1 发电环节低碳潜力

发电行业作为国民经济发展的重要基础产业，无论是能源消耗还是温室气体和污染物排放，发电行业比重都很大，是我国节能降碳的重要领域。虽然发电行业的节能降碳工作已经取得较为显著的成绩，但潜力依然很大。

1.1 火电节能减排潜力分析

我国火电以煤电为主，虽然我国煤炭资源丰富，但人均占有量低，煤炭分布不均衡，煤炭后备储量紧张。因此火电由于煤炭的不可再生性和现有储备，发展潜力有限。

随着国家火电机组“上大压小”结构减排政策的实施，目前在运小机组逐渐减少，靠结构减排降低供电煤耗的空间越来越小，因此依靠化石能源节能减排创新技术的开发与应用实现节能减排是必然的选择。虽然目前我国平均供电煤耗已经达到世界先进水平，但不同地区、不同机组煤耗差别仍然较大，因此火电机组仍有相当大的节能减排空间。

1.2 水电节能减排潜力分析

国际上，具备水能资源条件的发达国家，水电平均开发度已在60%以上。截止2003年，美国水电资源已开发约82%，日本84%，加拿大65%，德国73%，巴西、法国、挪威、瑞士均在80%以上，我国水电资源已开发约39%，由此证明水资源丰富的我国水电开发的潜力还很大。我国水力资源理论蕴藏年发电量为6.08万亿千瓦时;技术可开发装机容量5.42亿千瓦，年发电量2.47万亿千瓦时;经济可开发容量4.02亿千瓦，年发电量1.75万亿千瓦时。

我国的水电开发也存在一些问题，主要表现在地域分布极不平衡，西部多东部少，相对集中于西南;开发程度存在较大地区间差异，2010年底我国水电开发程度为45.7%，其中中东部地区开发程度超过80%，而西部地区开发程度仅为23%，特别是西南地区仅为17%;移民与环保问题制约发展。实行大中小水电开发相结合，推进水电流域梯级综合开发;扩大资源配置范围;加快抽水蓄能电站发展，能够进一步挖掘水电节能减排潜力。

1.3 核电节能减排潜力分析

目前我国核电技术的应用较为成熟，发展潜力非常大，重点强调安全发展。存在的问题主要表现在核安全管理的法律法规和政策制度体系有待完善;核电技术还处于引进、消化、吸收过程中，需要加强自主创新;需要大量投资及引进高端技术人才。未来，我国还需要制定明确稳定的核电产业政策，运用政策或法律法规保证长期发展核能战略;同时，应当注重核电市场化运作，建立统一完整的核电发展机制，推动核电产业的安全有序发展。

1.4 风电节能减排潜力分析

根据中国气象局普查成果，全国陆地离地面10米高度的风能资源总储量为43.5亿千瓦，技术可开发量约为3亿千瓦，海上可开发利用的风能约7.5亿千瓦。我国的风力资源极为丰富，绝大多数地区的平均风速都在每秒3米以上，特别是东北、西北、西南高原和沿海岛屿，平均风速更大;有的地方，一年三分之一以上的时间都是大风天。在这些地区，发展风力发电是很有前途的。

现存问题表现在规模化程度不高、国产化水平较低;风电设备质量良莠不齐;在风能资源丰富的“三北”地区，存在电网对风电的输送与市场消纳能力不足问题。通过注重大中小、分散与集中、陆地与海上相结合的方式开发风电;加强风机生产的行业管理，遏制风机设备制造投资过热、重复引进和低水平重复建设现象;同步开展风电苑、消纳市场和送电方案等研究解决风电并网问题等方式，能够进一步提高风电利用效率。

1.5 太阳能发电节能减排潜力分析

我国蕴藏着丰富的太阳能资源，全国三分之二的国土面积年日照小时数在2200小时以上，年太阳福射总量大于每平方米5000兆焦，属于太阳能利用条件较好的地区。西藏、青海、新疆、甘肃、宁夏、内蒙古高原的总福射量和日照时数均较高，属世界太阳能资源丰富地区之一。我国陆地表面每年接受太阳福射能相当于49000亿吨标准煤，约等于上万个三峡工程发电量的总和。太阳能发电潜力大。现存问题表现在太阳能出力不稳定，发电成本高，并网问题较大。可参照风电，开展并网检测、功率预测等相关工作，同时加大太阳能大规模发电技术研发力度，规模效益形成后成本会大幅下降，通过技术手段提高太阳能利用。

