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当前，我国能源发展国内外环境复杂多变。国际能源生产和消费格局“西斜东倾”，大国博弈日趋激烈，国内经济进入新常态，粗放式增长难以为继，亟需优化能源生产与消费结构，推进能源转型，建立清洁、高效、经济、安全与可持续的现代能源体系。
一、新常态下我国能源发展面临的国内外宏观背景
（一）“西斜东倾”全球能源新格局逐步形成
当前，全球能源新格局呈现“西斜东倾”特点，能源生产中心正从中东转向西半球，能源消费中心正转向中、印等亚洲新兴经济体。一方面，加拿大油砂和美国页岩气大规模开发，北美依赖于生物燃料供应和非常规油气产量的增长也将由传统的能源净进口国逐渐变成“独立国”。在美国“能源独立”的影响下，中东地区能源的战略地位将进一步削弱。另一方面，亚洲新兴经济体快速崛起，全球主要能源需求正在向东转移。《2030年世界能源展望》预测，2010年至2030年，全球能源消费增量中将有96%的消费增长来自非经合组织国家。未来亚洲国家，特别是中国对中东石油的依存度将大幅上升。
（二）国际能源变局中的大国博弈日趋激烈
石油作为集商品属性、金融属性和地缘政治属性为一身的特殊商品，其定价权决定一个国家在国际竞争中的地位和话语权，围绕能源主导权的争夺日益激烈。2014年6月以来，国际油价一路下跌，从105.15美元/桶一度跌破30美元/桶，最大跌幅达72.17%，仅在近期缓慢回升，其背后是日趋激烈的大国博弈。美国作为生产和消费大国，油价大幅下挫给美国页岩气革命蒙上阴影。OPEC产油国为减少页岩气冲击，选择不减产让油价继续暴跌，试图保持市场份额，但代价惨重。以俄罗斯、伊朗、委内瑞拉为代表的产油国严重依赖石油出口，油价暴跌给这些国家财政带来巨大压力。对于中国来说，油价下跌可节省巨额进口费用，为加大石油储备、强化国家能源安全提供契机。但同时，油价大幅下跌也压缩了国内油气行业利润空间，迫切要求推进油气改革，降低生产成本。
（三）绿色低碳能源成为未来不可逆转的趋势
目前，全球已开启绿色能源时代，各国均推进以化石能源为主向以清洁低碳能源为主的可持续能源体系转型。发达国家能源供应中低碳能源的比例不断提高，欧美国家通过采取“目标导向和系统视角”率先提出了面向2050年以可再生能源为主的能源转型发展战略。美国能源部在《可再生能源电力未来研究》中，认为可再生能源可满足2050年美国80%的电力需求。推动以清洁能源为主的能源系统，特别是电力系统的重大变革将成为全球能源发展的大趋势。
（四）能源科技革命孕育新突破
当前，互联网（包括物联网）、大数据、云计算等先进技术，通过重塑能源生产、传输、销售和利用方式，催生能源互联网。通过应用新技术，实现人、物、能源之间的全程互联和广泛互动，将电网中分散、孤立的能源、信息等流动性因素统一管理起来，不断推动电网生产管控由壁垒向协同、由分散向集中、由自发向可控、由孤岛向共享转变，带动业务和管理创新能力的提升。能源互联网使能源与信息融合发展，必将带来技术与产业的变革，产生深远影响。
（五）国内能源需求放缓，供需矛盾趋于宽松
1998年以来，受经济周期变化和能源效率提高的双重影响，我国能源需求表现出先加快、后放缓的阶段性特征。2005年之前，我国能源消费增速一路上扬，2004年达到16.8%的峰值。2005年以后，能源消费增速一直低于GDP增速，“十五”期间为年均8.4%，“十一五”为6.6%，“十二五”的前四年为4.3%。这表明能源供需矛盾趋于宽松，为推进改革提供难得契机。
（六）环境保护压力倒逼我国能源转型
我国向国际社会承诺将在2030年左右达到碳排放峰值并争取尽早达峰，这给国内能源发展带来压力和挑战。一是迫切要求清洁能源加快发展，以实现2030年非化石能源占比20%的承诺。二是能源成本仍需大幅降低。三是碳排放交易体系要加速推进。目前，我国承诺到2017年启动全国碳排放交易体系，这对目前仅在7省市开展试点的碳交易市场而言，压力较大。
