中国2009年度发电业务情况通报(2010第5号).doc

2009年度发电业务情况通报

国家电力监管委员会办公厅
二〇一〇年十一月

41

目 录

前 言 1
第一部分 电源发展及结构 3
一、全国总体情况 3
二、各区域及分省情况 8
三、结构调整情况 15
第二部分 发电市场分布 19
一、发电企业装机容量情况 19
二、市场集中度情况 20
第三部分 生产运行 23
一、全国电煤供应及库存情况 23
二、大型发电企业发电用煤及节能降耗情况 26
三、燃煤机组脱硫设备装设及投运情况 31
四、发电机组提供辅助服务及可靠性运行情况 32
五、发电许可持证并网情况 35
第四部分 重组并购及相关产业发展 37
一、整合资源结构情况 37
二、资本运作情况 38
三、开拓国际市场情况 39
四、产业链延伸布局情况 39
前 言

厂网分开以来，全国主要大型发电企业充分发挥市场主体作用，不断壮大发电主营业务，装机规模大幅增长，企业核心竞争力得到了提升，保证了我国经济持续发展和人民生活的需要。同时，各主要大型发电企业积极贯彻落实国家能源发展政策，注重电源结构调整，加大水电、核电、风电等清洁能源建设力度，对电力行业乃至全国节能减排做出了积极贡献。为进一步掌握全国发电领域的基本情况，促进发电企业贯彻落实国家能源发展政策，调整结构、合理布局，国家电力监管委员会组织编制了2009年度发电业务情况通报。
2009年，全国新增发电装机容量仍然保持在较高水平，但增速已连续三年放缓，截至年底，全国发电装机容量8.74亿千瓦，连续十四年位居世界第二位。其中，火电装机增速连续三年下降，水电装机连续两年保持较快增长，并网风电容量连续四年实现翻倍增长，清洁能源装机比重逐步上升，发电装机结构进一步优化。但同时也应看到，在相当长一段时期内，我国以燃煤为主的发电生产结构不会改变，电源结构调整将是我国能源发展长期不懈的艰巨任务。
在生产运行方面，各发电企业克服运行压力大、电煤供应紧张等困难，加强内部管理，建立监督约束机制，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。
在产业链延伸布局方面，主要大型发电企业根据电力生产及自身特点，加快了电力上下游产业布局，将煤炭定位为基础发展产业，兼顾发展运输物流，下游行业延伸到煤化工、铝业等多个领域。
总体上看，当前全国发电领域发展情况良好，但是也存在煤电价格矛盾突出、发电企业投资经营风险评估机制缺乏、部分地区发电市场集中度过高等问题，需要有关方面进一步深入研究，在体制机制上予以解决。

第一部分 电源发展及结构
一、全国总体情况
(一) 装机容量
全国发电装机容量连续三年增速放缓。截至2009年底，全国发电装机容量87410万千瓦，同比增长10.26%，全年净增容量8137万千瓦。
图1 2002-2009年全国发电装机容量增长情况
发电装机结构进一步优化，可再生能源比重逐步上升。水电装机占总装机的22.46%，火电装机占总装机的74.49%，核电装机占总装机的1.04%，并网风电装机占总装机的2.01%。其中，火电装机比重同比下降1.56%，水电、风电比重分别提高0.68、0.96个百分点。

图2 2009年全国发电装机容量构成
1、水电装机
随着一批大中型水电站陆续投产，全国水电装机连续两年保持较快增长。截至2009年底，全国水电装机容量19629万千瓦，同比增长13.72%。

图3 2001-2009年全国水电装机容量增长情况
2、火电装机
由于新投产规模减少、小机组关停力度大，全国火电装机增速连续三年下降。截至2009年底，全国火电装机容量65108万千瓦，同比增长8.00%。

图4 2001-2009年全国火电装机容量增长情况

截至2009年底，全国燃煤机组容量59889万千瓦，占火电机组比重91.98%。天然气（含LNG）、燃油、生物质等发电机组合计容量5219万千瓦，占火电机组比重为8.02%。
表一 火电装机结构情况

容量（万千瓦）
占比（%）
火电合计
65108
100
燃煤
59889
91.98
天然气（含LNG）
2403
3.69
燃油
823
1.26
生物质
239
0.37
其他
1754
2.7

