第一篇：中国电力投稿（定稿）
《中国电力》杂志投稿须知
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（2）对于获得各类基金资助项目的科技类论文，如国家自然科学基金重点资助项目、教育部博士点基金项目、国家“十五”重大科技攻关项目等论文，《中国电力》杂志社将优先录用发表。并请作者在文章上注明项目编号，提供相应的证明材料。此外，为了加强与国际间的交流，本刊欢迎海外作者踊跃投稿。
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第二篇：《中国电力》杂志投稿须知
《中国电力》杂志投稿须知
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附件：论文样例
气体绝缘金属封闭输电线路及其应用
范建斌1
（中国电力科学研究院，北京 100192）
摘要： 我国输电线路多经过地理和气象条件复杂的地区，社会经济的发展也使得线路走廊的选择成为一个日益严峻的问题。气体绝缘金属封闭输电线路（GIL）具有输送容量大、布置灵活、与环境相互影响小以及不受灰尘、湿度和覆冰等外界环境因素影响等优点，适用于恶劣气象环境或廊道选择受限制的电力输送场合。分析比较了GIL与架空线路和常规高压电缆相比所具有的技术优点；介绍了GIL绝缘结构设计步骤、现场模块单元组装方式、结构发生位移时的补偿方法以及绝缘气体气压和密度监测方法；给出了国外主要GIL制造厂商及其产品的应用实例。随着GIL的设计、安装、气体监测技术日趋成熟，可以成为电能输送的一种有效选择方案。
关键词：气体绝缘金属封闭输电线路；架空输电线路；恶劣环境；微粒陷阱；气体密度监测 中图分类号：TM726;TM853
文献标识码：A
文章编号：1004-9649(2008)08-0000-00 0引言
气体绝缘金属封闭输电线路(Gas Insulated Metal Enclosed Transmission Line,GIL)作为一种新型的输电线路，具有输电容量大、占地少、布置灵活、可靠性高、免维护、寿命长、与环境相互影响小等优点，采用GIL可解决特殊气象环境或特殊地段的输电线路架设问题，通过合[1-3]理规划和设计，不但可以大大降低系统造价，而且也能提高系统的可靠性。自美国High Voltage Power Corporation公司与美国麻省理工学院成功研制的GIL在1972年投入应用以来，这种新型的输电方式已得到了广泛应用，目前73~1200 kV电压等级的GIL在全世界范 收稿日期：2008-04-23；修回日期：2008-05-29 作者简介：范建斌（1967-），男，山西长治人，博士，高级工程师（教授级），从事输变电设备外绝缘及高压试验技术方面的研究工作。E-mail: fanjb@epri.ac.cn 围内投入应用的总长度近200 km。
我国大容量长距离的输电线路大都处于高海拔或气象条件复杂的山区，各种恶劣的天气环境成为威胁我国电网安全的重要因素。2008年初，我国南方出现的大面积长时间雨雪冰冻天气，使架空输电线路由于严重覆冰遭受了巨大损失，据初步统计，仅国家电网公司经营区域内的输电线路累计停运15284条，杆塔损毁十多万基，给人民生活造成了极为严重的影响。输电线路如何抵抗极端天气的影响成为一个迫切需要解决的问题，寻求新的输电方式也成为电力研究和运行部门共同关注的问题。GIL输送容量大，不受灰尘、湿度及覆冰等外界环境因素影响，可靠性高，可以成为替代架空输电线路的一种有效方案。
[4]1 GIL技术优点
1.1 适合远距离大容量输电
与充油电缆和交联聚乙烯（XLPE）电缆相比，由于采用介电常数和空气接近的SF6气体（或SF6混合气体），接地外壳与高压导体的内径比值大于自然常数e，GIL的电容量（C=50~70pF/m）小，仅为相同电压等级充油电缆的1/4。因此，GIL的充电电流低于常规高压电缆，临界传输距离长，即使长距离输电，也不需要无功补偿和冷却系统[5]。
与架空输电线路相比，GIL高压导体和接地外壳截面积大、电阻小、损耗低。例如，同样将1400MW的电力输送至 32km 距离处，架空线路的总损耗为18.56MW，而GIL的总损耗仅为 5.76 MW，还不到架空线路的1/3，当输送距离和容量更大时GIL损耗上的优势更加明显。架空线路、交联聚乙烯（XLPE）电缆、GIL线路的单位长度损耗与额定电流和输送容量的关系如图1所示。
******00***01400XLPE 电缆GIL2500额定电流/A1800输送容量/MVA 单位长度损耗/W/m架空输电线路图1 架空输电线路、XLPE电缆和GIL线路损耗比较
Fig.1 Losses comparison of overhead transmission line, XLPE cable and GIL
1.2与环境相互影响小
由于GIL采用高压导体和接地外壳同轴布置的全封闭式结构，管道内部的SF6气体（或SF6混合气体）间隙和绝缘子（支柱绝缘子和盆式绝缘子）的绝缘性能不受外界环境中各类污秽、雨雪和覆冰的影响，不存在发生污闪和覆冰闪络的可能，可以替代高寒、多雨雪、重污秽地区的架空输电线路。
在对电磁环境要求严格的区域，如机场和计算中心，架空输电线路和常规高压电缆产生的电磁场能对各类电子设备产生干扰，使控制信号出错。而对于GIL，因为中间高压导体上输送的电流与外壳上感应的电流等值反向，外部空间的电磁场几乎可忽略不计。对于额定电压400kV的GIL，当通过的电流为2.5 kA时，在距中间相4m的范围外时，磁感应强度不到2μT，而对于相同电压等级和电流的电缆在此范围的磁感应强度是该值的25倍，架空线路对外产生磁感应强度数值与电缆相当。此外，采用直埋或隧道安装的GIL，与架空线路相比，对周围景观影响小，适用于自然和人文景观需要保护的地区。
………………………………………………………………………………………..………………………………………………………………………………………..4 结语
与架空输电线路相比，GIL具有占地空间小、受大气环境影响小、对外不产生电磁干扰的优势；而同常规高压电缆相比，GIL又具有输送容量大、损耗小、无绝缘老化、适用用于垂直落差大场合的优势。随着电力系统对输电线路可靠性要求的提高，布置灵活的GIL可以替代架空输电线路，成为一种在极端气象环境下或廊道空间受限情况下安全可靠的电能输送方式。
