能源是建设社会主义现代化强国的物质基础。“新时代”必然扩大能源需求，而面对世界能源供需格局新变化，能源清洁低碳大势，又必然扩大对清洁能源需求；考虑到我国煤炭消费占一次能源消费总量比重过大，石油对外依存度过高，天然气短期难以有效支撑经济发展，以及可再生能源发展缓慢的现实，必须全面推动我国能源转型，推进多元化的能源供给侧改革，“兴气、稳油、减煤、发展核能和可再生能源”，以清洁能源的不断增长助力我国建设社会主义现代化强国。
控制煤炭消费总量
不可否认，煤炭在一次能源消费中的比重将逐步降低，主要原因在于可再生能源和天然气将替代其部分市场，但在相当长时期内，其主体能源地位不会变化。如2017年全国规模以上原煤产量34.45亿吨，同比仍然增长3.2%。
在强调煤炭地位的同时，也要认清煤炭发展中的突出问题。一是结构性矛盾突出。煤炭生产效率低，人均工效与先进产煤国家差距大。煤矿发展水平不均衡，先进高效的大型现代化煤矿和技术装备落后、安全无保障、管理水平差的落后煤矿并存，年产30万吨及以下小煤矿仍有6500多处。二是清洁发展水平亟待提高。煤炭利用方式粗放，大量煤炭分散燃烧，污染物排放严重，大气污染问题突出，应对气候变化压力大。三是产能过剩。主要是违规的产能过多，即不遵守生产的规定，不断增加产能，没有得到相关的批准就进行生产等等。
针对以上问题，建议推动我国煤炭清洁高效开发利用，并采取如下措施：一是加强商品煤质量管理，推进重点耗煤行业节能减排，推进煤炭深加工产业示范，加强散煤综合治理，推动煤炭消费革命。二是促进煤炭绿色生产，严控煤炭新增产能。同时完善煤矿正常退出机制，实现高质量协调发展。三是支持煤炭企业合并重组提高产业集中度。国家和政府应该积极支持各个企业进行合并重组，鼓励煤炭、电能等统一发展，推动煤炭向规模和集约化的方向发展，使煤炭行业的生产以及管理能力得到不断提高，建立优质的大型煤炭企业集团，使煤炭产业尽早顺利地步入国际市场。四是促进煤炭上下游、相关产业融合，加快煤炭企业、富煤地区、资源枯竭型城市转产转型发展。
调整石油进口布局
近几年我国原油产量持续下降，2017 年中国原油产量估计1.92 亿吨，同比下降3.1%；进口继续增长，2017 年全年净进口量为4.2 亿吨，同比增长10.7%，原油对外依存度达到68.6%，较上年提高2.9个百分点。与此同时，我国原油进口主要集中在中东等地缘政治不稳定地区、海上运输过于依赖马六甲海峡，陆上跨国管道突发事件等风险依然存在，石油储备规模及应急响应水平、国际石油合作质量还不能完全适应国际油价波动幅度加大、频率加快的市场格局，石油供应安全面临挑战。
要保障我国石油供应安全，必须充分利用国内外两种资源，提升石油的可持续获取量。
必须加大国内石油勘探开发力度，合理地开采国内石油，实行经济合理可持续的石油开采战略。首先，对于东部老油田，要科学处理其稳产问题，而不是破坏性地开采，同时加大中西部油田的勘探开发力度，做好接替工作；其次，应加强海洋领土保护与资源开发力度，加大海洋石油的产出量；最后，石油开采应做到经济合理化，对于那些勘探开采成本较高的石油资源，在国际油价处于低位时期应有节制地或者不予开采，降低勘探开采成本。同时，适度发展煤制油、生物质油，扩大国内石油供应多元化。
