电力企业在制定节能减排方案时，应正确处理依法达标与成本控制之间的关系、节能与减排的关系、节能减排与资源节约之间的关系，加强污染治理设施管理，优化污染治理设施的设计和运行，实现节能减排与经济效益双赢。
电力二氧化硫排污权交易已基本没有空间，电力氮氧化物控制要采用排污权交易方式以降低全社会控制成本，需尽快完善并出台相关经济政策。同时，还应制定并完善脱硫电价、脱硝电价、差别电价、峰谷电价、惩罚性电价等有利于节能减排的电价政策。
由中国电力企业联合会和美国环保协会共同编著的《中国电力减排研究2011》(以下简称“报告”)日前在北京发布。报告认为，能源结构调整、技术路径选择及污染物协同控制等成为关系“十二五”电力减排成败的关键因素。在新的历史条件下，不仅要解决电力工业发展的规模和速度问题，还要加快解决电源结构不合理、电网建设滞后、可再生能源发电比例过低等结构失调问题，而环境、成本和能源消耗等深层次问题也不容忽视。
据悉，《中国电力减排研究》系列报告已连续发布5年，旨在把握电力工业发展和燃煤电厂大气污染物排放控制的现状和重点，并对未来趋势进行预测。
以煤为主局面仍不会变
在进一步优化煤电布局的同时，要完善电价形成机制
报告显示，截至2010年底，全国发电装机总量和发电量分别达到9.66亿千瓦和4.23万亿千瓦时，同比增长10.56％和14.85％；其中，水电、核电、风电等主要非化石能源装机容量达到2.57亿千瓦，约占我国总装机容量的26.57％，非化石能源发电量达到0.81万亿千瓦时，约占总发电量的19.19％。
根据各方面对于电力需求预测的研究，为了满足日益增长的电力需求，我国未来电力装机容量将在现有水平上翻一番。
专家明确指出，“富煤、少油、乏气”的资源禀赋条件决定我国一次能源构成中以煤为主的状况将长期存在，非化石能源发电装机及其发电量所占比重偏低。这一大规模集中的能源供应方式虽然满足了现阶段的能源需求，但考虑到能源价格波动、资源可持续供应等因素，供应安全问题将越来越突出。发展非化石能源既是高新技术、也有可能成为新兴的经济增长点，目前，发达国家和部分发展中国家都将非化石能源作为占领未来能源技术前沿的重要战略，并认为这将有可能引发新的能源革命。
专家建议，在进一步优化煤电布局的同时，要完善电价形成机制，加快资源型产品价格改革步伐，尽快研究建立符合市场规律、适应中国国情、科学合理的电价形成机制，使电价能够反映市场供求关系、资源稀缺程度、环境治理成本等生产要素。应建立科学的电力规划管理机制，推进清洁能源发电、智能电网、需求侧管理等各环节协调发展，实现电力规划与环保规划、节能规划相协调。
报告认为，未来化石能源目标的实现将主要依赖于水电和核电的发展，其在2020年的非化石能源总量中将占近80％。目前，风电已经具备较大的竞争力，在未来大规模应用将节约大量化石能源。尽管当前太阳能光伏发电的成本比较高，技术也尚未成熟，但成本有望大幅度降低，并在未来的电力供应中占据一席之地。
非化石能源仍缺竞争力
没有强制性的市场保障、政策体系不完整、上网难等问题需解决
采访中，一些专家对我国非化石能源开发利用的现状都给予了一致的评价，即我国非化石能源开发利用产业刚刚起步，除核电、水电和太阳能热水器有能力参与市场竞争外，风电开始步入规模化发展阶段，太能阳应用、生物燃料等尚未进入产业化。大多数非化石能源开发利用成本较高，再加上资源分散、规模小、生产不连续等问题，在现行市场规则下缺乏竞争力。由于没有建立起强制性的市场保障政策、无法形成稳定的市场需求，非化石能源发展缺少持续的市场拉动，致使我国可再生能源产业化发展仍受制约。
在技术方面，目前，除核电、水电和风电外，其他非化石能源开发利用的技术水平较低。特别是关键零部件技术研发能力缺失，关键设备制造能力弱，核心技术和关键设备生产依靠进口。风电、太阳能发电具有随机性和间歇性出力的特征，而现有电网的投资规划与运行管理方式尚不能完全满足其并网要求；大型水电基地、煤电基地和风电基地在远距离输送、大范围消纳、电网大范围配置资源能力等方面仍不能满足需要，蓄能设施和公共服务设施建设相对薄弱。
