煤炭清洁利用不够
煤炭占我国一次能源消费的66%，为减少雾霾成因，应当将分散燃烧的煤炭尽可能改为集中燃烧，提高煤炭发电的比重，特别是应当大力发展大容量、高参数的燃煤火电机组。由于体制原因，这些措施在落实中并不顺利。
发电用煤约占煤炭消费的50%。燃煤电厂的煤耗差别很大，最大的机组每千瓦时煤耗可以低于300克，而小火电机组有的要达到400多克。大机组的污染处理能力优于小机组，甚至可以达到近零排放。如果让大机组多发电，小机组少发电或者不发电，等于减少了污染排放。
但事实上，百万千瓦机组与小火电机组相比发电时间相差不多。这主要是由于各地政府经济运行主管部门要向每一台机组下达发量电计划，平均分配发电时间，电网按计划进行调度。计划内的电量按国家定价上网，计划外的电量要低于国家定价上网。这使得高效节能机组的发电能力得不到充分发挥。
钢铁、水泥、化工用煤约占煤炭消费的30%。大型重化工企业在污染处理能力和效率方面明显优于小企业，但小钢铁、小水泥、小化工在各地屡禁不止。之所以出现这种局面，主要是重化工项目审批权高度集中于有关部门，大型项目往往多年得不到批准。重化工属资本密集型产业，拿不到国家的批件，银行不给贷款，土地部门不给批地，而市场对这些产品需求旺盛，于是达不到环保要求的小企业遍地开花。
可再生能源推广困难
风能、太阳能、水能发电是世界公认的清洁能源，多用这些可再生能源等于少用煤炭。但是近年来，弃风、弃光、弃水现象时有发生，一些地方风能、太阳能发电并网难长期得不到解决。
与之相关的体制问题，一是项目审批制度。风能、太阳能发电项目按装机规模分级审批，5万千瓦以上由国家能源局批，5万千瓦以下由地方政府批。各地为了多上项目，出现了大量4.99万千瓦的小项目。
尽管电源审批权下放了，但电网规划和审批权却没有相应下放。在分散审批的情况下，国家无法统一规划送出工程，大量风电、光伏项目难以并网。
二是电力体制。东部地区电价高于中西部，同样的光伏发电补贴，东部地区要高于西部。因此应当在东部大量推广小规模分布式的太阳能电站，替代燃煤发电，如屋顶光伏发电。
但是，电网企业是购电和售电的主体。分布式电站的电力自发自用、多余上网，这将减少电网企业的收入，电网没有消纳这部分电力的积极性。
三是电力调度方式。二滩弃水曾引发电力体制改革，但这一问题至今仍未完全解决。《可再生能源法》规定，“优先调度和全额保障性收购可再生能源发电”。
实际情况是，各地经济运行主管部门对每一台机组下达发电量计划。水电在计划发电小时数之外的超发电量不但不予奖励，反而要向火电企业支付补偿才能被电网收购，等于用水电补贴火电。水电比火电便宜，既清洁又经济，但由于电网企业是单边购买方，发电方与用电方不能直接交易，宁可弃水也不能把电供给需要的企业。
油气时代姗姗来迟
从能源发展的一般规律看，以煤炭代替柴薪、油气代替煤炭是必然趋势。多用油气少用煤炭等于减少排放，由于油气体制市场化改革滞后，使得我们难以适应能源代际更替的大趋势。
首先，油气区块出让仍采用计划分配方式。国有企业在占有油气区块时没有向国家付出代价。这些企业改制上市后，原本属于全民的油气区块成为股民的资产。大量圈占的区块既不投入，也不开采，影响了国内供给。
其次，油气流通领域处于高度垄断。少数油企同时拥有原油、成品油进出口权，其他企业即使在国外获得便宜的油源也不能进口到国内销售，必须卖给拥有进出口权的国企，再由他们销售。各地的炼化企业只能从有进出口权的国企手里购买原油。
由于地方炼油企业与拥有进出口权国企下属的炼油厂存在竞争，地方炼油企业很难拿到价格合理的原油，不得不进口国外的燃料油、渣油。这类油成本高、油质差、污染处理难度大。
