風、光、氣、水、核是除煤炭之外的主要替代發電能源，在擴大風、光、氣、水電源規模方面，我國已取得顯著的成效。2014年，水電新增裝機2000萬千瓦，總裝機容量近3億千瓦;核電新投產5臺機組，核電裝機容量2010萬千瓦;并網風電裝機容量超過9000萬千瓦，;并網太陽能發電裝機容量3000萬千瓦。

在風、光、氣、水、核等發電形式迅猛發展的同時，也應看到這些電源形式存在其各自的條件限制。水電電價有競爭力，但外送條件和移民安置問題是制約水電發展的主要因素;天然氣發電規模受對外依存度、價格和國內開發能力等主要制約因素的影響;核電發展在一定程度上受到福島核事故的影響;風、光、生物質、垃圾發電等可再生能源需在政府補貼的前提下，實現技術的進步，擴大規模。可再生能源發電價格政府補貼的力度和持續性取決于國家的財力，歐洲在可再生能源補貼的重壓下也在反思其可再生能源政策，我國快速發展可再生能源也需要面對政府補貼資金不足的現實。風、光等發電需要其他發電形式的配合調節，對電網的調度運行提出了較高的要求。歐洲發達國家可再生能源發電占比在20%以內，更大規模的可再生能源比重下的電力系統調度運行尚需要探索，新能源規模發展成為主力電源還有很長的路要走。

研究數據表明，至2050年我國二氧化碳排放量在當前基礎上要減少60%，我國節能減排面臨嚴峻挑戰。在此基礎上，加大力度發展核電、水電、太陽能、氣電等多種形式發電是我國的必由之路，核電作為清潔、高效的能源形式也理應在節能減排中發揮更大的作用。

核電規模化發展是電力流發展的要求

我國能源開發多集中在西南、西北和晉陜蒙地區，并呈現逐步西移和北移趨勢，而東部沿海地區和中南地區是國民經濟快速發展的主要地區，這導致能源產地與能源消費地區之間距離越來越大，也決定了能源和電力跨區域大規模流動的必然，使得我國能源配置的距離、特點和方式都發生了巨大變化。

從能源電力流向來看，我國整體呈現由西向東、由北向南的能源電力輸送格局。2012年，全國跨省電力流13486萬千瓦，其中火電8428萬千瓦、水電4858萬千瓦、風電200萬千瓦。2020年之前，我國將主要圍繞煤電基地和水電基地的電力外送以及部分跨國輸電的需要，形成“西電東送”、“北電南送”的基本電力流向。預計到2020年跨區電網輸送容量將達到約3億千瓦。

2030年前后，跨區電力流或電網互聯規模將在2020年的基本格局基礎上進一步加大，重點體現在西藏水電以及新疆煤電基地的外送規模上，輸送容量將進一步提高。西北火電基地向華北、華東、華中負荷中心的送電規模有所加大;西南水電開發已接近其可開發規模，主要外送市場仍然是華中、華東和南方電網。湄公河次區域水電加大輸電規模，與我國南方電網的互聯規模增大。俄羅斯電力繼續加大向我國東北地區的送電規模。2030年跨省電力流將達到約3.6億千瓦。若因福島核事故影響，核電發展緩慢或停滯，則規劃核電的發電量將基本由位于煤炭基地的煤電電量替代，2030年全國電力流將增加至5億千瓦左右，相當于增加約20條特高壓直流輸電通道。

巨大的電力跨地區輸送，造成了相當的電能損耗，降低了電網抵御嚴重事故的能力,大面積停電的風險提高，增加了電網投資。隨著核電裝機規模的不斷增加，核電對我國電力流的影響也將越來越大。如果核電不能規模化發展，按照現在的電力發展形勢，到2050年我國的電力流將達到8億千瓦。反之，如果規模化發展核電，到2050年，假設我國核電規模能達到3億千瓦，跨區電力流將會降低至5億千瓦左右，輸電量可減少近4成，相當于30多個特高壓輸電通道的能力，可以減少電網投資幾千億元。