发文单位：山西省人民政府办公厅
文 号：晋政办发〔2007〕86号
发布日期：2007-7-10
执行日期：2007-7-10
生效日期：1900-1-1
各市、县人民政府，省人民政府各委、厅，各直属机构：
《山西省电力工业“十一五”发展规划及2020年发展展望》已经省人民政府同意，现予印发。
二○○七年七月十日
山西省电力工业“十一五”发展规划及2020年发展展望
一、山西电力工业发展现状
山西省国民经济在“十五”期间保持了强劲增长， 2005年地区生产总值达到4121.2亿元，年均增长率13%.与此同时，电力需求保持快速增长，城乡居民用电稳步上升。2005年全社会用电量达到946亿千瓦时，年均增长率13.5%.2005年自用发购电负荷达到1375万千瓦，年均增长率为12.5%.截至2005年底，发电装机容量为2303万千瓦，外送电厂装机容量达到760万千瓦，省网装机容量达到1543万千瓦。2005年省内火电机组利用小时数为6531小时，其中网调火电机组利用小时数为6654小时。山西电网拥有500kV线路1676.2公里/17条，220kV线路6600公里/179条；500kV变电站5座、开闭站2座，主变容量4500兆伏安/6组，220kV变电站77座（含用户站9座）、开闭站1座，主变容量23086.8兆伏安/159台。
山西是外输电较多的省份，大同二厂以双回500kV大房线路向京津唐电网送电，神头二厂以双回500kV神保线路向京津冀电网送电，河曲电厂经神二、侯村以单回500kV侯廉线向冀南电网送电，阳城电厂以点对网的方式向江苏送电。另外，省网通过忻州市保德220kV变电站以三回110kV线路向陕西榆林地区协议送电15万千瓦，中部娘子关电厂2×10万千瓦机组协议性并入河北南网。2005年全省外送电量为359.36亿千瓦时。
山西电力工业发展存在的主要问题是：发电装机总量不足，电力正常供应仍有缺口。2005年全省发电设备利用小时数平均为6267小时，网调火电机组利用小时数达到6654小时，处于超负荷、非正常运行状态；电力结构不合理，技术装备水平低。我省电源主要以火电为主，水电只占全省发电装机容量的3.4%，风力、太阳能、生物质能等可再生能源发电均为空白。燃用煤矸石、中煤、煤气的综合利用机组不到装机容量的10%.单机容量10万千瓦以下的小火电机组占23.6%.老旧输电设备多，整体运行可靠性低；电力需求增长与生态环境保护的矛盾突出。2005年全省SO2排放量151.6万吨、烟尘排放量112.2万吨中，电力行业分别占61.6%和43.6%，工业废水排放量（3.21亿吨）中电力行业居首位。
二、山西电力需求预测
（一）“十一五”及到2020年国民经济发展预测未来15年，是我国经济和社会发展的重要战略机遇期，也是我省电力工业发展的主要阶段。
按照《山西省国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》确定的发展目标，预计全省地区生产总值发展有三种可能方案，本规划采用中方案作为基本依据（详见下表）。
山西省2005年～2020年GDP增长规划表
| 方案 年度 | 2005年 | 2010年 | 增长率 | 2020年 | 增长率 |
| 高方案 | 4121亿元 | 7200亿元 | 12% | 15000亿元 | 8% |
| 中方案 | 6600亿元 | 10% | 13000亿元 | 7% | |
| 低方案 | 6000亿元 | 8% | 11000亿元 | 6% |
（二）电力需求预测
根据山西省2005年～2020年地区生产总值预测中方案，采用回归法和综合单耗法预测，2010年、2015年、2020年全社会用电量分别为1430亿千瓦时、1960亿千瓦时、2620亿千瓦时；以2005年最大负荷利用小时数6880小时为基础，预测2010年、2015年、2020年中方案最大负荷利用小时数分别为6200小时、6100小时、6000小时；预测2010年、2015年、2020年自用发电负荷分别为2300万千瓦、3200万千瓦、4370万千瓦。