经过近40a的发展，GIL的设计、安装、气体监测技术日趋成熟，在全世界范围内得到了广泛的应用，近年来在我国也有成功应用的例子。随着我国电网建设的迅速发展，可以预见在西电东送途径地理和气象环境复杂的区域，这种新型的输电方式的应用将会越来越受到重视。
参考文献：
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张重实）
Gas insulated metal enclosed transmission line(GIL)
and its application
FAN Jian-bin
(China Electric Power Research Institute，Beijing 100192，China)Abstract: Transmission lines always pass through areas with complex geographical and meteorological conditions in China, and the corridor is more and more difficult to choose with the development of society and economy.Gas Insulated Metal Enclosed Transmission Line(GIL)with the merit of bulk power transmission, flexible layout, low impact on or of environment, can be used in those situations which the ambient conditions such as pollution, ice accretion etc.are very serious or the corridor is limited.Firstly, the advantages of the GIL, compared with overhead transmission line and conventional high voltage electric cable, are introduced and analyzed.Then the methods of dielectric design, on-site assembly of the modules, compensation of structure displacement and insulated gas pressure and density monitoring method are introduced.Lastly, the foreign GIL manufactures and their products applications are presented.With the matureness of technology on design, installation and gas-monitoring, GIL could be an effective selection scheme of power transmission.Key words: gas insulated metal enclosed transmission line;overhead power transmission line;severe environmental;particle trap;gas density monitoring.联系方式（不会刊登，仅供编辑用）
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第三篇：《中国电力》投稿须知最新版
《中国电力》投稿须知最新版
《中国电力》创刊于1956年，由国家电网公司主管，国网能源研究院、中国电机工程学会主办的全国性专业技术期刊,国内外公开发行。国内统一连续出版物号为CN11-3265/TM，国际标准连续出版物号为ISSN1004-9649。
《中国电力》是国家中文核心期刊、中国科技核心期刊、中国科学引文数据库（CSCD）核心期刊和 RCCSE中国核心学术期刊（A）。《中国电力》追踪报道电力行业发展中的前沿科研成果和生产运行、设计施工、能源资源开发利用、工业技术等实践与成效，反映电力工业技术进步历程，探索电力工业发展与运营的客观规律，交流电力技术创新与改造的经验，介绍国内外电力技术发展动态。
《中国电力》宣传贯彻国家科技进步和电力工业改革与发展的各项方针政策；传播发电厂、电力网、供用电等有关电力设计施工、生产运行、科学研究以及电力信息资源开发利用的成果；介绍电力工业宏观经济研究、经营管理、企业研发经验以及新产品、新技术推广和应用情况；刊登电力工业技术规程、标准及电力统计数据；适当介绍动力机械、电机电器制造部门在产品改造和改型方面的经验以及国外电力生产、科技及经营管理方面的动态。《中国电力》的报道范围几乎囊括了电力系统包括发电厂、电网、供用电的所有专业，相关栏目包括专稿、电力规划、发电技术、电网技术（含输电、配电及供用电等）、电力信息与通信、技术经济、节能与环保、智能电网、新能源、应用技术和国外电力等栏目。此外，《中国电力》还适时增设热点专栏，如特高压直流输电技术、电力安全、风光储、火电厂烟气脱硝技术等。
《中国电力》发行的对象主要是电力行业工程技术人员、经营管理人员、大专院校师生，以及冶金、石油化工、机械、轻工纺织和其他行业的相关人员。全国统一投稿邮箱：zgdlqk@163.com。
本刊主要栏目：
（1）专稿：针对国内外电力行业技术发展最新动态、国家电力及能源规划、布局等，邀请国内外知名专家、学者撰稿进行专题论述。
（2）电力规划：该栏目主要刊登国家或地方电力规划研究，与电力相关的能源相关行业规划研究、电力行业及专业规划等方面的文章。
（3）发电技术：该栏目主要报道各种形式的发电技术及应用经验。包括发电控制自动化、火电厂汽轮机与锅炉的本体及辅机、发电厂电气、热工自动化控制、化学水处理技术，金属材料应用及运行问题；水电工程技术及解决方案；核电技术国产化研发成果。
（4）电网技术：该栏目主要报道电力系统、智能电网、高电压技术、电能质量（电力营销）、电网工程和供用电技术等方面的发展情况。
（5）智能电网：该栏目主要报道电动汽车及其智能充放电技术、电力调度自动化（在线潮流监视、故障模拟、SCADA系统）、配电自动化、电力系统信息自动传输、电力系统反事故自动装置、供电系统自动化等方面的发展成果和进展；重点关注数字化变电站、电子互感器、柔性输电、微网保护等智能化技术的应用。
