TigerResearch/tigerbot-earning-plugin huggingface dataset:
报告期内,本集团开展的研发项目主要有:智能矿山相关技术、装备研究;高效低排放燃煤锅炉示范项目研究,燃煤电厂二氧化碳资源化和能源化利用技术研究;智慧铁路相关技术、装备研究,重载铁路氢能源动力装备研制;树脂新材料技术开发及应用研究等。报告期内,本集团共获得中国专利金奖1项,省部级科技奖励58项;共获得授权专利900项,其中发明专利208项。
本集团研发人员的数量|||2,940
研发人员数量占总人数的比例(%)|研发人员学历结构||3.5
学历结构类别||数量(人)|
博士研究生|||66
硕士研究生|||398
本科|||2,022
专科|||394
高中及以下|研发人员年龄结构||60
年龄结构类别||数量(人)|
30岁以下(不含30岁)|||474
30-40岁(含30岁,不含40岁)|||1,190
40-50岁(含40岁,不含50岁)|||659
50-60岁(含50岁,不含60岁)|||617
60岁及以上|||0
截至2022年末,本集团拥有国家重点实验室1个,建成1个国家级科研平台,牵头(参与)承担11项国家重点研发项目(课题)。
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:2022年净流入109,734百万元(2021年净流入:94,350百万元,已重述),同比增长16.3%,主要原因是营业收入增长带来现金流入增加。
(2)投资活动产生的现金流量净额:2022年净流出56,585 百万元(2021 年净流出:6,619百万元,已重述),同比增长754.9%,主要原因是存放于金融机构的定期存款增加,以及用于购建固定资产、无形资产等长期资产的现金支出增加。
(3)筹资活动产生的现金流量净额:2022年净流出78,734 百万元(2021 年净流出:43,731百万元),同比增长80.0%,主要原因是本集团支付的股利增加,以及偿还借款较多。
||||||单位:百万元
|项目|本年末数|本年末数占总资产的比例(%)|上年末数(已重述) 上年末数占总资产的比例(已重述)(%)|本年末金额较上年末变动(%)|主要变动原因
货币资金||170,503|27.4|162,886 26.8|4.7 经营活动现金净流入增加|
应收票据||1,132|0.2|3,349 0.6|(66.2) 票据结算减少|
应收账款||10,968|1.8|10,258 1.7|6.9 应收售电款增加|
应收款项融资||502|0.1|376 0.1|33.5 贴现或背书的银行承兑汇票增加|
其他流动资产||6,663|1.1|8,314 1.4|(19.9) 对相关资产计提信用减值损失|
持有待售资产||0|0.0|294 0.0 (100.0) 处置沃特马克项目资产||
长期股权投资||49,650|8.0|47,644 7.9|4.2 确认对联营企业的投资收益|
固定资产||248,381|40.0|237,801 39.2|4.4 部分发电项目完工投运|
在建工程||22,061|3.5|26,201 4.3|(15.8) 部分发电项目完工投运,转入固定资产|
无形资产||52,589|8.5|50,908 8.4|3.3 主要为万利一矿采矿权增加,以及胜利矿区土地使用权增加|
递延所得税资产||5,003|0.8|3,990 0.7|25.4 对部分资产计提信用减值损失和资产减值损失|
其他非流动资产||25,286|4.1|23,585 3.9|7.2 南苏1 号发电项目开工建设,按特许经营协议相关规定核算的资产增加|
应付账款||37,871|6.1|33,790 5.6|12.1 在建发电项目应付工程款、设备和材料款等增加|
应付职工薪酬||8,750|1.4|5,941 1.0|47.3 员工人数增长,社保缴费政策性增长,以及受考核周期影响,计提但尚未发放的绩效工资增长|
应交税费||12,680|2.0|19,638 3.2|(35.4) 应交所得税、增值税、资源税等税费减少|
其他应付款||16,886|2.7|11,191 1.8|50.9 应付股利增加|
长期借款||38,438|6.2|49,193 8.1|(21.9) 优化内部资金使用,报告期偿还外部金融机构长期借款较多|
预计负债||10,764|1.7|6,898 1.1|56.0 计提的矿山地质环境治理恢复基金增加|
资本公积||68,014|10.9|74,667 12.3|(8.9) 受购买锦界能源少数股东|
|项目|本年末数|本年末数占总资产的比例(%)|上年末数(已重述) 上年末数占总资产的比例(已重述)(%)|本年末金额较上年末变动(%)|主要变动原因
专项储备||14,349|2.3|10,992 1.8|30.5 本年煤炭子分公司安全生产费结余增加;根据《企业安全生产费用提取和使用管理办法》(2022年),自2022 年12 月起,本集团煤炭子分公司调整安全费用提取标准,发电子分公司开始计提安全维简费|
截至2022年12月31日,本集团于境外(含中国香港、中国澳门、中国台湾)的资产总额为30,843百万元,占总资产的比例为5.0%,主要为位于印度尼西亚的发电资产以及在中国香港发行美元债券形成的资产等。
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。截至本报告期末,本集团受限资产余额7,183百万元。其中,银行承兑汇票保证金、港口经营相关保证金、信用证保证金及矿山地质环境治理恢复基金等共计6,357百万元;其他受限资产主要是为获得银行借款提供抵押担保的固定资产等。
4. 可供分派予股东的储备
截至2022年12月31日,本公司可供分派予股东的储备为195,903百万元。
(四) 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。2022年,本集团加强生产组织,坚守安全生产底线,保障煤炭安全稳定供应。全年商品煤产量达313.4百万吨(2021年:307.0百万吨),同比增长2.1%。井工矿完成掘进总进尺44.6万米(2021年:44.4万米),同比增长0.5%。其中,神东矿区完成掘进进尺42.6万米。
推动资源接续、增储增产、证照办理和产能核增工作。内蒙古新街台格庙矿区总体规划(修编)获得国家发展和改革委员会批复,北勘查区探矿权完成延续、分立,新街一井、二井取得探矿权证,产能置换方案获得国家能源局批复;上湾矿、补连塔矿空白区及深部资源获取工作有序推进;黑岱沟、哈尔乌素露天矿合计811公顷生产接续用地获得国家自然资源部批复;黄玉川、青龙寺、神山等三处煤矿合计核增产能460万吨/年,获得国家矿山安全监察局批复;李家壕煤矿产能核增前期准备工作有序开展。
