环业财经网经观头条｜抢430、战531 光伏业冲刺一百天
（原标题：经观头条｜抢430、战531 光伏业冲刺一百天）
在经历了长达一年的压货之后，光伏组件经销商突然买不到货了。
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一位一线组件企业的长期经销商向经济观察报表示，其在向工厂订购组件后，第二天获知，工厂已经把他的货发给了别人。经销商担心客户流失，不得不去找工厂运营协商沟通，结果是：工厂又把别人的货调给了他。之后，这位经销商又找工厂订货，加了两次价才拿到货。
整个2024年，高库存、降价、裁员等消息困扰着光伏产业。但进入2025年3月，光伏行业却出现了一波销售的小高峰。
一家南方省份的光伏安装商向经济观察报表示，其所在的南方某市今年开工的光伏电站项目是去年同期的三到五倍。跌跌不休的光伏组件价格也开始进入上涨通道，目前主流组件价格已经接近0.8元/W，而今年1月份的价格约0.7元/W。
这些项目的目标是：抢在4月30日或者5月31日之前完成施工。
“430”和“531”是分别于今年1月中旬和2月中旬发布的两份政策文件中规定的日期。业内普遍认为，4月30日或者5月31日之后完成施工的光伏电站收益会下降。因此，为了“保收益”，必须“抢装”。
但参与者的动作也显示了他们对这一热潮的判断：不会持续太久，要为随时可能出现的下滑做好准备。部分一线组件厂谨慎地保持了目前的产能，以提高现有产能利用率的形式应对上半年的小高峰。
光伏电站开发企业也准备通过下调渠道费、安装费的形式来应对电站可能出现的收益下降。有的光伏电站企业正在重新评估光伏电站的收益模型，摸索新的运营模式。
抢备案、抢原料、抢施工
“只要我们接了您的项目，就算给您上三支施工队、24小时施工，也要给您装完。”一家光伏安装商的销售人员在3月下旬举行的一场光伏展会上向咨询者许诺，“当然，法律不允许24小时施工。”他又补充道。
这家以光伏安装为主要业务的公司还推出了收购光伏电站项目，收购对象为“投资方未落实，但急于在‘430’‘531’之前完成并网的项目。”
他说，现在公司已经收购了总量约300MW的项目准备抢“430”和“531”。通常一个项目的规模不超过6MW。
光伏电站建设通常分为备案、施工、并网三个阶段。备案指向相关管理部门递送项目文件，取得项目批复；拿到批复之后施工队进行建设；建完之后再去电网公司或相关管理部门完成并网验收。
一个光伏电站从开始备案到并网验收，大约需要一个月到四十五天的时间。
从3月下旬计算，到“531”的时间节点还有两个多月。该光伏安装商的销售人员说：“我们公司旗下有大量的施工队，完全可以在时间节点前完成安装。”
光伏的抢装潮不仅存在于施工环节，也影响到更上游的备案环节。
一位北方某省的光伏开发商告诉记者，现在项目能拿到备案很不容易，因为政府部门处理速度是有限的，一个项目申请备案后，当地供电部门还要派专人去现场进行勘测。但现在其所在的北方某沿海城市上报项目数增加许多，政府处理不过来，项目的备案要等很久。
拿到备案只是第一步。上述南方省份光伏开发商向记者介绍，光伏电站备案中需要详细的施工图纸，施工过程中必须严格按照图纸进行施工。但是现在组件、逆变器、支架等各种材料都出现涨价甚至缺货的情况，一些电站只能被迫调整规划。
前述一线组件企业经销商向记者表示，目前的情况是，二线光伏组件企业都快没货了，开始从三线企业拿货，“要不是这次抢装，有些光伏组件品牌听都没听过，项目方也不管质量，就先买回去应付，所以连二手组件都有人买。”
记者以客户名义咨询了几家二线企业，销售人员表示“需提前支付所有款项”“只能分批次提货”。展会中，一位光伏销售商说，如果现在给工厂下单，全款也需要再等十几天。
在光伏库存积压的2024年，采购光伏基本可以拿到现货，采购者还可以按照一定账期结算货款。
