北极星电力网获悉，近日中国神华能源股份有限公司发布了2017年半年度报告。2017年上半年，中国神华实现营业收入1205.18亿元，同比增加53.1%;利润总额358.09亿元，同比增加94.4%;归属上市公司股东的净利润243.15亿元，同比增加147.4%;基本每股收益1.222元/股，同比增加147.4%。至2017年6月30日，中国神华发电总装机容量达到56,408兆瓦，占全社会6,000千瓦及以上电厂发电设备总装机容量162,907万千瓦的3.5%。其中，燃煤发电机组总装机容量54,537兆瓦，占集团总装机容量的96.7%。
一、公司业务概要
中国神华能源股份有限公司于2004年11月在北京成立，由神华集团公司独家发起。中国神华分别于2005年6月、2007年10月在香港联交所及上海证交所上市。
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集团的独特经营方式和盈利模式。集团的发展战略目标是“建设世界一流的清洁能源供应商”。
二、经营情况的讨论与分析
(一)主营业务分析
2017年上半年，煤炭市场供需基本平衡，价格高位波动。中国神华紧跟市场，抓住煤炭、电力行业的有利时机，精心组织煤源，加强一体化运营，强化市场营销，优化成本管控，在稳定市场中积极作为，实现煤炭、电力、运输业务量的协同增加，上半年经营业绩大幅增长。
集团2017年上半年实现营业利润35,089百万元(2016年上半年：18,140百万元)，同比增长93.4%;归属于本公司股东的净利润24,315百万元(2016年上半年：9,828百万元)，基本每股收益1.222元/股(2016年上半年：0.494元/股)，同比增长147.4%。
2017年上半年集团营业收入同比增长53.1%，主要原因是：
①上半年煤炭市场供需基本平衡，价格显著高于去年同期水平。集团2017年上半年实现煤炭销售量220.5百万吨(2016年上半年：186.3百万吨)，同比增长18.4%;煤炭平均销售价格425元/吨(不含税)(2016年上半年：271元/吨)，同比增长56.8%;
②2017年上半年全社会用电量同比增长，火电利用小时数同比增加。集团实现售电量114.43十亿千瓦时(2016年上半年：103.90十亿千瓦时)，同比增长10.1%;
③受益于煤炭销售量增长，2017年上半年集团自有铁路运输周转量136.4十亿吨公里(2016年上半年：119.8十亿吨公里)，同比增长13.9%;
④聚烯烃产品销售量及销售价格同比增长。
2017年上半年集团营业成本同比增长50.0%。其中：
①外购煤成本同比增长229.9%，主要原因是煤炭采购价格同比上升，以及本公司根据市场供需情况调增了外购煤的销售量;
②原材料、燃料及动力成本同比增长12.8%，主要原因是煤炭价格上涨导致发电业务燃煤成本增加;
③人工成本同比增长12.5%，主要原因是集团绩效工资根据实际经营业绩确定，去年上半年计提绩效工资较少;
④运输费：指集团通过外部铁路、公路、船舶运输及使用外部港口等产生的费用。2017年上半年同比增长54.1%，主要原因是受煤炭销售量增长影响，集团通过国铁的运输量同比增加;
⑤其他成本同比增长27.7%，主要原因是本报告期内计提的维简费、安全生产费同比增加。
(二)分行业经营情况
1.煤炭分部
(1)生产经营
集团生产及销售的煤炭品种主要为动力煤。2017年上半年，集团根据产业政策及市场供需变化适时调整煤炭生产，充分发挥安全、先进、高效益煤矿产能，优化、丰富产品结构，实现煤炭生产和供应均衡高效。上半年集团商品煤产量达151.7百万吨(2016年上半年：139.7百万吨)，同比增长8.6%;井工矿完成掘进总进尺16.6万米(2016年上半年：20.2万米)，同比下降17.8%，其中神东矿区完成掘进进尺15.8万米。深入推进提质增效，强化煤质管理，优质煤、高附加值特种煤产量进一步增加。上半年集团特种煤产量为20.7百万吨(2016年上半年：17.8百万吨)，同比增长16.3%。
2017年上半年，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0.01亿元(2016年上半年：0.22亿元)，主要是澳洲沃特马克项目、新街台格庙矿区勘探相关支出;煤矿开发和开采相关的资本性支出约3.34亿元(2016年上半年：3.78亿元)，主要是神东、准格尔及神宝矿区煤炭开采、购置固定资产及产能置换等相关支出。