从近几年我国发电行业发展情况可以看到，一方面，火电比重仍然非常高，致使二氧化碳排放量仍然很大，在火电锁定效应状态下，在电力与经济增长存在强度内在关联情况下，低碳和节能减排任务十分艰巨。另一方面清洁能源发电及低碳创新技术开发潜力很大，因此，基于低碳经济的发电行业节能减排路径应该围绕以下两个方面来展开：一是从优化电源结构，适当减少火电比重、增加清洁发电比重，二是加大对火力发电低碳和节能减排创新技术的研发和推广。

2 发电侧碳减排途径

至2020年，“我国单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%~50%”和“非化石能源占一次能源消费比重提高到15%”等目标已纳入国民经济和社会发展中长期规划，是我国应对国际碳减排压力所做出的承诺。电力行业二氧化碳排放量约占全国能源消耗二氧化碳排放的40%左右，是节能减排和低碳发展的重点领域。

目前，控制我国火电行业温室气体的排放主要有管理减排、工程减排、结构减排和市场减排四种途径。

2.1 管理减排途径

管理减排，即通过管理提高能源转化效率以降低对能源的需求，从而在生产相同电能的同时减少化石燃料的消耗与二氧化碳排放。这是一种成本低、思路合理、综合效果好的“一举多得”的减排方式。尽管节能与减排在其实现目标上并非完全一致，但由于我国的电源结构以火电为主，通过实施节能发电调度、燃料运输和储存过程管理、电力生产和电力传输过程的优化管理等，同样有利于从整体上减少电力行业的温室气体排放，目前在我国电力工业受到高度的重视与推广。电力生产中节能通常以提高发电效率为目标，主要体现在对现役机组的优化运行和对现役机组以节能为目标的技术改造等。

需要指出的是，随着现役机组技术水平的不断提高，节能减排的潜力空间逐渐缩小，如果电力工业火电装机容量增长很快，虽然节能减排降低了二氧化碳排放强度，但电力工业总的化石能源消耗量与二氧化碳排放总量仍可能快速增长。2016年4月21日，国家发展改革委、能源局连发三份重要文件：淘汰煤电落后产能，促进煤电有序发展，展示了我国优化煤电结构、发展非化石能源的决心。主要内容有：从机组容量、供电煤耗、污染物排放等方面对煤电落后产能设定了淘汰标准，严控煤电总量规模以及各地煤电新增规模，对于经电力电量平衡测算存在电力盈余的省份以及大气污染防治重点区域，原则上不再安排新增煤电规划建设规模。

2.2 工程减排途径

工程减排，即通过二氧化碳的捕获与封存技术(CCS)减少碳排放。CCS是指将二氧化碳从工业或相关能源生产链中分离出来，输送到某个地点封存，并且长期与大气隔绝的一个过程。CCUS技术是CCS技术新的发展趋势，即把生产过程中排放的二氧化碳进行提纯，继而投入到新的生产过程中，可以循环再利用，而不是简单地封存。

CCS技术包括二氧化碳的捕获、运输和封存等环节，其中二氧化碳捕获主要有燃烧前捕获、燃烧后捕获及富氧燃烧捕获3种技术路线。采用二氧化碳捕获与存储技术可以减少电厂二氧化碳排放的80%~95%，理论减排潜力巨大。但由于二氧化碳化学性质稳定、需回收的量很大，且电力生产流程中二氧化碳一般己被N2气稀释，二氧化碳浓度低(一般15%以下)，使待分离气体的流量很大。量大、浓度低、化学性质稳定等特点使二氧化碳捕获往往伴随着巨大能耗，导致能源利用系统效率大幅下降。例如，目前的技术水平下，超(超)临界机组如捕获烟气中90%的二氧化碳，其系统净效率将由41%~45%大幅下降至30%~35%，效率降低在10个百分点以上。近年在CCS技术发展方面我国开展了大量工作，先后与英、美、意等国就CCS的研发进行了广泛合作;在建立CCS示范项目方面，先后投产建成或启动了北京热电厂CCS烟气示范工程、中国华能集团高碑店热电厂CCS示范项目、中国华能集团上海石洞口第二热电厂CCS示范项目等，这些小型示范装置基本验证了二氧化碳捕获流程的可行性，对我国作为火电技术大国拥有完整的二氧化碳捕获设备与技术储备意义重大。但CCS目前的能耗与成本仍较高，尚难以大规模推广应用，因此需要加强对CCS技术的科技投入与深入研究，以期实现未来CCS在技术上更成熟，其减排的能耗和经济代价进一步降低。

