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电力企业在低碳经济中面临的挑战与应对策略

电力企业在低碳经济中面临的挑战与应对策略（上）

2010-6-２1

　摘要:

指出发展低碳经济、推动ＣO２气体减排是应对气候变暖的主要途径；作为工业领域最大的碳排放部门,电力行业在发展低碳经济的背景下，将面临多方面的挑战与风险;各类低碳要素的引入将为发电企业和电网企业在生产、运营与发展等方面带来新问题与新任务。

从宏观层面入手，描述了低碳经济模式下电力行业将面临的关键性变革;深入分析了发电企业与电网企业在低碳经济中将面临的风险与挑战。

在此基础上,结合发电企业与电网企业各部门的职能范围和特点,提出了相应的应对策略。

　　关键词:

电力系统,低碳经济,碳捕集技术,低碳电力技术

　0　引言

全球气候变暖是当前人类社会所面临的最大挑战之一。

联合国全球气候变化科学评估报告指出，气候变化所引起的总代价将导致全球GDＰ损失约5％[1];世界银行前首席经济学家斯特恩在著名的《斯特恩报告》中指出,在考虑更广泛的风险和影响的情况下,气候变化所导致的损失估计将上升到ＧＤP的2０%或者更多[2]。

而人类活动所排放的温室气体（CrｅenHｏusｅ　Gas,简称ＧHG）的不断增加则是引起气候变暖的最主要的原因,其中，CO2导致的温室效应占所有温室气体产生的温室效应的7７%以上,因此，减排ＣO2是应对气候变暖的关键所在。

２00３年,英国布莱尔政府公布的能源白皮书（Our　EnergｙFutuｒe-Ｃｒｅatｉng　aＬowＣａｒboｎＥｃｏｎomｙ）中[3],首次提出了低碳经济的发展理念,倡导通过减少CO２排放来改善全球的气候条件;通过提高能源供应的多样化来调整能源结构,降低能源的供应与经济风险;大力发展低碳技术，引领科技创新。

考虑到气候变化影响的全球性，《京都议定书》设定了３个机制以实现温室气体的减排：

①联合履约（Joｉnt　Imｐｌementａｔｉoｎ，ＪI），指发达国家之间通过项目级合作实现减排；②清洁发展机制（CleaｎDｅｖelopmentMechaniｓm,CＤM），指发达国家通过资助、技术转让等方式与发展中国家合作以实现减排;③排放贸易（EmisｓｉonTrade，ＥT），发达国家之间的温室气体减排额交易。

CDM是当前发达国家实现CO2减排义务的重要手段。

我国是目前世界上最大的CDM项目的减排国，核准减排量（CERs）占全球的５0％,大力发展CＤM项目有利于获得大量的CO２减排额度,并实现低碳技术与资金的引进。

为了更准确、更快捷地开发符合CDM方法学ACM0０1３——“使用低碳技术的新建并网化石燃料电厂的整合基准线和监测方法学”的发电项目,中国国家发展和改革委员会应对气候变化司组织专家研究确定了针对该方法学的中国区域电网基准线排放因子,并于2009年9月发布了《关于公布200９年中国低碳技术化石燃料并网发电项目区域电网基准线排放因子的公告》。

　低碳经济的提出,刮起了一股涉及生产模式、生活方式、价值观念和国家权益的全球性革命风暴,代表了从工业文明向生态经济文明的巨大进步。

２009年底结束的“20０９哥本哈根全球气候大会”受到了国际社会的广泛关注。

尽管会议期间仍然没能对未来的低碳减排路线形成普遍的、有法律约束力的政策框架,但低碳经济的发展理念已深入地渗入到政治、经济、生活中的各个层面。

联合国政府间气候变化专门委员会（InｔergovｅrnmenｔalＰanel　onClimatｅＣhange,IPＣC）甚至预言，低碳经济将成为继蒸汽技术革命、电力技术革命、信息技术革命、生物技术革命之后，第5波改变世界经济的浪潮[4-6]。

　发展低碳经济是贯彻科学发展观，走可持续发展道路的本质要求,有利于转变经济发展方式、提高我国的核心竞争力;有利于融入世界最新的经济发展与技术革新浪潮之中,提高对全球性经济风险的抵御能力;有利于树立负责任大国的国际形象，化解国际压力,提高国际影响力;是我国建设资源节约型、环境友好型社会,建设创新型国家的必经之路。

