中国目前电力的主要初级能源是煤炭。由于中国的煤炭资源主要集中在中国的西部而远离负荷中心，因此，是以在煤矿的坑口发电用高压输电网输电为主，还是以铁路运煤到负荷中心发电为主，一直在争议。
一条运行重载单元列车的铁路，每年可以运输超过4亿吨的煤炭，全部用于发电每年可发约1万亿千瓦时的电力，相当于约2亿千瓦输电线路的输电能力，运输距离远时经济性很好；但特高压扩大了输电距离，且输送的能力和方向性灵活，在地形复杂时，造价比铁路占优。因此，可以说远距离输电时是各有其用武之地：在一个方向上能源输送量特别大、地理条件比较好时，用铁路运煤到负荷中心发电合理；而在能源输送方向分散，在每个方向上的输送量不是特别大、地理条件较差时，在煤炭资源地发电用特高压输送划算。
今天燃煤发电的现代烟气处理技术水平，对治霾来说，已经足够高了。以烟气中的颗粒物含量为例，上海外高三发电厂已经达到了平均11毫克/立方米的水平，相比之下，中国绝大多数燃煤发电厂的烟气颗粒物含量现在为30毫克/立方米至100毫克/立方米。换句话说，只要中国东部绝大多数燃煤发电厂的烟气处理水平达到上海外高三发电厂的水平，燃煤发电厂与雾霾天的出现就没有太大的关系了。
而且现在燃煤发电的烟气经处理完全可以达到低于1毫克/立方米的水平，例如德国纽伦堡垃圾焚烧厂的烟气颗粒物处理最高水平为低于0.3毫克/立方米，比北京雾霾天时空气中所含的颗粒物还要少。现在这么高的烟气技术处理水平在经济上也是可以承受的，每千瓦时电力的生产成本最多增加几分钱，相比之下，使用市场价格的燃气发电的成本比燃煤发电要增加几十分钱。所以，给中国东部地区治霾，通过特高压输电将燃煤电厂搬到西部，并非唯一选择。
但是，情况正在变化。由于气候保护导致二氧化碳减排的国际压力，燃煤发电必须退出发电主力的舞台，把位置让给可再生能源。可再生能源资源最丰富的两大形式是风力和太阳能，中国可供经济开发的风力和太阳能加起来，是现在中国电力需求量的几十倍，从能源资源上讲，应无任何顾虑。风力发电和太阳能光伏发电的成本，最近十几年，一直快速下降，预计到2020年左右，在中国的风力发电和太阳能光伏发电的成本会双双低于燃煤发电，在2030年之前还会低于核电。因此，风力发电和太阳能光伏发电的成本将很快就不是阻碍这两种电力发展的障碍。2050年中国的电力主要产自于风力和太阳能，已没有什么悬念。
但是，在中国风力发电和太阳能发电要大发展，除了发电成本之外，还有三个绕不过去的问题。
第一个问题是风光电力的大规模远距离输送：
如果在中国地图上从漠河到腾冲划一条斜线，可以看到：中国的风力和太阳能资源，就集中在这条斜线的左上方；而中国的用电负荷，则集中在这条斜线的右下方。人类现在还看不到，在可以预见到的未来，有比高压输电更便捷和更经济(例如将电力转换成化学能或其它能量形式)的办法，在陆地上远距离传输电力。因此，如果在中国的北部，西北部和西部获取风力和太阳能发电，则需要将电力通过平均1000多公里、最长达4000多公里的距离输送到中国的中部、东部和东南部。
以功率为1千瓦的太阳能光伏电池为例，在上海一年只能发电1000千瓦时左右，在青海格尔木一年就可发电1600千瓦时左右，比上海高约60%；而通过2000公里左右的特高压输电线路将电力从格尔木输送到上海，损耗却只有5%左右，而远距离输电成本比太阳能发电成本低得多。因此，如果仅考虑发电和输电的成本因素，则在青海用太阳能发电输送到上海，比在上海用太阳能发电的经济性明显要好。
第二个问题是，风力和太阳能发电因气象条件的随机波动范围很大：
气象条件不但随季节变化，且每日不同，虽然可以提前一段时间预测到。可以想象，如果上海的电力很大一部分依赖于上海及其附近省份的太阳能，碰上哪年有特长的梅雨天，就会造成严重的电力能源危机了。
而通过扩大风力发电和光伏发电的联网范围，则这种气象条件造成的风力发电和太阳能发电量的波动，就会通过多个地方的相互补偿得到减弱。毕竟从新疆到上海，从黑龙江到云南，还没有出现过全国各地同时连续几天都不刮风和都是阴雨天的天气。这就是所谓的风光电发电量波动水平可通过异地气候的不相关性得到补偿的原理。
