本报告重点针对风电、太阳能发电、生物质发电、分布式能源发电和清洁煤发电等领域，从产业发展的宏观角度，对我国的新能源产业政策、发展现状以及产业发展过程中存在的问题，特别是产能过剩问题，进行了深入分析，并展望了未来发展趋势，给出政策建议。
我国已经制定了2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%，以及单位GDP排放二氧化碳比2005年下降40%-45%的目标，只有加速能源结构调整才能实现该目标，这为我国新能源产业提供了广阔的发展空间。风电作为新能源产业的重要组成部分，对于优化能源结构、实现节能减排意义重大，未来政策扶持力度可能还会有所提高。当前，我国已经初步形成了较为完整的支持风电发展的政策体系。今后，随着风电并网技术的进步以及相关配套政策、标准、体系的完善，风电产业发展将拥有更加广阔的发展空间。
近年来清洁能源机制（CDM）项目迅速开发，目前获得CDM的项目将多获得政策补助5-8分/千瓦时，这有效地提高了风电投资者的盈利空间和积极性，到2012年，如果CDM机制仍能延续生效，在一定程度上也会提高我国风电投资的经济性，将对风电发展起到有效的推动作用。
我国风能资源丰富并且分布集中，根据国家能源局制定的《新兴能源产业发展规划（草案）》，到2020年，我国风电装机规模达到1.5亿千瓦，并初步规划了在甘肃、新疆、蒙东、蒙西、吉林、河北和江苏沿海建设七大千万千瓦级风电基地。
根据国网《风电消纳能力研究方案》，甘肃风电、新疆风电除了在西北主网内消纳外，还需要与火电“打捆”后送到“三华”电网（华北-华中-华东特高压同步电网）；内蒙古风电除了在当地消纳一部分外，还须送到东北电网和“三华”电网消纳；吉林风电主要在东北电网消纳；河北电网主要在华北电网消纳；江苏沿海风电主要在华东电网内消纳。到2020年，在配套电网建成的条件下，七大基地可具备总装机容量1.38亿千瓦的潜力。由上可见，开发大风电，融入大电网，实现风电的规模化开发利用和远距离大容量输送，将是我国风电产业发展的主要方向。
从我国风电规划可以看到，未来陆上风电将成为我国风电发展的绝对主体，但从风能资源禀赋来看，我国海上风能资源同样丰富，年利用小时更高，且基本不存在占地问题。由于海上风电风速较陆上风电更高，风切变更小，有稳定的主导方向，机组运行会更稳定，机组寿命更长。
是我国沿海省份工业发达，电能总消耗量大，我国陆上风能资源主要在西部地区，远离负荷中心，长距离输电受到电网输送能力与建设进度的制约。虽然海上风电总的综合投资比内陆风电的造价要高得多，但由于海上风电靠近负荷中心，而且是清洁绿色能源，因此，开发海上风电仍将是我国风电发展的重要方向之一。
为了加快沿海地区大型风电基地建设，国家能源局统一组织开展了沿海地区大型风电基地建设前期工作，许多沿海省市已经着手制定海上风电规划。表10为截至到2010年8月，已经公布的部分沿海省市海上风电规划数据。
我国分别于2007年和2010年建成了中海油绥中36-1风电场和上海东海大桥海上风电场。其中上海东海大桥海上风电场共有34台单机容量3MW的海上风电机，总装机容量达102MW。按照设计要求，年上网电量接近2.6亿千瓦时。
2010年2月，国家能源局、国家海洋局联合下发了《海上风电开发建设管理暂行办法》，规范海上风电建设。
与此同时，我国还计划在完成上海东海大桥海上风电试点的基础上，编制国家海上风电发展计划，积极推进海上风电建设。
可以预期，随着海上风电机组关键技术的逐步攻克，随着风电机组建设和发电成本的持续下降，随着随着电网输送能力与调节能力的不断提高，沿海大型风电基地的建设将会进入快速发展的轨道。