在新常态下，我国经济增速放缓，能源发展也呈现新趋势，即能源结构由高碳向低碳转变，能源效率由低效向高效发展，能源输送由单向向网络发展，能源市场结构由垄断走向竞争，能源的资源配置方式由计划为主转向以市场为主。
二、新常态下我国能源发展存在六大瓶颈
（一）能源管理方式单一，市场手段运用不足
我国能源管理方式仍具有计划色彩，市场手段欠缺。能源行业改革进展缓慢，依然注重投资项目审批、制定价格和生产规模控制等方式，能源政策、规划滞后，监管缺位问题突出。政府仍然通过制定发电量计划、油气排产计划等方式控制能源生产量，仍主导煤炭、石油资源的探矿权、采矿权。能源价格主要由政府制定，不能真实反映市场供求关系，缺乏对市场参与主体的激励和约束。
（二）能源市场竞争不足，垄断问题突出
我国能源市场主体不健全，竞争不充分，行业分割和垄断现象突出。我国能源企业多为国企，民营资本进入较少。电网企业高度集中，输配售一体化经营，区域电网公司的主体功能逐步弱化，经营效率不高；油气产业集中度高，基本实施勘探、炼油、输送、进口、销售一体化运营，多元化的主体格局尚未形成，市场缺乏公平竞争的环境。
（三）能源生产和消费以煤炭为主，结构亟待优化
我国能源生产和消费长期以煤炭为主，清洁能源发展缓慢，能源转型压力日益加大。从生产结构看，2014年我国煤炭、石油比重分别为73.2%和8.4%，但天然气、一次电力及其他能源所占比重仅为4.8%和13.7%。从消费结构看，2014年火电装机容量比重为67.3%，天然气消费比重为5.62%，核能、水电及可再生能源比重为10.85%。与国际水平相比，我国煤炭消费比重过高，清洁能源比重明显偏低。 （四）能源成本高，能源转型压力大
我国能源成本明显高于发达国家，能源价格改革推进缓慢。一方面，传统能源成本居高不下。从电价看，美国与中国的批发电价均在0.3—0.5元/kWh。但在零售端，两国电价差异明显。2013—2014年，美国工业电价在6—7美分/kWh，而我国工商业电价在0.6—1元/kWh，比美国高出55%—70%，这与国内税负和附加费用较高，以及存在输配加价和交叉补贴有关。另一方面，清洁能源成本高，经济性不强。天然气方面，受上游气源垄断和电价机制不合理等因素影响，国内天然气成本偏高。美国近期天然气价格约2.75美元/百万英热单位，换算为人民币不到0.6元/立方米。而北京民用天然气、车用气价格分别为2.28元/立方米和5.12元/立方米。我国天然气发电成本约0.7—1元/度，远高于煤炭发电成本。新能源方面，风力及光伏发电设备造价高，发电成本高于传统电源，利用小时数低，且具有间歇性。
（五）高能耗、高污染、低效率问题严重
我国能源利用效率不高，单位GDP能耗显著高于世界平均水平。虽然我国不断加大节能减排力度，单位GDP能耗逐年下降，由2005年的1.406吨标准煤/万元降至2014年的0.67吨标准煤/万元，降幅达52.3%，但与发达国家相比，仍然较高。据统计，2014年我国单位GDP能耗是世界平均水平的1.73倍，是美国的2.17倍、日本的2.89倍、德国的3.55倍、英国的4.49倍、法国的3.42倍、韩国的1.48倍。
（六）核心技术不足，新能源发展受限
我国新能源产业发展迅速，装机容量突飞猛进，但核心、关键技术、关键零部件仍依赖国外。以风电为例，国产风机市场份额已达到85%以上，单机零部件中有90%以上由国内生产，但关键核心部件，如变频箱和控制系统等仍需依赖国外技术。光伏企业大都带料加工合作生产或直接购买国外许可证进行组装生产，自主研发制造能力弱，核心设备缺乏自主掌控。
三、新常态下我国能源发展的战略选择
（一）推动能源体制改革，破除体制瓶颈