必须调整石油进口布局，分散石油进口风险。今后选择石油进口地区时，应充分考虑进口来源国的风险指数，重视同新生石油出口国的战略合作，并通过市场和外交手段规避进口风险。首先，应积极开拓俄罗斯、哈萨克斯坦的管道原油运输，从我国临近的远东和中亚获得更多的原油；其次，应在保证中东原油供应稳定的前提下，适当分散沙特阿拉伯的原油进口，增加从阿联酋、卡塔尔等国的进口数量；最后，应重点发展潜在的供应伙伴，增加从加拿大、墨西哥等美洲国家的原油进口，降低我国的进口风险，同时对非洲原油的进口应该采取更加分散化的策略，减少对个别国家的原油依赖，从而调整我国石油进口布局，分散进口风险。
大力开发国内天然气资源，扩大进口渠道
我国天然气天然气资源丰富。天然气是实现我国能源清洁发展的现实选择，国家已经将天然气确立为“主体能源”，并出台多项政策支持天然气发展。
2017年我国天然气消费量估计达2350亿立方米。但是，我国天然气进口量近几年不断扩大，估计2017年达920亿立方米，对外依存度升至40%。预计2020年，我国天然气消费达3300亿立方米，2030年突破5500亿立方米，对外依存度可能超过50%的警戒线。因此，必须重视国内资源开发，扩大进口渠道，分散风险。
加强国内天然气勘探开发主要有以下两个方面：一是加快常规天然气增产步伐。以四川、鄂尔多斯、塔里木盆地为勘探重点，强化已开发气田稳产，做好已探明未开发储量、新增探明储量开发评价和目标区优选建产工作。加强东部深层勘探开发，保持稳产力争增产。加快鄂尔多斯、四川两大盆地致密气上产步伐，力争形成百亿方级天然气生产基地。二是非常规天然气勘探必须突破。在页岩气方面，以南方海相为勘探重点，推广应用水平井、“工厂化”作业模式，全面突破海相页岩气效益开发技术，实现产量大幅增长；探索海陆过渡相和陆相页岩气勘探开发潜力，寻找新的核心区，为进一步上产奠定基础。在煤层气方面，重点开展沁水、鄂尔多斯盆地煤层气勘查工作，努力在新疆等西北地区低阶煤煤层气获得新的突破，探索滇东黔西含气盆地群高应力区煤层气资源勘查，为全国范围煤层气大规模开发提供坚实的资源基础。
扩大天然气进口首先要注重管道气，西北战略通道重点建设西气东输三线（中段）、四线、五线，做好中亚D线建设工作，稳妥推进中俄西线天然气引进工作。东北战略通道重点建设中俄东线天然气管道。西南战略通道重点建设中缅天然气管道向云南、贵州、广西、四川等地供气支线。我国LNG进口来源地已经达到18个，未来还要重视从美国、东非国家的进口。
优化水利发电
水电是当前及今后一段时期内我国可再生能源的主力。截至2016 年底，我国常规水电装机容量超过3亿千瓦，发电量1.18 万亿千瓦时，占可再生能源发电量的76%。我国水电发展也面临严峻的形势和问题。一是开发成本越来越高。水电面临的建设环境更加复杂，工程成本和社会成本大幅增加。二是电力行业产能过剩、竞争加剧。在当前及今后一段时期内，电力供应比较宽松，发电企业面临着严酷的竞争和价格战。我国水电主要分布在西南地区，本地消纳空间有限，主要靠外送中东部消纳；而长距离外送，输配电价在电价中的占比高，降低了水电落地竞争优势。企业为保生存，大打价格战，低价竞争、恶性竞争频现，甚至一些企业结成卡特尔联盟，抵御外来电或压制其他企业，采取各种手段谋生存。三是公众认可和舆论支持度不高。水电是个传统行业，虽发展多年，至今仍存在开发争议，或者说对水电的非议一直不断。对水电开发争议的焦点主要是对水生生态的影响、对局部气候的影响等。
