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“APEC蓝”逐渐离我们而去，然而关于节能减排、缓解污染的讨论却持续升温。
多年来，我国节能减排的目标主要依靠行政手段强制完成。行政手段在降低能耗、缓解污染方面效果显著，但并不具有经济效率。而且随着我国碳减排承诺力度不断增强，单纯依靠行政手段强制减排逐渐变得不可行，我国必须转向依靠市场手段降低二氧化碳等污染物排放。
当前，我国电力来源主要以火力发电为主，2013年火电发电量占总发电量比例接近79%，因此降低火电厂二氧化碳排放量对我国实现节能减排目标，发展绿色能源战略意义重大。目前已有的电力系统节能减排的市场手段主要有三种：绿色电价、资源税和碳排放权交易，其在发展绿色能源战略方面的作用不容小觑。
绿色电价“三剑齐发”
11月15日，李克强总理在国务院常务会议上指出：“价格改革不推进，市场化改革的关键问题就等于没抓住!”虽然我国电价依然由政府统一确定，但为了尽量让电价反映环保成本，国家发改委也陆续推出了一些具有针对性的电力定价政策。
比如阶梯电价政策，2012年6月，国家发改委首次提出居民户用电将实行“阶梯电价”;2013年进一步推广到电解铝行业。阶梯电价通过分段电量可以实现细分市场的差别定价，在一定程度上提高能源利用效率。
再比如环保电价政策。为提高火电厂脱硫脱硝除尘的积极性，国家发改委出台了补贴政策，对安装脱硫脱硝除尘装置并正常运行的火电企业实行脱硫脱硝电价。目前，脱硫电价加价标准为每千瓦时1.5分钱，脱硝电价为1分钱，除尘电价为0.2分钱。这一定价机制收效明显。脱硫电价于2004年开始实施，目前安装脱硫装置的火电厂比例已经超过90%。脱硝电价于2011年开始试运行，截至目前也收到了一定的效果。
绿色电价第三个定价策略为“歧视性电价”。2006年10月，国家发改委要求各地政府对水泥、电解铝、钢铁等行业中淘汰性和限制性高能耗企业征收惩罚性的高电价。但是此项政策并没有被地方政府严格落实。今年7月份，国家发改委等三部委联合发文，再次要求各地政府认真做好歧视性电价落实工作，并将之前惩罚性溢价由每千瓦时2毛钱提升到4毛钱。
资源税“从价征收”启动
为进一步让电价反应环保成本，需要从火电企业的上游入手，对煤炭等化石能源开采征收资源税。我国实现碳减排目标的一条重要路径为逐步降低煤炭的使用量，目前的规划为，在“十三五”早期达到煤炭消费峰值;在2025～2030年达到二氧化碳排放峰值;到2030年，煤炭在能源供给中的比重降低到50%以下。开征资源税是达到这一目标的有效手段。
我国化石能源资源税征收始于1984年，当时采用以量定价的方式征收，多年来未作调整。由于物价大幅上涨，资源税征收额与环境污染治理费用的上涨并不成比例。比如在2009年，国家在环保领域共投入资金1934亿元，而资源税只能弥补其中的17.5%。
10月11日，财政部、国税总局联合发布《关于实施煤炭资源税改革的通知》，决定自12月1日起在全国范围内实施煤炭资源税从价计征改革，税率幅度为2%～10%。下一步，征收煤炭资源税还面临税目问题，税目涉及煤炭品种的认定，煤炭品种又和地方利益挂钩，因此尚需多方博弈。
碳排放权交易“喜忧掺半”
火电企业节能减排所所涉及的另外一个市场手段为碳排放权交易。我国目前已建立7个碳排放权交易试点，分别为深圳、上海、北京、广东、天津、湖北、重庆。其中，前5个试点从去年开始实行，湖北和重庆分别于今年4月份和5月份开始实行。
与欧盟及美国加利福尼亚地区的排放权交易制度不同，我国碳排放权交易试点具有自身的特点。其一，试点地区并非针对企业内的具体设备配置排放配额，而是以企业为单位进行配置。其二，试点地区均将企业因消耗电能而间接排放的二氧化碳计入企业排放配额之内。其三，在试点阶段，企业在一个年度内未消耗完的配额可以顺延到下一年度使用;但是不可以借用未来年度配额。其四，所有试点暂无期货和期权交易。
从履约情况来看，各试点地区企业参与碳排放交易的积极性均比较高。但同时必须认识到，目前的制度安排仍然存在不完善之处。
在各试点地区，基本上所有的发电企业都被包含在项目之内。按照国外相关经验，因降低碳排放而增加的发电成本有67%会通过电价提高转移到电企下游。但是我国电价是由政府统一确定的，这就造成发电企业无法转移碳交易成本的问题。针对这一问题，根本性的解决措施只能是电价改革，对参与碳排放交易的发电企业进行环境电价补贴。
此外，各试点还尚未形成有序的碳排放交易市场，广东、北京、深圳等地，履约前最后一个月的交易额占全年交易额75%以上，突击完成指标造成最后交易价格的大幅度上升，这其实并不利于企业降低节能减排的成本。为此，地方政府应做好工作，让企业认识到碳交易不仅仅是为了完成减排任务，更是为其降低节能减排成本提供了通道。
