电力过剩危机下，电源建设投资冲动依然难以抑制。
电力产能过剩？这似乎与直觉相悖。
本世纪初，国内电力需求旺盛，用电高峰出现的大面积停电刺激着社会公众的神经。4年前，国家发改委通报中国电力缺口达3000万千瓦，全国多地拉闸限电，一些钢铁、水泥企业被迫停产。
随着我国经济进入以“中高速、调结构”为特征的新常态，经济增长进入了“换挡期”，电力需求的增长也进入中低速区间。我国工业用电量占全社会用电量的70%以上，其中，钢铁、电解铝等高耗能产业的用电量又占到工业用电量的一半。随着我国产业结构的调整和对高耗能产业的限制，电力需求的增长自然会放缓。
需求不振导致电力过剩的担忧已在国内各大发电集团受到重视。在年度工作报告中，5大发电集团领导层无一例外地阐述如何理解“新常态”，如何适应“新常态”。华电集团董事长李庆奎直言，现在电力已是过剩经济;中电投总经理陆启洲认为，电量增长放缓，电力过剩凸显，市场竞争日趋激烈是即将面对的困难和挑战。
国家能源专家咨询委员会委员、厦门大学能源经济研究中心主任林伯强告诉《财经国家周刊》记者：“2014年前，电力需求增速都比较高，所以在制定规划时，自然会按照以往较高的增速作为依据。当需求增速突然下降时，就会出现电力过剩。”
装机过剩
值得注意的是，在全社会用电量增速“骤减”的同时，全国发电设备平均利用小时数也急速下滑。
平均设备利用小时是表示发电厂发电设备利用程度的指标。它是一定时期内平均发电设备容量在满负荷运行条件下的运行小时数。
按照电力行业的一般规则，若某一地区，全年的设备利用小时数高于5500小时，说明该地区用电紧张，可继续增加电源投资;若低于4500小时，则说明该地区电力富余，一般不能再新增发电装机。依据此评判标准，我国当前的电力市场已处于相对过剩状态。
然而，这一行业内熟知的规则似乎并未被遵守。华电集团政策法律部主任陈宗法认为，尽管去年火电行业整体盈利能力超过央企平均水平，但是电力市场整体进入相对过剩阶段。电力市场的相对过剩，使发电企业运营效率下降，设备出力减少和电量的损失，加大了发电企业的经营风险，致使资源价格飞涨、成本费用增加、盈利能力下降。
热情不减
尽管全社会用电量增速与发电设备平均利用小时数明显下滑，仍然无法抑制新增发电设备装机量。
为何在电力相对饱和状态下，电源建设的投资冲动依然难以抑制？自2012年以来，中国煤炭价格大幅下跌拉低了火电的成本，为火电企业带来良好的盈利机遇。在煤炭价格低位运行的情况下，尽管电力需求降低，发电设备利用小时数下降，但上马火电依然有利可图，因此企业投资热情不减。
以风电、光伏为主的新能源项目，因为受政策补贴支持，优质资源区域有限以及未来国家对补贴和上网电价下调的预期，部分地区即便是电力过剩，但是风电、光伏等新能源项目依然在抢装布局。
对于一些投资周期相对较长的电源项目，如水电、核电的陆续投产，也推动了电力供应数据的快速增加。此外，在转变职能简政放权的过程中，国家下放了除核电和大型水电外的所有发电项目审批权，地方政府投资发电带动经济发展的热情也被调动起来。
而随着经济增速放缓，今年我国电力市场增长乏力的状况不会有太大改观，全社会电量将继续保持低位增长。
华北电力大学校长助理张粒子对《财经国家周刊》记者说：“必须尽快建立电力现货市场，充分利用市场机制促进电力供需平衡和低碳能源消纳，让市场价格信号引导电力投资。”
中电联一位专家也对记者表示，应加强规划，合理布局，严格控制电力严重过剩地区新增装机，有效利用现有电力供应能力。对弃水、弃光、弃风现象严重的地区，统筹电网输送和消纳情况，协调风电、太阳能开发进度。
