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(shè)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(shù)，同等裝機容量下，風電年發(fā)電量要比火電或核電少。在風能資源豐富地區(qū)，風電的容量系數(shù)是35%～45%，而火電和核電能達到60%～90%。
圖10 3個供電區(qū)域內(nèi)的熱發(fā)電系統(tǒng)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(fā)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(yōu)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(shù)中的）風電容量加權(quán)后的平均電價。對圖中的各項目數(shù)據(jù)進行累計發(fā)現(xiàn)，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(shù)也反映了不同發(fā)電技術(shù)的性能。不同發(fā)電機的容量系數(shù)不同，這取決于發(fā)電機是否用作基本負荷、循環(huán)或調(diào)峰電源 。比如，核電和煤電機組主要是具有高容量系數(shù)的基本負荷設(shè)備，風電和水電更加靈活，有風的時候就可以發(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)（如復合循環(huán)機組、燃氣輪機組、燃油和燃氣蒸汽鍋爐），起著調(diào)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(shù)也受到環(huán)境因素的限制，比如對空氣質(zhì)量的要求會限制化石燃料調(diào)峰機組的工作小時數(shù)。
此外，市場因素也會使電廠的容量系數(shù)下降。比如，高昂的天然氣價格使燃氣發(fā)電廠不得不減少工作時間?？傊?，很多電源都在額定容量以下運行，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月編制的報告《2030年風電占比20%》
11、電網(wǎng)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(jīng)驗以及詳細的風電并網(wǎng)研究并未發(fā)現(xiàn)電網(wǎng)在容納多少風電方面存在明確的技術(shù)限制。 一些國家已經(jīng)使用了大量的風電。通過與歐洲其他地區(qū)的有限互聯(lián)，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(shù)據(jù)，目前的比例有顯著提高。）
