本文来源：时代财经 作者：何明俊

2025年光伏第二轮“抢装潮”，没有如期到来。

InfoLink Consulting数据显示，截至5月28日当周，部分光伏产业链的价格继续下探。

其中，N型硅片中，183N落在每片0.95元、210RN为每片1.1元，210N为每片1.3元，均较4月30日当周跌幅超5%；N型电池片中，183N、210RN、210N主流成交均价分别为每瓦0.25元、0.265元、0.27元，较4月30日当周跌7.41%、3.6%、5.26%；TOPCon组件均价为每瓦0.68元，较4月30日当周跌2.86%。

产业链价格下跌，主要是由于终端需求的疲软。事实上，由于光伏各环节的采购优先于项目并网，早在4月上旬，产业链价格便已出现松动下行，彼时，InfoLink Consulting表示，主要因抢装需求退坡。

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时代财经注意到，和过去数年出现的抢装潮不同的是，2025年的抢装潮尤为特殊。特殊之处在于，电价政策的巨大变化。由于新能源项目即将迎来从“旱涝保收”的政策电价到“盈亏自负”的市场电价的转变，光伏抢装潮的预期在年初政策发布时被拉满。

2025年1月27日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称“136号文”）。当中提到，新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。

“136号文”中对新能源存量与增量项目的划分时间点为2025年6月1日。6月1日前投产的新能源存量项目，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策；6月1日起投产的新能源增量项目，则全部纳入新能源可持续发展价格结算机制，通过市场交易形成上网电价。

这意味着新能源发电将从政策性的“旱涝保收”变为市场性的“盈亏自负”。

而“136号文”出炉前10天，国家能源局对《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（国能新能〔2013〕433号）进行了修订，形成了《分布式光伏发电开发建设管理办法》（下称《办法》）。对于该办法发布之日前已备案且于2025年5月1日前并网投产的分布式光伏发电项目，仍按原有政策执行。

《办法》和“136号文”的出炉催生出“430”“531”两个抢装大限，光伏行业也反应热烈。

据时代财经观察，光伏行业在今年3月至4月迎来了一轮抢装潮。短期的需求增长，刺激组件价格抬升，甚至连头部组件企业晶科能源（688223.SH）都表示，“为应对抢装需求，公司在2025年4月排产环比有一定比例提升”。

然而，按照市场预期，“抢装潮”在4月30日兑现后，会在6月1日前再次出现，以尽量拿下带有保障性的政策电价。但时代财经却发现，自3、4月的抢装潮结束后，最后一轮的抢装潮却未在5月出现。

这是为什么？

4月光伏新增装机同比大涨215%

“为把握‘430’和‘531’两大政策节点，下游企业启动抢装，带动4月装机实现高增。国内新增光伏装机高基数背景下，1~4月新增装机规模仍实现高增长，表明国内光伏市场仍具发展潜力，全年装机规模有望维持较高水平。”华创证券在5月26日发布的研报中指出。

根据国家能源局的数据，今年1-4月光伏新增发电装机容量达104.93GW，同比增长74.59%；仅4月单月，新增光伏装机便达到45.22GW，同比激增215%，环比大涨123%。

由于光伏各环节的采购优先于项目并网，早在今年元宵节后，光伏产业链的价格便开始上扬。

时代财经根据InfoLink Consulting数据统计，从2月5日当周到4月2日当周，N型硅片中，183N、210RN、210N的主流成交均价分别增长10.17%、14.81%、3.23%；同期N型电池片的183N、210RN、210N的价格涨幅分别为6.90%、21.43%、5.08%；而分布式TOPCon组件的价格涨幅则达到13.04%。

InfoLink在3月18日发布文章指出，近期中国国内订单确实出现小幅增长，主要集中于分布式项目，尤以工商业项目最为明显，显示“136号文”出台已推动分布式市场的抢装潮，同时带动国内分布式组件现货价格上扬，低价销售的价格也持续缩减，部分厂家甚至明确规定低于每瓦0.66元以下的订单减少发货。

根据TrendForce集邦咨询3月底的调查，分布式项目抢装潮大幅带动组件需求，造成分销商大量囤货，头部组件供应商连续多次涨价。

“‘430’抢装潮主要是工商业分布式项目，‘531’的时间点主要针对的是所有增量新能源项目的价格，所以我们看到一季度光伏新增装机中分布式占比达到61%，远高于2024年42%的比例。”惠誉评级亚太区企业评级高级董事陈邱萍在接受时代财经采访时表示。