目前来看，我国风电投资的资金回报率并不高，主要原因是由于我国风电电价相对较低，而风电设备及基本建设的综合成本相对较高。目前从成本构成来看，风机成本可以占到风电项目总成本的56%。因此，降低风电设备价格是提高风电投资效益的重要途径。
2008年初，风电机组的造价成本为每千瓦6200元。进入2009年，风电机组的市场售价迅速走低，2009年底国产风电机组市场价格已下降到每千瓦5000元以下。到了2010年3月，造价成本已经降到了4750元/千瓦。根据最新市场数据，目前整机最低报价已接近4500元/千瓦，造价成本下降非常之快。
风电整机价格下降的原因，一方面是国产化比例的提高和规模化效应带来的成本降低，另一方面则来自于风电风机制造行业的竞争。按照新技术扩散的一般规律，风电规模扩张带来的规模经济性和技术扩散效应的综合作用，风电机组造价成本预计仍将持续下降。
从2003年开始到2008年，我国共进行了5次风电特许权招标，但特许权招标价格偏低，价格不稳定，不能为市场提供清晰的价格信号。2009年7月，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。
此次标杆电价的确立，激励风电企业不断降低投资成本和运营成本，有利于我国风电行业长期发展。固定区域标杆价消除了招标定价的非理性波动，此项政策的出台也被理解为我国风电行业将进入成熟稳定发展的新阶段，陆上风电上网电价从此将趋于稳定。
对于海上风电，目前四个海上风电特许权项目中标电价较低, 和陆上最高风电标杆电价0.61元相近（滨海、射阳、东台、大丰四个项目的中标电价分别为0.7370元/千瓦时、0.7047元/千瓦时、0.6235元/千瓦时、0.6396元/千瓦时），并不能全面反映真实成本, 海上风电建设与维护成本高,导致风电场运营企业项目盈利能力弱,预计后续将通过更多的特许权项目询价，最终会确定出一个理性的海上风电标杆电价。
2010年1月，国家发改委发布《关于取消风电工程项目采购设备国产率要求的通知》，文件取消了“风电设备国产化率要达到70%以上”的规定。这一规定将使国内风机整机生产厂与国际先进技术厂家展开公平竞争，国内风机制造企业必须要进行行业整合，淘汰部分低端产能，然后与国外大型企业进行竞争，最终形成一批具有国际竞争力的大型风电设备制造企业；2010年3月，工信部、国家发改委、国家能源局三部委公布了《风电设备制造行业准入标准(征求意见稿)》，原则上不再核准或备案建设新的整机制造厂，这将进一步加速风电整机制造行业的竞争和整合。可以判断，在政策鼓励下，风电设备制造的优势企业将以市场为基础推进兼并重组，淘汰落后产能，抑制低端产能过剩，进一步做大做强。
随着风电制造技术的日趋成熟和风电整机产业规模的不断扩大，风电整机制造业对零部件的技术要求和市场需求不断提高，加强整机和零部件企业深度协作有助于快速建立完备的产业链供应体系。因而，对风电设备制造产业链进行纵向整合，不断提升风电产业集聚度，将成为风电设备制造企业获得更多利润和稳定零部件供应的有效途径。
我国已经在国际上承诺，到2020年非化石能源消费比重达到15%、单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%-45%，节能减排任务艰巨。太阳能发电作为实现这一目标的重要途径，将成为国家重点支持的新兴战略性产业。根据《新兴能源产业发展规划》（草案），2020年太阳能光伏发电规模将达到2000万千瓦，利用方式将以开阔地大型并网光伏电站和城市建筑并网光伏系统为主。
西北等地将成为太阳能发电的重点区域。根据规划，我国将在西部沙漠、戈壁及无耕种价值的空闲土地，主要是西藏、内蒙古、甘肃、宁夏、青海、新疆、云南等重点地区，建设一批50-100兆瓦的风光互补、水光互补的大型光伏电站。
