一、报告期内公司从事的业务情况
　　本公司于2004年11月在北京成立，于2005年6月在港交所上市，于2007年10月在上交所上市。本集团的主营业务是煤炭、电力的生产和销售，铁路、港口和船舶运输，煤制烯烃等业务。
　　本集团拥有位于神东矿区、准格尔矿区、胜利矿区、宝日希勒矿区及新街台格庙矿区等地的优质煤炭资源。2025年本集团实现商品煤产量332.1百万吨、煤炭销售量430.9百万吨。本集团控制并运营大容量、高参数的清洁燃煤机组，于2025年底本集团控制并运营的发电机组装机容量52,676兆瓦，2025年完成总售电量207.00十亿千瓦时。本集团控制并运营围绕“晋西、陕北和蒙南”主要煤炭... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　本公司于2004年11月在北京成立，于2005年6月在港交所上市，于2007年10月在上交所上市。本集团的主营业务是煤炭、电力的生产和销售，铁路、港口和船舶运输，煤制烯烃等业务。
　　本集团拥有位于神东矿区、准格尔矿区、胜利矿区、宝日希勒矿区及新街台格庙矿区等地的优质煤炭资源。2025年本集团实现商品煤产量332.1百万吨、煤炭销售量430.9百万吨。本集团控制并运营大容量、高参数的清洁燃煤机组，于2025年底本集团控制并运营的发电机组装机容量52,676兆瓦，2025年完成总售电量207.00十亿千瓦时。本集团控制并运营围绕“晋西、陕北和蒙南”主要煤炭基地的环形辐射状铁路运输网络、“神朔—朔黄线”西煤东运大通道以及环渤海能源新通道黄大铁路，总铁路营业里程达2,408公里，全年自有铁路运输周转量达313.0十亿吨公里。本集团还控制并运营黄骅港等多个综合港口和码头（总装船能力约2.7亿吨/年），拥有约2.24百万载重吨自有船舶的航运船队，以及运营生产能力约60万吨/年的煤制烯烃项目。报告期内，本集团主营业务范围未发生重大变化。
　　本集团以煤炭产品为基础，形成的煤炭“生产——运输（铁路、港口、航运）——转化（发电及煤化工）”一体化运营模式，具有链条完整、协同高效、安全稳定、低成本运营等优势。
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　1.宏观经济环境
　　2025年，面对国内外经济环境的复杂变化，在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，各地区各部门深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚定不移贯彻新发展理念、推动高质量发展，统筹国内国际两个大局，统筹发展和安全，实施更加积极有为的宏观政策，纵深推进全国统一大市场建设，国民经济运行顶压前行、向新向优，高质量发展取得新成效，经济社会发展主要目标任务圆满实现，“十四五”胜利收官。按不变价格计算，全年国内生产总值（GDP）较上年增长5.0%。
　　2.煤炭市场环境
　　（1）中国动力煤市场
　　2025年，我国能源供应保障能力有效提升，原煤产量及商品煤消费量保持平稳，煤炭兜底保障作用进一步凸显。全年煤炭价格宽幅波动，中枢有所回落。截至2025年12月，国煤下水动力煤价格指数NCEI（5,500大卡）中长期合同执行价格为694元/吨，较上年末下降2元/吨；全年执行中长期合同价格均价约680元/吨，较上年均值下降21元/吨。全年秦皇岛港5,500大卡动力煤成交均价约703元/吨，同比下降约18.4%。
　　从供给侧看，全年全国规模以上工业原煤产量48.3亿吨，同比增长1.2%。内蒙古自治区、山西省、陕西省、新疆维吾尔自治区全年原煤产量占全国规模以上工业原煤产量的81.7%，占比保持平稳。在监管政策引导下，煤炭供应平稳有序，7-12月规模以上工业原煤产量同比下降。社会主要环节存煤水平随季节波动，整体有所回落。全年进口煤炭4.9亿吨，同比下降9.6%，主要来自印度尼西亚、蒙古国、俄罗斯、澳大利亚等，进口煤炭平均成本下降约23.2%。
　　从需求侧看，2025年我国商品煤消费量49.9亿吨，同比下降0.7%。其中，受火力发电量下降影响，发电行业商品煤消费量同比下降2.1%，占总消费量比例约58.3%，占比下降0.4个百分点；化工行业商品煤消费量同比增长10.2%；钢铁、建材行业煤炭消费量同比下降。
　　（2）国际动力煤市场
　　2025年，根据国际能源署测算，2025年全球煤炭需求量达88.5亿吨，较2024年增长0.5%，再创历史新高。煤炭消费模式与其近期趋势出现分化，美国天然气价格上涨以及减缓燃煤电厂退役的政策推动煤炭消费量增长，欧盟的煤炭需求仅小幅下降。国际能源署预计2025年全球煤炭产量将基本保持2024年水平，约91亿吨左右。依据统计数据，印度2025年煤炭产量10.8亿吨，同比下降0.1%；印度尼西亚煤炭产量7.9亿吨，同比下降5.5%；美国煤炭产量4.8亿吨，同比增长4.0%；蒙古国煤炭产量9,545万吨，同比增长0.4%。澳大利亚、俄罗斯煤炭产量下降。
　　据船舶经纪与服务集团班切罗.科斯塔(BancheroCosta)发布报告显示，2025年，全球海路煤炭装船量（不包括各国国内沿海货物运输）累计为13.3亿吨，同比下降2.8%。印度尼西亚煤炭出口量约为5.2亿吨，同比下降6.1%；澳大利亚出口量3.5亿吨，同比下降3.3%；俄罗斯出口量2.1亿吨，同比增长7.0%；蒙古国出口量9,002万吨，同比增长7.5%。全球煤炭进口国中，增量主要来自印度、越南、马来西亚。土耳其进口煤炭4,522万吨，同比增长11.0%。2025年全球煤炭价格整体回落，年末纽卡斯尔NEWC动力煤现货价格较上年末下降约12.8%。
　　3.电力市场环境
　　2025年，全国电力系统安全稳定运行，电力供应持续绿色低碳转型，电力消费稳中向好，电力供需总体平衡。全社会用电量103,682亿千瓦时，同比增长5.0%。全国规模以上电厂发电量97,159亿千瓦时，同比增长2.2%。其中，火电发电量62,945亿千瓦时，同比下降1.0%，占全国发电量的64.8%。水电、核电、风电、太阳能发电量同比分别增长2.8%、7.7%、9.7%和24.4%。全国6,000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为3,119小时，同比减少312小时。其中，火电设备平均利用小时为4,147小时，同比减少232小时（煤电平均利用小时为4,346小时，同比减少269小时）。非化石能源发电装机占比超六成，火电顶峰托底作用进一步凸显。2025年，全国新增发电装机容量5.5亿千瓦，其中，风电和太阳能发电全年合计新增装机4.4亿千瓦，占新增发电装机总容量的80.2%。截至2025年底，非化石能源发电装机容量24.0亿千瓦，同比增长23.0%，占总发电装机容量的比重为61.7%，比上年底提高3.5个百分点；煤电占总发电装机容量的比重为32.4%，比上年底下降3.3个百分点。新能源新增发电量成为新增电量主体。全口径非化石能源发电量4.47万亿千瓦时，同比增长14.1%，占总发电量比重为42.9%，同比提高3.4个百分点。2025年，全口径风、光、生物质新增发电量占全社会新增用电量的97.1%，已成为新增用电量的主体。电力市场交易规模进一步增大，跨区、跨省输送电量较快增长。2025年，全国完成电力市场交易电量66,394亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量的64.0%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量为63,522亿千瓦时。全国完成跨区输送电量9,984亿千瓦时，同比增长7.9%；跨省输送电量21,237亿千瓦时，同比增长6.3%。
　　三、经营情况讨论与分析
　　2025年，本集团深入践行能源安全新战略，持续巩固一体化运营核心优势，保障能源安全稳定供应；深化提质增效，全力拓市增收，加强成本管控，推行全员、全过程、全要素精益管理，不断提高发展质效。受市场供需形势和价格变化等因素影响，本集团煤炭销售量、营业收入等部分指标低于年度经营目标。
　　2025年，本集团实现营业利润75,532百万元（2024年：87,082百万元，已重述），同比下降13.3%；归属于本公司股东的净利润52,849百万元（2024年：55,805百万元，已重述），基本每股收益2.660元/股（2024年：2.809元/股，已重述），同比下降5.3%。
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　本集团的核心竞争力主要体现在：
　　（一）独特的经营方式和盈利模式：本集团拥有规模可观、高效运营的煤炭、发电业务，拥有铁路、港口和船舶组成的大规模一体化运输网络，高效连接中国西部资源供应与东南沿海能源需求，形成了煤炭、电力、运输、煤化工一体化开发，产运销一条龙经营，各产业板块深度合作、有效协同的核心竞争优势，具有较强的市场销售与议价能力优势。
　　（二）煤炭资源储量：本集团拥有优质、丰富的煤炭资源，适宜建设现代化高产高效煤矿。本集团的煤炭资源储量位于中国煤炭上市公司前列。
　　（三）专注于公司主业的管理团队和先进的经营理念：本集团管理团队具有深厚的行业背景和管理经验，重视提升公司价值创造能力，紧密围绕公司主业开展运营，持续专注于能源领域的清洁生产、清洁运输和清洁转化。