2.3 结构减排途经

根据我国现阶段和今后电力工业的发展方向，结构减排有两方面的含义。

一方面，从能源消费结构的角度，结构减排是通过提高可再生能源、核能等清洁能源在电源结构中的比重，逐渐替代火电等高碳电源，优化电力结构，降低碳排放。

另一方面，从中长期我国以煤为主的能源格局很难发生根本改变来看，在低碳经济影响下，低碳发电是电力企业发展的必由之路。相较于水能、风能、太阳能、生物质能、核能等清洁能源，传统的常规燃煤发电机组在电源发展上具有明显的环保劣势，因此，大力发展清洁煤发电技术，改变燃煤发电机组构成，是我国结构减排的又一重要途径。

(1)调整低碳发电结构

清洁能源发电技术主要包括水电、风电、太阳能发电、生物质发电、海洋能发电、地热发电和核电等，是典型的低碳电源。部分清洁能源发电形式，除了在设备、耗材制造中产生CO2外，在发电过程中基本没有直接的CO2排放，可视为CO2近零排放发电方式。清洁能源发电还可减少化石能源的消耗，降低多种污染物的排放。虽然部分清洁能源存在能量密度低、不连续、波动性大、发展初期成本高等问题，但随着制造、材料与智能电网等技术的发展，这些问题都可以逐渐得到解决。经过多年的发展，我国清洁能源发电装机容量不断增长，技术水平有了长足进步，装备制造能力大幅度提高。

简而言之，低碳发电结构就是提高非化石能源发电比重，降低对化石能源的消耗，目前我国发电行业主要通过“上大压小”和清洁能源发电来实现。据测算，可再生能源发电量比重每提高1%，将节约电力行业煤炭消耗1319万吨标准煤，减少二氧化碳排放3654万吨。如建设一个装机容量为100万kW的水电站代替同等规模的燃煤火电厂，这样每年可以节约原煤250万吨，减少二氧化碳排放量约500万吨。据世界能源委员会测算，平均每100万千瓦时的风电电量，能减少约600吨二氧化碳的排放。而且，这些非化石能源发电项目具有较快实现温室气体减排的能力，是很好的CCER项目源，可以通过出售CCER提高企业收益。

我国目前水电继续保持强劲的发展势头，其装机容量与发电量一直是仅次于火电的第二大发电方式。风力发电近年来的发展速度非常快，正朝着大型化、规模化的方向发展：近3年来风电装机容量约100%的速度增长：单机容量方面，目前2~3MW风电机组已经投入商业运行，5~6MW风电机组已完成技术开发，10MW及以上风电机组正在研发中;风电场开发则从陆地走向海洋，有向更大规模发展的趋势。太阳能光伏发电开始从边远地区走向城市，正在向并网发电、分布式发电、与燃煤发电厂集成等方向发展。生物质发电技术发展迅速，发电成本不是很高，但存在资源量限制，且生物质的收集、核心设备制造等方面存在一些障碍。与此同时，我国是世界上少数几个拥有较完整核工业体系的国家之一，经过20多年的发展，核电工业基础己初步形成，我国核电建设进入一个快速发展时期。除此之外，地热、海洋能等可再生能源发电在特定地区有不可替代的作用，相关研究和示范在近年发展较快。

大力促进清洁能源发展，有利于从发电结构上实现CO2的减排。因此，根据技术成熟度、资源量等情况，因地制宜地发展清洁能源发电，是电力工业节能减排的重要途经。

(2)发展清洁煤发电技术

采用先进电力技术提高发电能效，降低二氧化碳排放强度是发展清洁煤发电技术的途经之一，包括热电冷三联供技术、整体煤气化联合循环技术、高效率煤炭发电技术、高效率天然气发电技术、超临界、超超临界大型高效燃煤机组等。低碳电力技术主要通过提高发电能效降低单位发电量煤耗，间接降低发电的碳排放强度。据测算，发电煤耗每降低1克/千瓦时，电力行业将节约煤炭消耗341万吨标准煤，减少二氧化碳排放946万吨。如超(超)临界发电机组的发电效率每提高1%，二氧化碳排放量减少2%~3%。

