这种不是等价容量的替换效应带来的直接后果，那就是火电装机的快速增长。根据美国塞拉俱乐部和煤炭研究者网络共同发布了《繁荣与衰落——追踪全球燃煤发电厂》报告内容显示，中国有五个省自2010年以来已建的燃煤发电装机超过除了中国和印度之外的其他任何国家。2010-2014年期间世界范围建成的煤电厂排名前20位的地区中，除了3个，其余均是中国的省或者印度的邦。
仅江苏省，在2010年到2014年期间建成的燃煤装机接近同期美国和欧盟建成燃煤电厂的装机容量总和，达到24160MW。
除了已经建成完工的机组，还有一个数字更值得我们注意——在中电联对外公布的数据中，在2015年前5个月，新核准火电项目超过5800万千瓦。
2014年底，国务院发布了《政府核准的投资项目目录通知》，该《通知》中明确提出，火电站由省级政府核准，燃煤火电项目应在国家依据总量控制制定的建设规划内核准。火电厂审批权的下放，在某种程度上也加快了火电项目的核准速度。
特别是在目前经济下行的压力下，地方政府为了保增长，对于大型火电项目亦是非常欢迎。而对于火电投资者而言，在此时的供需状况下坚持理性投资，显得尤为重要。
投资转向
毫无疑问，火电机组发电小时数下降对于发电企业而言，意味着营业收入和利润的直接减少。
在记者获得的五大发电集团年中会材料中可以看到，作为国内火电投资的主体，五大发电集团均感受到了电力市场进入低增长、低利用小时的“双低”通道带来的压力。特别是4月20日，国家再次下调燃煤发电机组上网电价，每千瓦时2分钱，对于五大发电集团而言，意味着数十亿元的利润损失。
与此同时，据统计，燃煤发电机组的富余度已经达到35%，上述五家公司均有相当高比例的机组处于停备状态。
“在山东，我们公司大概有40%比例的机组处于停备状态。”一家发电集团山东分公司人员告诉记者。“除了检修期，电量增长少、负荷不高，是造成机组停机率较高的一个原因。”
作为用电大省，火电厂在山东的情况还不算糟糕。
今年上半年，全国水电设备平均利用小时1512小时，同比提高82小时。作为优先上网的水电，一定程度上挤压了火电的上网份额。
据陈宗法介绍，目前云南、宁夏等一些电力严重过剩的省区，电力市场出现了竞相压价、以价换量的恶性竞争局面，反倒是计划电量含金量更高 。今年4月，云南开展15.8亿千瓦时大用户直购电竞价，几家水电厂中标报价比批复电价低0.12-0.18元/千瓦时，全省1季度因竞价共减收让利5.4亿元。宁夏今年3月份开展15亿千瓦时大用户直购电的竞价撮合交易，火电厂按零边际贡献报价才能中标。
而在东北，电力过剩的状态已经让“风火矛盾”更加突出。据中国风能协会秘书长秦海岩介绍，到2014年6月底，东北电网装机容量突破1.16亿千瓦，但全网最大负荷仅5600万KW左右，最小低谷负荷仅3800万KW，电源负荷比达到两倍。更让人担忧的是，今年前五个月新核准的火电项目仍接近800万千瓦。上半年，吉林地区弃风率已经达到42.96%。
“在东部，特高压建设完成后，本地电厂发电不足，本地电厂又和政府关系非常密切，希望用当地电多一些，外来的电就少一点，但是以后西部或者是煤电基地、清洁能源发电的电量供应会越来越多。”姜克隽介绍道。
在上述《追踪全球燃煤发电厂》报告中，还提到在中国，随着电力需求降温且煤炭的需求更快地下降，大量的在建以及待建燃煤电厂面临尴尬局面。燃煤发电利用率已经呈现急剧下降，从2011年的60%下降到2014年54%。其他有类似低利用率的主要的煤炭消费国都没有继续寻求扩大其燃煤发电装机量。事实上，美国2012年的燃煤发电利用率是56.8%，其正在筹划削减燃煤装机。面对萎缩的燃煤电力需求，中国似乎并没有太多的选择：要么减少产能的进一步增加，否则就会面临资产闲置或受困。
因而，对于电源投资者而言，战略是否调整、投资方向是否转变是当务之急。“没有任何基于市场供需情况来决定新增发电容量了。国有资产的电力行业到底能不能有反映真实的电力需求的信号，并且基于信号来引导投资，如果这都做不到，未来电力市场的建设堪忧。”华北电力大学教授曾鸣感慨道。
事实上，在近些年来，发电集团的投资战略均发生了一些调整。从火电到清洁能源的延伸，从追逐规模到对效益的追求，这些趋势在发电行业的投资中都有所体现。
“没有开工的火电项目最好就不要再建设了。以火电为主的发电公司肯定会受到一定影响，但好在大型国企的抗风险能力比较强。”姜克隽说。
在发电行业，近两年被视为最后一轮的发展机遇期。在电源的布局中，既要考虑能源空间优化布局，更要考虑市场消纳能力以及盈利能力。控制投资规模是首位，但发展还要保持合理的投资规模，保证投资项目合理的利润回报。随着火电效益在近两年好转，地方上项目的积极性颇高，如何在投资规模和质量效益之间找寻到平衡点至为关键。
“现在，由于煤价的大幅下降，尽管发电小时数有所下降，但是火电的收益，尤其是东部发达地区的收益是非常可观的。从政策设计与政策影响的角度，只要保证了环保、安全与用工标准，其他的决策是企业自身根据情况的独立决策的事情。如果一个企业可以有信心做到效率足够高，对其他企业占据明显的竞争优势，它新建再多的电厂，能够挤出其他低效电厂，从长远看也是符合社会效益最大化的。从企业角度，是否要放缓投资速度，在于其对未来前景与自身优势特点的判断，这个只有企业本身更具发言权。关键还在于发展的质量，而不是简单的数量多少的问题。”卓尔德(北京)环境研究与咨询首席能源经济师张树伟分析道。
在近些年来，大的火电投资中，我们可以清楚看到，煤电的发展定位在60万千瓦以及100万千瓦的大机组，并且对于排放要求更加严苛，同时发电企业也在积极开拓新能源布局。
在此过程中，电力发展清洁化特征非常明显，火电比重明显下降，而且装机平均增速也由“十一五”期间的13%-14%下降到目前的8%-9%。
即便如此，用电增速下降过快也让企业有些措手不及。
“我们做企业的，还是有些担心：一是用电量下降比装机减速更甚，最高时用电量年增长超过15%，猛跌至今年上半年1.3%;二是新增装机清洁能源占比上升，按照新电改精神，属于“优先发”范畴，尽管总体上不必太过顾虑，但是在云南等水电大省新投大型水电还是一样撮合竞价，且与老水电比不占优势，北方个别省份的风光电仍存在弃风光电现象;三是火电新投产机组比重虽然下降，但上半年仍然过半，且存量巨大，再加要为清洁能源稳发满发让路，在一些省份即使超净排放的百万超超临界火电机组负荷也低于70%。而且，今年为稳增长，地方已经核准或拟核准的大型火电项目不在少数，会不会量变到质变?”陈宗法总结道。