山西省电力需求预测表
单位：万千瓦、亿千瓦时、小时
| 项目 | 2004年 | 2005年 | 2010年 | 2015年 | 2020年 | |
| 高方案 | 全社会用电量 | 1600 | 2460 | 3620 | ||
| 发电负荷 | 2580 | 4030 | 6030 | |||
| 负荷利用小时数 | 6200 | 6100 | 6000 | |||
| 中方案 | 全社会用电量 | 833 | 946 | 1430 | 1960 | 2620 |
| 发电负荷 | 1235.7 | 1374.6 | 2300 | 3200 | 4370 | |
| 负荷利用小时数 | 6741 | 6880 | 6200 | 6100 | 6000 | |
| 低方案 | 全社会用电量 | 1330 | 1700 | 2070 | ||
| 发电负荷 | 2150 | 2800 | 3450 | |||
| 负荷利用小时数 | 6200 | 6100 | 6000 |
三、山西电力建设基础条件
（一）煤炭资源及开发利用优势
山西省煤炭资源储量丰富，含煤面积6.2万平方公里，占国土面积的40.4％。由北向南主要分布有大同、宁武、西山、河东、沁水、霍西六大煤田和浑源、繁峙、五台、垣曲、平陆五个煤产地，含煤地层有石炭二迭系、侏罗系及下第三系。煤炭资源总量7410.8亿吨，占全国27.3%；煤炭保有储量2581亿吨，占全国27.4%.2005年全省煤炭产量5.54亿吨，外调出省4.33亿吨，本省自用1.21亿吨中发电用煤约0.58亿吨。
2010年全省煤炭产量预测达到7～7.5亿吨水平，外调产量约4.7亿吨左右，本省发电用煤约1.1亿吨。
2020年预测全省煤炭产量预测达到8亿吨水平，外调产量约5亿吨，本省发电用煤约2.2亿吨。
全省历年积累的煤矸石已超过10亿吨，煤矸石综合利用率约40%.随着煤炭产量和煤炭入洗比率的逐年增加，预计煤矸石排放量大约还将以每年10％左右的速度递增。
（二）煤层气资源及开发利用潜力
山西煤层气资源主要赋存在沁水煤田和河东煤田，资源量约10万亿立方米，占全国煤层气总量的1/3左右。开发利用煤层气发电潜力较大。
（三）水资源对电源项目的支撑能力
水资源短缺。按多年平均（1956～2000年）水资源总量123.82亿m3计算，山西省水资源总量为全国水资源总量的0.45%.同时，地下水超采严重。超采区地下水开采量为14.07亿m3，超采量达到了6.624亿m3，占全省地下水超采量的90.6%.供需矛盾日趋突出，特别是工业和人口密集的太原、大同等重点城市，供水紧张状况较为突出。
国家实行北方缺水地区新建燃煤发电项目，必须采用空冷机组，供水水源禁止采用地下水，严格控制使用地表水，充分利用污水再生水及矿坑排水的产业政策。结合山西省的情况，电厂建设主要向用水量较少的空冷机组、坑口电厂发展，充分利用污水、再生水和矿坑排水。
根据山西省水利部门2000年对工业4个行业用水量调查统计，电力行业用水量达到5.2亿m3.按大容量空冷机组耗水指标每百万千瓦0.16 m3/s计算，可满足1亿千瓦装机需要。据预测，2010年全省城市污水和工业废水排放总量将达到14.7亿m3，污水资源开发利用具有广阔前景。目前，回用率仅为6.4%，开发潜力很大。
根据原国家计委和水利部审查通过的《黄河治理开发规划纲要》，该河段上规划有万家寨108万千瓦、龙口42万千瓦、天桥12.8万千瓦、碛口180万千瓦、古贤210万千瓦、甘泽坡44万千瓦等水电站。目前该河段已建成的仅有天桥和万家寨水电站，其他工程尚待开发。
（四）环境容量约束
目前山西是全国环境污染最严重的省份，电力又是排污量最大的产业。“十一五”期间，要实现SO2和烟尘、废水排放控制目标，任务十分艰巨。
四、山西电力工业发展指导思想和基本原则
（一）指导思想