目前来看，晶体硅电池和非晶硅薄膜电池这两种技术路线应用前景最为广阔。晶体硅电池在未来十年内仍将保持主流地位；但随着非/微晶硅技术的不断成熟和成本持续下降，预计晶体硅电池将逐渐被非/微晶硅为主的薄膜电池取代。
在光热发电技术路线中，槽式为现阶段主流，但塔式、碟式系统效率还有很大提升空间，成本也有下降的趋势，随着产业化的推进，这两种技术有望成为光热发电的主流技术。
伴随着技术进步、光伏电池转换效率提升、使用寿命增加以及规模经济效应，光伏发电系统初始投资逐渐降低。参照中科院电工所的有关数据，光伏发电初始投资将以每年10%的速度下降。如果光伏电池制造技术出现重要突破、材料成本大幅下降，度电成本有可能在2020年间接近常规火电的水平。
与传统能源相比，生物质能发电在利用农林废弃物、保护环境、应对气候变化等方面都具有积极的意义。国家发改委发布的《新兴能源产业发展规划（草稿）》草案，提出到2010年，全国生物质发电装机容量将达到550万千瓦;到2020年，生物质能发电总装机容量达到3000万千瓦。国家相继出台的一系列促进生物质能产业发展的政策措施，营造了良好的宏观政策环境，国有大型企业和跨国公司也参与进来，促进了产业的发展。虽然国家的对生物质能发电的扶持力度不如风力发电和太阳能发电，但该产业仍具有较好的发展前景。
生物质能发电产业在很长一段时期内，将会继续得国家层面的产业政策支持。2010年8月，国家发改委发布《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》，出台了全国统一的农林生物质能发电标杆上网电价标准。《通知》规定，未采用招标确定投资人的新建农林生物质能发电项目，统一执行标杆上网电价每千瓦时0.75元（含税）。通过招标确定投资人的，上网电价按中标确定的价格执行，但不得高于全国农林生物质发电标杆上网电价。
相较之前，全国生物质能发电平均上网电价为0.63元/千瓦时，加上部分地区0.1元/千瓦时的补贴，也只有少数几省的上网电价能达到0.73元/千瓦时以上，大部分生物质能发电电厂都无法实现盈利。这次确定全国0.75元/千瓦时的统一上网电价以后，大部分生物质能电厂都或可实现盈利，这将促进生物质能发电健康发展。
近些年，我国生物质能发电公司通过的技术积累和国际并购，在引进国外先进技术的基础上，加强消化、吸收和再创新，整合现有技术资源，加快人才培养，进一步完善国内自主研发的生物质能发电技术，全面提高技术创新能力。
生物质能发电技术未来还将呈现多元化的趋势，生物质直燃发电、混燃发电、气化发电、垃圾和污水沼气发电等技术都可以占有占一席之地，生物质能发电技术使用将更加符合“因地制宜”原则。随着各种技术的日趋成熟，生物质能发电项目的建设运营成本将会有所下降，企业也可以摆脱长期亏损的局面。
我国是一个发展中国家，人均能源消费与发达国家相比存在较大的差距，按照目前经济发展趋势，能源供应问题仍然是相当严峻的。在我国工业化和城市化发展过程中，如何实现居民小区、工业园区或大学校区的区域性整体能源供应，是目前城市建设规划应当十分关注的问题，在这方面分布式能源系统具有广阔的发展空间。
另外，对于我国西部偏远、落后地区，形成一定规模的、强大的电网系统还需要很长时间和巨额投资，目前尚无法满足西部经济快速发展的需要。分布式能源系统可以借助西部天然气资源丰富、可再生能源多种多样的优势，在较短的时间，以较小的投资为代价，为西部经济发展提供有力的支撑。
由于我国贫困地区大都分布在西部，这些地区远离常规电网，通过延伸电网来解决用电问题既不现实又不经济，而这些地区大都拥有丰富的风能、太阳能等可再生能源。因此，发展基于可再生能源的分布式能源系统，是解决我国边远无电山区、牧区、海岛居民生活和生产用电的有效途径。
