2012年中国经济增速减缓，电力消费增幅也应声回落。用电量从2011年的年增11.7%，下降至2012年的5%至6%。按照官方计划，中国仍将继续新建发电设施，目标是到2015年，将目前1140吉瓦的发电装机总容量提升至1400吉瓦，2020年再次提升至1900吉瓦。计划中包括相当规模的核电、水电和风电项目，也包括热力发电(燃煤和天然气发电)。这是否意味中国正在步入发电能力过剩的时代？我们来分析一下。

      2012年12月，中国第一座煤气化联合循环(IGCC)电厂投入使用。IGCC是当今世界已投入使用的最先进煤炭发电技术，具有最低的二氧化碳和二氧化硫排放量，以及最高的热效率。这是过去几年来，中国努力提升电力行业技术水准的标志性成果。电力行业对于煤炭的依赖程度，也从2006年的72%下降至2011年的67%。与此同时，以石油为燃料的发电设施几乎彻底消失；水电所占份额提升至18%至22%(因降水量情况而异)；天然气和核能发电比例相对稳定，分别为3%和1%。其他可再生能源所占比例，从0.8%上升至4.3%。

      2005至2011年间，煤炭发电行业经历一次小规模革命。共有39吉瓦高效能超超临界发电设备投入使用，占煤炭发电总装机容量的约5%。在此期间，超过100座规模小、效率低、高污染的小火电厂被关停。以上这些变化，加之管理水平的提高，促使单位发电量煤耗下降了15%，火力发电站平均发电时间也下降13%。

      这些方面的改善，受益于较早时期电力行业的重组改制和商业化运营，以及政府的直接管理。尽管有一些偶尔做出的尝试，但中国电力行业的重组和商业化改革，并未真正引入竞争机制。发电企业的年度计划和发电厂的日常配电方向，仍然遵循中央政府的总体指导方针，由地方政府具体决定。有些省份曾经做过试验，按照排放量和热效率来给予配电指标，优先考虑可再生能源发电、核电和热电联产，后考虑热电，但此类做法并未推广至全国。

      随着需求增长幅度的放缓，以及新发电厂的持续兴建，人们有理由认为，中国正在走向发电能力大幅过剩的时代。但这一论断远非无懈可击。首先，计划中的装机容量增幅，在每年6.5%左右，仅略高于2012年5%的电力消费量增幅，而当年用电量增速大大低于常年。此外，可再生能源发电能力总量依然有限，虽然所占比例在不断增加，但是此类发电设施的输出能力很不稳定。最后，中国各地的电网仍未充分贯通。结果是，很多地区仍然饱受电力匮乏之苦，或者是因为降水量不足导致水电站发电量下降，或者因为火电站电煤缺乏。

      尽管存在上述不确定因素，但在特定时期、特定地区，还是很有可能会出现发电能力过剩的局面。这将迫使政府部门引入完善的工作程序，决定哪些电站的发电量可以上网配送。选择标准可以像上文提到过的那样，根据排放量和热效率标准制定管理规则。也可能，这种过剩会让地方政府有机会为发电行业引入真正的竞争机制。例如，建立电力联营实体。在上述两种方法缺位的情况下，发电企业的选择标准，更可能依赖于地方政府的诉求，比如会考虑能效和环境保护等因素。

      中国上一次经历发电能力过剩，是在1999年亚洲金融危机期间。当时，政府把发电能力过剩看作一个问题，禁止新建发电厂项目，认为这是投资的浪费。尽管这一禁令已经在2002年被取消，但禁令带来的后果，却是在2002年中国经济回暖以后，导致了2003年和2004年的严重电荒。有了前车之鉴，政府这次不太可能再次做出同样的反应。但新领导层是否会推进电力行业改革，抛弃以行政指令为主的管理方式，采用市场机制进行调节，并面对由此产生的各种不确定性，目前仍然还是个未知数。