推动能源体制革命，还原能源商品属性。建立规则统一、功能互补、多层级的现代能源市场体系，分离自然垄断业务和竞争性业务，逐步放开竞争性领域和环节。完善促进可再生能源在更大范围内消纳的市场机制，加快培育互联网能源、分布式能源和综合能源服务市场。积极推进能源期货市场建设。完善市场价格机制，放开竞争性环节市场价格，强化对具有自然垄断性质的管输等环节价格和配气价格的监管。研究制定“能源法”、“石油天然气法”以及能源公用事业法等，修订完善《电力法》、《煤炭法》，完善配套法规。建立现代能源监管体系，设立独立、统一、专业化的监管机构，健全中央和省两级的、垂直的监管组织体系（包括派出机构）。明确监管责任，加强监管能力建设，创新监管方式，提高监管效能，维护市场秩序。
（二）推进能源供给侧改革，实现科学发展
推进能源供给侧结构性改革，既要“去产能”，又要“调结构”。在“去产能”上，积极化解煤炭过剩产能，严控增量、优化存量，引导落后产能有序退出。严格控制煤电新开工规模。在“调结构”上，统筹清洁电力供给与能源消费、电网建设与新能源发展、新能源与传统电源等关系，切实解决弃水、弃风、弃光问题，发展分布式能源，化解电力消纳与上网瓶颈，有序发展新能源。同时，优化高耗能产业和能源开发布局，提高能源系统的智能化水平和运行效率。
（三）推动能源技术革命，着力提效降耗
通过技术创新提升能源利用效率，降低能源成本。以页岩气、深海油气、天然气水合物、新一代核电等能源领域重大科技专项攻关为抓手，突破一批关键核心技术。破解制约能源创新发展的体制约束，加快能源科技创新体系建设，制定国家能源科技创新及能源装备发展战略。同时，推动能源发展模式和商业模式创新，发展节能环保和能效提升技术，实施合同能源管理、需求侧管理等市场化机制。
（四）加强市场化改革，破除能源垄断
在油气领域，逐步废除原油和成品油进口管制等规定。探索取消油气勘探专营制度，破除上游勘探开采环节行政性垄断，允许国有油气公司向市场转让油气矿藏资源。组建油气资源交易所，实现各类油气资源在平台上公开竞价交易。在天然气管道和电网方面，要将具有自然垄断属性的输送环节分离出来，收取过网费和管输费，放开生产和销售两个竞争性环节，形成中间自然垄断，生产和销售两头充分竞争的市场结构。
（五）深化价格机制改革，理顺供求关系
在区分竞争性和非竞争性业务的基础上，对油气管网、输电网络等自然垄断环节，核定其输配成本，确定企业合理回报率，加强价格和成本监管。对于其他竞争性环节，则应打破垄断格局，通过竞争形成市场化的价格机制。煤炭方面，完善煤电联动机制，推进煤炭资源税从价计征改革，形成覆盖全成本的煤炭价格。石油方面，完善调价周期、调价频率、调价幅度、调价方式等定价机制，时机成熟时可将定价权下放给行业协会或企业，加强监管。天然气方面，以产业链体制改革带动价格改革，目标是完全放开气源价格和终端销售价，加快上游气源多元化改革，落实管网、储气库、LNG接收站等基础设施的公平开放，实现管输成本的独立核算。电力方面，单独核定输配电价，公益性以外的发售电价格由市场形成，妥善处理电价交叉补贴。完善水电、风电、抽水蓄能等价格形成机制，出台电动汽车用电价格政策。同时，实行分类电价、分时电价、阶梯电价等电价制度。
（六）推进资源税改革，实现税价财联动
推进资源税改革，将资源与环境成本计入价格，形成全要素成本价格，理顺化石能源与清洁能源比价关系。推动税、价、财联动。促进能源生产企业提高生产工艺，采用节能技术，挖掘生产潜力。促进能源消费企业节能降耗，使中高收入居民提高节能意识，调整生活习惯。同时，通过财政资金转移支付，适度提高低保标准，减小对低收入阶层的影响。
（七）加快能源结构调整，实现绿色发展
坚持绿色发展，优化和降低化石能源比重，发展非化石能源。一是严格控制新增火电项目，提高煤炭清洁利用水平。按照碳排放峰值要求，倒推清洁能源装机容量，核算所需调峰火电份额，规划新增火电项目。推进化石能源清洁高效利用。二是适度发展水电。综合考虑移民和环保等问题，在严密论证基础上发展水电。三是稳步发展核电。在保障安全运行的前提下，合理安排核电建设项目。四是有序开发风能，统筹风力发电与电网规划，有序开发。五是积极发展生物质能，在不破坏生态环境，不与农争地、不与民争粮的前提下，积极发展。六要大力开发太阳能。及时研究制订支持太阳能开发利用的价格、财政和税收等政策，完善产业发展体系。七是重视开发地热能、海洋能等产业。