其中，离网式微型或小型风电机组具有节能环保、机动性好、安装便捷等优点，但同时也存在不稳定的显著缺点。风-光-储互补供电系统发挥了风能和太阳能的互补性，蓄电池则能够对缺电时起到补偿的作用，这套系统的存在减少了储能装置的容量，能够在一定程度上提高供电的可靠性和稳定性。风-光-储互补供电系统是今后相当时期内，边远地区独立供电的发展方向。
当前，昂贵的投资成本仍是制约离网式风电或风-光-储互补系统推广普及的关键因素。今后，随着分布式能源发电技术的不断完善，其系统成本造价将不断地降低。届时，离网式的风电或风-光-储互补系统将会迎来广阔的发展空间。
光伏建筑一体化是利用太阳能发电组件替代建筑物的某一部分，把建筑、发电和美学融为一体，相互间有机结合，在建筑物的外围护结构表面布设光伏阵列产生电力的一种绿色建筑形式。
光伏建筑一体化可以划分为两种形式：光伏屋顶结构和光伏幕墙结构。对于一个完整的离网式光伏建筑一体化系统，则需要配套蓄电池等储能装置；对于一个并网的光伏建筑一体化系统，一般不需要蓄电池，但需增加与电网的接入装置。
由于技术性和经济型方面还存在一定的障碍，不管是欧美日还是我国，光伏建筑一体化总体还处于示范建设和规划发展阶段。美国政府制定了“百万太阳光发电屋顶计划”，日本通产县也宣布新增的光伏发电装置主要用于屋顶光伏并网等。我国也已经提出，在经济较发达的东部地区和太阳能资源优良的中西部地区，开展太阳能利用示范，在城市中，以政府机关、学校、医院、宾馆等公共建筑为重点，建设屋顶光电系统。
以天然气为燃料的分布式能源系统建设已经开始实质性开发和商业化应用，特别是在城市的区域性燃气冷热电联供系统、楼宇燃气冷热电联供系统正在不断推广。因此，以冷、热、电联合供应为主的天然气分布式能源，将是我国当前分布式能源发展的重点。
我国天然气已探明储量主要集中在10个区域，依次为：渤海湾、四川、松辽、准噶尔、莺歌海-琼东南、柴达木、吐鲁番-哈密、塔里木、东海、鄂尔多斯。
根据BP统计的数据，截至2009年底，我国天然气剩余探明储量为2.46万亿立方米，占世界天然气剩余探明储量的1.3%，我国人均占有天然气剩余探明储量2026立方米，而世界人均占有天然气剩余探明储量约27,940立方米，是我国的14倍，见表2。
上述数据表明，我国的天然气资源非常稀缺，必须加强对已有天然气资源的合理利用，使其发挥最大的效益。
目前，我国天然气资源的供应主要依靠以下三个来源，一是国内自产的天然气资源，二是通过建设液化天然气（LNG）接收站从澳大利亚、尼日利亚等国家进口；三是通过天然气管道从俄罗斯、土库曼斯坦等中亚国家进口的天然气。目前，由于我国在建的几条天然气管线尚未竣工通气，所以当前我国天然气的来源还主要依靠国内开采的天然气资源和通过东南沿海地区LNG接收站进口的天然气。
1998～2008年间，我国天然气产量从233亿立方米增加到761亿立方米，平均年增长速度达到22.7%。如果按照这种增长速度计算，预计到2020年，我国天然气年产量将可能突破1,000亿立方米。另外，我国天然气资源虽然稀少（2.46万亿立方米），但全球天然气资源却相对丰富（185万亿立方米），并且进口渠道很多，因此，随着西气东输工程的开展，以及通过管道和LNG接收站进口的天然气，将为未来我国天然气分布式能源的发展提供可靠的气源保证。
目前，我国的天然气大部分都被用作工业和化工原料，而用于城市居民及商业用户的比例比较小。2007年我国的工业和化工用气就占全国天然气消费总量的63.4%，而民用、商业的天然气消费占24%，发电占10.2%。见图1。
工业和化工用气方面。由于我国陆上天然气资源以陆相沉积构造居多，储量分散，单井产量低，自然稳产期短，造成开采成本和井口价偏高。所以，无论是国产天然气，还是今后从俄罗斯、土库曼斯坦等中亚国家进口的管道天然气，或是从澳大利亚等国家进口的LNG的价格，均高于国外建于井口化工厂的价格。因此，目前我国以天然气作为化工原料的利用方式已经失去竞争力，当前国内天然气消费市场上化工用气比例过高的现状，是不经济、不合理的。