　　（四）产业技术和科技创新能力：本集团持续加强产业技术和科技创新能力建设。本集团的煤炭绿色开采、安全生产技术处于国际先进水平，清洁燃煤发电、重载铁路运输、智慧港口运营等技术处于国内领先水平，初步形成了科学决策、系统管理、研究开发、成果转化的科技资源一体化运行模式和科技创新驱动型发展模式。
　　五、报告期内主要经营情况
　　(一)主营业务分析
　　1.利润表及现金流量表主要项目变动分析
　　2.收入和成本分析
　　(1)驱动收入变化的因素
　　2025年本集团营业收入同比下降13.2%，主要原因是：
　　①受煤炭市场供求关系等因素影响，本集团煤炭销售量及平均销售价格分别下降6.4%和12.1%，导致煤炭销售收入同比下降；
　　②受煤电利用小时下降、电价下行等因素影响，本集团售电量及平均售电价格分别下降3.9%和4.0%，导致售电收入同比下降。
　　2025年本集团营业成本同比下降14.5%，其中：
　　①外购煤成本同比下降的主要原因：外购煤销售量及采购价格下降，导致其采购成本下降；
　　②修理费同比下降的主要原因：受检修计划影响，煤炭、发电、铁路业务修理费减少；
　　③运输费同比下降的主要原因：外部铁路运输费、船舶租赁费等下降；④其他成本同比下降的主要原因：安全生产费、维简费、露天煤矿剥离费、港口航道疏浚费等下降。
　　（3）主营业务分行业情况
　　本集团的主要运营模式为煤炭生产→煤炭运输（铁路、港口、航运）→煤炭转化（发电及煤化工）的一体化产业链，各分部之间存在业务往来。2025年本集团煤炭、发电、运输及煤化工分部利润总额（合并抵销前）占比为62%、17%、21%和0%（2024年：67%、14%、19%和0%，已重述）。
　　（4）主要销售客户
　　2025年，本集团对前五大客户的收入合计为175,471百万元，占本集团营业收入的59.5%。其中，本集团对关联方的收入为95,358百万元，占本集团营业收入的32.3%。
　　除以上内容外，就本公司董事会所知，本公司董事及其紧密联系人、持有本公司5%以上已发行股份（不包括库存股份）的股东，并无在本集团前五大客户中拥有任何权益。本集团与前五大客户保持长期合作关系，本公司认为该等合作关系不会对本集团业务带来重大风险。
　　（5）主要供应商
　　2025年，本集团对前五大供应商的采购额合计为46,351百万元，占全年采购总额的25.8%（少于30%）。其中，本集团对关联方的采购额为25,784百万元，占全年采购总额的14.4%。
　　报告期内，本集团不存在向单个供应商的采购比例超过总额的50%或严重依赖于少数供应商的情形。
　　（6）贸易业务收入
　　2025年，本集团贸易业务收入192百万元，占营业收入的比例为0.07%。
　　3.费用及其他利润表项目
　　（1）税金及附加同比下降的主要原因：自产煤销售收入减少，资源税同比下降。（2）管理费用同比增长的主要原因：信息服务费用、人工成本等增长。（3）研发费用同比增长的主要原因：主要受研发投入和进度影响。（4）财务费用同比增长的主要原因：汇兑损失增加。报告期内，受平均存款规模下降及利率下行影响，本集团利息收入同比下降；受带息负债压降及利率下行影响，本集团利息费用同比下降。
　　（5）投资收益同比下降的主要原因：本集团对发电联营企业的投资收益减少。（6）报告期资产减值损失主要是：本集团根据减值测试结果对部分发电设备、备品备件等资产计提减值准备。上年资产减值损失主要是杭锦能源雁南矿计提资产减值损失，报告期未发生同类减值事项。
　　（7）报告期营业外支出合计为负数，主要是：部分子分公司冲销无需支付的专项支出。上年营业外支出主要是本集团部分煤炭子分公司捐赠内蒙古生态综合治理资金，报告期未发生同类支出。
　　4.研发投入
　　（1）研发投入情况
　　2025年本集团研发投入4,890百万元（2024年：4,178百万元，已重述），同比增长17.0%；研发投入占营业收入比例为1.7%（2024年：1.2%，已重述），同比增长0.5个百分点。
　　报告期内，本集团研发投入主要用于各产业科技创新项目研发，包括煤炭安全高效智能开采及清洁综合利用、燃煤锅炉混氨燃烧、重载列车群组运行控制系统、绿色甲醇合成等。
　　2025年，本集团共获得省部级奖项2项、重要行业协会（学会）奖项25项、专业协会级奖项11项；新增专利授权1,229件，其中发明专利560件。
　　5.现金流
　　本集团制定了安全合规稳健的以股东利益最大化为目标的资金管理政策，在保障持续运营的前提下，优化资本结构，降低资金成本，按照公司政策制度进行管理和投资。（1）经营活动产生的现金流量净额：2025年净流入75,059百万元（2024年净流入：91,086百万元，已重述），同比下降17.6%，主要原因是本集团煤炭、发电业务收入下降。
　　（2）投资活动产生的现金流量净额：2025年净流出21,794百万元，主要用于购建固定资产、无形资产等长期资产；较2024年净流出86,095百万元（已重述）下降74.7%，主要原因是本集团收回结构性存款产品，以及上年同期新增定期存款较多。（3）筹资活动产生的现金流量净额：2025年净流出96,242百万元，主要用于支付本公司2024年度末期股息及2025年中期股息；较2024年净流出48,590百万元（已重述）增长98.1%，主要原因是本集团支付股息及偿还债务较多。
　　(二)资产、负债情况分析
　　1.资产及负债状况
　　2.境外资产情况
　　截至2025年12月31日，本集团于境外的资产总额为28,896百万元，占总资产的比例为4.6%，主要为位于印度尼西亚的发电资产以及本集团持有的境外企业股权等。3.主要资产受限情况
　　本集团不存在主要资产被查封、扣押的情况。截至报告期末，本集团受限资产余额17,841百万元。其中，本集团银行存款中限制用途的资金共计17,637百万元，主要为煤矿企业的矿山地质环境治理恢复基金、借款保证金、转产发展资金、银行承兑汇票保证金、诉讼保全止付金等；其他受限资产共计204百万元，主要为通过融资租赁方式取得的固定资产。
　　4.可供分派予股东的储备
　　截至2025年12月31日，本公司可供分派予股东的储备为197,003百万元。
　　(三)分行业经营情况
　　1.煤炭分部
　　(1)生产经营及建设
　　本集团生产及销售的煤炭产品主要为动力煤，本集团拥有独立运营的铁路集疏运通道，集中分布于自有核心矿区周边，能够满足核心矿区的煤炭外运。2025年，本集团坚决扛牢能源保供责任，深入推进煤炭“安全、绿色、高效、智能”开采模式，科学组织生产、强化协同配合，生产效率不断提升，自产煤保持稳产优产。全年商品煤产量达332.1百万吨（2024年：337.9百万吨，已重述），同比下降1.7%。井工矿完成掘进总
　　进尺54.8万米（2024年：41.8万米，已重述），其中神东矿区完成掘进进尺52.9万米（2024年：39.4万米）。
　　煤矿项目建设加快推进。全力推进新街一井、二井项目建设，科学统筹工程计划，同步推进8条井筒掘砌工作，建成投运矿区公路、供电工程、供水工程等地面工程，项目总体进度按计划高效推进。新街三井、四井项目前期工作有序推进。杭锦能源塔然高勒井田项目已完成北部进回风立井等工程建设，按计划推进巷道等施工。煤炭绿色智能开发能力持续提升。坚持绿色发展，大力推进绿色矿山建设。本集团15座煤矿列入国家级绿色矿山名录，8座列入省级绿色矿山名录，合计占本集团全部煤矿的82%。坚持创新引领，高质量推进煤矿智能化转型升级。截至2025年末，本集团井工矿采掘工作面全部实现智能化，井下变电所、配电点、水泵房及主运输系统等固定岗位实现无人值守，研发应用巡检监测、重体力替代等辅助作业机器人350余台套；露天矿应用无人驾驶卡车、无人驾驶电铲、无人驾驶辅助设备等450余台套；选煤厂均实现智能化。
　　(2)煤炭销售
　　本集团销售的煤炭主要由自有煤矿生产。为了满足客户需求、充分利用铁路运力，本集团还在自有矿区周边、铁路沿线从外部采购煤炭，用以掺配出不同种类、等级的煤炭产品后统一对外销售。本集团实行专业化分工管理，煤炭生产由各生产企业负责，煤炭运输主要由本公司所属的铁路和港航公司负责，煤炭销售主要由本公司所属的销售企业统一负责，客户涉及电力、冶金、化工、建材等多个行业。
　　2025年，本集团严格执行电煤中长期协约机制，购销两端电煤中长协签约率兑现率均明显高于国家要求；不断创新外购煤资源购销机制，推动一体化与非一体化市场协同发展，增强资源整合与市场响应能力。本集团全年实现煤炭销售量430.9百万吨（2024年：460.2百万吨，已重述），同比下降6.4%。对前五大外部煤炭客户销售量为198.6百万吨，占煤炭销售总量的46.1%，其中对最大客户国家能源集团的煤炭销售量为147.4百万吨，占煤炭销售总量的34.2%。前五大外部煤炭客户主要为电力公司。2025年，受煤炭市场供求关系影响，本集团煤炭销售平均价格（不含税）为495元/吨（2024年：563元/吨，已重述），同比下降12.1%。
　　(3)煤炭资源
　　于2025年12月31日，中国标准下本集团的煤炭保有资源量为414.1亿吨，较2024年底增加70.5亿吨，主要是收购杭锦能源（包括大雁矿区及塔然高勒矿区）增加资源量38.2亿吨、新街台格庙南区资源储量核实增加资源量34.9亿吨。煤炭保有可采储量为173.1亿吨，较2024年底增加22.2亿吨；JORC标准下本集团的煤炭可售储量为111.3亿吨，较2024年底增加6.2亿吨。
