5月14日，电力监管委员会在京发布《电力监管年度报告（2009）》（以下简称《报告》），《报告》向全社会公告了2009年电力供需、电价改革、直购电试点、电力企业节能降耗等方面的情况。 
　　据《报告》统计，截至2009年底，全国基建新增发电装机容量8970万千瓦。其中，水电1998万千瓦，火电6076万千瓦，风电897万千瓦。
　　另外，我国电源结构出现积极变化。2009年全年关停小火电机组容量2617万千瓦，“十一五”关停小火电任务提前完成。2007年—2009年新增发电装机中，火电机组比重下降了约15个百分点，水电和风电机组比重均上升了超过7个百分点。从投资结构看，非化石能源发电投资已经超过新增投资的一半。2005年—2009年，火电投资占当年电源投资比重从70.3%下降到40.2%。火电投资年度平均增速只有3.67%，核电投资和风电投资平均增速大，分别为82.65%和142.76%。
　　受非化石能源比重增加的影响，全国发电生产耗用原煤量13.99亿吨，同比增长6.08%；全国燃煤电厂平均供电标准煤耗为339克/千瓦时，比上年降低7克/千瓦时。
　　但随着经济形势好转，工业用电增加的影响，电力供需缺口仍达713亿千瓦。2009年全国全口径发电量35874亿千瓦时，同比增长7%，但全社会用电量为36587亿千瓦时，同比增长6.44%，缺口713亿千瓦时。从产业看，随着经济形势基本好转，第二产业用电27125亿千瓦时，占全社会用电量的74.14%，同比增长4.54%。
　　《报告》指出，为疏导电价矛盾，完善电价结构，促进可再生能源发展，对电价水平进行了调整。其中全国销售电价平均将每千瓦时提高2.8分。标杆电价各地区调整也各有差异。三西、青海、云贵川10个省（直辖市）燃煤机组标杆上网电价每千瓦时上调0.2—1.5分。沿海7省（直辖市）燃煤机组标杆上网电价每千瓦时下调0.3—0.9分。
　　燃煤机组脱硫加价标准也体现了因地制宜的原则：在原脱硫加价标准上，根据煤炭含硫率不同，黑龙江、吉林、内蒙古东部脱硫加价标准每千瓦时下调0.2分，重庆和贵州脱硫加价标准每千瓦时分别上调0.5分和0.2分。
　　另外，为促进可再生能源发展，弥补可再生能源电价补贴资金缺口，将可再生能源电价附加标准提高至每千瓦时0.4分。
　　受调价影响，主要电力企业资产规模继续扩大，主营业务收入与成本同步增加，整体扭亏为盈。其中五大发电集团实现利润195.96亿元，同比增长524.49亿元。相反，电网、南方电网受电价政策影响利润大幅下降，同比减少近六成。