近年来，全国发电厂用电率总体呈波动下降的趋势，反映出结构调整、技术进步带动的下降效应和空冷技术广泛应用的上升效应共同作用。随着未来“三北”地区煤电基地空冷技术更大范围的推广，全国整体发电厂用电率下降的难度也将越来越大。
图29 全国发电厂用电率近年变化情况（略）
三、燃煤机组脱硫设备装设及投运情况
2009年，各发电企业积极贯彻落实国家节能减排方针政策，不断增加资金投入，加大设备改造力度，燃煤机组脱硫装置装设比例和脱硫效率均大幅提高。同时，各地不断完善脱硫在线监测系统，进一步加强了对脱硫设备实时运行情况的监测。
专栏：各区域火电机组脱硫设备装设及投运情况
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（1）华北区域：统调规模以上燃煤机组均已装设脱硫装置。除个别新建电厂由于设备运行不稳定或整体调试等原因造成脱硫装置投运率不足50%外，其他机组平均投运率达到93%以上。
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（2）东北区域：统调5万千瓦及以上已安装脱硫装置机组容量2742万千瓦，占统调燃煤机组总容量62.8%。脱硫装置平均投运率96.1%，其中辽宁94%，吉林97%，黑龙江96.9%，蒙东96.3%；平均脱硫效率90.9%，其中辽宁93%，吉林89.3%，黑龙江90.8%，蒙东90.3%。
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（3）西北区域：统调已安装脱硫装置机组容量3566万千瓦，占统调燃煤机组总容量77.7%，脱硫装置平均投运率97.8%，其中陕西97.07%，甘肃为97.35%，宁夏98.64%，青海94.26%，新疆99.89%。
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（4）华东区域：统调已安装脱硫装置机组容量12101万千瓦，占统调燃煤机组总容量94.8%。脱硫装置平均投运率97.8%，其中上海94.7%，江苏98.3%，浙江99.2%，安徽99.1%，福建97.7%； 平均脱硫效率94.4%，其中上海95.0%，江苏93.4%，安
徽 94.1%，福建95%。
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（5）华中区域：统调已安装脱硫装置机组容量7450万千瓦，占统调燃煤机组总容量80%。河南脱硫装置平均投运率96.39%，湖南97.15%，湖北、江西、四川、重庆都在95%以上。
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（6）南方区域：统调燃煤机组已全部安装脱硫装置，平均脱硫效率为90.90％。广东省脱硫装置投运率在97%以上。
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四、发电机组提供辅助服务及可靠性运行情况
2009年，各发电企业能够克服运行压力大、电煤供应紧张等困难，加强内部管理和监督约束机制，保证机组稳定运行，并根据系统需要提供辅助服务。值得一提的是，部分地区在实施了发电厂辅助服务管理及并网运行管理实施细则（以下简称“两个细则”）后，大大激励了发电企业参与辅助服务的积极性，一些考核与补偿力度较大的地区，机组运行水平大幅提高，电网安全经济运行水平也得以提升。
华北区域
华北电网内京津唐电网有偿调峰主要由潘家口、十三陵电厂承担。河北南网主要由张河湾抽水蓄能电站承担电网调峰作用，全年共启停调峰551台次， 20万千瓦及以上火电机组启停调峰34台次。蒙西电网当年大量火电和风电新增机组并网，造成电力平衡十分困难。特别是冬季供热期间，供热机组出力受供热量限制，风电机组被迫小出力运行或退出运行。
京津唐电网已按照“两个细则”的要求实施并网运行考核及辅助服务补偿，电厂投入AGC 投入率达100%， AGC响应指标也大幅提高。所有电厂AVC调节均满足调节合格率要求，一次调频投入率达到100%。河北南网20万千瓦及以上机组AGC平均投运率为55.53%。蒙西电网统调45家电厂中，16家电厂投入AGC，平均投运率80%。
全网火电机组容量10万千瓦及以上（除山东省）共计318台，共发生非计划停运172次。平均等效可用系数为93.45%，非计划停运次数为0.62/台.年，强迫停运次数为0.52次/台.年。
东北区域
东北电网由于风电并网容量快速增长，部分时段风电出现反调峰情况，加大了系统调峰压力。此外，全网冬季峰谷差增长明显，大部分火电机组由于承担冬季供热任务，造成调峰能力下降，进一步加剧了电网调峰困难。
全网已按照“两个细则”的要求实施并网运行考核及辅助服务补偿。但总体看，各厂根据调度要求进行AGC投停，投运率普遍较低。AVC安装率较低，基本未投运。
全网纳入发电机组可靠性分析统计的10万千瓦及以上容量火电机组共计143台，共发生非计划停运72次，平均等效可用系数为92.01%，平均可用系数92.15%。
西北区域
西北电网用电负荷峰谷差进一步拉大，最大值已超过600万千瓦，占全网最大用电负荷近20%，参与调峰的火电机组容量逐年增加，调峰深度达60%以上，系统调峰难度进一步加大。
