“APEC藍”逐漸離我們而去，然而關于節能減排、緩解污染的討論卻持續升溫。

　　多年來，我國節能減排的目標主要依靠行政手段強制完成。行政手段在降低能耗、緩解污染方面效果顯著，但并不具有經濟效率。而且隨著我國碳減排承諾力度不斷增強，單純依靠行政手段強制減排逐漸變得不可行，我國必須轉向依靠市場手段降低二氧化碳等污染物排放。

　　當前，我國電力來源主要以火力發電為主，2013年火電發電量占總發電量比例接近79%，因此降低火電廠二氧化碳排放量對我國實現節能減排目標，發展綠色能源戰略意義重大。目前已有的電力系統節能減排的市場手段主要有三種：綠色電價、資源稅和碳排放權交易，其在發展綠色能源戰略方面的作用不容小覷。

　　綠色電價“三劍齊發”

　　11月15日，李克強總理在國務院常務會議上指出：“價格改革不推進，市場化改革的關鍵問題就等于沒抓住!”雖然我國電價依然由政府統一確定，但為了盡量讓電價反映環保成本，國家發改委也陸續推出了一些具有針對性的電力定價政策。

　　比如階梯電價政策，2012年6月，國家發改委首次提出居民戶用電將實行“階梯電價”;2013年進一步推廣到電解鋁行業。階梯電價通過分段電量可以實現細分市場的差別定價，在一定程度上提高能源利用效率。

　　再比如環保電價政策。為提高火電廠脫硫脫硝除塵的積極性，國家發改委出臺了補貼政策，對安裝脫硫脫硝除塵裝置并正常運行的火電企業實行脫硫脫硝電價。目前，脫硫電價加價標準為每千瓦時1.5分錢，脫硝電價為1分錢，除塵電價為0.2分錢。這一定價機制收效明顯。脫硫電價于2004年開始實施，目前安裝脫硫裝置的火電廠比例已經超過90%。脫硝電價于2011年開始試運行，截至目前也收到了一定的效果。

　　綠色電價第三個定價策略為“歧視性電價”。2006年10月，國家發改委要求各地政府對水泥、電解鋁、鋼鐵等行業中淘汰性和限制性高能耗企業征收懲罰性的高電價。但是此項政策并沒有被地方政府嚴格落實。今年7月份，國家發改委等三部委聯合發文，再次要求各地政府認真做好歧視性電價落實工作，并將之前懲罰性溢價由每千瓦時2毛錢提升到4毛錢。

資源稅“從價征收”啟動

　　為進一步讓電價反應環保成本，需要從火電企業的上游入手，對煤炭等化石能源開采征收資源稅。我國實現碳減排目標的一條重要路徑為逐步降低煤炭的使用量，目前的規劃為，在“十三五”早期達到煤炭消費峰值;在2025～2030年達到二氧化碳排放峰值;到2030年，煤炭在能源供給中的比重降低到50%以下。開征資源稅是達到這一目標的有效手段。

　　我國化石能源資源稅征收始于1984年，當時采用以量定價的方式征收，多年來未作調整。由于物價大幅上漲，資源稅征收額與環境污染治理費用的上漲并不成比例。比如在2009年，國家在環保領域共投入資金1934億元，而資源稅只能彌補其中的17.5%。

　　10月11日，財政部、國稅總局聯合發布《關于實施煤炭資源稅改革的通知》，決定自12月1日起在全國范圍內實施煤炭資源稅從價計征改革，稅率幅度為2%～10%。下一步，征收煤炭資源稅還面臨稅目問題，稅目涉及煤炭品種的認定，煤炭品種又和地方利益掛鉤，因此尚需多方博弈。

　　碳排放權交易“喜憂摻半”

　　火電企業節能減排所所涉及的另外一個市場手段為碳排放權交易。我國目前已建立7個碳排放權交易試點，分別為深圳、上海、北京、廣東、天津、湖北、重慶。其中，前5個試點從去年開始實行，湖北和重慶分別于今年4月份和5月份開始實行。

　　與歐盟及美國加利福尼亞地區的排放權交易制度不同，我國碳排放權交易試點具有自身的特點。其一，試點地區并非針對企業內的具體設備配置排放配額，而是以企業為單位進行配置。其二，試點地區均將企業因消耗電能而間接排放的二氧化碳計入企業排放配額之內。其三，在試點階段，企業在一個年度內未消耗完的配額可以順延到下一年度使用;但是不可以借用未來年度配額。其四，所有試點暫無期貨和期權交易。

　　從履約情況來看，各試點地區企業參與碳排放交易的積極性均比較高。但同時必須認識到，目前的制度安排仍然存在不完善之處。

　　在各試點地區，基本上所有的發電企業都被包含在項目之內。按照國外相關經驗，因降低碳排放而增加的發電成本有67%會通過電價提高轉移到電企下游。但是我國電價是由政府統一確定的，這就造成發電企業無法轉移碳交易成本的問題。針對這一問題，根本性的解決措施只能是電價改革，對參與碳排放交易的發電企業進行環境電價補貼。

　　此外，各試點還尚未形成有序的碳排放交易市場，廣東、北京、深圳等地，履約前最后一個月的交易額占全年交易額75%以上，突擊完成指標造成最后交易價格的大幅度上升，這其實并不利于企業降低節能減排的成本。為此，地方政府應做好工作，讓企業認識到碳交易不僅僅是為了完成減排任務，更是為其降低節能減排成本提供了通道。