绿发电力2026年中报解读：电量增逾两成净利降逾五成 电价市场化重塑经营主轴

一、战略主题演变：从"千万千瓦级跨越"转向"抓经营、创效益"

绿发电力2026年半年度报告是公司更名后的首份半年报：自2026年1月5日起，证券简称由"中绿电"变更为"绿发电力"，公司全称相应变更为"天津绿发电力集团股份有限公司"，证券代码000537保持不变。这一品牌整合动作与报告期内的战略表述变化相互印证。

2025年年报中，管理层将经营叙事围绕"发展规模由百万千瓦级向千万千瓦级的重大跨越"展开，全年新增投产297.40万千瓦，期末在运装机达2,142.55万千瓦，并强调"规模和效益并重"及"海陆齐发、风光并举、多能互补"的业务布局。彼时行业正处于"136号文"（发改价格〔2025〕136号）落地、新能源全面入市的开局之年，公司战略底色仍偏扩张。

2026年半年报的管理层表述出现明显位移。核心主线变为"抓经营、创效益"专项行动，下半年规划的四项任务——深挖存量潜能、扩大优质增量、聚焦重点任务落地见效、深化改革创新——均以存量经营效率为锚点。典型措辞包括"度电必争、厘厘必较""筑牢电量电价生命线""以有效投资理念贯穿投资决策全过程"。2025年年报中"推动规模扩张向质量效益转变"的提法，在2026年半年报中已成为可考核的专项行动：管理层披露该行动设置7大项31个关键节点，实行"周调度、月通报"清单化管理。

值得关注的是，利润端的压力已实质性传导至战略排序：发电量增速（+20.81%）与归母净利润（-52.53%）的背离，使管理层将"稳电价、保电量"从战术问题上升为公司专项行动的首要任务。

二、业务结构变化：光伏贡献增量，风电与西北区域承压

从收入与电量两个口径观察，业务结构正在发生再平衡，但切换尚未完成。

收入结构上，"其他"业务收入从0.55%的占比跃升至4.18%，同比增长762.83%，管理层解释主要系报告期内参与CCER碳交易所致；新能源发电收入占比由97.96%降至95.74%。经营租赁收入继续收缩（-57.89%）。

电量结构上，2026年上半年公司累计发电量112.34亿千瓦时，同比增加20.81%，增量几乎全部来自光伏：光伏发电量68.76亿千瓦时，同比增加33.57%；风电发电量39.52亿千瓦时，同比降低3.28%。与此同时，风光利用小时数双双下滑，风电平均利用小时908小时（同比减少139小时）、光伏457小时（同比减少194小时），反映限电与消纳约束在存量场站的持续作用。

区域结构上，西北地区贡献66.61%的收入且同比增长19.76%，仍是基本盘；东北地区收入同比下滑22.33%，华东、华北分别增长6.75%和12.31%。

对照2025年年报的资源获取结构——全年获取项目建设指标636万千瓦，其中风电410万千瓦（占64.46%）、储能120万千瓦（占18.87%），管理层明确实施"由光伏向风电储能转移、由西北向中东部转移"——2026年上半年公司合计获取指标96万千瓦，其中储能50万千瓦、风电46万千瓦（天津滨海），另已获取江苏盐城东台20万千瓦海上光伏项目指标（尚未取得核准或备案）。当期实际发电结构仍以西北光伏为主、风电发电量同比负增长，说明"两个转移"的战略意图与产能兑现之间存在时间差，中报亦以"力争缓解西北低电价高限电困境"直接点出了存量结构的痛点。

三、关键措施执行情况：现金流端见成效，利润端受成本拖累

将2025年年报提出的2026年重点工作与2026年半年报的执行结果对照，可识别出三类执行状态。

其一，获得实质性推进的领域。2025年年报提出"统筹推进CCER开发、推动绿证应售尽售"，2026年上半年经营现金流净额18.39亿元，同比增长41.42%，管理层将原因明确归为"CCER收入和补贴回款增加"；子公司江苏广恒新能源净利润1.49亿元，同比增长14.12%，同样源于CCER碳交易带来的其他业务收入。2025年年报提出的"推进智能交易辅助决策系统建设"，在半年报中被细化为"推进电力营销系统和交易辅助决策系统建设"及"AI+电力营销"探索。

其二，执行效果与规划存在张力的领域。2025年年报承诺"严把投资准入关、强化投后管理"，2026年上半年投资活动现金流净额-10.45亿元，同比收窄72.07%（基建项目投入减少），新增并网85万千瓦。投资节奏的主动放缓与利润端压力互为因果。但成本刚性仍在放大：营业成本15.53亿元，同比增加54.87%（项目转资折旧增加）；财务费用4.44亿元，同比增加65.14%（项目转资后借款利息费用化）。新疆绿发电力能源有限公司上半年净利润0.93亿元，同比减少75.21%，管理层归因于"折旧、财务费用等成本费用增加"——新建大基地项目进入折旧与利息费用化的集中兑现阶段，收入增速（+14.22%）远低于成本增速，构成当期"增收不增利"的直接原因。

其三，组织与机制层面的落地。2025年年报披露组建的电力营销部、成本管理部在半年报中继续发挥作用，"一省一策"交易策略、绿电中长期协议、跨省跨区绿电外送专班等安排均已在半年报下半年规划中形成具体动作清单。

