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风电、光伏等可再生能源的原动力均不可控，其是否处于发电状态以及出力的大小都取决于自然资源状况，风速或光照的不稳定性和间歇性决定了风电或光伏出力也具有波动性和不可控特点。间歇性电源出力的随机性和波动性与现代电网对电源的“可控、可调”要求是矛盾的，也是制约电网接纳风电、光伏等清洁能源的重要约束。现有技术水平下，风电或光伏仍无法准确预报，因此其功率输出不便调度。从电网角度看，并网运行的间歇性电源相当于一个具有随机性的扰动源，将对电网的可靠运行造成一定影响。目前，我国电网互联规模日益增大，对于并网应用的风电场或光伏电站，其容量在电网总装机容量中占的比例很小，因此其功率的注入对电网频率影响甚微。然而，随着可再生能源并网应用规模的扩大，风电、光伏等间歇性电源对电网安全稳定运行带来了越来越大的挑战。可再生资源丰富的地区往往人口稀少，负荷量小，处于电网末端，电网结构相对薄弱，其大规模功率注入将改变电网潮流分布，对局部电网的节点电压或频率产生较大影响。同时，电网中不同位置处的间歇性电源出力及其变化，对电网潮流分布、动态特性和电能质量等电气特性将产生不利影响，甚至在某些关键节点或者输电断面形成累积效应或耦合效应，导致极端情况下节点电压越限或者失稳，输电断面形成阻塞等，从而对电网消纳间歇性电源的能力造成不稳定。
风电波动对电网带来的影响主要受三方因素制约，即风电场输出功率的特性、地区电网的实际情况以及储能补偿设备的特性。我国风电、光伏等间歇性能源发电并网应用技术主要存在五方面问题，包括电力平衡、反向调峰、电压稳定、频率稳定以及供需逆向分布问题。
由于间歇性电源的不确定性和不可控性，导致电力供电无法满足稳定性、连续性和可调性等要求，输出功率的不断变化容易对电网造成冲击。由于间歇电源的不可预知性，调度运行人员无法做出有效的发电计划，进而导致系统备用电源、调峰容量和系统运行成本增加，并威胁系统安全稳定运行等一系列后果。
电力系统中必须有足够的调峰能力来维持系统的功率平衡。在我国的电源结构中，调峰性能好的燃气、燃油电站非常少，抽水蓄能电站比例低，水电运行中存在很多制约因素，因此调峰能力不足一直是各同步系统普遍存在的问题。以东北电网为例，风电大发期、枯水期和冬季取暖期三期重叠，调峰难度随着风电接入容量比例的增加越来越突出。2010年东北同步电网的总发电装机容量将达到8442.37万kW，预计风电装机容量为1402万kW，届时东北电网内风电装机将占总发电装机容量的16.6%。在不考虑电网条件约束、风电不参与调峰的情况下，即使对火力发电机组采取最大深度的调峰措施，2010年东北电网最大可消纳风电规模仅为400万kW，因此不得不在个别时段要求风电参与调峰。
为保证电网的安全稳定运行，在电网最低负荷时，仍需保证一定的机组运行。以风电并网运行为例，一般燃煤机组的最低出力约为额定出力的40%，电网现有的控制模式要求在不调停大机组、电网在最低负荷、风力发电机组出力最大的极端情况下，电网内燃煤机组的最低出力加上外来电的总和应小于最低负荷。风电的反调峰特性，冬季夜间低负荷、大风时段，风电出力快速增加。尤其在北方，冬季70%以上的火力发电机组承担供热任务，调峰能力降低，调峰容量不足。同时，风电出力变化速度较快，火力发电机组常规调峰无法跟上风电出力的快速变化，这将导致联络线交换功率超过允许的偏差，越过联络线上的功率限制。
