主营业务：风能和太阳能投资、开发、运营
经营范围：发电业务、输电业务、供(配)电业务;以自有资金从事投资活动;新兴能源技术研发;储能技术服务;节能管理服务;电动汽车充电基础设施运营;环保咨询服务;生态恢复及生态保护服务;电工机械专用设备制造;电气设备修理;技术服务、技术开发、技术咨询、技术交流、技术转让、技术推广;机械设备租赁。
天津绿发电力集团股份有限公司成立于1986年3月,1993年12月10日在深圳证券交易所上市交易,股票代码为000537。
2005年6月30日经天津市工商行政管理局核准,公司名称由“天津南开戈德股份有限公司”变更为“天津广宇发展股份有限公司”,2022年9月8日,变更为“天津中绿电投资股份有限公司”。
2025年12月29日,变更为“天津绿发电力集团股份有限公司”。
公司为中国绿发投资集团有限公司间接控股上市公司,是中国绿发绿色能源产业投资、开发、建设、运营平台,统筹实施专业化管理、集约化运营、国际化发展,是国内最早从事新能源开发的企业之一,业务范围包括陆上风电、海上风电、光伏发电、光热发电、储能等。
目前,公司在青海、江苏、新疆、甘肃、河北、内蒙、陕西、山东、广东成立8个区域公司,布局内蒙古、河北、新疆、甘肃、陕西、江苏、青海、山东、辽宁、吉林、宁夏、广东等多个资源富集省区。
截至目前,公司在建运营装机容量2128万千瓦,年发电量90亿千瓦时,年减少排放量600万吨,拥有创新工作室17个。
公司以绿色发展为主线,以科技创新为驱动,践行党中央“四个革命、一个合作”能源安全新战略,始终走高质量发展道路,以“厚植基础、示范引领、特色发展”为总体思路,坚持规模效益型发展导向,积极研究拓展新业态、新模式,推动产业链延伸拓展、价值链向高端迈进,打造资产优良、业绩优秀的综合型绿色能源服务产业群,致力于成为世界一流的绿色能源创造者。
公司先后投资开发了国内第一批陆上风电、海上风电、第二批光伏发电特许权项目,承担建设了光伏扶贫--“青海格尔木光伏发电项目”,建成当时国内离岸距离最远、单位规模最大、施工条件最复杂、电压等级最高的江苏东台海上风电项目,国家首批多能互补集成优化示范工程--“青海海西州70万千瓦多能互补基地项目”,该项目在新中国成立70周年大型成就展展出。
（一）报告期内行业情况说明1.全球新能源行业发展情况根据国际能源署（IEA）发布的《2026年世界能源投资报告》,2026年全球可再生能源发电项目年度投资约达6650亿美元,其中光伏发电投资达3650亿美元,折合日均投入超10亿美元,占可再生能源发电投资的半壁江山,稳居全球第一大清洁能源投资赛道；风电领域投资约2000亿美元,保持稳健增长态势。
全球风光产业呈现“中国引领、多极增长”的发展格局。
中国继续保持全球最大清洁能源投资国地位,风光装机规模、产业链供给能力全球领先；2025年中国光伏发电量占全社会用电量比重已突破20%,IEA预测未来五年中国风光发电量增量将超过全球其他地区总和。
2.我国新能源行业发展情况根据国家能源局发布的全国电力工业统计数据,截至2026年6月底,全国累计发电装机容量达40.4亿千瓦,同比增长10.8%。
其中,太阳能发电装机容量12.7亿千瓦,同比增长15.8%；风电装机容量6.8亿千瓦,同比增长18.5%。
风光合计装机规模约19.5亿千瓦,太阳能发电装机容量占比已追平煤电,均约为31.5%,预计三季度太阳能发电装机规模将正式超越煤电。
2026年上半年,全国可再生能源发电量接近2万亿千瓦时,占全部发电量的比重达41.2%,首次突破四成关口。
其中风电、光伏发电量合计达1.25万亿千瓦时,同比增长9.3%,占全社会用电量的比重提升至24.6%,相当于全社会每消耗4度电中就有1度来自风光发电；同期煤电发电量占比首次跌破50%,电力系统清洁低碳转型进入量变向质变跨越的关键阶段。
消纳水平保持稳定,上半年全国风电平均利用率90.9%,光伏发电平均利用率91.4%,跨省跨区新能源消纳互济能力持续增强。
3.报告期内的行业重点政策报告期内,国家持续完善新能源行业顶层设计与政策体系,围绕新型能源体系建设、新能源消纳调控、电力市场化改革等关键领域出台多项重要政策,推动产业高质量发展。
2026年1月8日,财政部、税务总局联合发布《关于调整光伏等产品出口退税政策的公告》（2026年第2号）,对光伏产业链进出口财税政策作出调整。
