尽管我国能源资源总量较为丰富，但人均能源资源拥有量在世界上仍处于较低水平，特别是石油和天然气的人均占有量仅为世界平均水平的5.4%和7.5%。而与此同时，经过长时间、高强度的开发和利用，煤炭、石油等化石能源资源的开发均已逼近上限。伴随着经济社会生活的发展和全面建设小康社会步伐的加快，我国也将面临能源供需矛盾日益突出、资源供应约束不断趋紧的现实问题。
当前我国国内有不少声音认为，中国石油进口来源集中于中东、非洲且多为局势动荡地区，而美国未来的外交与地缘政策或许会增加中东局势动乱的可能性，导致我国能源进口存在不稳定因素。由于能源安全涉及经济安全乃至国家安全，能源供应体系的脆弱性使我国不得不依赖于国际能源市场，给我国推进对外合作、在国际事务中发挥更大作用带来掣肘。但纵观当前的国际能源市场，没有一个国家能够独立解决本国的能源安全问题。保障中国的能源安全，最重要的是要改变能源安全观和国家价值取向。如果认为能源一定要自给自足、自己掌握资源才安全，那么安全问题永远无法解决。随着美国页岩气革命的推进、“一带一路”沿线国家能源开发脚步的加快，欧洲包括挪威在内的国家油气供给能力的不断加强等因素，全球能源(特别是油气)能源供应市场竞争将更加充分、供应来源更加多元化，在市场机制下我国将面临更多元化的供应来源和更为便宜的国际市场价格。
因此，从战略角度考虑，在全球化的格局下保障一个国家的能源安全必须树立“全球观”，即加大推进国际合作开发和国际贸易。中国的能源安全面临的不是要解决怎么实现能源独立的问题，而应该考虑在保证全球能源安全的基础上，来保证自身的安全。
缺乏全局观一方面，在经济粗放发展的惯性思维下，“唯GDP论”仍有广泛市场，包括政府、企业和消费者层面并未真正树立起生态文明建设、推动可持续发展的全局发展理念。很多地方官员为了升迁，重视数字指标忽视地区的实际发展，重视经济指标忽视包括环境、生态、低碳发展竞争力等其他指标。一些政府、企业和公众关注于以非化石能源替代煤炭等高碳能源将提高生产和生活成本、妨碍就业，对能源转型有抵触情绪，单纯为GDP短期快速增长付出了环境污染、资源浪费、生态承载力快速下降和企业技术创新发展不足、缺乏竞争力等沉重代价。
另一方面，在能源绿色低碳发展的历史发展趋势下，与煤炭等化石能源利益密切相关的行业、企业等仍在各说各话，并未真正正视能源系统可持续发展的内在要求。从资源价格来看，近年来煤炭价格出现明显下滑趋势，标志着煤炭自身的竞争力在下降，因此它在市场中的需求在下降。根据环保部提出的环境质量标准，到2030年，中国所有城市PM2.5的年均值要降至35微克/米3。只有正视这一发展规律，真正树立能源低碳的全局发展观，才能尽早摆脱能源系统转型的“阵痛期”，为可再生能源和核能发展留出空间。
缺乏环境观在应对全球气候变化和推动可持续发展的国际背景下，世界领袖们已经形成共识确立了21世纪末淘汰化石能源的发展目标，而发展非化石能源，也已成为我国应对气候变化、积极承担大国义务的重要内容。虽然我国政府通过设定非化石能源发展目标等措施为非化石能源发展提振信心，但由于缺乏环境观和低碳观，在非化石能源的实质工作层面推动较为缓慢。
数据显示，尽管新能源保持着较快的装机增速，但装机规模与火电相比仍然较小，发电量替代效应尚不明显。而且由于火电自身装机增速过快，不少地区产生了弃风、弃光、弃水的普遍现象。在缺乏环境观和低碳观等观念背景下，我国难以推动形成可反映环境外部性的价格体系，煤电价格较大幅度地低于非化石能源，很大程度上制约了非化石能源对化石能源的替代进程。另一方面，当前我国在非化石能源发展上也出现了“抽象上肯定、具体做法上否定”的现象。例如，尽管我国在电价机制设计上参考了德国电价补贴等较为先进的制度，但实际执行过程中，延迟支付和拖欠企业电费的现象频频出现，包括光伏、风电等行业在内的可再生能源企业通常要花费三年甚至更长的时间来获取补贴，企业难以获得盈利。而雪上加霜的是，这些企业同时还要面临融资成本远高于其他国际竞争者的难题。
