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
　　2024年上半年，我国加强宏观调控，有效应对风险挑战，经济运行总体平稳、稳中有进，延续回升向好态势。新动能新优势加快培育，高质量发展扎实推进，社会大局保持稳定。上半年国内生产总值（GDP）同比增长5.0%。
　　2.煤炭市场环境
　　（1）中国动力煤市场
　　2024年上半年，我国煤炭经济运行总体平稳，煤炭价格高位震荡，振幅同比收窄。国煤下水动力煤价格指数NCEI（5,500大卡）中长期合同价格均价约704元/吨，较上年同期均值下降约18元/吨；秦皇岛港5,500大卡动力煤平仓均价约8... 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
　　2024年上半年，我国加强宏观调控，有效应对风险挑战，经济运行总体平稳、稳中有进，延续回升向好态势。新动能新优势加快培育，高质量发展扎实推进，社会大局保持稳定。上半年国内生产总值（GDP）同比增长5.0%。
　　2.煤炭市场环境
　　（1）中国动力煤市场
　　2024年上半年，我国煤炭经济运行总体平稳，煤炭价格高位震荡，振幅同比收窄。国煤下水动力煤价格指数NCEI（5,500大卡）中长期合同价格均价约704元/吨，较上年同期均值下降约18元/吨；秦皇岛港5,500大卡动力煤平仓均价约880元/吨，同比下降约13.8%。
　　从供给侧看，国内煤炭生产总体有序，原煤产量继续保持在近年来的高位水平。受安监、环保等因素影响，部分地区产量同比下滑，带动全国原煤产量有所回落。上半年，全国规模以上工业原煤产量22.7亿吨，同比下降1.7%。内蒙古自治区、山西、陕西、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81.1%。进口煤炭2.5亿吨，同比增长12.5%，主要来自印度尼西亚、俄罗斯、蒙古国、澳大利亚等，进口煤炭平均成本下降约19.1%。社会主要环节存煤维持高位，截至6月末，全国主要港口存煤7,320万吨，同比下降2.4%。
　　从需求侧看，2024年上半年，我国商品煤消费量同比下降约1.4%。其中，规模以上工业燃煤发电装机利用小时数同比下降，电力行业商品煤消费量同比下降1.1%，占总消费量比例约59.4%；化工行业商品煤消费量同比增长9.1%；钢铁、建材行业消费量同比下降。
　　（2）国际动力煤市场
　　2024年上半年，全球煤炭需求持续高位，煤炭生产平稳，煤炭价格震荡回落。国际能源署（IEA）预计2024年上半年全球煤炭消费量增长1.0%，达到43.1亿吨。
　　2024年全球煤炭产能变化不大，新增产能主要集中在印度、印度尼西亚等自身煤炭消耗增幅更大的国家，区域内平衡特征突出。依据统计数据，2024年上半年，印度煤炭总产
　　1本部分内容仅供参考，不构成任何投资建议。本公司对本部分的资料已力求准确可靠，但并不对其中全部或部分内容的准确性、完整性或有效性承担任何责任或提供任何形式之保证，如有错失遗漏，本公司恕不负责。本部分内容中可能存在一些基于对未来政治和经济的某些主观假定和判断而作出的预见性陈述，因此可能具有不确定性。本公司并无责任更新数据或改正任何其后显现之错误。本文中所载的意见、估算及其他数据可予更改或撤回，恕不另行通知。本部分涉及的数据主要来源于国家统计局、中国煤炭市场网、中国煤炭资源网、中国电力企业联合会、煤炭运销协会等。
　　量5.9亿吨，同比增长10.3%；印度尼西亚煤炭产量3.9亿吨，同比增长2.1%；蒙古国煤炭产量4,764.9万吨，同比增长35.9%。煤炭贸易小幅增长。印度尼西亚、澳大利亚、蒙古国等出口量保持增长；中国、印度煤炭进口量显著增长，越南进口煤炭增速加快。截至2024年6月末，纽卡斯尔NEWC动力煤现货价格132.0美元/吨，较上年末下降11.4%。
　　3.电力市场环境
　　2024年上半年，我国电力供需总体平衡。全社会用电量46,575亿千瓦时，同比增长8.1%。全国规模以上电厂发电量44,355亿千瓦时，同比增长5.2%。
　　水电和太阳能发电量快速增长，火电设备利用小时数下降。上半年，规模以上工业火电发电量30,053亿千瓦时，同比增长1.7%，占全国发电量的67.8%；水电发电量5,526亿千瓦时，同比增长21.4%；太阳能发电量1,899亿千瓦时，同比增长27.1%。全国6,000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为1,666小时，同比下降71小时。其中，火电设备平均利用小时为2,099小时，同比下降43小时（煤电平均利用小时为2,203小时，同比下降41小时）；水电平均利用小时为1,477小时，同比增加238小时。上半年，全口径非化石能源发电量同比增加2,935亿千瓦时，占同期全社会用电量同比增量的84.2%。
　　电力绿色低碳转型持续推进，风电和太阳能发电合计装机规模首次超过煤电。2024年上半年，全国新增发电装机容量约1.5亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量约1.4亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重为89.0%。截至2024年6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%。其中，火电14.1亿千瓦（煤电11.7亿千瓦，占总发电装机容量的比重为38.1%），水电装机4.3亿千瓦；核电5,808万千瓦；并网风电4.7亿千瓦；并网太阳能发电7.1亿千瓦。全国并网风电和太阳能发电合计装机占总装机容量比重为38.4%。
　　跨区、跨省输送电量上升，部分省份电力市场化交易竞争加剧。上半年，全国完成跨区输送电量3,905亿千瓦时，同比增长9.7%，其中二季度来水明显好转，西南外送电量同比增长72.8%。上半年，全国完成跨省输送电量8,805亿千瓦时，同比增长6.0%。全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量28,470亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量的61.1%；全国电力市场中长期电力直接交易电量为22,331亿千瓦时，同比增长5.6%。部分省份交易电价呈同比下降趋势。