公告明确自2026年4月1日起,取消硅片、电池片、组件等光伏全产业链产品的增值税出口退税,引导产业向高端化、高附加值方向升级,倒逼企业提升核心技术竞争力。
2026年1月30日,国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）,首次在国家层面将电网侧独立新型储能纳入容量电价体系。
文件明确,对服务于电力系统安全运行的电网侧独立新型储能电站,以当地煤电容量电价标准为基础,按顶峰放电能力折算容量电价,4小时及以上长时储能折算比例更高；完善“容量+电量+辅助服务”多元收益结构,为高比例风电光伏并网提供系统调节支撑。
2026年5月20日,国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号）,进一步拓宽新能源就地消纳场景。
文件在单用户绿电直连试点基础上,放开多用户共享直连模式,支持风电、光伏等新能源项目通过专用线路向多个终端用户供电,明确电量溯源、按比例分配与结算规则,降低工商业用户绿电采购成本,推动新能源就近开发、就近消纳。
2026年6月1日,国家发展改革委、国家能源局、生态环境部、国家统计局、国家数据局五部门联合印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》（发改能源〔2026〕622号）,建立统一规范的非化石能源电力消费核算体系。
文件搭建省、市、用电单位三级核算框架,划定物理消纳、交易购买、区域分摊三类绿电认定方式,针对跨省跨区电力交易设置核算标准；同时首次明确新型储能充电电量可视为电力用户下网电量参与非化石能源消费核算,进一步激活“新能源+储能”项目的商业价值。
2026年6月13日,国家发展改革委、国家能源局印发《新型能源体系建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕884号）,作为未来五年能源发展的纲领性文件。
规划明确2030年初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系的总目标,提出非化石能源消费比重达到25%、风电和太阳能发电装机比重超过50%、非化石能源发电量比重达到50%、新型储能装机规模达到3亿千瓦等核心指标,部署新型电力系统建设、能源产业链自主可控、全国统一电力市场建设等重点任务,推动新能源从“规模扩张”向“提质增效”全面升级。
2026年6月22日,国家发展改革委、工业和信息化部、住房和城乡建设部、交通运输部联合发布《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》（2026年第42号令）,自2026年8月1日起施行。
文件首次建立可再生能源消费最低比重目标制度,从省级行政区域和重点用能行业两个层面压实责任,将消纳责任权重与消费比重目标协同衔接、联合考核,从消费侧倒逼能源结构转型,持续拉动风电、光伏装机建设与消纳需求。
（二）报告期内公司主营业务及经营模式1.报告期内公司所从事的主要业务报告期内,公司主营业务为风能、太阳能投资、开发、运营。
当前公司主要产品为电力。
2.报告期内公司的经营模式经营模式涉及前期开发、采购建设、生产运营、销售和盈利五个方面。
（1）前期开发模式公司项目前期开发模式主要包括自主开发、合作开发及收并购等。
其中,各区域项目公司作为实施主体,负责项目的资源获取及评估等前期工作；公司负责项目的立项审核和风险控制等。
（2）采购和建设模式①采购模式项目通过决策批复后,可开展采购流程。
公司采购工程、货物和服务的采购活动,采用的采购方式包括以公开和邀请方式进行的招标、谈判采购、询比采购以及竞价采购、直接采购等,其中,公开招标、公开询比为主要采购方式。
②建设模式签订合同后进入工程建设阶段。
工程建设分为工程总承包建设和分标段承包建设。
建设主要流程包括：工程设计、工程开工报审、工程施工、工程验收（包含分部、分项、单位工程验收、分阶段质检验收、电网验收、启动试运行验收）、向电网公司提交项目相关资料、启动试运行、项目竣工验收。
各项目单位将与电网公司签署购售电协议及并网调度协议,并按照相关要求按时办理电力业务许可证。
