2025年上半年，国内光伏新增装机达212GW。北极星统计34家上市公司装机数据发现，在开发主体中，“五大六小”发电集团及地方国企贡献了超80％的新增装机；而民营企业阵营则冷暖不均，既有半年新增数吉瓦的积极参与者，也有不少企业放缓甚至暂停了电站开发。

一、光伏TOP 10均实现GW级新增

在北极星统计的34家上市公司中，新增装机超42GW，其中，央国企新增装机超35GW，占比高达84％。民营企业则以正泰、通威、信义光能、越秀为代表，值得一提的是，昔日老牌开发企业如顺风清洁能源和协鑫新能源，在上半年则无新增装机。

（上表仅统计明确新增装机数据的企业）

在第一梯队中，TOP10企业新增装机均达GW级，其中华电新能以9GW断层领先；国电电力超6GW新增装机位列第二，正泰则以5.9GW位列第三，这也是第一梯队中唯一一家民营企业。华能国际超4GW，华润电力新增装机超3.5GW。

三峡能源上半年光伏新增1.6GW，待建风电11.43GW，太阳能发电15.43GW，储能100MW，势头强劲。

中国电建在上半年加快推进风电、太阳能光伏发电等投资与运营业务，新增光伏装机1.27GW。

TOP 11-TOP 20梯队中，新增装机规模在173MW~763MW区间，国家电投所属上海电力以763.2MW领先。在第二梯队中，信义光能新增光伏426MW，是这一区间内唯一的民营企业。

而在第三梯队中，通威新增光伏120MW，主要以渔光一体项目为主；越秀资本新增户用光伏117MW。

二、风光经营分化，高装机低电量

结合风光累计装机来看，截至2025年上半年，华电新能风光累计装机超81GW，华能国际风光总装机超44GW，龙源电力风光总装机超43GW，位列前三。

新增装机更能体现2025年上半年企业的开发侧重点，如华电新能、国电电力、华能国际、华润电力、中国核电、三峡能源、中国电建上半年光伏装机高于风电；而京能国际、龙源电力上半年新增装机的重点在风电产业。中广核新能源、云南能投、浙江新能、甘肃能源、广东建工、豫能控股及京运通，上半年风电无新增并网。

但对比装机规模和营收占比来看，尽管部分企业光伏规模领先于风电，但营收占比却呈现“倒挂”。以华电新能为例，其光伏装机高出风电约10GW，但风电营收占比高达63％，光伏营收占比仅为 35％；浙江新能也存在类似情况。

发电量方面，北极星统计的11家企业中，除龙源电力、湖北能源、中国核电和大唐新能源外，其余企业的风电发电量均超过光伏。核心原因在于发电利用小时数差异显著—— 所统计的13家企业中，光伏发电利用小时数几乎不足风电的一半，直接导致发电量差距拉大。

同时，上网电价差距也加剧了光伏的收益劣势。如华润电力财报显示，其附属风电场不含税平均上网电价为396.8元/兆瓦时，附属光伏电站不含税平均上网电价为304.9元/兆瓦时，上网电价价差超90元/兆瓦时。

光伏考验重重，风光格局转换

由于光伏及风电项目上网电价不同、建设周期不同，导致上半年光伏项目抢装更为迅猛。但进入下半年后，光伏项目开发强度明显减弱：国家能源局数据显示，6月光伏新增装机14GW，7月已降至11GW。8 月以来，项目暂停建设、招标终止的情况仍在持续。

8月7日，吉电股份发布公告称，受市场影响，项目资本金收益率存在无法满足公司收益率的风险，吉电股份放弃对河北省张家口市怀安县200兆瓦风光储一体化项目的投资计划。

此前，中核汇能云南能源公司主动申请退出楚雄州2024年第二批、第三批光伏项目市场化竞争配置项目投资开发。

国家能源集团近期公告，由于光伏用地政策收紧，项目所需建设用地难以落实以及136号文对项目建成后生产经营的影响，国家能源集团长源电力潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目及谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电剩余工程无法推进，最终并网规模分别缩减至171MW和170MW。

除此之外，8月至今，已有超2GW光伏招标项目终止，光伏整体开发进度放缓。

值得关注的是，山东新能源机制电价竞价结果日前公示，风电机制电价为0.319元/kWh，光伏机制电价为0.225元/kWh，差异明显。作为全国首个公布竞价结果的省份，这或许会引导其他省份的竞价策略。总而言之，未来光伏项目开发将更倾向具备消纳的场景，而风电因在夜间也能发电，将缓解部分负荷压力，是后续的投资重点。实际上，近两年的风光指标下发已见端倪，辽宁、贵州、河北等多个地区指标更侧重风电。

目前已有多家企业明确投资重心倾向风电。如国家能源集团表示，更加注重风电优质资源规模化开发，保持风电装机领先优势；华能新能源将优先风电项目开发，优选集中式光伏，稳步推进分布式项目；而国家电投在上半年风电获取指标同样远超光伏。在此情况下，2025年下半年，国内风光或将攻守易位。