坚持科学发展观，以结构调整为主线，以资源禀赋为基础，以市场需求为导向，以经济效益为中心，以改革开放和科技进步为动力，调整、优化电力结构和布局，积极推进晋电外送项目建设，充分发挥能源基地的整体优势，努力转变增长方式，促进电力工业持续健康发展。
（二）基本原则
科学规划。以市场需求为前提，针对省内、省外两个市场，充分考虑煤炭、环保、供水、交通等资源的分布和条件，合理安排电源点的建设规模和开发顺序，与电网规划协调发展。
提高能效。积极采用先进技术，采用大容量、高参数、高效节能发电机组，加大对老机组的技术改造力度，提高机组效率，加强电力需求侧管理，提高整体效率。
注重环保。新建火力发电机组必须严格按照环境保护要求，对烟尘、二氧化硫、工业废水进行有效处置，防止对水土保持、生态环境的破坏。加大对老机组脱硫改造的力度，达到省内规定的2010年污染物排放总量要求。鼓励利用煤矸石、中煤为燃料发电和利用粉煤灰综合开发，发展循环经济。
节约用水。电源建设要采用空冷机组和干除灰工艺，禁止开采地下水，控制采用地表水，在有条件的地区优先采用城市中水和矿坑排水。
加强电网。加快500KV电网建设，逐步打开220KV电磁环网， 电网主网架形成以500kV变电站为中心的输电网。随着“西电东送”电源的建设，配套建设输电线路，逐步形成网对网送电的结构。加快100万伏特高压输电线路试验示范工程的建设，实现大功率、远距离、低损耗向省外输电。
综合利用。建设坑口电厂，实行煤电联营，增强企业抗御市场风险能力。利用城市中水建设热电（冷）联产项目，取代高耗能、高污染的分散采暖小锅炉。充分利用煤矸石资源发展煤矸石电厂，提高能源利用效率，提高社会综合效益。
优化结构。针对全省小火电机组规模大、台数多、能耗高、污染重的状况，关闭总容量250万千瓦的单机容量5万千瓦及以下的小机组。大力发展单机容量60万千瓦以上超临界、超超临界燃煤机组。积极开发水电。积极推进黄河北干流水电梯级开发，实现防洪减淤、供水灌溉、发电的综合效能。
支持“两区”。电力建设项目尽可能向“两区”倾斜，充分利用“两区”丰富的矿产资源和独特的自然资源，加快“两区”经济发展。
多元发展。开发水力资源，发展小水电；利用煤层气资源，发展煤层气发电；在北部风力资源条件好的地区，积极推进风力发电；在农作物秸秆较丰富的中南部地区发展生物质能发电。加快清洁能源和可再生能源开发利用进度。
五、山西电力工业发展目标和重点任务
（一）发展目标
到2010年，全省发电装机容量达到4700万千瓦。其中：外送电装机1600万千瓦，省内自用装机3100万千瓦。
2020年展望。全省发电装机容量8000万千瓦。其中：外送装机达3300万千瓦，省内自用装机4700万千瓦。
（二）重点任务
1、加快电源建设
全省“十五”结转和“十一五”核准在建项目1104.5万千瓦（未包括西龙池抽水蓄能电站），其中：外送电项目240万千瓦。已报国家待核准电源项目1582万千瓦（见附表1）。备选项目共6755万千瓦（见附表2），其中：省内自用备选项目2715万千瓦，包括大型坑口电站920万千瓦、热电联产808.5万千瓦、煤矸石电厂716.5万千瓦、煤层气（焦炉煤气）发电100万千瓦、水电120万千瓦、风电50万千瓦。外送电备选项目4040万千瓦。
备选项目条件具备的，争取在“十一五”期间建成投产或开工建设。
2、加强电网建设
到2010年，山西50万伏电网将形成从北到南三通道、六个不完全双环网，一个完全双环网。三通道是雁同～神二～忻州～侯村～晋中～霍州～临汾～运城双回路，雁同～朔州～古交～吕梁～河津～运城紧凑型单回路。六个不完全双环网是雁同～神二～朔州～雁同环网，朔州～神二～忻州～侯村～古交～朔州环网，侯村～晋中～古交～侯村环网，晋中～霍州～吕梁～古交～晋中环网，霍州～临汾～河津～吕梁～霍州环网，临汾～运城～河津～临汾环网。一个完全双环网是晋中～榆社～长治～特高压～晋城～临汾～霍州～晋中。
新建扩建50万伏变压器19台，新建忻州（2×75万千伏安）、晋城（2×75万千伏安）、古交（1×100万千伏安）、长治（1×75万千伏安）、朔州（2×75万千伏安）、吕梁（2×75万千伏安），河津（2×75万千伏安）、阳东（2×75万千伏安）变电站，扩建晋中（1×75万千伏安）、侯村（1×75万千伏安）、雁同（1×75万千伏安）、霍州（1×75万千伏安）、运城（2×75万千伏安）变电站。
