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深度解读5大能源行业（煤炭、石油、天然气、电力、新能源）现状与趋势
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一、我国能源行业现状概述
能源是现代化的基础和动力。根据对中国能源行业分析了解来看，中国的能源消费总量连续多年都位居世界首列。但是我国每年一次性能源的消费比重均在90%以上，而风能、太阳能等新能源的利用率仍然很低。当前，能源改革已经成为我国经济转型的关键性影响因素。我国正在努力建立能源多元供应体系，形成煤、油、气、核、新能源、可再生能源多轮驱动的能源供应体系。
二、煤炭行业
煤炭作为我国的主要能源来源之一，一直以来都占据着十分重要的地位，但是随着我国经济步入新常态，经济转型的压力下，对煤炭行业在进行大规模的改革。
从长期来看，中国煤炭的消费将放缓。中国煤炭的消费将放缓、主要原因有：
1、煤炭行业从2003年以来的粗放式发展不可持续：从宏观经济的角度看，投资回报率的不断下滑和杠杆率的不断提升对经济的长期健康发展十分不利;同时，重化工业为主的经济成长模式带来的环境压力与日俱增，这也必然导致政策的调整和经济成长的放缓。
2、中国能源的利用效率在不断提升：中国能源消费弹性系数和度电耗煤的不断下降反映的确是中国能源效率的持续提高和经济发展质量的提升。
中短期内，认为煤炭消费峰值出现在2013年，即使未来经济增长导致的煤炭需求恢复超过此峰值，增量也不会太大。同时，由于中国能源结构缺油少气，缺少从煤炭到新能源的过渡能源，煤炭在一次能源中的比例也不会大幅下滑，将保持主导地位。
消费量的变化将重点取决于以下变量：
1、宏观经济增长的结构调整：中国经济正处于转型时期，经济增长正在从传统经济向第三产业切换，或许第三产业带来的经济增速将会持续，但是存在着明显的时间上的错配，传统经济的放慢发生在即期，而第三产业主导的增长需要更多的时间，在新经济尚无力独自支撑经济增长的情形下，中国经济的稳增长仍然离不开对传统经济的刺激;由此，认为煤炭作为传统经济中主要能源的地位不会轻易被撼动。
2、煤炭采掘和煤炭下游需求的行业的供给侧改革力度：2015年12月，国务院中央经济工作会议首次提出了“三去一降一补”，2016年2月276工作日制度提出，不14年、15年煤价下行时的自然去产能相比，2016年的煤炭产量降幅加大，产量同比下降约9%
3、新能源发电的冲击：新能源发电对煤电的冲击越来越明显，截至“十二五”末，可再生能源装机容量占全球总量的24%，新增装机占全球增量的42%，已成为世界利用新能源、可再生能源第一大国。
4、环保压力：认为在环保的重压下，诸如中小型燃煤锅炉、民用散煤等高污染的行业终将面临被取缔的局面，而不此相对应的煤炭消费也或将被取代。
政策方面两大规划看煤炭未来发展趋势
1、煤炭去产能任务依然艰巨
近日，国家发改委、国家能源局联合印发《煤炭工业发展“十三五”规划》（以下简称《规划》）。《规划》指出，到 2020年，煤炭产量将为39亿吨。煤炭生产开发进一步向大型煤炭基地集中，大型煤炭基地产量占95%以上。
要实现这一目标，《规划》提出，“十三五”期间，每年需要化解、淘汰过剩落后产能8亿吨左右，每年通过减量置换和优化布局增加先进产能5亿吨左右。
从《规划》来看，要打赢煤炭去产能的攻坚战，必须从严格控制新增产能、加快淘汰落后产能、发展先进产能等三个方面着手。
首先，要严格控制新增产能。目前来看，全国煤炭消费总量持续回落的态势并没有发生根本性改变，全国煤炭消费总量在2014年同比下降2.9%，在2015年同比下降3.7%，而在2016年前11个月同比仍下降了1.6%。