我国能源转型面临的机制障碍缺乏有效约束煤炭等高碳能源过快增长的目标管控机制
相关预测分析显示，要实现《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》要求的2020年非化石能源占比15%的目标，核电、水电、风电等非化石能源发电量需比2015年新增8000亿千瓦时以上，留给火电的增长空间仅为9000亿千瓦时左右，新增火电装机2亿千瓦即可满足需求。而在煤炭价格持续走低，发电成本大大下降的情景下，当前各大发电集团抓住机遇“抢装”火电。目前全国火电机组核准在建规模达到1.9亿千瓦，已发路条约2亿千瓦，明显大于实际需求。如果放任核准在建与待建火电项目全部投产，将有上亿千瓦火电机组成为名副其实的过剩产能。若将电力装备制造业等煤电上下游产业考虑在内，将会对我国近中期的电力行业发展带来显著的“高碳锁定效应”，并相应带来巨大的投资浪费。
缺乏有效约束煤炭等高碳能源过快增长的目标管控机制是产生这种现象的一个根本性原因。虽然我国已提出加快建设资源节约型和环境友好型社会，并制定了具体的约束性节能减排目标任务，但我国“十一五”乃至“十二五”前半段的能源消费仍保持快速增长态势，其中以煤炭为代表的高碳能源消费增量超过了全球同期煤炭消费增量的50%。煤电装机的增长速度远快于可再生能源，2014年全国煤电装机8.25亿千瓦，占全部装机容量的60.7%，是可再生能源(水电、并网风电和并网太阳能发电)装机容量的约2倍。尽管在大气污染防治等背景下部分地区已提出了2020年前煤炭消费达峰的相关目标，但就全国而言仍缺乏具有约束力的煤炭消费控制目标和有效的分地区、分行业分解落实机制。而随着火电项目审批权下放至地方政府，也在一定程度上助长了地方政府的投资热情，煤电装机和电力需求增速之间产生了严重的不匹配现象，制约着我国能源领域可持续发展。在我国经济发展进入新常态和用电量增速放缓的情况下，各地火电项目建设规模依然维持较高水平。
电力系统运行机制难以保障清洁能源全额上网
常规能源的特点是可控和调度灵活，而可再生发电具有随机性、波动性，因此，电力系统的管理体系应根据可再生能源的特点、以优先可再生能源为目的做出转变，但目前的电力系统基本延续了管理大电源和大电网特性的常规思路，使得作为《可再生能源法》重要制度的可再生能源发电全额保障性收购制度没得到有效落实。究其原因，一是“发电量计划安排”等计划经济时代的痕迹仍然明显，在供大于求的局面下，一些地区存在为保障火电年度发电量计划和大用户直供电交易的完成，以牺牲新能源上网电量为代价，优先保障化石能源电量收购的现象。二是调度运行公司偏好可调控的常规能源，对变动性大的风电、太阳能发电等持排斥态度，而引导市场参与者行为的电价、电力交易、需求侧管理等市场机制性设置，仍以优化常规能源发展为主，并没有把接入和运行可再生能源作为优先。三是由于当前我国没有建立真正的电力市场，发电和销售电价由政府确定，政府同时执行发电计划指标管理，固化了各发电机组的年度收益，无法真正建立可增加系统灵活性的辅助服务机制，事实上引发了波动性的新能源发电与可控的常规发电特别是火电，为抢夺发电空间而产生的冲突。
尚未建立鼓励清洁能源多发多用的市场机制