巩固提升煤矿智能化建设成果,推进智能化、数字化科技综合应用。截至2022年末,本集团已建成智能采煤工作面35个,智能掘进工作面63个,智能选煤厂18个。
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。
2022年,本集团统筹煤炭保供和生产经营工作,严格执行国家煤炭价格政策,依托一体化产业链优势,优化煤源体系,持续提升经营创效能力。全年本集团实现煤炭销售量417.8百万吨(2021年:482.3百万吨),同比下降13.4%。对前五大外部煤炭客户销售量为184.6百万吨,占煤炭销售总量的44.2%,其中对最大客户国家能源集团的煤炭销售量为161.3百万吨,占煤炭销售总量的38.6%。前五大外部煤炭客户主要为电力、化工及煤炭贸易公司。2022年,受煤炭市场供求关系影响,煤炭价格上涨,本集团煤炭销售平均价格为644元/吨(不含税,下同)(2021年:588元/吨),同比增长9.5%。
煤炭品种|产量|销量|销售收入|销售成本|毛利
|百万吨|百万吨|百万元|百万元|百万元
动力煤|313.4|417.7|268,874|170,650|98,224
其他|/|0.1|122|127|(5)
合计|313.4|417.8|268,996|170,777|98,219
2022年本集团煤炭销售情况如下:
|煤源类型||2022年|
||销售量|占销售量合计比例|价格(不含税)
||百万吨|%|元/吨
一、自产煤||316.2|75.7|597
二、外购煤||101.6|24.3|789
销售量合计/平均价格(不含税)||417.8|100.0|644
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、国内贸易煤及进口、转口贸易的煤炭。
2022年,本集团外购煤销售量为101.6百万吨(2021年:169.6百万吨),同比下降40.1%,占本集团煤炭总销售量的24.3%(2021年:35.2%),主要原因是国内煤炭市场中长期合同销售量占比提升,本集团可采购的外购煤资源减少。
||2022年|||2021年||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|%|%
一、通过销售集团销售|395.0|94.5|662|458.7|95.1|605|(13.9)|9.4
1. 年度长协|221.5|53.0|515|207.9|43.1|456|6.5|12.9
2. 月度长协|133.5|32.0|873|196.2|40.7|765|(32.0)|14.1
3. 现货|40.0|9.5|776|54.6|11.3|599|(26.7)|29.5
二、煤矿坑口直接销售|22.8|5.5|329|23.6|4.9|263|(3.4)|25.1
销售量合计/平均价格(不含税)|417.8|100.0|644|482.3|100.0|588|(13.4)|9.5
注:以上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。
||2022年|||2021年|||变动
|销售量|占比|价格(不含税)|销售量|占比|价格(不含税)|销售量|价格(不含税)
|百万吨|%|元/吨|百万吨|%|元/吨|%|%
对外部客户销售|346.8|83.0|664|416.8|86.4|599|(16.8)|10.9
对内部发电分部销售|66.3|15.9|555|61.2|12.7|532|8.3|4.3
对内部煤化工分部销售|4.7|1.1|451|4.3|0.9|366|9.3|23.2
销售量合计/平均价格(不含税)|417.8|100.0|644|482.3|100.0|588|(13.4)|9.5
||2022年|||2021年|||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|%|%
一、国内销售|412.2|98.7|638|476.2|98.8|588|(13.4)|8.5
(一)自产煤及采购煤|394.8|94.5|632|450.8|93.5|585|(12.4)|8.0
1. 直达|188.1|45.0|475|187.9|39.0|442|0.1|7.5
2. 下水|206.7|49.5|775|262.9|54.5|687|(21.4)|12.8
(二)国内贸易煤销售|11.9|2.9|725|12.3|2.6|795|(3.3)|(8.8)
(三)进口煤销售|5.5|1.3|920|13.1|2.7|509|(58.0)|80.7
二、出口销售|0.4|0.1|1,191|0.7|0.1|850|(42.9)|40.1
三、境外销售|5.2|1.2|1,035|5.4|1.1|589|(3.7)|75.7
销售量合计/平均价格(不含税)|417.8|100.0|644|482.3|100.0|588|(13.4)|9.5
(3) 煤炭资源
于2022年12月31日,中国标准下本集团的煤炭保有资源量为329.0亿吨,比2021年底减少3.1亿吨;煤炭保有可采储量为138.9亿吨,比2021年底减少2.6亿吨;JORC标准下本集团的煤炭可售储量为98.0亿吨,比2021年底增加23.7亿吨,主要原因是本集团2022年聘请外部专业机构,对本集团JORC标准下的煤炭可售储量进行了重新评估。
2022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)约12.18亿元(2021年:40.01亿元),主要用于新街台格庙矿区前期准备支出;煤矿开发和开采相关的资本性支出70.08亿元(2021年:127.17亿元),主要用于支付万利一矿采矿权款、上湾煤矿及补连塔煤矿边角区煤炭资源出让收益金、胜利矿区土地使用权及工程项目建设支出等。
矿区|保有资源量(中国标准)|保有可采储量(中国标准)|可信储量(中国标准)|证实储量(中国标准)|煤炭可售储量(JORC标准)
神东矿区|151.6|85.7|40.2|17.5|65.5
准格尔矿区|36.5|29.0|7.3|12.2|21.3
胜利矿区|19.4|13.1|5.2|0.2|2.4
宝日希勒矿区|13.1|10.8|5.8|1.8|8.6
包头矿区|0.4|0.3|0.0|0.1|0.2
新街矿区|108.0|/|/|/|/
合计|329.0|138.9|58.5|31.8|98.0
注:可信储量、证实储量依据《固体矿产资源储量分类》(GB/T 17766-2020)统计。
序号|矿区|主要煤种|主要商品煤的发热量(千卡/千克)|硫分(%)|灰分(%)