3、核电装机
2009年没有新增核电机组投产。截至2009年底，全国核电装机容量908万千瓦。

图5 2001-2009年全国核电装机容量增长情况
4、风电装机
并网风电新增容量连续四年实现翻倍增长。截至2009年底，全国并网风电容量1760万千瓦，同比增长109.82%。

图6 2001-2009年全国并网风电装机容量增长情况
（二）发电量
2009年，受用电需求回升的拉动，全国发电量36812亿千瓦时，同比增长6.7%。

图7 2001-2009年全国发电量增长情况
1、水电发电量
水电发电量5717亿千瓦时，占总发电量的15.53%。受下半年来水偏枯影响，同比仅增长1.1%，是2001年以来的最低增速。

图8 2001-2009年全国水电发电量增长情况
2、火电发电量
火电发电量30117亿千瓦时，占总发电量的81.81%，同比增长7.4%。

图9 2001-2009全国年火电发电量增长情况
3、核电发电量
核电发电量701亿千瓦时，占总发电量的1.9%，同比增长1.2%。
4、风电发电量
风电发电量276亿千瓦时，占总发电量的0.75%，同比增长111.1%，连续三年保持翻倍增长。
二、各区域及分省情况
（一）装机增长情况
资源禀赋特点及经济发展水平的不同决定了各区域发电装机容量及结构差异较大。截至2009年底，华北区域装机容量突破2亿千瓦，华东、华中区域超过1.8亿千瓦，南方区域达到1.5亿千瓦，西北和东北区域装机容量相对较小，分别达到7300万千瓦和6000万千瓦。

图10 2009年全国分区域装机容量构成
大煤电、大水电、大风电基地建设成效逐步显现。西北区域装机容量同比增长17.49%，增速居全国之首。东北、华北和南方区域同比增长10%以上，华中和华东区域分别增长6.76%和6.22%。

图11 2009年各区域装机容量增长情况
分省来看，西部各省装机增速加快，东部电力消费大省、中部资源大省装机规模居全国前列。广东、山东超过6000万千瓦，江苏、浙江、内蒙古超过5000万千瓦，河南、湖北、山西超过4000万千瓦，八省装机合计占全国总装机容量的48.8%。

图12 2009年各省（区、市）装机容量增长情况
1、水电装机
全国水电装机主要集中在华中和南方区域，容量分别达到7922万千瓦和6123万千瓦，合计占全国水电装机容量的71%。

图13 2009年各区域水电装机容量增长情况
水电装机容量超过2000万千瓦的省份依次为湖北、四川和云南，超过1000万千瓦的有广西、贵州、湖南、广东和福建。

图14 2009年部分省（区、市）水电装机容量增长情况
2、火电装机
华北区域火电装机容量1.97亿千瓦，居全国之首，西北区域同比增速最高，达到14.80%。

图15 2009年各区域火电装机容量增长情况
火电装机容量增速较高的省份主要集中在中西部地区和东北地区，容量超过4000万千瓦的省份依次为山东、江苏、内蒙古、广东、浙江和河南。

图16 2009年各省（区、市）火电装机容量增长情况
3、风电装机
华北和东北区域并网风电装机容量最大，2009年均实现了翻番增长，合计占全国并网风电装机容量的75%。

图17 2009年各区域并网风电装机容量增长情况
内蒙古自治区并网风电装机容量642万千瓦，占全国比重和同比增速均居全国首位，东北三省并网风电装机容量均超过百万千瓦。

图18 2009年部分省（区、市）并网风电装机容量增长情况
（二）装机构成情况
1、华北区域
华北区域火电装机占绝对优势，占比达到92.8%，除北京和内蒙古外，其他省份火电装机容量占比都超过90%。全区域风电装机容量占总容量的4.2%，内蒙古风电装机容量已超过自治区总装机的10%。
表2 华北区域装机构成
地 区
装机容量（万千瓦）
其中：各类型装机比重（%）
水电
火电
核电
风电
华北区域
21178
3
92.8

4.2
北京
622
16.9
82.3

0.8
天津
1004
0
100

河北
3829
4.7
91.8

3.5
山西
4088
3.9
95.8

0.3
内蒙古
5556
1.5
86.9

11.6
山东
6079
1.7
96.8

1.4
2、东北区域
东北区域火电装机比重达到82.3%，吉林省火电装机比重最低，为66.3%。
表3 东北区域装机构成
地 区
装机容量（万千瓦）
其中：各类型装机比重（%）
水电
火电
核电
风电
东北区域
6056
10.4
82.3