　　4.下半年展望
　　2024年下半年，国内外环境复杂多变，我国政府将坚持稳中求进工作总基调，积极主动应对问题和挑战，进一步全面深化改革，增强经济持续回升向好态势，坚定不移完成全年经济社会发展目标任务，为推动高质量发展汇聚强大合力。
　　煤炭行业来看，下半年迎峰度夏、迎峰度冬等季节性因素及宏观政策推动经济复苏，预计国内用煤需求较上半年有所改善。预计下半年国内煤炭产量同比增速将继续修复，降幅逐步收窄。整体来看，预计全年煤炭产量或较去年基本持平。全年煤炭进口量将保持高位。总体来看，预计下半年煤炭市场供需向平衡偏宽松方向发展，煤价或在合理区间震荡运行为主。
　　电力行业来看，中国电力企业联合会预计2024年全年用电量同比增长6.5%左右，最高用电负荷比2023年增加1亿千瓦左右。并网风电和太阳能发电合计装机占比将首次超过40%。综合考虑需求增长、电源投产以及一次能源情况，预计今年迎峰度夏期间全国电力供需形势总体紧平衡。
　　（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2024年6月30日，中国标准下煤炭保有资源量336.9亿吨、煤炭保有可采储量153.6亿吨。本集团控制并运营大容量、高参数的清洁燃煤机组，于2024年6月30日本集团控制并运营的发电机组装机容量44,822兆瓦。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2.13百万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，本集团主营业务范围、经营模式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，本集团一体化运营平稳高效。自产煤保持稳产高产，外购煤增量保供作用显著；克服低温寒潮等不利天气影响，运输通道保持高效畅通；发电机组稳定可靠运行，多措并举争抢电量；重点项目建设有序推进。但受煤炭价格下行、煤电利用小时减少和售电价格下降等因素影响，本集团上半年利润同比有所下降。
　　2024年上半年，本集团营业收入168,078百万元（2023年上半年：169,442百万元），同比下降0.8%；实现营业利润43,132百万元（2023年上半年：48,104百万元），同比下降10.3%；归属于本公司股东的净利润29,504百万元（2023年上半年：33,279百万元），基本每股收益1.485元/股（2023年上半年：1.675元/股），同比下降11.3%。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　报告期内，本集团核心竞争力未发生重大变化。
　　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）在煤炭开采、安全生产、重载铁路、清洁燃煤发电、煤制烯烃等方面的国内外领先的产业技术和科技创新能力。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析
　　2023年，本集团积极落实国家能源保供稳价政策，践行“能源供应压舱石、能源革命排头兵”的公司使命，一体化运营安全高效，能源保供坚实有力，聚焦煤炭清洁高效利用，推动战略性新兴产业发展，高效完成年度经营目标。受煤炭销售价格下行等因素影响，本年经营业绩同比有所下降。
　　2023年，本集团实现营业利润91,367百万元（2022年：98,138百万元），同比下降6.9%；归属于本公司股东的净利润59,694百万元（2022年：69,648百万元，已重述），同比下降14.3%；基本每股收益3.004元/股（2022年：3.505元/股，已重述），同比下降14.3%。
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　　一、经营情况讨论与分析
　　2023年，本集团积极落实国家能源保供稳价政策，践行“能源供应压舱石、能源革命排头兵”的公司使命，一体化运营安全高效，能源保供坚实有力，聚焦煤炭清洁高效利用，推动战略性新兴产业发展，高效完成年度经营目标。受煤炭销售价格下行等因素影响，本年经营业绩同比有所下降。
　　2023年，本集团实现营业利润91,367百万元（2022年：98,138百万元），同比下降6.9%；归属于本公司股东的净利润59,694百万元（2022年：69,648百万元，已重述），同比下降14.3%；基本每股收益3.004元/股（2022年：3.505元/股，已重述），同比下降14.3%。
　　二、报告期内公司所处的行业情况
　　1.宏观经济环境
　　2023年，面对复杂严峻的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务，中国各地区各部门认真贯彻落实党中央、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，全面深化改革开放，加大宏观调控力度，着力扩大内需、优化结构、提振信心、防范化解风险，我国经济回升向好，供给需求稳步改善，转型升级积极推进，就业物价总体稳定，民生保障有力有效，高质量发展扎实推进，主要预期目标圆满实现。按不变价格计算，全年国内生产总值（GDP）较上年增长5.2%。
　　2.煤炭市场环境
　　（1）中国动力煤市场
　　2023年，我国经济增长拉动能源需求，商品煤消费量保持增长。煤炭保供产能继续释放，社会主要环节存煤处于高位，全国煤炭经济运行基本平稳，煤炭价格中枢整体回落。截至2023年末，国煤下水动力煤价格指数NCEI（5,500大卡）中长期合同价格为710元/吨，较上年末下降18元/吨；全年执行中长期合同价格均价约714元/吨，较上年均值下降约7元/吨，发挥了煤炭价格的“稳定器”作用。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980元/吨，同比下降约23.7%。
