| 经营评述 | 四、报告期内主要经营情况
(一)主营业务分析
项目2025年上半年2024年上半年（已重述） 变动%营业收入 138,109 169,121 (18.3)营业成本 88,806 113,698 (21.9)税金及附加 7,979 9,078 (12.1)资产减值损失 23 (601) (103.8)营业外支出 6 1,294 (99.5)经营活动产生的现金流量净额 45,794 51,890 (11.7)投资活动使用的现金流量净额 (19,557) (44,051) (55.6)筹资活动使用的现金流量净额 (12,833) (2,403) 434.0
（1）营业收入变动原因说明
2025年上半年本集团营业收入同比下降18.3%，主要原因是：
①受煤炭市场供需形势影响，本集团煤炭销售量及平均销售价格分别下降10.9%和12.9%，导致煤炭销售收入同比下降。
②本集团售电量及平均售电价格分别下降7.3%和4.2%，导致售电收入同比下降。
主要运营指标 单位2025年上半年2024年上半年（已重述） 变动%
（一）煤炭
注：截至报告期末，本公司完成收购国家能源集团公司持有的杭锦能源100%股权，本集团2025年上半年主要运营指标包含杭锦能源相关数据。为保持业务数据的可比性，本集团对上年同期主要运营指标进行追溯调整（下同）。
成本构成项目2025年上半年 2024年上半年（已重述） 金额变动
金额 占比 金额 占比百万元 % 百万元 % %外购煤成本 16,641 18.7 32,105 28.2 (48.2)原材料、燃料及动力 15,695 17.7 17,679 15.5 (11.2)人工成本 16,754 18.9 17,652 15.5 (5.1)修理费 4,876 5.5 5,899 5.2 (17.3)折旧及摊销 10,428 11.7 10,050 8.8 3.8运输费 7,543 8.5 9,385 8.3 (19.6)其他 16,869 19.0 20,928 18.5 (19.4)营业成本合计 88,806 100.0 113,698 100.0 (21.9)
2025年上半年本集团营业成本同比下降21.9%，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原材料、燃料及动力成本同比下降的主要原因：售电量下降及燃煤采购价格下降，导致燃煤采购成本下降；煤矿剥离费及材料耗用下降。③修理费同比下降的主要原因：受检修计划影响，煤炭、铁路等分部修理费下降。④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。⑤其他成本同比下降的主要原因：安全生产费、维简费、港口航道疏浚费、其他业务成本等下降。
（3）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研发费用同比下降的主要原因：主要受研发投入和进度影响。
③投资收益同比下降的主要原因：本公司对发电联营公司的投资收益减少。
④资产减值损失同比变动的主要原因：上年同期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。
⑤营业外支出同比下降的主要原因：上年同期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）现金流量表项目
本集团制定了以股东利益最大化为目标的资金管理政策，在保障持续运营和资本开支的前提下，维持优良的资本结构，降低资金成本，按照公司政策进行投资。
①经营活动产生的现金流量净额：2025年上半年现金净流入45,794百万元（2024年上半年净流入：51,890百万元，已重述），同比下降11.7%。主要原因是本集团煤炭、发电等业务收入同比下降。
本期费用化研发投入(百万元) 727
本期资本化研发投入(百万元) 486研发投入合计(百万元) 1,213研发投入资本化的比例(%) 40.1研发投入总额占营业收入比例(%) 0.9公司研发人员的数量(人) 4,184研发人员数量占公司总人数的比例(%) 4.7
2025年上半年本集团研发投入1,213百万元（2024年上半年：1,338百万元，已重述），同比下降9.3%。报告期研发投入主要用于智能矿山建设（露天矿无人运输作业系统关键技术研究、煤矿智能高效生产关键技术研究、煤矿智能瓦斯巡检机器人关键技术研究等）、新街台格庙矿区开采技术路径研究，高效低碳火电与综合能源多元协同供给关键技术研究、火电机组全工况海水淡化抽汽梯级利用研究、智慧电厂建设，铁路道岔全范围打磨技术及装备研究、内河船舶编队航行技术研究及应用示范，树脂新材料技术开发及应用研究等。2.公司业务类型、利润构成或利润来源发生重大变动的说明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年上半年，本集团煤炭、发电、运输及煤化工分部的利润总额（合并抵销前）占比为62%、14%、24%和0%（2024年上半年：64%、14%、22%和0%，已重述）。报告期内，公司业务类型、利润构成或利润来源未发生重大变动。
