5月14日，國家電力監管委員會在京發布《電力監管年度報告（2009）》（以下簡稱《報告》），《報告》向全社會公告了2009年國家電力供需、電價改革、直購電試點、電力企業節能降耗等方面的情況。 

　　據《報告》統計，截至2009年底，全國基建新增發電裝機容量8970萬千瓦。其中，水電1998萬千瓦，火電6076萬千瓦，風電897萬千瓦。

　　另外，我國電源結構出現積極變化。2009年全年關停小火電機組容量2617萬千瓦，“十一五”關停小火電任務提前完成。2007年—2009年新增發電裝機中，火電機組比重下降了約15個百分點，水電和風電機組比重均上升了超過7個百分點。從投資結構看，非化石能源發電投資已經超過新增投資的一半。2005年—2009年，火電投資占當年電源投資比重從70.3%下降到40.2%。火電投資年度平均增速只有3.67%，核電投資和風電投資平均增速最大，分別為82.65%和142.76%。

　　受非化石能源比重增加的影響，全國發電生產耗用原煤量13.99億噸，同比增長6.08%；全國燃煤電廠平均供電標準煤耗為339克/千瓦時，比上年降低7克/千瓦時。

　　但隨著經濟形勢好轉，工業用電增加的影響，電力供需缺口仍達713億千瓦。2009年全國全口徑發電量35874億千瓦時，同比增長7%，但全社會用電量為36587億千瓦時，同比增長6.44%，缺口713億千瓦時。從產業看，隨著經濟形勢基本好轉，第二產業用電27125億千瓦時，占全社會用電量的74.14%，同比增長4.54%。

　　《報告》指出，為疏導電價矛盾，完善電價結構，促進可再生能源發展，國家對電價水平進行了調整。其中全國銷售電價平均將每千瓦時提高2.8分。標桿電價各地區調整也各有差異。三西、青海、云貴川10個省（直轄市）燃煤機組標桿上網電價每千瓦時上調0.2—1.5分。沿海7省（直轄市）燃煤機組標桿上網電價每千瓦時下調0.3—0.9分。

　　燃煤機組脫硫加價標準也體現了因地制宜的原則：在原脫硫加價標準上，根據煤炭含硫率不同，黑龍江、吉林、內蒙古東部脫硫加價標準每千瓦時下調0.2分，重慶和貴州脫硫加價標準每千瓦時分別上調0.5分和0.2分。

　　另外，為促進可再生能源發展，彌補可再生能源電價補貼資金缺口，將可再生能源電價附加標準提高至每千瓦時0.4分。

　　受調價影響，主要電力企業資產規模繼續擴大，主營業務收入與成本同步增加，整體扭虧為盈。其中五大發電集團實現利潤195.96億元，同比增長524.49億元。相反，國家電網、南方電網受電價政策影響利潤大幅下降，同比減少近六成。