（6）信息与通信：该栏目主要报道信息技术IT在电力系统内的研究与应用（包括信息系统、信息平台、信息安全、信息网络的运行维护管理）以及电力通信网络建设（包括通信网络的规划/设计/具体项目的改造和建设）、电力通信技术的研发应用，包括电力线载波通信PLC；光纤通信；软交换技术；电力光纤到
户（PFTTH）、电力通信网的运行维护管理等。
（7）技术经济：该栏目侧重于宣传电网及用电工程及技改工程造价、技术经济评价等方面的新方法、新成果。重点登载电网及用电工程项目论证及可行性研究、电力工程的造价分析与技术经济评价、电力工程定额分析与研究、工程可研和初设评审、工程项目后评价、电力项目技术改造经济分析等方面的文章。
（8）节能与环保：该栏目重点宣传行业和社会节能、节电研究、需求侧管理研究与实践、电力环保技术研究、电力工业清洁发展机制与污染防治等方面的成果和经验。
（9）应用技术：该栏目综合报道国内外电网企业技术进步和电网技术发展情况，为工作在电力生产和科研第一线的人员搭建交流与讨论的平台，交流成功经验。
（10）国外电力：该栏目介绍国外电力工业发展和动态、电力市场建设与运营情况、电力发展规划与工程技术经济领域的新方法和新理论。
投稿要求
（1）著录格式请参照国标GB7713-87《科学技术报告、学位论文和学术论文的编写格式》或《中国电力》的规定；
（2）专业范围：智能电网技术、电力系统、调度运行、输/配电技术、自动化、高电压技术、电力市场、新能源（风电、太阳能发电等）、电能质量、谐波治理、电力电子技术等；
（3）学术水平要求：有创新性、重要性、实验设计和数据代表性（实验结果是论文的核心，有分析，不能把数据直接列出来）；
（4）写作要求：文章结构清晰、条理清楚，逻辑性强，段落层次之间逻辑关系合理、文字简洁、流畅、用词规范；
（5）文章长度以5000字为宜。
内容要求
稿件应包括以下内容
1.中、英文标题：中文题名以不超过20个汉字为宜，外文题名不超过10个实词，应以最恰当、最简明的词语反映报告、论文中最重要的特定内容。要求简单明了、恰当、鲜明、准确地概括论文中最主要的内容，同时又引人注目。符合简短性、明确性、可检索性、特异性要求。
2.作者姓名、单位名称：应将第一作者写在第一位，其余依次填写。单位名称格式为：单位全称，所在的省、市、区、县名，邮政编码。若文章的多个作者分属不同单位，应详细写明各位作者的姓名（实名）、单位名称、邮编、联系电话（移动电话）。
3.摘要：简明扼要、应能客观、真实地体现文章的主要内容，要求语言简练，应保证一定的信息量，切忌掺杂解释、评论语句。篇幅以200～300字为宜。
4.关键词：主要用于文献检索，尽量使用通用名称，专业范围宽窄适宜，应能反映文章的特征和内容。要求3-8个。
5.中图分类号、文献标识码：中图分类号应按《中图分类法》分类；科技论文文献标识码为A。
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4.变量及字母的使用
1）表示单位的字母用正体；表示矩阵、向（矢）量符号请用加粗斜体表示，但下标不用加粗；一般变量符号，如：t（时间）、v（速度）等，用斜体表示；下标字母表示英文缩写的请用正体，其他请用斜体，如ws，wr的下标s，r分别表示定子、转子的英文缩写，用正体。
2）变量符号应在首次出现时说明其物理意义或给出定义，变量单位应规范，变量符号定义要清晰，前后要统一，每个变量的大小写、上下标等要全文统一，切勿混淆；每个变量符号只能用1个字符（可另加上、下标）表示，切勿用英文单词的缩写（字母组合）表示，同一符号只能代表同一变量，同一变量必须用同一字母表示。
3）所有单位请用国际标准单位。
5.图、表
图、表要求有“自明性”，具体说明如下：
1）图、表中的文字请用中文，图表中的变量请在正文中说明含义。
图中的每条曲线应说明含义，可在图中注释，或用文字加以说明。
2）图、表题应中英文对照，尽量详尽，自明。不应有重复的图题或表题。
3）坐标图请注明变量的名称、单位以及标值；不能在图中表示的，请在正文中进行说明。
6.英文缩写
英文缩写词应在第一次出现时给出中文名称和英文全称，格式如下：集成门极换向晶闸管（integrated gate commutated thyristor，IGCT）。
7.基金项目及重大科研攻关项目
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第四篇：中国电力能源分布浅析
中国电力能源分布浅析
中国煤炭和水能资源丰富，石油和天然气相对较少，是世界上少数几个以煤炭为主要能源的国家之一。但是，中国能源资源分布极不均衡。总体上是西多东少、北多南少。煤炭总资源量北部占87%，西部占52%；可采储量北部占79%，西部占26%。石油陆上总资源量东北和华北占52%，西北占35%；可采储量东北和华北占50%，西北占32%。天然气陆上总资源量西北占43%，华北和东北占12%；可采储量西北占52%，华北和东北占23%。水能资源理论蕴藏量70% 集中在西南，技术可开发水能资源西南占67.8%，中南占15.5%。
一、大型煤电基地分布
（一）山西煤电基地
山西是我国传统煤炭产区，包括晋北、晋中、晋东三个国家规划建设的大型煤炭基地，已探明保有储量2663亿吨。结合煤炭资源储量、生态环境等方面因素考虑，山西煤炭产区生产规模可达9亿吨/年。
山西水资源总量为123.8亿米3/年，多分布在盆地边缘及省境四周。未来山西煤电基地用水主要通过水利工程、城市中水和坑排水利用等方式满足，原则上不取用地下水。在采取节水、充分利用二次水源等措施后，预计2020年发电可用水量可达到7.10亿米3/年。
综合考虑煤炭和水资源，晋东南、晋中、晋北三个煤电基地可开发电源装机容量约1亿千瓦。在满足本地电力需求的前提下，山西煤电基地外送规模2015年约2620万千瓦，2020年约4100万千瓦。
（二）陕北煤电基地
陕北煤炭产区煤炭储量丰富，煤质量优良，已探明保有储量1291亿吨，包括神东、榆神、榆横、府谷四个矿区，煤炭规划生产规模合计可达到4.55亿吨/年。随着煤炭资源勘探的进一步深入，各矿区生产规模还可进一步加大。
陕北地区位于我国西北黄土高原，河川径流较小，供水设施缺乏。综合规划水利工程、城市中水利用、矿井排水利用、黄河干流引水工程等水源供给能力分析，结合各项节能设施，陕北煤炭产区未来水资源供需可以得到平衡。煤炭基地用水近期以区内水源为主，远期通过黄河干流引水工程解决。预计2020年发电可用水量为1.48亿米3/年。