(二)非主营业务导致利润重大变化的说明
响。报告期末应付职工薪酬较上年同期期末金额16,596百万元（已重述）下降9.6%。应交税费 6,575 1.0 9,125 1.4 (27.9) 应交企业所得税减少股息及子公司应付少数股东的股利一年内到期的非流动负债 8,993 1.3 18,519 2.8 (51.4) 本集团应付美元债券于2025年1月到期支付；部分一年内到期的长期借款到期偿还项目建设，本集团长期借款增加长期应付款 15,584 2.3 20,420 3.1 (23.7) 本集团煤炭子分公司缴纳长期应付采矿权价款2.境外资产相关说明截至2025年6月30日，本集团于境外的资产总额为29,707百万元，占总资产的比例为4.4%，主要为位于印度尼西亚的发电资产。3.截至报告期末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。于2025年6月30日，本集团受限资产金额为17,045百万元。其中，本集团银行存款中限制用途的资金16,924百万元，主要包括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121百万元，主要是通过融资租赁方式获取的固定资产。
(四)分行业经营情况
1.煤炭分部
(1) 生产经营及建设
2025年上半年，本集团统筹煤炭安全生产和提质增效工作。扎实开展安全生产治本攻坚三年行动，安全生产形势保持平稳，商品煤产量持续保持高位；稳定动力煤质量，增加特种煤产量，提高煤炭产品与市场需求的吻合度，有效提升经济效益。上半年，本集团商品煤产量为165.4百万吨（2024年上半年：168.2百万吨，已重述），同比下降1.7%。井工矿完成掘进总进尺23.7万米（2024年上半年：19.5万米，已重述），其中神东矿区完成掘进进尺23.0万米（2024年上半年：18.2万米）。
加快推进煤矿项目建设。新街一井、二井项目完成环评、林草、建设用地等开工前置手续办理，持续优化设计方案，加强科技创新应用，高效推进立井井筒等建设工作。杭锦能源
2025年上半年 2024年上半年（已重述） 变动销售量 占销售量合计比例 价格(不含税) 销售量 占销售量合计比例 价格(不含税) 销售量 价格(不含税)百万吨 % 元/吨 百万吨 % 元/吨 % %销售量 占销售量合计比例 价格(不含税) 销售量 占销售量合计比例 价格(不含税) 销售量 价格(不含税)百万吨 % 元/吨 百万吨 % 元/吨 % %注：以上煤炭销售量为本集团不同发热量煤炭产品销售情况的汇总，包含电煤及其他煤炭。④按销售区域分类2025年上半年 2024年上半年（已重述） 变动销售量 占销售量合计比例 价格(不含税) 销售量 占销售量合计比例 价格(不含税) 销售量 价格(不含税)百万吨 % 元/吨 百万吨 % 元/吨 % %
(3) 煤炭资源
于2025年6月30日，中国标准下本集团的煤炭保有资源量为415.8亿吨，较2024年底增加72.2亿吨；煤炭保有可采储量为174.5亿吨，较2024年底增加23.6亿吨。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年上半年，本集团煤炭资源动用量1.6亿吨，煤炭保有资源量增加73.8亿吨。煤炭保有资源量增加的原因：本公司收购杭锦能源（包括大雁矿区及塔然高勒矿区）导致资源量增加38.2亿吨；新街台
矿区 保有资源量（中国标准） 保有可采储量（中国标准） 证实储量（中国标准） 可信储量（中国标准） 煤炭可售储量（JORC标准）注：1.可信储量、证实储量依据《固体矿产资源储量分类》（GB/T17766-2020）统计。2.包头矿区中国标准下可信储量为97万吨。注：受赋存条件、生产工艺等影响，各矿区煤矿生产的主要商品煤的平均发热量、硫分、灰分数值与矿区个别矿井生产的商品煤或公司最终销售的商品煤的特征可能存在不一致。