四、核心能力建设：技术护城河依托股东体系，自身研发体量有限

两份报告对核心竞争力的表述高度一致，均列示产业协同、技术驱动、业务布局、合规内控、人才梯队五大能力，可对比之处有三：

• 研发投入绝对规模较小。2025年全年研发投入296.86万元，占营业收入比例0.06%，研发人员9人（占比0.68%）；2026年上半年研发费用3.51万元，同比增长46.13%，但体量仍属有限。公司的技术叙事主要依托间接控股股东中国绿发体系，而非上市公司本体的研发支出。
• 关键技术进入成果目录化阶段。中国绿发的自同步电压源友好并网技术在公司新疆尼勒克风电光伏一体化项目完成"主力电源型光伏场站"应用测试，与公司联合开发的35千伏高压直挂式构网型储能系统，双双入选国家能源局第五批次首台（套）重大技术装备目录。对比2025年半年报中"在甘肃干河口完成示范应用"的表述，技术路径已从示范测试推进至国家装备目录认定。
• 业务覆盖面扩大。业务布局省份由2025年年报的16个资源富集省市扩展至17个；2025年年报中作为核心竞争力单列的"多元融资渠道"（综合融资成本2.21%、发行10年期绿色债券票面利率2.35%）未在半年报竞争力章节重复出现，但期末资产负债率73.64%、较年初下降0.17个百分点，长期借款占比上升，融资结构的描述让位于经营效率的叙述。

五、财务表现与经营质量：量价成本三重背离下的现金流韧性

将2025年上半年、2025年全年与2026年上半年三期数据并列，经营质量的演变轨迹更为清晰：

利润增速的拐点出现在2025年下半年：全年归母净利润同比减少20.61%，管理层将其归因于存量项目限电损失电量增加、平均上网电价下行，以及在建工程转固折旧与风电机组"以大代小"资产减值。进入2026年上半年，收入增速进一步回落至14.22%，而营业成本、财务费用分别增长54.87%和65.14%，毛利率承压（新能源发电毛利率39.30%，同比下降17.52个百分点），归母净利润同比减少52.53%至2.94亿元；2026年一季度归母净利润同比减少65.01%，上半年降幅收窄至52.53%，显示单季盈利降幅边际收敛但尚未企稳。

与利润形成对照的是现金流的改善。经营现金流净额18.39亿元，同比增长41.42%，叠加投资支出收缩（基建投入减少72.07%），公司上半年现金及现金等价物净减少13.39亿元，主要系归还银行借款增加（筹资活动现金流净额-21.33亿元，同比变动-293.52%）。期末货币资金60.91亿元，占总资产比例6.13%，较年初下降1.34个百分点。现金流显著好于账面利润、补贴与CCER回款改善，是报告期经营质量中最突出的正向信号。

需要提示的资产负债表细节：期末应收账款60.77亿元，其中31.19亿元为应收电费收费权质押（受限资产账面价值合计32.65亿元，含诉讼冻结资金1.47亿元），补贴应收款的回收节奏仍深刻影响资产端质量。

六、风险认知的演进：清单稳定，应对从"研究"转向"管控"

2025年年报与2026年半年报的风险章节结构几乎逐字一致，均列示资源获取、行业政策、市场竞争、送出消纳、新业务新业态投资五类风险。变化体现在两个层面：

风险语义的深化。2025年年报将电价下行描述为"行业内共性趋势"，并解释新疆、青海、甘肃、内蒙古等核心经营区供给阶段性宽松、现货市场连续结算试运行拉低结算电价，甚至出现"部分时段低价甚至负电价现象"。2026年半年报在此基础上，将应对措施具体化为"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"、"新疆一期项目深化'中长期+现货+外送'组合策略"，风险应对已从政策研判升级为交易端的过程管控。行业政策清单亦同步扩展：电网侧独立储能纳入容量电价体系、多用户绿电直连放开（发改能源〔2026〕688号）、可再生能源消费最低比重目标制度（42号令）等均被纳入消纳侧的政策对冲叙事。

新业务风险敞口显性化。公司资源获取结构中储能占比显著提升（2026年上半年获取指标96万千瓦中储能50万千瓦，2025年全年获取指标中储能占18.87%），管理层将光热、新型储能、零碳园区、绿电直连列为"技术路线和开发模式探索阶段、盈利能力尚不明朗"的风险领域，并同步给出应对——强化新技术研究、加强项目技术可行性与市场机制分析。这与公司"积极探索'AI+电力营销'、推进智慧巡检+AI值班员场站级改造试点"的投入方向形成呼应：新业态既是第二增长曲线的选项，也被明确列为需要管控的投资风险。

综合结论

绿发电力2026年上半年处在三条结构性力量的交汇点：其一，行业层面，新能源全面入市与装机高增压低结算电价，2025年含税含补贴电价已降至0.2783元/千瓦时（2024年为0.4125元/千瓦时）；其二，公司层面，2024至2025年集中投产的大基地项目进入折旧与利息费用化周期，成本刚性上升；其三，经营层面，发电量增长20.81%未能对冲上述两项压力，归母净利润同比减少52.53%，而补贴回款与CCER收入使经营现金流增长41.42%，盈利与现金流出现方向性分化。管理层应对的抓手清晰：以"抓经营、创效益"专项行动统摄电量电价管理，以电力营销部等组织建设承接市场化交易能力，以绿电绿证、跨省外送和储能新业态对冲西北低电价与限电约束。战略上从规模扩张转向存量提效的切换已确立，其执行效果将取决于两个观察点：新建光伏大基地（以新疆项目为代表）折旧费用化高峰过后盈利能否爬坡，以及风电电量下滑（-3.28%）态势下"向风电转移"的产能何时形成新的电量增量。

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