　　从供给侧看，保供应政策持续发力，煤炭产能利用率整体处于较高水平，煤炭产量保持增长。全年全国规模以上工业原煤产量46.6亿吨，同比增长2.9%。内蒙古、山西、陕西、新疆全年原煤产量占全国规模以上工业原煤产量的81.2%，占比持续上升。中央煤炭企业带头执行电煤长协机制，最大限度保障电煤供应，全年累计产煤11.3亿吨，同比增长4.5%。全年进口煤炭4.7亿吨，同比增长61.8%，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19.5%。
　　从需求侧看，2023年我国商品煤消费量同比增长约7.5%。其中发电行业商品煤消费量占总消费量比例约59.1%，同比增幅11.5%，呈现较快增长；化工行业商品煤消费量同比增长5.4%；钢铁行业同比增长约3.0%。
　　（2）国际动力煤市场
　　2023年，全球煤炭供应情况好转，国际多数动力煤终端用户库存高位，煤炭价格震荡回落。国际能源署指出煤炭仍是当前全球发电、炼钢和水泥生产最重要的能源，预计2023年全球煤炭需求将达到85.4亿吨，同比增长1.4%，全球煤炭产量87.4亿吨，同比增长1.8%。依据统计数据，2023年印度煤炭总产量10.1亿吨，同比增长10.9%；印度尼西亚煤炭产量7.8亿吨，同比增长13.0%；蒙古国煤炭产量8,119.2万吨，同比增长1.18倍。船舶航运数据显示，全球海运煤炭贸易增速加快，2023年全球海运煤炭装运量（不包括国内沿海运输）累计为13.4亿吨，较上年增长6.0%。印度尼西亚、澳大利亚、俄罗斯、美国、蒙古国等出口量保持增长；中国、印度、土耳其、越南等国进口量增长，德国、日本、韩国、中国台湾地区进口量同比下降。截至2023年末，纽卡斯尔NEWC动力煤现货价格149.0美元/吨，较上年末下降62.9%。
　　3.电力市场环境2023年，我国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。全社会用电量92,241亿千瓦时，同比增长6.7%。全国规模以上电厂发电量89,091亿千瓦时，同比增长5.2%。其中，火电发电量62,318亿千瓦时，同比增长6.1%，占全国发电量的69.9%；水电发电量11,409亿千瓦时，同比下降5.6%。全国6,000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为3,592小时，同比减少101小时。其中，火电设备平均利用小时为4,466小时，同比提高76小时（煤电平均利用小时为4,685小时，同比提高92小时）；水电平均利用小时为3,133小时，同比减少285小时。
　　非化石能源投资加快，强调发挥煤电作用。2023年，非化石能源发电投资占电源投资比重达到九成，非化石能源发电装机保持快速增长。截至2023年底，全国发电装机容量29.2亿千瓦，其中，非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦，占总装机容量比重达到53.9%。火电装机13.9亿千瓦，其中，煤电11.6亿千瓦，同比增长3.4%，占总发电装机容量的比重为39.9%，首次降至40%以下，同比降低4.0个百分点。2023年煤电发电量占总发电量比重接近六成，煤电仍是当前我国电力供应的主力电源，充分体现了火电的兜底保障作用。2023年容量电价政策出台，未来将有效发挥煤电促进可再生能源消纳的支撑调节作用。
　　电力体制改革日益深化，市场机制已在电力市场资源配置中起到决定性作用。2023年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量56,679亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量的61.4%，同比提高0.6个百分点。多层次电力市场体系有效运行，全国电力市场中长期电力直接交易电量为44,289亿千瓦时，同比增长7.0%，电力现货市场试点工作稳步推进。
　　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、胜利矿区及宝日希勒矿区等地的优质煤炭资源。2023年本集团实现商品煤产量324.5百万吨、煤炭销售量450.0百万吨。本集团控制并运营大容量、高参数的清洁燃煤机组，于2023年底本集团控制并运营的发电机组装机容量44,634兆瓦，2023年完成总售电量199.75十亿千瓦时。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309.4十亿吨公里。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2.13百万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。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、智慧港口运营等技术处于国内领先水平。

　　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。
　　2023年，本集团突出协同创效增收，加强供应链高效匹配，积极优化能源流向，加强产运销储用各环节建设，确保能源安全稳定供应，不断提升价值链创效能力，持续巩固拓展一体化优势。
　　（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、报告期内的主要经营情况
　　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。2023年，本集团坚持以煤炭保能源安全，巩固拓展常态化长效化保供机制，煤炭生产保持高位平稳运行。全年商品煤产量达324.5百万吨（2022年：313.4百万吨），同比增长3.5%。本集团大力推进生产系统优化布局，推广无煤柱沿空留巷技术，优化矿井采掘比，提高生产效率。全年井工矿完成掘进总进尺40.4万米（2022年：44.6万米），其中神东矿区完成掘进进尺38.5万米（2022年：42.6万米）。