2025年上半年2024年上半年（已重述） 变动% 主要变动原因营业收入 百万元 103,903 134,556 (22.8) 煤炭销售量及平均销售价格下降营业成本 百万元 71,378 96,381 (25.9) 外购煤销售量及采购价格下降；自产煤销售量及单位生产成本下降利润总额 百万元 21,762 24,566 (11.4)②本集团合并抵销前按地区分类的煤炭产品销售毛利2025年上半年 2024年上半年（已重述）销售收入 销售成本 毛利 毛利率 销售收入 销售成本 毛利 毛利率百万元 百万元 百万元 % 百万元 百万元 百万元 %国内 99,920 68,480 31,440 31.5 127,548 90,173 37,375 29.3③本集团合并抵销前按煤源类型分类的煤炭产品销售毛利煤源类型2025年上半年 2024年上半年（已重述）销售收入 销售成本 毛利 毛利率 销售收入 销售成本 毛利 毛利率百万元 百万元 百万元 % 百万元 百万元 百万元 %自产煤 77,434 46,383 31,051 40.1 88,383 51,801 36,582 41.4煤炭销售成本包括煤炭采购成本以及为达成销售而发生的运输费、港杂费等。2025年上半年2024年上半年（已重述） 变动% 主要变动原因其他成本由以下三部分组成：（1）与生产直接相关的支出，包括安全维简费、洗选加工费、矿务工程费等，占70%；（2）生产辅助费用，占18%；（3）征地及塌陷补偿、环保支出、税费等，占12%。2.发电分部
(1) 生产经营
2025年上半年，本集团持续加强机组可靠性管理，充分发挥煤电兜底保障作用，有效实现电力热力稳定供应。完善市场营销模式，一厂一策制定发电策略，全力抢电量、争电价。
本集团上半年实现发电量98.78十亿千瓦时（2024年上半年：106.65十亿千瓦时，已重述），同比下降7.4%；实现总售电量92.91十亿千瓦时（2024年上半年：100.25十亿千瓦时，已重述），同比下降7.3%，其中市场化交易电量90.40十亿千瓦时，约占总售电量的97.3%；平均售电价格386元/兆瓦时（2024年上半年：403元/兆瓦时，已重述），同比下降4.2%。
深入实施煤电机组价值创造行动。健全“集价本利”对标体系，提升电力市场交易水平，积极争取容量电费、辅助服务收益。本集团上半年获取容量电费合计25.3亿元（含税），平均容量电费获得率为99.0%；实现辅助服务收入（包括“两个细则”、调峰、调频、备用等）合计3.2亿元（含税）。加速推进以“三改联动”为主的煤电低碳化改造，本集团上半年燃煤发电机组（不含煤矸石）供电标准煤耗291克/千瓦时。加快建设清洁低碳燃煤机组，有序推进九江电厂二期、北海电厂二期等项目建设。
持续推进可再生能源项目开发和产业基金投资。2025年上半年，本集团新增位于广东省、福建省等省份的对外商业运营的光伏发电装机容量215兆瓦。本集团参与设立的产业投资基金运营良好，截至2025年上半年末，累计投资并购光伏发电、风力发电等可再生能源装机规模6,887兆瓦。
电源种类/
经营地区 总发电量（十亿千瓦时） 总售电量（十亿千瓦时） 售电价（元/兆瓦时）
2025年上半年2024年上半年(已重述) 变动%2025年上半年2024年上半年(已重述) 变动%2025年上半年2024年上半年(已重述) 变动%注：2025年上半年，本集团位于河南省的光伏电站发、售电量均为201万千瓦时（2024年上半年：207万千瓦时），位于四川省的光伏电站的发、售电量均为39万千瓦时。
(3) 装机容量
于报告期末，本集团对外商业运营的发电机组总装机容量47,632兆瓦。其中，燃煤发电机组总装机容量44,384兆瓦，占本集团总装机容量的93.2%。报告期内，本公司完成收购杭锦能源100%股权，本集团燃煤发电装机容量相应增加1,200兆瓦（为保持业务数据的可比性，本集团2024年12月31日总装机容量进行了追溯调整，包含杭锦能源装机容量）；本集团水电装机容量减少47兆瓦，主要为本公司控股子公司国能四川能源有限公司关停和
电源种类 于2024年12月31日总装机容量（已重述） 报告期内新增（/减少）装机容量 于2025年6月30日总装机容量燃煤发电 44,384 / 44,384燃气发电 2,194 / 2,194水电 125 (47) 78
(4) 发电设备利用率
2025年上半年，本集团燃煤机组平均利用小时数为2,143小时，较上年同期的2,350小时（已重述）减少207小时，比全国6,000千瓦及以上燃煤发电设备平均利用小时2,056小1
时高87小时。电源种类 平均利用小时（小时） 发电厂用电率（%）2025年上半年2024年上半年(已重述) 变动%2025年上半年2024年上半年(已重述) 变动
(5) 售电业务经营情况
2025年上半年，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。报告期内代理销售的非自有电厂的电量为3.35十亿千瓦时，对应的售电收入、售电成本分别为1,037百万元和1,031百万元。
售电公司所在省份 售电量 售电均价（不含税） 单位购电成本（不含税）