1|神东矿区|长焰煤/不粘煤|4,828-5,873|0.2-0.6|7-21
2|准格尔矿区|长焰煤|4,498-4,726|0.4-0.7|26-30
3|胜利矿区|褐煤|2,921|1|27
4|宝日希勒矿区|褐煤|3,587|0.2|14
5|包头矿区|长焰煤/不粘煤|4,033-4,510|0.5-0.6|12-19
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煤矿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。
(4) 经营成果
||2022年|2021年|变动(%)|主要变动原因
营业收入|百万元|277,474|292,661|(5.2)|外购煤销售量下降
营业成本|百万元|177,821|212,019|(16.1)|外购煤销售量下降
毛利率|%|35.9|27.6|上升8.3个百分点|毛利率相对较低的外购煤销售量下降,其占煤炭销售总量的比例相应下降
利润总额|百万元|70,384|57,109|23.2|
||2022年||||2021年||
|收入|成本|毛利|毛利率|收入|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|263,112|165,281|97,831|37.2|279,974|205,302|74,672|26.7
出口及境外|5,884|5,496|388|6.6|3,760|3,383|377|10.0
合计|268,996|170,777|98,219|36.5|283,734|208,685|75,049|26.5
煤源类型||2022年||
|销售收入|销售成本|毛利|
|百万元|百万元|百万元|
自产煤|188,818|93,150||95,668
外购煤|80,178|77,627||2,551
合计|268,996|170,777||98,219
注:外购煤销售成本包括外购煤采购成本,以及为达成销售而发生的运输费、港杂费等。
|2022年|2021年|变动(%)|主要变动原因
自产煤单位生产成本|176.3|155.5|13.4|
原材料、燃料及动力|30.7|28.2|8.9|材料费、电费增长
人工成本|44.8|36.6|22.4|员工人数增长,社保缴费政策性增长,以及员工绩效工资增长
修理费|10.1|10.1|0.0|
折旧及摊销|21.6|19.7|9.6|煤炭生产设备购置增加
其他成本|69.1|60.9|13.5|矿务工程费、煤炭开采服务支出、煤炭洗选加工费、维简安全费等增长
其他成本由以下三部分组成:(1)与生产直接相关的支出,包括维简安全费、洗选加工费、矿务工程费等,占68%;(2)生产辅助费用,占17%;(3)征地及塌陷补偿、环保支出、税费等,占15%。
2. 发电分部
(1) 生产经营
2022年,本集团坚持以煤电保电力稳定,保持机组稳发多发。推进清洁高效煤电机组建设,罗源湾项目2号机组、北海电力一期项目1、2号机组陆续投运。全年完成总售电量179.81 十亿千瓦时,占同期全社会用电量86,372 亿千瓦时1的2.1%,其中市场交易电量达162.92十亿千瓦时,占总售电量的比例上升至90.6%。推动落实电价改革政策,积极争取上浮电价,2022年本集团平均售电价格418元/兆瓦时(2021年:348元/兆瓦时),同比增长20.1%。
坚持清洁能源规模化、常规能源清洁化发展,大力推动煤电机组“三改联动”。积极开展锦界能源、寿光电力、台山电力等煤电机组的灵活性改造,进一步提升调峰能力;有序推进孟津电力、神东电力所属店塔电厂等机组的供热改造以及台山电力、锦界能源等机组的节能改造。2022年,本集团燃煤发电机组平均供电煤耗296.7克/千瓦时(2021年:298.5克/千瓦时),同比降低1.8克/千瓦时。
加快推进新能源发电项目建设,积极获取新能源建设指标。截至2022年末,本集团已投产新能源发电项目35个,装机容量合计105.5 兆瓦,其中福建能源、寿光电力等对外商业运营的装机容量合计62兆瓦。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,已陆续在山西、江浙、两湖等地投资风电、光伏项目。
1 数据来源:中国电力企业联合会
|发电量(十亿千瓦时)|||售电量(十亿千瓦时)|||售电价(元/兆瓦时)||
经营地区/发电类型|2022年2021年||变动%|2022年2021年||变动%|2022年2021年||变动%
(一)燃煤发电|186.72|161.86|15.4|175.36|151.64|15.6|416|343|21.3
广东|32.39|30.52|6.1|30.52|28.67|6.5|446|391|14.1
陕西|30.27|32.29|(6.3)|27.79|29.66|(6.3)|341|274|24.5
河北|23.82|23.20|2.7|22.35|21.76|2.7|423|323|31.0
福建|22.89|17.19|33.2|21.88|16.46|32.9|452|357|26.6
内蒙古|13.34|8.86|50.6|12.16|8.01|51.8|349|301|15.9
四川|12.09|6.10|98.2|11.39|5.61|103.0|432|424|1.9
江西|11.74|12.05|(2.6)|11.20|11.50|(2.6)|425|364|16.8
山东|9.84|10.98|(10.4)|9.36|10.47|(10.6)|427|357|19.6
重庆|9.70|8.89|9.1|9.29|8.50|9.3|416|372|11.8
湖南|9.38|1.06|784.9|8.95|1.02|777.5|477|467|2.1
河南|5.03|4.88|3.1|4.70|4.56|3.1|391|295|32.5
广西|4.69|4.08|15.0|4.44|3.87|14.7|429|366|17.2
印尼(境外)|1.54|1.76|(12.5)|1.33|1.55|(14.2)|555|465|19.4
(二)燃气发电|3.85|3.85|0.0|3.76|3.77|(0.3)|564|565|(0.2)
北京|3.85|3.85|0.0|3.76|3.77|(0.3)|564|565|(0.2)
(三)水电|0.67|0.74|(9.5)|0.65|0.72|(9.7)|226|224|0.9
四川|0.67|0.74|(9.5)|0.65|0.72|(9.7)|226|224|0.9
(四)光伏发电|0.04|/|/|0.04|/|/|444|/|/
