按目前估算，新的火電廠成本大約為3000～4000美元/千瓦，對(duì)于核電站來說，由于過去20年中建設(shè)的核電站很少，比較難估計(jì)，其成本大約是4000～8000美元/千瓦。目前風(fēng)電場(chǎng)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(shù)，同等裝機(jī)容量下，風(fēng)電年發(fā)電量要比火電或核電少。在風(fēng)能資源豐富地區(qū)，風(fēng)電的容量系數(shù)是35%～45%，而火電和核電能達(dá)到60%～90%。
圖10 3個(gè)供電區(qū)域內(nèi)的熱發(fā)電系統(tǒng)都具有冗余的負(fù)荷跟蹤能力
圖11 風(fēng)電及躉售電價(jià)的歷史價(jià)格（來源：美國能源部《美國風(fēng)能市場(chǎng)2008年報(bào)》）
從單位電力投資成本來看，造價(jià)為2500美元/千瓦、利用率為40%的風(fēng)電場(chǎng)，造價(jià)為3750美元/千瓦、利用率為60%的火電廠，造價(jià)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(dāng)然，后期的運(yùn)行成本，尤其是燃料和維護(hù)成本，是不同的。但是煤電和核電燃料成本很低，而風(fēng)電不需要燃料。所以三種發(fā)電方式的運(yùn)行成本都只占其投資成本的一小部分。
在躉售電價(jià)方面，風(fēng)能也顯示出了優(yōu)勢(shì)。圖11中，帶狀圖形表示2003年到2008年平均躉售電價(jià)的最高和最低價(jià)格。紅點(diǎn)表示1998年到2008年每年（在運(yùn)行天數(shù)中的）風(fēng)電容量加權(quán)后的平均電價(jià)。對(duì)圖中的各項(xiàng)目數(shù)據(jù)進(jìn)行累計(jì)發(fā)現(xiàn)，風(fēng)電的平均電價(jià)與最低躉售電價(jià)相當(dāng)或者更低。
電廠容量系數(shù)也反映了不同發(fā)電技術(shù)的性能。不同發(fā)電機(jī)的容量系數(shù)不同，這取決于發(fā)電機(jī)是否用作基本負(fù)荷、循環(huán)或調(diào)峰電源 。比如，核電和煤電機(jī)組主要是具有高容量系數(shù)的基本負(fù)荷設(shè)備，風(fēng)電和水電更加靈活，有風(fēng)的時(shí)候就可以發(fā)電，水電則被安排為電網(wǎng)提供最大發(fā)電量（在可能的情況下）。
容量系數(shù)較小的發(fā)電技術(shù)（如復(fù)合循環(huán)機(jī)組、燃?xì)廨啓C(jī)組、燃油和燃?xì)庹羝仩t），起著調(diào)峰和負(fù)荷跟蹤電源的作用，也可用作容量電源。單個(gè)電廠的容量系數(shù)也受到環(huán)境因素的限制，比如對(duì)空氣質(zhì)量的要求會(huì)限制化石燃料調(diào)峰機(jī)組的工作小時(shí)數(shù)。
此外，市場(chǎng)因素也會(huì)使電廠的容量系數(shù)下降。比如，高昂的天然氣價(jià)格使燃?xì)獍l(fā)電廠不得不減少工作時(shí)間。總之，很多電源都在額定容量以下運(yùn)行，但是為保持電網(wǎng)系統(tǒng)的可靠性發(fā)揮了非常重要的作用。這在圖12 顯示的美國中西部電網(wǎng)公司（MISO）一年運(yùn)行數(shù)據(jù)中得到說明。
圖12 美國中西部電網(wǎng)內(nèi)燃料電廠的容量系數(shù)（2005年6月至2006年5月）
摘自美國能源部2008年7月編制的報(bào)告《2030年風(fēng)電占比20%》
11、電網(wǎng)到底能接納多少風(fēng)電？
雖然風(fēng)電是一種變化出力的電源，但是以往的運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)以及詳細(xì)的風(fēng)電并網(wǎng)研究并未發(fā)現(xiàn)電網(wǎng)在容納多少風(fēng)電方面存在明確的技術(shù)限制。 一些國家已經(jīng)使用了大量的風(fēng)電。通過與歐洲其他地區(qū)的有限互聯(lián)，丹麥的風(fēng)電占比達(dá)到20%（高峰時(shí)達(dá)到43%），德國達(dá)到7%（高峰時(shí)達(dá)到30%），西班牙和葡萄牙達(dá)到11%（高峰時(shí)達(dá)到30%）。愛爾蘭風(fēng)電占9%（高峰時(shí)達(dá)到11%）。（編者注：此處為2010年數(shù)據(jù)，目前的比例有顯著提高。）
