生产形式上也是如此，在近10几年的时间里，各种电力基地渐渐成形，包括十三大水电基地、九大煤电基地、七大风电基地，以及现在风头正劲的光伏领跑者基地，虽然其形式各异，但都有一个共同目的——促进我国电力行业的有序、健康发展。

据国际能源网小编估算，按照规划，各电力基地到2020年，电力总装机将达到7.2亿千瓦，相当于目前全国电力装机的40%还多。

28576万千瓦——13大水电基地

十三大水电基地的提出对我国实现水电流域梯级滚动开发，实行资源优化配置，带动西部经济发展都起到了极大的促进作用。十三大水电基地资源量超过全国的一半，基地的建设在水电建设中居重要地位。

统计显示，十三大水电基地的规划总装机超过28576万千瓦，据不完全统计，已建成装机容量为12599万千瓦，在建装机容量为5444万千瓦，筹建项目装机量为2378万千瓦，取消或停建项目为236.4万千瓦。(浙、闽、赣规划的1417万千瓦暂无具体数据)

金沙江水电基地

上游川藏河段规划8个梯级电站总装机容量将达898万千瓦，计划投资上千亿元。开发成功后将成为“西电东送”的重要能源基地。

中游阿海水电站为电梯级开发一库(龙盘)八级开发方案的第四个阶梯。电站以发电为主，装机容量为2096万千瓦。

下游四级水电站为以下规划：四个梯级水电站分两期开发，一期工程溪洛渡和向家坝水电站已建设完工，二期工程乌东德和白鹤滩水电站还在紧张有序地开展前期工作。四级水电站装机总容量达到了4215万千瓦。其中，向家坝水电站640万千瓦;溪洛渡水电站1400万千瓦;白鹤滩水电站装机容量1305万千瓦;乌东德水电站870万千瓦。

目前，金沙江水电基地总规划装机容量为7209万千瓦，其中已建成装机3072万千瓦，在建装机为3417万千瓦，筹建装机为720万千瓦。

雅砻江水电基地

雅砻江流域水能理论蕴藏量为3372万千瓦，其中四川境内有3344万千瓦，占全流域的99.2%，其中干流水能理论蕴藏量2200万千瓦，支流1144万千瓦，全流域可能开发的水能资源为3000万千瓦，规划开发2971千瓦。在全国规划的十三大水电基地中，装机规模排名第三。雅砻江干流技术可开发装机容量占全省的24%，省内排名第一，约占全国5%。

目前，雅砻江水电基地已建成装机总量为1470万千瓦，在建装机为1006万千瓦，筹建装机约为495万千瓦。

大渡河水电基地

大渡河水电开发——主要梯级格局为3库22级。根据2003年7月完成的《大渡河干流水电规划调整报告》，规划总装机为2552万千瓦。大渡河干流规划河段总装机容量为2340万千瓦，年发电量1123.6亿千瓦时。明确河段开发任务是以发电为主，兼顾防洪、航运。

目前，大渡河水电基地已建成水电装机为1725.7万千瓦，在建装机为398万千瓦，筹建装机为429万千瓦。

乌江水电基地

1988年8月审查通过的《乌江干流规划报告》拟定了11级开发方案，总装机容量867.5万kW，保证出力323.74万kW，年发电量418.38亿kW·h。在之后的规划中，乌江水电基地的规划装机为1347.5万千瓦。其中，乌江渡水电站已于1982年建成(待上游洪家渡和东风水电站建成后可扩建到105万kW)，洪家渡、构皮滩、彭水3个水电站被推荐为近期工程。

目前，乌江水电基地除停建的白马水电站的330万千瓦之外，已全部建成，总装机为1017.5万千瓦。

长江上游水电基地

长江干流宜宾至宜昌段拟分石硼、朱杨溪、小南海、三峡、葛洲坝5级开发，总装机容量3210.9万kW，保证出力743.8万kW，年发电量1275亿kWh。其中三峡工程位于湖北省宜昌境内，是本河段的重点工程。本河段的葛洲坝水利枢纽，装机容量271.5万kW，保证出力76.8万kW，年发电量157亿kWh，还可起航运反调节枢纽作用。该工程已经建成。