福建|0.03|/|/|0.03|/|/|477|/|/
山东|0.01|/|/|0.01|/|/|348|/|/
广东|0.00|/|/|0.00|/|/|194|/|/
陕西|0.00|/|/|0.00|/|/|333|/|/
合计|191.28|166.45|14.9|179.81|156.13|15.2|418|348|20.1
注:2022年,本集团位于广东的光伏电站的发、售电量分别是208万千瓦时和207万千瓦时,位于陕|||||||||
西的光伏电站的发、售电量分别是97万千瓦时和91万千瓦时。
(3) 装机容量
电源种类|于2021年12月31日总装机容量|报告期内新增/(减少)装机容量|于2022年12月31日总装机容量
燃煤发电|36,824|2,340|39,164
燃气发电|950|0|950
水电|125|0|125
光伏发电|/|62|62
合计|37,899|2,402|40,301
|公司名称|所在地区|新增/(减少)装机容量(兆瓦)|说明
北海电力||广西|2,000|新机组投运
国能(连江)港电有限公司||福建|1,000|新机组投运
国能四川能源有限公司江油发电厂||四川|(660)|机组到期关停
合计||-|2,340|-
项目名称|所在地区|计划装机容量
湖南岳阳电厂项目|湖南|2×1,000兆瓦
广东清远电厂一期项目|广东|2×1,000兆瓦
广东清远电厂二期扩建工程项目|广东|2×1,000兆瓦
惠州热电二期燃气热电联产机组工程项目|广东|2×400兆瓦
九江电力二期扩建工程项目|江西|2×1,000兆瓦
北海电力二期扩建工程项目|广西|2×1,000兆瓦
(4) 发电设备利用率
2022年本集团燃煤发电机组平均利用小时数达4,951小时,同比增加187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4,594小时1高357小时。
电源种类|平均利用小时(小时)|||发电厂用电率(%)||
|2022年|2021年|变动(%)|2022年|2021年|变动
燃煤发电(含矸石电厂)|4,951|4,764|3.9|5.24|5.48|下降0.24个百分点
燃气发电|4,054|4,057|(0.1)|1.57|1.50|上升0.07个百分点
水电|5,340|5,921|(9.8)|0.42|0.28|上升0.14个百分点
光伏发电|725|/|/|/|/|/
加权平均|4,925|4,749|3.7|5.15|5.37|下降0.22个百分点
|2022年|2021年|变动(%)|
市场化交易的总电量(十亿千瓦时)|162.92|98.06|66.1|
总上网电量(十亿千瓦时)|179.81|156.13|15.2|
市场化交易电量占比(%)|90.6|62.8|上升27.8个百分点|
(6) 售电业务经营情况
2022年,本集团拥有位于山东、广东的两家从事售电业务的公司,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、配电网、用电设备管理及综合能源利用等多种电
序号|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|
||2022年|2021年|2022年|2021年|2022年|2021年
1|山东|5.82|4.58|420|346|417|339
2|广东|1.93|4.28|449|363|501|404
2022年,发电分部资本性支出总额11,103百万元,主要用于以下项目:|||
序号|项目名称|本报告期投入金额(百万元)|截至本报告期末项目累计投入占总预算比例(%)
1|广西北海电厂一期项目(2×1,000MW)|2,670|83
2|湖南岳阳电厂项目(2×1,000MW)|1,561|25
3|广东清远电厂一期项目(2×1,000MW)|1,376|24
4|福建罗源湾港储煤一体化发电厂工程(2×1,000MW)|703|80
(8) 经营成果
||2022年|2021年(已重述)|变动(%)|主要变动原因
营业收入|百万元|84,525|64,548|30.9|售电量和平均售电价格增长
营业成本|百万元|72,432|59,822|21.1|燃煤采购价格上涨;发电量增长
毛利率|%|14.3|7.3|上升7.0个百分点|
利润总额|百万元|7,938|1,800|341.0|
||售电收入||||售电成本||
电源类型|2022年|2021年(已重述)|变动(%)|2022年|占2022年售电成本比例(%)|2021年(已重述)|占2021年售电成本比例(%)(已重述)|2022年比2021年变动(%)
燃煤发电|75,658|54,882|37.9|66,155|96.6|52,715|95.9|25.5
燃气发电|2,119|2,132|(0.6)|2,201|3.2|2,165|3.9|1.7
水电|148|162|(8.6)|109|0.2|109|0.2|0.0
光伏发电|17|/|/|10|0.0|/|/|/
合计|77,942|57,176|36.3|68,475|100.0|54,989|100.0|24.5
本集团售电成本主要由原材料、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。2022年本集团单位售电成本为380.8元/兆瓦时(2021年:352.2元/兆瓦时,已重述),同比增长8.1%,主要原因是燃煤电厂燃煤采购价格上涨。
全年发电分部共耗用中国神华煤炭66.0 百万吨,同比增长10.4%,主要原因是发电量同比增长,以及本集团发挥一体化运营优势,保障电厂燃煤供应。中国神华煤炭耗用量占发电分部耗煤总量84.4百万吨的78.2%。
||2022年||2021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|51,919||78.5|40,566|77.0|28.0
人工成本|3,733||5.6|3,195|6.1|16.8
修理费|1,854||2.8|1,697|3.2|9.3
折旧及摊销|6,002||9.1|5,078|9.6|18.2
其他|2,647||4.0|2,179|4.1|21.5
燃煤电厂售电成本合计|66,155||100.0|52,715|100.0|25.5
燃煤电厂售电成本同比增长25.5%。其中,原材料、燃料及动力同比增长的主要原因是燃煤采购价格上涨,以及售电量增长;人工成本同比增长的主要原因是本集团多台新机组投运相关电力生产人员增加,以及工资和社保缴费增长;折旧及摊销同比增长的主要原因是本集团多台新机组投运,发电分部长期资产的折旧及摊销增长;其他成本同比增长的主要原因是发电权交易费用等增长。
