生产方面，公司积极响应煤炭增产保供，在安全生产的前提下，近年来煤炭产量稳步提升。
（1）煤炭资源储量丰富，后备产能充足。为了履行央企上市公司职责和使命，全力保障煤炭增产增供，公司在2021年后加大了煤炭勘探的支出投入，煤炭勘探支出包括矿物资源的探寻、鉴定技术可行性及评价可分辨资源的商业可行性等活动产生的直接成本。公司2021-2022年煤炭勘探支出分别为 40.01 亿元和 12.18 亿元，主要用于新街台格庙矿区取得煤炭资源详查勘查许可证以及其他前期准备支出。公司 2021-2022 年煤矿开发和开采相关的资本性支出分别为 127.17 亿元和 70.08 亿元。
从历史数据来看，公司的煤炭资源保有量、保有可采储量以及煤炭可售储量（JORC 标准）随着煤炭开采活动的进行呈现出缓慢下行的趋势，受益于公司2021-2022 年在勘探方面的投入，公司的煤炭资源储量也得到一定提高，但提升相对有限。在中国标准下，公司 2021-2022 年煤炭保有资源量分别为332.1 亿吨和329亿吨，分别较去年提高了 35.3 亿吨和减少 3.1 亿吨；在JORC 标准下，公司2021-2022年煤炭可售储量分别为 74.3 亿吨和 98 亿吨，分别较去年减少3 亿吨和提高23.7亿吨。
公司拥有神东矿区、准格尔矿区、胜利矿区及宝日希勒矿区等六大矿区优质煤炭资源，主要煤种包括褐煤、长焰煤和不粘煤等动力煤，主要商品煤的发热量多在4000 卡以上，是热值较高的优质动力煤。其中神东矿区地处蒙、陕、晋三省区能源富集区，煤炭产品特征是“三低一高”，即：低硫（≤0.5）、低磷（≤0.05）、低灰（≤8.5）、中高发热量（5500kcal/kg 左右），是优质动力、化工和冶金用煤。目前公司煤炭产量主要来自内蒙古、陕西以及少部分在山西省内，集中在神东矿区、准格尔矿区、胜利矿区以及宝日希勒矿区等地。
新街一井、二井合计 1600 万吨/年采矿许可证获批。新街（台格庙）矿区是神东矿区的重要后备接续区，目前公司新街台格庙矿区新街一井、新街二井采矿许可证已获得批准。新街一井采矿许可证所载生产规模为800 万吨/年，矿区面积为70.28平方公里，有效期限为 30 年；新街二井采矿许可证所载生产规模为800万吨/年，矿区面积为 6712 平方公里，有效期限为 30 年。公司将继续推进新街一井、新街二井的项目核准、初步设计等开工前准备工作。
李家壕煤矿 200 万吨/年产能核增待批复。2022 年，公司核定产能3.46亿吨，黄玉川、青龙寺、神山煤矿合计 460 万吨/年产能核增取得国家矿山安全监察局批复，其中神山露天煤矿生产能力由 60 万吨/年核增至 120 万吨/年；黄玉川煤矿生产能力由 1000 万吨/年核增至 1300 万吨/年；青龙寺煤矿生产能力由300 万吨/年核增至400万吨/年。2023 年，李家壕煤矿生产能力由 600 万吨/年核增至800 万吨/年，已通过国家矿山安全监察局现场核验，正在等待批复。 大雁矿业、杭锦能源项目完成收购并投产后预计新增产能2070 万吨/年。2023年，公司决定启动收购国家能源集团 100%持有的内蒙古大雁矿业集团有限责任公司和国家能源集团杭锦能源有限责任公司，待相关项目顺利投产并完成收购后，预计合计新增产能 2070 万吨/年。（一）大雁矿业拥有 2 处生产煤矿，为雁南矿和扎尼河露天矿。截至 2022 年末，该两处煤矿中国标准下保有可采储量4.1 亿吨，煤炭生产能力 1,070 万吨/年；2022 年完成商品煤产量约 870 万吨。（二）杭锦能源拥有1处在建煤矿，为塔然高勒煤矿项目。塔然高勒煤矿近期在建产能规模1,000万吨/年。截至 2022 年末，该处煤矿中国标准下保有可采储量9.2 亿吨。2022 年，杭锦能源外购煤销量约 1,000 万吨。
（2）煤炭产销稳步增长，超额完成年度产销目标。生产方面，公司积极响应煤炭增产保供，在安全生产的前提下，近年来煤炭产量稳步提升。根据公司披露的 2023 年 12 月份主要运营数据公告，2023年全年公司累计生产商品煤 324.5 百万吨，较去年提高 11.1 百万吨，同比增长3.54%，连续4年实现产量正增长。 销售方面，2022 年公司煤炭销量为 417.8 百万吨，同比下降13.37%，主要是外购煤由 2021 年的 169.6 百万吨下滑至 101.6 百万吨。2022 年国内煤炭市场中长期合同销售量占比提升，公司可采购的外购煤资源减少。2023 年，公司煤炭销量实现反弹，煤炭销售同比增长 7.71%至 450 百万吨。