针对上述情况，特提出如下建议：一是从国家政策层面对水电开发予以支持。将水电纳入可再生能源配额制，和风、光电实行同样的全额保障性收购政策，促进水电消纳。二是努力降低成本。首先在投资决策和设计阶段，做好成本控制。投资决策是控制成本的第一步，对于经济技术指标极差的电站，应放弃开发。除非国家有明确的支持政策，可保证项目经济性。三是实施绿色水电认证。参照瑞士的绿色水电认证和美国实施的低影响水电认证，对水电站的运行管理和设施设计是否保障了受影响河流生态系统完整性的基本特征进行论证。通过认证的水电站获得电价奖励，奖励资金只用于河流生态修复。
全面协调推进风电开发
我国风能资源丰富，预计到“十三五”末，风力发电装机总容量将达3亿千瓦。
但仍应看到，我国风电发展还存在以下问题：一是大型风电机组来源依靠国外企业的情况，不利于我国风电企业掌握核心技术，也不利于风电事业的长期发展；二是在面临当前并网技术限制与市场对风电消纳能力的双重限制下，已经出现当地风力发电超出电网消纳能力的情况；三是风电成本较高。主要是风电场运行中出现的故障较多，增加了机组和其他设备的维护成本，也提高了风电场运行的成本，影响了风力发电的效益。
针对上述问题，需要实施和完善如下对策：一是完善政策与法律体系，为风电发展营造良好的经济环境、社会环境、舆论环境与竞争环境；二是加强风电发展规划管理。把风电规划纳入电力发展总体规划，统一规划调控作用，保证电源和电网的统一规划，坚定地以市场需求为导向，在规划的编制内进行革新；三是提高科技研发力度。要从政策与资金上鼓励风电科研单位，积极革新电网科技。要抓住风电机组制造、风况预测、并网等核心技术，严格标准化技术检测程序，增强科研单位与风电企业的自主研发能力，尽早掌握核心技术，推进风电的快速发展。
持续推进太阳能热发电
国家持续对太阳能发电寄予厚望，《可再生能源“十三五”规划》和《电力发展“十三五”规划》均要求积极支持太阳能热发电，并提出2020年太阳能热发电装机规模达到500万千瓦，年产能量为200亿千瓦时。目前太阳能热发电的最大障碍就是发电成本高，塔式(SCR)建设成本达2万~3.5万元/千瓦时；其次是光学技术、蓄热技术还不成熟、不完善，尚未形成完整的技术和装备制造体系。
展望未来，研究应该集中在低成本、大容量、连续发电方面，这是聚光型太阳能热发电在未来的研究和发展方向。今后要在提高聚光比、提高运行温度和热电转换效率方面攻克难关，实现突破；要在高反射率反射镜、高精度跟踪控制系统、高传热、太阳能热电转换等核心技术和关键设备上加大研发力度；建设大型聚光热发电项目示范工程，带动产业发展；提高设备的国产化率，降低发电成本；蓄热技术的研究和攻关将是光热发电产业化运行的重点研究范畴。
加快生物质能多元化发展
我国生物质能也走了一些弯路。一是发展燃料乙醇起步早，可惜不久被搁置；二是大力发展农村户用沼气虽有积极意义，但非商品性生物质能源产业的主体，错失发展生物天然气的时机；三是—方面政府急迫要求压煤克霾，另一方面是每年亿吨秸秆被露地焚烧达20年之久，而在欧洲已十分成熟、在我国也有相当基础的成型燃料供热至今未能发展起来；四是当前竟舍弃性能优异的生物天然气而支持发展性能较差的“煤制气”。
十几年发展的经验教训表明，生物质能产品切忌单一化，因为产品单一化非常不利于企业的生存能力和竞争力的提高，特别是在当前严峻外部条件下，产品的多元化对我国生物质能产业脱困具有重要意义。为此建议，一是积极发展生物质能供热。结合用热需求对已投运生物质纯发电项目进行供热改造，提高生物质能利用效率，积极推进生物质热电联产为县城及工业园区供热。二是稳步发展生物质发电。在做好选址和落实环保措施的前提下，结合新型城镇化建设进程，重点在具备资源条件的地级市及部分县城，稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电。