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支持可再生能源配套储能的政策在2020年密集出台。
辽宁省发改委今年印发的风电项目建设方案指出，将优先考虑附带储能设施、有利于调峰的项目。河南省则提出，在平价风电项目中，将优先支持配置储能的新增平价项目。内蒙古自治区能源局表示，优先支持光伏+储能项目建设，且光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上。
以上这些政策以正面鼓励为主，而国网山西电力公司可以说是直接放大招，强制要求接入35KV及以上电压等级的风电场、光伏电站进行一次调频改造，新投产的新能源场站必须具备一次调频功能才能并网运行。改造方式包括保留有功备用和配置储能设备两种，由于保留备用会使发电规模受限，预计将有不少风电光伏企业选择储能。
对储能的重视显示了可再生能源消纳任务的重压。
3月公布的《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》中已经提及，各省要以电网消纳能力为依据合理安排新增核准（备案）项目规模。这一通知还要求国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力公司发挥电网并网关口作用，严格按照规划和消纳能力合理安排项目并网时序。也许可以这样理解，电网的消纳能力将成为风电光伏项目规模的上限。
一些省份对于本省新增消纳能力的测算也显示，发展更高比例的可再生能源存在压力。
国网河南电力公司在《关于2020年申报平价风电和光伏发电项目电网消纳能力的报告》中指出，到2025年全省风电、光伏发电弃电率已超过消纳上限，无新增规模空间。
湖南省发改委则在近期专门发文，鉴于今年我省电网已无新增消纳空间，全省暂停装机6MW以上的普通地面光伏发电项目备案工作。
提高消纳能力的方法有很多种，电池储能是其中之一。与输电通道建设、提高电能替代、建设传统的抽水蓄能电站相比，电池储能建设周期短，配置灵活，且成本一直稳步下降，因此在技术上得到了电力行业的认可，成为增强可再生能源可调节性以及系统灵活性的一大选择。
前两年，江苏、河南等多个省级电网都开始建设大规模电池储能电站，以增强局部电网的调峰调频能力。不过，在输配电价制度明确储能不能纳入电网输配电定价成本后，网侧储能没有明确的盈利模式，电网投资建设储能的空间变得非常有限。最终，通过配套储能来提高消纳能力的担子，还是压到了风电光伏企业自己身上。
对于储能行业，这自然是巨大的商业机会。但在风电光伏企业看来，这个担子可以说是强压在自己身上：不配套储能可能面临并网的难题，这是以前不曾有的情况。而这一笔新增加的项目投资，走向平价的过程中，又可能难以收回成本。
一些储能企业也不免担忧，如果风电光伏企业本身缺乏投资意愿，只是为了完成并网要求，那就有可能仅仅看重储能的一次性投资成本，而不注重长期使用，造成储能企业竞相压价而忽视质量，从而制造出一个恶性竞争的储能市场。
说到底这仍然是价格机制缺失带来的结果，如果不能探索出一套可再生能源与储能协同发展的支持政策或是商业模式，这种“别扭”还会长期存在。（陈仪方）