　　2025年，本集团煤炭勘探支出（即可行性研究结束之前发生的、与煤炭资源勘探和评价有关的支出）为1.91亿元（2024年：2.25亿元），主要为新街台格庙矿区勘探支出；煤矿开发和开采相关的资本性支出为93.86亿元（2024年：114.57亿元），主要为各矿区工程项目建设、土地使用权获取、征地补偿等支出。
　　2.发电分部
　　(1)生产经营
　　2025年，本集团深化设备可靠性管理，提升电力顶峰保供能力，充分发挥煤电“压舱石”和“调节器”的核心保障作用。积极应对煤电量价双降严峻形势，多措并举争发效益电，实现中长期合约高比例覆盖和现货交易量价兼顾。全年完成总售电量207.00十亿千瓦时，占同期全社会用电量103,682亿千瓦时1的2.0%；平均售电价格386元/兆瓦时（2024年：402元/兆瓦时，已重述），同比下降4.0%。本集团2025年实现容量电费收入合计51.2亿元（含税），平均容量电费获得率为99.1%；实现辅助服务（包括调峰、调频等）收入合计6.4亿元（含税）。
　　优化关键区域煤电布局，服务新型电力系统建设。2025年，本集团高质量投产九江电力二期、北海电力二期、清远电力二期、印尼美朗等7台清洁高效火电机组，有序推进定州电力三期、沧东电力三期等国内煤电项目建设。加速推进以“三改联动”为主的煤电高效调节能力提升和低碳化改造，全年燃煤发电机组（不含煤矸石）供电标准煤耗294克/千瓦时。
　　大力发展新能源业务，持续推进产业基金投资。本集团积极把握新能源投资机会，充分依托现有土地资源等条件，推动煤炭与新能源、煤电与新能源融合发展，2025年新增对外商业运营的光伏发电装机容量合计259兆瓦。本公司参与设立的北京国能新能源产业投资基金和北京国能绿色低碳发展投资基金运营态势良好，截至2025年底累计投资并购光伏、风电等新能源装机规模合计约680万千瓦。根据投资协议，本公司对两只基金的累计出资金额分别为21.56亿元、9.73亿元，已累计实现退出本金及收益分别为7.67亿元、5.46亿元。
　　(2)电量及电价
　　(3)装机容量
　　于报告期末，本集团发电机组总装机容量为52,676兆瓦。其中，燃煤发电机组总装机容量49,384兆瓦，约占全国煤电发电装机容量12.6亿千瓦1的3.9%。
　　2025年，本集团新增装机容量合计5,212兆瓦。其中，燃煤发电装机容量增加5,000兆瓦，主要为九江电力3号和4号机组、北海电力3号和4号机组、清远电力3号机组建成投运；水电装机容量减少47兆瓦，主要为本公司控股子公司四川能源关停和转让部分水电站；对外商业运营的光伏发电装机容量增加259兆瓦，主要为本集团位于广东省、福建省等省份的光伏项目建成投运。
　　(4)发电设备利用率
　　2025年，本集团燃煤发电机组平均利用小时数达4,682小时，较上年（已重述）减少340小时，比全国6,000千瓦及以上电厂燃煤发电设备平均利用小时数4,346小时1高336小时。
　　(5)电力市场化交易
　　(6)售电业务经营情况
　　本集团所属山东售电公司，主要经营模式是通过购售电价差获得盈利，主要提供购售电、跨省交易、用电设备管理、绿电交易、电力需求侧响应代理等多种电力增值服务。2025年，山东售电公司代理销售电量7.56十亿千瓦时（不含代理销售的本集团自有电厂电量），对应的售电收入和购电成本分别为3,040百万元和3,023百万元。
　　(7)资本性支出
　　2025年，发电分部资本性支出总额19,308百万元。
　　3.铁路分部
　　(1)生产经营
　　本集团铁路分部充分发挥一体化运营优势，紧扣产业链发展核心需求，实现运输系统高效畅通；立足大物流发展格局，激活通道运输潜能，稳步扩大运输网络服务半径。2025年，本集团自有铁路运输周转量达313.0十亿吨公里（2024年：312.1十亿吨公里），同比增长0.3%；金属矿石、化工品等非煤货物运量26.1百万吨（2024年：24.5百万吨），同比增长6.5%，其中反向非煤货物运量19.0百万吨。
　　持续推进铁路运输扩能增效，加快现代化物流转型。朔黄铁路以数智赋能运输组织，实现生产经营全流程管控，全方位提升组织效能；立足大物流发展格局，紧密对接市场需求，多式联运模式高速发展。包神铁路持续推动重载运输与数字技术深度融合，成功组织实施世界首次3.5万吨级重载群组列车开行试验，为世界重载铁路发展提供“中国方案”。神朔铁路3亿吨扩能改造工程全面竣工投运，万吨装车和编组能力大幅提升，实现运能从2.2亿吨到3亿吨的历史性跨越。新朔铁路推进专用线、站区扩能改造，优化专用线布局，提升资源获取能力，拓展非煤运输货品钟摆式运输，加速推动从“传统运输”向“现代物流”转型。
　　4.港口分部
　　(1)生产经营
　　本集团港口分部高效统筹生产组织与调度管理，全力保障一体化物流链畅通稳定。2025年，黄骅港完成装船量217.0百万吨（2024年：214.4百万吨），同比增长1.2%，连续7年位居全国煤炭港首位，煤炭进出港量、“北煤南运”煤炭下水量占比、非煤吞吐量等多项指标创开港以来最高水平。天津煤码头完成装船量44.6百万吨（2024年：44.0百万吨），同比增长1.4%。
　　不断创新运营管理模式，加强港口能力建设。黄骅港务大力构建高效协同数据平台，成为全球首家全流程智能作业的干散货港口和国内首家作业现场全面无人的智能化煤炭港口。天津港务结合产能提升需求，高质量推进大型设备更新、供电改造及陆域扩能。珠海港务市场化转型成效显著，全力开拓高附加值新货源，非一体化业务进出港量双创新高。
　　5.航运分部
　　(1)生产经营
　　2025年，本集团航运分部强化内部产业协同，积极开拓外部市场，一体化能源保供平稳有序，非煤货物运输显著提升。2025年，本集团完成航运货运量111.3百万吨（2024年：129.9百万吨），同比下降14.3%；完成航运周转量114.9十亿吨海里（2024年：149.4十亿吨海里），同比下降23.1%；完成非煤运输量5.8百万吨（2024年：4.4百万吨），同比增长31.8%。
　　6.煤化工分部
　　(1)生产经营
　　本集团煤化工分部为包头煤化工煤制烯烃项目，主要产品包括聚乙烯（生产能力约30万吨/年）、聚丙烯（生产能力约30万吨/年）及少量副产品（包括工业硫磺、混合碳五、工业丙烷、混合碳四、工业用甲醇、精甲醇等）。2025年，包头煤化工煤制烯烃升级示范项目（生产能力75万吨/年）建设有序推进。
　　2025年，煤化工分部创新推行生产经营与项目建设“一体化”安全管理模式，全年聚丙烯、聚乙烯产品优等品率均达到历史最高水平。持续开展产品认证工作，聚丙烯树脂、聚乙烯树脂16种牌号产品质量均达到SGS检测标准要求，并获得国际互认资格。主要污染物均实现达标排放，能源效率达到行业领先水平。
　　(五)分地区经营情况
　　本集团主要在中国境内经营煤炭及电力的生产与销售，铁路、港口和船队运输，煤制烯烃等业务。2025年，来自境内市场的对外交易收入为286,561百万元，占本集团营业收入的97.2%；来源于境外市场的对外交易收入为8,355百万元，占本集团营业收入的2.8%，较2024年下降的主要原因是境外煤炭销售收入同比减少。
　　2025年，本集团海外业务运营平稳高效。印尼发电资产保持安全稳定运行态势，经营质效稳步提升，印尼美朗2台35万千瓦机组顺利建成投运，为区域电力供应提供有力支撑。美国宾州页岩气项目2025年生产的归属于本集团的权益气量为1.06亿立方米。
　　(六)投资状况分析
　　2025年，本公司对子公司股权投资的增加额为18,645百万元。其中，本公司收购国家能源集团公司持有的杭锦能源100%股权以及对杭锦能源增加资本金，导致股权投资增加13,018百万元；其他股权投资增加额为5,627百万元，主要是本公司为推进项目建设对相关发电、煤化工子公司增加资本金。本集团对参股企业股权投资的增加额为1,069百万元，主要是按照协议对本公司参与设立的投资基金出资，以及对部分联营公司出资。
　　六、公司对未来发展的展望
　　(一)行业格局和趋势
　　2026年，我国经济工作将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，完整准确全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，着力推动高质量发展，坚持稳中求进工作总基调，更好统筹国内经济工作和国际经贸斗争，更好统筹发展和安全，实施更加积极有为的宏观政策，增强政策前瞻性针对性协同性，持续扩大内需、优化供给，做优增量、盘活存量，因地制宜发展新质生产力，纵深推进全国统一大市场建设，持续防范化解重点领域风险，着力稳就业、稳企业、稳市场、稳预期，推动经济实现质的有效提升和量的合理增长，保持社会和谐稳定，实现“十五五”良好开局。
　　煤炭行业来看，预计我国煤炭需求将总体保持平稳，预计电力和炼焦用煤基本保持稳定，化工用煤等仍有增长空间。煤炭产量预计总体保持稳定，保供应和产能核查等政策共同引导煤炭有序供应。进口煤量维持平稳或小幅减少。总体来看，2026年煤炭市场供需基本平衡，煤炭市场价格在合理区间震荡运行。受季节性波动、突发事件、极端天气等因素影响，局部地区、部分时段可能出现供应偏紧的局面。电力行业来看，我国宏观经济保持增长将拉动电力消费需求平稳较快增长。依据中国电力企业联合会测算，预计2026年全国全社会用电量同比增长5%-6%。新能源继续保持较大投产规模，新增发电装机有望超过3亿千瓦。全国电力供需总体平衡，局地高峰时段电力供需偏紧，供应不足部分可以通过跨省跨区余缺互济后基本消除。(二)公司发展战略