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除了价格上涨，从开工率和排产数据亦可一窥“抢装潮”的火爆。据Mysteel我的钢铁网数据，3月硅片、电池片、光伏组件国内企业产能开工率分别为58%、57.5%、54.3%，环比分别上升7.6%、9.5%、11.4%；到了4月，上述开工率则进一步升至60.9%、63.3%、56.1%。

3月，国内主流硅片企业硅片、电池片、组件产量分别为54.2GW、54.3GW、53GW，环比分别上涨16.81%、19.87%、26.67%；到了4月，上述产量也进一步增长至56.6GW、59.8GW、55GW。

隆众资讯绿电产业链分析师方文正告诉时代财经，“430”抢装潮期间，光伏主产业链价格有所修复，主要是由于抢装潮带动了行业排产上行，供需市场临时得到改善，从而推动了净利润的改善。

而“抢装潮”激烈时，市场上甚至出现了“毁单”的现象。据财联社报道，有组件经销商表示，在向组件厂支付全款后，厂家却没能按照订货合同约定的时间和价格交货，甚至要求上浮合同单价。

“531”抢装潮未如预期

不过，一边是热火朝天的“抢装潮”，另一边，却有多个光伏项目终止开发。

3月27日，国家能源集团公告称，由于最新电网政策和电价政策影响，其12MW光伏项目EPC工程公开招标终止；4月9日，广州发展电力集团有限公司公告称，广州发展电力中塘村园地5.98MW分布式光伏项目因无法在2025年5月1日前完成并网而被终止。

4月17日，港能(镇雄)新能源有限责任公司发布2024年度分布式光伏电站项目工程总承包招标废标公告，其300MW分布式光伏EPC项目合作终止。原因同样是“受到国家政策对分布式光伏电站建设调整的影响”。

5月5日，陕西东颉雷科20兆瓦屋顶光伏发电项目相关的采购招标因政策等原因终止；5月9日，中国核工业集团旗下的长沙驰能新能源开发有限公司发布山西应县屋顶分布式光伏发电项目EPC总承包终止公告，因项目发生重大变更而终止招标。

时代财经注意到，目前，部分省份针对“136号文”的省级政策仍未出台。“随着各省机制电价的细则出台以及未来成本的变化，不排除部分暂停的项目会重启。”陈邱萍表示。

事实上，进入5月份，“531”抢装潮并未如期出现。而需求的疲软，最先体现在产业链价格上。

在连涨7周后，截至4月9日当周，部分光伏产业链价格开始出现松动，N型硅片中，183N落在每片1.3元、210RN为每片1.55元，210N为每片1.55元；N型电池片中，183N、210RN、210N主流成交均价分别为每瓦0.31元、0.33元、0.31元；TOPCon组件均价为每瓦0.745元。

InfoLink Consulting在当周的价格评析中指出，终端需求节点相比预测提前下滑，市场气氛转弱。此后，光伏产业链价格连跌至今。

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“531”抢装潮未能如期出现，这出乎投资者的意料，但却在业内人士的预期之中。

“此前只是突然有一段短暂的时间货没供应充足，但整体的量很小。（实际上）各家产能都没开满，考虑下半年的情况，不好直接开足产线。”光伏业内人士萧吉（化名）告诉时代财经，分布式的量很小但要得急，集中式的存货又很多，短期内看似供不应求，实则没多少业绩贡献。

从光伏上市公司的一季报来看，通威股份、TCL中环（002129.SZ）、晶澳科技（002459.SZ）、隆基绿能（601012.SH）、晶科能源、天合光能（688599.SH）在今年一季度均亏超10亿元，其中仅隆基绿能亏损幅度同比收窄。

林钧（化名）在一家业内排名较前的光伏电站工作，他向时代财经表示，“3、4月抢装潮，除了‘136号文’提出‘531’新老划断之外，《办法》提出以‘430’为节点作为新老划断，也是主要因素之一。不过，随着‘531’的临近，5月份存在之前抢装的少量延续。”

根据SMM上海有色网5月27日的晨会纪要，5月国内硅片排产稍不及预期，部分厂家中途减产，市场最终开工率约53%左右；而电池厂调整排产以控制库存，周环比增加25.01%；组件厂则调整采购需求，订单减少。

方文正指出，电价改革的本质是对光伏项目的上网电价补贴进行退坡，增量项目将采用市场化定价机制，会导致装机项目的收益不确定性增加，尤其是在分布式项目中，电价的下降预期可能进一步削弱投资意愿。6月1日起光伏固定电价补贴将取消，转为市场化交易定价，可能会导致装机项目的收益率下降，最终影响投资意愿。

