而对于传统能源，《方案》明确，我国将继续控制煤炭消费总量，2020年控制在42亿吨左右。推动雾霾严重地区和城市在2017年后继续实现煤炭消费负增长。加快推进居民采暖用煤替代工作，积极推进工业窑炉、采暖锅炉“煤改气”，大力推进天然气、电力替代交通燃油，积极发展天然气发电和分布式能源。在煤基行业和油气开采行业开展碳捕集、利用和封存的规模化产业示范，控制煤化工等行业碳排放。积极开发利用天然气、煤层气、页岩气，加强放空天然气和油田伴生气回收利用，到2020年天然气占能源消费总量比重提高到10%左右。
传统能源加速挤压市场
改革往往都难一帆风顺甚至会伴随巨大的压力，我国能源战略转型亦是如此。孔涛透露，在与其他部门交流时发现，作为包括光伏在内的我国清洁能源发电项目在我国已悄然开始面临来自火电的新一轮市场压力。
“目前，我国光伏产业技术进步显著，市场规模迅速扩大。我国的光伏发电应用已经形成东中西部共同发展，集中、分布式并举，养殖业、生态治理等各种产业融合发展的模式，规模持续扩大。然而，虽然光伏电站在国内的布局速度较快，但问题十分突出，，光伏等新能源发电市场空间受到明显压缩。”孔涛分析，具体来说，上述问题出现的首要原因是经济下行压力背景下，全国用电量持续减少。数据显示，今年9月全社会用电量4965亿千瓦时，环比下降11.8%。全国发电设备累计平均利用为2818小时，同比减少179小时，降幅为6%。
其次，孔涛特别指出今年我国火电新增装机量增速明显提升，挤压了新能源发电的市场。有专家进一步表示，在我国治污减排要求不断提高的背景下，传统的火电行业加速升级污染治理环节的技术，使得自身能够符合中央及各地的污染排放要求，而且火电毕竟是技术等各方面都发展较成熟的领域，提高治污水平后，控制成本、提高效率等方面都能得到有效保障，市场竞争力确实明显增强，对新能源发电产生了一定的威胁。
微电网领衔能源体系革命
为解决上述问题，泰山论坛主席、经济日报原总编辑艾丰提出，我国的能源革命既需要技术革命又需要体系革命，而后者需要从中介体系入手。在他看来，新能源和传统能源衔接的问题主要体现在电网这一环节上，供电峰谷差越来越大，电网背负的包袱也越来越大，而新能源发电厂的使用，则加剧了供需峰谷差，尤其是太阳能发电的利用。艾丰直言，夜间是用电高峰，但是太阳能发电却只能在白天进行光能发电，在时间上无法实现有效衔接，电网压力变大。艾丰，进一步提出，现阶段可能入手改革的就是发展基层级的电网，即微能源网或微电网，“能源改革的抓手是电力，而电力的抓手是电网，电网的抓手是微电网。微电网即微能源网利用消费和生产相结合，解决了电能和其他能互相转化的问题，也解决了新能源的出路问题。”
孔涛透露，去年9月国家能源局发布了指导意见以后，一年来，各地陆续上报的新能源微电网项目约100个左右，逐渐涌现出了一批比较有投资积极性的企业。“目前我们发现，微电网建设存在的问题主要集中在：光伏直供电压机制、微电网运营主体售电权、供热权，供电营业区划定，以及与电网公司相关的合作等方面。”
对于下一步新能源微电网的工作规划，孔涛介绍，首先我国将建设联网型的微电网示范工程，在分布式可再生能源渗透率较高，具备多能互补条件的地区建立联网型微电网示范工程，通过天然气融合、智能控制、信息化综合应用，探索电力能源服务的新型商业运行模式和新业态，逐步提高可再生能源的渗透率；其次是建设一批离网微电网示范，电子技术配合微电网能源管理及储能技术，高度融合发输配用环节，在偏远的地区，小水电供电的地区，无电地区，实现能源的综合互补应用。
值得注意的是，孔涛特别提出，接下来的工作规划中难度最高的就是探索微电网的交易模式，结合电力体制的要求，探索分布式新能源微电网，将微电网打造成具有独立售电权的市场主体，可以给微电网内部所有用户供电，以新能源微电网为载体作为独立售电主体，进行光伏直供或者与附近新能源项目交互。对此类微电网内部、外部的交易，鼓励电网公司给予优惠。”
