优化；单主变变电站占比从2016年的21%降至2022年的3%，增强互倒能力，提高电网运行灵活性和可靠性；110千伏电网延伸至袁州西部、万载西部、宜丰西部、靖安西部等边远地区，缩短供电半径，解决边远地区安全隐患多、低电压等问题。
萍乡：新增变电容量94万千伏安，供电能力显著提升，满足萍乡市经济转型发展需求，有效解决丹江、上栗等110千伏变电站重载，供电能力不足等问题；新增110千伏变电站满足玉湖新区、麻山组团、赣湘经济合作试验区等区域负荷快速发展需求。链式和双辐射供电结构占比从2016年的94%提高到2022年的100%，解决芦溪县南部、上栗县北部单线单变问题，网架结构进一步优化；单主变变电站占比从2016年的23%降至2022年的3%，增强互倒能力，提高电网运行灵活性和可靠性；110千伏电网延伸至莲花县东北部等边远地区，缩短供电半径，改善供电质量，支撑萍乡现代农业、现代服务业的发展。
赣州：新增变电容量362.7万千伏安，满足地区负荷增长需要。有效解决城区变电站重载问题，提高城区供电保障能力。进一步优化110千伏电网结构，有效解决单线问题和可能存在供电风险的单主变问题，单线占比从2016年10%降至2022年的1%，单主变变电站占比从2016年51%降至2022年的24%。加强农村地区网架，提高农网供电可靠性和电能质量。全市形成链式和双辐射为主的供电结构，占比从2016年的90%提高到2022年99%，提高电网运行灵活性和可靠性，满足新增新能源接入和送出。
吉安：新增变电容量159.3万千伏安，满足吉安市负荷增长需求，有效解决变电站重载和可能存在供电风险的单台主变问题，单主变变电站占比从2016年的22.4%降至2022年的13.3%，基本解决变电站单线供电问题，环网、链式和双辐射供电结构占比从2016年的79%提高到2022年100%。提高电网运行灵活性和可靠性，优化110千伏电网局部网架，解决串供等问题，提高边远地区供电质量，延伸110千伏供电范围，增加110千伏电网覆盖面，整个吉安市供电安全水平大幅度提高。
（四）保障新能源有序发展
1.有效推进配套工程，保证及时入网。为支持新能源产业发展，凡列入省级规划或年度开发计划的太阳能、风能、生物质等新能源发电项目，其电网送出工程按管理程序有关要求自动纳入规划；加强新能源配套接入工程的建设管理，确保与电站同步投产，避免出现因接入受限导致的弃风、弃光等现象。
2.积极推动源网协调，促进有序发展。充分考虑新能源发展需求和潜力，针对吉安、赣州、九江等新能源集中分布地区，统筹加强区域输电通道，合理增加主变容量，切实保证新能源有效送出消纳，提高电网对新能源发展的适应性、包容性。综合考虑电网的接入条件、消纳能力、建设难度以及经济效益等因素，引导新能源项目科学布局、有序开发，避免因个别项目送出大规模增加电网建设投资，造成综合效益降低的情况，促进新能源健康有序发展。
（五）推进新电改有序实施
1.完善输配电价核定机制，推进市场化进程。加速推进输配电价改革，形成规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价核定体系，促进电网企业加强管理、降低成本、提高效率，并为推动增量配电业务向社会资本放开积极营造政策环境。
2.有序放开配售电市场，促进公平竞争。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，重点推进工业园区、产业园区、城市新区等区域的增量配电网建设。鼓励组建拥有配电网运营权的售电公司，向区域内售电公司和用户无歧视开放，并提供保底供电服务。