新增晋东南至湖北荆门100万伏特高压交流输电线路550公里，变电站1座、变电容量300万千伏安；新增晋东南至江苏±50万伏直流高压输电线路1000公里；新增50万伏变电站8座，线路1782公里，变电容量1450万千伏安；新增22万伏变电站41座，线路3195公里，变电容量1623万千伏安。
继续推进城乡电网建设与改造，形成安全可靠的配电网络。
3、调整优化结构
到2010年，关停5万千瓦以下小火电机组250万千瓦，高参数、大容量空冷环保燃煤机组达75％以上，风电、水电、煤层气发电、生物质能发电等清洁、可再生能源发电装机达到6％以上。
4、资源节约和环境保护
现有火电厂2008年前完善脱硫、除尘等环保设施。2010年，火电平均供电煤耗控制在每千瓦时360克标准煤，发电耗水控制在每千瓦时2.4千克，粉煤灰利用率达到60％，线路损耗下降到7.2％。
加大污染防治，显著降低单位发电量污染物排放量。2010年，燃煤电厂二氧化硫年排放量控制在59万吨，废水排放达标率达到100％。鼓励火电厂控制氮氧化物排放。
六、保障措施
（一）增强创新意识，强化规划的指导作用
根据《国家发展和改革委员会关于山西能源建设的指导意见》，进一步转变发展观念，充分发挥自身优势，努力创新机制，支持和鼓励有条件的非公有制企业参与电力投资建设，支持和鼓励国家五大发电集团及省外投资商与电力投资企业互相参股，实行联合和重组；鼓励煤炭企业与电力企业实行资产重组，煤电联合，共同开发建设大型坑口电站和大煤电基地。广泛与国内外科研机构及高等院校进行交流、合作，加大产学研力度，建立企业技术创新机制，提升电力行业的整体技术装备水平，重点是有利于降低能源消耗、减少环境污染的发供电技术和新能源发电技术的创新和应用。
电网建设要与国民经济和社会发展需求相适应，电源建设要符合电网规划的总体格局，促进全省电力资源的优化配置。无论电网、电源建设，都要坚持统一规划、健康有序地进行。继续做好违规电站清理后续工作。
（二）调整优化电源结构，促进产业升级
鼓励煤炭企业、电力企业通过资产重组实现一体化经营；鼓励大型煤矿坑口利用中煤、煤泥、煤矸石等低热值燃料，采用大型循环流化床燃烧技术建设的大中型电厂建设；鼓励中心城市集中供热、取代分散供热小锅炉的热电联产项目建设。鼓励贫困地区的电源项目建设；鼓励发展利用煤层气、煤气等综合利用环保机组；积极开发水电、风能、太阳能、生物质能等可再生能源和新能源发电；支持以氧化铝、煤化工等重点项目为依托建设电厂，实现联营。
新建火电项目要重点发展高参数、大容量机组，采用超临界、超超临界技术提高发电效率、降低煤耗，采用高效脱硫、除尘、空冷等先进技术，减少对资源的消耗和污染物的排放。对单机容量较小、设备服务年限较长、能源消耗较高、环境污染严重的常规燃煤机组逐步依法关闭。坚持“上大关小”，把“关小”作为审批新建、扩建电源项目的条件，对有新建、扩建电源项目的市县，必须由政府承诺限期关闭本区域内的小火电机组。各级发展改革委、经委、国土、环保、水利、电网部门和单位，要积极配合推进关停小火电机组工作。
（三）推行节能降耗，切实提高能效
按照建设新型能源和工业基地的要求，进一步优化能源结构，提高能源利用效率。以特高压电网的建设为契机，促进晋东南大型煤电基地的集约开发，限制高能耗小电源的发展，改造电力行业高能耗的老旧设备，优化电源结构，提升电力行业技术装备水平、提升电网用户的信息实时采集水平，进一步降低电网损耗和用电损耗。加强电力需求侧管理，指导用户应用节能产品、节电技术和节电方法，进一步降低用户的终端能耗。尽快制定电力需求侧管理的有关政策、法规，建立电力需求侧管理的长效激励机制和约束机制，改进发电调度方式，鼓励发电企业节能降耗，加快建设节约型社会的步伐。电网企业要加强管理，通过采用先进输电技术，努力提高现有输电设施的输电能力，力争在“十一五”期间将现有各电压等级输电能力平均水平提高15～20％。