　　2025年是“十四五”规划决胜收官之年，也是擘画“十五五”发展蓝图的关键之年。能源行业深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚持统筹发展和安全，实现能源安全保障能力与绿色低碳转型水平同步跃升，为经济持续健康发展和社会民生改善提供了更加有力的支撑。当前，能源供应体系更趋完善，煤炭的兜底保障作用进一步夯实，煤电在新型电力系统中的基础性支撑和灵活性调节功能持续增强，可再生能源规模化发展迈上新台阶，能源结构优化取得新突破。一年来，本集团坚决贯彻落实党中央决策部署，牢牢把握高质量发展首要任务，锚定可持续增长目标，以“旗帜领航、干在实处、走在前列”的奋斗姿态，攻坚克难、砥砺奋进，圆满完成全年各项目标任务，为迈向“十五五”新征程奠定了坚实基础。
　　2026年，本集团将坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略和碳达峰碳中和目标要求，认真践行本集团总体发展战略，锚定建设创新型世界一流能源上市公司的目标，全力推进五方面重点工作：坚持强基固本，继续巩固强化煤电运化一体化运营优势；加快扩绿降碳，推动现有产业板块加速转型升级；坚持创新引领，加快科技创新培育和发展新质生产力；强化资本运作，进一步发挥上市公司投融资平台作用；推动治理提升，对标世界一流不断强化价值创造能力，全过程发挥党建示范引领保障作用。加快“大而全”向“强而优”转型、传统能源向绿色低碳转型、管理模式向市场化经营转型，打好价值创造、科技创新、安全环保、深化改革、党建提质“五大攻坚战”，全面构建“创新引领、以煤为基、以电为本、油化互补、物流协同、绿色低碳、数智赋能”的产业链体系，实现本集团高质量发展。
　　(三)经营计划
　　1.2026年度经营目标
　　2.2026年资本开支计划
　　2025年，本集团资本开支总额为446.86亿元（不含矿业权支出），主要用于：新街一井、二井及杭锦能源塔然高勒井田建设，煤矿设备购置及技术改造；九江电力二期、北海电力二期、清远电力二期等发电项目建设；东月铁路建设、铁路线扩能改造及铁路机车购置；黄骅港（煤炭港区）五期工程、珠海港高栏港区国能散货码头工程等建设；煤制烯烃升级示范项目建设等。
　　2025年，本集团矿业权相关资本开支18.93亿元，主要为包头能源万利一矿矿业权变更相关支出。
　　本公司董事会批准的2026年资本开支计划总额为380.23亿元（不含矿业权支出）。其中：
　　（1）煤炭分部资本开支中，用于新建及改扩建项目（含基建相关的设备采购）的支出为38.58亿元，用于设备购置的支出为28.42亿元，其他支出51.59亿元。主要投资项目包括：新街台格庙矿区新街一井、二井建设，杭锦能源塔然高勒矿井建设，绿色智能矿山建设等。
　　（2）发电分部资本开支中，用于新建项目（含相关设备采购）的支出为95.83亿元，用于环保类技术改造的支出为3.26亿元，用于非环保类技术改造的支出为14.14亿元，其他支出0.80亿元。主要投资项目包括：河北沧东电厂三期、河北定州电厂三期、重庆万州电厂二期、福建石狮鸿山热电厂三期等在建火电项目。新能源业务资本开支11.45亿元，主要用于光伏发电项目建设等。（3）铁路分部资本开支，主要用于东月铁路建设、铁路机车购置等。（4）港口业务资本开支，主要用于黄骅港（煤炭港区）五期工程、珠海港高栏港区国能散货码头工程建设等。
　　（5）煤化工分部资本开支，主要用于煤制烯烃升级示范项目等。（6）其他资本开支，主要用于信息化项目建设等。
　　(四)面对的主要风险及应对措施
　　请投资者注意：本公司已审视及列出主要风险，并采取对应措施，但受各种因素限制，不能绝对保证消除所有不利影响。
　　1.安全环保风险
　　本集团煤矿安全生产形势总体平稳，但受行业特性、项目分布、极端天气等因素影响，安全风险交织叠加，能源保供形势依然严峻。在国家生态环保治理要求日趋严格和“双碳目标”的大背景下，本集团面临的节能、减排、环保约束进一步加大。本集团以杜绝较大及以上生产安全事故，力争实现“零死亡”为安全生产目标。为应对安全风险，本集团将继续树牢红线意识，压紧压实安全生产责任，持续健全安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，深入开展安全生产治本攻坚，加强应急管理体系建设和安全生产培训，有效提高应急处突能力，发挥信息化优势，创新安全监察机制，坚持以人为本，全面提升安全管理水平。
　　为应对环保风险，本集团将深入打好污染防治攻坚战，持续加强环境监测，严守生态红线，大力推行绿色矿山、绿色智慧重载铁路、绿色港口、绿色航运建设，高质量发展可再生能源，推进绿色低碳节能改造，持续打造煤电“超低排放”品牌，进一步完善环境保护管理体系，加强隐患问题整治与环境应急管理，主动适应能耗“双控”要求，确保实现各项节能减排目标，杜绝发生重大环境污染事件。
　　2.投资风险
　　党的二十届四中全会以来，国家大力推进“两重”“两新”建设，鼓励优化投资方向，为能源基础设施升级改造和战略性新兴产业发展提供了宝贵机遇。公司投资规模大、项目种类多、涉及境内外，面对复杂多变的内外部环境，市场政策、投资规划方向、投资收益等方面的不确定性与项目建设管理、质量进度等风险隐患叠加。为应对投资风险，本集团将强化规划引领与方向把控，密切跟踪政策变化和市场机遇，优化投资策略，完善投资管理体系，加强项目前期研究论证；严把投资全流程“四关”，将投资“收益关、成本关、进度关、合规关”贯穿投资全过程，精益求精推进项目建设，突出对重大项目的风险管控；持续抓好投资计划，扩大有效投资，合理把控项目投资节奏，加强投资计划执行的调研与监督，积极、有序、规范开展项目后评价工作，持续完善投资风险防控体系，提升投资效率效益。
　　3.合规风险
　　世界百年变局加速演进，外部环境的复杂性、不确定性上升，国际国内法律合规监管形势日益严峻，合规监管的力度正持续加强，本集团在安全环保、项目合规、公司治理、市场公平竞争等领域面临的合规监督和行政处罚风险明显增加。同时，本集团资产规模大、产业链条长，风险辨识和防范难度大，可能引发合同法律纠纷及监管处罚等事件。
　　为应对合规风险，本集团将全力推进“世界一流法治企业”建设，发挥法治合规对企业经营的引领保障作用；完善合规制度管理体系，持续推进制度“立改废”工作，切实提升其与法规政策的契合度；强化合规风险隐患源头防控与治理，全面深入开展风险排查，建立法律纠纷与违规处罚风险台账，研究制定重大风险化解与预控措施，明确责任领导和人员，加强沟通协调。
　　4.工程项目管理风险
　　本集团现有工程项目整体进展平稳。具体项目建设过程中存在一定不确定因素。例如，项目风险预判不足、设计单位能力不足等因素导致建设期延长、工期延误、投资增加的风险；安全责任落实不到位，部分施工人员安全意识薄弱，工程安全管理体系未能有效落地导致安全事故发生的风险。
　　为应对工程项目管理风险，本集团将进一步完善基建管理体系，分级开展项目设计、开工、实施、竣工验收、移交投产等重要环节的管理工作。不断强化对工程项目建设计划、技术、技经、安全、质量的统一管理，加强建设职能管理、工程项目前期管理、参建队伍管理，严把工程设计、概算、结算关，加强工程造价控制，实时跟踪和监控项目建设情况，及时制定有效措施降低或消除工期延长因素的影响。加强施工安全管理，建立健全涵盖全部参建单位的项目安委会管理机制和项目全周期安全管控机制，抓实工程项目安全风险隐患整治，切实做好安全应急预案，坚决杜绝较大及以上安全事故。落实在建项目工程质量监督制度，加强对参建单位质量行为和工程实体质量的监督管理，做好工程质量过程监督和单位、单项工程质量认证工作，防范工程质量事故风险。
　　5.市场竞争风险
　　当前，外部环境变化影响加深，国际经济贸易秩序面临严峻挑战，内部有效需求不足，新旧动能转换任务艰巨，能源行业竞争日趋激烈，公司一体化运行受资源和需求两端挤压影响，季节性、结构性矛盾凸显，煤炭产业面临需求见顶与“保供稳价”政策的双重压力，电力需求侧呈现“增机不增量”态势，化工、运输等行业市场竞争更趋激烈。为应对市场竞争风险，本集团将优化市场综合分析研判体系和经营策略，构建以市场分析驱动生产经营决策的闭环机制；提升协同运营能力，完善煤炭销售体系与经营机制，提升运输端运能保障，强化各产业协同联动，增强一体化应对市场变化的能力；加强精细化成本管控，强化“量价本效”管理，坚持增量做优、存量增效，做到稳中求进，提质增效，统筹优化资源配置方式，从全产业链角度控制成本，提升市场竞争力。6.一体化运营风险
　　本集团煤炭、发电、运输、煤化工一体化运营优势与一体化个别链条中断风险相互交织，若一体化组织协调不力或某一环节中断都将影响一体化的均衡组织和高效运营，对本集团经营业绩产生不利影响。
　　为应对一体化运营风险，本集团将不断做强一体化运营核心优势，在确保安全生产的基础上，抓好一体化的综合协调平衡，优化煤电产业布局，强化科学调度和计划管理工作，提升铁路集疏运系统，加强电网协调，强化生产运行管理，积极发展新能源，尽可能扩大一体化覆盖面，实现全产业、多要素资源配置优化，不断增强一体化产业链、价值链、供应链韧性。
　　7.政策风险