　　有序推进煤炭资源接续、证照办理和产能核增工作。截至本报告披露日，对本集团煤炭资源接续发展具有重要意义的内蒙古新街台格庙矿区新街一井、二井已取得采矿许可证。补连塔煤矿、上湾煤矿、万利一矿和哈尔乌素露天矿已完成采矿权范围变更，取得新采矿许可证。保德煤矿产能由500万吨/年提高至800万吨/年核增申请获得国家矿山安全监察局批复，李家壕、胜利一号露天矿等煤矿产能核增申请工作有序推进。巩固提升煤矿智能化、数字化成果应用水平。截至2023年末，本集团井工煤矿智能采煤工作面35个，智能掘进工作面61个；智能选煤厂19座；露天煤矿实现208台生产车辆无人驾驶；研发应用掘进、采煤、运煤、安控、救援等五类共计200余台套煤矿机器人。
　　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。
　　(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集团统一负责，客户涉及电力、冶金、化工、建材等多个行业。
　　2023年，本集团践行央企责任担当，全力保障煤炭供应，中长期电煤合同履约兑现率超过100%。本集团灵活调整经营策略，创新定价机制，增资源、拓市场，购销两端同步发力，实现煤炭销售量、外购煤销售量、进口煤销售量同比增长。全年本集团实现煤炭销售量450.0百万吨（2022年：417.8百万吨），同比增长7.7%。对前五大外部煤炭客户销售量为192.4百万吨，占煤炭销售总量的42.8%，其中对最大客户国家能源集团的煤炭销售量为168.8百万吨，占煤炭销售总量的37.5%。前五大外部煤炭客户主要为电力、化工及煤炭贸易公司。
　　2023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584元/吨（2022年：644元/吨），同比下降9.3%。
　　本公司销售的外购煤包括自有矿区周边及铁路沿线的采购煤、通过国内贸易及进口、转口贸易销售的煤炭。
　　2023年，本集团外购煤销售量为124.6百万吨（2022年：101.6百万吨），同比增长22.6%，占本集团煤炭总销售量的27.7%（2022年：24.3%），主要原因是本集团加强市场营销管理和煤源组织，外购煤销售量实现增长。
　　(3)煤炭资源
　　于2023年12月31日，中国标准下本集团的煤炭保有资源量为325.8亿吨，比2022年底减少3.2亿吨；煤炭保有可采储量为133.8亿吨，比2022年底减少5.1亿吨；JORC标准下本集团的煤炭可售储量为94.8亿吨，比2022年底减少3.2亿吨。2023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2.26亿元（2022年：12.18亿元），主要用于新街矿区前期准备支出；煤矿开发和开采相关的资本性支出为107.94亿元（2022年：70.08亿元），主要用于神东矿区上湾煤矿、补连塔煤矿采矿权相关支出，以及各矿区工程项目建设支出等。
　　2.发电分部
　　(1)生产经营
　　2023年，本集团发挥煤电兜底保障作用，煤电机组实现高开机率、高负荷率、长周期连续运行。推进清洁高效煤电机组建设，湖南岳阳项目1、2号机组和广东清远一期项目1、2号机组陆续投运。落实“集价本利”经营理念，统筹争量保价、现货交易和热力营销，实现增量增收。全年完成总售电量199.75十亿千瓦时，占同期全社会用电量92,241亿千瓦时1的2.2%，其中市场交易电量达194.56十亿千瓦时，占总售电量的比例上升至97.4%；平均售电价格414元/兆瓦时（2022年：418元/兆瓦时），同比下降1.0%。
　　深化煤电机组“三改联动”，推动绿色低碳转型发展。2023年，本集团完成煤电机组节能降耗改造1,020万千瓦、灵活性改造558万千瓦、供热改造440万千瓦，新增供热能力26.8万千瓦、提高调峰能力52.5万千瓦；供电煤耗降至294.9克/千瓦时（2022年：296.7克/千瓦时），同比降低1.8克/千瓦时。
　　拓展可再生能源业务发展渠道，不断加大投资力度。2023年，本集团充分利用露天矿排土场、复垦区、铁路沿线闲置用地等土地资源投资建设光伏项目，胜利能源露天排土场150兆瓦集中式光伏电站以及宝日希勒露天矿、郭家湾电厂等分布式光伏项目实现并网发电。截至2023年底，本集团已投运光伏发电项目77个，装机容量合计512兆瓦，其中对外商业运营的装机容量合计395兆瓦。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，截至2023年底已完成光伏、风电、氢能装备制造等37个新能源项目的并购投资，本公司累计收到项目退出收益98百万元。
　　3.铁路分部
　　(1)生产经营
　　2023年，本集团铁路分部围绕能源保供任务，高效组织煤炭运输。积极开展铁路专用线管理提升行动，加强专用线管理和运输资源有效衔接，提升铁路装备专业化、集约化、一体化保障能力。准池铁路卧厂站扩能改造工程竣工，实现准池、朔黄铁路跨区段开行2万吨重载列车，进一步提高煤炭运输效率。2023年，本集团自有铁路运输周转量达309.4十亿吨公里（2022年：297.6十亿吨公里），同比增长4.0%。推动大物流业务发展，铁矿、锰矿、化工品等非煤货物运量22.3百万吨（2022年：19.6百万吨），同比增长13.8%，其中反向运输货物量16.9百万吨。
　　持续推进铁路集疏运体系建设，不断提升铁路综合运能。推进神朔铁路3亿吨、朔黄铁路4.5亿吨扩能改造工程，提升主通道运输能力。加快黄万铁路电气化改造，提高下游疏解能力。推动东月等铁路专用线建设，提升集运端资源获取能力。
　　4.港口分部
　　(1)生产经营
　　2023年，本集团港口分部优化生产组织布局，全力保障一体化产业链高效畅通。黄骅港煤炭装船量209.5百万吨（2022年：205.2百万吨），同比增长2.1%，煤炭装船量持续位居全国煤炭港口首位；天津煤码头煤炭装船量45.8百万吨（2022年：45.2百万吨），同比增长1.3%。