一、新常态下我国能源发展面临的国内外宏观背景
（一）“西斜东倾”全球能源新格局逐步形成
当前，全球能源新格局呈现“西斜东倾”特点，能源生产中心正从中东转向西半球，能源消费中心正转向中、印等亚洲新兴经济体。一方面，加拿大油砂和美国页岩气大规模开发，北美依赖于生物燃料供应和非常规油气产量的增长也将由传统的能源净进口国逐渐变成“独立国”。在美国“能源独立”的影响下，中东地区能源的战略地位将进一步削弱。另一方面，亚洲新兴经济体快速崛起，全球主要能源需求正在向东转移。《2030年世界能源展望》预测，2010年至2030年，全球能源消费增量中将有96%的消费增长来自非经合组织国家。未来亚洲国家，特别是中国对中东石油的依存度将大幅上升。
（二）国际能源变局中的大国博弈日趋激烈
石油作为集商品属性、金融属性和地缘政治属性为一身的特殊商品，其定价权决定一个国家在国际竞争中的地位和话语权，围绕能源主导权的争夺日益激烈。2014年6月以来，国际油价一路下跌，从105.15美元/桶一度跌破30美元/桶，最大跌幅达72.17%，仅在近期缓慢回升，其背后是日趋激烈的大国博弈。美国作为生产和消费大国，油价大幅下挫给美国页岩气革命蒙上阴影。OPEC产油国为减少页岩气冲击，选择不减产让油价继续暴跌，试图保持市场份额，但代价惨重。以俄罗斯、伊朗、委内瑞拉为代表的产油国严重依赖石油出口，油价暴跌给这些国家财政带来巨大压力。对于中国来说，油价下跌可节省巨额进口费用，为加大石油储备、强化国家能源安全提供契机。但同时，油价大幅下跌也压缩了国内油气行业利润空间，迫切要求推进油气改革，降低生产成本。
（三）绿色低碳能源成为未来不可逆转的趋势
目前，全球已开启绿色能源时代，各国均推进以化石能源为主向以清洁低碳能源为主的可持续能源体系转型。发达国家能源供应中低碳能源的比例不断提高，欧美国家通过采取“目标导向和系统视角”率先提出了面向2050年以可再生能源为主的能源转型发展战略。美国能源部在《可再生能源电力未来研究》中，认为可再生能源可满足2050年美国80%的电力需求。推动以清洁能源为主的能源系统，特别是电力系统的重大变革将成为全球能源发展的大趋势。
（四）能源科技革命孕育新突破
当前，互联网（包括物联网）、大数据、云计算等先进技术，通过重塑能源生产、传输、销售和利用方式，催生能源互联网。通过应用新技术，实现人、物、能源之间的全程互联和广泛互动，将电网中分散、孤立的能源、信息等流动性因素统一管理起来，不断推动电网生产管控由壁垒向协同、由分散向集中、由自发向可控、由孤岛向共享转变，带动业务和管理创新能力的提升。能源互联网使能源与信息融合发展，必将带来技术与产业的变革，产生深远影响。
（五）国内能源需求放缓，供需矛盾趋于宽松
1998年以来，受经济周期变化和能源效率提高的双重影响，我国能源需求表现出先加快、后放缓的阶段性特征。2005年之前，我国能源消费增速一路上扬，2004年达到16.8%的峰值。2005年以后，能源消费增速一直低于GDP增速，“十五”期间为年均8.4%，“十一五”为6.6%，“十二五”的前四年为4.3%。这表明能源供需矛盾趋于宽松，为推进改革提供难得契机。
（六）环境保护压力倒逼我国能源转型
我国向国际社会承诺将在2030年左右达到碳排放峰值并争取尽早达峰，这给国内能源发展带来压力和挑战。一是迫切要求清洁能源加快发展，以实现2030年非化石能源占比20%的承诺。二是能源成本仍需大幅降低。三是碳排放交易体系要加速推进。目前，我国承诺到2017年启动全国碳排放交易体系，这对目前仅在7省市开展试点的碳交易市场而言，压力较大。
在新常态下，我国经济增速放缓，能源发展也呈现新趋势，即能源结构由高碳向低碳转变，能源效率由低效向高效发展，能源输送由单向向网络发展，能源市场结构由垄断走向竞争，能源的资源配置方式由计划为主转向以市场为主。