对此，《规划》提出，从2016年起，3年内原则上停止审批新建煤矿项目、新增产能的技术改造项目和产能核增项目；确需新建煤矿的，一律实行减量置换。
其次，在加快淘汰落后产能和其他不符合产业政策的产能基础上，综合运用安全、质量、环保、能耗、技术、资源规模等政策措施，更多采用市场化法治化的办法，引导过剩产能有序退出。
对此，《规划》提出，要引导灾害严重、安全无保障、煤质差、能耗不达标、非机械化开采的煤矿有序退出；引导长期亏损、资不抵债、长期停产停建、资源枯竭的煤矿有序退出。对依赖政府补贴和银行续贷生存，难以恢复竞争力的煤矿企业，停止各种不合理补贴，强化安全、质量、环保、能耗、技术等执法，倒逼企业退出。
2、十三五时期煤炭消费比重要降低到58%以下
1月5日，国家能源局正式发布《能源发展“十三五”规划》（以下简称《规划》。《规划》提出，“十三五”时期非化石能源消费比重提高到15%以上，天然气消费比重力争达到10%，煤炭消费比重降低到58%以下。按照规划相关指标推算，非化石能源和天然气消费增量是煤炭增量的3倍多，约占能源消费总量增量的68%以上。可以说，清洁低碳能源将是“十三五”期间能源供应增量的主体。
同时，在布局方面，《规划》提出将主动放缓了煤电建设节奏，严格控制煤电规模。
此外，规划强调，要坚持六个“更加注重”的政策取向，更加注重发展质量，调整存量、做优增量，积极化解过剩产能;更加注重结构调整，推进能源绿色低碳发展;更加注重系统优化，积极构建智慧能源系统;更加注重市场规律，积极变革能源供需模式;更加注重经济效益，增强能源及相关产业竞争力;更加注重机制创新，促进市场公平竞争。
2017年煤炭企业4大关注点
1、煤炭价格
高歌猛进煤炭价格，2017年一季度回落。煤价持续飙涨不利于去产能，不排除2017年继续放松产能释放范围的可能性。
2、运输瓶颈
2017年运输瓶颈有望彻底打破。蒙华铁路和中南部铁路两大主要运煤干线产能增长潜力雄厚。中期来看，煤炭运输并不存在瓶颈限制。
3 煤钢去产能
2017年钢铁进入实质性去产能阶段，打击“地条钢”难以大幅推升煤价。一方面，钢铁行业进入实质去产能，抑制煤炭需求。其次，“地条钢”面临整治+中频炉产能下滑，虽有短期利好，但受制于环保等因素限制，高炉开工率偏弱难以支撑煤价。
4 火力发电
2017火力发电难以大幅上升。水力发电的恢复，火力发电或将有所放缓。新能源等替代能源的出现也会火力发电有压制作用。
发改委稳定煤价措施与中长期合同的签订中期内有望抑制煤价过快上涨。价格响应机制+逐步放开先进产能煤矿工作日限制，中期内仍将推进部分产能释放;部分大型煤炭企业通过签订长期合约的方式，防范煤炭价格过快过猛蹿升。
三、石油行业
1、石油行业概况
1.1、原材料供应持续增长
近年来，我国经济保持持续稳定增长，石油消费量稳步提升，2008-2016年期间，国家石油表观消费量从2008年的3.65亿吨增加至5.78亿吨，累计增长58.34%。中国石油消费量将于2027年增长至峰值6.7亿吨左右，2014年-2027年间年均增长率约为2%，且在2027-2035年石油消费量继续保持在高位。
在石油消费量稳定增长的同时，我国的石油冶炼工业也形成了全面发展的产业格局，充分满足石油消费增长的需求。截至2016年底，我国炼油产能约为7.5亿吨，从经营主体看，我国目前形成了以中石化、中石油为主，中海油、中化集团、中国兵器、地方炼厂、外资及煤基油品企业等多元化的发展格局。其中，中石化、中石油炼油能力分别为2.60亿吨/年、1.89亿吨/年，国内占比分别为34.5%和25.0%。随着原油进口权和原油使用权的放开，地方炼厂显示出较强的冲击力和竞争力，成为国内炼油产业的重要组成部分。截至2016年底，全国地方炼厂（含央企收购或控股的地方炼油企业）的炼油总能力达2.62亿吨/年，占全国炼油总产能的34.8%，山东地方炼油厂占据了重要份额。