7.3
辽宁
2577
5.7
87.7

6.8
吉林
1593
24.5
66.4

9.3
黑龙江
1886
5
88.6

6.4
3、华东区域
华东区域水电装机主要集中在福建和浙江，水电比重分别为36.2%和17%，其他各省火电装机占比都超过90%。
表4 华东区域装机构成
地 区
装机容量（万千瓦）
其中：各类型装机比重（%）
水电
火电
核电
风电
华东区域
18807
12.4
84
2.7
0.9
上海
1658

99.7

0.2
江苏
5662
2
92.6
3.7
1.7
浙江
5610
17
77.2
5.4
0.4
安徽
2841
5.7
94.3

福建
3036
36.2
62.3

1.5
4、华中区域
华中区域水电资源丰富，四川和湖北水电装机容量比重分别达到67.8%和65.7%，湖南和重庆水电装机容量比重也在40%左右。
表5 华中区域装机构成
地 区
装机容量（万千瓦）
其中：各类型装机比重（%）
水电
火电
核电
风电
华中区域
18459
42.9
57

0.1
江西
1533
24.6
75

0.4
河南
4680
7.8
92.1

0.1
湖北
4569
65.7
34.3

0
湖南
2736
41.9
58.1

0
重庆
1134
39.9
60

0.1
四川
3808
67.8
32.2

5、西北区域
西北区域火电装机容量占区域总装机的70.2%，陕西和宁夏火电比重超过90%。区域内水电主要集中在青海、甘肃，其中，青海水电装机容量占全省装机容量的81.9%。风电主要分布在新疆和甘肃。
表6 西北区域装机构成
地 区
装机容量（万千瓦）
其中：各类型装机比重（%）
水电
火电
核电
风电
西北区域
7305
27.2
70.2

2.5
陕西
2181
8.8
91.2

甘肃
1767
33.6
62.2

4.2
青海
1067
81.9
18.1

宁夏
952
4.5
92.87

2.6
新疆
1280
18.9
74.3

6.7
西藏
57
77.8
17.9

6、南方区域
南方区域水电装机容量比重接近40%，其中，云南水电装机容量占本省装机容量的66%，广西也接近60%。海南和广东火电比重最高，其中，广东火电装机容量占到南方区域火电装机容量的54%。
表7 南方区域装机构成
地 区
装机容量（万千瓦）
其中：各类型装机比重（%）
水电
火电
核电
风电
南方区域
15605
39.2
57.8
2.5
0.4
广东
6407
17.6
75.4
6.2
0.9
广西
2552
57.8
42.2

贵州
3091
44
56

云南
3169
66
33.8

0.2
海南
385
18.3
80.2

1.5
三、结构调整情况
2009年，电力行业积极转变发展方式，按照实现低碳、清洁发展的总体目标，认真贯彻落实国家节能减排政策，电源结构调整取得了较大成效。
（一）清洁能源投资比重持续提升
全国电源建设完成投资额3803亿元，比上年增长11.62%，创电源投资额历史新高。其中，水电投资额867亿元，核电投资额584亿元，风电投资额782亿元。清洁能源投资增长连续两年超过30%，投资比重从2007年的37.9%提高到2009年的58.9%，已成为电源投资增长的主要动力。火电投资额从2007年的2005亿元下降到2009年的1544亿元，比重已从2005年最高的70.3%下降到2009年的40.6%。
表8 2009年电源建设项目投资情况
项　目
数量
（亿元）
比上年增长（%）
占全部电源投资额的比例
比例
（%）
比上年提高
（个百分点）
电源工程建设投资完成额
3803.31
11.6
100

其中：水电
867.19
2.1
22.8
-2.1
火电
1543.56
-8
40.5
-8.7
核电
584.01
77.3
15.4
5.7
风电
781.78
48.3
20.6
5.1
其他
26.78

0.7
0.2

图19 2004-2009年分类型电源投资比重变化情况
（二）清洁能源投产规模继续保持较快增长
全国电源新增规模9684万千瓦，比上年多投482万千瓦，依然保持在较高的水平。清洁能源投产规模继续保持较快增长，其中，水电新增2116万千瓦，与上年基本持平，风电并网容量新增973万千瓦，连续四年实现翻番，太阳能并网容量新增2.79万千瓦，年投产规模首次超过1万千瓦。

