【来源：经济日报时间：08-29】
能源是现代化的基础和动力。当前，全球新一轮科技革命、产业革命、能源革命蓄势待发。面对能源供需格局新变化、国际能源发展新趋势，保障国家能源安全，必须推动能源生产和消费革命。
推动能源生产和消费革命是长期战略，必须从当前做起，加快实施重点任务和重大举措。“十三五”时期是我国低碳转型的关键期，我们要在节能提效、减煤、发展非化石能源、稳油增气、推进新型城镇化等多个方面发力，实现经济和环境的共赢。
我国能源发展的时代背景
“十三五”时期是我国能源低碳转型的关键期。推动能源革命，有着重要的时代背景，乃大势所趋。
第一，我国经济发展进入新常态。当前，我国经济发展的显著特征就是进入新常态。新常态下，我国经济发展的主要特点是：增长速度要从高速转向中高速，发展方式要从规模速度型转向质量效率型，经济结构调整要从增量扩能为主转向调整存量、做优增量并举，发展动力要从主要依靠资源和低成本劳动力等要素投入转向创新驱动。这些变化，是我国经济向形态更高级、分工更优化、结构更合理的阶段演进的必经过程。
同时，我国能源发展也有了新态势。一是总量增速放缓。二是能源结构逐步优化。三是更加注重能效和环境。四是能源科技创新进入高度活跃期。
引领经济新常态、落实发展新理念，对能源发展提出了新要求。当前，我国能源发展处于战略转型期，正在经历一场深刻的生产消费革命。要充分认识速度变化是发展的必经阶段、结构变化是产业迈向中高端水平的内在要求、动力转换是能源发展的根本出路，积极探索和找准工作着力点。
第二，2020年要实现全面建成小康社会的目标，“十三五”时期需补短板，落实五大发展理念对推动能源转型有重要意义。党的十八届五中全会提出了创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念。其中，绿色是永续发展的必要条件。在“十三五”时期，我们要补齐环境短板，环境质量应明显改善，污染排放和碳强度应有明显下降。在这一过程中，能源转型是基础，其必要性是显然的。而且低碳转型的技术和经济的可行性也日益增加，这为实现能源转型提供了良好条件。
第三，实现2020年国家低碳发展目标的需要。我国2009年确定了2020年的低碳工作目标：到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%至45%，非化石能源占一次能源消费比重达到15%左右。2015年我国提交的《强化应对气候变化行动——中国国家自主贡献》进一步提出了2030年的低碳发展目标：二氧化碳排放2030年左右达到峰值并争取尽早达峰；单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%至65%，非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右。而这些目标实现的关键在于对能源进行大踏步地、彻底地改造。
第四，巴黎气候变化大会开启了全球绿色低碳发展的新阶段。《巴黎协定》指出的目标和方向，是人类发展路径创新的新成果。走绿色、低碳之路是一场国际比赛，我国要在这场比赛中不落伍并争取主动，能源革命是关键。国际经验表明，高碳发展并非通向现代化的必由之路，低碳发展之路可以通向现代化。国内外形势都充分说明，推动能源革命，实现低碳发展，势在必行，刻不容缓。
我国能源低碳转型的路径
“十三五”时期，是全面建成小康社会、实现我们党确定的“两个一百年”奋斗目标的第一个百年奋斗目标的决胜阶段，也是能源革命发力提速的关键时期。“十三五”规划纲要提出，深入推进能源革命，着力推动能源生产利用方式变革，优化能源供给结构，提高能源利用效率，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系。这为“十三五”时期我国能源转型指明了方向。我们要从国内、国际两方面，准确把握“十三五”时期能源发展形势，积极应对能源发展新情况、新问题、新挑战，深刻认识、主动适应和引领新常态，推动能源生产消费革命迈出坚实步伐。
一是通过产业结构调整、抑制不合理需求、技术进步、能效标准管理，多管齐下节能提效，实现“能源总量和强度的双控”。具体来说，到2020年，一次能源消费总量控制在48亿吨标准煤左右；能效低、能源强度高的状况，应有明显的改观，做好“去产能、去库存”，防止产生新的产能过剩。
二是大幅度减煤。在“十三五”时期，不再增加煤炭消费量。这是产业结构调整的必然结果，也是大气污染治理的必然要求。其中，“散煤替代”是“十三五”时期的一个重要工作。要用气、电、余热、可再生能源等实现大量散烧煤的替代。
三是大力度、高质量发展非化石能源，主要是可再生能源，水、风、光、生物质、地热能和海洋能等，降低成本。
