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▲

　　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▲