但除了示范项目外，我国可再生能源制氢仍困难重重。拥有大规模、稳定的用氢市场是开展商业化风电制氢项目的前提，除化工用氢外，氢气作为能源，还未在我国形成稳定的、规模化的市场，另外我国风电资源多分布于“三北”地区，人口密度小、工业化程度低，规模化制备后的输送问题也需要解决，我国的天然气管网基本掌握在中石油、中石化手中，如何与其理清利益关系，建立合理的输送体系，是面临的重大问题。
另外，弃风制氢，弃风电价如何核算，尚无明确标准。以低于风电上网电价的价格对风电制氢进行结算，在电网线路冗余、用电需求量大的时段预留风电开展电解水制氢将直接损害风电场的经济收益，因此风电场需要均衡风电并网和风电制氢的收益。通过可再生能源制氢的方式增加消纳量，短期并不可行。
4.储能电池削峰填谷
通过储能削峰填谷，也是热门话题。中国已建成多个风电储能示范项目，但近两年建设热情逐渐降低。排除技术等因素，经济收益是阻碍其从示范向商业化发展的最主要原因。
以1kwh的锂离子电池系统为例，简单计算风电场储能削峰填谷的收益：
1kwh的锂离子电池储能系统，包含电池本体、电池管理系统、PCS等在内，国内造价大约为2500-3000元，按3000次循环，每次80%充放电深度计算，则不考虑其他成本，生命周期内度电成本大约为1.04元-1.25元（系统成本/(1kwh×3000×80%)）
储能参与削峰填谷，购电电价为弃风电价，售电电价为风电上网电价，假设弃风电价为零，系统充放电效率为90%，则储能充放一度电的收益即为风电上网电价（（1kwh×风电上网电价）-（1kwh/0.9×弃风电价））
根据最新发布的《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，2016年，我国风电上网电价按地区不同分别为0.47元/千瓦时、0.5元/千瓦时、0.54元/千瓦时。
储能应用于风电场削峰填谷，完全没有经济利益可言。因此要推动储能在风电场中应用，需要进步拓展储能的应用，例如参与服务价值较高的电力辅助服务市场，为电网提供备用服务，收取容量费用等，但目前的电力体制善不支持储能的此类应用，电力体制改革将直接决定了储能在此领域中的应用前景。
5.深化辅助服务补偿机制
提高辅助服务补偿力度，完善推广电力调峰市场机制，通过深化辅助服务补偿机制挖掘当地电力系统调峰潜力，使常规电厂更多的提供辅助服务，从而促进可再生能源的消纳，从原理上是合理且有效的手段。
但辅助服务市场改革，涉及到整个电力系统的调整，不是一朝一夕就能完成的。辅助服务市场改革，作为目前中国电力体制改革的方向之一，可能会有突破性的发展，从而改变中国电力市场的一些运行规则，进而为可再生能源消纳创造一定的条件。
最新发布的《山西省电力体制改革综合试点实施方案》中提到，将探索建立市场化的辅助服务分担机制，2016年底前制定山西电力市场辅助服务建设框架方案，辅助服务市场具体的操作方式如何，还需要时间等待最终结果。