燃料油作为炼油工业的副产品，其产出量一般为催化裂化炼油方式炼油量的3-5%。目前全国燃料油产出量在1,000-1,500万吨左右。受石油消费量提升的推动和充分的炼油工业的支持，2027年前我国燃料油的产出量也将保持稳定增长，为燃料油深加工行业提供了较为充足的原材料供应。
1.2、产业分布呈现地域集中趋势
国内炼油产能具有较强的集团分布的同时，也存在较为明显的区域性分布。华北、东北、华南和华东地区为我国炼油能力的集中分布地。2016年华北、东北、华南和华东四大地区的炼油能力分别为2.7亿吨/年、1.24亿吨/年、1.14亿吨/年和1.01亿吨/年，分别占比36%、16%、15%和13%，合计占比81%，呈现出以东部为主，中西部为辅的梯次分布。从炼油省市布局来看，山东、辽宁、广东是我国炼油能力的主要大省，合计炼油能力3.43亿吨，占全国总产能45.5%。
燃料油深加工行业作为炼油行业的最后一道加工程序，其地理分布也与炼油行业分布息息相关，目前行业内的主要企业集中分布在华北、华东、华南区域。
2、行业发展趋势
近年来，国内燃料油深加工技术研究逐步成熟，社会资本逐渐进入，循环经济理念深入人心，政府也加大了扶持力度，燃料油深加工行业在产能产量、产品技术水平和应用范围方面呈现出较好的发展势头。
2.1、行业产能产量提升
我国燃料油深加工行业作为新兴产业，在2000年后才实现了初步的产业化，并开始出现了专业的燃料油深加工生产企业，在山东、浙江、江苏分别出现了少量的不同类型燃料油深加工企业。近年来，随着环保意识的迅速增长，社会资本逐步进入环保化学领域，新建加工设施的投入使用，产能产量预计将会继续提升。
2.2、产品技术水平不断提升
燃料油深加工行业是石油化工行业循环经济的重要组成部分，通过对于炼油形成的品质较低的燃料油的加工再利用，对于缓解空气污染和完善石油化工产业链均有重要意义。燃料油具有广泛的用途，深加工后可分离为重芳烃、轻质燃料油，可用在多个行业。受到技术水平、加工效率的限制，燃料油的加工在国内局限于橡胶助剂、塑料助剂、沥青助剂等产品。近年来，行业内不断提升研发能力，企业、科研机构对于深入开发燃料油做了大量的试验，燃料油的下游产品将从种类多元化、品质高端化两个方面逐步拓展应用范围，一方面，应用领域从基本的橡胶、沥青行业拓展到炭黑、碳素纤维、针状焦行业；另一方面，产品性能逐步提升，从用于道路施工、轮胎等传统领域进入宇航工业等高端制造业领域。
2.3、环保标准提升和循环经济实践推动产业积极发展
考虑到原油资源的稀缺性与不可再生性，国家产业政策要求我国石油化工产业坚持走深度加工路线，国家工信部和发改委制定的石油化工产业政策要求对原油“吃干榨尽”，生产高附加值的轻质油品和石油次生产品将是未来石油工业调控的重点和指导方向，提升石油化工加工企业产品附加值和经济效益将是一种长期的必然趋势。
燃料油系石油炼制过程中的尾油，如果仅仅作为燃料用于燃烧，经济效益较低，且因为燃料油中含有少量固体颗粒，易造成炉嘴结焦等问题。直接燃烧燃料油还会产生巨大的环境问题，燃料油中含有3%左右的催化剂粉末，这些催化粉末的主要成份是不能燃烧的硅酸盐，在燃烧过程中会产生大量的细颗粒物（PM2.5微粒），环境危害较大。按照我国目前每年生产的1,000多万吨燃料油计算，作为燃料使用后，每年排放二氧化碳160多万吨，产生粉尘微粒10多万吨。近年来，我国大部分地区雾霾天气频发，这与大量使用低品质燃料油也有一定联系。随着我国经济的持续高速增长，原油加工量和耗用量逐年提升，燃料油的产量也将持续增加，相应对环境的影响也会持续增加。因此，开发燃料油的综合利用技术，提高燃料油的附加值，推进清洁能源的发展刻不容缓，具有深远的社会和经济意义。