十亿千瓦时 元/兆瓦时 元/兆瓦时2025年上半年2024年上半年2025年上半年2024年上半年2025年上半年2024年上半年
数据来源：中国电力企业联合会
(7) 经营成果
①本集团合并抵销前发电分部经营成果
2025年上半年2024年上半年（已重述） 变动% 主要变动原因营业收入 百万元 40,539 45,169 (10.3) 售电量及平均售电价格下降营业成本 百万元 34,005 38,071 (10.7) 售电量下降及燃煤采购价格下降利润总额 百万元 5,087 5,232 (2.8)②本集团合并抵销前售电收入及成本本集团售电成本（含售热）主要由原材料、燃料及动力，人工成本、修理费、折旧及摊销以及其他成本构成，详见本报告附件。2025年上半年，本集团单位售电成本为346.9元/2025年上半年 2024年上半年（已重述） 成本变动成本 占比 成本 占比百万元 % 百万元 % %原材料、燃料及动力 21,697 71.5 26,518 75.4 (18.2)人工成本 2,616 8.6 2,801 8.0 (6.6)其他 1,782 5.9 1,649 4.7 8.1燃煤电厂售电成本合计 30,330 100.0 35,165 100.0 (13.7)
2025年上半年，本集团燃煤电厂售电成本同比下降13.7%。其中，原材料、燃料及动力成本同比下降18.2%，主要原因是燃煤采购价格下降。
2025年上半年，发电分部共耗用本集团销售的煤炭33.2百万吨（2024年上半年：35.8百万吨，已重述），同比下降7.3%，占发电分部总耗煤量43.7百万吨的76.0%。3.铁路分部
(1) 生产经营
2025年上半年，本集团铁路分部扛牢能源保供首责，聚焦“下水快、运价低、周转快”核心竞争优势，做优做强运输产业链“最先一公里”，全力以赴保障一体化高效运行。扩大2万吨列车规模化开行力度，组织3万吨级重载列车常态化开行，铁路运输效能进一步提升。
加强技检、机力、车流等各环节衔接，实现运输资源与沿线站点卸车需求无缝对接，打通能源保供“最后一公里”。2025年上半年，本集团自有铁路运输周转量152.8十亿吨公里（2024年上半年：161.4十亿吨公里），同比下降5.3%；完成金属矿石、化工品等非煤货物约13.1百万吨（2024年上半年：12.2百万吨），同比增长7.4%，其中反向运输货物9.7百万吨。
坚持铁路运输多元化、绿色化、数智化发展。加大非煤货源组织，开通东营港至鲁清石化燃料油、二道河至大同东玻璃纤维运输等新业务，打通纯碱、化肥、PVC集装箱运输新通道，协调反向运力保障重点客户铁矿石运输。推行“零碳站区”建设，实现固废减量化、资源化，采用绿色创新技术将环境影响降到最小化、资源利用最大化。锚定“智慧重载”核心定位，推动“智慧运输”迭代升级，新型智能重载电力机车、智能重载综合检测车、重载铁路智能调车系统相继研制成功，促进铁路运输能力提升。
(2) 经营成果
营业成本 百万元 12,795 14,037 (8.8) 自有铁路运输周转量下降；修理费等下降利润总额 百万元 7,036 6,923 1.6
2025年上半年，铁路分部的单位运输成本为0.081元/吨公里（2024年上半年：0.085元/吨公里），同比下降4.7%，主要原因是修理费等下降。4.港口分部
(1) 生产经营
2025年上半年，本集团港口分部持续优化港口功能布局，完善集疏运体系，有效提升船舶通航效率。黄骅港煤炭装船量107.6百万吨（2024年上半年：110.0百万吨），持续位居全国煤炭港口首位。天津煤码头煤炭装船量21.8百万吨（2024年上半年：21.9百万吨），同比下降0.5%。本集团港口分部完成油品、矿石等非煤货物运量7.2百万吨（2024年上半年：6.8百万吨），同比增长5.9%。
持续推进多功能、综合性、现代化港口建设。黄骅港务对重点船舶一船一策组织备煤，灵活调整船舶动态和装船进度，常态化组织7万吨级重载船舶双向通航。天津港务坚持创新驱动，实现翻堆线流程一键执行，智能辅助排产研究实现排产数据整合，有效提升生产效率。
珠海港务通过科学规划堆场使用、优化营销政策等措施，市场客户7万吨级、15万吨级船舶单船中转效率创历史最优水平，码头中转效率保持行业领先水平。黄骅港（煤炭港区）五期工程及油品码头工程、珠海高栏港散货码头工程等建设工作有序推进。
(2) 经营成果
营业成本 百万元 1,467 2,244 (34.6) 航运周转量下降；船舶租赁费等下降
2025年上半年，航运分部单位运输成本为0.028元/吨海里（2024年上半年：0.030元/吨海里），同比下降6.7%，主要原因是船舶租赁费等下降。6.煤化工分部
(1) 生产经营
(2) 经营成果
(3) 主要产品单位生产成本
2025年上半年 2024年上半年 变动
