經濟觀察報 潘俊田/文 在經歷了長達一年的壓貨之后，光伏組件經銷商突然買不到貨了。

一位一線組件企業的長期經銷商向經濟觀察報表示，其在向工廠訂購組件后，第二天獲知，工廠已經把他的貨發給了別人。經銷商擔心客戶流失，不得不去找工廠運營協商溝通，結果是：工廠又把別人的貨調給了他。之后，這位經銷商又找工廠訂貨，加了兩次價才拿到貨。

整個2024年，高庫存、降價、裁員等消息困擾著光伏產業。但進入2025年3月，光伏行業卻出現了一波銷售的小高峰。

一家南方省份的光伏安裝商向經濟觀察報表示，其所在的南方某市今年開工的光伏電站項目是去年同期的三到五倍。跌跌不休的光伏組件價格也開始進入上漲通道，目前主流組件價格已經接近0.8元/W，而今年1月份的價格約0.7元/W。

這些項目的目標是：搶在4月30日或者5月31日之前完成施工。

“430”和“531”是分別于今年1月中旬和2月中旬發布的兩份政策文件中規定的日期。業內普遍認為，4月30日或者5月31日之后完成施工的光伏電站收益會下降。因此，為了“保收益”，必須“搶裝”。

但參與者的動作也顯示了他們對這一熱潮的判斷：不會持續太久，要為隨時可能出現的下滑做好準備。部分一線組件廠謹慎地保持了目前的產能，以提高現有產能利用率的形式應對上半年的小高峰。

光伏電站開發企業也準備通過下調渠道費、安裝費的形式來應對電站可能出現的收益下降。有的光伏電站企業正在重新評估光伏電站的收益模型，摸索新的運營模式。

搶備案、搶原料、搶施工

“只要我們接了您的項目，就算給您上三支施工隊、24小時施工，也要給您裝完。”一家光伏安裝商的銷售人員在3月下旬舉行的一場光伏展會上向咨詢者許諾，“當然，法律不允許24小時施工。”他又補充道。

這家以光伏安裝為主要業務的公司還推出了收購光伏電站項目，收購對象為“投資方未落實，但急于在‘430’‘531’之前完成并網的項目。”

他說，現在公司已經收購了總量約300MW的項目準備搶“430”和“531”。通常一個項目的規模不超過6MW。

光伏電站建設通常分為備案、施工、并網三個階段。備案指向相關管理部門遞送項目文件，取得項目批復；拿到批復之后施工隊進行建設；建完之后再去電網公司或相關管理部門完成并網驗收。

一個光伏電站從開始備案到并網驗收，大約需要一個月到四十五天的時間。

從3月下旬計算，到“531”的時間節點還有兩個多月。該光伏安裝商的銷售人員說：“我們公司旗下有大量的施工隊，完全可以在時間節點前完成安裝。”

光伏的搶裝潮不僅存在于施工環節，也影響到更上游的備案環節。

一位北方某省的光伏開發商告訴記者，現在項目能拿到備案很不容易，因為政府部門處理速度是有限的，一個項目申請備案后，當地供電部門還要派專人去現場進行勘測。但現在其所在的北方某沿海城市上報項目數增加許多，政府處理不過來，項目的備案要等很久。

拿到備案只是第一步。上述南方省份光伏開發商向記者介紹，光伏電站備案中需要詳細的施工圖紙，施工過程中必須嚴格按照圖紙進行施工。但是現在組件、逆變器、支架等各種材料都出現漲價甚至缺貨的情況，一些電站只能被迫調整規劃。

前述一線組件企業經銷商向記者表示，目前的情況是，二線光伏組件企業都快沒貨了，開始從三線企業拿貨，“要不是這次搶裝，有些光伏組件品牌聽都沒聽過，項目方也不管質量，就先買回去應付，所以連二手組件都有人買。”