3、行业竞争格局和市场化程度
行业的竞争格局一方面存在与燃料油深加工同行业生产企业的竞争，另一方面，燃料油深加工后的产品又与其他石油化工原材料生产的芳烃类产品存在竞争。
3.1、燃料油深加工同行业竞争
燃料油深加工行业作为石油化工领域的新兴产业，专业化分工较细，入门技术门槛较高，行业内竞争对手相对较少。燃料油行业研究开发历史相较于同类型石化加工行业较短，科研力量相对较为薄弱，行业内掌握成熟加工技术的企业较少，且受到运营成本和生产效率的制约。因此除山东、江苏和浙江有部分燃料油深加工企业，受限于全国石油炼化产业布局，其他地区同类企业较少。
同行业企业的竞争主要是来自于三方面，第一是生产技术工艺的竞争，高水平的生产技术水平有利于提升下游产品的品质和降低生产成本，行业内的企业一般采用溶剂抽提的方式分离燃料油中的重芳烃和轻质燃料油，不同技术水平的加工工艺会对产品产生较大的影响，行业内企业先后发明使用了“连续重芳烃抽提工艺技术”、“间歇式重芳烃抽提工艺技术”和“糠醛溶剂抽提法”等先进技术，在分离装置内实现了多段连续分离；
第二是采购、销售网络的竞争，燃料油深加工行业的上下游产业均与石化产业紧密连接，上游供应商呈现出垄断集中的局面，下游客户类型广泛，层次参差不齐，需求用途方向广泛，作为燃料油深加工行业，既需要掌握出色的沟通技巧，根据供应商的政策方向和市场价格走势，灵活把握采购量和采购次数，也需要具备扎实的实体销售网络和市场口碑，平衡各类客户之间的业务需求，维护长期客户关系。行业内领先企业通过长期深耕市场，逐步建立起了跨区域的销售、采购网络，逐步从区域市场拓展至全国布局；
第三是产业规模化的竞争，随着市场需求的逐步扩大，扩大生产规模成为燃料油深加工领域的共识，一方面随着环保意识的上升和政府环保产业扶持力度的加强，燃料油深加工前景被看好，市场规模迅速扩大，现有产能无法满足市场需求；另一方面，扩大生产规模，有利于降低单位生产成本，提升生产管理效率，增强产品竞争力。
3.2、石油重芳烃产品同煤化工重芳烃产品的竞争
石油系重芳烃产品主要通过燃料油深加工提炼获得的，与煤系重芳烃相比，其竞争优势主要体现在性价比方面。这主要因为煤系重芳烃是从煤化工生产过程中提炼获得的。煤化工行业属于高能耗，高污染的行业，提炼过程能耗高，环保投资大，导致其生产成本远高于石油系重芳烃。此外由于煤系重芳烃有很大的异味，下游行业接受度不高，适用性差。
因此，燃料油深加工行业通过燃料油再利用、变废为宝的循环经济模式，将附加值较低的燃烧使用的燃料油转变为广泛使用的重芳烃和轻质燃料油，相对于其他煤化工生产的同类产品，在同样的品质标准下，燃料油深加工产品具有明显的成本优势和价格优势，在市场上较受欢迎。
3.3、行业市场化程度
我国燃料油深加工行业属于石油化工行业，在符合相关的政策条件，通过环境评估和发改委的备案后，各生产厂商均可进入行业自由竞争。受环境保护标准日益提高的影响，行业内目前主要企业数量较少，地理区域重合度较低，市场竞争程度相对较低。
四、天然气行业
中国天然气行业发展现状
2014到2015年，中国天然气发展面临挑战。2014年以来，国内天然气市场增速出现了明显下降，2014 年降至9.58%，2015年则进一步下降到4.5%，与2002-13年年均16%的增速相去甚远。天然气产业发展增速降低主要是由需求放缓和比价关系恶化造成，其具体原因如下：
1、需求增速放缓。我国经济增速自2014年开始放缓，经济结构面临转型，工业、发电用气增长大幅减速，导致天然气需求增长大幅放缓。
2、价格竞争力下降。作为替代能源，比价关系对天然气发展至关重要。