　　加快港口运输能力建设。积极贯彻落实习近平总书记视察黄骅港重要讲话精神，推动“路港航”反向综合运输全面贯通，实现一体化双向重载多式联运。黄骅港7万吨级船舶双向通航成功，稳步推进黄骅港（煤炭港区）五期、天津煤码头二期、珠海港务扩能、福建罗源湾码头二期等工程项目，提高下游疏解能力。港口大物流业务快速发展，黄骅港3#、4#通用散杂货码头工程（5万吨级）投产运行，散货运量提升。本集团港口分部全年完成非煤货物运量12.5百万吨，同比增长62.3%。
　　聚焦港口智能化绿色化发展。加大自动装船技术的研发与应用，黄骅港成为国内首家实现智能装船的煤炭港口。承担交通强国“绿色港口发展”试点项目并通过交通运输部验收。实现自有码头、自有船舶岸（受）电设施全覆盖，减污降碳成效显著。
　　5.航运分部
　　(1)生产经营
　　2023年，本集团航运分部坚持一体化运营，科学配置运力，全力保障煤炭安全运输，进口、转口贸易业务运量增长。全年完成航运货运量152.9百万吨（2022年：136.3百万吨），同比增长12.2%；完成航运周转量164.7十亿吨海里（2022年：133.6十亿吨海里），同比增长23.3%。受沿海航运价格同比下降的影响，本集团航运分部收入同比下降。
　　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）。2023年，包头煤化工煤制烯烃升级示范项目开工（新增生产能力75万吨/年），项目建成后将进一步推动煤基新材料产业的发展，有利于巩固本集团一体化运营模式。
　　2023年，包头煤化工煤制烯烃项目装置保持安全平稳运行，实现连产、高产，聚烯烃产品产量合计702.9千吨，同比增长1.3%。推进煤制烯烃高端产品研发，拓宽产品种类，开发高透明聚丙烯树脂、低密度高熔指聚乙烯等新产品，进一步提高市场竞争力。优化工艺技术，有效降低能耗水耗，全年综合能耗同比下降3.0%，单位产品水耗同比下降8.6%。
　　六、公司对未来发展的展望
　　(一)行业格局和趋势
　　2024年，我国发展面临的有利条件强于不利因素，经济回升向好、长期向好的基本趋势没有改变。经济工作将坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，强化宏观政策逆周期和跨周期调节，继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，积极实施稳预期、稳增长、稳就业政策，发展壮大战略性新兴产业，加快发展新质生产力，在转方式、调结构、提质量、增效益上积极进取，不断推动中国经济行稳致远。预计2024年中国经济将持续回升向好，GDP增速5%左右。
　　煤炭行业来看，我国经济持续回升将拉动能源需求增长。煤炭新增产能释放，安全生产监管力度加强，煤炭产量将总体保持稳定。煤炭进口量预计仍将保持高位。总体来看，2024年煤炭市场供需向平衡偏宽松方向发展，煤炭价格中枢或将稳定在合理区间。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，综合考虑宏观经济、终端用能电气化等因素，中国电力企业联合会预测，预计2024年全年全社会用电量同比增长6%左右，全国新增发电装机规模与2023年基本相当。综合考虑电力消费需求增长、电源投产等情况，预计2024年全国电力供需形势总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。
　　(二)公司发展战略
　　2023年是全面贯彻党的二十大精神的开局之年，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。
　　2024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，坚持以“稳中求进、以进促稳、先立后破”为工作导向，围绕增强核心功能、提升核心竞争力，聚力安全发展、创新发展、绿色发展、协同发展、价值发展和党建引领，全面建设世界一流清洁低碳能源科技领军企业和一流综合能源上市公司，走稳高质量发展之路，持续稳定回报投资者，更好发挥科技创新、产业控制、安全支撑作用，为以中国式现代化全面推进强国建设、民族复兴伟业贡献中国神华力量。“十四五”下半程，本集团将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，加强综合能源项目开发。
　　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。发挥上市公司平台和资金优势，落实市值管理和考核要求，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，研究储能、氢能、生物质能等战略性新兴产业投资机会，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)2024年度经营计划
　　2023年，本集团资本开支总额为419.59亿元。主要用于矿业权获取、煤矿生产设备购置；湖南岳阳电厂、广东清远电厂一期等发电项目；铁路扩能改造工程建设、铁路电气化改造工程建设、机车购置；以及煤制烯烃升级示范项目等。本公司董事会批准2024年资本开支计划总额为368.04亿元（不含股权投资）。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21.50亿元，用于设备购置的支出为22.74亿元，其他支出53.92亿元。主要投资项目包括：煤矿采掘设备购置，新街台格庙矿区新街一井、二井建设等。
　　（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101.59亿元，用于环保类技术改造的支出为6.55亿元，用于非环保类技术改造的支出为18.21亿元，其他支出2.36亿元。主要投资项目包括：江西九江电厂二期扩建工程、广东清远电厂二期扩建工程、广西北海电厂二期扩建工程等。
　　新能源业务资本开支43.07亿元，主要用于广东、江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。