四是稳油增气。要提高燃油标准，发展新能源车。同时，加强石油的替代，扩大天然气使用范围。天然气(含非常规)是相对低碳的化石能源，要努力提高天然气在一次能源消费中的比重，到2020年要提高到10%以上。
五是发展智慧能源互联网。电力系统向可再生能源的适应性变革，是能源体系低碳转型的重点。在这一过程中，要与信息技术、数字技术深度融合，同时要把横向的多能互补和纵向的源、网、储等结合起来，发展智慧能源互联网。
六是在新型城镇化中坚持低碳设计，推进农村能源形态的进步。“十三五”时期影响能源一个非常重要的因素是城镇化。城镇化特别是基于燃煤的传统城镇化可能会加重环境负荷，因此，我国的城镇化需要精心设计。比如，提供方便的公共交通以及节能、环境友好的建筑，减少职住分离，注重梯级用能，等等。此外，还要同步推进农业现代化，以分布式低碳能源网络满足用能的增量。要因地制宜，用天然气、光、风、生物质、地热等，以及垃圾的资源化利用，加上大数据智能化管理，推进农村能源形态的进步。这些都是新型城镇化和农业现代化的重要内涵。
推动建立碳排放核查认可制度
日前，为支持明年全国碳排放权交易市场的顺利启动和运行，中欧碳交易能力建设项目碳排放核查、认可同业交流会在京举行。这是中欧碳交易能力建设项目首次举办关于碳排放核查、认可的同业交流会，这将有助于我国研究核证、核查及认可制度的建设，并有效推动我国碳排放权交易市场的建立。
国家发改委应对气候变化司副司长蒋兆理在致辞中表示，作为碳交易方面最重要的法律法规《碳排放权交易管理条例》正在评估、论证中。该条例出台后还将制定碳排放核查及认可的管理细则，未来我国的碳排放核查、认可制度将既有别于欧盟，也有别于传统的认证认可制度，具有中国特色和专业特色。
国家认监委认可部副主任葛红梅在主旨演讲中表示，建立“可测量、可报告、可核查”体系，能够为碳排放权交易和企业减排行动提供碳排放数据审定、核查、认证服务，从而保证相关过程的公平、透明和结果的真实、可信。国家认监委自2009年启动了碳领域认证认可制度建设，在我国已建立的温室气体自愿减排交易制度、碳排放权试点交易制度、重点企事业单位温室气体报告制度等三项制度实施过程中，为碳交易试点城市确保碳减排数据的真实性和可靠性起到了至关重要的支撑作用。在近60家参加碳核查的单位中，有30%经认可的具备多年合格评定经验的认证机构参与核查活动，其审定核查结果受到相关方的高度评价，对规避行政责任和风险具有十分重要的作用。今后国家认监委将继续推进碳领域认证认可技术和制度创新，支撑国家应对气候变化相关政策制度。
据介绍，中欧碳交易能力建设项目由国家发改委应对气候变化司与欧盟委员会气候总署合作开展，国家认监委作为认证认可行业主管部门，协作组织开展了相关工作。
电力“卖碳翁”:挑战虽大前景可期
作者：国家发展改革委国家应对气候变化战略研究和国际合作中心刘长松
我国发电装机容量已超过美国位居世界第一，同时也是世界最大的燃煤发电大国，火电装机容量占比69%，火电机组发电量占全国发电量的80%左右。将近一半的煤炭用于发电，表明我国电力行业具有较大的减碳潜力。全国碳排放交易体系建立后，对电力企业提出了新的要求。
目前，我国7个碳交易试点地区均将电力行业作为重点控排对象纳入，电力企业积极参与碳排放权交易试点，华能、大唐、华电、国电、神华、粤电等大型发电集团公司均建立了企业碳排放管理机制。随着2017年全国碳排放交易体系的建立和运行，电力行业也将作为重点行业纳入全国碳市场，电力企业如何应对，将是相关企业参与者应思考的问题。
特点：目前难以影响企业投资决策
从全球范围内来看，电力行业既是碳排放和降碳的重要领域，也是碳交易市场的主体。尤其我国，发电装机容量已超过美国位居世界第一，同时也是世界最大的燃煤发电大国，火电装机容量占比69%，火电机组发电量占全国发电量的80%左右。2013年，煤炭消费量约为42.4亿吨，近一半煤炭用于发电，这表明我国电力行业具有较大的减碳潜力。
但由于我国电力市场高度管制，电价形成的市场化程度不高，难以反应资源稀缺和市场供求状况，不利于保障电力供应，也不利于用户节约能源。在当前电力价格形成机制及电力生产运营等因素限制下，碳交易市场无法对电力企业的生产经营、节能改造、发电成本等产生直接显著的影响，也难以影响到企业的投资决策。
另外，电力行业参与碳交易面临着行业发展和区域公平等方面的挑战。一方面，未来较长时期内我国电力需求还将持续增长，碳市场的目标设置和配额分配要给行业发展预留一定的空间，既要满足实际的电力需求增长，又能激励企业采取节能降碳措施。另一方面，煤电发展对于保障我国电力供应具有重要作用，碳交易的发展要充分考虑行业差异和区域差异，配额分配要充分保障煤电的可持续发展，兼顾区域能源资源禀赋和能源布局的差异。
影响：对企业提出新要求
纳入碳交易将对电力行业产生以下五方面的影响。