产量 单位生产成本 产量 单位生产成本 产量 单位生产成本千吨 元/吨 千吨 元/吨 % %聚乙烯 181.7 5,511 148.1 5,956 22.7 (7.5)聚丙烯 168.1 5,350 139.0 5,750 20.9 (7.0)
2025年上半年，煤化工分部共耗用煤炭2.5百万吨（2024年上半年：2.1百万吨），同比增长19.0%。煤化工分部耗用煤炭全部为本集团销售的煤炭。
(五)分地区经营情况
注：对外交易收入是按接受服务及购买产品的客户所在地进行划分的。
本集团主要在中国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年上半年，来自境内市场的对外交易收入占本集团营业收入的97.0%；来源于
资产类别 期初数 本期公允价值变动损益 计入权益的累计公允价值变动 本期计提的减值 本期购买金额 本期出售/赎回金额 其他变动 期末数交易性金融资产 17,302 8 / / 30,400 (40,607) / 7,103其他权益工具投资 2,787 / 26 / / / / 2,813应收款项融资 1,174 / / / / / (771) 403其他非流动金融资产 60 / / / / / / 602025年计划2025年上半年完成煤炭业务 96.81 41.35发电业务 174.11 86.96运输业务 81.66 14.35其中：铁路 47.58 11.36港口 34.07 2.87航运 0.01 0.12煤化工业务 54.46 4.76其他 10.89 0.04合计 417.93 147.46
2025年上半年，本集团资本开支总额为147.46亿元。主要用于：新街台格庙矿区新街一井、二井项目及杭锦能源塔然高勒井田项目建设，煤矿设备购置及技术改造；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火电项目建设；东月铁路建设，铁路线扩能改造；黄骅港（煤炭港区）五期工程、珠海高栏港区国能散货码头工程建设；煤制烯烃升级示范项目建设等。本集团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动。除了按法律所要求之外，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。
(七)重大资产和股权出售
(八)主要控股参股公司分析
1.主要子公司情况
售，发电业务 3,802 24,675 22,173 1,569 2,158 (27.3) 煤炭平均销售价格下降；售电量及平均售电价格下降5 准格尔能源 煤炭开采加工及销售 7,102 58,342 14,893 1,479 1,367 8.2车辆维护8 北电胜利 煤炭开采加工及销售 2,925 18,297 11,983 791 1,073 (26.3) 煤炭销售量及平均销售价格下降司股权影响11 榆林能源 煤炭开采加工及销加工及销14 销售集团 煤炭批发经营、运输公司名称 报告期内取得和处置子公司方式 对整体生产经营和业绩的影响杭锦能源 取得子公司的方式为同一控制下企业合并。于2025年2月，本公司完成收购国家能源集团公司持有的杭锦能源100%股权，杭锦能源纳入本公司财务报表合并范围。 推动减少同业竞争，增加煤炭资源量，提高本集团在蒙东地区的能源保供能力和协同运营水平，巩固一体化核心竞争力和长期盈利能力。2025年上半年，杭锦能源实现归属于母公司股东的净利润为-54百万元。
该事项对本集团整体生产经
营和业绩无重大影响。
国能（绵竹）水电
有限公司 处置子公司的方式为股权转让。于2025年4月，本公司所属子公司四川能源完成其持有的国能（绵竹）水电有限公司股权转让，确认股权转让收益237百万元。国能（绵竹）水电有限公司不再纳入本公司财务报表合并范围。 该事项对本集团整体生产经营和业绩无重大影响。
(九)公司控制的结构化主体情况
(十)或有负债
本集团或有负债情况详见本报告财务报表附注“或有事项”。
(十一)期后事项
2025年8月15日，本公司第六届董事会第十二次会议批准《中国神华发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易预案》，本公司拟通过发行A股股份及支付现金的方式购买国家能源集团持有的煤炭、坑口煤电以及煤制油煤制气煤化工等相关标的公司股权，并发行A股股份募集配套资金（详见本公司2025年8月15日H股公告及8月16日A股公告）。截至本报告披露日，本次交易相关审计、评估等工作尚未完成，本次交易尚需履行公司内部决策程序并经有权监管机构批准、审核通过或同意注册后方可正式实施。
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