　　本集团的经营活动受到国家产业调控政策的影响。国家出台诸多能源领域政策措施，要求加快建设新型能源体系，推动能源供需、结构、技术发生深刻变化，煤炭行业环保政策日益严苛，能耗、排放指标把控趋紧，能源企业受政策约束的态势将长期存在且不断强化，客观上影响本集团产业布局及新建扩建项目的核准、运营与管理模式的变革等。
　　为应对政策风险，本集团将加强对国家最新产业政策及行业法规的研究，强化政策协同，抢抓资源接续政策窗口期，推动资源接续、增储增产、证照办理和产能核增；聚焦主业，稳妥推进碳达峰碳中和目标，合理匹配各板块投资规模，扎实推进煤炭清洁高效利用；坚持绿色清洁低碳方向，加快可再生能源产业布局，推进产业升级和绿色低碳转型；加强碳资产管理，协同推进新能源绿电、绿证交易；完善政策风险评估机制，建立政策监测预警系统，实时捕捉政策风向，增强企业抵御政策风险的能力。8.国际化经营风险
　　全球地缘政治多极化趋势加速，贸易战、技术垄断等不断升级，增加了国际化业务开展的不确定性。全球公共安全形势错综复杂，可能直接威胁项目正常运营。汇率波动频繁可能引发汇兑损失，地缘政治冲突、政策变动等因素导致境外项目收益不及预期，资产回报率下降，本集团的国际化经营活动存在一定的不确定性。为应对国际化经营风险，本集团将继续加强国际形势研判，特别是对大国政策导向、俄乌局势、东道国投资政策变化与新能源市场、公共安全风险等方面的研究；多元拓展境外业务，积极稳妥研究煤炭资源、新能源项目等开发合作机会，拓展国际能源全产业链合作。加强境外项目投资决策前信息的搜集、分析和研究工作，做好境外项目资源评估、经济效益评价、技术评价等，确保经济、技术的可行性；加强境外风险排查工作，定期监控境外政治、经济、法律合规风险，多举措防范和化解风险事项，加强复合型人才的培育和引进，按照统筹国内国际两个大局的要求，积极稳妥“走出去”。本集团面临的汇率风险主要来自于境外经营活动、已确认的外币资产和负债，外币币种主要为美元、印尼卢比等。本集团积极关注汇率变化，做好资金、币种平衡，降低汇率波动风险。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明：
　　（一）行业竞争格局和发展趋势1
　　1.宏观经济环境
　　2025年上半年，我国加快构建新发展格局，统筹国内经济工作和国际经贸斗争，有效实施更加积极有为的宏观政策，国民经济顶住压力、迎难而上，经济运行总体平稳、稳中向好，生产需求稳定增长，就业形势总体稳定，居民收入继续增加，新动能成长壮大，高质量发展取得新进展，社会大局保持稳定。按不变价格计算，上半年国内生产总值（GDP）同比增长5.3%。
　　2.煤炭市场环境
　　（1）中国动力煤市场
　　2025年上半年，我国商品煤消费量保持平稳，煤炭产量在“稳产稳供稳价”政策主基调下继续保持增长。全国... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明：
　　（一）行业竞争格局和发展趋势1
　　1.宏观经济环境
　　2025年上半年，我国加快构建新发展格局，统筹国内经济工作和国际经贸斗争，有效实施更加积极有为的宏观政策，国民经济顶住压力、迎难而上，经济运行总体平稳、稳中向好，生产需求稳定增长，就业形势总体稳定，居民收入继续增加，新动能成长壮大，高质量发展取得新进展，社会大局保持稳定。按不变价格计算，上半年国内生产总值（GDP）同比增长5.3%。
　　2.煤炭市场环境
　　（1）中国动力煤市场
　　2025年上半年，我国商品煤消费量保持平稳，煤炭产量在“稳产稳供稳价”政策主基调下继续保持增长。全国煤炭经济偏弱运行，煤炭价格中枢回落。截至2025年6月，国煤下水动力煤价格指数NCEI（5,500大卡）中长期合同执行价格为669元/吨，较上年末下降24元/吨；上半年中长期合同执行均价约682元/吨，较上年同期均值下降22元/吨。上半年秦皇岛港5,500大卡动力煤成交均价约685元/吨，同比下降约22.2%。
　　从供给侧看，煤炭产量增速呈现前高后低态势。全国规模以上工业原煤产量24.0亿吨，同比增长5.4%，其中6月份产量增速回落至3.0%。上半年内蒙古自治区、山西省、陕西省、新疆维吾尔自治区原煤产量占全国规模以上工业原煤产量的81.4%。全社会煤炭库存维持高位，但北方港口存煤量开始下降。上半年进口煤炭2.2亿吨，同比下降11.1%，其中从印度尼西亚进口煤炭9,098万吨，同比下降15.5%。
　　从需求侧看，2025年上半年我国商品煤消费量同比增长约0.4%。其中，火电发电量同比下降导致发电行业商品煤消费量下降1.8%，占总消费量比例约56.9%；化工行业商品煤消费量同比增长12.1%；钢铁行业煤炭消费量略有增长，建材行业煤炭消费量同比下降。
　　（2）国际动力煤市场
　　2025年上半年，全球经济增速放缓，非化石能源消费增长，煤炭供应呈现偏宽松格局。依据统计数据，2025年上半年印度煤炭总产量5.9亿吨，同比增长0.7%；印度尼西亚煤炭产量3.4亿吨，同比下降8.6%；美国煤炭产量2.4亿吨，同比增长7.5%；俄罗斯煤炭产量2.2亿吨，同比增长1.6%；澳大利亚煤炭产量1.3亿吨，同比下降8.2%；蒙古国煤炭产量4,371万吨，同比下降12.4%。中国、印度等大型市场进口需求疲软，全球煤炭出货量下降。国际船舶经纪公司班切罗-科斯塔（Banchero Costa）报告，2025年上半年全球海运煤炭贸易量同比下滑7.9%。印度尼西亚、澳大利亚、美国、蒙古国出口量均下降，其中印度尼西亚煤炭出口量2.25亿吨，同比下降12.8%。煤炭价格整体震荡回落，6月末澳大利亚纽卡斯尔港动力煤（5,500大卡）离岸价格约65美元，较上年末下降约20.7%。
　　3.电力市场环境全国电力系统安全稳定运行，供需总体平衡。2025年上半年，全社会用电量48,418亿千瓦时，同比增长3.7%。全国规模以上电厂发电量45,371亿千瓦时，同比增长0.8%。其中，火电发电量29,410亿千瓦时，同比下降2.4%，占全国发电量的64.8%；水力发电量5,398亿千瓦时，同比下降2.9%。风电、太阳能、核电发电量同比分别增长10.6%、20.0%、11.3%。全国6,000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为1,504小时，同比减少162小时。除核电外，各类型发电设备利用小时同比下降。其中，火电设备平均利用小时为1,968小时，同比减少130小时（煤电平均利用小时为2,056小时，同比减少147小时）。风光装机快速增长，太阳能装机达11亿千瓦。截至2025年6月，全国发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7%。上半年风电和太阳能发电合计新增装机2.6亿千瓦，占新增发电装机总容量的89.9%。截至2025年6月底，风电、太阳能装机占比达45.8%；火电装机14.7亿千瓦，同比增长4.7%，占总发电装机容量的比重为40.4%（煤电装机12.1亿千瓦，占比33.2%）。于上半年末，非化石能源发电装机容量22.2亿千瓦，占总装机容量比重为60.9%。非化石能源发电量占全口径总发电量比重为43.1%，同比提高3.7个百分点；新能源发电量合计占全口径总发电量比重为26.0%，同比提高4.4个百分点。新能源上网电价市场化，电力市场竞争加剧。风电、太阳能发电上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。2025年上半年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量29,485亿千瓦时，同比增长4.8%，占全社会用电量的60.9%，占售电量比重为74.6%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量为22,105亿千瓦时，同比增长0.1%。绿电交易电量1,540亿千瓦时，同比增长49.3%。全国完成跨区输送电量4,366亿千瓦时，同比增长11.8%，完成跨省输送电量9,543亿千瓦时，同比增长8.4%。
　　4.下半年展望
　　2025年下半年，我国经济运行依然面临不少风险挑战。经济工作将坚持稳中求进工作总基调，完整准确全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，保持政策连续性稳定性，增强灵活性预见性，着力稳就业、稳企业、稳市场、稳预期，有力促进国内国际双循环，努力完成全年经济社会发展目标任务，实现“十四五”圆满收官。
　　煤炭行业来看，政策发力将带动能源需求，气候等因素有望拉动下半年火力发电量实现正增长，煤炭消费预计小幅回升。煤炭主产区加强产能管理，预计下半年国内煤炭产量增速放缓。进口煤价格优势缩小，下半年预计进口煤量同比继续减少。总体来看，下半年煤炭市场趋于平稳，煤炭市场价格波动幅度较上半年有所收窄，在合理区间内小幅波动。电力行业来看，根据中国电力企业联合会预测，考虑到三季度高温因素及上年四季度基数偏低因素，预计今年下半年用电量增速高于上半年，预计2025年全国全社会用电量同比增长5%-6%，最高用电负荷可能达到15.2-15.7亿千瓦。预计今年迎峰度夏期间全国电力供需形势总体平衡，华东、华中、西南等区域，江苏、浙江、安徽等省级电网部分用电高峰时段可能存在供需偏紧。