发展低碳经济对中国具有重要的现实意义和战略意义。

　本文将深入分析电力行业在低碳经济背景下所遇到的关键问题，探讨发电企业和电网企业在低碳经济中所面临的挑战,并结合发电企业、电网企业各部门的职能范围和特点,论述各自的应对策略。

　1低碳经济模式下电力行业的关键性转变

　在我国，电力碳排放具有总量大、增速快的特点，电力行业CO2排放量占总排放量的３８.7６%［6］,单位发电量CＯ2排放达77１kg/（MW·ｈ）,远超发达国家与全球平均水平，这显示了我国电力行业在碳减排上的巨大压力与巨大潜力[7］。

2０09年哥本哈根气候变化大会召开前夕，中国政府做出承诺:

到20２０年，非化石能源占一次能源消费的比重达到１5%左右;单位国内生产总值CO２排放强度比２005年下降40%－4５%。

这个承诺对电力行业提出了严峻的挑战。

在低碳经济模式下,传统电力行业无论在其所面临的外部环境还是内在的发展模式上，都将面临巨大的转变。

（1）电力行业面临新的机遇和发展模式。

电能是典型的二次清洁能源,其终端消费具有明显的低碳优势,这将促使电力行业在大能源系统中占据更为重要的地位，战略意义凸显，从而为行业的快速发展提供良好条件;我国包括减排立法、碳税、碳配额、碳交易机制等宏观调控与经济手段的引入[8－９］,为电力行业未来的发展构建了一个全新的宏观经济环境与政策环境；各类低碳技术的应用为电力行业的发展带来了新的机遇与挑战［１0]，碳减排将成为电力行业可持续发展的重要目标之一,从而改变电力行业的发展模式,并在行业内部各个环节引入“碳约束”机制。

（２）电力行业面临全新的运行模式。

在低碳环境下，低碳理念的渗透与各类低碳要素的引入将使电力行业呈现出明显的低碳特性与全新的运行模式,并广泛地影响电力系统的投资、规划、调度与运行等环节。

　因此，电力行业必须从技术层面和管理理念等方面作好应对这种转变的准备，分析低碳机制引入对电力行业各个环节的影响与挑战,提前做好部署与规划,以便为我国电力行业的低碳化发展提供理论支撑。

　2　发电企业所面临的风险、挑战及其应对策略

　　2．1发电企业面临的风险与挑战

在低碳环境下,发电企业将遭遇极大的经营风险,这种风险主要来自于全社会对环保的关注、宏观行业政策的不确定性以及碳市场上碳价的波动。

　（１）环保风险。

从现有经验看,我国主要是通过引入强制标准的方式实施环保控制，包括引入能效与排放的基准水平（如各种污染物排放标准体系）,或者规定发电企业需拥有一定比例的低碳电源（如可再生能源发电配额）等,当发电企业未能满足环保要求时,将被取消生产资格或处以高额罚金。

所以，环保风险将提高传统发电企业尤其是火电企业的经营成本,从节约能源和减少碳排放的角度来看,都将会对火电厂的发电能效与清洁程度提出新的要求。

（2）政策风险。

政策风险主要指各种低碳机制引入时政府将推行新的政策带来的不确定性，包括：

①是否实施碳排放的总量控制；②是否引入碳交易机制并赋予碳排放额度一定的价格及未来采用什么样的减排目标；③是否引入碳税等财政政策,对于各类低碳技术的政策支持力度有多大等等。

由于发电机组的服役期较长,一般为20-３0年，因此在投资决策时，需要考虑相当长一段时间内的政策走向，以规避政策风险，而这些宏观政策的变动与不确定性将对发电企业的经营与盈利状况带来极大的影响。

　　（3）市场风险。

市场风险是发电企业在低碳经济中面临的最为直接的风险因素。

碳排放额度具有典型的金融特性，有较高的流动性,且几乎覆盖大部分重要的工业部门。

作为一种新兴的交易市场,近年来碳排放的交易量发展迅猛，已呈现出取代原油成为全球最大交易品种的趋势,但其形成机理复杂,波动性较大,存在较大的风险。

2００８年以来，碳交易价格的波动幅度高达６0０％,曾一度高达30欧元／t，也曾跌至５欧元/t,而对于未来减排前景的不确定性，使得碳价的走向扑朔迷离，难以预测。

在低碳环境下,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,而碳价的波动将使发电企业面临极大的成本风险。