3. 铁路分部
2022年,本集团铁路分部精心组织,保持运输通道高效畅通,保障煤炭运输安全。全年自有铁路运输周转量297.6十亿吨公里(2021年:303.4十亿吨公里),同比减少1.9%。积极推动大物流业务发展,全年铁矿、锰矿、化工品等非煤货物运量19.6百万吨,其中反向运输货物量12.1百万吨。
加强技术创新和智慧运输赋能。包神铁路首台HXN6型油电混合动力机车上线试运行;朔黄铁路重载列车自动驾驶试验取得阶段性成果;国能新朔铁路有限责任公司参与研制的国内首台大功率氢能源动力调车机车成功运营试验。
(2) 经营成果
本集团合并抵销前铁路分部经营成果如下:
2022年2021年变动(%) 主要变动原因
营业收入百万元42,197 40,699 3.7
营业成本百万元24,710 21,546 14.7 运输费、人工成本、其他
成本等增长
毛利率% 41.4 47.1 下降5.7个
百分点
利润总额百万元12,535 15,526 (19.3)
2022年铁路分部单位运输成本为0.077元/吨公里(2021年:0.068元/吨公里),同比增长13.2%,主要原因是运输费、人工成本、其他成本等增长,以及自有铁路运输周转量同比下降导致单位运输成本有所增长。
4. 港口分部
2022年,本集团港口分部持续提升港口作业效率,确保煤炭装船平稳高效,其中黄骅港煤炭下水量连续四年位居全国首位。但受外购煤源不足、到港资源量减少等因素影响,黄骅港和天津煤码头全年累计完成煤炭装船量250.4百万吨(2021年:261.4百万吨),同比下降4.2%。
稳步推进港口大物流业务发展。港口分部全年完成原油、化肥等非煤货物运量7.7百万吨。黄骅港3号、4号通用散杂货码头顺利投用。
倾力打造智慧绿色港口。大力推行船舶码头岸电应用,加快信息基础设施建设和智能生产运营操作系统研发。黄骅港积极推进减污降碳工程,荣获“中华环境优秀奖”等重要奖项。
||2022年|2021年|变动(%)|主要变动原因
营业收入|百万元|6,441|6,440|0.0|
营业成本|百万元|3,481|3,241|7.4|燃油费、疏浚费等增长
毛利率|%|46.0|49.7|下降3.7个百分点|
利润总额|百万元|2,256|2,605|(13.4)|
2022年港口分部单位运输成本为12.1元/吨(2021年:10.8元/吨),同比增长12.0%,主要原因是燃油费、疏浚费等增长。
5. 航运分部
2022年,本集团航运分部持续做好船舶安全管理监督,全力保障煤炭运输需求。充分利用自有船舶返程空载运力,积极挖掘市场货源,非煤货物运量持续增长,外贸货运量大幅提升。本集团全年完成航运货运量136.3百万吨(2021年:121.2百万吨),同比增长12.5%;完成航运周转量133.6十亿吨海里(2021年:112.1十亿吨海里),同比增长19.2%。
||2022年|2021年|变动(%)|主要变动原因
营业收入|百万元|6,051|6,195|(2.3)|平均海运价格下降
营业成本|百万元|5,203|5,006|3.9|航运货运量增长
毛利率|%|14.0|19.2|下降5.2个百分点|
利润总额|百万元|706|1,003|(29.6)|
2022年航运分部单位运输成本为0.039元/吨海里(2021年:0.045元/吨海里),同比下降13.3%,主要原因是航运货运量增长导致单位运输成本下降。
6. 煤化工分部
本集团煤化工业务为包头煤化工的煤制烯烃一期项目,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)。
2022年,包头煤化工煤制烯烃装置连续稳定运行8,760小时,平均生产负荷、聚烯烃产品合格率均达到100%。积极应对原料价格上涨,及时调整聚烯烃产品结构,增加精甲醇、纤维料等高附加值产品产量,实现经济效益最大化。2022 年,聚烯烃产品产量693.7千吨(2021年:644.5千吨),同比增长7.6%。
包头煤制烯烃升级示范项目已完成能耗水耗指标获取、建设用地办理等前期工作。2022年本集团聚乙烯、聚丙烯产品销售情况如下:
2022年2021年变动
销售量价格销售量价格销售量价格
千吨元/吨千吨元/吨% %
聚乙烯358.4 6,765 332.8 6,641 7.7 1.9聚丙烯340.6 6,613 315.6 6,853 7.9 (3.5)
本集团合并抵销前煤化工分部经营成果如下:
营业收入百万元6,379 5,851 9.0 聚烯烃产品销售量增长
营业成本百万元5,363 4,633 15.8 煤炭价格上涨;聚烯烃产
品销售量增长
毛利率% 15.9 20.8 下降4.9个
利润总额百万元533 706 (24.5)
(3) 主要产品单位生产成本
产量单位生产成本产量单位生产成本产量单位生产成本
聚乙烯353.4 5,812 332.0 5,447 6.4 6.7聚丙烯340.3 5,788 312.5 5,320 8.9 8.82022年本集团聚烯烃产品产量同比增长的主要原因是:2021年9-10月煤制烯烃设备按计划停工检修导致基数较低。聚烯烃产品单位生产成本同比增长的主要原因是:煤炭采购价格上涨。
2022年,煤化工分部共耗用4.8百万吨煤炭,全部为本集团内部销售的煤炭(包括中国神华自产煤和采购煤)。
|2022年|2021年(已重述)|变动(%)|
来源于境内市场的对外交易收入|332,253|324,912||2.3
来源于境外市场的对外交易收入|12,280|10,728||14.5
合计|344,533|335,640||2.6
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。2022年,来自境内市场的对外交易收入为332,253百万元,占本集团收入的96.4%;来源于境外市场的对外交易收入为12,280 百万元,同比增长14.5%,主要原因是本集团位于印尼的爪哇电厂、南苏1号项目按特许经营协议相关规定核算的收入增长。
2022年,本集团积极应对社会公共卫生事件对海外业务的影响,制定应急预案,保证海外业务正常运转。南苏EMM、印尼爪哇机组运行平稳,机组可靠性进一步提升;南苏1号项目建设稳步推进。
2022年,本公司股权投资额为26,701百万元(2021年:10,945百万元),同比增长144.0%,主要是对本公司所属煤炭、电力及运输子公司增加资本金,加快推进项目建设。
本公司重要子公司的主要业务及本公司的权益占比情况,请参见本报告财务报表附注“在其他主体中的权益”。
2022年12月15日,本公司以挂牌底价996,515.57 万元竞得都城伟业集团有限公司于北京产权交易所公开挂牌转让的其所持锦界能源30%股权,本次交易完成后,本公司对锦界能源的持股比例由70%增至100%。