二、新常态下我国能源发展存在六大瓶颈
（一）能源管理方式单一，市场手段运用不足
我国能源管理方式仍具有计划色彩，市场手段欠缺。能源行业改革进展缓慢，依然注重投资项目审批、制定价格和生产规模控制等方式，能源政策、规划滞后，监管缺位问题突出。政府仍然通过制定发电量计划、油气排产计划等方式控制能源生产量，仍主导煤炭、石油资源的探矿权、采矿权。能源价格主要由政府制定，不能真实反映市场供求关系，缺乏对市场参与主体的激励和约束。
（二）能源市场竞争不足，垄断问题突出
我国能源市场主体不健全，竞争不充分，行业分割和垄断现象突出。我国能源企业多为国企，民营资本进入较少。电网企业高度集中，输配售一体化经营，区域电网公司的主体功能逐步弱化，经营效率不高；油气产业集中度高，基本实施勘探、炼油、输送、进口、销售一体化运营，多元化的主体格局尚未形成，市场缺乏公平竞争的环境。
（三）能源生产和消费以煤炭为主，结构亟待优化
我国能源生产和消费长期以煤炭为主，清洁能源发展缓慢，能源转型压力日益加大。从生产结构看，2014年我国煤炭、石油比重分别为73.2%和8.4%，但天然气、一次电力及其他能源所占比重仅为4.8%和13.7%。从消费结构看，2014年火电装机容量比重为67.3%，天然气消费比重为5.62%，核能、水电及可再生能源比重为10.85%。与国际水平相比，我国煤炭消费比重过高，清洁能源比重明显偏低。 （四）能源成本高，能源转型压力大
我国能源成本明显高于发达国家，能源价格改革推进缓慢。一方面，传统能源成本居高不下。从电价看，美国与中国的批发电价均在0.3—0.5元/kWh。但在零售端，两国电价差异明显。2013—2014年，美国工业电价在6—7美分/kWh，而我国工商业电价在0.6—1元/kWh，比美国高出55%—70%，这与国内税负和附加费用较高，以及存在输配加价和交叉补贴有关。另一方面，清洁能源成本高，经济性不强。天然气方面，受上游气源垄断和电价机制不合理等因素影响，国内天然气成本偏高。美国近期天然气价格约2.75美元/百万英热单位，换算为人民币不到0.6元/立方米。而北京民用天然气、车用气价格分别为2.28元/立方米和5.12元/立方米。我国天然气发电成本约0.7—1元/度，远高于煤炭发电成本。新能源方面，风力及光伏发电设备造价高，发电成本高于传统电源，利用小时数低，且具有间歇性。
（五）高能耗、高污染、低效率问题严重
我国能源利用效率不高，单位GDP能耗显著高于世界平均水平。虽然我国不断加大节能减排力度，单位GDP能耗逐年下降，由2005年的1.406吨标准煤/万元降至2014年的0.67吨标准煤/万元，降幅达52.3%，但与发达国家相比，仍然较高。据统计，2014年我国单位GDP能耗是世界平均水平的1.73倍，是美国的2.17倍、日本的2.89倍、德国的3.55倍、英国的4.49倍、法国的3.42倍、韩国的1.48倍。
（六）核心技术不足，新能源发展受限
我国新能源产业发展迅速，装机容量突飞猛进，但核心、关键技术、关键零部件仍依赖国外。以风电为例，国产风机市场份额已达到85%以上，单机零部件中有90%以上由国内生产，但关键核心部件，如变频箱和控制系统等仍需依赖国外技术。光伏企业大都带料加工合作生产或直接购买国外许可证进行组装生产，自主研发制造能力弱，核心设备缺乏自主掌控。
三、新常态下我国能源发展的战略选择
（一）推动能源体制改革，破除体制瓶颈
推动能源体制革命，还原能源商品属性。建立规则统一、功能互补、多层级的现代能源市场体系，分离自然垄断业务和竞争性业务，逐步放开竞争性领域和环节。完善促进可再生能源在更大范围内消纳的市场机制，加快培育互联网能源、分布式能源和综合能源服务市场。积极推进能源期货市场建设。完善市场价格机制，放开竞争性环节市场价格，强化对具有自然垄断性质的管输等环节价格和配气价格的监管。研究制定“能源法”、“石油天然气法”以及能源公用事业法等，修订完善《电力法》、《煤炭法》，完善配套法规。建立现代能源监管体系，设立独立、统一、专业化的监管机构，健全中央和省两级的、垂直的监管组织体系（包括派出机构）。明确监管责任，加强监管能力建设，创新监管方式，提高监管效能，维护市场秩序。