目前除了三峡与葛洲坝水电站已建成之外，其他三座水电站均处于在建、筹建与停建状态，建成总装机为2521.5万千瓦，在建213万千瓦，筹建300万千瓦，停建的小海南水电站装机为176.4万千瓦。

南盘江、红水河水电基地

南盘江、红水河规划拟重点开发的兴义至桂平河段，水能蕴藏量约860万kW，规划装机536.8万千瓦，加上之前建成的四座水电站，总装机为1208.3万千瓦。

红水河是全国水电“富矿”之一，开发目标以发电为主，主要梯级电站的基本供电范围是华南。目前所有规划水电站均已建成投产。

澜沧江干流水电基地

澜沧江干流梯级水电站的开发，除能满足云南全省用电需要外，还可向广东省供电。据初步规划，干流分16级开发，为了更好地保护生态环境，华能澜沧江公司计划放弃位于三江并流世界自然遗产区的果念水电站(装机120万千瓦)，降低了乌弄龙水电站的水位线，减小装机容量。最终规划为15级开发，总装机容量约2581.5万KW。

目前，澜沧江干流水电基地已建成投产水电装机容量达到了1905.5万千瓦，在建装机为356万千瓦，勐松水电站已经被取消，装机容量为60万千瓦。

黄河上游水电基地

本河段规划分16个梯级(如取大柳树高坝方案则为15级)开发，总利用水头1118m，装机容量1554.73万kW，保证出力487.22万kW，年发电量507.93亿kWh。

目前本河段除小观音水电站和大柳树水电站的240万千瓦处于筹建阶段外，其他水电站都已投产，装机容量达到1314.73万千瓦。

黄河中游水电基地

黄河中游北干流是指托克托县河口镇至禹门口(龙门)干流河段，通常又称托龙段。水能资源比较丰富，初步规划装机容量596.8万kW，保证出力125.8万kW，年发电量192.9亿kW·h。

目前，黄河中游水电基地已建成水电装机容量为162.8万千瓦，筹建装机容量为434万千瓦，无在建项目装机。

湘西水电基地

沅、澧、资三水梯级开发方案，规划总装机容量661.30万kW，保证出力170.16万kW，年发电量265.6l亿kWh。

沅水干支流水能资源蕴藏量达538万kW。按初步规划方案，沅水干流拟分7级开发，总装机容量223万kW，保证出力61.8万kW，年发电量109.29亿kWh;澧水主要支流有渫水和溇水。澧水干流拟分9级开发，总装机容量45.42万kW，保证出力8.22万kW，年发电量16.71亿kWh;资水水能资源蕴藏量184万kW，可开发的大中型水电站总装机容量107万kW，年发电量53亿kWh。

目前，湘西水电基地已建成水电装机为286万千瓦，无在建项目。

闽浙赣水电基地

闽、浙、赣水电基地包括福建、浙江和江西三省，水能资源理论蕴藏量约2330万kW，规划开发装机容量约1417万kW。各省情况如下：

福建省境内水能资源理论蕴藏量1046万kW，可开发装机容量705万kW，其中60%以上集中在闽江水系，其次是韩江、九龙江及交溪等水系。按初步开发方案，福建省可开发大中型水电站59座，总装机容量616万kW。

浙江省水能资源理论蕴藏量606万kW，可开发装机容量466万kW。境内水系以钱塘江为最大，全流域水能资源可开发装机容量193万kW;其次是瓯江，水能资源可开发装机容量167万kW;飞云江水能资源可开发装机容量约40万kW。按初步开发方案，浙江省可开发大中型水电站22座，装机容量431万kW。

江西省水能资源理论蕴藏量约682万kW，可开发装机容量511万kW。赣江水能资源可开发装机容量220万kW;其次如修水、章水支流上犹江、抚河也有一些较好的水力坝址。按初步开发方案，江西省可开发大中型水电站37座，装机容量370万kW。

东北水电基地

东北水电基地包括黑龙江干流界河段、牡丹江干流、第二松花江上游、鸭绿江流域(含浑江干流)和嫩江流域，规划总装机容量1131.55万kW，年发电量308.68亿kWh。各河段或流域简况如下：