三是推进生物液体燃料产业化发展。稳步扩大燃料乙醇生产和消费。立足国内自有技术力量，积极引进、消化、吸收国外先进经验，大力发展纤维乙醇。结合陈次和重金属污染粮消纳，控制总量发展粮食燃料乙醇。根据资源条件，适度发展木薯、甜高粱等燃料乙醇项目。对生物柴油项目进行升级改造，提升产品质量，满足交通燃料品质需要。加快木质生物质、微藻等非粮原料多联产生物液体燃料技术创新。推进生物质转化合成高品位燃油和生物航空燃料产业化示范应用。
持续推进核能发展
截至2016年底，在建核电机组21台，装机容量2344万千瓦，运行核电装机3364万千瓦。“十三五”规划提出“到2020年运行核电装机能力达到5800万千瓦，在建核电装机达到3000万千瓦以上”，给核电设立了一个高发展目标。届时，我国将成为仅次于美国的世界核电第二大国，实现二代技术向三代技术的转型升级，为建设世界核电强国打下坚实的基础。
诚然，我国核电发展仍然面临一定的风险和问题。一是环境安全风险。二是核电资金问题。以我国目前核电站的运作模式，与核电产业相关的几个大集团公司是资金的主要来源，渠道单一，资金流通缓慢。企业投资资本光靠一些社会闲散的资金是远远不够的，一方面影响工程进度，另一方面也限制了核电事业的进一步发展。三是核电发展中长期规划面临调整的压力。近年来受政策影响，国内地方政府和相关企业发展核电意愿强烈，受福岛核事故、首堆工程拖期等影响，核电中长期发展规划提出的2015年核电装机容量达到4000万千瓦的目标没有如期实现。“十三五”计划提出了核电运行装机容量达到5800万千瓦、在建达到3000万千瓦以上的规划目标。按照“十三五”规划核电规模快速扩张可能会给经济和安全问题带来较大的威胁，同时燃料供应不足、人才没有保障、核安全监管不到位等方面的矛盾也会威胁到核电的运行安全和建造质量。
当前我国强调发展低碳资源，大力发展核能是我国节能减排、调整能源结构的必然选择，核电发展前景广阔。但需要注重以下三个问题：一是核安全监管。应积极推动制定规范的《原子能法》，同时配合其他行政主管部门的监管，积极引入国际监督方式，进一步完善我国核能安全利用法律体系。加强对应急管理、行业准入、运行等全流程安全监管机制的建设，借鉴国际经验，加强监管机构和队伍建设，推进信息公开和公众监督工作，加强对核安全等违法行为的惩罚力度。二是建立多元化的核电投资体系。对核电市场逐渐放宽各种限制，进行适度的开放。建立以核电产业为主的投资基金，从而改善核电产业的资本结构，可以从国家预算内的基本建设资金中划拨出一部分作为核电建设的基金，从而对核电产业融资结构进行改善。与此同时还应该进一步拓宽核电建设资金来源渠道，例如可以实行分享用电权等办法来拓宽。三是把握好节奏，避免大起大落。随着“十三五”规划的提出，近期内过多过快上核电项目，人才、资金、核安全可能会存在严重威胁，可能会危及核电的长期健康发展。一定要防止大起大落的出现，给市场、行业及相关产业以稳定预期，把握好节奏，在确保安全的基础上保持平稳、持续的发展。
中国能源在“新时代”的转型必须实施能源供给多元化战略。这种多元化不仅是指能源品生产和来源地要多元化，自产与外购要多元化，还包括能源品种类要多元化，高效节能的新能源与传统化石能源产品的搭配要多元化。在中长期立足化石能源的前提下，全面、适度、加快发展高效、节能、环保、成本还有极大降低空间且覆盖面相对较宽的新能源。