　　(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.安全生产环保风险
　　本集团煤矿安全生产形势持续稳定，但安全风险交织叠加，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。为应对安全生产风险，本集团坚持以人为本，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，创新安全监查机制，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，加快推动绿色低碳转型，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.市场竞争风险
　　国内煤炭产能持续释放，国际能源市场趋于宽松，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。
　　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，加大新市场开发、老市场维护力度，统筹产品储备和产能储备，聚焦煤炭中转、消费市场，积极稳妥布局煤炭储备基地，深化产运销储用全面协同；进一步拓展电力市场和电力业务增收增效工作，做好风险预控、安全生产；不断提升公司自有铁路的集运、疏运能力，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；深化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。
　　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。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。
　　4.投资风险
　　生态环保约束趋紧，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，优化投资管理体系，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，提升投资效率效益。
　　5.一体化运营风险
　　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。
　　6.合规风险
　　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。国际政治经济局势变化，境外项目建设运营可能面临法律合规风险。为应对合规风险，本集团将不断优化法律合规风险防范制度体系，分层分类开展合规风险识别预警及应对处置，以信息化手段提升合规管理实效，推行“主要业务类型合同范本化”，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；加强煤电项目立项审批、证照办理等事项的合规管理，规范项目建设运营；加强项目所在国法律制度的跟踪研究，定期监控境外项目可能面临的合规风险，落实风险防控措施。
　　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，客观上会影响公司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，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，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；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。
　　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；进一步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价、经济效益评价、技术评估等，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。上述重大风险特别是涉及环境、社会及治理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▲

　　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
　　2023年上半年，国内市场需求逐步恢复，生产供给持续增加，就业物价总体稳定，居民收入平稳增长，经济运行整体回升向好，国内生产总值（GDP）同比增长5.5%。
　　2.煤炭市场环境
　　（1）中国动力煤市场
　　2023年上半年，我国能源需求增长，全国煤炭经济运行基本平稳。煤炭增产保供取得显著成效，煤炭产能继续释放，铁路运输能力持续提升，社会主要环节存煤处于高位，煤炭价格震荡回落。截至2023年6月30日，国煤下水动力煤价格指数NCEI（5,500大卡）中长期合同价格为701元/吨，较上... 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
　　2023年上半年，国内市场需求逐步恢复，生产供给持续增加，就业物价总体稳定，居民收入平稳增长，经济运行整体回升向好，国内生产总值（GDP）同比增长5.5%。
　　2.煤炭市场环境
　　（1）中国动力煤市场
　　2023年上半年，我国能源需求增长，全国煤炭经济运行基本平稳。煤炭增产保供取得显著成效，煤炭产能继续释放，铁路运输能力持续提升，社会主要环节存煤处于高位，煤炭价格震荡回落。截至2023年6月30日，国煤下水动力煤价格指数NCEI（5,500大卡）中长期合同价格为701元/吨，较上年末下降27元/吨；上半年执行中长期合同价格均价约722元/吨，与上年同期基本持平，发挥了煤炭价格的“稳定器”作用。