项目名称|期初余额|期末余额|当期变动|对当期利润的影响金额
其他权益工具投资|2,174|2,386|212|0
应收款项融资|376|502|126|0
合计|2,550|2,888|338|0
(八) 主要控股、参股公司分析
序号|公司|注册资本|总资产|净资产||归属于母公司股东的净利润||单位:百万元
||于2022年12月31日|||2022年|2021年|变动(%)|主要变动原因
1|神东煤炭|4,989|51,418|42,087|29,248|19,967|46.5 煤炭平均销售价格上涨;平均所得税税率下降|
2|朔黄铁路|15,231|43,948|29,016|6,507|7,755|(16.1) 铁路货运周转量同比下降,以及人工成本、维修费等同比增长|
3|锦界能源|3,802|13,685|11,083|5,145|3,827|34.4 煤炭平均销售价格上涨;售电量及平均售电价格增长|
4|准格尔能源|7,102|49,914|41,026|3,707|2,499|48.3 煤炭平均销售价格上涨|
5|宝日希勒能源|1,169|12,772|5,315|3,256|1,655|96.7 煤炭销售量及平均销售价格增长|
6|北电胜利|2,925|12,512|7,301|2,588|1,415|82.9 煤炭销售量及平均销售价格增长|
7|销售集团|1,889|29,443|11,862|1,671|2,273|(26.5) 外购煤销售量下降|
8|黄骅港务|6,790|13,644|10,059|1,482|1,586|(6.6)|
9|榆林能源|2,420|6,928|3,831|1,349|1,410|(4.3)|
10|印尼爪哇|2,540|15,678|6,314|1,134|956|18.6 2021年上半年单机商业运营,本年两台机组商业运营|
注:(1)上表中主要子公司的财务数据根据中国企业会计准则编制。
(2)神东煤炭2022年营业收入为97,225百万元,营业利润为29,837百万元。
(3)朔黄铁路2022年营业收入为21,663百万元,营业利润为8,823百万元。
本公司取得子公司的情况详见本报告财务报表附注“在其他主体中的权益”。
2. 主要参股公司情况
财务公司有关情况详见本报告“重大关联/关连交易”章节。
(十) 遵守有关法律法规
就本公司董事会及管理层所知,本集团在所有重大方面全面遵守与本集团业务及运营有关的法律法规。2022年,本集团并无重大违反法律法规的情形。
(十一)与利益相关方的关系
本集团员工薪酬及培训情况请见“员工情况”一节。
本集团重视与客户、供应商、其他商业合作伙伴等利益相关方保持良好关系,以达到长期目标。详见本公司《2022年环境、社会责任和公司治理报告》。
于2022年,本集团与利益相关方未发生重大纠纷。
(十二)捐款情况
本报告期内,本集团对外捐款为531百万元。
(十三)期后事项
六、公司对未来发展的展望
2023年,尽管外部环境复杂严峻,世界经济陷入滞胀风险上升,国内经济恢复基础尚不牢固,但是我国经济韧性强、潜力大、活力足、长期向好基本面没有改变。随着各项政策不断落实落细,生产生活秩序有望加快恢复,经济增长内生动力将不断积聚增强,2023年中国经济将整体好转。
煤炭行业来看,经济恢复性增长的预期将提振煤炭需求,预计2023年煤炭消费量将保持增长。煤炭增产保供政策效力继续释放,预计煤炭供应能力小幅提升,电煤中长协覆盖比例将进一步提高。煤炭进口预计将有所增长。总体来看,2023年煤炭市场供需关系有望持续改善,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,预计2023 年我国电力消费需求增速比2022 年有所提高。在新能源发电快速发展带动下,非化石能源发电装机规模将再创新高,占总装机比重超过50%。综合考虑经济增长、外贸出口、天气及风光资源等不确定性因素,预计2023年全国电力供需总体紧平衡,部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。随着电力市场化进一步深入,电力交易机制和市场价格形成机制将逐步完善。
2022年,党的二十大为全面建设社会主义现代化国家擎画宏伟蓝图,对能源行业提出了加快发展方式绿色转型、积极稳妥推进碳达峰碳中和、确保能源资源安全等更高要求。当前,我国能源保供已由攻坚战转入常态化,仍需发挥好煤炭兜底保供作用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。本集团在积极履行保障国家能源安全责任的同时,由于煤炭和煤电等高碳资产占比较高,既面临传统煤基能源产业转型升级的压力,又面临应对新能源技术突破带来的巨大挑战。
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、三型五化、七个一流”总体发展战略和“稳健、协同、赋能、体质”工作导向,加快构建清洁低碳、安全高效现代能源体系,走稳高质量发展之路,持续稳定回报投资者。“十四五”期间,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,推动绿色矿山、绿色运输、绿色电站、绿色化工建设。加快煤炭清洁高效开采与利用,提升能源利用综合效能。建设清洁高效机组,加强供热、节能和灵活性改造。聚焦智能重载铁路运输技术和智能一体化运营技术的研发与应用,创新发展大物流业务,提升运输安全精细高效管理和综合创效水平。推动煤化工高端化多元化低碳化发展,发展煤基新材料等高附加值产品。发挥上市公司平台和资金优势,加强同地方政府企业合作,发挥产业基金作用,推动新能源实现稳定可持续开拓增长,研究储能、氢能、生物质能项目和风险投资等战略性新兴产业投资机会,为公司产业升级转型奠定坚实基础。
(三) 2023年度经营计划
项目|单位|2023年目标|2022年实际|增减(%)
商品煤产量|亿吨|3.094|3.134|(1.3)
煤炭销售量|亿吨|4.358|4.178|4.3
发电量|亿千瓦时|2,039|1,912.8|6.6
营业收入|亿元|3,500|3,445.33|1.6
营业成本|亿元|2,330|2,100.59|10.9
销售、管理、研发及财务费用合计|亿元|155|149.39|3.8
自产煤单位生产成本变动幅度|/|同比增长10%左右|同比增长13.4%|/
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。
|2023年计划||2022年完成
1. 煤炭业务||73.77|106.38
2. 发电业务||180.80|111.03
3. 运输业务||95.61|97.75