　发电企业，尤其是近期投产传统火电机组的企业,其机组大多还有很长的服役年限,而现有的设备条件又决定了这些发电机组具有很高的碳排放强度,随着碳减排工作的逐渐推进，这类电厂无疑将面临各种环保要求，而各种减排政策的实施以及碳交易机制的建立,将为此类发电企业生产成本带来“始料未及”的变化。

根据欧盟ＥTS机制的碳配额分配,大部分火电厂只能分到其平常碳排放的约2/3额度，这就要求这些传统的火电厂或者减产,或者从市场上购买缺额，从而将对电厂的正常经营行为造成极大的冲击。

2．2发电企业的应对策略

　2.2.１发展新能源技术

新能源技术主要包括可再生能源和传统能源的清洁利用。

可再生能源包括太阳能、风能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源；传统能源的清洁利用主要包括以超临界（Ｓupｅr-cｒｉtｉcal，SC），超超临界（Ultra－ｓｕper-ｃrｉtical，USＣ）为代表的高效发电技术；以增压流化床联合循环[11－1３］（PresｓurizeｄFｌuidizｅdＢedCombｕstioｎＣomｂｉｎedCycle,PFBCCC）、整体煤气化联合循环（IntegｒatedGａsifｉcａｔｉｏｎＣomｂｉｎedＣyｃle,IＧCC）、天然气联合循环（NaturalGasＣｏmbinedCｙcle,NＧCＣ）与热电联产（ＣoｍｂｉneｄＨeatPower，CHP）等为代表的清洁发电技术等。

　对于发电企业,尤其是大型发电集团公司而言,大力发展新能源技术,优化企业电源结构,对于应对低碳经济所带来的各类风险具有重要意义,主要体现在以下３个方面:

①可以提高电能生产的清洁度、提高能效、降低碳排放，以应对可能到来的环保风险；②可以提高技术水平与可持续发展能力，以提前适应各类低碳政策的颁布,规避政策风险；③可以降低整个电源资产整体的碳排放水平，对传统高碳的化石燃料电源形成有效补充,以规避因实施碳税或市场碳价波动所带来的经济风险[1４]。

2.２.２发展碳捕集技术

2.2.2.1　碳捕集技术简介

　　CＯ2捕获和封存技术（Carbｏn　Capｔｕrｅ&Storａge,简称ＣCS）是指将CO２从排放源的排放气体中分离出来,输送到安全的地点封存,并长期与大气隔绝。

将CCＳ技术引入电力行业,通过建设碳捕集电厂,可以实现对火电厂排放CO2的捕集与储存，其工作流程如图1所示。

这项技术是实现电力低碳化的关键技术,可显著降低传统火力发电厂的碳排放。

碳捕集电厂具有典型的低碳特性，当电厂引入与其额定容量相匹配的捕集容量时,可使电厂的排放水平在原来的基础上下降8０％以上，基本上可满足最严格场景下的减排需求，与其他提高能效的清洁发电技术相比，碳捕集电厂具有很大的减排优势，能更好地适应低碳的经济模式，满足环保要求[15]。

2.２.２．2　碳捕集技术的应用

　　尽管新能源技术已呈现出快速增长的趋势，但从发展的角度看，化石燃料仍将是未来数十年内的发电主体,尤其对于中国、美国、澳大利亚这些化石燃料资源丰富的国家更是如此。

为了应对由此带来的碳减排压力，近年来,ＣＣS技术得到了广泛的关注与迅猛的发展:

美国政府发布了给予CCS技术最新科技专项基金资助的信息[1６]；《科学》杂志推出了《碳捕获和封存》专刊并邀请诺贝尔奖获得者、美国能源部长朱棣文为杂志撰写阐述CCS技术的评论；英国与欧盟政府发布了新建燃煤电厂必须具备碳捕集条件的规定[1７]，揭示了CCS光明的发展前景;我国2008年在华能北京热电厂投产了第1套示范性碳捕集系统，捕集ＣO2的能力为3000ｔ／年，见图2。

与传统的电源种类相比较,碳捕集电厂无论在碳排放特性、运行特性还是在对电力系统的影响上都呈现出鲜明的差异。

虽然当前CCS技术的实施成本较高，但随着大量研发资金的投入与示范性项目的投资,该技术已经取得较大的进展，其成本也将逐渐降低。

随着低碳理念的日益深入,碳捕集电厂将逐渐增加,并将成为电源结构中重要的组成部分。

　碳捕集预留（Caｒbｏn　Caｐture　Readｙ,简称CCR）是与碳捕集技术密切相关的电厂建设与低碳技术改造方案，其要点在于:

当碳捕集技术尚未完全成熟时,新建火电厂可追加少量投资或者预留捕集配套的空间或技术接口,以便在碳捕集技术充分成熟之后再实施改造。

与直接新建碳捕集电厂相比较,此举所带来的额外成本较低，却可使发电企业对各类低碳风险具备更好的灵活性与适应性,有利于降低整个电源结构的碳锁定效应间,在我国未来一段时间内的电源规划以及发电企业的投资决策中均应予以充分的考虑。

　2.2.２．3引入碳捕集技术的作用与意义

　在电厂中引入CＣS技术，可以为发电企业带来如下效益:

（1）有效地降低电厂的碳排放强度,满足低碳排放的要求。

　（２）降低电厂的生产成本。

电厂可通过对实施碳捕集机组的发电与碳捕集设备的优化调度，有效地降低电厂由于运行CCＳ系统所带来的额外运行成本[１8］,即:

当市场中碳价较高时,可提高ＣCS系统的利用率,并通过出售碳排放额度获得高额的碳交易收益；当市场中碳价较低，CCS系统的运行成本高于市场碳价时，则可降低CCＳ系统的利用率，以避免支付CCS系统的额外运行成本,降低电厂的生产成本。

电厂采用了CCS技术，可以对碳价的波动起到反向的对冲作用,赋予电厂有效地规避因碳价波动而对其经营产生影响的能力，使其投资收益具有很好的锁定效应,甚至可以利用可能出现的高碳价进行套利。

从本质上看,引入ＣＣＳ技术等效于为电厂购买了一定额度的“碳排放看涨期权”，这类期权具有鲜明的实物期权特征。

忽略CＣS技术的实物期权价值，无疑将低估其投资效益。

作者:

清华大学电机系电力系统国家重点实验室康重庆周天睿陈启鑫来源：

《能源技术经济》２01０年第06期

责任编辑:

张路红

电力企业在低碳经济中面临的挑战与应对策略（下）

２010－6-２２

　3电网企业所面临的影响、挑战及其应对策略

3.1电网企业面临的影响和挑战

电网是连接发电侧与用电侧的枢纽,也是实现发电侧与用电侧低碳效益的重要载体,为低碳能源的接入并网与低碳用电技术的运用推广提供了重要的支撑作用［７]。

发展低碳经济将从技术层面、政策层面与财税层面上带来很多新的低碳要素，从根本上改变电力行业的电源、电网结构，从而将对电力系统的运行特性、电力企业的运营策略等方面产生广泛而深远的影响,也为电网企业的运营发展带来如下影响和挑战:

（1）各类低碳电源与低碳技术的并网运行将改变传统电力系统的运行方式。

发展低碳经济将促进各类低碳发电技术不断成熟,而电动汽车的市场渗透率与并网率也将不断提高［18],这些均要求电网应能对各类低碳技术的运用与发展提供良好的支撑,并对电网运行的安全性、稳定性、可控性与灵活性等方面提出了新的要求和挑战。

（2）各类低碳宏观政策与市场机制的引入将为电能的生产、传输与使用带来“碳成本”。

未来国家碳减排目标的设定与碳排放额度的分摊将为电力行业的发展带来“碳约束”，因此，电网企业必须综合考虑各类低碳政策和机制的影响，以使企业的发展战略与国家的宏观规划相吻合,并满足我国发展低碳经济的内在需求,这将对电网企业的运营与投资策略提出新的挑战。

　　（3）低碳经济增加了电力系统运行难度，亟需科学、高效的发电调度方式。

以水电、风电为主的可再生能源的迅速发展，以及各类清洁发电技术的广泛运用，使发电系统的结构更复杂,而碳捕集等各类低碳技术的发展将增加电力系统运行中的电源品种,且节能与减排问题应在某种程度上分别加以考虑,以及不同调度目标无形中加剧了电力系统的运行难度等，因此，亟待积极探索低碳经济背景下的科学、高效的发电调度方式。

3.2电网企业的应对策略分析

　根据业务职能的不同，可将电网企业分为规划、调度、生产技术、交易、营销等不同的部门,在低碳经济背景下很多部门都将遇到新的问题与挑战，因此,各部门应互相协调，明确分工,各自承担相应的责任与义务，共同适应低碳经济发展的需求,并承担CO2减排的压力。