图20 2004-2009年分类型电源新增容量所占比重变化情况
（三）“十一五”“关小”目标提前完成
全年关停小火电机组2617万千瓦，是关停工作力度最大的一年。“十一五”以来，已累计关停小火电机组6006万千瓦，提前一年半完成国家“十一五”关停小火电机组任务。
（四）火电机组容量等级结构持续改善
全年新投产单机容量30万千瓦及以上火电机组容量5968万千瓦，占全部新投产火电机组容量的90.53%。全国火电机组平均单机容量已达到10.31万千瓦/台，比上年提高0.9万千瓦/台，30万千瓦及以上机组占全部火电机组比重为68.4%。随着大量能耗低、效率高的机组投产，火电机组容量等级结构持续改善。
第二部分 发电市场分布
一、发电企业装机容量情况
2009年，全国主要大型发电企业装机容量继续保持较快增长。五大发电集团装机容量已占全国总装机的48.15%，其中，华能和大唐集团装机容量均突破1亿千瓦。装机容量超过2000万千瓦的还有神华集团和长江电力公司。装机容量在1000-2000万千瓦之间的有粤电集团、华润电力公司、浙能集团和国投电力公司。
表9 全国大型发电企业装机容量情况
集　团　名　称
装机容量（可控）
同比增长
占全国比重
（万千瓦）
（%）
（%）
全 国 总 计
87410
10.3
100
中国华能集团公司
10438
21.6
11.9
中国大唐集团公司
10017
21.5
11.5
中国国电集团公司
8203
16.8
9.4
中国华电集团公司
7551
9.3
8.6
中国电力投资集团公司
5883
28.7
6.7
中国神华集团有限责任公司
2714
25.4
3.1
中国长江三峡集团公司
2108
0
2.4
广东省粤电集团有限公司
1979
-6
2.3
华润电力控股有限公司
1936
16.2
2.2
浙江省能源集团有限公司
1847
-0.7
2.1
国投电力公司
1732
19.2
2
北京能源投资(集团)有限公司
764
13
0.9
四川省投资集团有限责任公司
724
3.1
0.8
河北省建设投资公司
606
24.7
0.7
河南投资集团有限公司
558
-9.3
0.6
深圳市能源集团有限公司
530
23.8
0.6
中国核工业集团
513
1.3
0.6
中国广东核电集团有限公司
507
17.3
0.6
申能（集团）有限公司
502
0
0.6
湖北省能源集团有限公司
479
14.5
0.6
江苏国信集团有限公司
430
2.1
0.5
华阳电业
420
11.1
0.5
山东鲁能发展集团公司
406
-45.9
0.5
安徽省能源集团公司
370
20.1
0.4
新力能源开发有限公司
270
0
0.3
广州发展集团有限公司
262
0
0.3
甘肃省电力投资集团公司
260
52.2
0.3
宁夏发电集团公司
172
6.6
0.2
江西省投资集团公司
150
-44.4
0.2
山西国际电力集团有限公司
140
-5
0.2
万家寨水利枢纽
108
0
0.1
二、市场集中度情况
TOP-m份额是市场中最大的m个供应者所占的市场份额，HHI是各市场供应者所占市场份额的平方和，两个指标都反映了市场的集中度，数值越大说明集中度越高。本次统计以各发电集团的装机容量为依据，分别计算各区域和分省的TOP-4、TOP-6装机份额，HHI用占有率前6位企业装机容量来计算，小于实际的HHI指标值。

图21 分区域装机市场集中度情况
结果表明，东北区域和华北区域TOP-4装机份额超过50%，华东区域TOP-4装机份额最低，为35%。
表10 分区域装机市场集中度及份额构成
区域
TOP-4份额（%）
TOP-6份额（%）
HHI
各区域发电市场份额主要构成
华北区域
51
61
749
华能
大唐
国电
华电
国华
中电投
东北区域
56
72
912
国电
华能
华电
大唐
中电投
电网保留
华东区域
35
46
374
华能
浙能
国电
华电
大唐
中电投
华中区域
40
51
480
国电
大唐
中电投
华能
华电
电网保留
西北区域
48
60
680
大唐
中电投
国电
华电
华能
电网保留
南方区域
41
51
473
粤电
大唐
华能
华电
中电投
国电
从分省情况来看，TOP-4装机份额低于50%的省份有江苏、福建、广东和四川，高于80%的有上海和青海。

