而这种模式正在被更多绿电基地使用，除张北二期工程将新增风电装机40万千瓦、光伏装机容量6万千瓦和储能装置5万千瓦外，宁夏、青海等地也已经规划或建设风光储项目。
外送经济桎梏
与不断提高的技术相比，绿电送出的经济性却始终未得到过多重视，最明显的问题就是配套提速和储能价格。
从现有项目的经验看，多数电站建设时间较短，而相应的配套设施从审批到建成耗时较长。譬如张北风光储输示范项目，2010年，已有建设“张北——南昌”特高压工程的消息。但直到2013年6月，相关配套的输送工程才通过审批，完成环评外业调查。
按照张北风光储输一期的建设规模计算，风光电力装机共14万千瓦，以为每天出力10小时，每年200天计算，电量都能达到3.9亿千瓦时。而根据新闻报道，2012年，张北风光储输一期全年共发电量2.4亿千瓦时，仅相当于甘肃省全省的日用电量。之所以会出现限制出力，外送通道未能匹配无疑是原因之一。
而未来，光伏将向下游大批转移，限制出力不仅将关乎几家企业的前景，而且会打击投资者对新能源产业的信心。随着“国八条”贷款政策推出、资本大量进入，出力受限不仅不利于光伏产业恢复，还会连带影响到为其实施贷款的机构和个人。
除了通道建设，储能补贴不到位也会阻碍绿电送出的效率，而其中，风电受到的影响最大。
当下，不少风电场正面对一个尴尬的现实：储能本身价格过高，风场安装储能收益却很低。在风光储电站中，最佳的情况是储能设施利用峰谷电价，在风力较大的夜间低价充电，白天则放电销售。根据各地发改委目前的政策，全国峰谷电价比大多在4：1～4.5：1浮动。有人测算，通过储能提升10%～20%的风电利用率每年可增加电费约1000万～2000万元，而储能电池的年折旧费已在3000万元以上。
不少绿电项目因为成本难以承担，减少了原有计划中储能规模。但这会引发一种不良循环：因为储能厂商拿到风场这样的大订单减少，产品成本就更降不下来，绿电项目更加用不起，长此以往，绿电送出受到影响，让产业发展面临诸多瓶颈。
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