超临界和超超临界燃煤发电技术发展。该技术是燃煤电厂在高温运作时，采用先进的蒸汽循环以实现更高的热效率和比传统燃煤电厂更少的气体排放。超临界机组和超超临界机组指的是锅炉内工质的压力。锅炉内的工质都是水，水的临界压力是：22.115MP，临界温度是374.15℃;在这个压力和温度时，水和蒸汽的密度是相同的，就叫水的临界点，炉内工质压力低于这个压力就叫亚临界锅炉，大于这个压力就是超临界锅炉，炉内蒸汽温度不低于593℃或蒸汽压力不低于31MPa被称为超超临界。在工程上也常常将25MPa以上的称为超超临界。超临界、超超临界火电机组具有显著的节能和改善环境的效果，提高燃煤发电机组的效率，使燃煤量相对减少，污染物排放量也相对减少;发电效率提高1%，二氧化碳排放量减少2%~3%，超超临界机组与超临界机组相比，热效率要提高1.2%，一年就可节约6000吨优质煤。

采用先进的超临界火电技术对我国现有的火电结构进行改造，势在必行。我国电力工业总体水平与国外先进水平相比有较大差距，能耗高和环境污染严重是目前我国火电中存在的两大突出问题，并成为制约我国电力工业乃至整个国民经济发展的重要因素。因此，在增产煤炭的同时，必须更加重视节约发电用煤工作，提高机组的热效率实现节能降耗及降低污染排放。为迅速扭转我国火电机组煤耗长期居高不下的局面，发展国产大容量的超临界火电机组是十分必要的。近几年来国内三大动力集团在电站设备设计和制造方面的技术、经验、能力和技术装备水平等都有了很大的进步和发展。超临界机组和超超临界机组发展迅速，已经基本完成国产化，具备了批量化建造的能为。

表1 不同燃煤机组二氧化碳排放系数

注：国网能源研究院计算数据

我国自20世纪80年代开始引进和发展超临界机组。我国发展超临界火电机组的起步容量定为600MW。从技术性、经济性以及机组配用材料方面考虑，参数初步定为压力24~26MPa、温度538~566℃、一次中间再热。随着超临界火电机组的成功运行，取得了一些重要的调试和运行经验。

上海石洞口电厂引进的2台600MW超临界机组于1991年和1992年投入运行。福建漳州后石电厂由日本三菱公司和美国燃烧工程公司引进的6×600MW超临界机组从1999年底起陆续投运。营口电厂2×300MW、内蒙伊敏电厂2×500MW、辽宁绥中电厂2×800MW、天津盘山电厂2×500MW超临界机组己陆续投入运行。河南沁北电厂采用日本日立公司技术生产的2×600MW超临界机组于2004年月11月和12月分别投运。上海外高桥电厂从阿尔斯通公司引进的2×900MW超临界机组于2004年投入运行。江苏常熟电厂2×600MW超临界机组己于2005年3月和6月分别投入运行。

超超临界机组重点发展600MW和1000MW的机组己建成的具有代表性的有浙江玉环电厂4×1000MW机组、上海外高桥2×1000MW机组、山东邹县2×1000MW机组、江苏泰州2×1000MW机组、山东莱洲2×1000MW机组等。

整体煤气化联合循环发电(IGCC)技术发展。整体煤气化联合循环发电技术是将煤气化与联合循环发电相结合的一种洁净煤发电技术，被誉为“最清洁的煤电”，有人用“旧能源，新方法”来形容IGCC技术。同样以传统煤炭资源为能源，具有较高的热效率，目前可达43%~45%;对环境污染小：硫能被回收利用;NOx的排放低于25mg/m3，粉尘排放低于10mg/m3;经水汽转换后的CO2达到高浓度，易于实现零排放;IGCC电厂的耗水量也只有常规火力发电厂的一半左右。因此IGCC集高效发电和环保性能于一体，不仅弥补了煤炭利用单项技术难同时满足效率、成本和环境等多方面的不足，而且与削减二氧化碳排放的长远可持续发展目标相同，是最有效的清洁煤利用技术途径，也将成为我国洁净煤利用高新技术发展的主要方向。

