6月8日，湖北能源局发布了《关于开展2020年平价风电和平价光伏发电项目竞争配置工作的通知》，指出风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10％，且必须与风电项目同时建成投产，以满足储能要求。优先支持风储一体化、风光互补项目。在项目配置中，对接入同一变电站的风储与光伏发电项目，优先配置风储项目。
这并不是第一次出台关于风光配储能的相关政策文件，就在之前，国家电网就曾建议山西新增光伏发电项目应统筹考虑具有一定用电负荷的全产业链项目，配备15%-20%储能，落实消纳协议。要求山东储能配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2小时，可以与项目本体同步分期建设。
据国际能源网/储能头条记者统计，截至目前全国超过11省对新建风电和光伏项目都有要求加装储能的要求或倾向。
从行业来看，在风电领域，通过合理配置储能，则能够在平抑风电功率波动的基础上，提高风电场运行经济性。储能系统在提高风电接入能力方面具有广阔的应用前景。
而在分布式光伏领域，一方面分布式光伏的成本大大低于电网的零售电价，价差足以支持安装储能；另一方面，安装储能之后，分布式光伏系统不但具备了很强的调节能力，可以实现100%渗透率，而且通过与电网互动，削峰填谷，还能够实现收益最大化。
从新能源企业角度看，风电、光伏正在走向平价时代，强制配储能意味着额外支出更多的成本，尤其是某些省份甚至要求强配40%的储能，这已经明显超过了通常配比10%左右的储能的惯例，此举相当于把风电、光伏项目固有的收益变相补贴储能产业，这对本就将要承受平价压力的风电、光伏产业来说是有失公平的。
虽然强制配储能可以解决风电、光伏供电的稳定性问题，但这些问题其实可以通过电力辅助服务市场解决，并不一定要通过强制配储能来实现。所以从有利于新能源发展的角度看，各省再出台光伏、风电相关政策的时候，应该慎重考虑是否必须强制配储能，是否应该把电力辅助服务市场与储能相结合来解决电网稳定性问题，值得深思。