在机制约束方面，长期以来，我国可再生能源发展缺乏明确的目标，国家支持风电、生物质能、太阳能等非化石能源发展的政策体系还不够完整，经济激励力度较弱，相关政策之间缺乏协调，且政策的稳定性较差，没有形成支持非化石能源持续发展的长效机制。比如，存在相关规划不协调、配套项目审批核准及建设不同步、并网运行管理不到位、相关技术标准不一致、并网检测认证体系缺乏及相关能源资源评价体系不完善等问题。
作为新兴可再生能源，风电、太阳能和生物质能一方面要继续加快发展，另一方面要规范有序发展。针对我国目前非化石能源发电上网难的问题，一些专家建议，应尽快完善风电、太阳能等可再生能源发电全额保障性收购制度。依照中国非化石能源开发利用规划，制订可再生能源发电量年度收购指标的实施计划，确定并公布电网企业收购非化石能源发电量的最低限额指标，细化奖惩措施，明确电网企业收购非化石能源的责任和义务。
此外，应尽快建立非化石能源发展基金，由财政部门进行统一征收与拨付使用，基金来源可包括国家财政年度安排的专项资金和征收的可再生能源电价附加费等，从根本上解决非化石能源上网电价的分摊难题。
区域性与行业性总量控制相结合
价格政策、技术标准需完善并成体系
“十一五”期间，电力行业节能减排成绩显著。数据显示，2010年火电发电量比2005年增长近70％，但电力烟尘排放总量比2005年降低55.6％；电力行业二氧化硫排放量占全国排放总量的比例由2005年的51.0％下降到2010年的42.4％。
截至2010年年底，我国已投运烟气脱硫机组超过5.6亿千瓦，约占全国煤电机组容量的86％，其中92％采用了石灰石—石膏法脱硫技术。
根据中国电力企业联合会统计，截至2010年底，全国已投运烟气脱硝机组容量约9000万千瓦，在建、规划(含规划电厂项目)的脱硝工程容量超过1亿千瓦。已投运的烟气脱硝机组以新建机组为主，且95％以上采用选择性催化还原工艺技术。
报告认为，随着对污染物控制要求的加强，电力企业的发电成本将进一步增加，因为污染治理设施的投入和运行增加了发电的边际成本。专家指出，目前电厂污染治理技术路线选择过于单一，工艺设计粗放，一味追求高效率，而不是根据标准、煤质、场地、副产品综合利用等电厂实际情况选择处理工艺，这不仅造成了浪费，也影响了循环经济型技术、自主知识产权技术的应用。
专家建议，电力企业在制定节能减排方案时，应正确处理依法达标与成本控制之间的关系、节能与减排的关系、节能减排与资源节约之间的关系，加强污染治理设施管理，优化污染治理设施的设计和运行，实现节能减排与经济效益双赢。
在每千瓦时加价1.5分钱的脱硫电价政策激励下，我国电力行业二氧化硫减排取得了明显效果。不可否认的是，地区差异使电价的合理性仍存在一定的问题。
报告建议，在脱硝过程中，也可充分采用市场机制，利用价格杠杆推动工作进程，但脱硝电价的制定应针对全国各个地区不同的情况，给予区别对待。这样才能更好地调动电厂积极性，同时积极推进烟气脱硝产业化的发展，为大规模建设烟气脱硝装置奠定基础。
随着脱硫机组大规模投运，脱硫石膏产量逐年提高，2008年全国脱硫石膏产量已达3500万吨左右，但综合利用率仅约为45％，大部分火电厂的脱硫石膏主要采取灰场堆放或填埋处理。这不仅占用了大量土地，增加灰场投资，处理不好还可能会对周围环境造成二次污染。
报告建议，电力企业要加强对脱硫装置的运行管理，提高脱硫石膏品质，同时加强与建材部门合作，积极为脱硫石膏综合利用创造条件。政府有关部门应从政策、经济上采取措施，加大对脱硫石膏综合利用的支持力度，提高脱硫副产品综合利用率。
