2025年光伏第二轮“抢装潮”，没有如期到来。
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%。
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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。
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”。
《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。
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。但北方经济网却发现，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。
4月光伏新增装机同比大涨215%
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%。
北方经济网根据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%。
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。
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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。
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。
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。
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”。
北方经济网注意到，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。
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。
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“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）告诉北方经济网，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。
林钧（化名）在一家业内排名较前的光伏电站工作，他向北方经济网表示，“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。”
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。
资方投资越加谨慎
张烁（化名）是多年从事光伏电站开发的商务人士。他与北方经济网交流时表示，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。”
“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”。
“‘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。”
投资光伏电站的晓鹏（化名）则向北方经济网指出，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。”
“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。
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。
“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。
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