风、光、气、水、核是除煤炭之外的主要替代发电能源，在扩大风、光、气、水电源规模方面，我国已取得显著的成效。2014年，水电新增装机2000万千瓦，总装机容量近3亿千瓦;核电新投产5台机组，核电装机容量2010万千瓦;并网风电装机容量超过9000万千瓦，;并网太阳能发电装机容量3000万千瓦。
在风、光、气、水、核等发电形式迅猛发展的同时，也应看到这些电源形式存在其各自的条件限制。水电电价有竞争力，但外送条件和移民安置问题是制约水电发展的主要因素;天然气发电规模受对外依存度、价格和国内开发能力等主要制约因素的影响;核电发展在一定程度上受到福岛核事故的影响;风、光、生物质、垃圾发电等可再生能源需在政府补贴的前提下，实现技术的进步，扩大规模。可再生能源发电价格政府补贴的力度和持续性取决于国家的财力，欧洲在可再生能源补贴的重压下也在反思其可再生能源政策，我国快速发展可再生能源也需要面对政府补贴资金不足的现实。风、光等发电需要其他发电形式的配合调节，对电网的调度运行提出了较高的要求。欧洲发达国家可再生能源发电占比在20%以内，更大规模的可再生能源比重下的电力系统调度运行尚需要探索，新能源规模发展成为主力电源还有很长的路要走。
研究数据表明，至2050年我国二氧化碳排放量在当前基础上要减少60%，我国节能减排面临严峻挑战。在此基础上，加大力度发展核电、水电、太阳能、气电等多种形式发电是我国的必由之路，核电作为清洁、高效的能源形式也理应在节能减排中发挥更大的作用。
核电规模化发展是电力流发展的要求
我国能源开发多集中在西南、西北和晋陕蒙地区，并呈现逐步西移和北移趋势，而东部沿海地区和中南地区是国民经济快速发展的主要地区，这导致能源产地与能源消费地区之间距离越来越大，也决定了能源和电力跨区域大规模流动的必然，使得我国能源配置的距离、特点和方式都发生了巨大变化。
从能源电力流向来看，我国整体呈现由西向东、由北向南的能源电力输送格局。2012年，全国跨省电力流13486万千瓦，其中火电8428万千瓦、水电4858万千瓦、风电200万千瓦。2020年之前，我国将主要围绕煤电基地和水电基地的电力外送以及部分跨国输电的需要，形成“西电东送”、“北电南送”的基本电力流向。预计到2020年跨区电网输送容量将达到约3亿千瓦。
2030年前后，跨区电力流或电网互联规模将在2020年的基本格局基础上进一步加大，重点体现在西藏水电以及新疆煤电基地的外送规模上，输送容量将进一步提高。西北火电基地向华北、华东、华中负荷中心的送电规模有所加大;西南水电开发已接近其可开发规模，主要外送市场仍然是华中、华东和南方电网。湄公河次区域水电加大输电规模，与我国南方电网的互联规模增大。俄罗斯电力继续加大向我国东北地区的送电规模。2030年跨省电力流将达到约3.6亿千瓦。若因福岛核事故影响，核电发展缓慢或停滞，则规划核电的发电量将基本由位于煤炭基地的煤电电量替代，2030年全国电力流将增加至5亿千瓦左右，相当于增加约20条特高压直流输电通道。
巨大的电力跨地区输送，造成了相当的电能损耗，降低了电网抵御严重事故的能力,大面积停电的风险提高，增加了电网投资。随着核电装机规模的不断增加，核电对我国电力流的影响也将越来越大。如果核电不能规模化发展，按照现在的电力发展形势，到2050年我国的电力流将达到8亿千瓦。反之，如果规模化发展核电，到2050年，假设我国核电规模能达到3亿千瓦，跨区电力流将会降低至5亿千瓦左右，输电量可减少近4成，相当于30多个特高压输电通道的能力，可以减少电网投资几千亿元。
