伴随经济持续增长，我国对一次性能源需求急剧增加，能源的供需矛盾也越来越突出，且已经成为影响我国经济安全与经济发展的重要因素之一。虽然能源资源总量位于世界前列，但是我国人均能源资源占有量很低，还不到世界平均水平的一半；而且我国能源利用效率低、浪费严重。据估计，我国每增长1万美元GDP的能源消耗是美国的4倍、法国的7倍、日本的14倍。与世界其他国家一次能源构成不同的是，我国以煤为主，占一次能源的比例为70%，由于煤的高效、洁净利用难度大，使用过程中已对人类的生存环境带来严重的污染。这些都在提醒我们，一方面要节约有限的资源；另一方面要积极开发新的能源。2015年，我国由于新能源的利用将减少3000多万tCO2的温室气体及200多万tSO2等污染物的排放，不但有利于节能减排，而且有助于我国的可持续发展。
1.完善核电中长期发展规划
核电是我国新兴能源产业发展的重要支柱，是替代化石能源的主要选择之一。但是目前我国核电发展速度无法满足社会经济快速发展对能源的巨大需求，因而我国核电发展战略也应适时做出调整。
1）国家相关部门曾出台《国家核电中长期发展规划（2005—2020年）》，规划目标是中国到2020年实现核电装机4000万kW，在建1800万kW。但是从我国核电发展速度来看，这一目标显然已经无法满足国民经济发展的需要，更无法实现我国向世界承诺的到2020年单位GDP CO2排放量比2005年下降40%～50%的减排目标。
国家核电中长期发展规划调整的主要内容之一是核电装机目标。对装机发展目标，最初是6000万kW，现在则已扩容到1亿kW。针对我国核电产业发展的现状，到2020年我国核电装机目标在7500～8000万kW。我国虽然提出要大力发展核电，但是也应当保持一定的发展节奏，从我国核电技术装备发展水平和核电人才培养来看，也无法满足1亿kW的核电装机目标要求。同时，核电安全是我国发展核电工业的前提，一旦核电装机目标过高，核电建设节奏过快，在目前我国核电监管力量不足的情况下，核电安全将很难得到完全保证。
2）从核电技术路线选择来看，虽然我国引进的美国西屋公司三代核电技术AP1000已经得到消化，但是我国核电工业发展的最终目标是要回归到国产技术，实现核电技术自主化。目前我国自主核电技术CAP1400到2017年实现发电，为了吻合我国核电技术发展进度，现阶段我国核电工业发展速度也要相应进行控制，核电装机目标不宜过高。
《2010—2015年中国核电行业投资分析及前景预测报告》指出，我国核电工业布局已经呈现出由东向西、由南到比、从沿海到内陆的发展趋势。为了满足内陆地区经济发展对能源的需求，这一发展趋势在即将出台的核电中长期发展规划中也应当有所体现，以加快内陆地区核电建设步伐。
3）我国当前在建核电机组23台，占世界在建57台机组的40%，在“十三五”期间会进入核电建设高峰。同时我国核电建设仍将保持较平稳的节奏，每年建设6～8台机组。如果我国保持每年建设6～8台百万kW级核电机组的速度，到2020年将达到近9000万kW的核电装机。在此期间，如果人才、设备制造等方面的能力获得提升，则可能将进一步提高核电建设的速度。
2.建造7个4万kW级风电基地
“十二五”期间，我国在甘肃、新疆、河北、吉林、内蒙古、江苏六个省区打造7个千万kW级风电基地。甘肃酒泉地区首个千万千瓦级风电基地建设规划已经完成，规划建设9个风电场，2015年装机容量为1270万kW，已进入实施阶段。
1）首个千万kW级风电基地一期工程完成。中国首个千万kW级风电基地——酒泉风电基地一期工程516万kW装机已经全部完工。在风电场建设的带动下，中国风电装备制造业也快速发展。仅酒泉风电设备产业制造园就落户29家企业，其中中国风电设备总装的前三强——华锐、金风、东气，以及叶片制造前三强——中材、中复、中航等全部落户园区。酒泉风电基地一期2010年年底已实现装机516万kW，2015年实现装机1271万kW。在一期建设工程完成的同时，二期工程755万kW风电项目也完成测风、规划选址等前期工作。
2）海上风电项目启动。我国首个100万kW海上风电特许权项目招标于2010年5月启动，共有4个项目，都在江苏。参与投标的公司大多数为央企，包括大唐电力、国电电力、华电国际、华能和中电投旗下各个新能源子公司，以及中海油、中广核、中节能、河北建设和京能公司等。中电投在此次海上风电特许权项目中的东台和大丰两个项目中，投出0.6101元/kWh的最低投标价；在滨海和射阳两个项目中的投标价分别为0.6119元/kWh和0.6559元/kWh。此次海上风电特许权项目招标的最低投标价格，几乎与陆上风电最高上网标杆价0.61元/kWh持平。与陆上风电相比，海上风电虽具有风速高、风资源稳定、发电量大等特点，但因其技术和所处的运行环境远较陆上风电复杂，因此其发电成本应比前者更高。(www.xing528.com)