综合考虑煤炭和水资源，陕北煤炭基地可开发电源装机容量约4380万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，陕北煤电基地外送规模2015年约1360万千瓦，2020年约2760万千瓦。
（三）宁东煤电基地
宁东煤炭产区煤炭已探明保有储量309亿吨，储量较为丰富，主要矿区煤质优良，开发技术条件较好。根据现有矿区资源条件，宁东煤炭产区规划生产规模 达到1.35亿吨/年。
宁东煤炭产区位于银川市黄河以东，取水较为方便，宁东供水工程可以为用水企业提供可靠的水资源供应。宁东煤炭产区工业项目用水指标主要通过水权转换方式取得。根据宁夏回族自治区黄河水权转换规划，引黄灌区向工业可转换水量指标主要用于宁东基地项目，其中配置到电力的转换水量指标可达1.67亿米3/年，煤电基地建设所需水资源可以得到保证。
综合考虑煤炭和水资源，宁东煤电基地可开发电源装机容量约4880万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，宁东煤电基地外送规模2015年约1400万千瓦，2020年约1840万千瓦。
（四）准格尔煤电基地
准格尔煤炭产区煤层平均厚度达29米，已探明保有储量256亿吨，大部分为褐煤和长焰煤。根据各矿区的生产能力规划，准格尔煤炭产区生产规模可达到1.4亿吨/年。
准格尔地区水资源总量为3.6亿米3/年。煤电基地用水主要通过地下水开采、黄河干流引水、城市中水利用解决。根据对全社会水资源供需平衡分析，准格尔煤炭产区发电可用水量2020年可达到1.78亿米3/年。
综合考虑煤炭和水资源，准格尔煤电基地可开发电源装机容量约6000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，准格尔煤电基地外送规模2015年约3000万千瓦，2020年约4340万千瓦。
（五）鄂尔多斯煤电基地 鄂尔多斯煤炭产区煤炭已探明保有储量560亿吨，水资源总量25.8亿米3/年，发电可用水量2020年可达到1.81亿米3/年。综合考虑煤炭和水资源，鄂尔多斯煤炭基地可开发电源装机容量约6000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，鄂尔多斯煤电基地外送规模2015年约240万千瓦，2020年约480万千瓦。
（六）锡盟煤电基地
锡盟（锡林格勒盟）位于内蒙古中部，煤炭资源储量丰富，已探明保有储量484亿吨。煤质以褐煤为主。锡盟煤电普遍具有煤层厚、结构稳定、开采条件好的特点，适合大规模露天开采，开发成本较低。根据资源条件估算，锡盟煤炭产区生产规模可达3.4亿吨/年。
锡盟煤炭产区水资源总量26.1亿米3/年。未来，通过建设水利工程、加大城市中水和矿区排水利用等措施，锡盟地区可供水量可望有加大增加。根据对全社会水资源供需分析，预计2020年发电可用水量可达到1.52亿米3/年。
结合考虑煤炭和水资源，锡盟煤电基地可开发电源装机容量约5000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，锡盟煤电基地外送规模2015年约1692万千瓦，2020年约3012万千瓦。
（七）呼盟煤电基地 呼盟（原呼伦贝尔盟）煤炭产区煤炭已探明保有储量338亿吨，以褐煤为主，大部分资源适合露天开采，具备成为大型煤电基地的条件。根据现有资源条件估 算，呼伦贝尔煤炭产区生产规模可达到1.56亿吨/年。
呼伦贝尔地区水资源较为丰富，水资源总量127.4亿米3/年。发电可用水量较为充足，2020年预计可达到1.24亿米3/年。
综合考虑煤炭和水资源，呼盟煤电基地可开发电源装机容量约3700万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，呼盟煤电基地外送规模2015年约1100万千瓦，2020年约1900万千瓦。
（八）霍林河煤电基地
霍林河煤炭产区煤炭已探明保有储量118亿吨，以褐煤为主，埋藏浅、煤层厚、结构简单，适应露天开采，煤炭生产规模可达到8000万吨/年以上。
霍林河煤炭产区水资源总量约2.4亿米3/年。通过加强水资源保护开发、兴修水利工程、坚持开源和节流并重、充分利用矿区疏干水等措施，预计2020年发电可用水量可达到0.42亿米3/年。
综合考虑煤炭和水资源，霍林河煤电基地可开发装机容量约1420万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，霍林河煤电基地外送规模2015年约360万千瓦。
（九）宝清煤电基地
宝清煤炭产区是黑龙江省重要的资源产区，已探明保有储量52亿吨，均为褐煤。根据各矿区煤炭资源条件和建设规划估算，宝清产区煤炭生产规模可达到6500万吨/年。
宝清地区水资源总量34.6亿米3/年，可为宝清煤电基地供水1.5亿米3/年，区域外松花江干流水资源可利用量为0.73亿米3/年，发电可用水量较为充足，水资源供给能力完全能够满足煤电基地建设要求。
综合考虑煤炭和水资源，宝清煤电基地可开发装机容量约1200万千瓦。在满足本地区电力需求的前提下，宝清煤电基地外送规模2015年约800万千瓦。
（十）哈密煤电基地
新疆哈密地区煤炭资源丰富，已探明保有储量373亿吨，煤层浅，开采技术条件好，未来哈密地区煤炭生产规模可达到1.8亿吨/年，并有进一步增产潜力。
哈密地区水资源总量5.7亿米3/年。根据当地水资源利用规划，到2020年前哈密将建设乌拉台等多个水库增加供水。水资源经全社会综合配置平衡后，2020年发电可用水量可达到0.62亿米3/年。
综合考虑煤炭和水资源，哈密煤炭基地可开发电源装机容量超过2500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，哈密煤电基地外送规模2015年约2100万千瓦。
（十一）准东煤电基地
新疆准东地区煤炭已探明保有储量789亿吨，煤层赋存浅、瓦斯含量低，开采技术条件好。根据准东能源基地建设规划，2020年煤炭生产规模可达到1.2亿吨/年。
准东地区水资源总量13.9亿米3/年。通过引额（额尔齐斯河）济乌（乌鲁木齐）工程及“500”水库东延供水工程进行跨流域调水，可以解决准东煤电基地 的用水问题。2020年发电可用水量约0.84亿米3/年。