IGCC系统主要由煤的气化与净化部分以及燃气一蒸汽联合循环发电部分组成。煤的气化与净化部分包括的主要设备有气化炉、空分炉、煤气净化装置、硫回收装置等;燃气一蒸汽联合循环发电部分包括的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。

我国从1996年开始论证、规划山东烟台IGCC示范电站(2×300~2×400MW)。十多年来，我国积累了较多的科研成果，基本具备了IGCC电站的设计和设备制造经验。我国引进Texac，Shell气化炉近40台，在引进、消化、自主创新方面有较大的突破。西安热工研究院有限公司承担国家“十五863课题”，成功开发出干煤粉加压气化技术，并建成26t/d的两段式干煤粉加压气化中试装置以及IGCC电站仿真机。

我国的蒸汽燃气轮机联合循环发电技术在“技贸结合、打捆引进、联合制造”的基础上，国内制造厂基本具备了除燃用低热值合成气的燃气轮机、核心部件的制造技术以外设备的设计制造能力;国内设计院已基本具备IGCC发电工程的总体设计能力。在此基础上，各大发电集团公司都在积极规划发展IGCC项目。2012年12月2日，中国首座煤气化联合循环电站——华能天津IGCC示范电站投产，标志着我国洁净煤发电技术取得了重大突破。目前中国在华北、华东和华南地区已经拥有12个IGCC发电及多联产项目。IGCC电厂的投资费用比较高，技术尚需完善，拟与当今己经相当成熟和先进的常规燃煤蒸汽电厂相竞争，仍有很长的一段路要走。

超临界、超超临界燃煤发电技术与IGCC发电技术对比分析。超临界、超超临界机组同IGCC在燃煤电力系统应用中都存在各自的优缺点，具体详见下表。

表2 超临界、超超临界燃煤发电技术与IGCC发电技术对比分析

循环流化床锅炉(CFBB)燃烧技术。技术描述：新一代高效、低污染的清洁燃烧技术。通过循环燃烧物料提高热效率，通过维持炉腔的低温燃烧条件方便脱硫。

环保特性：煤种适应性广，燃煤颗粒级配要求低;出力高，启动快，调节迅速且范围宽;热效率高，密封性能好，节能效果显著;脱硫工艺简单，操作方便，氮氧化物排放低;防磨措施形式多样，运行可靠。

我国目前应用状况。目前我国现有不同容量的循环流化床锅炉近3000台，其中，100~150MW等级循环流化床锅炉达到150多台，已投运的300MW循环流化床锅炉机组达到了13台。我国在建与拟建的300MW循环流化床锅炉机组也已超过了50台，超过了世界上中国之外的总和。此外，我国已开始研发600MW超临界循环流化床锅炉技术并计划投产。

增压流化床燃烧联合循环(PFBC-CC)发电技术。PFBC-CC发电技术在利用常规的锅炉机组发电的基础上，进一步利用增压锅炉的高温高压烟气来驱动燃气透平发电，提高发电效率。PFBC-CC发电效率比相同参数的常规粉煤电站的发电效率高2%~4%;由于煤在流化床内的燃烧温度仅为900℃左右，因此增压流化床燃烧过程中NOx和SO2的排放量能得到很好的控制;比较充分地发挥燃气循环部分的优势，使电站的净效率比常规电站提高5%~7%。

我国已建成15MW燃煤增压流化床联合循环(PFBC-CC)工程试验电站，实现了燃气/蒸汽联合循环运行，成功地进行了全系统72小时连续运行和累计1000小时试运行。攻克了(PFBC-CC)15MW规模的燃气/蒸汽联合循环发电功能的中试电站主要关键技术，并且在工程试验规模中得到了实施。目前，我国正在进行第二代PFBC-CC的研发工作。

2.4 市场减排途径

发电行业具备相关减排条件和方法以外，还需要低碳创新机制保证这些因素相互作用和正常运转，促进发电企业之间进行资源优化配置。影响电力工业低碳减排的机制除了法律法规机制和政策层面的机制外，价税机制和市场机制是低碳减排的重要创新机制。低碳创新机制将低碳减排从依靠行政手段为主逐渐转向依靠市场力量，成为发电行业低碳减排的内在驱动力。