黑龙江河段上、中游开发8个坝段，组成了9个梯级开发比较方案。初步规划总装机容量为(820/2)万千瓦，年发电量(270.88/2)亿千瓦，尚处于规划中。

牡丹江干流河开发水能资源总装机容量107.1万千瓦现已开发13.2万千瓦。

第二松花江上游可开发的水电站站点为58个，装机容量246.33万千瓦。

鸭绿江流域干流经中、朝双方共同规划。目前有12个梯级。装机容量(253.3/2)万千瓦，年发电量(100/2)亿万瓦时。已建成有云峰、渭源、水丰、太平湾四个水电站。

嫩江流域可开发3-25万千瓦的梯级水电站。15座装机容量126.6万千瓦，年发电量34.28亿千瓦时。

目前，东北水电基地已建成装机容量为483.4万千瓦。

怒江水电基地

怒江规划装机容量2132万千瓦，是我国重要的水电基地之一。与以前提出的十二大水电基地相比，其技术可开发容量居第六位，待开发的可开发容量居第二位，是我国尚待开发的水电能源基地之一。怒江水力资源主要集中在干流，理论蕴藏量占流域总量的80%左右。

目前，怒江水电基地装机容量为360万千瓦的松塔水电站在建外，其他水电站都在论证或筹建阶段。

26393万千瓦——9大煤电基地

在2014年6月，国务院办公厅发布了《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，规定，依据区域水资源分布特点和生态环境承载能力，采用最先进节能节水环保发电技术，重点建设锡林郭勒、鄂尔多斯、晋北、晋中、晋东、陕北、哈密、准东、宁东等9个千万千瓦级大型煤电基地。

根据规划，这九大煤电基地到2020年时，其电力装机容量将达到26393万千瓦，将形成完备的西电东送能力。

3858万千瓦：鄂尔多斯基地

鄂尔多斯煤电基地已探明煤炭保有储量1800亿吨，综合考虑煤炭和水资源，鄂尔多斯可开发电源装机容量约6000万千瓦。

2015年4月鄂尔多斯市发布了《内蒙古鄂尔多斯煤电基地开发规划》，规划范围包括鄂尔多斯市准格尔旗、鄂托克前旗、鄂托克旗、伊金霍洛旗、杭锦旗、达拉特旗、乌审旗、东胜区及康巴什新区。规划至2017年建成黄玉川电厂等燃煤电厂22座，装机规模2716万千瓦;规划至2020年建成神华布尔台低热值煤电厂等燃煤电厂32座，装机规模3858万千瓦。

截至2015年底，鄂尔多斯市火电装机规模达1610万千瓦，居内蒙古自治区首位，全年火力发电711亿千瓦时。

2215万千瓦：锡林郭勒盟基地

内蒙古锡林郭勒盟煤炭资源丰富，探明及预测储量2500亿吨，估算可采总储量1452亿吨，褐煤为主，宜就地煤电化转化，总储量在全国居第一位锡盟属于国家十一五能源规划13个亿吨煤炭基地之一的蒙东基地，列入国家十二五能源规划9大大型煤电基地。目前，国家发改委已批复11个矿区总体规划，规划生产能力3.2亿吨。

在2016年锡盟发布的“十三五”重点项目表中，外送电源项目包括中电投白音华电厂、华电白音华电厂、国电乌拉盖电厂灯项目，装机总容量达到了1588万千瓦，总投资额达到625亿元。届时，锡林郭勒盟煤电总装机将达到2215万千瓦。

4200万千瓦：陕北煤电基地

从地域上说，陕北包括榆林和延安，是国家十二五规划的16个大型煤电基地之一。榆林的榆神、榆横和府谷三个矿区，含原神府矿区的神东矿区与延安矿区属于国家13个大型煤电基地98个矿区。榆林煤炭资源预测2800亿吨，探明储量1500亿吨。

陕北煤电基地规划包括榆林市的四县一区和咸阳市的四县，规划电源点装机容量4200万kW，单机均为100万千瓦。其中，煤电基地榆林市四县一区规划装机3400万kW，咸阳市四县规划装机800万kW。此外，规划根据区内各大煤矿区的分布情况，进行了更细致的划分，即以矿区设置了次级煤电基地，具体包括榆林区的神府、榆横、横靖煤电基地和彬长区的彬长煤电基地。