综合考虑准东煤炭产区经济社会的可持续发展及煤炭资源、水资源的合理利用，准东煤电基地可开发装机容量约3500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，准东煤电基地外送规模2015年约1000万千瓦，2020年约3000万千瓦。
（十二）伊犁煤电基地
新疆伊犁煤炭产区煤炭已探明保有储量129亿吨，煤层埋藏浅，易于开采。根据煤炭产区的资源条件，可以建成年产量上亿吨的煤炭采区。
伊犁煤炭产区水资源总量170亿米3/年，水资源丰富。考虑全社会各行业用水需求后，发电可用水量2020年可达到3亿米3/年。
综合考虑煤炭和水资源，伊犁煤电基地可开发电源装机容量约8700万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，伊犁煤电基地2015年后开始向外送电，2020年外送规模约1000万千瓦。
（十三）彬长煤电基地
彬长煤炭产区位于陕西省咸阳市西北部，已探明保有储量88亿吨。根据资源禀赋、开发现状及技术条件，彬长煤炭产区煤炭生产规模可达4000万吨/年。
彬长地区水资源总量为15.1亿米3/年。根据陕西省对省内河流流域水资源的开发利用规划，未来将建设多个水资源工程，主要用于解决居民生活和彬长矿区的工业用水。考虑矿区排水的循环利用，彬长地区发电可用水量2020年能够达到0.42亿米3/年。
综合考虑煤炭资源和水资源，彬长煤电基地可开发装机容量约1400万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，彬长煤电基地外送规模2015年约800万千瓦。
（十四）陇东煤电基地
甘肃陇东地区位于鄂尔多斯盆地西南边缘，区域内煤炭资源丰富、煤质优良、分布集中、赋存条件好，已探明煤炭保有储量142亿吨，规划产能超过1亿吨/年。
陇东地区水资源总量为12.5亿米3/年，属相对缺水地区。为解决水资源匮乏问题，甘肃省计划结合陇东能源基地煤炭开发，修建多项水利供水工程，并充分利用城市污水处理厂的中水及煤矿疏干水，科学合理配置水资源，保障火电、化工项目用水需求。预计到2020年，发电可用水量能够达到0.79亿米3/年。
综合考虑煤炭资源和水资源，陇东煤电基地可开发装机容量约2660万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，陇东煤电基地外送规模2015年约400万千瓦，2020年约800万千瓦。
（十五）淮南煤电基地
淮南煤炭产区煤炭已探明保有储量139亿吨，具有煤层厚度和分布集中的特点，开采煤层厚度平均20-30米。矿区内水系丰富，水资源总量58.0亿米3/年，煤电基地用水主要来自淮河干支流，发电可用水量较为充足。
综合考虑煤炭和水资源，淮南煤电基地可开发电源装机容量约2500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，淮南煤电基地外送规模2015年约1320万千瓦。（十六）贵州煤电基地
贵州煤炭产区煤炭已探明保有储量549亿吨，水资源总量超过1000亿米3/年，发电可用水充足。随着贵州用电需求的快速增长，贵州煤电基地所发电力主要在本身范围内消纳。
二、大型水电基地分布
（一）金沙江水电基地
金沙江领域面积47.32万公里2，约占长江全流域面积的26%。金沙江水力资源极为丰富，理论蕴含量约占长江总蕴含量的42%，占全国总量的16.7%。
金沙江流域共规划25级电站，装机总容量7632万千瓦。其中上游13级电站，规划装机容量1392万千瓦；中游8级电站，规划装机容量2090万千瓦；下游4级电站，规划装机容量4170万千瓦；根据金沙江水电基地建设规划，预计2020年投产装机规模达到6160万千瓦，2030年达到7352万千瓦。
（二）雅砻江水电基地
雅砻江地处青藏高原东南部。流域面积约13.6万公里2，天然落差3830米，蕴藏水能资源丰富，技术可开发容量3461万千瓦。雅砻江水能资源具有水量丰沛、大型电站多、水电开发淹没损失小、整体调节性能好等特点，开发前景较好。
雅砻江流域共规划22座电站，装机总容量2906万千瓦。其中上游11级电站，规划装机容量280万千瓦；中游6级电站，规划装机容量1156万千瓦；下游5级电站，规划装机容量1470万千瓦。根据雅砻江水电基地建设规划，预计2020年投产装机容量达到2460万千瓦，2030年达到2606万千瓦。
（三）大渡河水电基地
大渡河是长江上游岷江水系的最大支流，流域面积约7.7万公里2，干流全长1062公里，天然落差4175米，蕴藏水能资源丰富。
大渡河流域共规划27级电站，装机总容量2673万千瓦。预计2020年投产装机容量达到2300万千瓦，2030年达到2673万千瓦。
（四）怒江水电基地
怒江发源于西藏唐古拉山南麓，经我国西藏和云南后进入缅甸。我国境内流域面积13.8万公里2，干流天然落差4848米，水量丰沛稳定，水电开发的地形地质条件好，移民较少。
怒江流域共规划25级电站，装机总容量3639万千瓦。其中上游12级，规划装机容量1464万千瓦；中游9级，规划装机容量1843万千瓦；下游4级，规划装机容量332万千瓦。预计2020年投产装机容量达到468万千瓦，2030年达到2639万千瓦。
（五）澜沧江水电基地
澜沧江发源于唐古拉山北麓，流经我国青海、西藏、云南后进入老挝。我国境内流域面积16.4万公里2，天然落差约4695米。
澜沧江流域共规划22级电站，装机总容量3198万千瓦。其中上游13级，规划装机容量1552万千瓦；中游5级，规划装机容量811万千瓦；下游4级，规划装机容量835万千瓦。预计2020年投产装机容量达到2600万千瓦，2030年达到3158万千瓦。
（六）雅鲁藏布江水电基地
雅鲁藏布江是西藏最大的河流，也是世界上海拔最高的河流，干流全长2075公里，流域面积约24.0万公里2。雅鲁藏布江干流水电/水能资源技术可开发量8966万千瓦，其中下游河段占95%。预计2030年前后进入集中开发阶段。
三、大型风电基地分布
（一）酒泉风电基地
酒泉地区风能资源丰富，风能技术可开发规模约4000万千瓦，主要集中在瓜州、玉门和马鬃山地区。规划到2015年酒泉风电基地装机容量达到1300万千瓦，2020年达到2000万千瓦，2030年达到3200万千瓦。酒泉风电在充分利用西北主网风电消纳能力后，部分需要外送东中部负荷中心地区消纳。
（二）哈密风电基地