图22 分省（区、市）装机市场集中度情况
HHI装机份额较高的省份有青海、海南、贵州，较低的有四川、江苏、福建。

表11 分省（区、市）装机市场集中度及份额构成
省（区、市）
TOP-4份额（%）
TOP-6份额（%）
HHI
各省（区、市）发电市场份额主要构成
北京
70
86
1735
京能
华能
电网保留
大唐
华电
国华
天津
54
72
957
国投
华能
大唐
国华
电网保留
国电
河北
65
79
1242
大唐
国华
河北建投
国电
华能
华电
山西
51
64
790
大唐
国电
山西国际
中电投
电网保留
鲁能
内蒙古
64
77
1451
华能
大唐
中电投
京能
国电
国华
辽宁
56
66
889
华能
国电
中电投
华电
国华
大唐
吉林
74
85
1524
大唐
电网保留
国电
华能
中电投
中广核
黑龙江
73
76
1580
华电
大唐
国电
华能
电网保留
国华
上海
83
93
1988
申能
华能
中电投
宝钢
电网保留
华电
江苏
47
58
636
国电
华能
华润
江苏国信
华电
中电投
浙江
55
66
1210
浙能
国华
华能
电网保留
国电
中核
安徽
54
73
967
大唐
皖能
华电
淮沪煤电
中电投
国电
福建
46
57
657
华电
华阳后石
大唐
国电
电网保留
华能
江西
72
78
1464
国电
华能
中电投
赣能
大唐
电网保留
山东
62
63
1190
华能
华电
国电
大唐
电网保留

河南
50
60
751
大唐
中电投
河南省投
华能
华润
国电
湖北
61
70
1013
湖北能源
国电
华电
华能
中电投
电网保留
湖南
52
66
895
大唐
中电投
华润
电网保留
国电
华电
广东
44
52
800
粤电
深能源
中广核
华能
国华
广州发展
广西
54
61
1471
大唐
国投
华电
香港中电
国电
广西投资
海南
58
58
2969
华能
电网保留

重庆
63
66
1167
华能
中电投
大唐
国电
电网保留

四川
47
54
612
国电
华电
川投
国投
华能
大唐
贵州
78
91
2031
华电
中电投
粤电
大唐
国电
电网保留
云南
56
64
1143
华能
国电
国投
大唐
华电
电网保留
陕西
67
78
1573
大唐
华电
国华
华能
国电
鲁能
甘肃
54
67
898
大唐
甘肃电投
国投
国电
华能
电网保留
青海
81
81
5475
中电投
华电
大唐

宁夏
73
89
1648
国电
宁夏发电
华能
华电
大唐
中电投
新疆
45
46
666
华电
国电
电网保留
鲁能
华能

第三部分 生产运行
一、全国电煤供应及库存情况
（一）全国煤炭供应总体情况
2009年，全国煤炭供应基本平衡，前三季度略宽松，四季度略偏紧。根据有关部门统计数据，全国规模以上企业原煤产量29.73亿吨，比上年多生产1.71亿吨，同比增长6.1%，加上净进口原煤1.03亿吨。全年原煤实际供应总量30.76亿吨，比上年增加2.79亿吨。
（二）主要燃煤电厂存煤及耗煤情况
2009年，全国电煤供应经历了从适度宽松、基本平衡、到逐渐偏紧的变化过程，主要燃煤电厂存煤呈现前高后低走势。根据电监会电煤监测预警系统跟踪监测，全国10万千瓦及以上燃煤电厂（约占全国火电总装机的75.6%）存煤及耗煤情况如下：
（1）一季度，受国际金融危机影响，国内用电需求同比下滑。由于用电需求的不确定性，电厂购煤量减少，电煤库存持续回落，并呈阶段性下降趋势。本季度，统计口径内电厂最低日存煤量5600万吨，平均可用13天，日均耗煤359万吨，最低日耗煤294万吨。
（2）二季度，国内用电需求下降的势头已明显得到遏制，下降幅度逐月收窄，6月份转为正增长。在用电需求稳步增长的预期下，同时要积极为迎峰度夏做准备，电厂加大存煤力度。本季度，统计口径内电厂日均存煤6300万吨，平均可用15天，日均耗煤344万吨，最低日耗煤304万吨。
（3）三季度，全国用电需求稳步回升，电厂存煤及耗煤均达到较高水平。本季度，统计口径内电厂日均存煤6600万吨，平均可用16天，日均耗煤382万吨，迎峰度夏期间最高日耗煤418万吨。
（4）四季度，全国经济复苏加快，用电需求持续增长，加上取暖负荷突增超预期、电煤运输受恶劣天气影响等多重因素叠加，电煤库存急剧下降。本季度，统计口径内电厂最低日存煤5400万吨，可用天数不到12天，部分地区存煤可用天数低于7天最低警戒线，全季度日均耗煤428万吨，最高日耗煤493万吨。