（四）发展循环经济，保护生态环境
正确处理发展电力与保护环境的关系，要通过提升技术水平，实施清洁生产等方式为新机组的发展置换更大的环保空间，减轻环保压力，积极开展资源综合利用、节能降耗，促进资源优化配置和电力工业的可持续发展。
现有火电机组必须限期完成烟气脱硫改造限期治理任务，对未按计划完成脱硫改造的企业，其所属发电集团的新上电源建设项目不予审批；在严重缺水的地区推广大同二电厂进行湿冷改空冷试点经验，到2010年底前完成20%的大中型电厂湿冷机组的空冷改造工作，2007年底全部火电厂完成污水回用设施建设，提高水的重复利用率。以省人民政府颁布实施的《山西省用水定额》为基础，对超计划取水部分，依照有关规定实行累进制加价征收水资源费。
对新建、扩建的电源项目，必须同步建设脱硫、脱氮、高效除尘设施和烟气在线连续监测设施；必须同时建设干除灰、粉煤灰综合利用设施，努力实现粉煤灰当年排放当年全部利用；必须采用空冷，优先采用地表水、矿坑排水和城市污水，实现全厂废水零排放；按照控制和减少区域污染总量的原则，实行排污权交易，根据新增排污量，等量对现运行电厂进行改造或关闭。
（五）提高政务效能，改善发展环境
大力推进行政审批制度改革，提高工作透明度和工作效率，营造高效、公开的服务环境。扎实做好项目前期工作，积极争取国家核准。对国家已核准项目，各级政府和部门要主动上门服务，协调解决项目建设涉及的相关问题，促进项目建设顺利实施。
我省煤炭资源和电源项目储备丰富，要做大做强电力产业，必须加快建设大型煤电基地，扩大晋电外送。除抓好规划确定的向华北、华东、华中输电工程项目建设外，还要积极探索省外“煤电联销”。加强省际沟通，努力争取国家电网公司支持，对晋煤需要量大的省（区、市），探索通过网对网方式售电，扩大晋电外送规模，实现全国更大范围的资源优化配置，充分发挥我省能源基地的作用。
附表1：山西省“十一五”已报国家待核准电源项目表单位：万千瓦
| 序号 | 项目名称 | 建设规模 | 备注 |
| 合计 | 1582 | ||
| 省内自用 | 1102 | ||
| 1 | 漳山电厂二期 | 2×60 | |
| 2 | 左云晋能煤矸石电厂 | 2×5 | |
| 3 | 侯马热电厂 | 2×20 | |
| 4 | 大同云冈热电厂 | 2×30 | |
| 5 | 山西瑞光电厂 | 2×30 | 原太一七期 |
| 6 | 晋中热电厂 | 2×30 | |
| 7 | 长治热电厂 | 2×30 | |
| 8 | 朔州热电厂 | 2×20 | |
| 9 | 平朔煤矸石电厂二期 | 2×30 | |
| 10 | 晋城热电厂 | 2×30 | |
| 11 | 霍州二电厂二期 | 2×60 | |
| 12 | 古交电厂二期 | 2×60 | |
| 13 | 轩岗电厂 | 2×60 | |
| 14 | 洪洞煤矸石热电厂 | 2×13.5 | |
| 15 | 临汾市河西热电厂改扩建＊ | 2×13.5 | |
| 16 | 阳城热电公司改扩建＊ | 2×13.5 | |
| 17 | 朔州市格瑞特实业公司＊ | 2×13.5 | |
| 18 | 保德神华煤矸石发电厂＊ | 2×13.5 | |
| 19 | 潞安屯留矿煤矸石电厂＊ | 2×13.5 | |
| 20 | 大同开发区华岳热电煤矸石电厂＊ | 2×5 | |
| 外送 | 480 | ||
| 1 | 塔山电厂 | 2×60 | 向京津冀送电 |
| 2 | 大同二电厂三期 | 2×60 | 向京津冀送电 |
| 3 | 河曲电厂二期 | 2×60 | 向河北南网送电 |
| 4 | 王曲电厂二期 | 2×60 | 向山东送电 |
合 计 6755
省内自用 2715
1 霍州电厂（以大代小） 2×60 关停4×10万千瓦机组
2 漳泽电厂（以大代小） 2×100 已关停长治电厂，拟关停2×10万千瓦机组和巴公电厂5.1万千瓦机组。