城市供暖方面。天然气作为一种清洁燃料，具有广泛的用途和很多的优点，尤其是用天然气替代煤来减少环境污染。现在集中或是分户的采暖很多都采用天然气，商业也有很多用天然气。但是我国目前对天然气利用的方法相对比较单一，几乎都是燃气锅炉。将高质量的一次能源全部转化为热，这在能源利用上也是不合理的。这种方法不符合能量梯级利用的原则，同时由于供能品种单一，社会服务质量不高。因而，在一定程度上造成了天然气资源的浪费。
因此，需要利用先进的技术，并且引入新的运行机制来解决这些问题。从我国能源战略发展来看，用好天然气，进一步提高能源效率，已成为当前我国面临的一个重大任务。
2007年9月，国家发改委颁布《天然气利用政策》中将国内天然气利用的分为优先类、允许类、限制类和禁止类：其中，明确指出天然气利用的优先类，包括：（1）城镇（尤其是大中城市）居民炊事、生活热水等用气； （2）公共服务设施（机场、政府机关、职工食堂、幼儿园、学校、宾馆、酒店、餐饮业、商场、写字楼等）用气； （3）天然气汽车（尤其是双燃料汽车）；（4）分布式热电联产、冷热电联产用户。在允许类中，我国也支持天然气用于集中采暖（指中心城区的中心地带）、分户式采暖、中央空调，以及在重要用电负荷中心且天然气供应充足的地区建设利用天然气调峰的发电项目等。
由此可见，冷热电联供的燃气分布式能源系统充分提高了能源利用效率和经济效益，同时在能源供给安全性方面也起到不可替代的作用，因此，分布式能源将是未来天然气高效环保利用的发展趋势。
由于冷热电三联供的天然气分布式能源系统有效地实现了能源的梯级利用，其综合利用效率要高于单一的火力发电、区域锅炉房和单一的天然气采暖。
即使与集中式燃煤热电联产机组相比，扣除所有损失之后，天然气分布式能源系统也是能效高、排放低的。
案例：根据中国电机工程协会热电专委会提供的资料，在广州大学城分布式能源系统项目中，共包括三个能源站，其中一号天然气冷热电三联供能源站，设于核心区西面，所发电力及余热所产生的空调冷热量首先满足核心区块和科创研发综合体，另外，余热利用方面还考虑将热量储存到储水罐，作为宿舍生活热水补充。在一号能源站中同时还设置土壤源热泵以及常规水冷机组和燃气锅炉，作为空调供应的补充热源。
目前，广州大学城分布式能源项目一期已经投产，投产运行后与常规分散能源系统相比，每年可节省标煤约7469吨，减排CO2约22000吨，减排SO2约1024吨，减排NOX约479吨,显示出了良好的社会和生态效益。
建设天然气分布式能源系统，总的布局原则应该是在能够提供可靠、稳定的天然气供应，并且经济承受能力较强的城市和地区。其中包括：
根据中国电机工程学会热电专委会提供的资料，天然气分布式能源站的建设规模，在一般情况下应为：
一是需要确定冷热电负荷需求。需要准确掌握功能区域的冷热电负荷需求及其变化规律，避免分布式能源电站的设备配置不当或某些设备能力偏大，不能做到经济运行甚至运行困难，致使经济效益降低、投资回收期增加；避免燃气发电装置的余热不能充分利用，达不到预期节能目标。
二是需要确定分布式能源系统的运行小时数。在进行分布式能源电站的规划、设计时，需要根据电站在供冷季、供热季、过渡季或月或周的运行天数和每天的运行小时数，确定全年的运行小时数及其分布情况，这是关系到能否真正做到节能减排和经济运行的基础数据。
三是需要确定分布式能源系统的运行模式。分布式能源系统如何运行？生产的电力是独立自用，是并网售电，还是只并网但不售电？需要根据我国电力市场开放情况以及价格差异情况做出决定。