1600万千瓦：宁东煤电基地

宁东煤电基地已探明保有储量309亿吨，据现胡资源条件规划生产规模可达1.35亿吨/年。远景储量1394.3亿吨，是一个全国罕见的储量大、煤质好、地质构造简单的整装煤田，被列为国家十一五13个重点开发的亿吨级矿区之一。2008年宁东能源化工基地将被正式命名为国家重要的大型煤炭基地、煤化工产业基地和“西电东送”火电基地。

根据规划，到2020年，煤炭生产能力达到1亿吨以上，火电装机容量达到1600万千瓦，电力以输出为主。

9200万千瓦：山西煤电基地

山西煤电基地是我国传统的煤炭产区，包括晋北、晋东、晋中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、生态环境等方面考虑，生产规模可达9亿吨/年

“十二五”期间，山西省在晋北、晋中和晋东建设三大煤电基地，实施“输煤变输电”重大战略，以扩大晋电外送。晋北、晋中、晋东三大煤电基地已被列入全国规划建设的9个亿吨级大型煤电基地。

据测算，晋中、晋北、晋东三个煤电基地可开发煤电装机规模约1亿千瓦，目前开展前期工作的项目规模为7520万千瓦，其中，晋东3560万千瓦，晋中2200万千瓦，晋北1760万千瓦，所发电量除满足本省用电需要外，还将送往全国各地。

到2020年，煤电装机容量力争达9200万千瓦。到2020年，60万千瓦级机组在燃煤火电装机中占比力争超过40%，百万千瓦级机组在燃煤火电装机中占比力争超过8%。

1320万千瓦：准东基地

准东煤电基地基本上可以分为三大片：五彩湾地区、将军庙地区、芨芨湖地区。其中五彩湾地区电源相对集中，且电源前期工作相对较深，具备优先开发的条件。准东地区外送备选电源有10个，包括国网能源准东大井电厂、中电投准东五彩湾电厂、华能吉木萨尔五彩湾电厂、中煤能源五彩湾电厂、国电准东五彩湾电厂、华电昌吉英格玛电厂、大唐准东五彩湾电厂、神华神东电力准东五彩湾二期电厂、特变天池能源五彩湾电厂和潞安准东电厂。

计划火电电源投资近500亿元，电源基地总装机容量1320万千瓦。全部项目建成后，年均发电量660亿千瓦时，实现工业总产值220亿元、工业增加值135亿元。

4000万千瓦：哈密基地

哈密全地区预测煤炭资源量达5708亿吨，居全疆之首，分别占到全疆及全国煤炭总储量的1/4和1/8，目前年产能接近5000万吨，同时煤层气预测资源量在5000亿立方米以上。截至目前，哈密三塘湖、淖毛湖、巴里坤和大南湖西区四个矿区总规划已得到国家批复，总规模约2.2085亿吨/年。根据地区煤炭工业发展“十三五”规划，哈密到2020年煤炭产能将达9505万吨/年。

目前，围绕“疆电外送”战略的实施，哈密地区先后有13家大企业大集团开展了火电项目前期工作，涉及项目19个，总规模已达到4000万千瓦以上。按照“疆电外送”规划，“十二五”期间国家规划在哈密地区布局电源容量2000万千瓦。

12600万千瓦——7大风电基地

2009年，《新能源产业规划》正式颁布，确定了6个省区的7大千万级风电基地，包括甘肃、内蒙古、新疆、吉林、河北和江苏，其中内蒙古有2个基地。规划预计到2020年，7大千万级风电基地总装机量将达12600万千瓦。其中，河北规划1080万千瓦，甘肃(酒泉)1270万千瓦，新疆(哈密)1080万千瓦，吉林2300万千瓦，内蒙古5780万千瓦，江苏1000万千瓦。

915万千瓦：酒泉基地

酒泉市风能、光能资源充足，据估计风能资源总储量2亿千瓦，可开发量8000万千瓦以上，占全国可开发量的七分之一。酒泉按照“建设大基地、融入大电网”的思路，把新能源产业作为首位产业，加快建设风电、太阳能发电项目。