我国沿海省份工业发达、耗电量大，同时缺少传统资源，电力供应始终难以完全满足。除了太阳能光伏发电，在沿海省市，风能发电是未来发展可替代能源的主要方向。我国陆上风能资源主要集中在西部地区，远离沿海用电负荷中心。即使未来实现内陆风能大省并网发电，长距离输电至东部沿海城市，还会受到智能电网建设进度的制约。相比之下，如果发展靠近用电负荷的海上风电，则没有上述制约。事实上，东部沿海风能发电已有先例：我国第一个海上风电示范项目——上海东海大桥10万kW级海上风电场项目的税后上网电价为0.978元/kWh。该项目总投资约23.65亿元，2010年7月已实现并网发电。
3.最大光伏电站特许项目招标
总建设规模达28万kW的国家第二批光伏电站特许权项目招标在2011年6月公布了中标名单，13个中标企业的价格均在1元/kWh以下。这次招标最终将我国的光伏发电价格带入“1元时代”，并有望促使这个行业加速突破最为敏感的价格瓶颈。
1）国家第二批光伏电站特许权项目2010年6月下旬已启动，共有西部6个省的13个项目，总规模28万kW，特许经营期25年，这是我国迄今最大的光伏电站特许权项目。
此次光伏电站特许权项目招标竞争异常激烈，共有50家企业递交了135份标书，5大发电集团以及中广核、中节能等电力企业唱了主角，还出现同一发电集团所属不同子公司竞争同一个项目的现象，显示这些发电集团对此次光伏特许权招标项目“志在必得”。在此次招标过程中，出现了唯一一家外资企业——比利时EnfinityNV集团，它分别与中广核太阳能开发有限公司、国电科技环保集团及中节能太阳能科技有限公司组成了3个投标联合体，参与了6个总计达120MW的项目投标。2009年，EnfinityNV集团也作为唯一一家外资企业，与中国广东核电集团一起成功中标了中国首个光伏并网发电特许经营权项目——甘肃敦煌10MW示范项目。
2）在此次中标的项目中，中电投新疆能源投资公司以0.7388元/kWh的最低价中标新疆哈密20MW项目，这也成为此次13个项目的最低价。这个价格比2009年国内首个光伏发电特许权项目招标时报出的0.69元/kWh只高出4分钱，但最后，中广核与EnfinityNV集团联合以第二低价1.09元/kWh中标。出现0.7388元/kWh的低价，而且13个项目的价格均在1元/kWh以下，说明市场看好这个行业。
参与投标的企业表示，2010年光伏发电特许权项目数量较多，各个项目的日照、气候等情况有所不同，有些地区条件优良，是难得的资源。更重要的是，目前多晶硅价、硅片价、光伏系统造价等成本与2009年高峰期有明显下降，这都使1元以下的报价成为可能。
3）国际金融危机后，我国光伏制造业日趋成熟，产量增加，成本逐步下降。国内最大的多晶硅制造商江苏中能硅业公司负责人称，2010年多晶硅已降至每千克为35美元，在2011年底已达到30美元以下。而一些企业的生产规模将迈过百万千瓦级，如晶澳太阳能2010年的产量已达到1.35GW。同时，欧洲的光伏企业正在逐步向东南亚和中国转移。
此次中标价均在1元/kWh以下的另一个因素在于，此次光伏发电项目的建设期为两年，因此报价一定程度上反映了今后光伏组件价格下降的预期。
4）除了设备组件价格的下降之外，光伏电站的建设、管理和运营效率也有望提高。光伏电站是一个建设与使用周期长达数十年的产品，对于前端开发、系统优化、融资、建设，以及后期运营和维护等方面都有严格要求。正因为如此，不少企业选择了和在全球拥有大量开发经验的EnfinityNV集团合作，以提高效率，最终达到降低电价的目的。EnfinityNV集团羿飞新能源开发有限公司在2009年与中广核以1.09元/kWh的次低价中标敦煌10MW项目时，也被多数人认为是在赔本，但仅仅一年的时间，这个低价就变成了最高价，说明市场认同这个产业具有巨大的空间。以目前的中标价格来看，这些中标企业要想保质保量地完成建设，是一个很大的挑战，也有一些企业会因顾及如此低的“价格标杆”而推迟进入的时间。但目前光伏产业难以在国内推广最大的原因在于成本偏高。如果这次招标真能促成国内光伏发电成本的下降，那么从长远来说，这对我国的光伏产业而言是一个好消息。
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