記者以客戶名義咨詢了幾家二線企業，銷售人員表示“需提前支付所有款項”“只能分批次提貨”。展會中，一位光伏銷售商說，如果現在給工廠下單，全款也需要再等十幾天。

在光伏庫存積壓的2024年，采購光伏基本可以拿到現貨，采購者還可以按照一定賬期結算貨款。

一家光伏支架廠負責人告訴記者，現在廠內的鋁合金庫存件都被拉到小型光伏電站項目工地了，大項目的C型鋼也基本沒有庫存。

多家光伏頭部企業也在回復投資者提問時提到了目前的搶裝潮以及其對生產帶來的影響。

晶科能源(688223.SH)表示，隨著行業供給側改革穩步推進和春節后需求回暖，疊加電力市場化改革導致的上半年搶裝預期，國內市場組件價格小幅上漲。公司認為，短期來看，新老劃斷政策可能刺激部分光伏項目提前搶裝。因市場回暖和電力市場化改革導致的潛在搶裝需求，公司3月排產環比2月提升較為顯著。

天合光能(688599.SH)表示，中國區電價市場化改革政策明確存量項目與增量項目電價“新老劃斷”，推動上半年搶裝需求提升。

“430”和“531”

“430”和“531”兩個時間節點來源于今年年初發布的兩項光伏政策。

今年1月17日，國家能源局印發《分布式光伏發電開發建設管理辦法》（下稱《辦法》）。

《辦法》規定光伏電站項目以4月30日為界進行“新老劃斷”：4月30日及以前完成并網，并低于20MW的光伏電站，依然可以全額上網；5月1日及以后完成并網的項目，按照項目規模進行分類，6MW以下的戶用項目可以全額上網，工商業項目全部自發自用，余電上網；6MW以上20MW或50MW以下的項目原則上全部自發自用，部分地區可余電上網，或轉為集中式光伏電站。《辦法》進一步規定，“老”項目可不做備案變更，仍按原備案類型管理。因此如果光伏電站已獲得可發電上網的備案證，并在4月30日之前完成并網，即可繼續全額上網或部分上網。

1月27日，國家發展改革委、國家能源局又發布《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（下稱《通知》）。《通知》明確光伏發電應全面納入市場化交易，電價全部由市場交易形成。同時繼續對光伏電站實行新老劃斷，以今年6月1日為界：在這之前投建并網的新能源項目實行原有政策；6月1日及以后投建并網的項目實施新政策。

具體而言，地方能源局及電網公司等將會設立機制電價。在全部電量原則上市場化的前提下，以2025年6月1日為界：6月1日之前建成并網的項目，機制電量依舊執行保障性收購，機制電價依舊執行原有政策，但不得高于煤電基準價；6月1日及以后投建的項目，保障性收購電量由實際消納情況確定，機制電價由項目之間競價形成。

這意味著當市場價格高于機制電價價格區間，企業要“退錢”；而當市場價格低于機制電價價格區間，企業會獲得補貼。

將兩項政策結合起來，行業得出“4月30日之前建成并網的項目依然享受固定電價；4月30日之后建成并網的項目，一部分無法享受固定電價；5月31日之后并網的項目，所有項目均無法享受固定電價”的結論。

兩份文件從量和價兩個維度，改變了光伏電站向電網“賣電”的邏輯，也可能會改變光伏電站的收益模型。

西北勘測設計研究院有限公司經濟評價中心主任王貝貝在光伏行業2024年發展回顧與2025年形勢展望研討會上介紹：新政后，光伏電站收益模型將會從“發電量×固定電價”轉向“場內市場化交易電價+場外差價”的模式。

假設市場化交易均價為0.25元/kWh，機制電價為0.3元/kWh，某光伏電站發出100度電，在電力市場中以0.2元/kWh的價格出售，最終所得為：0.2元/kWh×100kWh（場內市場化交易電價）+（0.3-0.25）元/kWh×100kWh（場外差價）=25元。

調整后的電力價格將由市場形成，像股票一樣會有漲有跌。如電價上漲，光伏項目能掙到更多的錢，但是業內普遍認為電價會下降。

中國光伏行業協會光伏發電專委會電力市場顧問盧家斌介紹，以連續運行電力現貨市場的山西、陜西、蒙東三個地區1月電價為例，三地均出現午間光伏發電量大增的時間段電價大幅下降、晚間光伏無發電時間段電價大幅上升的現象，價格差可達0.5元/kWh。正午時間段的電價甚至不足0.1元/kWh。