哈密风电基地位于新疆三塘湖——淖毛湖风区和哈密东南部风区，技术可开发量约6500万千瓦。规划到2015年哈密风电基地装机容量达到500万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2000万千瓦。哈密风电除小部分在本地消纳外，大部分需要外送到东中部负荷中心地区消纳。
（三）河北风电基地
河北省风能资源主要分布在张家口、承德坝上地区和沿海秦皇岛、唐山、沧州地区。规划到2015年，河北风电基地装机容量达到1100万千瓦，2020年达到1600万千瓦，2030年达到1800万千瓦。河北风电优先考虑在京津唐电网及河北南网消纳，剩余部分考虑在更大范围内消纳。
（四）蒙西风电基地
蒙西风电基地主要位于内蒙古自治区的乌兰察布市、锡林郭勒盟、巴彦淖尔市、包头市、呼和浩特市等地，技术可开发量约为1.07亿千瓦。规划到2015年，蒙西风电基地装机容量达到1300万千瓦，2020年达到2700万千瓦，2030年达到4000万千瓦。蒙西风电优先在蒙西电网和华北电网消纳，剩余部分在更大范围内消纳。
（五）蒙东风电基地
蒙东风电基地位于内蒙古自治区的赤峰市、通辽市、兴安盟和呼伦贝尔市境内，技术可开发量约为4300万千瓦。规划到2015年，蒙东风电基地装机容量达到700万千瓦，2020年达到1200万千瓦，2030年达到2700万千瓦。蒙东风电优先送电东北电网，剩余部分在更大范围内消纳。
（六）吉林风电基地
吉林省风能资源主要分布在中西部平原的白城（含通榆）、四平、松原等地区。规划到2015年，吉林风电基地装机容量达到600万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2700万千瓦。吉林风电首先在省内和东北电网范围内消纳，剩余部分在更大范围内消纳。
（七）江苏沿海风电基地
江苏省风能资源储量主要集中在沿海滩涂和近海域。规划到2015年，江苏沿海风电基地装机容量达到600万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2000万千瓦。考虑华东电网调峰支援，江苏风电主要在本省范围内消纳，剩余部分在更大范围内消纳。
（八）山东沿海风电基地
山东省风能资源丰富区主要分布在东部海岸带及部分岬角、岬岛、岛屿、高山山脊风口等处。规划到2015年，山东沿海风电基地装机容量达到800万千瓦，2020年达到1500万千瓦，2030年达到2500万千瓦。山东风电主要在本省范围内消纳，剩余部分在更大范围内消纳。
第五篇：中国电力能源分布浅析
中国电力能源分布浅析
一、大型煤电基地分布
（一）山西煤电基地
山西是我国传统煤炭产区，包括晋北、晋中、晋东三个国家规划建设的大型煤炭基地，已探明保有储量2663亿吨。结合煤炭资源储量、生态环境等方面因素考虑，山西煤炭产区生产规模可达9亿吨/年。
山西水资源总量为123.8亿米3/年，多分布在盆地边缘及省境四周。未来山西煤电基地用水主要通过水利工程、城市中水和坑排水利用等方式满足，原则上不取用地下水。在采取节水、充分利用二次水源等措施后，预计2020年发电可用水量可达到7.10亿米3/年。
综合考虑煤炭和水资源，晋东南、晋中、晋北三个煤电基地可开发电源装机容量约1亿千瓦。在满足本地电力需求的前提下，山西煤电基地外送规模2015年约2620万千瓦，2020年约4100万千瓦。
（二）陕北煤电基地
陕北煤炭产区煤炭储量丰富，煤质量优良，已探明保有储量1291亿吨，包括神东、榆神、榆横、府谷四个矿区，煤炭规划生产规模合计可达到4.55亿吨/年。随着煤炭资源勘探的进一步深入，各矿区生产规模还可进一步加大。
陕北地区位于我国西北黄土高原，河川径流较小，供水设施缺乏。综合规划水利工程、城市中水利用、矿井排水利用、黄河干流引水工程等水源供给能力分析，结合各项节能设施，陕北煤炭产区未来水资源供需可以得到平衡。煤炭基地用水近期以区内水源为主，远期通过黄河干流引水工程解决。预计2020年发电可用水量为1.48亿米3/年。
综合考虑煤炭和水资源，陕北煤炭基地可开发电源装机容量约4380万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，陕北煤电基地外送规模2015年约1360万千瓦，2020年约2760万千瓦。
（三）宁东煤电基地
宁东煤炭产区煤炭已探明保有储量309亿吨，储量较为丰富，主要矿区煤质优良，开发技术条件较好。根据现有矿区资源条件，宁东煤炭产区规划生产规模达到1.35亿吨/年。
宁东煤炭产区位于银川市黄河以东，取水较为方便，宁东供水工程可以为用水企业提供可靠的水资源供应。宁东煤炭产区工业项目用水指标主要通过水权转换方式取得。根据宁夏回族自治区黄河水权转换规划，引黄灌区向工业可转换水量指标主要用于宁东基地项目，其中配置到电力的转换水量指标可达1.67亿米3/年，煤电基地建设所需水资源可以得到保证。
综合考虑煤炭和水资源，宁东煤电基地可开发电源装机容量约4880万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，宁东煤电基地外送规模2015年约1400万千瓦，2020年约1840万千瓦。
（四）准格尔煤电基地 准格尔煤炭产区煤层平均厚度达29米，已探明保有储量256亿吨，大部分为褐煤和长焰煤。根据各矿区的生产能力规划，准格尔煤炭产区生产规模可达到1.4亿吨/年。
准格尔地区水资源总量为3.6亿米3/年。煤电基地用水主要通过地下水开采、黄河干流引水、城市中水利用解决。根据对全社会水资源供需平衡分析，准格尔煤炭产区发电可用水量2020年可达到1.78亿米3/年。
综合考虑煤炭和水资源，准格尔煤电基地可开发电源装机容量约6000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，准格尔煤电基地外送规模2015年约3000万千瓦，2020年约4340万千瓦。
（五）鄂尔多斯煤电基地
鄂尔多斯煤炭产区煤炭已探明保有储量560亿吨，水资源总量25.8亿米3/年，发电可用水量2020年可达到1.81亿米3/年。综合考虑煤炭和水资源，鄂尔多斯煤炭基地可开发电源装机容量约6000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，鄂尔多斯煤电基地外送规模2015年约240万千瓦，2020年约480万千瓦。
（六）锡盟煤电基地