公司对年度目标的执行能力极强，多年来基本均能完成甚至超出年度设定的产量及销量目标。根据公司 2023 年 12 月份主要运营数据，公司2023 年全年煤炭产量和销量分别为 324.5 百万吨和 450 百万吨，完成年度产销目标309.4 百万吨和435.8百万吨，目标达成率为 104.88%和 103.26%。从历史数据来看，2018-2023年间，公司完成煤炭年度产销目标达成率的中位数分别为 105.06%和104.2%。
公司在生产销售中一直保持相对稳定的库存，年末库存水平一般在20-25百万吨，2022 年期末库存为 22.3 百万吨，较去年同比减少 8.23%。公司当年度自产煤的销量一般都高于公司商品煤产量。不存在产品积压的情况，多年来自产煤销量与煤炭产量比率维持在 100%以上。
（3）高长协提升业绩稳定性，自产煤具备低成本优势。2016 年，国家发改委、国务院国资委印发《关于加强市场监管和公共服务保障煤炭中长期合同履行的意见》的通知（发改运行[2016]2502 号），煤炭定价机制进入价格双轨制阶段。2017 年，发改委办公厅在《国家发展改革委办公厅关于推进2018年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》中，进一步完善电煤中长期合同价格机制，要求供需双方应继续参照上年度“基准价+浮动价”的办法协商确定定价机制。基准价由双方根据市场供需情况协商确定，对协商不能达成一致意见的，仍按不高于2017年度水平执行。浮动价可结合环渤海煤炭价格指数、CCTD 秦皇岛港煤炭价格指数、中国沿海电煤采购价格指数综合确定。
2022 年，发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》引导煤炭价格在合理区间运行，秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格的合理区间为每吨 570～770 元；我国煤炭交易中心发布《关于做好 2022 年煤炭中长期合同 监管支撑工作和履约数据报送的公告》，规定下水煤合同基准价按 5500 大卡动力煤 675 元/吨执行。随着有关部门政策措施实施和煤炭中长期合同履约监管工作的持续深入，中长期合同制度和“基础价+浮动价”的定价机制发挥的煤炭市场“压舱石”和“稳定器”作用日益凸显。2021-2022 年，煤炭市场现货价格出现较大幅度波动，煤炭中长期合同价格长期低于现货价格。2022 年，秦皇岛港 5500 大卡动力末煤平仓价均价1270元/吨，年内峰谷差 924 元/吨；而月度长协均价仅 722 元/吨，年内峰谷差仅为9元/吨。2023 年伴随基本面继续过剩并收窄，动力煤价格呈现“V”字形走势，上半年价格波动下行，下半年有所反弹，同时现货与长协价格趋于交汇，煤炭价格在合理区间运行。
2022 年，公司 84.97%的煤炭通过长协（年度+月度）进行销售，为业绩稳定性提供保障。2022 年，年度长协煤炭 221.5 百万吨，月度长协煤炭133.5 百万吨，煤炭现货 40 百万吨，坑口直销煤炭 22.8 百万吨。从长协占比趋势来看，2021-2022年长协占比明显提升，后续提升空间不大。2023 年 11 月，国家发展改革委办公厅印发《关于做好 2024 年电煤中长期合同签订履约工作的通知》，根据通知要求，需求方面，不再要求供暖企业签订中长协，电厂的签订数量参照80%-100%的签约需求量，较2023 年的 100%-105%的比例，签约数量进一步放宽。供给方面，煤炭生产企业签订的任务量维持在不低于自有资源量 80%的水平。价格方面，继续按国家发改委2022年 303 号文件、地方政府、有关部门明确的价格合理区间签订和履约，预计仍将维持 672 元/吨的基准价。