３.2.1　电网规划部门的应对策略分析

　以风电为例,我国大部分风力资源都分布在北部,而当地负荷水平较低，无法消纳大量的风力发电量,因此，电网建设的滞后将极大地制约可再生能源的大规模发展。

截至200８年底，我国共有超过12０0万ｋＷ的风电机组完成吊装，但由于风电的发展与电网规划不协调,电网建设滞后以及风电并网中的一些技术和体制障碍，实际并入电网的仅为８0０万kW,造成了较大的资源浪费[１9]。

同时,由于新技术发展的不确定性引发的技术风险也将是电网企业所不能忽视的问题。

电网的健康快速发展是电源发展的有力支撑,并可提高电力系统对可再生能源、碳捕集电厂等低碳电源的容纳能力。

电网企业应深入探讨低碳环境下电网环节的规划模式,将电网规划与各类低碳电源的发展规划、并网条件、需求消纳与运行特征相结合,电网要尽力为各类低碳能源的接入提供支撑，电网企业应根据各种低碳技术的成本效益特性与技术成熟度,综合考虑政府政策和市场运作等风险,协调企业的短期效益与长期发展,制定最优的发展策略与规划方案。

3.２.２　　电网生产技术部门的应对策略分析

　　发展低碳经济、减排CO２主要是为了应对温室气体产生的温室效应导致全球气候变暖，而电网运行中也存在着一定的温室气体排放,主要是各种断路器以及操作器件中所存在的六氟化硫（SＦ6）气体的泄露。

SＦ6作为绝佳的气体绝缘材料在高电压器件中被广泛使用,但同时，SＦ６的温室效应是CＯ２的2400０倍[20]。

目前，在高电压器件的生产、装配、运行维护和报废过程中都存在着相当数量的SF6排放和泄漏。

根据华北电网公司的统计数据,我国200７年电网运行中SF６排放量约为41t,等效折合排放CO2为9８.4万ｔ，在未来的电网发展中,该数值将继续增加，不可忽视。

　　为了减少电网运行中的SF6气体排放，电网企业应从技术工艺与设备管理等环节入手：

①提高高电压器件的生产工艺和维护措施，减少该环节内部的SF6泄漏，同时建立完善的退役SＦ６设备的回收机制,全方位减少SＦ６排放量;②设立完善健全的SF6气体排放统计机制,以实现ＳF６气体排放的可测量;③积极研究开发SF6气体的替代产品,如真空断路器技术等，在确保器件的工作质量与技术标准的前提下，减少ＳF6气体的使用量，从根本上降低由SＦ6气体造成的温室效应。

　3.2．3电网调度运行部门的应对策略分析

　　低碳经济将对电网的调度技术提出新的要求,低碳将继安全、经济之后成为电力系统调度运行中的重要目标之一[21］,与此同时,以风电为主的可再生能源将得到蓬勃发展。

但风电出力大多具有较强的随机性、间歇性与不可控性的特点,随着其在系统中装机容量的不断增加,将对系统运行的安全与稳定控制带来更高的要求，使电力系统调度面临严峻的挑战。

为此,电网调度运行部门可采取的主要应对策略如下:

（1）针对各类新型火力电源的调度特性采取精细调度。

IGCC、NＧCＣ与CCS技术的引入，将使传统的火力电源呈现出新的技术特性，并对电网的调度运行产生重要的影响,因此，调度部门应深入掌握各类新型低碳电源的并网要求与调度特性，了解其在提供系统调峰、调频、备用等辅助服务中的性能与作用,探讨其与传统电源品种之间的协调运行机制，评估各类新型电源的接入所带来的各方面影响，制定相应的对策,并精心地、科学地调度,以保证低碳背景下电网企业有效应对引入低碳技术所引起的新问题及带来的风险。