图23 全国10万千瓦及以上燃煤电厂煤炭库存情况

图24 2009年全国10万千瓦及以上燃煤电厂日耗煤走势

图25 2009年全国10万千瓦及以上燃煤电厂分月耗煤量

（三）电煤价格走势
2009年，重点电煤合同价格较2008年均出现一定涨幅。其中，神华、中煤集团上涨82元/吨，涨幅17.9%；龙煤集团上涨63元/吨，涨幅21.58%；山西阳泉、西山和潞安上涨82-118元/吨，涨幅23%-32%。
前三季度，全国电煤供需形势整体宽松，市场煤价格呈现小幅波动。四季度，用电需求强劲反弹，再加上恶劣天气影响电煤运输等多重因素叠加，市场煤价格大幅上涨，远远高于重点电煤合同价格，以秦皇岛市场煤炭价格行情为例，发热量5500大卡/千克和发热量5800大卡/千克以上的山西优混煤和大同优混煤在秦皇岛港的平仓参考价格在2009年底已达到780元／吨和825元／吨，与年中相比涨幅已达40%，高出重点电煤合同价格近240元/吨。

图26 2009年秦皇岛煤炭市场价格走势
二、大型发电企业发电用煤及节能降耗情况
（一）发电用煤情况
2009年，全国燃煤电厂发电消耗原煤13.97亿吨。其中，主要大型燃煤发电企业合计消耗10.9亿吨，约占78%。五大发电集团等企业全年消耗原煤均超过1亿吨，消耗总量约占全国发电耗煤量的54%。