一家光伏支架厂负责人告诉记者，现在厂内的铝合金库存件都被拉到小型光伏电站项目工地了，大项目的C型钢也基本没有库存。
多家光伏头部企业也在回复投资者提问时提到了目前的抢装潮以及其对生产带来的影响。
晶科能源(688223.SH)表示，随着行业供给侧改革稳步推进和春节后需求回暖，叠加电力市场化改革导致的上半年抢装预期，国内市场组件价格小幅上涨。公司认为，短期来看，新老划断政策可能刺激部分光伏项目提前抢装。因市场回暖和电力市场化改革导致的潜在抢装需求，公司3月排产环比2月提升较为显著。
天合光能(688599.SH)表示，中国区电价市场化改革政策明确存量项目与增量项目电价“新老划断”，推动上半年抢装需求提升。
“430”和“531”
“430”和“531”两个时间节点来源于今年年初发布的两项光伏政策。
今年1月17日，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》（下称《办法》）。
《办法》规定光伏电站项目以4月30日为界进行“新老划断”：4月30日及以前完成并网，并低于20MW的光伏电站，依然可以全额上网；5月1日及以后完成并网的项目，按照项目规模进行分类，6MW以下的户用项目可以全额上网，工商业项目全部自发自用，余电上网；6MW以上20MW或50MW以下的项目原则上全部自发自用，部分地区可余电上网，或转为集中式光伏电站。《办法》进一步规定，“老”项目可不做备案变更，仍按原备案类型管理。因此如果光伏电站已获得可发电上网的备案证，并在4月30日之前完成并网，即可继续全额上网或部分上网。
1月27日，国家发展改革委、国家能源局又发布《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》（下称《通知》）。《通知》明确光伏发电应全面纳入市场化交易，电价全部由市场交易形成。同时继续对光伏电站实行新老划断，以今年6月1日为界：在这之前投建并网的新能源项目实行原有政策；6月1日及以后投建并网的项目实施新政策。
具体而言，地方能源局及电网公司等将会设立机制电价。在全部电量原则上市场化的前提下，以2025年6月1日为界：6月1日之前建成并网的项目，机制电量依旧执行保障性收购，机制电价依旧执行原有政策，但不得高于煤电基准价；6月1日及以后投建的项目，保障性收购电量由实际消纳情况确定，机制电价由项目之间竞价形成。
这意味着当市场价格高于机制电价价格区间，企业要“退钱”；而当市场价格低于机制电价价格区间，企业会获得补贴。
将两项政策结合起来，行业得出“4月30日之前建成并网的项目依然享受固定电价；4月30日之后建成并网的项目，一部分无法享受固定电价；5月31日之后并网的项目，所有项目均无法享受固定电价”的结论。
两份文件从量和价两个维度，改变了光伏电站向电网“卖电”的逻辑，也可能会改变光伏电站的收益模型。
西北勘测设计研究院有限公司经济评价中心主任王贝贝在光伏行业2024年发展回顾与2025年形势展望研讨会上介绍：新政后，光伏电站收益模型将会从“发电量×固定电价”转向“场内市场化交易电价+场外差价”的模式。
假设市场化交易均价为0.25元/kWh，机制电价为0.3元/kWh，某光伏电站发出100度电，在电力市场中以0.2元/kWh的价格出售，最终所得为：0.2元/kWh×100kWh（场内市场化交易电价）+（0.3-0.25）元/kWh×100kWh（场外差价）=25元。
调整后的电力价格将由市场形成，像股票一样会有涨有跌。如电价上涨，光伏项目能挣到更多的钱，但是业内普遍认为电价会下降。
中国光伏行业协会光伏发电专委会电力市场顾问卢家斌介绍，以连续运行电力现货市场的山西、陕西、蒙东三个地区1月电价为例，三地均出现午间光伏发电量大增的时间段电价大幅下降、晚间光伏无发电时间段电价大幅上升的现象，价格差可达0.5元/kWh。正午时间段的电价甚至不足0.1元/kWh。
