自2021年分布式光伏“整县推进”政策下发以来，全国分布式光伏迎来爆发式增长，并迅速超过了集中式光伏装机量。

分布式并网容量为0，则意味着项目装好后无法接入电网。在这背后，则是由于分布式发电具有不稳定性特点，在我国分布式发电比例日益提升下，对电网稳定性造成不利影响，因此对并网容量进行了限制。

为解决这一难题，各地纷纷出台限制措施，其中最直接有效的方式就是要求项目配置储能，这也是2023年储能装机飙升的主要因素之一。

而间接的措施则包括对分布式项目并网进行限制，例如暂缓、暂停分布式并网。

据媒体统计，2023年四季度以来，就有包括安徽、广东、河南、湖南等超过20个省、市地区出台政策规范分布式光伏市场，其中包括暂缓分布式光伏备案，或规定不得开工、不予并网情形。

其中主要根据各地区分布式并网容量来进行管控，例如支持绿色地区分布式光伏项目，对容量告急的黄色、红色区域分布式光伏则进行暂缓、暂停等，待落实消纳条件后，再行开发建设。

那么，已经并网的分布式项目就可以高枕无忧了吗？也不尽然，对于一些消纳压力高的区域，甚至有地区出出台政策，禁止已并网项目电力反送电网。

如2023年11月23日，内蒙古首批工业园区绿色供电项目清单通知中就规定，对于未按申报方案及核准（备案）要求建设，储能配置、自主调峰水平等关键技术指标不满足实施细则要求，以及新增负荷未全部投运的项目，不允其并网发电。

此外，对于已并网项目，若投产后运行能力达不到申报方案提出的生产曲线水平，并由此导致弃风、弃光问题，造成的投资损失由相关企业及所在盟市自行承担，禁止市场化并网项目所发电量反送电网消纳。

以上的限制措施均因并网压力所致，对此业界认为，在新能源的大趋势下，加强电网灵活调节能力才是根本之道，市场也在呼吁加快电网建设，增强电网消纳能力。

目前，各地区也在加快电网设施建设，在此之前，仍主要限制发电侧并网，或要求配储等，在此之前，分布式并网或仍面临压力。

对于光伏项目来说，强制大比例配储意味着投资方不但无法从电站获得发电收益，甚至会承担一定比例的亏损，如果进一步考虑锂电池容量衰减等因素，储能设备的度电成本恐怕还要更高。

但长远来看，目前光储一体所面临的成本困境，是产业新兴赛道所面临的常规问题，随着技术革新及规模提升，光储一体的经济性迟早会体现出来。

现在回望看十年前的光伏产业，那个时候很多人说不如煤电，毫无经济性。但我们走过来了，并且依然坚信高成本桎梏会被解决，正如光伏降本增效的成功，储能也会有这一天，不远了。

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