3 晋能大同热电厂（以大代小） 2×30 关停4×2.5万千瓦机组
4 永济热电厂（以大代小） 2×30 关停2×5万千瓦机组
5 霍家工业有限公司煤矸石电厂 2×30 关停6.2万千瓦小机组
6 垣曲热电厂 ☆ 2×20 关停4×1.2万千瓦小机组
7 阳泉二电厂二期（热电） 2×30 关停3万千瓦小机组
8 吕梁热电厂 ☆ 2×30 关停2.4万千瓦小机组
9 平陆煤矸石电厂 ☆ 2×13.5 关停1.8万千瓦小机组
10 河津振兴电厂扩建＊ 2×20 关停1.8万千瓦小机组
11 柳林联盛煤矸石电厂 ☆ 1×30
12 运城热电厂二期 2×30
13 怀仁热电厂＊ 2×20
14 汾西热电厂 ☆ 1×13.5
15 文水热电厂 ☆ 2×13.5
16 宁武热电厂 ☆ 2×20
17 静乐煤矸石电厂 ☆ 2×13.5
18 陵川热电厂 ☆ 2×13.5
19 10万人口以上县城（区、市）热电联产（古交市、孝义市、浑源县、潞城市、高平市、霍州市、汾阳市等） 200 机组容量暂定
20 长治县欣隆煤矸石电厂 2×13.5
21 灵石宏达煤矸石电厂 2×13.5
22 大同云峰煤矸石电厂 2×13.5
序号 项目名称 建设规模 备注
23 临县煤矸石电厂 ☆ 2×13.5
24 交城煤化工业园区电厂 ☆ 2×30
25 浮山煤矸石电厂 ☆ 2×30
26 右玉煤矸石电厂 ☆ 2×30
27 岚县煤矸石电厂 ☆ 2×30
28 中阳钢厂自备煤矸石电厂 ☆ 2×13.5
29 古县煤矸石电厂 ☆ 2×20
30 隰县煤矸石电厂 2×13.5
31 山阴煤矸石电厂 2×30
32 寿阳煤矸石电厂 2×13.5
33 中阳桃园水泥厂自备电厂＊ ☆ 2×13.5
34 山阴县永皓煤矸石电厂＊ 2×5
35 乡宁县华鑫煤矸石电厂＊ ☆ 2×2.5
36 闻喜县海鑫钢铁煤矸石电厂＊ 2×5
37 蒲县宏源煤矸石电厂＊ 2×2.5
38 左权双玉电化煤矸石电厂＊ 2×2.5
39 榆社化工煤矸石电厂＊ 2×2.5
40 襄垣煤矿煤矸石电厂＊ 2×5
41 乡宁煤焦煤矸石电厂＊ 3×2.5
42 襄汾有色金属煤矸石电厂＊ 2×5
43 汾西矿业煤矸石电厂 ＊ 2×5
44 阳泉远盛煤矸石电厂 2×5
45 盂县衡光热电厂＊ 2×5
46 翼城电厂 2×60
47 安泽电厂 ☆ 2×60
48 兴县电厂 ☆ 2×60
49 潞安矿业集团电厂 2×60
50 沁县铜鞮电厂 ☆ 2×60
51 煤层气（焦炉煤气）发电 100
序号 项目名称 建设规模 备注
52 风电 50
53 水电 120 含古贤水电站山西部分
外 送 4040
1 长子县赵庄电厂 2×60 拟向华中送电
2 晋城（沁水）电厂 2×60 拟向华中送电
3 左权电厂 ☆ 2×60 拟向河北南网或华东送电
4 神头二电厂三期 2×60 拟向京津冀送电
5 襄垣电厂 2×60 拟向华东送电
6 平型关电厂 ☆ 2×60 拟向京津冀送电
7 高河电厂 2×60 拟向华中送电
8 阳泉南庄电厂 2×60 拟向京津冀送电
9 娘子关二电厂 2×60 拟向河北南网送电
10 浑源电厂 ☆ 2×60 拟向京津冀送电
11 怀仁电厂 2×60 拟向京津冀送电
12 沁水郑庄电厂 2×60
13 大同二电厂四期 2×100 拟向京津冀送电
14 武乡电厂二期 ☆ 2×60
15 沁源电厂 ☆ 2×100
16 屯留古城电厂 2×100 拟向华东送电
17 高平电厂 2×60 拟向华东送电
18 寿阳电厂 2×60 拟向河北送电
19 阳城电厂三期 4×100 拟向华东送电
20 河津二电厂 2×100
21 右玉电厂 ☆ 4×60 拟向北京送电
22 盂县电厂 2×100
23 宁武电厂 ☆ 2×60
24 石楼电厂 ☆ 2×60
25 静乐电厂 ☆ 2×60
26 柳林电厂三期 ☆ 2×60
27 大宁电厂 ☆ 2×60
注：标注“＊”属省经委清理项目，共计349.5万千瓦。
标注“☆”属“两区”开发项目，共计2537.5万千瓦。