锡盟（锡林格勒盟）位于内蒙古中部，煤炭资源储量丰富，已探明保有储量484亿吨。煤质以褐煤为主。锡盟煤电普遍具有煤层厚、结构稳定、开采条件好的特点，适合大规模露天开采，开发成本较低。根据资源条件估算，锡盟煤炭产区生产规模可达3.4亿吨/年。
锡盟煤炭产区水资源总量26.1亿米3/年。未来，通过建设水利工 程、加大城市中水和矿区排水利用等措施，锡盟地区可供水量可望有加大增加。根据对全社会水资源供需分析，预计2020年发电可用水量可达到1.52亿米3/年。
结合考虑煤炭和水资源，锡盟煤电基地可开发电源装机容量约5000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，锡盟煤电基地外送规模2015年约1692万千瓦，2020年约3012万千瓦。
（七）呼盟煤电基地
呼盟（原呼伦贝尔盟）煤炭产区煤炭已探明保有储量338亿吨，以褐煤为主，大部分资源适合露天开采，具备成为大型煤电基地的条件。根据现有资源条件估算，呼伦贝尔煤炭产区生产规模可达到1.56亿吨/年。
呼伦贝尔地区水资源较为丰富，水资源总量127.4亿米3/年。发电可用水量较为充足，2020年预计可达到1.24亿米3/年。
综合考虑煤炭和水资源，呼盟煤电基地可开发电源装机容量约3700万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，呼盟煤电基地外送规模2015年约1100万千瓦，2020年约1900万千瓦。
（八）霍林河煤电基地
霍林河煤炭产区煤炭已探明保有储量118亿吨，以褐煤为主，埋藏浅、煤层厚、结构简单，适应露天开采，煤炭生产规模可达到8000万吨/年以上。
霍林河煤炭产区水资源总量约2.4亿米3/年。通过加强水资源保护开发、兴修水利工程、坚持开源和节流并重、充分利用矿区疏干水 等措施，预计2020年发电可用水量可达到0.42亿米3/年。
综合考虑煤炭和水资源，霍林河煤电基地可开发装机容量约1420万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，霍林河煤电基地外送规模2015年约360万千瓦。
（九）宝清煤电基地
宝清煤炭产区是黑龙江省重要的资源产区，已探明保有储量52亿吨，均为褐煤。根据各矿区煤炭资源条件和建设规划估算，宝清产区煤炭生产规模可达到6500万吨/年。
宝清地区水资源总量34.6亿米3/年，可为宝清煤电基地供水1.5亿米3/年，区域外松花江干流水资源可利用量为0.73亿米3/年，发电可用水量较为充足，水资源供给能力完全能够满足煤电基地建设要求。
综合考虑煤炭和水资源，宝清煤电基地可开发装机容量约1200万千瓦。在满足本地区电力需求的前提下，宝清煤电基地外送规模2015年约800万千瓦。
（十）哈密煤电基地
新疆哈密地区煤炭资源丰富，已探明保有储量373亿吨，煤层浅，开采技术条件好，未来哈密地区煤炭生产规模可达到1.8亿吨/年，并有进一步增产潜力。
哈密地区水资源总量5.7亿米3/年。根据当地水资源利用规划，到2020年前哈密将建设乌拉台等多个水库增加供水。水资源经全社会综合配置平衡后，2020年发电可用水量可达到0.62亿米3/年。综合考虑煤炭和水资源，哈密煤炭基地可开发电源装机容量超过2500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，哈密煤电基地外送规模2015年约2100万千瓦。
（十一）准东煤电基地
新疆准东地区煤炭已探明保有储量789亿吨，煤层赋存浅、瓦斯含量低，开采技术条件好。根据准东能源基地建设规划，2020年煤炭生产规模可达到1.2亿吨/年。
准东地区水资源总量13.9亿米3/年。通过引额（额尔齐斯河）济乌（乌鲁木齐）工程及“500”水库东延供水工程进行跨流域调水，可以解决准东煤电基地的用水问题。2020年发电可用水量约0.84亿米3/年。
综合考虑准东煤炭产区经济社会的可持续发展及煤炭资源、水资源的合理利用，准东煤电基地可开发装机容量约3500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，准东煤电基地外送规模2015年约1000万千瓦，2020年约3000万千瓦。
（十二）伊犁煤电基地
新疆伊犁煤炭产区煤炭已探明保有储量129亿吨，煤层埋藏浅，易于开采。根据煤炭产区的资源条件，可以建成年产量上亿吨的煤炭采区。
伊犁煤炭产区水资源总量170亿米3/年，水资源丰富。考虑全社会各行业用水需求后，发电可用水量2020年可达到3亿米3/年。
综合考虑煤炭和水资源，伊犁煤电基地可开发电源装机容量约 8700万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，伊犁煤电基地2015年后开始向外送电，2020年外送规模约1000万千瓦。
（十三）彬长煤电基地
彬长煤炭产区位于陕西省咸阳市西北部，已探明保有储量88亿吨。根据资源禀赋、开发现状及技术条件，彬长煤炭产区煤炭生产规模可达4000万吨/年。
彬长地区水资源总量为15.1亿米3/年。根据陕西省对省内河流流域水资源的开发利用规划，未来将建设多个水资源工程，主要用于解决居民生活和彬长矿区的工业用水。考虑矿区排水的循环利用，彬长地区发电可用水量2020年能够达到0.42亿米3/年。
综合考虑煤炭资源和水资源，彬长煤电基地可开发装机容量约1400万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，彬长煤电基地外送规模2015年约800万千瓦。
（十四）陇东煤电基地
甘肃陇东地区位于鄂尔多斯盆地西南边缘，区域内煤炭资源丰富、煤质优良、分布集中、赋存条件好，已探明煤炭保有储量142亿吨，规划产能超过1亿吨/年。
陇东地区水资源总量为12.5亿米3/年，属相对缺水地区。为解决水资源匮乏问题，甘肃省计划结合陇东能源基地煤炭开发，修建多项水利供水工程，并充分利用城市污水处理厂的中水及煤矿疏干水，科学合理配置水资源，保障火电、化工项目用水需求。预计到2020年，发电可用水量能够达到0.79亿米3/年。综合考虑煤炭资源和水资源，陇东煤电基地可开发装机容量约2660万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，陇东煤电基地外送规模2015年约400万千瓦，2020年约800万千瓦。
（十五）淮南煤电基地