“抢装潮的核心意义在于提前将下半年的需求前置，以应对政策变化带来的不确定性。但是抢装潮也透支了后续需求，导致产业链价格和库存压力发生机构性的变化。所以抢装潮对光伏产业链短期带来了价格和利润的修复，但长期来看，需求的透支和政策的调整可能导致行业面临更大的挑战。”方文正补充道。

资方投资越加谨慎

在业内看来，新能源全面入市是大势所趋，但电价改革尚未真正开始实施运作时，资金供给方（下称“资方”）普遍会在投建项目时趋于慎重，尤其关注政策不确定性带来的收益风险。

张烁（化名）是多年从事光伏电站开发的商务人士。他与时代财经交流时表示，以前开发项目时给业主的条件是电费打折，这对于工厂或者商业综合体来说，节省的电费是很可观的。“我们非常欢迎用电量大的企业，通常也会给客户提供2到3个方案。”

“今年做这个就是特别矛盾。”张烁提到当下开发光伏电站客户的难点，“有钱的客户一般会自己做，而没钱的客户可能会有风险。因为我们一签就是20年左右，资方会考虑这一点，我们也会评估。”

“而且，实际落地在南北方会有很大的区别。北方主要是政府提倡，能做的都做了，没多少市场留给我们。开发方更喜欢在南方，而且南方的工商业更发达、工厂更多。”但张烁说，今年更难做了。他表示，做光伏电站非常依赖社会资源。光伏电站的收益率往往与资方的竞争程度挂钩，而不是单纯以成本定价，这在光伏行业内已经是公开的“秘密”。

此外，InfoLink指出，“136号文”带来的市场不确定性仍高，其解读尚未明确执行方向。文件侧重宏观框架性政策，规范新能源上网电量入市交易的大方向策略与电力交易价格结算的基本框架，但具体实施细则仍须等待各省政府进一步通知。

“‘136号文’下，未来的电价到底会如何界定、运行，在各省级政策出台之前仍无定论，新能源企业的投资规划相应地进行调整和改变。在收益模型不确定性高的情况下，企业投资趋于谨慎，谋定而后动，短期内新能源投资有所收减或者放缓是较为正常的现象。”林钧表示，“未来的收益模型将是动态变化的，但通过市场的磨合和博弈，一定会形成新的均衡。”

林钧并不担心电价改革。他表示，公司在较早期已做好相应布局和策略调整，从资源端到资产端，再到结合储能和电力交易为主的资产运营服务端，以及业务端的售电、虚拟电厂等多种新兴业务布局，公司已经全面做好准备。

投资光伏电站的晓鹏（化名）则向时代财经指出，6月1日后还会继续投资光伏电站，但需要更加考虑消纳比例的问题。“如果是消纳比例比较好的电站，那么投资回报率受国家政策影响不是很大，如果是消纳比例不高的电站，那投资回报率就会差很多。”

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“目前仍在初步观察周期，企业收益率测算尚不明确之下，须更加注意风险控管能力，把控初期投资成本，以降低不确定风险维持竞争优势，理性应对后续政策变动。对于头部企业而言，适应变革相对容易，但中小型厂家则可能面临更大压力，进一步加剧市场集中化，企业间竞争将持续加剧。”InfoLink表示。

不过，在头部电站企业工作的邹明（化名）告诉时代财经，其所在的公司已出售大部分持有的电站，暂时没有再投资，仅做运营和代建。“毕竟这属于重资产。”邹明说。

随着新能源项目全面入市，未来是否会因某些因素而出现新的抢装潮？这对于行业而言，是一个待解的问题。

“纵观历史上几次抢装潮的发生都是价格政策变化造成的。”陈邱萍指出，“目前看机制电价政策是从之前保障收购到未来完全市场化交易的一个过渡安排，势必会在执行一段时间后退出。如果机制电价政策没有能做到和纯市场化定价的有效过渡，投资者对纯市场竞争有疑虑，那么在机制电价完全退出的时候有可能再次出现抢装潮。但是目前看，这个政策的出现就是为了平稳市场预期，避免这种情况出现。”

“电价改革后，可能会继续面临抢装潮，但力度可能不及往年。一般情况下年底收官效应，预计仍会有常规的抢装出现，但整体装机节奏将呈现先扬后抑再扬的格局。集中式电站更多依赖风光大基地二期的建设，而分布式装机则受限于入市政策的调整。”方文正说。