图27 主要大型发电企业煤炭消耗情况

（二）标准煤耗情况
2009年，全国6000千瓦及以上燃煤机组供电标准煤耗340克/千瓦时，比上年降低5克/千瓦时。

图28 全国燃煤机组发电、供电标准煤耗近年变化情况
全国主要大型发电企业技术装备水平及管理水平相对较高，供电标准煤耗整体好于全国平均水平，五大发电集团供电标准煤耗都下降6克/千瓦时以上。
表12 主要发电企业标准煤耗统计表
单位：克/千瓦时
公司
发电标准煤耗
供电标准煤耗
2009年
2008年
2009年
2008年
同比增减
与全国平均水平比较
中国华能集团公司
308
313
328
334
-6
-12
中国大唐集团公司
309
314
328
335
-7
-12
中国华电集团公司
311
318
332
340
-9
-8
中国国电集团公司
310
319
332
341
-9
-8
中国电力投资集团公司
317
324
343
350
-7
3
中国神华集团有限责任公司
308
—
329
—
—
-11
国投电力公司
309
312
327
331
-4
-13
华润电力控股有限公司
313
316
334
339
-5
-6
广东省粤电集团有限公司
313
312
334
333
1
-6
浙江省能源集团有限公司
309
310
329
329
-1
-11
北京能源投资(集团)有限公司
303
298
325
318
7
-15
四川省投资集团有限责任公司
313
315
340
345
-5
0
河南投资集团有限公司
314
322
337
346
-9
-3
河北省建设投资公司
316
322
340
343
-4
0
深圳市能源集团有限公司
293
299
310
314
-4
-30
申能（集团）有限公司
288
293
301
306
-5
-39
湖北省能源集团有限公司
326
323
349
348
1
9
江苏国信集团有限公司
307
314
317
333
-17
-23
华阳电业
296
302
316
316
0
-24
山东鲁能发展集团公司
310
320
330
342
-12
-10
安徽省能源集团公司
320
323
336
341
-5
-4
新力能源开发有限公司
304
303
321
322
-1
-19
广州发展集团有限公司
311
317
327
338
-11
-13
甘肃省电力投资集团公司
325
330
349
351
-2
9
宁夏发电集团公司
314
316
338
339
-1
-2
江西省投资集团公司
315
315
338
338
0
-2
山西国际电力集团有限公司
324
330
345
353
-8
5
据统计，“十一五”前四年,全国总计关停小火电机组6006万千瓦，加上前期已关停的500万千瓦及每年自然退役，新世纪以来,全国关停及退役小火电容量已超过1986年全国火电装机总容量（6628万千瓦）。可以说，我国现有火电装机大部分是1987年以后投产的机组，平均单机容量已达到10.31万千瓦，30万千瓦以及以上机组比重达到69.4%，依靠结构调整、加强管理和技术升级等手段，“十一五”前四年成为我国煤耗水平下降最快的时期。与煤电机组比重较大的其他国家相比，我国目前的煤耗水平与美国相当，要好于南非、澳大利亚、波兰等国家，已经处于世界先进水平。
总体来看，我国能源结构决定了煤电机组占较大比重在相当长的时期内不会明显改变，运行中受调峰、负荷率、煤质等多种因素的影响，整体煤耗水平进一步大幅下降的空间将会越来越小，甚至可能出现上升。预计2015年全国供电标准煤耗将下降到330克/千瓦时左右。
（三）厂用电率情况
2009年，全国发电厂用电率为5.76%，比上年下降0.14个百分点。其中，水电0.4%，比上年上升0.04个百分点；火电6.62%，比上年下降0.17个百分点。
全国主要大型发电企业整体发电生产厂用电管理水平较高，其中申能、安徽能源、新力能源、江西省投机组少且性能好，火电厂用电率低于5%。
表13 2009年主要发电企业厂用电率统计表
单位：%，个百分点
公司
发电厂用电率
火电厂用电率
2009年
比上年高
比全国
平均高
2009年
比上年高
比全国
平均高
中国华能集团公司
5.6
-0.3
-0.2
6
-0.2
-0.6
中国大唐集团公司
5.3
-0.2
-0.5
6
-0.3
-0.6
中国华电集团公司
5.8
-0.2
0
6.4
-0.1
-0.2
中国国电集团公司
5.9
-0.2
0.1
6.2
-0.2
-0.4
中国电力投资集团公司
6.3
0
0.5
7.5
0.1
0.9
中国核工业集团
6.8
0.2
1
—
—
—
中国长江三峡集团公司
0.1
0
-5.7
—
—
—
中国神华集团有限责任公司
6.3
—
0.5
6.4
—
-0.2
中国广东核电集团有限公司
3.8
0
-2
—
—
—
国投电力公司
3.8
0.1
-2
5.6
-0.2
-1
华润电力控股有限公司
6.4
0
0.6
6.6
0.1
0
广东省粤电集团有限公司
5.8
0
0
6.2
-0.1
-0.4
浙江省能源集团有限公司
5.9
0
0.1
6
0
-0.6
北京能源投资(集团)有限公司
6.4
0
0.6
6.6
0.1
0
四川省投资集团有限责任公司
2.9
0.6
-2.9
7.8
-0.8
1.2
河南投资集团有限公司
7.4
-0.1
1.6
6.3
-0.2
-0.3
河北省建设投资公司
6.8
-0.1
1
6.9
0
0.3
深圳市能源集团有限公司
5.5
0.4
-0.3
5.5
0.4
-1.1
申能（集团）有限公司
4.4
0.1
-1.4
4.4
0.1
-2.2
湖北省能源集团有限公司
2.5
0.5
-3.3
7.1
-0.2
0.5
江苏国信集团有限公司
5.3
-0.5
-0.5
5.3
-0.5
-1.3
华阳电业
5.8
-1
0
5.8
-1
-0.8
山东鲁能发展集团公司
6.2
-0.4
0.4
6.2
-0.4
-0.4
安徽省能源集团公司
4.7
-0.5
-1.1
4.7
-0.5
-1.9
新力能源开发有限公司
4.8
-0.6
-1
4.8
-0.6
-1.8
广州发展集团有限公司
—
-0.5
-0.8
5
-0.5
-1.6
甘肃省电力投资集团公司
4.1
-0.3
-1.7
7
0.9
0.4
宁夏发电集团公司
6.7
0.2
0.9
7
0.2
0.4
江西省投资集团公司
4.6
-0.5
-1.2
4.7
-0.4
-1.9
山西国际电力集团有限公司
5.7
-0.5
-0.1
6.2
-0.4
-0.4
万家寨水利枢纽
0.2
0
-5.6
—
—
—
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
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