要提供风光电发电量通过异地气候不相关性得到尽可能大的补偿，就需要尽可能地扩大远程输电网的覆盖范围。
第三个是仅仅针对光伏的一个天文问题：
对地球表面的单位面积来说，太阳在中午的光照强度远高于早晚，其发电功率曲线犹如一个玉米面窝窝头，日变化非常剧烈。但是，用电负荷与光伏的发电量不是完全匹配的。如果一地的光伏电成为当地的主力电源，中午光伏发电功率达到高峰时就用不完；而傍晚太阳下山后，特别是在18点至21点的家庭用电高峰，却几乎没有一丁点儿的光伏电力生产。
德国用电负荷功率(黑线)和光伏发电功率(彩色颜色表示不同月份)图
但是，太阳的升起和落下的时间在全中国从东到西是不一样的，有4个小时的时差。因此，如果建设全国从东到西的特高压输电网，则因天文原因造成的光伏发电波动就会得到很大程度上的平滑，各地在中午高峰发电时间发出的电力，都可以向东或向西传输；而东部的太阳下山后就从西部调电，西部的太阳下山后东部进入后半夜用电低谷，于是西部从东部调取用不完的其他能源发的电(包括风电)。说通俗点儿，就是避免了各地依赖光伏发电的用户们撑的撑死，饿的饿死。譬如，当天黑以后牡丹江当地的光伏板已经停止发电，新疆塔里木沙漠的光伏板还正“锄禾日当午”呢，于是牡丹江的老少爷儿们和老少姐妹儿们坐在电视机前看新闻联播时，可以用到新疆塔里木的电力。
另外，中国的水力资源集中在西部，其中西北地区的水能集中地——黄河上游的水电站，正好在光伏电和风电的东西向输电走廊上，而且距发电场的距离比距负荷中心的距离近得多，作为风电和光伏电的蓄能电站，经济上再合适不过了。而中国西南部的丰富水电参与风电和光伏电的蓄能调节，也需要南北方向的大规模联网。
到2050年，中国风力发电和太阳能发电的功率总计可能高达20亿-30亿千瓦，甚至更高，大部分集中在中国的西部、西北部和北部。即便考虑到在当地的消费和蓄能，中国仅为输送这些风光电就需要10亿多千瓦的特高压输电能力。
德国是全球在可再生能源电力领域走在最前面的国家，德国的经验和教训值得作为后来者的中国借鉴。德国的风光发电量已经超过了总发电量的15%，每年还在以几百万千瓦的速率增长，预计到2050年将成为德国的主力电源。
德国目前正在启动能源转型的2.0版，其中关键的任务就是解决大规模风光电并网带来的输电网和配电网能力不足及电力供应不稳定的问题。其中一个重要的专项，就是为扩大德国北部风力发电的规模并将电力输往南部，加速规划建设纵观南北的长达800公里的特高压输电线路，特高压输电线路考虑采用的技术包括了800千伏交流输电技术和±500千伏以上的直流输电技术。尽管德国是一个南北只有800多公里长，东西只有600多公里宽的国家。德国上上下下都在抱怨特高压线路的规划建设落后于风光电的发展，担心由于特高压输电线路投入运行时间的滞后将造成巨大的风电弃风损失，或产生为避免弃风而采取昂贵的替代技术措施(例如储能)造成的经济损失。
作为长远的规划，德国还在考虑将北部的风电场与挪威峡湾的水电/抽水蓄能电站之间用特高压输电线路连接，为德国不稳定的风电蓄能调节。
其实中国的特高压远距离输电现在已经滞后于可再生能源的发展。德国的风力发电量占总发电量的10%左右，弃风电量比例还不到0.3%。而中国的风力发电量现在才仅占总发电量的不到2%，弃风电量比例就已达15%左右，是德国的50倍左右。中国发生大量弃风的部分原因就是因为远距离输电能力不足，使北部和西北部的风力发电量输送不出去。每年100多亿千瓦时的电力打了水漂。
现在中国每年都要新增数千万千瓦的风力和太阳能发电能力，是德国新增风光电能力的数倍，平均输电距离也是德国的数倍。到2020年以后，这个速度还会加快。鉴于德国的经验和教训，即便不考虑通过特高压大规模输送坑口燃煤电力这个因素，为了输送风光电力，中国也必须迅速大规模地开始建设远距离特高压输电网。
现在中国的风光电(主要是风电)的放弃发电损失每天都高达几千万元人民币，在特高压输电线路建设这个问题上，如果继续拖延下去，这个损失还会继续扩大。
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