（3）生产运营模式公司的生产运营模式主要是通过风力发电机组将风能转化为电能,通过光伏发电机组将太阳能转化为电能。
上述转化的电能经场站内的集电线路、变电设备和升压装置外送至电网。
公司下属项目公司设立运营部门对项目进行运营监控和日常维护,从而确保发电设备的安全稳定地运行。
（4）销售模式公司依照国家政策和项目核准时的并网承诺,在项目建设及运营过程中,项目公司与电网公司签署购售电协议,将所发电量并入指定的并网点,实现电量交割。
随着新一轮电力市场改革的不断深入,各地区电力销售模式陆续市场化、并逐步完善,销售模式也存在差异。
报告期内,电量销售模式主要是通过电力市场化交易及机制电价结算来实现,其他如,特高压配套电源通过外送模式销售,工商业光伏通过直接被用户消纳形成销售。
电能销售模式为由电网公司物理交割,市场化交易按中长期交易与现货交易进行电量电价结算,电价由市场形成,根据政策进行机制电价差价结算。
报告期内,公司参与市场化交易的省区有新疆、青海、甘肃、内蒙古、宁夏、陕西、河北、辽宁、吉林、江苏、山东等。
根据2025年2月9日国家发展改革委和国家能源局联合印发的《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）,新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场,且在交易市场外建立差价结算机制,采用“多退少补”可持续发展价格结算机制衔接原保障性收购政策,稳定电价预期。
（5）盈利模式公司的盈利模式主要为市场化交易及机制电量（电价）的电费收入,扣除生产经营的各项成本费用后获得利润,其中收入根据市场化交易、以及机制电量电价的收入计算得出。
（三）报告期内主要经营情况1.主要财务状况2026年上半年,公司实现营业收入26.65亿元,同比增加14.22%；实现利润总额5.23亿元,同比减少43.85%；实现归母净利润2.94亿元,同比减少52.53%。
截至2026年6月底,公司总资产994.24亿元,较年初基本持平；归母净资产198.69亿元,较年初增长0.15%；资产负债率73.64%,较年初下降0.17个百分点。
报告期内,公司经营活动产生的现金流量净额18.39亿元,投资活动产生的现金流量净额-10.45亿元,筹资活动产生的现金流量净额-21.33亿元。
2.发电量及上网电量情况2026年上半年,公司累计完成发电量112.34亿千瓦时,同比增加20.81%。
其中,风电项目完成发电量39.52亿千瓦时,同比降低3.28%；光伏项目完成发电量68.76亿千瓦时,同比增加33.57%。
报告期内,公司2026年上半年累计完成上网电量109.39亿千瓦时,同比增加20.87%。
报告期内,公司风电发电平均利用小时为908小时,同比减少139小时；光伏发电平均利用小时为457小时,同比减少194小时。
3.资源获取情况2026年上半年,公司多措并举参与新能源项目获取,合计96万千瓦,具体情况如下：4.装机容量情况2026年上半年,公司新增并网装机规模85万千瓦。
截至报告期末,公司在运装机规模2227.55万千瓦。
5.2026年下半年及未来发展规划坚定不移地以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,紧紧围绕“抓经营、创效益”专项行动主线,以更高标准自我加压、更严要求倒逼落实、更实举措攻坚克难,全面贯彻落实公司下半年重点工作推进会各项部署。
一是深挖存量潜能,筑牢电量电价生命线。
坚持“度电必争、厘厘必较”。
深耕电力市场,以差异化策略稳电价。
“一省一策”制定交易策略。
全力拓展绿电、绿证交易,主动对接高耗能企业、算力中心等大客户,签订绿电中长期协议,筑牢收益底盘。
攻坚跨省跨区绿电外送,建立主要领导挂帅机制,加强外送通道、调度交易规则等基础要素摸排,力争缓解西北低电价高限电困境。
推进电力营销系统和交易辅助决策系统建设,提升交易决策的科学性和执行力。
狠抓电量提升,以精细化运维保出力。
“一场一策”开展电量提升工作。
重点提升超短期功率预测精度,通过多曲线对标校准预测系数,提高调度响应优先级。
优化AGC控制策略,在规则范围内争取最大出力。
建立与调度常态化沟通机制,将预防性试验、定检等工作纳入停电窗口期统筹安排,做到一次停电、多项作业。