四是需要确定天然气的供应能力和供应压力。为确保天然气分布式能源站安全、可靠、稳定的运行，拟建能源站的城市、地区和所在现场应具有可靠的天然气供应管网，因此，需要根据拟建能源站的规模、运行时间和燃气发电装置对天然气压力的要求等，认真核实所在现场的天然气管网的供应能力、供应压力以及供应压力、可能的变化情况等。
五是需要确定当前的能源价格体系对分布式能源系统的经济性影响。我国的电源结构以煤电为主，较长时间内，煤电、气电的价格差异将会长期存在，燃气发电的成本难于与燃煤发电成本竞争，劣势不会改变。并且，不同地区的能源价格体系也不尽相同，以南北方为例，广州的能源价格体系与北京相比就整体偏高，因此气价对分布式能源系统的经济性影响如何，需要根据不同区域的情况做出准确细致的分析。
从我国的能源资源禀赋来看，未来一段时间，我国的电力装机仍将以火电为主。但是，随着能源安全和气候变化压力日益突出，提高非化石能源在一次能源消费结构中的比重、大力发展可再生能源发电已成为共识。目前，国家已经提出“2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%左右”的目标，由此推算，预计到2020年，火电比例可降至60%；到2030年，火电仍将占据主体，比重约为55%；大约到2050年，火电比重才会降至一半以下。
为保护环境、应对气候变化、实现可持续发展，电力工业面临着十分艰巨的结构调整任务。
近年来，我国关停小火电成效显著，“十一五”期间共关停7200万千瓦小火电机组，初步测算，每年可减少二氧化硫排放140万吨，减少二氧化碳排放1.64亿吨。实践证明，“上大压小”的基本路子是对的。
同时也应看到，“十二五”期间，国内可关停的小火电机组容量已经越来越少。据能源局统计，全国现有单机30万千瓦以下的纯凝火电机组约7000万千瓦，其中单机10万千瓦以下的纯凝机组只剩下1466万千瓦。在这当中，相当一部分机组处于电网的末端或者是独立电网，承担当地主要的供电任务或对当地电网安全具有支撑作用，短期内难以关停。10万千瓦以上的机组，很多还未达到服役期限，且涉及人员、债务、资产关系等一系列难题，关停的难度也很大。考虑到我国正处于工业化、城市化快速发展阶段，电力需求增长巨大，为了避免全国电力供需紧张的局面再次发生，要在进一步加快关停小火电的基础上，大力发展大容量、高参数机组，既满足经济发展的电力需求，又可以大幅提高煤炭利用效率，减少煤炭消耗，促进节能减排，这将是现阶段电力工业实现煤炭高效清洁利用的主要布局内容。
在未来较长时期内，煤炭仍是我国电力工业的主要能源。与世界先进水平相比，总体来看，我国的燃煤发电效率和资源综合利用水平依然偏低，并且环境污染问题严重。因此，依靠科技进步，大力发展清洁煤发电技术，促进煤炭向电力的高效清洁转换，既符合我国经济发展的紧迫需求，也完全符合国家提高能源转换效率、加强节能减排的可持续发展战略，这将是下一步实现燃煤发电高效清洁利用的重要发展方向。
一是从参数的角度看，具有更高参数的新一代超超临界机组（34.3MPa/650℃以及40MPa/700℃新钢种系列），机组供电效率将超过50%，将是提高我国火电机组技术水平的下一步发展方向；
二是从联合循环的角度看，主要集中在提高机组循环效率和可靠性，以及与多联产技术进一步融合和控制CO2减排上，“IGCC+多联产+CCS”将是我国新建燃煤发电的一个发展方向；
三是从劣质煤燃烧的角度看，发展燃料适用性广的，建设在坑口附近的CFB燃煤发电机组，进一步提高热电转换效率和降低设备制造及运行成本，并向高参数、大容量方向（60万千瓦）发展是未来的方向；
四是从燃煤发电的污染物控制角度看，将以CCS，脱硫、脱销、除尘为主，通过一体化处理、协同控制和可资源化技术，使得火电领域的环保技术向循环经济模式的方向发展。