截至2016年底，酒泉市风电装机达915万千瓦，占全省风电装机的71.6%，全国的6.2%;光伏发电装机165万千瓦，占全省的24%，占全国的2.5%。风光电累计发电量达到638亿千瓦时，节约标准煤2275万吨、减排二氧化碳6825万吨、二氧化硫210万吨。

酒泉风电基地是大陆第一个大型风电示范基地，花费1200亿人民币打造，但同时也是大陆停用风电设备最严重的地区。

1098万千瓦：哈密基地

新疆哈密地区是全国日照时数充裕的地区之一，具有发展风电、光电的独特优势。自2010年以来，《哈密十三间房风区百万千瓦级工程规划》《哈密三塘湖风区工程性规划》《哈密淖毛湖风区工程性规划》等一批风电建设项目的规划先后获得国家、自治区批复，规划风电总装机1200万千瓦以上。截至目前，哈密已取得核准的风电总装机规模1098万千瓦，涉及开发企业55家，其中：外送720万千瓦、疆内消纳378万千瓦。

2557万千瓦：蒙西+蒙东基地

内蒙古地广人稀，风能分布广，且稳定性好、易开发，是我国陆上风能资源最富集的地区。根据国家能源局2016年的统计数据显示，蒙东+蒙西的风电装机容量已经达到了2557万千瓦，在风电基地的建设时间表中，内蒙古规划到2020年风电装机达到5830万千瓦，蒙西基地3830万千瓦，蒙东基地2000万千瓦，风电上网电量约1300亿千瓦时。

2017年一季度，内蒙古风电新增装机容量19万千瓦，累计并网容量2606万千瓦，累计上网电量119亿千瓦时，弃风电量32亿千瓦时，弃风率为21%，利用小时数为475。从2006年的13.3万千瓦到现在的2606万千瓦，11年间增长195倍，年均增幅超过20%。

805万千瓦：河北基地

作为国家可再生能源示范区的河北省张家口市，依托京津冀协同发展和2022年北京联合张家口举办冬奥会的契机，加快风电、光伏、光热和生物质发电基地建设。据国网张家口供电公司介绍，截至目前，该地区风电、光伏、光热和生物质等新能源总装机容量达1058.5万千瓦，并网容量达908.5万千瓦。2016年，全市风电全年发电量达到了103亿千瓦时，实现销售收入56亿元，节约标煤360万吨，减少二氧化碳排放944.5万吨，二氧化硫3万吨

截至2017年初，张家口市风电装机达到805万千瓦，并网784万千瓦。参与风电供暖试点的装机规模将占到风电总装机的30%以上。据建设计划，河北省2017年风电开发建设项目47个共计381.52万千瓦，其中备选计划16个项目142.72万千瓦。

650万千瓦：江苏风电基地

江苏作为七大风电基地之一，截至2016年11月底，江苏省新增风电104万千瓦，累计538万千瓦，其中海上风电104万千瓦，继续保持全国第一。江苏省未来五年陆上风电发展目标就高达650万千瓦，位居华东地区之首，全国第二;海上风电开工规模也将达到450万千瓦，位居全国首位。

江苏省发改委近日发布《江苏省“十三五”电力发展专项规划》(以下简称《规划》)，“十三五”期间，将按照沿海规模化发展和内陆分布式应用并举的思路，坚持海陆并举、以海为主的原则，积极推动连云港、盐城、南通等海上风电开发，到2020年，全省风电装机将达到1000万千瓦。

505万千瓦：吉林风电基地

2017年5月，吉林省人民政府办公厅印发吉林省战略性新兴产业“十三五”发展规划，规划指出到2020年，全省风电装机力争达到550万千瓦。要着力打造西部千万千瓦级风电基地，推进大规模连片开发和分散式开发相结合。

2017年1季度，最新统计数据显示，吉林省新增并网容量为0，累计并网容量505万千瓦，上网电量13亿千瓦时，弃风电量达到了11亿千瓦时，弃风率为44%，利用小时数只有278小时。

4920万千瓦——10大光伏领跑者基地

中国政府于2015年正式启动“领跑者计划”，旨在引导光伏技术进步和产业升级。该计划初步规划3GW示范专案，并分三年、每年1GW分批完成。首批1GW的示范专案选址在山西大同采煤沉陷区，并已于2016年6月30日前全数并网。