山西、陜西、蒙西三地光伏電量平均售價為0.1元/kWh、0.168元/kWh和0.181元/kWh。此前，光伏發電保障性收購電價參照煤電基準電價，大致在0.3元/kWh—0.4元/kWh左右。

以三地平均光伏電價和平均光伏利用小時數計算，這意味著每投建1MW光伏電站，一小時少賺約200塊錢，一年約少賺約30萬元。

光伏大廠備戰“后531”

對于身處其中的企業而言，搶裝潮無疑能在短時間內出清庫存、提振業績，但是也必須考慮6月1日之后可能出現的需求萎縮。

近日，經濟觀察報走訪了多家光伏一線企業，應對搶裝潮，一線光伏組件企業策略大致可以分為“隨行就市”和“長單鎖量”兩種。

選擇“隨行就市”的企業認為，現在市場上組件價格上漲飛快，一天一個價，靈活調整價格，產品的利潤更高。這些企業認為，6月1日之后組件需求不可避免地會陷入萎縮，因此不能僅僅看到上半年的需求井噴而大幅提高產量或者重啟已關停的產線，只需將目前的產能利用率“拉滿”來應對搶裝潮。

這樣，一方面可以維持目前市場供需的緊平衡狀態，保持價格修復態勢；另一方面也不會對企業造成較大的負擔。

選擇“長單鎖量”（以固定價格簽訂長期訂單，價格不隨市場波動而波動，通常訂單量較大）的企業認為，不管價格如何變化，市場上一定會有光伏裝機需求，只需要按照自己的生產成本，估算一個可以接受的價格，以此價格作為基準，獲得更多鎖定價格的采購量。這些企業的策略重點在于維持市占率和產能利用率。

對于二線企業來說，這是趁機補充現金流的絕佳時機。此前由于光伏組件嚴重過剩，一線企業售價已經跌穿成本線，二線企業的組件幾乎沒有市場。現在由于市場需求井噴，一線企業又不大規模擴產，二、三線企業的組件重新找到銷路。

一些二線企業保持了更激進的態度，將這一輪搶裝潮視為提升產品競爭力的契機。

一家二線組件企業的高管對經濟觀察報表示：“我們公司生產成本較高，去年年底的市場價格幾乎無法覆蓋成本，接訂單會虧本。按照今年的價格，企業接訂單有利潤了。有訂單之后，企業可以投資設備，把生產成本降下來。”

電價調整之后

處在搶裝潮中央的，是光伏電站開發企業。

大部分光伏電站開發企業的商業模式為：頭部開發企業作為投資方投資運營電站，土地持有方獲得租金，中間的安裝商、施工隊等獲得施工費。

電價調整后，光伏電站的收益可能會降低。在這種情況下，土地持有方、安裝商、施工隊等的開發費用如果還和以前一樣，那么投資方的投資收益會大幅度降低。

記者在一家光伏開發商的渠道招商會上了解到，已經有頭部開發企業大規模下調光伏電站開發渠道費、安裝費等，為“430”“531”之后的降價做準備。

光伏電站開發企業內部也在討論投資開發模式的轉變。以前，光伏電站的開發投資決策邏輯為“開源節流”，以“發電量×固定電價為”為基準，加上電力輔助服務、綠證/碳交易等業務產生的現金流作為收入，再減去開發成本，即為利潤。其中，收入較為固定，成本控制就非常關鍵。

電力市場化之后，光伏電站收益將更加多元且難以預測，甚至一些開發商和業主都不能明確判斷電力市場化交易帶來的影響。因此，有的開發商也正在謀劃新的開發模式。

“我們正在開發虛擬電廠服務，將來可以只收購光伏電站發出的電力，在市場上統一出售。這一模式不一定要再開發光伏電站，而是將開發重點轉向中小用電戶側。”一家光伏開發商告訴記者。

大企業要未雨綢繆，為“531”之后精打細算，安裝商則早就想好“531”之后的打算——放假。不止一位安裝商向記者表示，忙完這段時間后就給全公司放假，還有安裝商在組織團體旅行。

“雖然因為收益下滑，未來一段時間我會暫時離開這個行業，但是等開發商弄清楚如何在市場化交易條件下賺錢的時候，我還會回來。”一位光伏安裝商對經濟觀察報表示。

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