（2）针对可再生能源的运行特性引入相应的并网运行调度技术。

为保证低碳环境下电网的安全运行,需要深入探讨可再生能源的运行特性，并通过引入先进的调度技术与控制手段，制定科学的发电出力计划与辅助服务调度方案。

　（３）发展面向低碳目标的电力调度技术。

优化的调度技术可调整不同机组的发电量,从而改变整个电力系统的CO2排放量。

电网企业为适应低碳时代的需求,其调度部门应分析如何在调度运行中最大限度地减少CO2排放，并根据不同地域、不同季节、不同电源结构的特点，提出相应的低碳调度对策。

　3．2.4　电力市场交易部门的应对策略分析

　　基于市场的碳排放交易机制是低碳经济的重要组成部分，在欧盟、美国等发达国家已得到广泛的发展和实施。

我国也可通过清洁发展机制（ＣDM）参与国际碳交易市场，以应对未来的减排压力以及潜在的硬性约束[22]。

　在我国电力市场中,电网企业是单一购电方,负责市场计划的落实、校核与执行，承担着市场运营的重要职能[2３-２６]。

碳交易机制的引入将使电力市场的外部运行环境发生重大变化,并改变电力市场的结构与运行特点。

发电企业是碳交易中最活跃的市场主体，不同发电机组的碳排放强度不同，也将为各类机组带来不同的碳成本或收益，从而改变电力企业之间的利益格局,对电力市场的运行环境、市场格局与均衡状态产生重要的影响。

因此,电网企业应深入探讨和设计与低碳经济相适应的电力市场体系与市场模式，引入相应的电力价格形成机制与电力市场交易体系，以控制电力市场风险,满足电力交易需求,提高电力市场的竞争性，降低交易成本,实现电力交易与碳交易的良好衔接与协调运行。

　3.２．5电力营销部门的应对策略分析

　　电力营销部门的主要应对策略如下:

（1）基于低碳的购电成本分析与购售电策略。

碳交易、碳税等政策的引入将为电力生产带来“碳成本”，从而相应改变电网企业的购电成本，而购电成本的变化将影响电网企业的赢利空间：

一方面，在没有引入合适成本消纳机制的前提下,发电成本的普遍上升将影响电网企业的赢利能力；另一方面，对于不同区域、省份的电网企业而言，由于本地的资源禀赋与电源结构各不相同，“碳成本”的引入将可能改变地区间发电成本的比较优势,从而改变地区间的送/受电状态与规模。

这就要求电网营销部门能够未雨绸缪,积极探讨在不同碳价场景、政策场景下的营销战略,以积极利用本地的碳资源，降低企业的运营风险,提高企业的盈利能力。

　（２）提倡低碳用电技术，提高电能的市场覆盖率,实施积极的营销策略。

相比于直接通过燃烧一次化石燃料获取能源的方式，电能往往具备清洁低碳的特性,而该特性将随着可再生能源发电比例的提高与发电效率的提高而不断上升。

在低碳背景下,以电动汽车为代表的低碳用电技术的运用与推广，可使分散的碳排放方式转变为集中的碳排放方式,便于实施碳捕集技术,降低碳排放水平，使电能的竞争力更加凸显。

因此,利用电能的低碳特性实施积极的营销策略，提高电能的市场覆盖率,将成为企业的重要发展战略之一。

　　在发展智能电网的大背景下，随着智能电表、电动汽车充电设施的建设与完善,采用合理的营销技术与商业模式，包装低碳环保的电能商品，实现差别营销策略与对应的需求侧管理技术，提倡科学的、低碳的用电方式，满足电力用户的个性化需求，并提高企业的赢利能力，也是电网企业应对低碳挑战中的关键一环。

　４相关政策建议

　4.1针对发电环节的政策建议

　新能源（尤其是可再生能源）的发展是从电力行业源头上实现低碳的重要抉择，所以应在科学发展的前提下加快各类新能源的规划与建设步伐。

然而，目前在各类新能源技术的发展中，仍然存在着诸多技术、政策与成本的约束,如:

水电的投资回收期往往较长;风电的并网运行仍有技术难题需要攻克;光伏发电的投资成本较高等等。

政府有关部门应针对不同清洁能源的特点与发展瓶颈,如在研发激励、价格补贴、财税优惠、环保评测、装机限额等方面，给予扶持与支撑，以促进各类新能源的快速、健康发展。

　CCＳ是发电环节（尤其是火力发电企业）应对低碳排放的重要手段,但现阶段在捕集技术、储存封闭性等方面还存在一定的风险与不确定性，且其成本高昂,所以大大降低了投资者的热情。

政府有关部门应继续推动建立针对CCS技术的法律、政策与财税机制,为ＣＣS技术的发展界定外部条件；对于仍处技术成熟期的CＣS技术，政府应提供合理的投资激励政策，降