3、由于我国对于天然气的价格调整周期较长，导致天然气价格与替代能源价格无法及时联动，难以真实反应替代能源的价格波动与天然气本身的市场供需以及价格平衡能力。
市场前景期望
中国正处于经济发展和能源结构转型的关键时期，未来高效、清洁的天然气发展潜力巨大。天然气增速下降的低迷状况只是阶段性的，未来天然气产业仍有广阔的发展空间。
我国天然气市场有巨大发展空间。我国能源结构长期以煤炭为主，天然气消费占比远低于世界平均水平。
2014年比重不到6.3%，2020年有望达到10%，2030年有望达到13%，距离目前全球24%的平均水平仍有差距。作为世界第三大天然气消费国，我国人均天然气消费量仅为123立方米/人，远低于全球平均452立方米/人的水平，更不及OECD国家1265立方米/人。未来10~20年，作为最现实、经济、可大规模推广的清洁能源，天然气市场有巨大的发展空间。
随着“价格、供应和垄断”这三大瓶颈逐步打破，天然气市场将涅槃重生。长期以来，“价格、供应和垄断”是制约我国天然气发展的三大瓶颈。未来
（1）随着天然气价改推进，天然气价格进入下行通道，比价关系将逐步改善；
（2）随着进口气增加，天然气市场从供不应求向供需宽松转换，供应对需求的抑制消失；
（3）随着市场化改革的推进、中上游产业链向民营企业放开，天然气市场供应主体将更加多元化，激发行业发展活力。
环境与能效治理提供天然气发展的历史机遇。空气污染、能源效率等相关问题日渐突出是这种粗放式经济增长模式的必然后果。我国能源利用技术落后造成了能源效率明显偏低，2013年中国单位能耗的GDP产出为5.3美元，仅为法国、日本、德国等发达国家的二分之一左右。另一方面，能源消费绝对量的大幅增加和以煤炭为主的能源消费结构导致我国环境污染日益加重。因此，通过加强对原料、燃料的控制，加快推进以绿色和低碳技术为标志的能源革命是我国改善生态环境的必然选择。
天然气在中国前景光明。展望未来，国际能源署（IEA）对国内天然气的需求增长表示乐观。尽管受制于经济增速放缓，IEA在《2015年天然气中期市场报告》中认为天然气价格下调和环保趋严仍将使中国天然气需求在未来5年维持10%左右的复合年均增速，并预计2020年中国的天然气需求量将达到3150亿立方米。
五、电力行业
随着我国经济发展进入新常态，电力生产消费也呈现新常态特征。电力供应结构持续优化，电力消费增长减速换档、结构不断调整，电力消费增长主要动力呈现由高耗能向新兴产业、服务业和居民生活用电转换，电力供需形势由偏紧转为宽松。
电力消费主要特点有：
一是电力消费结构不断调整，四大高耗能行业比重下降。第三产业和城乡居民生活用电量比重分别比2010年提高2.2和1.0个百分点；第二产业用电量比重分别比上年和2010年降低1.4和2.7个百分点，其中四大高耗能行业（化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼）用电量比重分别降低1.2和2.0个百分点，反映出国家结构调整和转型升级效果显现，且2015年步伐明显加快。
二是第二产业及其工业用电量减少，黑色金属冶炼和建材行业用电量大幅下降是最主要原因。第二产业及其工业、制造业用电同比均下降1.4%，其中四大高耗能行业合计用电同比下降3.4%，各季度增速依次为-1.3%、-1.7%、-3.6%和-6.6%，四季度降幅明显扩大，直接带动当季全社会用电量负增长；受固定资产投资增速回落特别是房地产市场低迷等因素影响，黑色金属冶炼和建材行业用电同比分别下降9.3%和6.7%，增速同比分别回落10.9和12.2个百分点，两行业合计下拉全社会用电量增速1.3个百分点，是全社会用电增速明显回落(若扣除这两个行业，则全社会用电量增长2.2%)、第二产业及其工业用电负增长的主要原因；可见，高耗能行业快速回落导致全社会用电增速明显放缓，其对电力消费增速放缓产生的影响明显超过其对经济和工业增加值波动的影响，这也是全社会用电量增速回落幅度大于经济和工业增加值增速回落幅度的主要原因。“十二五”时期，建材、有色金属冶炼和黑色金属冶炼行业用电年均增速分别比“十一五”回落7.5、10.5和11.5个百分点，回落幅度远大于其他制造业行业，这既是全社会用电增速换挡的最主要原因，也反映出传统工业结构在持续调整。
