2020年3月23日，国网湖南省电力有限公司发展部下发《关于做好储能项目站址初选工作的通知》。通知称，为解决新能源消纳问题，经多方协调，已获得三峡新能源、三一中能、华能湖南清洁能源公司等28家企业承诺配套建设新能源储能项目，新能源储能项目总计388.6MW/777.2MWh，与风电项目同步投产，配置比例为20%。
2019年，新能源发电侧配储能已经在部分区域、部分项目开始落地。不过采取的是不发文、不留痕，秘而不宣的方式推进。配套储能的项目也只有一个目的，能获得优先并网的入场券。
此番湖南电力公司以红头文件方式宣告于众，似乎试探新能源行业的底线。
诚然，光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性与随机性等特性，随着装机规模的增长并网消纳的矛盾愈加严重。
但问题在于：
目前储能成本高，新能源行业在平价、竞价的政策调整下，项目经济收益对成本愈加敏感，新能源配套储能是否还有经济性?
新能源配套储能是否有合理的商业模式?
新能源调峰成本到底由谁来承担，投资企业，消费者，还是?
储能项目是新能源产业链最薄弱的一环，多年来一直在处于进化的过程中，储能投资、储能调峰是否还有补贴政策支持?
电网企业是否有权限要求新能源企业配套储能?
湖南省电力公司要求企业配套储能，这是省公司意志，还是国家电网的授意?
按照国家能源管理政策，新能源平价项目可以优先并网。平价项目的上马是否要同步配套储能?
若新能源配套储能，可否探索在发电小时数提高、非技术成本下降等方面得以补偿?
新能源配套储能的安全性是否可以保障?
电网企业希望甩掉调峰的包袱，新能源企业是否已经做好了准备?