其中:铁路||82.84|67.40
港口||12.03|28.68
航运||0.74|1.67
4. 煤化工业务||5.61|3.33
5. 其他||5.73|0.96
合计||361.52|319.45
2022年,本集团资本开支总额为319.45亿元。主要用于购置煤矿采掘设备,新街台格庙矿区新街一井、二井前期准备;北海电力一期、湖南岳阳电厂、广东清远电厂一期、光伏电站等在建发电项目;购置铁路设备,铁路扩能改造;以及煤制烯烃升级示范项目等。
本公司董事会批准2023年资本开支计划总额为361.52亿元(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57.12亿元,用于设备购置的技改支出为12.21亿元,用于非设备购置的技改支出为4.44亿元。主要投资项目包括:神东矿区各煤矿采掘设备购置、新街台格庙矿区新街一井、二井前期准备等。
(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155.58亿元,用于环保类技术改造的支出为3.30亿元,用于非环保类技术改造的支出为20.07亿元。主要投资项目包括:湖南岳阳电厂项目、广东清远电厂一期项目、江西九江二期扩建工程等。新能源业务资本开支19.69亿元,主要用于广东、江西等分公司新能源项目建设,神东电力厂区分布式光伏项目建设等。
(3)铁路分部资本开支,主要用于煤炭外运专线建设、铁路机车购置、铁路扩能改造项目等。
(4)港口业务资本开支,主要用于珠海港高栏港区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。
本集团2023 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动。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,能源保供依然严峻。国家节能环保政策进一步趋严,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,本集团将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,压实安全生产领导责任,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,提升安全监管能力,夯实安全生产基础。
为应对环保风险,本集团持续加强环境监测,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,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
国内煤炭产能有进一步提升空间,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,加快线路扩能改造,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. 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。
4. 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。
5. 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。
本集团将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,切实做好安全应急预案,坚决杜绝较大及以上安全事故。
6. 国际化经营风险
全球政治格局日益复杂,受大国关系、全球经济增长乏力、能源危机等多种因素影响,未来国际贸易秩序和经济形势可能存在起伏和波动,世界能源市场竞争激烈,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”。
7. 宏观经济波动风险
本集团所处行业受宏观经济波动影响较大。当前我国经济发展仍面临需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力,外部环境动荡不安,给我国经济带来的影响加深。此外,能源领域的改革创新将对本集团的发展战略产生较大影响。
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,研究布局新型储能、氢能、抽水蓄能、生物质能等产业,推动公司高质量可持续发展。
8. 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,本集团将立足以煤为主的基本国情,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,紧抓资源接续工作,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,尽可能扩大一体化覆盖面,不断增强一体化产业链、价值链、供应链韧性。
9. 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。国家提出碳达峰碳中和目标,对能源行业高质量发展提出了新的更高要求。深化煤炭行业供给侧结构性改革,可能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。
为应对产业政策风险,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、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,合理匹配各板块投资规模,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;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。
七、公司因不适用准则规定或特殊原因,未按准则披露的情况和原因说明
第五节公司治理及企业管治报告
一、公司治理的基本情况
本公司已建立较为完善的公司治理架构和良好的运行机制,与法律、行政法规和中国证监会有关上市公司治理的规定不存在重大差异。
执行良好的企业管治是公司董事会的责任。本公司已按照香港上市规则附录十四《企业管治守则》(“《企业管治守则》”)所规定的企业管治政策的要求建立了企业管治制度。本公司董事会召开、表决、披露程序、董事会议事规则及董事提名、选举程序符合规范要求。董事会是公司的常设决策机构,对股东大会负责,按照《公司章程》第136条规定及所适用的相关监管要求行使职权。总经理等高级管理人员组成的经营层是公司的常设执行机构,对董事会负责,按照《公司章程》第156条及所适用的相关监管要求行使职权。《公司章程》详尽地说明董事长与总经理这两个不同职位各自的职责,公司董事长、总经理分别由不同人员担任。2022年7月31日,王祥喜先生辞任本公司董事长、执行董事职务。经在任董事推荐,由执行董事、总经理吕志韧先生召集董事会。
