9、目前電力系統是否還具備靈活性？
為適應日負荷變化周期，傳統電源結構在設計時就考慮到了系統的靈活性，設計了調峰機組，只有基本負荷機組才會連續運行，這樣，在很多平衡區域內，日負荷變化周期特性就促使常規發電系統形成了很好的機動能力。圖9是一個電力系統的示意圖。
圖9 現有發電形式需要根據需求來保證日負荷循環（CT-燃氣輪機組；CC-復合循環發電）
目前常規發電系統的機動操控性能一般都高于實際的日負荷變化需求。圖10是針對三個不同供電區域內冗余熱發電系統聯機調節能力的分析。
次小時（低于1小時）需求側管理和此小時發電調度為常規發電機組實現機動性能提供了便利。在某些區域，只允許按照以小時為單位進行調節，不能充分發揮現有的彈性，但并不是因為發電機組不具備這樣的性能，而是當地的市場規則決定的。例如，美國的“大區域輸電管理”系統（RTOs）已經根據次小時市場需求成功運行了多年。風電的集群化進一步降低了大規模風電的波動性，凈負荷強化了非線性波動，而調節性能則有線性提高。
新型常規發電技術的應用也將起到積極的作用。新型燃氣輪機組和新型的往復式（活塞式）發電機比老式燃氣輪機組具有更高效率、更寬泛的運行范圍、更低的最小負荷、更快速的調節能力以及幾乎零開機成本等優點，安裝這些新型機組能夠提高常規發電系統的反應能力。
臨近系統之間的互聯，進行跨區域電力調度也可以提高系統的靈活性。在歐洲，能夠在整個北歐電網內進行發電側與需求側的協調。如果芬蘭和丹麥之間跨越瑞典存在輸送通道且經濟性最好的話，那么位于芬蘭的水電站就能夠在互聯系統中對遠在1400公里之外的丹麥電網做出反應。
需求側的響應也增加了系統運營方的靈活空間。智能電網能夠提供對負荷進行實時響應的解決方案。混合動力電動汽車利用多余的風電在夜間充電，可以提高夜間最低負荷，并像系統運營方希望的那樣，對風電凈負荷較大變化進行快速而準確的反應。
10、風電的容量悉數較低，能與火電或核電媲美嗎？
從經濟性角度比較不同電源方式時，有兩個主要的問題：（1）生產一定電力需要在發電設備上投入多少資本？（2）生產這些電力需要多少運行成本？因為資本投入會逐步分攤到電力產出上去，所以關于第一個問題，當發電廠投入成本C時，產生的電力為E，而如果投入為2C，產生的電力即為2E。
按目前估算，新的火電廠成本大約為3000～4000美元/千瓦，對于核電站來說，由于過去20年中建設的核電站很少，比較難估計，其成本大約是4000～8000美元/千瓦。目前風電場的成本約為2000～2500美元/千瓦。而火電廠和核電站通常有較高的容量系數，同等裝機容量下，風電年發電量要比火電或核電少。在風能資源豐富地區，風電的容量系數是35%～45%，而火電和核電能達到60%～90%。
圖10 3個供電區域內的熱發電系統都具有冗余的負荷跟蹤能力
圖11 風電及躉售電價的歷史價格（來源：美國能源部《美國風能市場2008年報》）
從單位電力投資成本來看，造價為2500美元/千瓦、利用率為40%的風電場，造價為3750美元/千瓦、利用率為60%的火電廠，造價為5000美元/千瓦、利用率為80%的核電站，在單位投資成本方面是相同的。當然，后期的運行成本，尤其是燃料和維護成本，是不同的。但是煤電和核電燃料成本很低，而風電不需要燃料。所以三種發電方式的運行成本都只占其投資成本的一小部分。
在躉售電價方面，風能也顯示出了優勢。圖11中，帶狀圖形表示2003年到2008年平均躉售電價的最高和最低價格。紅點表示1998年到2008年每年（在運行天數中的）風電容量加權后的平均電價。對圖中的各項目數據進行累計發現，風電的平均電價與最低躉售電價相當或者更低。
電廠容量系數也反映了不同發電技術的性能。不同發電機的容量系數不同，這取決于發電機是否用作基本負荷、循環或調峰電源 。比如，核電和煤電機組主要是具有高容量系數的基本負荷設備，風電和水電更加靈活，有風的時候就可以發電，水電則被安排為電網提供最大發電量（在可能的情況下）。
容量系數較小的發電技術（如復合循環機組、燃氣輪機組、燃油和燃氣蒸汽鍋爐），起著調峰和負荷跟蹤電源的作用，也可用作容量電源。單個電廠的容量系數也受到環境因素的限制，比如對空氣質量的要求會限制化石燃料調峰機組的工作小時數。
此外，市場因素也會使電廠的容量系數下降。比如，高昂的天然氣價格使燃氣發電廠不得不減少工作時間。總之，很多電源都在額定容量以下運行，但是為保持電網系統的可靠性發揮了非常重要的作用。這在圖12 顯示的美國中西部電網公司（MISO）一年運行數據中得到說明。
圖12 美國中西部電網內燃料電廠的容量系數（2005年6月至2006年5月）
摘自美國能源部2008年7月編制的報告《2030年風電占比20%》
11、電網到底能接納多少風電？
雖然風電是一種變化出力的電源，但是以往的運行經驗以及詳細的風電并網研究并未發現電網在容納多少風電方面存在明確的技術限制。 一些國家已經使用了大量的風電。通過與歐洲其他地區的有限互聯，丹麥的風電占比達到20%（高峰時達到43%），德國達到7%（高峰時達到30%），西班牙和葡萄牙達到11%（高峰時達到30%）。愛爾蘭風電占9%（高峰時達到11%）。（編者注：此處為2010年數據，目前的比例有顯著提高。）
目前對風電并網比例沒有技術障礙，但是可能存在經濟性限制，即風電增加到一定程度時，被認為其成本已經超過其對系統的價值。從多年來全球大規模風電并網運行經驗以及大量深入的風電并網研究結論來看，風電并網成本很低，由風電增量帶來的價值減低也不會像預期那樣明顯。更直接地說，有證據表明大范圍互聯電網可以接納的波動電源電量（風能和太陽能）為高峰負荷的25%。美國東部和西部電網正在對更高接納能力的電網進行研究。
其實，電網接納更多風電，僅僅通過現有手段進行規劃和運營是不夠的，需要對諸如輸送通道等基礎設施的投入、市場規則的改變，對發電方和電網運營方的激勵和規范，對現有技術和資產的優化利用。
電網規劃人員和發電投資者在進行設備采購決策時要考慮到系統的靈活性，以適應不斷增長的負荷需求和老機組更新換代的需要。系統靈活性包括降低最低發電水平、更好的升降斜坡率、更短的啟動時間，以及在不增加材料疲勞或減少部件使用壽命的前提下設計周期循環。為增加系統靈活性，還要市場以及電價政策方面的配合。
風電場可以通過輔助設施提高靈活性。在一些情況下，成本最小的調度策略可能會是限制風電出力，在風電大發時短時棄風，或是讓風電場提供有功調節。隨著風電技術的不斷成熟和完善，風電場可以向提供無功功率、電壓控制、頻率/控制器下降功能（頻率降低，控制器通過控制發電機從無負荷到滿負荷運行來做出響應）的方向發展。
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