山西、陕西、蒙西三地光伏电量平均售价为0.1元/kWh、0.168元/kWh和0.181元/kWh。此前，光伏发电保障性收购电价参照煤电基准电价，大致在0.3元/kWh—0.4元/kWh左右。
以三地平均光伏电价和平均光伏利用小时数计算，这意味着每投建1MW光伏电站，一小时少赚约200块钱，一年约少赚约30万元。
光伏大厂备战“后531”
对于身处其中的企业而言，抢装潮无疑能在短时间内出清库存、提振业绩，但是也必须考虑6月1日之后可能出现的需求萎缩。
近日，经济观察报走访了多家光伏一线企业，应对抢装潮，一线光伏组件企业策略大致可以分为“随行就市”和“长单锁量”两种。
选择“随行就市”的企业认为，现在市场上组件价格上涨飞快，一天一个价，灵活调整价格，产品的利润更高。这些企业认为，6月1日之后组件需求不可避免地会陷入萎缩，因此不能仅仅看到上半年的需求井喷而大幅提高产量或者重启已关停的产线，只需将目前的产能利用率“拉满”来应对抢装潮。
这样，一方面可以维持目前市场供需的紧平衡状态，保持价格修复态势；另一方面也不会对企业造成较大的负担。
选择“长单锁量”（以固定价格签订长期订单，价格不随市场波动而波动，通常订单量较大）的企业认为，不管价格如何变化，市场上一定会有光伏装机需求，只需要按照自己的生产成本，估算一个可以接受的价格，以此价格作为基准，获得更多锁定价格的采购量。这些企业的策略重点在于维持市占率和产能利用率。
对于二线企业来说，这是趁机补充现金流的绝佳时机。此前由于光伏组件严重过剩，一线企业售价已经跌穿成本线，二线企业的组件几乎没有市场。现在由于市场需求井喷，一线企业又不大规模扩产，二、三线企业的组件重新找到销路。
一些二线企业保持了更激进的态度，将这一轮抢装潮视为提升产品竞争力的契机。
一家二线组件企业的高管对经济观察报表示：“我们公司生产成本较高，去年年底的市场价格几乎无法覆盖成本，接订单会亏本。按照今年的价格，企业接订单有利润了。有订单之后，企业可以投资设备，把生产成本降下来。”
电价调整之后
处在抢装潮中央的，是光伏电站开发企业。
大部分光伏电站开发企业的商业模式为：头部开发企业作为投资方投资运营电站，土地持有方获得租金，中间的安装商、施工队等获得施工费。
电价调整后，光伏电站的收益可能会降低。在这种情况下，土地持有方、安装商、施工队等的开发费用如果还和以前一样，那么投资方的投资收益会大幅度降低。
记者在一家光伏开发商的渠道招商会上了解到，已经有头部开发企业大规模下调光伏电站开发渠道费、安装费等，为“430”“531”之后的降价做准备。
光伏电站开发企业内部也在讨论投资开发模式的转变。以前，光伏电站的开发投资决策逻辑为“开源节流”，以“发电量×固定电价为”为基准，加上电力辅助服务、绿证/碳交易等业务产生的现金流作为收入，再减去开发成本，即为利润。其中，收入较为固定，成本控制就非常关键。
电力市场化之后，光伏电站收益将更加多元且难以预测，甚至一些开发商和业主都不能明确判断电力市场化交易带来的影响。因此，有的开发商也正在谋划新的开发模式。
“我们正在开发虚拟电厂服务，将来可以只收购光伏电站发出的电力，在市场上统一出售。这一模式不一定要再开发光伏电站，而是将开发重点转向中小用电户侧。”一家光伏开发商告诉记者。
大企业要未雨绸缪，为“531”之后精打细算，安装商则早就想好“531”之后的打算——放假。不止一位安装商向记者表示，忙完这段时间后就给全公司放假，还有安装商在组织团体旅行。
“虽然因为收益下滑，未来一段时间我会暂时离开这个行业，但是等开发商弄清楚如何在市场化交易条件下赚钱的时候，我还会回来。”一位光伏安装商对经济观察报表示。
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