　　（二）报告期内公司所从事的主要业务和经营模式
　　中国神华能源股份有限公司于2004年11月在北京成立，于2005年6月在港交所上市，于2007年10月在上交所上市。本集团的主营业务是煤炭、电力的生产和销售，铁路、港口和船舶运输，煤制烯烃等业务。煤炭、发电、铁路、港口、航运、煤化工一体化经营模式是本集团独特的经营方式和盈利模式。
　　本集团拥有神东矿区、准格尔矿区、胜利矿区、宝日希勒矿区及新街台格庙矿区等优质煤炭资源，于2025年6月30日，中国标准下煤炭保有资源量415.8亿吨、煤炭保有可采储量174.5亿吨。本集团控制并运营大容量、高参数的清洁燃煤机组，于2025年6月30日本集团控制并运营的发电机组装机容量47,632兆瓦。本集团控制并运营围绕“晋西、陕北和蒙南”主要煤炭基地的环形辐射状铁路运输网络及“神朔—朔黄线”西煤东运大通道，以及环渤海能源新通道黄大铁路，总铁路营业里程达2,408公里。本集团还控制并运营黄骅港等多个综合港口和码头（总装船能力约2.7亿吨/年），拥有约2.24百万载重吨自有船舶的航运船队，以及运营生产能力约60万吨/年的煤制烯烃项目。本集团的煤炭开采、安全生产技术处于国际先进水平，清洁燃煤发电、重载铁路运输等技术处于国内领先水平。报告期内，本集团主营业务、主要产品及其用途、经营模式、市场地位及主要业绩驱动因素未发生重大变化。
　　二、经营情况的讨论与分析
　　上半年，本集团全力应对煤炭电力量价下行的严峻形势，逆势求进、攻坚克难，安全生产形势保持平稳，一体化运营更加有效，提质增效成果显现。虽然部分生产经营指标同比下降、落后计划，但优于预期、质效向好。
　　2025年上半年，本集团营业收入138,109百万元（2024年上半年：169,121百万元，已重述），同比下降18.3%；实现营业利润37,364百万元（2024年上半年：42,158百万元，已重述），同比下降11.4%；归属于本公司股东的净利润24,641百万元（2024年上半年：28,012百万元，已重述），基本每股收益1.240元/股（2024年上半年：1.410元/股，已重述），同比下降12.0%。
　　三、报告期内核心竞争力分析
　　本集团的核心竞争力主要体现在：
　　（1）煤电路港航化的纵向一体化经营模式；
　　（2）优质、丰富的煤炭资源；
　　（3）专注于公司主业的管理团队和先进的经营理念；
　　（4）在煤炭绿色开采、清洁燃煤发电、重载铁路运输、智慧港口运营等方面的国内外领先的产业技术和科技创新能力。
　　四、可能面对的风险及应对措施
　　本公司面对的主要风险是安全环保、合规、工程项目管理、市场竞争、投资、一体化运营、政策、国际化经营等风险，报告期内未新增风险因素。本公司已建立年初风险辨识、季度风险监控、动态风险评估、日常检查预警、年末监督评价的闭环风险管理体系，为促进改善决策流程、完善内控制度、提升风险管理水平提供了坚强保障。本公司董事会及审计与风险委员会认为该机制能够评价公司风险管理运行的有效性。
　　报告期内，本公司针对主要风险采取了以下风险应对措施：
　　1.安全环保方面，严格落实安全生产责任，持续健全完善安全生产责任体系。深化安全生产治本攻坚三年行动，深入推动安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制。严格管控重大安全风险，全面加强现场安全管理，认真开展安全隐患排查和整治工作，强化安全教育培训，提升全员安全素质。深入打好污染防治攻坚战，积极开展黄河流域生态环保全面排查专项行动，全力提升生态环境风险防范能力。
　　2.合规管理方面，不断优化法律合规风险防范制度体系，把好制度规范性、合法合规性和制度适应性关口，优化合规制度管理。推行“主要业务类型合同范本化”，分层分类开展合规风险识别预警及应对处置，动态识别、评估和预警法律合规风险，抓实重大资本运作、重要发展项目的全过程法律支持服务，推进重大案件“分层挂牌督办”机制，提高重大法律案件的防范与应对能力，从源头防范签约风险。
　　3.工程管理方面，完善基建管理体系，分级开展项目设计、开工、实施、竣工验收、移交投产等重要环节的管理工作。通过加强技术经济论证、科学优化投资决策等措施，从源头上控制项目工程造价。严格落实建设目标任务和节点控制计划，强化工程项目考核力度，抓好重点项目进度管理。扎实开展外包外委业务专项整治，全面加强高风险作业、基建施工等安全管理，保障重大项目按期建成，高质量投产。
　　4.市场与销售方面，加强宏观经济形势研究，持续健全市场分析体系，强化市场导向，提高煤炭市场预判的精准度，分区分时制定煤炭购销机制和价格政策，优化煤炭产品结构，持续提升品牌优势。加快新型电力系统建设，积极开展支撑性保障性煤电建设，优化电力交易策略。大力推动煤电与新能源联营，加大新能源和低碳发展基金的投资引导作用，持续提升公司绿色金融能力。加强煤炭、电力、运输等业务板块的协同运营，实现资源的共享与优化配置。
　　5.投资管理方面，紧密结合宏观经济形势、行业发展趋势以及自身核心优势，制定完善投资策略。突出对重大项目的风险管控，持续抓好投资计划，扩大有效投资，合理把控项目投资节奏。密切跟踪政策动态变化，及时获取行业投资政策法规、市场供需状况等关键信息，深度参与行业标准制定工作，强化行业交流活动，不断完善投资风险防控体系。
　　6.一体化运营管理方面，不断做强一体化运营核心优势，持续抓好一体化综合协调平衡，强化生产调度，加强产业协同，完善科学调度、计划管理和绩效考核工作，健全一体化运营管理体系，增强一体化运营风险管控能力。优化煤电产业布局，加速新能源项目落地，不断增强一体化产业链、价值链、供应链韧性。
　　7.政策研究方面，加强对国家最新产业政策及行业法规的研究，强化政策协同，推动资源接续、增储增产、证照办理和产能核增。稳妥推进碳达峰碳中和目标，合理匹配各板块投资规模，扎实推进煤炭清洁高效利用。健全政策风险评估机制，降低政策变动带来的损失风险。强化政策监测预警工作，实时捕捉政策风向，增强企业抵御政策风险的能力。
　　8.国际化经营方面，加强国际形势研判，完善国际化战略规划。积极响应“一带一路”倡议，围绕获取境外优质资源，组织开展境外煤炭、新能源、运输等项目机会研究，推动国际能源合作走深走实。加强境外风险排查工作，定期监控境外公共安全、法律合规等风险，多举措防范和化解风险事项。加强复合型人才的培育和引进，按照统筹国内国际两个大局的要求，积极稳妥“走出去”。
　　请投资者注意：本公司已评估出主要风险，并采取应对措施，但受各种因素限制，不能绝对保证消除所有不利影响。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析
　　2024年，本集团深入践行能源安全新战略，保持煤炭稳产高产，畅通路港航运输大通道，实现一体化平稳高效运营，煤炭产销量、发电量等指标达成年度目标。受煤炭销售价格、售电价格下行等因素影响，本集团经营业绩同比略有下降。
　　2024年，本集团实现营业利润88,362百万元（2023年：91,367百万元），同比下降3.3%；归属于本公司股东的净利润58,671百万元（2023年：59,694百万元），基本每股收益2.953元/股（2023年：3.004元/股），同比下降1.7%。
　　二、报告期内公司所处的行业情况
　　1.宏观经济环境
　　2024年，面对复杂严峻的... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2024年，本集团深入践行能源安全新战略，保持煤炭稳产高产，畅通路港航运输大通道，实现一体化平稳高效运营，煤炭产销量、发电量等指标达成年度目标。受煤炭销售价格、售电价格下行等因素影响，本集团经营业绩同比略有下降。
　　2024年，本集团实现营业利润88,362百万元（2023年：91,367百万元），同比下降3.3%；归属于本公司股东的净利润58,671百万元（2023年：59,694百万元），基本每股收益2.953元/股（2023年：3.004元/股），同比下降1.7%。
　　二、报告期内公司所处的行业情况
　　1.宏观经济环境
　　2024年，面对复杂严峻的国内外形势，中国各地区各部门深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚持稳中求进工作总基调，完整准确全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，扎实推动高质量发展，国民经济运行总体平稳、稳中有进，高质量发展取得新进展，经济社会发展主要目标任务顺利完成。按不变价格计算，全年国内生产总值（GDP）较上年增长5.0%。
　　2.煤炭市场环境
　　（1）中国动力煤市场
　　2024年，我国商品煤消费量保持增长，煤炭先进产能平稳有序释放，煤炭兜底保障作用充分发挥。全国煤炭经济运行基本平稳，煤炭价格中枢有所回落。
　　较上年末下降14元/吨；全年执行中长期合同价格均价约701元/吨，较上年均值下降13元/吨。现货交易价格震荡下行，全年秦皇岛港5,500大卡动力煤成交均价约861元/吨，同比下降约11.0%。
　　从供给侧看，煤炭保障能力持续增强，煤炭产量保持增长。全年全国规模以上工业原煤产量47.6亿吨，同比增长1.3%。
　　治区全年原煤产量占全国规模以上工业原煤产量的81.7%，其中山西省原煤产量同比下降6.9%。社会主要环节存煤处于高位。全年进口煤炭5.4亿吨，同比增长14.4%，主要来自印度尼西亚、俄罗斯、澳大利亚、蒙古国等，进口煤炭平均成本下降约14.0%。