在北方，冬季供热期是电网调峰最困难的时期，也是风电出力较高的季节。为了保证地方供热，网内所有供热机组不得不全部运行，加上供热机组的最低出力已降低至火电机组出力的最低点。风电的间歇、波动特性要求电网必须有足够的调峰容量来平衡风电所产生的出力波动，但由于冬季负荷峰谷差最大，并且电力系统预留的调节裕度随着供热负荷的增加而逐步下降，这就导致整个电力系统没有足够的调峰容量来平衡大风时的风电出力，从而致使电网接纳风电的能力大大降低。解决间歇性电源并网带来的调峰困难问题，要求加大对直调电厂低谷调峰的考核力度，进一步完善直调电厂低谷深度调峰辅助服务的补偿措施，如配置储能装置等。
间歇性电源发电的不确定性和不可控性使得大规模风力发电机组或光伏阵列的并网给系统带来母线电压越限、电网电压波动和闪变等一系列电压稳定问题。间歇电源的随机性使得节点电压的波动增大，节点电压的越限概率也随之变大，且影响程度与其间距离有关，即离间歇电源接入点越近，影响越明显。
解决间歇性电源并网带来的电压问题，目前采用在接入点较集中的地区安装静止无功补偿器（SVC）等柔性交流输电系统（FACTS）设备，从而减少间歇电源发电功率波对电网电压的影响。通过合理地选择间歇电源接入点及并网容量，并配套储能系统，也有助于改善电压稳定问题。
在风电或光伏装机容量较大的地区，其发电功率的波动对电网的频率将产生一定影响，极端情况下往往导致频率严重下降，从而加大调频难度，给系统安全性带来影响。以风力发电为例，各国风电接入系统导则都要求风力发电机组能够在一定的频率范围内正常运行；频率超过一定范围后限制出力运行或延迟一定时间后退出运行，以维持系统的频率稳定；若在风电集中的地区加入储能装置，则可在频率超过一定范围后对风电的出力运行进行适当调整，并保证风电出力在延迟一定的时间后退出运行，给系统的频率调整留有充裕的时间，保证系统的安全性和稳定性。
解决间歇性电源并网带来的频率稳定问题，通常凭靠水利、火力发电机组等充当一次、二次调频发电厂，当间歇电源规模过大时，仅靠现有常规技术将不满足应用需求。而储能系统具有零惯性时间常数的特点，例如电池储能系统（BESS）会完成对成组电池的控制，变流系统（PCS）负责控制电池系统向电网注入和抽出的有功、无功功率，从而实现储能系统在瞬间以额定功率向系统注入或者抽出一定的能量。相比水力发电系统10%额定容量/min和火力发电系统0.5%额定容量/min的调节能力，电池储能系统的瞬间功率调节能力要明显优于传统发电设备。因此用储能系统平滑风力发电这种快速变化的大容量发电系统与常规调峰调频设备相比有很大的优势。储能技术的发展与完善，将为辅助网侧调频提供一种新的途径。
我国陆上风能、太阳能的大规模开发将主要集中在西部、北部等偏远地区，新能源资源与电力需求呈现逆向分布，现有电网的资源配置能力尚难以满足千万千瓦级风电基地大规模、远距离的外送需求。如甘肃酒泉风电基地2010年有550万kW风电并网运行，而2010年甘肃全省统调范围内最大负荷仅为950万kW。随着2015年酒泉千万千瓦风电投产，不仅甘肃电网，即使整个西北电网也难以消纳这么多间歇性电力，需要高电压、远距离输送到中东部地区。由于风电发展速度非常快，由此带来了大电网投资建设以及相关技术研发尚未跟上风电的发展速度。
由于新能源发电基地的基础信息建设尚不完备，自动化水平不高，而且新能源发电功率预测技术及电网辅助调度支撑技术等研究领域刚刚起步，因此建立能够全面支撑新能源发电调度决策系统的基础条件还不具备。屋顶光伏发电等分布式新能源发展已得到了国家政策的大力支持。目前，尽管国家有太阳能光伏并网相关的技术标准和指导性技术文件，但在保障电网安全稳定运行和电能质量的基础上，如何实现太阳能光伏发电合理有序地接入城市公用电网，开展该方面的研究已迫在眉睫。