其一，提高企业管理和生产成本，碳排放成本将逐渐成为发电企业生产成本中的重要组成部分。短期内电力企业特别是火电企业成本增加，碳价波动给电力企业成本控制带来风险。随着配额分配趋紧以及有偿配额的比例增大，电力企业的经营压力将逐步增大。长期内，电力企业可以采用清洁能源发电技术、碳捕集技术、降低网损等手段降低排放，或通过碳交易减少减碳成本。
其二，影响电力投资。碳交易对不同类型的发电企业影响不同，短期内会改变不同发电方式的比价关系，长期内将影响发电企业的投资方向。不仅将推动火力发电的清洁化和高效化，提高水电、风电等清洁电源装机比例，推动电力行业向低碳发展转型，还将进一步促使我国通过跨省区电力输送实现资源大范围优化配置，尤其是西北风电和西南水电等清洁能源将在更广阔的范围内进行消纳，降低东部负荷中心的碳排放强度。
其三，对电网企业和电力市场产生影响。电网企业是连接电厂和终端用户的重要桥梁，在推动整个电力行业节能减碳中具有重要作用。参与碳市场对电网企业购电成本和购电会产生影响，碳交易可能影响到电力交易的开展、发电计划的制定、电网调度运行等方面，电网企业需及时调整经营管理策略。
其四，建立碳市场有利于加快清洁低碳发电、输电、配电、用电技术的研发。目前，我国在洁净煤技术、新能源发电技术、智能电网技术、特高压输电技术、电动汽车技术等低碳电力技术方面取得了较大进展。随着全国碳交易市场的启动，清洁低碳电力技术的研发和应用进程将加快。
其五，碳交易对控排企业管理提出了新要求。企业需协调不同部门进行碳排放核算和报告工作，提出参与碳市场交易的策略，建立协调高效的碳排放管理组织架构，充分考虑企业履约问题，通过权衡自主减排与购买配额之间的优劣，根据减排成本与碳价选择应对策略。在当前的电价形成机制条件下，要消化碳交易带来的政策成本，一方面要求企业提质增效，内部消化降碳成本；另一方面开展自主节能减碳行动，推动绿色低碳转型，积极参与碳市场交易。
策略：建立内部碳排放监测体系
碳交易有利于降低电力行业减碳成本，促进行业低碳发展。企业通过建立并完善碳排放管理体系，实现碳资产增值与收益。总体来看，电力行业参与碳交易机遇大于挑战。现阶段电力企业要为参与全国碳市场做好准备。
第一，要做好碳交易的基础工作。首先，做好碳排放数据统计核算和核查等基础性工作，全面掌握企业自身碳排放基础数据；其次，建立内部碳排放监测体系，建立碳排放管理常态化机制，识别重要排放源并加以控制，为制定减排计划和参与碳交易提供决策支持；再次，对企业碳资产进行统一管理，将碳排放管理提升至企业战略层面。
第二，做好企业碳排放管理工作。包括制定企业低碳发展战略，建立战略、管理、投资、建设和财务等企业相关部门的协调机制，全面提升碳交易的协同管理能力等。
第三，要加大低碳技术研发和应用力度，积极主动减少碳排放。对于发电企业，首先，要进一步优化电源结构。大力发展新能源技术，提高清洁能源发电比例。其次，应用新技术提高火电发电效率。大力推行洁净煤发电技术，对传统火电机组和生产技术进行优化升级，进一步淘汰小火电机组和落后产能，降低火电供电标准煤耗，从源头减少碳排放。第三，加大对二氧化碳捕集与封存技术(CCS)等关键技术研发和应用，不断提高捕集效率，降低工程造价，为实现大规模工业化应用创造条件。
对于电网企业，要进一步加大大规模可再生能源并网、储能技术、电动汽车充电技术、智能电网等低碳技术和关键设备的研发力度；提高电网运行管理和技术水平提高电网输送效率，降低输配电损耗；加强智能电网建设，提高电力系统运行效率，通过灵活接入可再生能源和分布式能源、加强需求侧管理和综合能效服务、促进发电权交易、推动电动汽车发展等措施，带动行业上下游及全社会开展节能减碳。
第四，加强碳资产管理，降低履约成本。首先，加强碳资产管理，规避碳交易风险、提高企业竞争力。神华集团在“十二五”期间就制定了绿色清洁发展战略，加强节能减排统计、监测和考核三大体系和能力建设，积极参与碳交易市场，开发自愿减排(CCER)项目和二氧化碳捕集与封存(CCS)工业示范项目。意大利国家电力公司(Enel)建立了碳排放战略委员会，将气候变化问题融入公司风险管理框架，结合公司业务制定了应对策略，取得了良好成效。其次，通过内部减排、外部购碳等手段降低履约成本。例如，发电企业可结合自身发展战略和可再生能源项目布局，通过开发自愿减排项目或直接购买CCER来满足部分履约需求，其余的可通过拍卖或二级市场购买碳排放配额进行履约。
第五，加强与政府之间的政策交流和沟通。一是推动建立科学合理的电力行业碳排放配额分配方式。电力行业碳排放配额分配可探索差别化分配方式，在确保电力市场稳定供应和能源安全的前提下，适当提高大中型企业的配额拍卖比例，推动其采用新型低碳技术。二是，加强碳市场建设和电力市场化改革的协调衔接，进一步完善电价形成机制，带动各行业共同控制碳排放。