　　从需求侧看，2024年我国商品煤消费量同比增长约1.3%。其中发电行业商品煤消费量占总消费量比例约58.7%，同比增幅1.2%；化工行业商品煤消费量同比增长8.3%；钢铁、建材行业煤炭消费量同比下降。
　　（2）国际动力煤市场
　　2024年，全球经济复苏，部分区域地缘政治加剧形势下，能源消耗对煤炭的依赖性增强。国际能源署预测，2024年世界煤炭消费量突破87.7亿吨，创历史新高。全球煤炭产量小幅增长。依据统计数据，2024年印度煤炭总产量10.8亿吨，同比增长7.2%；印度尼西亚煤炭产量8.4亿吨，同比增长7.8%；蒙古国煤炭产量9,772万吨，同比增长20.2%。美国、澳大利亚、俄罗斯煤炭产量下降。BigMint整理的初步数据显示，2024年全球煤炭出口（包括动力煤和冶金煤）达到15.87亿吨，同比增长超过4%。
　　西亚煤炭出口量约为5.58亿吨，同比增长超过7.0%；澳大利亚、美国、蒙古国等出口量保持增长。全球煤炭需求继续向东转移，中国、印度等国进口量保持增长。受需求增速放缓、终端用户库存高位等因素影响，2024年全球煤炭价格整体震荡回落，年末纽卡斯尔NEWC动力煤现货价格较上年末下降约10.9%。
　　3.电力市场环境
　　2024年，全国电力系统稳定运行，电力供需总体平衡。全社会用电量98,521亿千瓦时，同比增长6.8%。全国规模以上电厂发电量94,191亿千瓦时，同比增长4.6%。
　　中，火电发电量63,438亿千瓦时，同比增长1.5%，占全国发电量的67.4%。火电、水电、核电、风电、太阳能发电量同比分别增长1.5%、10.7%、2.7%、11.1%和28.2%。
　　全国6,000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为3,442小时，同比减少157小时。
　　其中，火电设备平均利用小时为4,400小时，同比减少76小时（煤电平均利用小时为4,628小时，同比减少62小时）。
　　新能源发电装机达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。2024年，风电和太阳能发电全年合计新增装机3.6亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到82.6%。
　　2024年底，全国全口径火电装机14.4亿千瓦，其中煤电11.9亿千瓦、同比增长2.6%，占总发电装机容量的比重为35.7%，同比降低4.2个百分点。
　　煤电充分发挥了基础保障性和系统调节性作用。2024年，全口径煤电发电量占总发电量比重为54.8%，比上年降低3.0个百分点。2024年，全国全口径非化石能源发电量同比增长15.4%，全口径非化石能源发电量同比增量占总发电量增量的比重达84.2%。
　　受资源等因素影响，2024年水电和风电月度间增速波动较大，煤电充分发挥了基础保障性和系统调节性作用。
　　全国统一电力市场建设加快推进。2024年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量61,796亿千瓦时，同比增长9.0%，占全社会用电量的62.7%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量为46,536亿千瓦时，同比增长5.1%。全国完成跨区输送电量9,247亿千瓦时，同比增长9.0%，完成跨省输送电量2.0万亿千瓦时，同比增长7.1%。
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　本公司于2004年11月在北京成立，于2005年6月在港交所上市，于2007年10月在上交所上市。本集团的主营业务是煤炭、电力的生产和销售，铁路、港口和船舶运输，煤制烯烃等业务。
　　本集团拥有位于神东矿区、准格尔矿区、胜利矿区、宝日希勒矿区及新街台格庙矿区等地的优质煤炭资源。2024年本集团实现商品煤产量327.1百万吨、煤炭销售量459.3本集团控制并运营大容量、高参数的清洁燃煤机组，于2024年底本集团控制并运营的发电机组装机容量46,264兆瓦，2024年完成总售电量210.28十亿千瓦时。本集团控制并运营围绕“晋西、陕北和蒙南”主要煤炭基地的环形辐射状铁路运输网络、“神朔—朔黄线”西煤东运大通道以及环渤海能源新通道黄大铁路，总铁路营业里程达2,408公里，全年自有铁路运输周转量达312.1十亿吨公里。
　　港等多个综合港口和码头（总装船能力约2.7亿吨/年），拥有约2.24百万载重吨自有船舶的航运船队，以及运营生产能力约60万吨/年的煤制烯烃项目。报告期内，本集团主营业务范围未发生重大变化。
　　本集团以煤炭产品为基础，形成的煤炭“生产——运输（铁路、港口、航运）——转化（发电及煤化工）”一体化运营模式，具有链条完整、协同高效、安全稳定、低成本运营等优势。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　本集团的核心竞争力主要体现在：
　　（一）独特的经营方式和盈利模式：本集团拥有规模可观、高效运营的煤炭、发电业务，拥有铁路、港口和船舶组成的大规模一体化运输网络，高效连接中国西部资源供
　　应与东南沿海能源需求，形成了煤炭、电力、运输、煤化工一体化开发，产运销一条龙经营，各产业板块深度合作、有效协同的核心竞争优势。
　　（二）煤炭资源储量：本集团拥有优质、丰富的煤炭资源，适宜建设现代化高产高效煤矿。本集团的煤炭资源储量位于中国煤炭上市公司前列。
　　（三）专注于公司主业的管理团队和先进的经营理念：本集团管理团队具有深厚的行业背景和管理经验，重视提升公司价值创造能力，紧密围绕公司主业开展运营，持续专注于能源领域的清洁生产、清洁运输和清洁转化。
　　（四）产业技术和科技创新能力：本集团持续加强产业技术和科技创新能力建设。本集团的煤炭绿色开采、安全生产技术处于国际先进水平，清洁燃煤发电、重载铁路运
　　输、智慧港口运营等技术处于国内领先水平，初步形成了科学决策、系统管理、研究开发、成果转化的科技资源一体化运行模式和科技创新驱动型发展模式。

　　五、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　(一)行业格局和趋势
　　2025年，我国经济工作将坚持稳中求进工作总基调，完整准确全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，扎实推动高质量发展，进一步深化改革开放，实施更加积极有为的宏观政策，扩大国内需求，推动科技创新和产业创新融合发展，稳定预期、激发活力，推动经济持续回升向好，不断提高人民生活水平，保持社会和谐稳定，高质量完成“十四五”规划目标任务，为实现“十五五”良好开局打牢基础。
　　煤炭行业来看，我国经济增长将持续拉动能源需求，煤炭作为全球最重要的能源来源之一，尽管面临着可再生能源、低碳发展和环保要求的多重挑战，在可预见的未来市场中依旧扮演着关键角色。预计电力和化工用煤是煤炭消费的主要增量来源。煤炭产量预计总体保持稳定。进口煤价格优势缩小，进口煤量或小幅减少。
　　年煤炭市场供需向平衡偏宽松方向发展，市场煤占比增加，煤炭市场价格中枢或小幅下降，稳定在合理区间。受季节性波动、突发事件等因素影响，局部地区、部分时段可能出现供应偏紧的局面。
　　电力行业来看，综合考虑我国目前阶段经济增长潜力、“十四五”规划和国家宏观调控政策措施等因素，根据中国电力企业联合会预测结果，预计2025年全国全社会用电量同比增长6%左右。新能源装机持续增长，部分地区新能源消纳压力凸显。
　　2025年底煤电占总装机比重将降至三分之一。综合考虑电力消费需求增长、电源投产等情况，预计2025年迎峰度夏等用电高峰期部分地区电力供需形势紧平衡。
　　(二)公司发展战略
　　2024年，能源行业按照党中央、国务院部署，统筹发展和安全，推动能源高质量发展，实现能源安全保供和清洁转型双提升、双平稳，为推动经济高质量发展和满足人民美好生活需要提供了坚实保障。当前，能源保供已转入常态化，煤炭兜底保供以及煤电在构建新型电力系统中的基础保障和系统调节作用日益明显。
　　2025年，本集团将坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为引领，全面贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略和碳达峰碳中和目标要求，认真践行“一个目标、三个作用、六个担当”总体发展战略，持续巩固一体化运营核心优势，保障能源安全稳定供应。加大煤炭资源获取力度，加快煤炭清洁高效开发利用，提升能源利用综合效能。建设清洁高效火电机组，推动煤电低碳化改造。优化运输网络布局，推动专用线、联络线接轨进度，创新发展大物流业务，打造多功能、综合性、现代化能源运输大通道。发展煤基新材料等高附加值产品，推动煤化工高端化多元化低碳化发展。
　　理和考核要求，加强同地方政府企业合作，推动风电、光伏等可再生能源稳定可持续增长，布局储能、氢能、生物质能等战略性新兴产业，培育未来产业，加快形成新质生产力，为公司可持续健康发展奠定坚实基础。
　　(三)2025年度经营计划