(1)价税机制

在市场经济中，价格是最有效的调节机制，合理的电价管理机制，对于改变我国目前电力生产与消费中能耗过高局面，具有举足轻重的作用。低碳财税政策主要是采用价格、财税、配额等手段推动发电行业低碳减排，借助价格的杠杆、调控作用对低碳发电企业给予补贴或优惠，用经济手段激励发电企业的行为。

目前我国己经采取的价税机制主要包括可再生能源电价政策和一些税收优惠政策。

可再生能源电价政策主要包括《可再生能源法》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》，还包括近年来发布的规范风电、生物质发电、太阳能发电上网电价的通知，以及其他一些具体的核定风能、太阳能、生物质能价格的通知文件，对电价附加标准进行调整的三次调价文件(煤电价格联动文件)，以及每年一到两次的电价附加补贴和调配交易方案。

目前主要从增值税、企业所得税等方面鼓励资助、支持发电行业、发电企业积极进行资源综合利用。目前，我国自2001年起对属于生物质能源的垃圾发电实行增值税即征即退政策和对风力发电实行增值税减半征收政策;自2005年起，对县以下小型水力发电单位生产的电力，可按简易办法依照6%征收率计算缴纳增值税;对部分大型水电企业实行增值税退税政策。

另外一种价税调节机制即碳税。征收碳税是当前各国常用的碳减排政策工具，世界上许多国家，如瑞典、荷兰、意大利等多个国家已开始征收碳税，但目前我国只开展了碳排放交易未征收碳税。从政府执行层面分析，碳税是达到碳减排目标所需投入成本最小的政策工具，但相比碳排放权交易政策来说，对能源密集型垄断企业负面影响较大，同时，因经济主体差异，根据总体目标来确定税率也存在困难。因此，征收碳税往往会导致政府的碳减排目标较难实现。

(2)市场机制

用市场机制来解决环境问题，是人类应对气候变化、节能减排的机制创新。发电权交易和碳排放权交易机制是促进低碳减排的两种市场手段。

发电权交易机制。发电权是电厂在合约市场、日前市场等市场中竞争获得的发电许可份额。在我国目前的发电调度模式下，机组的发电权则是机组获得的由政府下达的年度发电计划。发电权交易是各发电厂按照一定的规则对发电权进行交易。发电权交易的基本原则是通过发电厂之间的“自调整”，把不同类型和运行状态的机组优化组合，以效率优先为原则，动态调整发电状态，提高发电厂之间的发电相互补偿效益，实现发电厂合作的“双赢”。

发电权交易实际上就是计划合同电量的有偿出让和买入。交易双方在平等自愿的原则下，在不影响电力消费者利益的前提下，采取双边交易或集中交易的方式完成电量指标的买卖。通过发电权交易，引导鼓励和促使发电成本高的机组将其计划合同电量的部分或全部出售给发电成本低的机组替代其发电，从而优化电源结构，达到节能减排的目的。我国目前展的发电权交易部分是以政府计划方式开展的。

碳交易机制。在《京都议定书》框架下，碳交易应运而生。碳交易即温室气体排放权的交易，是为促进全球温室气体减排，减少二氧化碳排放采用的市场机制。碳交易就是企业(或事业单位)将温室气体排放权或减排量作为资产在市场上进行交易，企业(或事业单位)通过对成本的分析，可以采取自身减排或购买减排量的方式实现碳排放下降的目标，从而达到全社会减排成本最小化的一种减排方式。碳交易可以使二氧化碳的减排具有经济价值，碳排放权的“准金融属性”日益凸显，企业减少的二氧化碳等温室气体的排放指标可以出售获取利润。碳交易的根本目的不在于惩罚排放，而是给减排提供激励机制，建立减少排放的二氧化碳指标交易的平台，激励企业参与减排。

碳交易分为现货交易和期货交易，现货交易又分为被强制纳入碳排放权交易的排放企业的碳排放权(或配额)交易和未被强制纳入碳排放权交易的企业通过开展碳减排项目而产生的CCER交易。当前，我国各经济区域纷纷进行功能转型，但不论是产业结构调整模式还是发展循环经济模式，在加大国家节能减排投入、能源结构调整和技术进步短时间难以奏效的情形下，各经济区域的节能减排离不开碳交易市场机制提供的交易服务和激励。

原标题:【碳交易】发电侧低碳技术及管理手段