清洁能源发展机制上，除了电价补贴机制在我国实际推广外，其他国际上通行的机制，如配额制尚未研究探讨，绿色电力交易仅在上海等个别地区进行过试点，目前也基本终止。当前电力系统内各类不同的利益主体因可再生能源发电数量的增加而产生了新矛盾，却无法通过价格、管理等合理的市场体制安排得以疏导，因而可再生能源上网消纳困难的问题越积累越突出。一是目前我国的能源价格和税收制度等市场调节手段，没有充分反映资源环境的外部成本，实际对化石能源的开发利用形成了隐形补贴，反过来使得社会难以接受对可再生能源的显性资金支持。二是电网接纳清洁能源发电成本未能获得合理补偿，价格补贴机制不合理。如风电实行按资源和工程建设条件将全国分为四类风能资源区，集中式光伏电站全国分为三类资源区，实行不同的上网电价。由于东中部地区资源条件较差，土地成本、补偿成本、人工成本等较高，风电、太阳能发电开发成本高于北部地区，按照目标标杆电价水平，难以取得较好收益。虽然东中部地区煤电标杆电价高，电力系统消纳能力强，但国家对风电、太阳能发电的补贴远低于西部，东中部地区的风电、太阳能开发建设积极性受到制约，不利于资源优化配置。三是尚无新的市场调节机制去响应和化解市场内新出现的各种利益冲突。尽管国家颁布了节能发电调度管理办法，但缺乏真正市场化的手段，东北供暖季大量的弃风现象说明，目前节能发电调度流于形式，仅在有限范围内发挥作用，起不到整体优化电力调度运行、促进清洁能源发电优先调度的作用。
政策建议“十三五”是中国全面建成小康社会的关键阶段，全面节约和高效利用资源，建设安全、清洁、低碳、高效的现代能源体系，推动绿色低碳循环发展是“十三五”能源发展的重要内容。然而，目前我国在能源转型问题上还存在全球观、全局观、环境观及低碳观方面的缺失，存在对清洁能源发展抽象上肯定、具体操作中否定，政策目标明确、但具体措施落实不到位等诸多问题。克服能源转型中的体制机制障碍，需要从源头上建立目标管控制度，通过制定相应的规章制度确保煤电为清洁能源发展留出空间，通过体制机制改革理顺清洁能源发电上网面临的制度障碍，以及通过国际合作实现与国际能源市场的优势互补。
建立以满足环境质量改善需要为主体的能源总量管控制度
一是在继续加大各种大气污染物排放控制力度的基础上，增加碳强度控制和碳总量的控制内容。按照循序渐进、区域差别与全面推动大气污染控制和碳排放控制相结合的原则，在2020年前建立双控制度，并出台严格的煤炭消费总量控制措施，推动煤炭消费尽快达到峰值;2030年前全面实施并强化碳排放总量控制制度，出台严格的化石能源消费总量控制目标和措施，推动我国能源消费二氧化碳排放达到峰值;2050年前，出台碳排放绝对量减排目标，制定严格的能源消费总量控制目标，在推动能源消费量达到峰值的同时实现碳排放的快速回落。
二是制定和实施分区分类的煤炭消费控制制度，在目前已有的若干省市的煤炭削减目标和政策的基础上，进一步严格煤炭消费总量控制措施，要求京津冀、长三角和珠三角等大气污染严重、碳排放总量大的地区，大幅度提高优质能源，特别是非化石能源和天然气的使用量，大幅度降低能源中的煤炭占比。在中部地区根据各区域的实际特点分区控制煤炭消耗总量，利用后发的政策、市场和技术优势做优增量、调整存量，在西部地区可适当增加煤炭的消费量，但要控制煤炭消费的新增量。通过推动能源消费质量水平的提高，助力能源供给转型。
推动完善能源低碳发展法律法规标准
一是将能源低碳发展战略正式列入我国正在制定和即将发布的《能源法》，并将清洁化和低碳化作为能源发展的主要理念。