最近，国家能源局发布通知，要求2017-2020年每年安排领跑基地项目800万千瓦，并由国家能源局统一组织竞争优选确定。这意味着，四年间光伏领跑者基地将有3200万千瓦的装机容量。

再加上2017年之前的10大领跑者基地的1720万千瓦，规划装机总量也随之达到了4920万千瓦。

山西大同：3年装机3GW

2015年6月25日，山西省大同市采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地成为能源局“光伏领跑者”计划首个被批准的项目。该示范基地规划建设总装机容量为300万千瓦，分三年实施。

山西阳泉：规划2.2GW

《阳泉市采煤沉陷区国家先进技术光伏发电基地发展规划及2016年实施方案》已通过了水电水利规划设计总院的专家审查。阳泉市光伏基地总规划装机容量2200兆瓦，项目分两期实施，其中一期建设1000兆瓦，2016年建成投产。

山东济宁：规划1GW

2015年10月底，山东济宁采煤沉陷区光伏发电示范基地规划报告在由中国水电水利规划设计总院牵头的评审会议中获得评审通过，并提交给国家能源局进行审批。

济宁采煤沉陷区光伏发电示范基地规划方案总装机容量1000MW，其中任城区规划总装机容量为100MW;邹城市规划总装机容量为100MW;曲阜市规划总装机容量为100MW;鱼台县规划总装机容量为140MW;微山县规划总装机容量为560MW。

山东新泰：规划2GW

2016年3月中旬，泰安市新泰“采煤沉陷区光伏发电示范基地规划和实施方案”在北京召开了评审会议。山东发改委、泰安市发改委及新泰的地方部门负责人在北京就新泰“领跑者基地”向有关部门的负责人和技术专家进行了充分沟通及可行性论证。据了解，新泰市将在2016-2020年期间利用集中连片采煤沉陷区建设28座、总计2000MW的光伏电站。

内蒙古包头：规划2GW

包头市是中国重要煤炭资源基地之一，由于长期的矿产采掘，沉陷区内矿体表层土壤剥除，地表植被遭到严重破坏，水土流失和土壤沙化严重加剧，地表变形、崩塌明显，导致大量的土地废弃。

截至2014年，包头市已建成光伏发电装机规模30.2万千瓦，整体发展水平较低，容量较小，目前包头市光伏产业发展主要存在的问题包括：消纳能力受限、站址较为分散，规模化程度低，布局不合理。包头市为了发展光伏产业，提高新能源占比，同时加快当地经济转型发展步伐和提高采煤沉陷区土地综合利用价值，将石拐区和土右旗作为包头市光伏产业发展重点区域。

两淮地区：水面电站3.2GW

两淮地区采煤沉陷区面积达到78万亩，综合考虑采煤沉陷区的太阳能资源、工程地质、土建工程布置、交通运输及施工安装条件，结合当地旅游区、自然保护区、基本农田等敏感用地，规划方案选择包括淮北、亳州、宿州、阜阳、淮南5个市共80200亩水面及33457亩陆地用于沉陷区光伏电站建设，初步拟定总装机容量为320万kW。

内蒙古乌海：规划1.3GW

乌海市采煤沉陷区光伏领跑技术基地规划建设总装机容量为130万千瓦，规划年限为2016年至2019年，分三年实施。根据乌海市发改委规划，2017年预计开发建设投入大型光伏容量50万千瓦，分别为海勃湾地区25万千瓦、乌达地区10万千瓦及海南地区15万千瓦，起步阶段本着节约、集约利用的原则，利用现有电网为主，就近接入、就地为周边负荷供电。

河北张家口：规划1.5GW

张家口奥运廊道领跑者项目规划容量1.5GW，2016年10月一期获批指标总容量为500MW，而这500MW共分给了14个项目，最小的项目容量仅为10MW。

山西芮城：规划1GW

总投资88亿元的芮城光伏领跑技术基地项目于2016年6月获国家能源局批复，当年12月开工建设，总装机容量102万千瓦，共规划13处场地，涉及中条山沿山一带7个乡镇。项目一期实施装机容量50万千瓦，投资金额42亿元，占用土地两万余亩。

220千伏汇集站和7个变电站正在建设中，7个发电场场址的光伏板安装进入尾声，已进入并网发电的冲刺阶段。