　　从供给侧看，煤炭有效产能增加，煤炭产量保持增长，有效保障了我国能源安全稳定供应。上半年晋陕蒙新四省区原煤产量18.7亿吨，同比增长4.6%，占全国原煤总产量的81.3%。进口煤炭2.2亿吨，同比增长93.0%。煤炭销售及运力向电煤倾斜，煤炭中长期合同销售规模显著提升，电煤占全国铁路煤炭发运量的83.6%。截至6月末，全国统调电厂存煤约2.0
　　亿吨。
　　从需求侧看，2023年上半年，我国能源消费总量同比增长约5.1%。商品煤消费量保持增长，同比增幅约7.2%。其中发电行业商品煤消费量占总消费量比例约59.0%，同比增幅11.2%，呈现较快增长。
　　（2）国际动力煤市场
　　2023年上半年，全球经济复苏缓慢，能源需求出现阶段性下降，能源价格稳中有降。主要资源国的煤炭产量保持高位，全球动力煤市场供应紧张情况得到缓和，市场弹性明显增加。路孚特（Refinitiv）船舶航运跟踪数据显示，2023年全球海运煤炭贸易规模继续扩大，1-6月海运煤炭装运量（不包括国内沿海运输）累计约6.4亿吨，同比增长11.9%。印度尼
　　1本部分内容仅供参考，不构成任何投资建议。本公司对本部分的资料已力求准确可靠，但并不对其中全部或部分内容的准确性、完整性或有效性承担任何责任或提供任何形式之保证，如有错失遗漏，本公司恕不负责。本部分内容中可能存在一些基于对未来政治和经济的某些主观假定和判断而作出的预见性陈述，因此可能具有不确定性。本公司并无责任更新数据或改正任何其后显现之错误。本文中所载的意见、估算及其他数据可予更改或撤回，恕不另行通知。本部分涉及的数据主要来源于国家统计局、中国煤炭市场网、中国煤炭资源网、中国电力企业联合会、煤炭运销协会等。
　　西亚煤炭出口约2.1亿吨，同比增长29.3%；澳大利亚煤炭出口约1.7亿吨，同比下降2.2%；俄罗斯出口9,280万吨，同比增长6.8%；美国出口4,040万吨，同比增长18.6%；南非出口3,410万吨，同比增长8.7%。从煤炭进口国家和地区来看，2023年上半年，中国内地进口量显著增长；印度进口1.1亿吨，同比增长8.7%；日本、韩国、欧盟煤炭进口量均同比下降。截至2023年6月末，纽卡斯尔NEWC动力煤现货价格137.9美元/吨，较上年末下降65.7%。
　　3.电力市场环境
　　2023年上半年，我国电力供需总体平衡，受来水偏枯等因素影响，部分地区部分时段电力供需偏紧。全国全社会用电量43,076亿千瓦时，同比增长5.0%。全国规模以上电厂发电量41,680亿千瓦时，同比增长3.8%。其中，火电发电量29,457亿千瓦时，同比增长7.5%；受来水持续偏枯影响，水电发电量4,504亿千瓦时，同比下降22.9%；风力、太阳能发电量合计5,599亿千瓦时。
　　非化石能源发电装机占比继续提升。2023年上半年，全国基建新增发电装机容量1.4亿千瓦，其中新增并网太阳能发电装机容量7,842万千瓦，占新增装机的55.6%。截至2023年6月底，全国发电装机容量27.1亿千瓦，同比增长10.8%。其中非化石能源发电装机容量13.9亿千瓦，同比增长18.6%，占总装机容量的51.5%，占比同比提高3.4个百分点；火电装机13.6亿千瓦，其中煤电11.4亿千瓦，占总发电装机容量的比重为42.1%，同比降低3.4个百分点。
　　煤电仍是当前我国电力供应的主要电源。全国6,000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为1,733小时，同比下降44小时。其中，火电设备平均利用小时为2,142小时，同比增长84小时；水电平均利用小时为1,239小时，同比减少452小时。上半年煤电平均利用小时为2,244小时，同比提高104小时。煤电发电量占全口径总发电量比重为58.5%，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，有效弥补了水电出力的大幅下降，充分发挥了兜底保供作用。
　　跨省、跨区输送电量保持增长，电力交易市场化程度进一步提高。2023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26,501亿千瓦时，同比增长6.7%，占全社会用电量的61.5%，同比提高0.9个百分点。其中全国电力市场中长期电力直接交易电量为21,142亿千瓦时，同比增长5.9%。电力现货市场逐步完善。
　　4.下半年展望
　　2023年下半年，尽管外部环境更趋复杂严峻，国内经济发展也面临压力，但我国经济长期向好基本面没有改变，韧性强、潜力大、活力足的特点也没有改变。随着就业改善、居民收入增加、内需拉动逐步增强、供给结构优化调整、新动能成长壮大等促进发展的积极因素累积增多，经济有望继续恢复向好。
　　煤炭行业来看，经济持续恢复向好将支撑煤炭消费平稳小幅增长，季节性波动、极端天气、突发事件等因素将进一步凸显煤炭的托底保障作用。煤炭供应延续高位，在煤炭中长期合同的保障下，电煤供应将保持平稳有序。全年煤炭进口量将保持显著增长。预计下半年国内煤炭市场供需将延续基本平衡的态势，煤炭价格中枢或将略有下降。
　　电力行业来看，下半年发电装机保持增长，非化石能源装机占比继续提升。我国全年经济增长目标将拉动用电需求增长，考虑到去年基数及天气情况，预计下半年用电增速或好于上半年，迎峰度夏等部分时段、局部地区供应紧平衡。
　　（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、胜利矿区及宝日希勒矿区等优质煤炭资源，于2023年6月30日，中国标准下煤炭保有资源量327.4亿吨、煤炭保有可采储量135.3亿吨。本集团控制并运营大容量、高参数的清洁燃煤机组，于2023年6月30日本集团控制并运营的发电机组装机容量40,353兆瓦。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2.18百万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，本集团主营业务范围、经营模式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，本集团安全生产保持稳定，能源保供夯实有力，资源接续和重点项目建设加快推进，整体保持了稳中有进、进中提质的发展态势。但受煤炭价格下行、原材料等成本上涨等因素影响，本集团上半年经营业绩同比有所下降。