二是尽快制定并发布《应对气候变化法》，将应对全球气候变化和发展低碳经济的重点制度安排，以专门法律形式予以确认，为新能源开发和利用提供法律保障。
三是尽快完善国家低碳能源发展的相关配套法律法规。对于涉及能源环保、资源等的法律也要作进一步修订，包括涉及可再生能源、环境保护、城市规划等法律法规，增加应对气候变化的有关条款，并制定和完善部门规章以及配套法规。
四是加强标准对能源发展的约束力度。制定和修订统一的能效标准、环境标准，煤耗、电耗和水耗标准等，并赋予强制性的要求。通过标准实现对高碳能源及行业，特别是煤炭利用大户的强约束，限制煤电新增装机，为可再生能源发展留出空间。同时，针对能耗强度大、人均碳排放高的重点地区，制定比国家标准更为严格的行业、地方标准，并加强贯彻执行力度。
加速能源系统体制机制改革
一是加快能源领域的市场化改革，引入公平竞争机制，打破能源和电力领域一直由少数几个国有企业高度垄断的利益布局，真正破除非公有制经济进入能源领域的体制性障碍，大力推进投资主体多元化，允许非公有资本可以参股等方式进入电力、石油等能源行业。
二是逐步理顺能源定价机制，以新一轮电力体制改革为契机，形成煤、电、油、气的价格形成机制和资源税合理征收机制，理顺能源领域各种投资主体和消费群体之间的利益关系，恢复能源本来的商品属性。
三是通过建立碳交易市场，逐步发现合理的碳价格，将煤电等高碳化石能源发电外部成本内部化。
四是落实绿色电力调度，统筹处理电力市场整体机制设计与落实绿色节能调度的关系，针对调度引起的利益调整出台相应的经济补偿办法或建立市场机制。
发挥创新对能源技术进步的支撑作用
一是构建有利于创新的氛围，加强相关创新制度建设。建设国家级的能源科技研发机构和平台，加快能源重大科技攻关。建议国务院能源主管部门统一领导能源技术的研究与开发工作，保证能源技术研发的前瞻性和战略性。
二是密切关注全球能源革命潮流，在关键技术领域加大投入。综合考虑第三次工业革命对技术创新、应用创新及商业模式的影响，重点围绕清洁能源生产、传输、存储、利用等领域的前沿技术，特别是可再生能源发电、微电网、分布式能源、储能、电动汽车，及电网控制等技术，集中力量开展技术攻关和联合研发，在核心技术和关键设备上尽快实现新的突破。
三是鼓励多方力量参与到能源技术研发中。建立社会化的能源技术研发机构，逐步建立起一种科研机构、大型企业与社会资本优势互补、利益均沾的能源低碳化、清洁化的技术研发和创新制度体系。
开展能源转型的国际合作
一是以开放的思路制定新时期的中国能源发展战略，从主要依据国内资源的“自我平衡”逐步转变到更为积极的能源“走出去”策略，充分利用好国内外两种资源、两个市场。
二是深化国际能源技术合作，充分利用技术展览、论坛等科技交流平台，广泛开展双多边合作与交流，积极参与重大能源国际科技合作计划的组织和实施工作。积极参与国际科技公约和标准的制定，支持我国能源科技工作者融入国际能源科技组织体系。
三是积极构建全球能源互联网，推动能源互联互通进程。加大与各国就全球能源互联网的探讨与交流，推动形成各国能源互联互通的国际共识，加大在跨界电力输送和交易方面机制的国际探讨。
四是与国际社会共同完善国际能源治理体系，与世界各国共同建设互利共赢、开放包容、公平有序的新型能源治理体系，促进世界能源创新发展、协调发展、绿色发展，使能源发展的成果更多地惠及世界各国人民。
(李俊峰系国家应对气候变化战略中心主任、研究员;柴麒敏系国家应对气候变化战略中心战略规划部副主任、清华大学现代管理研究中心兼职研究员，原文载于环境保护，原文标题为《论我国能源转型的关键问题及政策建议》，有删节。)