全面推行“限电检修”模式,确保风电光伏大发时段设备顶得上、发得出。
严控非计划停运,以系统性治理强根基。
建立齿轮箱、主轴承等大部件状态监测体系,逐台设定差异化报警阈值,实现预警全流程可追溯。
对重大隐患设备采取循环返厂修复、梯次替换方式治理。
实施老旧变流器技改升级。
对标全国电力可靠性指标,对非停频次高于行业平均的场站挂牌督办。
二是扩大优质增量,锻造产业发展硬支撑。
将有效投资理念贯穿于投资决策、工程管理和投后评估的全过程。
优化发展布局与结构,以精准策略拓版图。
全面落实“两个转移”战略,紧盯重点区域,加快推进部分产业协同指标获取,积极拓展中东部优质风电资源。
强化投资全过程管控,以精益管理提效益。
严把项目入口关,坚持开发资源条件好、消纳有保障、收益率达标的优质项目。
严格概算管理,加强设计变更和现场签证管控。
坚持成本前置,严控备品备件采购、外委服务等费用支出,压减非必要开支。
强化投后管理,根据不同项目实际明确投后跟踪关键考核事项,压实管理责任,将考核结果与团队绩效、新项目投资决策挂钩,形成投资良性循环。
推进年度重点工程建设,以节点管控保投产。
三是聚焦重点任务,确保专项行动落地见效。
建立“周调度、月通报”推进机制,对“抓经营、创效益”专项行动7大项31个关键节点实行清单化管理,通过跟踪审计监督,确保各项攻坚任务取得实效。
协调对接地方政府,保持与价格处、能源局等主管部门的常态化沟通。
新疆送出线路回款实行全流程闭环管理,点对点对接电网公司和政府部门,确保按期完成回款目标。
新疆一期项目深化“中长期+现货+外送”组合策略,力争下半年疆内月度签约比例和外送签约比例提升。
多渠道了解电价退坡政策动向,做好多情景财务测算和经营影响分析,确保政策明朗后第一时间响应。
四是深化改革创新,激活价值创造新引擎。
坚持向改革要活力、向管理要效益、向创新要动力,全方位提升产业竞争力。
提升治理现代化水平。
巩固双百企业改革成果,持续完善治理体系与运行机制,规范有序开展董事会、经理层换届,保障治理结构的科学性与稳定性。
系统开展市值管理,积极与相关企业沟通对接,探索合作模式、细化合作路径,实现资源互补、互利共赢。
深入开展行业对标。
围绕电量电价、工程造价、物资采购、财务管理等专业维度,进一步健全完善全要素对标体系,找准差距、明确方向,按月跟踪、按季通报,将对标结果纳入区域公司经营业绩考核。
积极对标行业先进企业在智慧运维、电力交易、成本管控等方面的成功经验,形成可复制、可推广的优秀实践。
推动数智化转型赋能。
加强新能源产业安全生产管理系统主要功能部署,形成平台公司、区域公司、场站协同应用体系,推动安全生产工作向标准统一、流程闭环、数据驱动、主动预防转变；扎实推进新疆区域光伏大基地及风电智能运维技术测试工作,提炼基于分级管理的全产业智慧运维建设指导意见；同步启动智慧巡检+AI值班员场站级改造试点,为全产业推广打好坚实基础。
公司原名为天津立达国际商场股份有限公司,始建于1985年9月,1986年5月12日正式开业。
经国家体改委体改函生(1991)30号、天津市人民政府津政函(1991)23号文件批准进行股份制改革试点,经天津市人民政府津政函(1993)57号文件批准公开发行股票,于1993年12月公司股票在深圳证券交易所挂牌交易。
1999年10月9日经天津市工商行政管理局核准,公司名称由"天津立达国际商场股份有限公司"变更为"天津南开戈德股份有限公司"。
2005年6月28日,公司2004年度股东大会决定修改公司章程,将公司名称变更为"天津广宇发展股份有限公司"。
2022年9月13日,公司名称由天津广宇发展股份有限公司变更为天津中绿电投资股份有限公司,英文名称由TIANJINGUANGYUDEVELOPMENTCO.,LTD.变更为CHINAGREENELECTRICITYINVESTMENTofTIANJINCO.,LTD. 2026年1月5日,公司名称由天津中绿电投资股份有限公司变更为天津绿发电力集团股份有限公司,英文名称由CHINAGREENELECTRICITYINVESTMENTofTIANJINCO.,LTD.变更为GreenDevelopmentElectricityGroupofTianjinCo.,Ltd.