专家指出，在技术层面，要充分利用污染物协同控制技术，优化控制流程和工艺，协调不同污染物控制技术以发挥最佳效果。在机制层面，要对引导多污染物联合控制技术提出权威、明确的要求，应坚持区域性与行业性总量控制相结合，同时加强燃料质量控制，强化运行管理，完善技术标准体系，开展技术评估。
鉴于“十二五”时期氮氧化物控制成为重点，要有序推进燃煤电厂脱硝工作，并引导燃煤电厂低氮燃烧技术与烟气脱硝技术相结合。
对于电力行业节能减排的机制创新问题，报告认为，目前，电力二氧化硫排污权交易已基本没有空间，氮氧化物控制要采用排污权交易方式以降低全社会控制成本，需尽快完善并出台相关经济政策。同时，还应制定并完善脱硫电价、脱硝电价、差别电价、峰谷电价、惩罚性电价等有利于节能减排的电价政策。
借助碳交易转变行业发展方式
短期内需面对成本增加、技术手段有限等挑战
电力二氧化碳排放呈现排放总量上升、排放强度逐年下降的特点。据中国电力企业联合会专家分析，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，以2005年为基准年，“十一五”期间，电力行业累计减排二氧化碳约17.4亿吨。
电力行业在能源转换过程中排放的二氧化碳约占全国排放总量的50％，是二氧化碳减排的关键行业之一。由于我国煤电机组供电煤耗和电网线损率已达到或接近国际先进水平，节能减排空间逐步缩小，降低二氧化碳排放强度空间有限，形势严峻。
碳交易是实现碳减排的有效市场手段之一。引入碳交易，一方面可以把原本一直游离在资产负债表外的气候变化因素纳入电力企业的资产负债表，从而改变各种发电技术之间的成本比价关系，使低碳发电技术获得更大的竞争优势；另一方面，可以通过市场交易使不同电力企业的边际成本趋向一致，从而降低电力企业的整体减排成本。
国际上，很多电力交易所都开展了碳交易业务。能够从客户资源、成本、盈利等方面进行研究分析，是在电力交易所开展碳交易业务的原因和优势所在。例如，日本电力交易所于2008年11月17日推出碳合约交易。
电力企业提前介入碳交易市场，可为应对强制碳减排的商业环境做好准备，并深入了解自身的碳排放情况、潜在资产、潜在负担，加强碳资产管理能力建设，全程参与到碳排放交易的有关规则制定当中，反映公司乃至行业利益，协调减排和发展之间的关系。
从全球范围看，由于电力行业都是碳排放大户，而且实现电力企业排放“可测量、可报告、可核实”的基础条件较好，因此，欧盟、美国等经济体的碳交易大多率先从电力行业开始。对于电力行业参与碳交易市场，相关专家也表达了自己的看法。
从国际经验来看，电力因为其行业特性相对统一，具有数据基础良好、碳排放量大且集中、易于计量和检测等优势，被公认为是行业试点的首选。但碳交易试点的建设及未来碳交易市场的建立，对电力行业来说，可谓机遇与挑战并存。
电力行业落实国家碳减排政策、参与碳交易，是加快行业发展方式转变、调整电源结构和推动技术创新的重大机遇。通过碳交易市场的激励作用，能够进一步促进清洁能源的发展，提高能效、降低能耗，提供更加安全可靠、清洁环保的电力供应。同时，还能够推动智能电网技术、洁净煤技术、新能源发电技术等低碳电力技术的研发和推广应用，也有利于推动企业管理创新，适应经济社会低碳转型的要求和碳市场竞争的需要。
但是，电力行业参与碳交易也面临着挑战。一方面，电力行业需要在碳减排的约束下实现增长。未来很长一段时间内，我国经济社会发展和人民用电需求持续增长，必然要求电力工业持续增长。但电力行业发展会不可避免地带来温室气体排放，如果碳排放量约束指标与电源增长需求不协调，可能会使行业发展受到一定制约。
另一方面，因为碳排放的约束，电力行业成本可能会增加。电力企业为完成碳排放约束指标，需要通过采取清洁能源发电技术、碳捕集技术、降低网损等技术手段降低自身碳排放，或者通过碳交易实现减排目标，同时又要保障电力工业的安全发展。从长远看，碳交易试点有助于电力企业降低减排成本，但短期内可能使电力企业——特别是火电企业的成本增加。