网内龙羊峡、李家峡、公伯峡等主力水电厂AGC调节容量可以满足系统对AGC调节的需求，AGC投运率达99.988%，AGC控制合格率99.998%。西北网调和五省区调度目前未建设AVC系统。
全网10万千瓦及以上火电机组非计划停运平均0.77次/台.年，非计划停运小时46.23小时/台.年，等效可用系数92%，等效强迫停运率0.71%。
华东区域
全网用电最大峰谷差4209.6万千瓦，用电峰谷差率31.6%。各省市的最大峰谷差和用电峰谷差率情况如下：上海959万千瓦、42.6%，江苏1243万千瓦、27.4%，浙江1270万千瓦、41.4%，安徽488万千瓦、33.5%，福建620万千瓦、36.7%。
华东区域尚未正式实施“两个细则”，除福建外，其他省市已完成技术支持系统建设，处于模拟运行阶段。浙江省统调电厂提供一次调频332217次，AGC 219966小时，水电厂和燃油机组参与启停调峰共7125次。福建电网统调机组AGC投运小时为91581小时。
全网30万千瓦及以上机组共发生非计划停运和跳闸392台次，平均1.45次/台.年。其中，上海1.55次/台.年，江苏1.43次/台.年，浙江1.03次/台.年，安徽2.27次/台.年，福建1.32次/台.年。
华中区域
华中电网除湖南省统调水电厂有少量弃水调峰损失电量外，基本没有发生弃水调峰损失。全网全年平均用电负荷率下降0.3个百分点，日最大峰谷差率增长6个百分点，电网调峰矛盾突出，部分机组长时间处于停机备用状态。
华中电网尚未实施“两个细则”，统调机组提供辅助服务情况如下：湖北省统调机组AGC总计投运时间18197.42小时，AVC总计投运时间5.58小时；湖南省统调机组AGC总计投运时间71989.19小时；江西省统调机组AVC总计投运时间8.61小时；四川省统调机组一次调频163929次，AGC总计投运时间8358.58小时；重庆市统调机组AGC总计投运时间32740.3小时，无AVC设备运行。
华中网调60万千瓦级机组非计划停运率为2.32次/台.年，30万千瓦级1.75次/台.年，分省统调机组非计划停运率分别为：河南1.19次/台.年、湖北1.45次/台.年、湖南2.53次/台.年、江西2.33次/台.年、四川3.21次/台.年、重庆1.03次/台.年。
南方区域
由于当年全网新投产695万千瓦水电机组，且大部分在汛前或汛期投产，造成低谷调峰容量缺口较大，进一步加大了系统调峰难度。低谷时段为保证水电尽量不弃水，9E、9F燃气机组全部停机，参与调峰火电机组需按实际最低稳燃考虑调峰深度。
全网统调机组已装设AGC容量达10286万千瓦，占总容量的76.19%，除海南AGC在6月前一直保持孤网运行外，其他电网AGC投运率都在99.8%以上，全网没有投入AVC控制。
全网容量30万千瓦及以上机组共跳闸225次，平均0.97次/台.年，无机组强迫停运现象发生。
五、发电许可持证并网情况
总体来看，各发电企业十分重视发电业务许可证制度，认真执行国家有关文件规定，严格按照工作流程规范运作。但由于历史遗留问题，环保要求及项目核准等原因，部分并网机组仍不具备获得发电业务许可证条件，各区域均存在一定比例无证并网运行机组。
专栏：各区域发电许可持证并网情况
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（1）华北区域：统调装机容量16402万千瓦，未取得发电业务许可证在运容量3087万千瓦，占比18.8%。
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（2）东北区域：全口径装机容量7327万千瓦，未取得发电业务许可证在运容量2878万千瓦，占比39%。
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（3）西北区域：统调装机容量6346万千瓦，未取得发电业务许可证在运容量1878万千瓦，占比29.6%。
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（4）华东区域：统调装机容量15971万千瓦，未取得发电业务许可证在运装机容量2603万千瓦，占比16.3%。
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（5）华中区域：统调装机容量15871万千瓦，未取得发电业务许可证在运容量1498万千瓦，占比9.4%。
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（6）南方区域：南方区域（不含云南、贵州省）0.6万千瓦以上容量7544万千瓦，未取得发电业务许可证在运容量1563万千瓦，占比20.7%。
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第四部分 重组并购及相关产业发展
2009年，主要大型发电企业加快兼并重组步伐，通过合并和股权、资产收购等多种形式整合资源，产业组织结构不断优化，并积极依托资本市场，拓宽融资渠道，着力提升企业核心竞争力。在不断壮大发电主营业务的同时，还根据电力生产及企业自身特点，从经营战略角度制定了综合发展规划，主要表现在三个方面：一是加快上游产业布局，将煤炭定位为基础发展产业，兼顾发展运输物流，提高煤炭自给率；二是推进下游产业发展，延伸到煤化工、铝业等多个领域；三是放眼国际市场，积极拓展境外发展空间。
