电力市场化改革持续深化
交易占比提升：2025年全国电力市场交易电量规模持续提升，市场化交易电量占比再创新高。例如，国投电力的市场化交易电量占比从上年的41.64%增加到45.25%。 价格机制变化：随着中长期、现货和辅助服务市场的加速建设，更多的电量通过竞争性招标确定价格，而非传统的政府定价。川投能源指出，在现货市场中，受全网间断性供大于求影响，现货价格和中长期衔接交易价格持续走低。
新能源大规模并网的冲击
挤压上网空间：风电、光伏等新能源装机规模迅速提升，2025年底非化石能源装机占比已达61.7%。新能源的波动性导致源荷时空错配，在部分时段引发弃风弃光风险，同时也拉低了整体电力市场的出价。 价格下行压力：新能源规模化的加速进一步挤压了中小水电的上网空间，导致发电企业的销售量价下滑。
与火电同台竞价及燃煤成本下降
同台竞价压力：燃煤火电全面入市同台竞价，由于2025年燃煤价格处于下行周期，火电企业的燃料成本降低，使其在竞价中具有更大的调价空间，从而带动市场整体电价下行。 火电盈利模式转变：随着火电向支撑调节性电源转型，容量电费的获取缓解了其部分压力，但在电量交易环节的竞争依然激烈，影响了包含水电在内的整体市场电价。
费用变化：2025年财务费用为93.71亿元，较2024年的111.31亿元减少了约17.60亿元，同比下降15.81%。 主要原因：
优化债务结构：公司利用其AAA级信用评级优势，精准把握发行窗口，通过发行低成本债券等方式替换高成本债务，有效降低了融资成本。 利息支出减少：细分数据显示，其利息费用从113.27亿元降至95.09亿元，是财务费用下降的核心因素。
费用变化：2025年财务费用为26.87亿元，较2024年的34.12亿元减少了约7.25亿元，同比大幅下降21.25%。 主要原因： 利息支出下降与收入增加：利息支出同比减少了约2.76亿元；同时，利息收入从10.12亿元增加到14.64亿元，进一步冲抵了财务费用。 雅砻江水电的贡献：其核心控股企业雅砻江水电在2025年强化了成本费用管控，财务费用实现同比减少。 资本金补充：公司在2025年通过向社保基金定增募集了70亿元资金，有助于优化资本结构并降低利息负担。
水电：在建比例约 35.3%，预计2027–2030年及以后 已投产产能：2,130.45万千瓦。 在建产能：753万千瓦（主要包括孟底沟、道孚抽蓄、两河口混蓄、卡拉、巴塘及牙根一级等水电站）。
火电：在建比例约 33.7%，预计2026–2027年陆续建完 已投产产能：1,307.48万千瓦（含垃圾发电）。 在建产能：440.662万千瓦（主要包括舟山燃机、钦州三期、湄洲湾三期及泰国垃圾发电项目）。
风电：在建比例约 29.2%，预计2026–2027年陆续建完 已投产产能：414.03万千瓦。 在建产能：121万千瓦（主要包括雅砻江牦牛山风电及广西、贵州、天津等地的风电项目）。
光伏发电：在建比例约 59.1%，预计2026–2027年陆续建完 已投产产能：768.94万千瓦。 在建产能：454.5万千瓦（主要包括雅砻江扎拉山、柯拉二期、理塘索绒光伏，以及新疆、云南、山东等地的光伏项目）。