截至2022年12月31日止年度内,本公司一直全面遵守各项原则、守则条文,同时符合其中所列明的绝大多数建议最佳常规。董事会及各专门委员会履行《企业管治守则》的职权范围请见《公司章程》、董事会及各专门委员会议事规则,并已在上市地交易所及公司网站公布。
二、控股股东保证上市公司独立性的情况
(一)控股股东保证公司独立性的措施
本公司控股股东国家能源集团公司遵守诚实信用原则,依法行使股东权利、履行股东义务。国家能源集团公司提名董事、监事候选人,遵循法律法规和《公司章程》规定的条件和程序。在本公司董事会、股东大会审议与控股股东发生的关联交易时,关联董事、控股股东均回避表决。国家能源集团所属煤炭等业务与本公司主营业务存在潜在同业竞争,国家能源集团公司已采取措施避免与本公司的同业竞争,详见下文。
除上述披露内容外,中国神华具备独立完整的业务体系和面向市场的自主经营能力,本公司相对于控股股东在业务、人员、资产、机构、财务等方面具有独立性。
(二)避免同业竞争情况
国家能源集团下属煤炭等业务与本公司主营业务存在潜在同业竞争。2005年5月24日,原神华集团有限责任公司与本公司签订《避免同业竞争协议》。
2014年6月27日本公司第二届董事会第四十五次会议批准《关于履行避免同业竞争承诺的议案》,并对外披露《关于履行避免同业竞争承诺的公告》,本公司将按计划逐步对原神华集团有限责任公司及其附属企业的14项资产(“原承诺资产”)启动收购工作(详见本公司2014年6 月27 日H 股公告及6 月28日A 股公告)。2015 年本公司完成收购宁东电力100%股权、徐州电力100%股权、舟山电力51%股权三项资产。
由于国家能源集团公司作为重组后的母公司吸收合并中国国电,经本公司2018年第一次临时股东大会审议通过,本公司与国家能源集团公司签署了《避免同业竞争协议之补充协议》。双方同意,除该补充协议另有约定外,继续履行《避免同业竞争协议》的约定。
《避免同业竞争协议之补充协议》约定,在国家能源集团公司吸收合并中国国电完成后5年内,由本公司择机行使优先交易及选择权、优先受让权以收购国家能源集团公司剥离业务所涉资产,不再执行上述2014年避免同业竞争承诺。剥离业务是指(1)原承诺资产(扣除本公司于2015年完成收购的3项股权资产)中除常规能源发电业务以外的资产,以及(2)原中国国电持有的与本公司主营业务直接或间接构成竞争的非上市业务(除原中国国电已于2007年承诺注入其下属上市公司原内蒙古平庄能源股份有限公司的相关资产外)。详见本公司2018年3月1日H股公告及2018年3月2日A股公告。
本公司作为国家能源集团下属煤炭业务整合平台,将根据双方签署的《避免同业竞争协议》及其补充协议的约定,对可能构成潜在同业竞争的业务机会和资产择机行使优先交易及选择权、优先受让权及优先收购权,从而推动逐步减少同业竞争。
三、股东大会情况
公司股东作为公司的所有者,享有法律、行政法规和《公司章程》规定的各项权利。股东大会是公司的最高权力机构,股东通过股东大会行使权利。控股股东通过股东大会和董事会参与公司的经营决策。
股东可根据《公司章程》第66条、69条及第75条的规定书面要求董事会召集临时股东大会或者类别股东会议、向股东大会提出提案。在向公司提供证明其持有公司股份的种类以及持股数量的书面文件并经公司核实股东身份后,股东有权查阅公司有关信息或者索取《公司章程》、股东名册、股东会议记录、董事会及监事会会议决议、定期报告、财务会计报告等资料。
2022年,本公司未对《公司章程》进行修订。
本公司制定了行之有效的股东通讯政策。本公司制定了《中国神华能源股份有限公司投资者关系管理办法》,明确股东沟通的方式及投资者关系活动的组织和实施;通过电话、网络业绩说明会、现场会议等多种方式,为股东提供发表意见的渠道。详情请见本报告“投资者关系”章节。
本公司已检讨股东通讯政策的实施和有效性,认为公司与股东建立了畅通有效的沟通渠道。
会议届次|召开日期|决议刊登的网站|决议刊登的日期|会议决议
2021 年度股东周年大会||||本次股东周年大会以现场记名投票表决方式结合网络投票方式,审议并批准全部10 项议案。
2022 年第一次 A 股类别股东会|2022年6月24日|上交所网站港交所网站|2022年6月25日2022年6月24日|本次A 股类别股东会以现场记名投票表决方式结合网络投票方式,审议并批准《关于授予董事会回购H 股股份的一般性授权的议案》。
2022 年第一次 H 股类别股东会||||本次H 股类别股东会以现场记名投票表决方式,审议并批准《关于授予董事会回购H股股份的一般性授权的议案》。
2022 年第一次临时股东大会|2022年10月28日|上交所网站港交所网站|2022年10月29日2022年10月28日|本次临时股东大会以现场记名投票表决方式结合网络投票方式,审议并批准全部2项议案。
上述股东大会的各项议案均获通过。
本公司接受股东参会报名,会议为股东安排了专门环节以有效审议议案,股东积极与会,享有知情权、发言权、质询权和表决权等各项权利。公司董事、监事、高级管理人员出席会议,与会股东通过专门的问答时间与公司管理层互动交流。
本公司股东代表、监事代表、见证律师及香港股份过户登记处代表于股东大会上担任监票人。公司境内法律顾问出具了法律意见书。审计师代表列席了股东周年大会。
(一)董事、监事和高级管理人员持股变动及报酬情况
||||||||||||||||单位:万元|
姓名|职务|性别|年龄|任期起始日期(从首次聘任日起算)|任期终止计划日期||已支付薪酬(税前)|||社会保险、住房公积金、企业年金的单位缴存部分|||其他货币性收入||税前报酬总额|是否在公司关联方获取报酬|说明
||||||基本薪酬|绩效薪酬(含袍金)||小计1 基本医疗、失业、工伤、生育保险和住房公积金||退休计划:基本养老保险及企业年金|小计2|||||
||||||||其中:兑现上年度绩效薪酬|||||||||
|执行董事|||2022-06-24|2023-05-28||||||||||||含兑现2021 年度任职1 个月的绩效薪酬
吕志韧|总经理、党委副书记|男|58|2021-12-29|-|31.30|43.91|3.21|75.21|8.15|15.23|23.38||-|98.59 否||
|执行董事|||2020-05-29|2023-05-28||||||||||||含兑现2021 年度任职12 个月的绩效薪酬