公司发挥一体化产业链优势，积极组织外购煤源，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，统筹自产煤与外购煤的运输和库存管理。2022 年公司自产煤销售 316.2 百万吨，外购煤销售101.6百万吨，自产煤销售占比 75.68%，较去年提升了 10.85 个百分点，主要是受到市场可采购的外购煤资源减少的影响。随着《关于做好 2024 年电煤中长期合同签订履约工作的通知》下达，电厂中长期合同的签约需求比例下调放宽，我们预计市场外购煤资源将得到一定恢复。
根据我们计算，公司 2022 年自产煤的吨成本为295 元/吨，外购煤吨成本为764元/吨，自产煤为煤炭业务贡献了 97.4%的毛利。受益于2022 年公司自产煤销售占比的大幅提高，公司煤炭业务的毛利率也得到显著提升。从同业对比来看，公司自产煤具备一定的成本优势，自产煤吨成本低于同业平均水平。
公司发电装机以燃煤发电为主，2019 年公司与国电电力以各自持有的相关火电公司股权及资产共同组建合资公司的交易完成，发电装机容量由年初的61,849兆瓦减至 31,029 兆瓦。完成合资公司组建后，公司发电装机容量继续稳步增长，2022年公司总装机容量 40,301兆瓦，燃煤发电装机容量 39,164 兆瓦，占总装机容量的97.18%，较去年新增 2340 兆瓦。其中北海电力新增 2000 兆瓦和国能（连江）港电1000兆瓦的新机组投运，国能四川能源江油发电厂 660 兆瓦机组到期关停。公司燃气发电和水电装机容量水平已维持多年，2022 年光伏发电迎来突破，截至2022 年年底，公司已投产新能源发电项目 35 个，装机容量合计 105.5 兆瓦，其中已投入商业运营共62兆瓦；截至 2023 年上半年，公司已投运新能源发电项目增至50 个，装机容量合计177.7 兆瓦，其中对外商业运营的光伏发电装机容量合计114 兆瓦。发电利用方面，公司多种发电方式保持相对稳定的发电平均利用小时数，受气候和水域流量等因素影响，2022 年水电平均利用小时数较上年下降581小时；煤电继续履行基础保障职责，燃煤发电平均利用小时数上升187 小时；燃气发电平均利用小时数基本持平；新能源方面，光伏发电平均利用小时数达到725 小时。
公司在建及待建主要发电机组合计 10800 兆瓦，后备重点项目对公司发电量的持续增长提供重要支撑，截至 2023 年上半年，湖南岳阳电厂项目工程进度已达42%，广东清远电厂一期项目工程进度已达 45%。
自 2021 年起，公司发电量和售电量稳步上升，2021-2023 年连续三年实现正增长，超额完成年度发电目标，目标完成率分别高达123.3%、105.97%和104.1%。2023年全年实现发电量 212.26 十亿千瓦时，同比增长 10.97%，实现售电量199.75十亿千瓦时，同比增长 11.09%。市场化交易电量占比持续提升，2023 年上半年，市场化交易电量约占总售电量的 97.49%，公司积极争取高电价电量，2023 年上半年公司平均售电价格 418 元/兆瓦时，较 2022 年同期（412 元/兆瓦时）同比增长1.5%，与2022年全年平均水平持平。
公司发挥一体化运营优势，积极将公司销售的煤炭应用于自有电厂，保障电厂燃煤供应。多年来，公司依托自有资源优势，发电用煤的自给率常年维持在高位，有力促进了发电分部业绩的平稳释放。2023 年随着煤炭价格降低以及市场外购煤资源供应的提升，公司提高了电厂耗用的外购煤数量，2023 年上半年，发电分部使用公司销售煤炭 33.8 百万吨，向外部采购电厂用煤达到10.3 百万吨，发电用煤自给率为 76.64%。结合 2023 年煤价“V 字形”走势，下半年外购煤价格有所反弹，公司自有煤炭用于电厂的比重或将提高。 2023 年上半年，公司平均售电成本 356.49 元/兆瓦，由于外购电煤占比的提升，2023 年上半年平均售电成本高于去年同期水平，但低于去年全年平均水平。受益于外购煤成本下降，预计公司全年平均售电成本或将跟随下降，毛利率同比保持增长。
（一）铁路分部。公司控制并运营围绕“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。公司铁路运输网北起中蒙边境中方口岸甘其毛都，横贯内蒙古、陕西、山西、河北等地，东抵渤海湾，环渤海能源新通道黄大铁路已于2021年开始运营，设计年运输能力 4000 万吨，长度 216.8 公里。