　　2023年上半年本集团营业收入169,442百万元（2022年上半年：165,579百万元），同比增长2.3%；实现营业利润48,104百万元（2022年上半年：54,208百万元），同比下降11.3%；归属于本公司股东的净利润33,279百万元（2022年上半年：41,162百万元，已重述），基本每股收益1.675元/股（2022年上半年：2.072元/股，已重述），同比下降19.2%。

　　三、风险因素
　　本公司面对的主要风险有安全生产及环保风险、市场竞争风险、投资风险、合规风险、工程项目管理风险、国际化经营风险、宏观经济波动风险、一体化运营风险、政策风险，本报告期内未新增风险因素。
　　本公司已建立闭环的风险管理体系：每年年初进行风险辨识，评估出主要风险，通过重大风险季度监控、专项检查、内部审计等方式进行日常监控，年末对主要风险管控情况进行评价，促进改善决策流程，完善内控制度，不断提升风险管理水平。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.安全生产及环保方面，构建安全生产管理体系，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，进一步压实安全生产责任，加快安全生产标准化建设，强化科技兴安，发挥信息化优势，提升安全保障能力，创新安全监查机制，着力防范化解重大安全风险；加强应急管理体系建设和安全生产培训，持续抓好人员素质提升，有效提高应急处突能力；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、绿色港口建设，加快推动绿色低碳转型，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，全力化解生态环境风险隐患，主动适应能耗“双控”要求，确保实现各项节能减排目标。
　　2.市场与销售方面，全面准确掌握市场情况，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，加大新市场开发、老市场维护力度，统筹产品储备和产能储备，聚焦煤炭中转、消费市场，积极稳妥布局煤炭储备基地，深化产运销储用全面协同；进一步拓展电力市场和电力业务增收增效工作，做好风险预控、安全生产；不断提升自有铁路的集运、疏运能力，推动煤炭核心区专用线建设，加快线路扩能改造，大力提升非煤运量；深化协同创效和提质增效，增强客户服务能力，进一步巩固一体化优势。
　　3.投资管理方面，不断优化投资管理体系，加强项目前期质量管理，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，加强投资计划的监督，积极、有序、规范开展项目后评价工作，提升投资效率效益。
　　4.合规管理方面，不断优化法律合规风险防范制度体系，分层分类开展合规风险识别和预警，以信息化手段提升合规管理实效，推行“主要业务类型合同范本化”，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；加强煤电项目立项审批、证照办理等事项的合规管理，规范项目建设运营；加强项目所在国家和地区的法律制度跟踪研究，定期监控境外项目可能面临的合规风险，落实风险防控措施。
　　5.工程项目管理方面，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。加强标准化工地建设，不断强化施工安全管理，切实做好安全应急预案管理。
　　6.国际化经营方面，进一步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价、经济效益评价、技术评估等，确保项目经济和技术的可行性；加强境外风险排查工作，定期监控境外法律合规风险，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”。本集团及本公司主要面临外币货币资金、外币应收账款、外币应付账款和外币借款所产生的汇率风险。产生汇率风险的外币款项主要为美元、日元、欧元、澳元和印尼卢比等。截至报告期末，本集团存在汇率风险的外币货币资金及应收账款合计人民币3,708百万元，存在汇率风险的外币应付账款、长期借款等合计人民币1,433百万元。本集团积极做好资金、币种平衡，实时关注汇率变化，合理保持各币种头寸，确保汇率波动风险可控。
　　7.为应对宏观经济波动风险，本集团将进一步加强对宏观调控政策和相关行业发展趋势研究，大力推进科技创新，抓好煤炭清洁高效利用，探索开发高端化、多元化、低碳化煤化工产品，推动煤炭和新能源优化组合，加速新能源规模化发展，推动公司高质量可持续发展。
　　8.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，抓好一体化的综合协调平衡，紧抓资源接续工作，强化科学调度和计划管理，提升铁路集疏运系统，加强电网协调，不断增强一体化产业链、价值链、供应链韧性。
　　9.政策研究与应对方面，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，抢抓资源接续政策窗口期，推动资源接续、增储增产、煤矿建设、证照办理和产能核增，提高自主可控能力；聚焦主业，稳妥推进碳达峰碳中和目标，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，合理匹配各产业投资规模，在扎实推进煤炭清洁高效利用的同时，加速推动可再生能源发展，推进产业升级和绿色低碳转型。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　报告期内，本集团核心竞争力未发生重大变化。
　　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）在煤炭开采、安全生产、重载铁路、清洁燃煤发电、煤制烯烃等方面的国内外领先的产业技术和科技创新能力。 收起▲