三是第三产业和城乡居民生活用电增速同比提高，电力消费增长动力正在转换。随着第三产业蓬勃发展、城镇化及居民用电水平提高，第三产业和城乡居民生活用电同比分别增长7.5%和5.0%，增速同比分别提高1.1和2.8个百分点，分别拉动全社会用电量增长0.9和0.6个百分点，“十二五”时期用电年均增速分别高于同期第二产业增速4.8和2.4个百分点，显示出拉动用电增长的主要动力正在从高耗能产业向第三产业和生活用电转换。第三产业中的信息化产业加快发展，带动信息传输计算机服务和软件业用电增长14.8%。
四是东部地区用电增速最高、用电增长稳定作用突出,西部地区增速回落幅度最大。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长0.8%、0.2%、0.8%和-1.7%，增速同比分别回落2.7、1.5、4.0和3.4个百分点。东部地区用电在各地区中增速最高，其用电增长拉动全国用电增长0.4个百分点，是全国用电增长的主要稳定力量。西部地区用电回落幅度最大，四个季度用电增速依次为1.9%、3.3%、0.7%和-2.8%，下半年以来增速逐季回落，第四季度出现负增长、且降幅为各地区中最大；在产业结构调整升级、国内外经济增长缓慢、大宗商品市场持续低迷的环境影响下，高耗能行业用电增速回落，是西部地区用电量增速大幅回落的最主要原因，对全国用电增速回落的影响也很大。
电力供应主要特点有：
一是水电投资连续两年下降，水电发电量较快增长，设备利用小时保持较高水平。“十二五”期间水电新开工规模明显萎缩，随着西南大中型水电项目相继投产，年底全国主要发电企业常规水电在建规模仅有3200万千瓦，全年水电投资同口径同比下降17.0%，已连续两年下降，预计未来几年水电新增规模较小。年底全口径水电装机容量3.2亿千瓦，发电量1.11万亿千瓦时、同比增长5.1%；设备利用小时3621小时，为近二十年来的年度第三高水平（2005年、2014年分别为3664和3669小时）。
二是并网风电、太阳能装机及发电量快速增长。主要受2016年初风电上网电价调整预期影响，2015年基建新增并网风电装机再创新高，年底全国并网风电装机容量1.3亿千瓦，“十二五”时期风电爆发式增长，累计净增容量近1亿千瓦；全年发电量1851亿千瓦时、同比增长15.8%，利用小时1728小时、同比降低172小时。近几年国家密集出台了一系列扶持政策，极大促进了太阳能发电规模化发展，东部地区分布式光伏在加快增长，西北地区光伏大基地呈规模化增加，这是“十二五”期间新能源建设发展的亮点。受当地市场需求疲软、消纳压力较大等因素影响，西北、东北部分风电和太阳能比重较高省份“弃风”、“弃光”问题比较突出。
三是核电投产规模创年度新高，发电量高速增长。全年净增核电机组600万千瓦，年底核电装机容量2608万千瓦、同比增长29.9%。“十二五”时期，核电装机容量净增1526万千瓦、年均增长19.2%。全年核电发电量同比增长27.2%，设备利用小时7350小时、同比降低437小时。