淮南煤炭产区煤炭已探明保有储量139亿吨，具有煤层厚度和分布集中的特点，开采煤层厚度平均20-30米。矿区内水系丰富，水资源总量58.0亿米3/年，煤电基地用水主要来自淮河干支流，发电可用水量较为充足。
综合考虑煤炭和水资源，淮南煤电基地可开发电源装机容量约2500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，淮南煤电基地外送规模2015年约1320万千瓦。
（十六）贵州煤电基地
贵州煤炭产区煤炭已探明保有储量549亿吨，水资源总量超过1000亿米3/年，发电可用水充足。随着贵州用电需求的快速增长，贵州煤电基地所发电力主要在本身范围内消纳。
二、大型水电基地分布
（一）金沙江水电基地
金沙江领域面积47.32万公里2，约占长江全流域面积的26%。金沙江水力资源极为丰富，理论蕴含量约占长江总蕴含量的42%，占全国总量的16.7%。
金沙江流域共规划25级电站，装机总容量7632万千瓦。其中上游13级电站，规划装机容量1392万千瓦；中游8级电站，规划装机 容量2090万千瓦；下游4级电站，规划装机容量4170万千瓦；根据金沙江水电基地建设规划，预计2020年投产装机规模达到6160万千瓦，2030年达到7352万千瓦。
（二）雅砻江水电基地
雅砻江地处青藏高原东南部。流域面积约13.6万公里2，天然落差3830米，蕴藏水能资源丰富，技术可开发容量3461万千瓦。雅砻江水能资源具有水量丰沛、大型电站多、水电开发淹没损失小、整体调节性能好等特点，开发前景较好。
雅砻江流域共规划22座电站，装机总容量2906万千瓦。其中上游11级电站，规划装机容量280万千瓦；中游6级电站，规划装机容量1156万千瓦；下游5级电站，规划装机容量1470万千瓦。根据雅砻江水电基地建设规划，预计2020年投产装机容量达到2460万千瓦，2030年达到2606万千瓦。
（三）大渡河水电基地
大渡河是长江上游岷江水系的最大支流，流域面积约7.7万公里2，干流全长1062公里，天然落差4175米，蕴藏水能资源丰富。大渡河流域共规划27级电站，装机总容量2673万千瓦。预计2020年投产装机容量达到2300万千瓦，2030年达到2673万千瓦。
（四）怒江水电基地
怒江发源于西藏唐古拉山南麓，经我国西藏和云南后进入缅甸。我国境内流域面积13.8万公里2，干流天然落差4848米，水量丰沛稳定，水电开发的地形地质条件好，移民较少。怒江流域共规划25级电站，装机总容量3639万千瓦。其中上游12级，规划装机容量1464万千瓦；中游9级，规划装机容量1843万千瓦；下游4级，规划装机容量332万千瓦。预计2020年投产装机容量达到468万千瓦，2030年达到2639万千瓦。
（五）澜沧江水电基地
澜沧江发源于唐古拉山北麓，流经我国青海、西藏、云南后进入老挝。我国境内流域面积16.4万公里2，天然落差约4695米。
澜沧江流域共规划22级电站，装机总容量3198万千瓦。其中上游13级，规划装机容量1552万千瓦；中游5级，规划装机容量811万千瓦；下游4级，规划装机容量835万千瓦。预计2020年投产装机容量达到2600万千瓦，2030年达到3158万千瓦。
（六）雅鲁藏布江水电基地
雅鲁藏布江是西藏最大的河流，也是世界上海拔最高的河流，干流全长2075公里，流域面积约24.0万公里2。雅鲁藏布江干流水电/水能资源技术可开发量8966万千瓦，其中下游河段占95%。预计2030年前后进入集中开发阶段。
三、大型风电基地分布
（一）酒泉风电基地
酒泉地区风能资源丰富，风能技术可开发规模约4000万千瓦，主要集中在瓜州、玉门和马鬃山地区。规划到2015年酒泉风电基地装机容量达到1300万千瓦，2020年达到2000万千瓦，2030年达到3200万千瓦。酒泉风电在充分利用西北主网风电消纳能力后，部分需要外 送东中部负荷中心地区消纳。
（二）哈密风电基地
哈密风电基地位于新疆三塘湖——淖毛湖风区和哈密东南部风区，技术可开发量约6500万千瓦。规划到2015年哈密风电基地装机容量达到500万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2000万千瓦。哈密风电除小部分在本地消纳外，大部分需要外送到东中部负荷中心地区消纳。
（三）河北风电基地
河北省风能资源主要分布在张家口、承德坝上地区和沿海秦皇岛、唐山、沧州地区。规划到2015年，河北风电基地装机容量达到1100万千瓦，2020年达到1600万千瓦，2030年达到1800万千瓦。河北风电优先考虑在京津唐电网及河北南网消纳，剩余部分考虑在更大范围内消纳。
（四）蒙西风电基地
蒙西风电基地主要位于内蒙古自治区的乌兰察布市、锡林郭勒盟、巴彦淖尔市、包头市、呼和浩特市等地，技术可开发量约为1.07亿千瓦。规划到2015年，蒙西风电基地装机容量达到1300万千瓦，2020年达到2700万千瓦，2030年达到4000万千瓦。蒙西风电优先在蒙西电网和华北电网消纳，剩余部分在更大范围内消纳。
（五）蒙东风电基地
蒙东风电基地位于内蒙古自治区的赤峰市、通辽市、兴安盟和呼伦贝尔市境内，技术可开发量约为4300万千瓦。规划到2015年，蒙 东风电基地装机容量达到700万千瓦，2020年达到1200万千瓦，2030年达到2700万千瓦。蒙东风电优先送电东北电网，剩余部分在更大范围内消纳。
（六）吉林风电基地
吉林省风能资源主要分布在中西部平原的白城（含通榆）、四平、松原等地区。规划到2015年，吉林风电基地装机容量达到600万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2700万千瓦。吉林风电首先在省内和东北电网范围内消纳，剩余部分在更大范围内消纳。
（七）江苏沿海风电基地
江苏省风能资源储量主要集中在沿海滩涂和近海域。规划到2015年，江苏沿海风电基地装机容量达到600万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2000万千瓦。考虑华东电网调峰支援，江苏风电主要在本省范围内消纳，剩余部分在更大范围内消纳。
（八）山东沿海风电基地
山东省风能资源丰富区主要分布在东部海岸带及部分岬角、岬岛、岛屿、高山山脊风口等处。规划到2015年，山东沿海风电基地装机容量达到800万千瓦，2020年达到1500万千瓦，2030年达到2500万千瓦。山东风电主要在本省范围内消纳，剩余部分在更大范围内消纳。
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