今年初以来，事关分布式光伏的两项“新政”——《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称“管理办法”）和《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》（以下简称“136号文”）相继发布。
政策引发“抢装潮”。为了赶上430、531两个时间节点，开发商争分夺秒抢工期、抢并网，并引发上游组件、逆变器、并网柜等价格上涨、供应短缺。
我们在调研过程中发现国产碳化硅器件产品的供货也随着下游需求的变化，出现了一波小高潮。
》》“430”和“531”新政
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。
把这两项政策结合起来看，行业里得出了这样的结论：4 月 30 日之前建成并网的项目还能享受固定电价；4 月 30 日之后建成并网的项目，一部分没法享受固定电价了；5 月 31 日之后并网的项目，所有项目都享受不了固定电价。
这两份文件从量和价两个方面，改变了光伏电站向电网 “卖电” 的逻辑，也很可能会改变光伏电站的收益模型。以前光伏电站的收益主要是靠 “发电量 × 固定电价”，以后就要变成 “场内市场化交易电价 + 场外差价” 的模式了。
而且调整后的电力价格像股票一样，有涨有跌。虽然说电价上涨的话，光伏项目能多挣钱，但业内大部分人都觉得电价会下降。 正是因为大家都知道 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，所以为了保住收益，一场光伏电站的 “抢装潮” 就这么轰轰烈烈地开始了 。
抢装潮的直接诱因是政策过渡期带来的收益差异。例如，若项目未能在5月1日前并网，大型工商业分布式光伏将无法全额上网，IRR可能下降4个百分点；而6月1日后并网的项目需完全市场化交易，电价波动风险显著增加。这些政策压力迫使行业在短期内集中释放需求，供应链也因为此出现短期“狂欢”。
2025 年 1-2 月全国光伏新增装机已达 39.47GW，同比增长 7.49%，远超历史同期水平。供应链也随之全面好转，根据行业机构调研数据显示，今年3月，光伏组件公司晶科能源、天合光能等头部企业3月排产环比提升50%，逆变器厂商的排产环比也在持续改善，环增约20-30%；
其次，光伏行业长期面临产能过剩压力。2024 年以来，光伏供应链的各个环节扩产计划持续推进，供远大于求 。尽管短期供应收缩，但随着新产能逐步释放，供需关系有重新失衡的风险。
但“430”和“531”的新政推行，逆变器厂商也在调研时表示，长期对逆变器市场有利好，主要表现在：
