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9、目前电力系统是否还具备灵活性?
为适应日负荷变化周期，传统电源结构在设计时就考虑到了系统的灵活性，设计了调峰机组，只有基本负荷机组才会连续运行，这样，在很多平衡区域内，日负荷变化周期特性就促使常规发电系统形成了很好的机动能力。图9是一个电力系统的示意图。
图9现有发电形式需要根据需求来保证日负荷循环(CT-燃气轮机组;CC-复合循环发电)
目前常规发电系统的机动操控性能一般都高于实际的日负荷变化需求。图10是针对三个不同供电区域内冗余热发电系统联机调节能力的分析。
次小时(低于1小时)需求侧管理和此小时发电调度为常规发电机组实现机动性能提供了便利。在某些区域，只允许按照以小时为单位进行调节，不能充分发挥现有的弹性，但并不是因为发电机组不具备这样的性能，而是当地的市场规则决定的。例如，美国的“大区域输电管理”系统(RTOs)已经根据次小时市场需求成功运行了多年。风电的集群化进一步降低了大规模风电的波动性，净负荷强化了非线性波动，而调节性能则有线性提高。
新型常规发电技术的应用也将起到积极的作用。新型燃气轮机组和新型的往复式(活塞式)发电机比老式燃气轮机组具有更高效率、更宽泛的运行范围、更低的最小负荷、更快速的调节能力以及几乎零开机成本等优点，安装这些新型机组能够提高常规发电系统的反应能力。
近系统之间的互联，进行跨区域电力调度也可以提高系统的灵活性。在欧洲，能够在整个北欧电网内进行发电侧与需求侧的协调。如果芬兰和丹麦之间跨越瑞典存在输送通道且经济性最好的话，那么位于芬兰的水电站就能够在互联系统中对远在1400公里之外的丹麦电网做出反应。
需求侧的响应也增加了系统运营方的灵活空间。智能电网能够提供对负荷进行实时响应的解决方案。混合动力电动汽车利用多余的风电在夜间充电，可以提高夜间最低负荷，并像系统运营方希望的那样，对风电净负荷较大变化进行快速而准确的反应。
10、风电的容量悉数较低，能与火电或核电媲美吗?
从经济性角度比较不同电源方式时，有两个主要的问题：(1)生产一定电力需要在发电设备上投入多少资本?(2)生产这些电力需要多少运行成本?因为资本投入会逐步分摊到电力产出上去，所以关于第一个问题，当发电厂投入成本C时，产生的电力为E，而如果投入为2C，产生的电力即为2E。
按目前估算，新的火电厂成本大约为3000～4000美元/千瓦，对于核电站来说，由于过去20年中建设的核电站很少，比较难估计，其成本大约是4000～8000美元/千瓦。目前风电场的成本约为2000～2500美元/千瓦。而火电厂和核电站通常有较高的容量系数，同等装机容量下，风电年发电量要比火电或核电少。在风能资源丰富地区，风电的容量系数是35%～45%，而火电和核电能达到60%～90%。
从单位电力投资成本来看，造价为2500美元/千瓦、利用率为40%的风电场，造价为3750美元/千瓦、利用率为60%的火电厂，造价为5000美元/千瓦、利用率为80%的核电站，在单位投资成本方面是相同的。当然，后期的运行成本，尤其是燃料和维护成本，是不同的。但是煤电和核电燃料成本很低，而风电不需要燃料。所以三种发电方式的运行成本都只占其投资成本的一小部分。
在趸售电价方面，风能也显示出了优势。图11中，带状图形表示2003年到2008年平均趸售电价的最高和最低价格。红点表示1998年到2008年每年(在运行天数中的)风电容量加权后的平均电价。对图中的各项目数据进行累计发现，风电的平均电价与最低趸售电价相当或者更低。
电厂容量系数也反映了不同发电技术的性能。不同发电机的容量系数不同，这取决于发电机是否用作基本负荷、循环或调峰电源。比如，核电和煤电机组主要是具有高容量系数的基本负荷设备，风电和水电更加灵活，有风的时候就可以发电，水电则被安排为电网提供最大发电量(在可能的情况下)。
容量系数较小的发电技术(如复合循环机组、燃气轮机组、燃油和燃气蒸汽锅炉)，起着调峰和负荷跟踪电源的作用，也可用作容量电源。单个电厂的容量系数也受到环境因素的限制，比如对空气质量的要求会限制化石燃料调峰机组的工作小时数。
此外，市场因素也会使电厂的容量系数下降。比如，高昂的天然气价格使燃气发电厂不得不减少工作时间。总之，很多电源都在额定容量以下运行，但是为保持电网系统的可靠性发挥了非常重要的作用。这在图12显示的美国中西部电网公司(MISO)一年运行数据中得到说明。
