王志轩认为：目前，我国仍处于工业化中后期阶段，电力行业在较长时期内还将保持中高速发展。截至2017年底，我国发电装机已达17.8亿千瓦，全国全社会用电量6.3万亿千瓦时，人均用电量4538千瓦时，人均生活用电量625千瓦时，但人均指标不及欧美等工业化发达国家的一半。从全社会低碳发展要求看，提高电能比例是趋势，国家电力发展“十三五”规划预测到2020年电能占终端能源消费比重将达27%。由于我国能源资源禀赋以煤为主，决定了煤电在一段时间内仍将是支撑我国能源电力转型的基础。

王志轩认为：近年来，由于受到燃料成本价格不断攀升及环保改造投入持续加大的影响，煤电企业生产经营压力陡增，节能减排空间趋窄。

认为：首先，经过多轮节能减排技术改造，现役煤电机组的节能减排技术处于世界先进水平，节能降耗潜力已被充分挖掘，继续提高减排效率的空间有限，再改造经济投入巨大；其次，随着风电、太阳能等可再生能源发电比重的快速提高，越来越多的煤电机组参与调峰，年利用小时、负荷率持续走低，影响机组运行经济性，特别是大容量、高参数机组参与调峰，不能在最佳工况下运行，低能耗优势无法有效发挥；第三，通过煤电结构调整节能的潜力逐步下降，以新增机组的方法优化煤电机组结构降低供电煤耗的空间越来越小，加之煤电环保设施的持续改造，总体上增加了烟气系统的阻力，从而增加了能耗。

　　王志轩认为：目前常规污染物的控制对燃煤电厂来说基本告一段落，所以今后企业发展的思路要向低碳方面转移，决策层要更加注重碳管理，提高对碳交易的认知，同时要向降碳技术方面发展。

　　王志轩认为：目前我们对于控碳或是控煤的认识上还存在很多误区。要构建碳市场的顶层设计，首先要认识到，在目前控煤不是突破碳约束的关键，是否实现低碳才是推进电力绿色发展的成败要因。

王志轩认为：长久以来，关于“去碳化”与“去煤化”的争论不绝于耳，而对于以煤为主的我国能源结构和资源禀赋而言，单纯控制煤炭的使用量来达到减碳目标并非最佳选择。目前我国通过技术手段、结构调整、以及市场和行政手段，在提升非化石能源占比，控制碳排放总量、碳排放强度方面取得积极成效。

王志轩认为：现有法规政策如能源资源、节能降耗、污染物减排等法规政策对电力企业低碳、环保、节能等要求存在交叉、矛盾、不合理等问题。由于节能、减碳、减常规污染物之间既互相促进，也有互相矛盾的情况，法规政策间协调不够，将直接触及各种目标之间不协调的矛盾点，导致电源与电网不协调、可再能源发电无序发展、煤电发展定位摇摆等问题，影响到节能、环保、减碳之间的协调和衔接。比如过度环保要求会增加能耗；过度节能会增加水资源等消耗，节能并不一定减碳等，还影响到强制性的限额要求与排污权交易等市场机制在应用上的矛盾；节能、环保调度与经济性的矛盾，减少弃风弃水与煤电利用小时数下降造成能耗升高的矛盾等。要化繁为简，科学配置各种政策机制。

王志轩认为：在推进碳市场建设中，通过4年的建设经验来看，单纯地依靠气候变化主管部门来推进碳市场建设颇有力不从心之感，还需要多部门合作，联合推进。认为：目前碳市场参与主体和碳交易的范围主要限定在电力行业中的火电企业，火电企业通过多年节能减排提高发电效率，减碳空间已经非常有限，且目前无法与其他发电类型开展交换和交易，若要更大地发挥碳市场的作用，应进一步扩大市场规模。并且，目前现行的碳交易管理设计上以属地管理和企业间的交易为主，行业和集团的作用发挥不足，限制了集团公司内部的配额调配权力，不利于行业和集团范围内的整体资源配置。

王志轩希望：电力市场和碳市场不要相互影响。如果在电力市场里叠加低碳优先调度、补贴等政策，会造成重复，扰乱两个市场秩序。建议：市场的约束越少越好，电力市场以安全为基本约束，碳市场体现碳价值，各司其职，才能形成公平、透明的市场运行条件。否则就会重新走上计划经济的老路。

文字主要来源:中国电力企业管理