四是火电装机大规模投产，发电量连续两年负增长，利用小时创新低。全年净增火电装机7202万千瓦（其中煤电5186万千瓦），为2009年以来年度投产最多的一年，年底全国全口径火电装机9.9亿千瓦（其中煤电8.8亿千瓦、占火电比重为89.3%），同比增长7.8%。全口径发电量同比下降2.3%，已连续两年负增长。火电发电设备利用小时创1969年以来的年度最低值4329小时，同比降低410小时。火电设备利用小时持续下降，主要是电力消费增速向下换挡、煤电机组投产过多、煤电机组承担高速增长的非化石能源发电深度调峰和备用等功能的原因，此外，火电中的气电装机比重逐年提高，也在一定程度上拉低了火电利用小时。但是从火电占比、机组出力、负荷调节等特性，以及电价经济性等方面综合评价，火电在电力系统中的基础性地位在短时期内难以改变。
六、新能源行业
新能源是相对于传统的化石能源来说的。以化石能源为主的能源消费模式已经难以满足可持续发展的要求，改善能源消费结构、减少化石能源的依赖势在必行。在此背景下，发展环境友好、地狱分布相对均衡且潜力无限的新能源成为各国共识。
新能源主要有以下特征：尚未大规模作为能源开发利用，有的甚至还处于初期研发阶段；资源赋存条件和物化特征与常规能源有明显区别；开发利用技术复杂，成本较高；清洁环保，可实现二氧化碳等污染物零排放或低排放；资源量大、分布广泛且大多具有能量密度低的缺点。
现阶段我国新能源产业发展面临的主要问题
（一）成本相对较高，市场竞争力弱
目前，我国新能源产业发展面临的首要问题仍然是成本较高，除太阳能热水器等少数行业，大多数新能源产业的成本均高于常规能源，导致缺乏市场竞争力。目前，光伏发电成本一般在1元/千瓦时以上，风电发电成本通常也超过0.6元/千瓦时，而火电成本一般仅为0.4-0.5元/千瓦时。光伏发电与风能发电短期内仍难以与火电直接竞争，除成本因素外，潜在用户对其安全性和稳定性也存在疑虑。尤其日本福岛核事故，更是加剧了民众对核电安全的担忧。
（二）产业链畸形发展，体制机制不顺
我国的新能源产业链明显呈畸形状态，根本原因在于体制机制尚未理顺。第一，新能源的项目审批与电网规划脱节，导致新能源发电难以上网，出现了“只装机不发电”的现象。第二，华北、华东、东北、华中、西北及南方六大区域电网之间缺少有效的协调机制，发电与用电在区域间分布不均衡，区域电网分割的非同步体制对新能源电能的跨区域传输造成了一定的阻碍。第三，能源价格机制尚未理顺，例如电力，我国至今没有形成明确的定价规则，“开发主体市场化、上网电价仍计划”的定价机制成为了新能源电力发展的沉重桎梏。
（三）行业无序化竞争，产能严重过剩
在国内疯狂的加大投资、欧美等国实行贸易保护主义的背景下，我国的太阳能、风能等产业已出现了严重的产能过剩。
（四）政府过度参与，市场机制严重扭曲
政府采取适度的措施鼓励、扶持具有战略性意义的新能源产业发展本无可厚非，但如今我国政府已走的过远。为了拉动本地区经济增长、创造就业，很多地方政府不约而同的将新能源产业列为新的增长点，大力鼓励本地新能源投资，企图以此拉动地方经济。
（五）缺乏核心技术，自主创新力不足
核心技术来源于国外导致我国新能源企业缺乏核心竞争力。以尚德电力为例，其主要从事在光伏组件产业链中低端、低利润率的光伏电池制造、光伏组件封装和光伏系统整合环节的生产制造，高端、高利润率的环节则依靠进口。在风电方面，我国企业同样处于类似的处境。如美国GE公司风电设备在12—25 m/s风速区间可以满负荷发电，而国产风电设备满负荷发电风速区间仅为15—19 m/s。新能源产业核心技术的缺乏的根本原因是自身基础研究薄弱，创新性、基础性研究工作还开展的较少。短期内，我国新能源产业还难以进入产业链的高技术、高利润环节。
链接：
《能源产业链投融资总裁高级研修班》
《中国电力改革发展30人论坛成立》
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