从铁路年度周转量来看，2022 年主要自有铁路按周转量从高到低依次是；朔黄-黄万铁路 187.2 十亿吨公里、神朔铁路 51.8 十亿吨公里、大准铁路28.8十亿吨公里以及其他。2022 年公司自有铁路周转量下降至 297.6 十亿吨公里，上述主要铁路路线周转量均出现小幅下滑。
2023 年，铁路分部紧密配合煤炭生产调运，运输通道高效畅通，公司自有铁路周转量 309.4 十亿吨公里，同比增长 3.97%。截至2023 年上半年，铁路分部实现营业收入 221.23 亿元，较去年同期上涨 5.29%；受检修计划影响，朔黄、神朔、大准等铁路修理费增长以及人工成本上升，公司铁路分部单位运输成本0.084元/吨公里，较去年同期增长 20%；截至 2023 年上半年，铁路分部毛利率承压下降至37.86%。
（二）港口分部。公司拥有黄骅港、天津煤码头、珠海煤码头三个出海港口，总装船能力约2.7亿吨/年，其中黄骅港煤炭装船量连续四年超 2 亿吨，煤炭下水量连续四年位居全国首位，是全国沿海 27 个主要港口之一，也是我国西煤东运、北煤南运第一大出海口。2023 年，公司持续提升港口作业效率，黄骅港和天津煤码头全年累计完成煤炭装船量 255.3 百万吨，较去年同比增长 1.96%，其中黄骅港煤炭装船量209.5百万吨，天津煤码头煤炭装船量 45.8 百万吨，分别同比增长 2.1%和1.33%，神华珠海煤码头继续发挥中转基地作用。
2022 年，随着燃油费、疏浚费等增长，港口分部单位运输成本为12.1元/吨，同比增长 12.0%。2023 年，燃油价格小幅下降整体保持高位，截至2023 年上半年，在折旧摊销以及人工成本上升等因素作用下，港口分部营业成本较去年同期增长10%。截至 2023 年上半年，港口分部实现营业收入 32.87 亿元，较去年同期上涨1.54%，受益于 2023 年黄骅港和天津煤码头累计煤炭装船量的反弹回升，港口分部全年营收有望继续企稳增长；截至 2023 年上半年，港口分部毛利率下降至45.09%，预计分部全年毛利率保持承压。
（三）航运分部。公司拥有约 2.18 百万载重吨自有船舶的航运船队，公司航运分部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，航运周转量和货运量持续稳步增长。2022-2023 年公司航运周转量分别提升至133.6 和164.7十亿吨海里，同比分别增长 19.18%和 23.28%；2022-2023 年航运货运量分别为136.3和152.9百万吨，同比分别增长 12.46%和 12.18%。具体来看，外部客户航运货运量增长较快，2022 年内、外部客户航运货运量分别为 84.5 和 51.8 百万吨，分别同比下降4.84%和增长 59.88%，2022 年内部客户占比仍然较大，但已下滑至62%。
截至 2023 年上半年，受海运价格下降影响，航运分部实现营业收入25.79亿元，较去年同期下降 14.91%；受船舶租赁费减少影响，公司航运分部单位运输成本为0.03 元/吨海里，较去年同期下降 23.1%；截至 2023 年上半年，航运分部毛利率承压下降至 9.03%。
2022 年公司煤化工业务为包头煤化工的煤制烯烃一期项目，运营生产能力约60万吨/年，主要包括聚乙烯（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。2023 年上半年，包头煤制烯烃升级示范项目基本完成前期工作，2023 年 9 月 16 日，该项目现场举行了开工仪式，标志着项目已经具备全面推进的条件。 包头煤制烯烃升级示范项目是在已运行多年的煤制烯烃示范装置基础上实施的升级示范工程，项目建设规模年产 75 万吨的聚烯烃（其中年产聚乙烯35万吨、聚丙烯 40 万吨）以及年产 200 万吨的甲醇（中间产品），项目已列入国家发改委、工信部《现代煤化工产业创新发展布局方案》规划重大项目，于2017 年获内蒙古自治区发改委核准，项目总投资约人民币 171.5 亿元。
2023 年，受煤炭等原料价格支撑减弱影响，聚乙烯、聚丙烯价格同比下行，截至 2023 年上半年，公司聚乙烯、聚丙烯平均售价分别为6456 元/吨和5931元/吨，实现营业收入 30.02 亿元，较去年同期下降 12.35%；截至2023 年上半年，公司聚乙烯、聚丙烯单位生产成本为 5930 和 5890 元/吨，毛利率承压下降至7.2%。