拥有进出口权的国企还垄断了成品油批发和零售渠道。政府有关方面对民营企业兴办加油站设置了较高门槛。天然气上游和流通环节的情况与石油基本相同。不同的是，一个城市一般只有一家燃气公司，进入家庭的天然气必须从这一家公司购买。
去年以来，有关部门积极放开油气进出口权值得肯定，但还远未实现公平准入。在全球油气供大于求和价格走低的形势下，国内油气价格并未出现相应幅度的下降，油气供应仍无法满足国内需求的增长需要。
环境监管成效堪忧
目前，我国环境治理主要运用三种手段，即指标控制、项目审批、价格补贴，与传统计划经济时期的管理方式非常相似。在市场化进程中，政府的这三种经济管理手段都在改革，而环境监管领域的改革相对滞后。
一是指标控制。“十一五”规划中首次制定了3个节能减排约束性指标，“十二五”规划增加到7个。这些年，节能环保部门把大量精力放在这几个指标的分解下达、检查落实上。这里涉及到如何对待政府制定的指标问题。
从上世纪90年代开始，国家就对计划体制进行了大幅度改革。计划指标从原来的约束性指标，总体上转变为预测性、指导性指标。新设的几个节能环保指标则坚持了约束性，完不成就要对地方问责。
每个五年规划中，节能环保约束性指标刚下达时完成起来很难，但经过努力都能完成。这种相关主管部门自己定指标、自己下达、自己统计、自己考核，缺少第三方参与的指标控制方式，是否客观、公正、有效还有待进一步验证。
二是项目审批。环评报告审批、节能评估报告审批是各类建设项目的前置审批事项。对这两个环节有关部门把关很“严”，企业投入与耗时较长。环评和节能评估一旦通过，实际执行情况往往很难掌控，存在着“重前期审批、轻过程监管”的问题。
三是价格补贴。为了将企业经济活动的外部成本内部化，世界各国采取的措施都是“谁污染、谁治理”，或“污染者付费制度”。而我国使用价格补贴作为治理排放的经济手段，凡脱硫、脱硝的发电企业，国家上调上网电价和销售电价，补贴其增加的成本，也就说“企业污染，消费者付费”。很多发电企业不按规定运行脱硫、脱硝设施，电价补贴就会变成利润留在企业。消费者出了钱，实际减排效果却未达预期。
在计划经济时期，国家对能源实行高度集中的计划管理。改革开放以来，能源的市场化改革在一些领域有所突破，但并未全面完成，总体上处在计划与市场并存的双重体制下，这是能源利用粗放、结构调整缓慢的重要原因。体制雾霾不除，大气雾霾难消，能源的市场化改革可以考虑从以下几方面着手。
第一，抓紧提出油气全产业链市场化改革方案。如改革矿产资源管理体制，对尚未开发的石油、天然气区块以及页岩气、页岩油等非常规油气区块进行招标出让，价高者得；再如改革流通体制，在油气批发、零售、进出口环节放开准入，允许各类经营主体进入。
第二，深化电力体制改革。抓紧出台电力体制改革方案，电网退出单边购买方的地位，真正实现发电方与用电方“多买多卖”的直接交易。
第三，统筹推进国企改革与能源行业改革。能源领域中国有经济的比重比较高，有的一个行业就几家国企，比如电网、油气、核电等。建议由国家发改委牵头，财政、能源、国资等相关部门参与，研究提出能源行业改革和能源国有企业改革相结合的综合性方案。
第四，推进项目审批制度改革。建议下放大部分能源和重化工业的审批权限，促进重化工业中规模效益明显的大项目上马。通过竞争，以先进生产能力淘汰落后生产能力。在放开对竞争性业务管制的同时，政府应加强对电网、油气管网的监管，促进他们第三方开放。
第五，改革节能环保监管方式。建议建设项目的环评从前置审批改为同步审批，取消节能评估审批。政府对环境的监管从事前审批转到项目的全过程监管上来。