另一種模式是給“風光互補”系統配套大規模儲能，用來削峰平谷，儲存階段性過剩的電量來緩解棄風棄光導致的電力損失。2012年張家口國家風光儲輸示范工程，通過兩期的建設如今風電總裝機49.85萬千瓦、光伏裝機9萬千瓦、儲能裝置7萬千瓦，這是國內集風電、光伏、儲能及輸電工程四位一體的最大規模示范項目。該項目并網3年，雖從技術上能夠滿足風電、光伏等并網發電要求，并提升了風電、光伏并網可靠性，但經濟性卻屢遭質疑。
　　中國電力科學研究院電工與新材料研究所所長來小康向記者表示，目前中國已建成風光儲示范項目驗證了技術的可行性，但商業化運營模式未能形成。成本是個始終繞不開的問題，配套儲能項目后的平均成本遠高于現行電價。

　　儲能成本過高待解
　　中國化學與物理電源行業協會秘書長劉彥龍對記者說：“在偏遠地區及海島等特殊應用環境下，采用風光儲系統比燃油發電則可實現成本大幅度下降，應用價值得到體現�！�
　　風光互補加儲能形成的系統實質是典型的一種微電網。新能源微電網最大優點是將風、光、天然氣、地熱等分散的分布式電源進行整合，形成多能互補的能源綜合利用網，以組網的形式克服分布式電源隨機性和間歇性的缺點，擴大分布式電源的利用。在售電側市場化改革的背景下，未來產業園區、經濟開發區、發電企業、獨立售電企業都可利用新能源微電網搭建自己的發、供、用體系，開展配售電業務。
　　換句話說，這樣的區域性風光儲項目在當前更加具有現實意義。
　　7月，國家能源局發布《關于推進新能源微電網示范項目建設的指導意見》，提出加快推進新能源微電網示范工程建設，探索適應新能源發展的微電網技術及運營管理體制。
　　來小康表示，《指導意見》對加快新能源微電網發展有極大促進作用，但儲能項目的平均成本遠高于現行電價。從用戶層面看，目前儲能的成本仍然過高。這就意味著，在沒有補貼的情況下，小型風光儲系統在大電網覆蓋的區域普遍應用并不具備優勢。
　　不過，據業內人士透露，國家有望對風光儲等形式組成的新能源微電網示范項目提供補貼。補貼標準和如何補貼正在論證中，政策有望在近期出臺。

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