（二）推进能源供给侧改革，实现科学发展
推进能源供给侧结构性改革，既要“去产能”，又要“调结构”。在“去产能”上，积极化解煤炭过剩产能，严控增量、优化存量，引导落后产能有序退出。严格控制煤电新开工规模。在“调结构”上，统筹清洁电力供给与能源消费、电网建设与新能源发展、新能源与传统电源等关系，切实解决弃水、弃风、弃光问题，发展分布式能源，化解电力消纳与上网瓶颈，有序发展新能源。同时，优化高耗能产业和能源开发布局，提高能源系统的智能化水平和运行效率。
（三）推动能源技术革命，着力提效降耗
通过技术创新提升能源利用效率，降低能源成本。以页岩气、深海油气、天然气水合物、新一代核电等能源领域重大科技专项攻关为抓手，突破一批关键核心技术。破解制约能源创新发展的体制约束，加快能源科技创新体系建设，制定国家能源科技创新及能源装备发展战略。同时，推动能源发展模式和商业模式创新，发展节能环保和能效提升技术，实施合同能源管理、需求侧管理等市场化机制。
（四）加强市场化改革，破除能源垄断
在油气领域，逐步废除原油和成品油进口管制等规定。探索取消油气勘探专营制度，破除上游勘探开采环节行政性垄断，允许国有油气公司向市场转让油气矿藏资源。组建油气资源交易所，实现各类油气资源在平台上公开竞价交易。在天然气管道和电网方面，要将具有自然垄断属性的输送环节分离出来，收取过网费和管输费，放开生产和销售两个竞争性环节，形成中间自然垄断，生产和销售两头充分竞争的市场结构。
（五）深化价格机制改革，理顺供求关系
在区分竞争性和非竞争性业务的基础上，对油气管网、输电网络等自然垄断环节，核定其输配成本，确定企业合理回报率，加强价格和成本监管。对于其他竞争性环节，则应打破垄断格局，通过竞争形成市场化的价格机制。煤炭方面，完善煤电联动机制，推进煤炭资源税从价计征改革，形成覆盖全成本的煤炭价格。石油方面，完善调价周期、调价频率、调价幅度、调价方式等定价机制，时机成熟时可将定价权下放给行业协会或企业，加强监管。天然气方面，以产业链体制改革带动价格改革，目标是完全放开气源价格和终端销售价，加快上游气源多元化改革，落实管网、储气库、LNG接收站等基础设施的公平开放，实现管输成本的独立核算。电力方面，单独核定输配电价，公益性以外的发售电价格由市场形成，妥善处理电价交叉补贴。完善水电、风电、抽水蓄能等价格形成机制，出台电动汽车用电价格政策。同时，实行分类电价、分时电价、阶梯电价等电价制度。
（六）推进资源税改革，实现税价财联动
推进资源税改革，将资源与环境成本计入价格，形成全要素成本价格，理顺化石能源与清洁能源比价关系。推动税、价、财联动。促进能源生产企业提高生产工艺，采用节能技术，挖掘生产潜力。促进能源消费企业节能降耗，使中高收入居民提高节能意识，调整生活习惯。同时，通过财政资金转移支付，适度提高低保标准，减小对低收入阶层的影响。
（七）加快能源结构调整，实现绿色发展
坚持绿色发展，优化和降低化石能源比重，发展非化石能源。一是严格控制新增火电项目，提高煤炭清洁利用水平。按照碳排放峰值要求，倒推清洁能源装机容量，核算所需调峰火电份额，规划新增火电项目。推进化石能源清洁高效利用。二是适度发展水电。综合考虑移民和环保等问题，在严密论证基础上发展水电。三是稳步发展核电。在保障安全运行的前提下，合理安排核电建设项目。四是有序开发风能，统筹风力发电与电网规划，有序开发。五是积极发展生物质能，在不破坏生态环境，不与农争地、不与民争粮的前提下，积极发展。六要大力开发太阳能。及时研究制订支持太阳能开发利用的价格、财政和税收等政策，完善产业发展体系。七是重视开发地热能、海洋能等产业。