一、整合资源结构情况
积极通过合并和股权、资产收购等多种形式整合资源，扩大规模，提升资产质量，使企业实现可持续发展获得新的动力。
专栏：资产重组与并购事例
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（1）中国华能集团公司：收购山东电力集团所属部分电力、煤炭、港口、航运资产，新增已投产装机容量333万千瓦，在建及核准容量71.6万千瓦，煤炭可采储量18.04亿吨，码头10座，船舶5艘。
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（2）中国大唐集团公司：收购重庆渝能集团、山东鲁北发电、四川眉山多能水电等多家公司发电资产，新增已投产装机容量69.86万千瓦，在建容量76.32万千瓦，前期项目容量121.55万千瓦。
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（3）中国华电集团公司：收购及重组辽宁金山、山西晋能集团、山西和信等公司相关发电和煤炭资产，新增装机容量393万千瓦，核准在建容量315万千瓦，煤炭在建产能400万吨/年。
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（4）中国国电集团公司：增资重组内蒙古能源发电投资公司，新增装机容量240万千瓦，水电权益容量50万千瓦，风电资源800万千瓦及16.8亿吨煤炭资源。
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（5）中国电力投资集团公司：收购重庆市电力公司对外剥离的主要发电资产及全部铝业资产。
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（6）中国长江三峡集团公司：完成了与中国水利投资集团公司及中国水利电力对外公司的合并和重组。投资7.65亿元控股内蒙古呼和浩特抽水蓄能发电有限公司51%股权，同时获取449万千瓦风电场资源。
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（7）广东省粤电集团有限公司：出资19.8亿元收购中信泰富持有的北方联合电力公司20%股权。
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（8）浙江省能源集团有限公司：对浙江省水利水电投资集团进行合并重组，并以此为平台整合能源集团所属其它水电资产。
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（9）北京能源投资（集团）有限公司：完成对集团风电项目的整合，成立北京京能新能源有限公司。
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二、资本运作情况
加大资本运作力度，充分利用资本市场的融资功能，积极搭建融资平台，将优质资产注入上市公司，提高上市公司再融资能力。
专栏：资本运作事例
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（1）中国华能集团公司：将集团所属杨柳青电厂55%股权等优质资产协议转让给上市子公司华能国际。将子公司北方电力所属优质资产与上市公司内蒙华电相关资产进行置换。
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（2）中国华电集团公司：收购辽宁丹东东方新能源公司控股上市公司-金山能源股份公司。将集团所属河北水电等优质资产注入上市子公司华电国际。
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（3）中国国电集团公司：完成对控股子公司龙源电力的重组改制并在香港联合交易所上市。启动控股上市公司国电电力发展股份有限公司资产注入工作。
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（4）中国长江三峡集团公司：将价值约1073亿元的三峡工程发电资产及相关专业化公司股权注入上市公司长江电力并顺利实现资产交割。
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（5）华润电力控股有限公司：完成对子公司华润电力投资有限公司的增资重组，并以此为平台成功面向社会发行企业债券。
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（6）河南投资集团有限公司：启动对控股上市公司豫能控股的资产重组工作，方案已获得中国证监会有条件审核通过。
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（7）浙江省能源集团公司：通过二级市场对上市子公司东南发电有限公司完成战略增持。完成对浙江天达环保建材公司股份制改造，改制上市已具雏形。
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