　　1.2025年度经营目标
　　以上经营目标会受到合并财务报表范围变化、风险、不明朗因素及假设等因素的影响，年度实际结果可能与目标有重大差异。该等陈述不构成对投资者的实质承诺。投资者应注意不恰当信赖或使用此类信息可能造成投资风险。
　　2.2025年资本开支计划
　　2024年，本集团资本开支总额为330.19亿元（不含矿业权支出），主要用于新街台格庙矿区基建工程、煤矿设备购置及技术改造，江西九江电厂二期、广东清远二期等发电项目建设，铁路线扩能改造、铁路机车购置，黄骅港（煤炭港区）油品码头工程、珠海港高栏港区国能散货码头工程等建设，煤制烯烃升级示范项目建设等。
　　2024年，本集团矿业权相关资本开支35.2亿元，主要用于获取新街台格庙矿区新街一井、二井采矿权，以及支付神东矿区寸草塔煤矿深部资源采矿权首付款等。本公司董事会批准的2025年资本开支计划总额为417.93亿元（不含矿业权支出）。
　　（1）煤炭分部资本开支中，用于新建及改扩建项目（含基建相关的设备采购）的支出为30.93亿元，用于设备购置的支出为32.43亿元，其他支出33.45亿元。主要投资项目包括：新街台格庙矿区新街一井、二井建设，杭锦能源塔然高勒矿井建设，绿色智能矿山建设等。
　　（2）发电分部资本开支中，用于新建项目（含相关设备采购）的支出为119.39亿元，用于环保类技术改造的支出为5.52亿元，用于非环保类技术改造的支出为23.11
　　亿元，其他支出1.70亿元。主要投资项目包括：江西九江电厂二期、广东清远电厂二期、广西北海电厂二期等在建火电项目。
　　新能源业务资本开支24.39亿元，主要用于江西、陕西等地的光伏发电项目建设等。
　　（3）铁路分部资本开支，主要用于东月铁路等煤炭外运专线建设、铁路机车购置、铁路扩能改造项目等。
　　（4）港口业务资本开支，主要用于黄骅港（煤炭港区）五期工程、黄骅港（煤炭港区）油品码头工程、珠海港高栏港区国能散货码头工程建设等。
　　（5）煤化工分部资本开支，主要用于煤制烯烃升级示范项目等。
　　（6）其他资本开支，主要用于信息化项目建设等。
　　本集团2025年资本开支计划可能随着业务计划的发展（包括潜在收购）、资本项目的进展、市场条件、对未来业务环境的展望及获得必要的许可证与审批文件而有所变除了按法律要求之外，本公司概不承担任何更新资本开支计划数据的责任。本公司计划通过经营活动所得的现金、短期及长期贷款，以及其他债务及权益融资来满足资本开支的资金需求。
　　(四)面对的主要风险及应对措施
　　请投资者注意：本公司已审视及列出主要风险，并采取对应措施，但受各种因素限制，不能绝对保证消除所有不利影响。
　　1.安全环保风险
　　本集团煤矿安全生产形势总体平稳，但受行业特性、项目分布、极端天气等因素影响，安全风险交织叠加，能源保供形势依然严峻。国家生态环保治理要求日趋严格，本集团面临的节能、减排、环保约束进一步加大。
　　本集团以杜绝较大及以上生产安全事故，力争实现“零死亡”为安全生产目标。
　　险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，深入开展安全生产治本攻坚，加强应急管理体系建设和安全生产培训，有效提高应急处突能力，发挥信息化优势，创新安全监察机制，坚持以人为本，全面提升安全管理水平。
　　为应对环保风险，本集团将深入打好污染防治攻坚战，持续加强环境监测，严守生态红线，大力推行绿色矿山、绿色智慧重载铁路、绿色港口、绿色航运建设，高质量发展可再生能源，推进绿色低碳节能改造，持续打造煤电“超低排放”品牌，进一步完善环境保护管理体系，加强隐患问题整治与环境应急管理，主动适应能耗“双控”要求，确保实现各项节能减排目标，杜绝发生重大环境污染事件。
　　2.合规风险
　　能源行业合规监管的力度持续加强，本集团资产规模大、产业链条长，风险辨识和防范难度大，可能引发合同法律纠纷及监管处罚等事件。
　　为应对合规风险，本集团将不断优化法律合规风险防范体系，分层分类开展合规风险识别预警及应对处置，推行“主要业务类型合同范本化”，以信息化手段提升合规管理实效。完善制度管理体系，加强煤电项目立项审批、证照办理等重点事项的合规管理，规范项目建设运营；推进重大案件“分层挂牌督办”机制，提高重大法律案件的防范与应对能力。
　　3.工程项目管理风险
　　本集团现有工程项目整体进展平稳。具体项目建设过程中存在一定不确定因素。例如，项目风险预判不足、设计单位能力不足等因素导致建设期延长、工期延误、投资增加的风险；安全责任落实不到位，部分施工人员安全意识薄弱，工程安全管理体系未能有效落地导致安全事故发生的风险。
　　为应对工程项目管理风险，本集团将进一步完善基建管理体系，分级开展项目设计、开工、实施、竣工验收、移交投产等重要环节的管理工作。
　　建队伍管理，严把工程设计、概算、结算关，加强工程造价控制，实时跟踪和监控项目建设情况，及时制定有效措施降低或消除工期延长因素的影响。
　　立健全涵盖全部参建单位的项目安委会管理机制和项目全周期安全管控机制，抓实工程项目安全风险隐患整治，切实做好安全应急预案，坚决杜绝较大及以上安全事故。
　　在建项目工程质量监督制度，加强对参建单位质量行为和工程实体质量的监督管理，做好工程质量过程监督和单位、单项工程质量认证工作，防范工程质量事故风险。
　　4.市场竞争风险
　　国际能源市场趋于宽松，进口煤维持高位支撑国内供需渐宽松格局，煤炭价格不确定性增加。随着电力市场改革加速推进，新型能源体系、新型电力系统加快构建，市场竞争格局正在加速演进，交易规模和价格存在不确定性。国家加大跨省区运煤铁路通道建设，煤炭运输能力将逐步释放，运输格局趋向多元化。化工产品受国际油价波动及国内产能过剩影响，价格不稳定。
　　为应对市场竞争风险，本集团将加强宏观经济形势研究，提高煤炭市场预判的精准度，分区分时制定煤炭购销机制和价格政策，优化煤炭产品结构，持续提升品牌优势。能力，推动煤炭核心区专用线建设，加快铁路扩能改造，深入拓展“大物流”业务，大力提升非煤运量；积极推动煤化工产业发展，持续加快新能源项目开发，深化各业务板块协同创效和提质增效，推动模式创新，增强客户服务能力，持续巩固、提升市场份额，进一步巩固一体化优势。
　　5.投资风险
　　现代化产业体系正在深入调整，新兴产业不断催生，碳达峰碳中和政策倒逼深度节能和清洁低碳化发展，新能源迎来超常规、跨越式发展，投资力度和规模持续加大。市场和政策等因素存在不确定性，可能影响项目的投资收益。
　　为应对投资风险，本集团将加大产业布局研究，密切跟踪政策变化和市场机遇，优化投资策略，完善投资管理体系，加强项目前期研究论证，严把项目投资决策，突出对重大项目的风险管控，持续抓好投资计划，扩大有效投资，合理把控项目投资节奏，加强投资计划执行的调研与监督，积极、有序、规范开展项目后评价工作，持续完善投资风险防控体系，提升投资效率效益。
　　6.一体化运营风险
　　本集团煤炭、发电、运输、煤化工一体化运营优势与一体化个别链条中断风险相互交织，若一体化组织协调不力或某一环节中断都将影响一体化的均衡组织和高效运营，对本集团经营业绩产生不利影响。
　　为应对一体化运营风险，本集团将不断做强一体化运营核心优势，在确保安全生产的基础上，抓好一体化的综合协调平衡，优化煤电产业布局，强化科学调度和计划管理工作，提升铁路集疏运系统，加强电网协调，强化生产运行管理，积极发展新能源，尽可能扩大一体化覆盖面，实现全产业、多要素资源配置优化，不断增强一体化产业链、价值链、供应链韧性。
　　7.政策风险
　　本集团的经营活动受到国家产业调控政策的影响。碳达峰碳中和目标对能源行业高质量发展提出了新的更高要求。国家提出加快建设新型能源体系，推动能源供需、结构、技术发生深刻变化，客观上会影响本集团产业布局及新建扩建项目的核准、运营与管理模式的变革等。
　　为应对政策风险，本集团将加强对国家最新产业政策及行业法规的研究，强化政策协同，抢抓资源接续政策窗口期，推动资源接续、增储增产、证照办理和产能核增；聚转型；细化各产业碳排放标准，加强碳资产管理，协同推进新能源绿电、绿证交易；完善政策风险评估机制，建立政策监测预警系统，实时捕捉政策风向，增强抵御政策风险的能力。
　　8.国际化经营风险
　　世界进入新的动荡变革期，受大国关系、全球经济复苏放缓、地缘政治紧张局势、气候变化与各种风险挑战叠加等多种因素影响，未来全球政治经济格局将发生深刻变化，各国能源转型和减排行动推进加速导致能源市场竞争愈加激烈，本集团的国际化经营活动存在一定的不确定性。
　　为应对国际化经营风险，本集团将继续加强国际形势研判，特别是对大国政策导向、东道国投资政策变化与新能源市场、公共安全风险等方面的研究；多元拓展境外业务，积极稳妥研究煤炭资源、新能源项目等开发合作机会，推进国际能源合作。加强境外项目投资决策前信息的搜集、分析和研究工作，做好境外项目资源评估、经济效益评价、技术评价等，确保经济、技术的可行性；加强境外风险排查工作，定期监控境外政治、经济、法律合规风险，多举措防范和化解风险事项，加强复合型人才的培育和引进，按照统筹国内国际两个大局的要求，积极稳妥“走出去”。
　　本集团积极关注汇率变化，做好资金、币种平衡，降低汇率波动风险。
　　上述重大风险特别是涉及环境、社会及管治相关风险的性质与严重程度与前一报告期相比无重大转变，本集团将进一步完善风险评估管控机制，增强风险预判、评估和管控能力，有效降低风险影响程度。 收起▲