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
集团销售的煤炭主要为自有煤矿生产。为了满足客户需求、充分利用铁路运力，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。集团实行专业化分工管理，煤炭生产由各生产企业负责，煤炭销售主要由神华销售集团统一负责，客户涉及电力、冶金、化工、建材等多个行业。2017年上半年，集团根据市场形势灵活调整销售策略和价格政策，确保一体化系统稳定高效运行。
产运销密切衔接，煤源和运力优先支持整体效益最高的销售流向。加大外购煤源组织力度，积极开展煤炭贸易，煤源保障能力进一步提升。持续加大新市场开发力度，“两湖”、广西、川渝等地区销量大幅增长。上半年集团实现煤炭销售量220.5百万吨(2016年上半年：186.3百万吨)，同比增长18.4%。其中国内煤炭销售量216.6百万吨，占同期全国煤炭销售量16.05亿吨1的13.5%;港口下水煤销量达131.8百万吨(2016年上半年：112.3百万吨)，同比增长17.4%，创历史同期最高水平;外购煤销售量达63.0百万吨(2016年上半年：46.7百万吨)，同比增长34.9%，占煤炭总销售量的比例由2016年上半年的25.1%上升到28.6%。
2017年上半年，国内动力煤价格维持高位波动态势，平均价格较去年同期大幅增长。上半年，集团进一步完善价格管理体系，提高现货煤价调整频次，通过电子平台竞价交易提高销售溢价，实现平均煤炭销售价格425元/吨(不含税)(2016年上半年：271元/吨)，同比增长56.8%。通过自主开发的神华煤炭交易网实现煤炭销售量达107.5百万吨，同比增长16.0%。
2017年上半年集团对前五大国内煤炭客户销售量为24.4百万吨，占国内销售量的11.3%。其中，对最大客户销售量为7.3百万吨，占国内销售量的3.4%。前五大国内煤炭客户主要为煤炭、电力及煤炭贸易公司。
(3)煤炭资源
于2017年6月30日，中国标准下集团的煤炭保有资源量为238.5亿吨，比2016年底减少1.6亿吨，煤炭保有可采储量为152.9亿吨，比2016年底减少1.4亿吨;JORC标准下集团的煤炭可售储量为86.9亿吨，比2016年底减少1.6亿吨。
2.发电分部
(1)生产经营
2017年上半年，受全社会用电需求增长、水电发电量下降的影响，火电设备发电量有所增加。集团利用有利时机，加大机组管理和市场营销力度，积极参与电力市场化交易，上半年实现发电量122.05十亿千瓦时(2016年上半年：111.01十亿千瓦时)，同比增长9.9%;实现总售电量114.43十亿千瓦时(2016年上半年：103.90十亿千瓦时)，同比增长10.1%，占同期全社会用电量2,950.8十亿千瓦时1的3.9%。
集团积极应对电力体制改革，逐步建立和完善营销制度，交易电量特别是向用户直供电量持续大幅增长。2017年上半年，集团直供电销售量约26十亿千瓦时，同比增长约73%，占总售电量的比例上升约9个百分点。
(2)电量及电价
①按电源种类
②按经营地区
(3)装机容量
于本报告期末，集团发电总装机容量达到56,408兆瓦，占全社会6,000千瓦及以上电厂发电设备总装机容量162,907万千瓦1的3.5%。其中，燃煤发电机组总装机容量54,537兆瓦，占集团总装机容量的96.7%。
(4)发电设备利用率
2017年上半年，集团燃煤机组平均利用小时数为2,185小时，较去年同期的2,060小时增加125小时，比全国燃煤机组平均利用小时数2,040小时1高145小时。发电效率持续改善，平均发电厂用电率同比下降0.22个百分点。截至报告期末，集团循环流化床机组装机容量6,484兆瓦，占集团燃煤机组装机容量的11.9%
(5)环境保护
本报告期内，集团继续推动煤电清洁发展，实施燃煤机组“超低排放”改造，共完成5台、3,100兆瓦燃煤机组“超低排放”改造。截至报告期末，集团累计完成新建或改造71台、39,870兆瓦“超低排放”燃煤机组，占集团燃煤发电装机容量的73.1%，“超低排放”燃煤机组装机容量占比继续保持行业领先水平。
上半年集团燃煤发电机组平均售电标准煤耗为311克/千瓦时，较去年同期的314克/千瓦时下降3克/千瓦时。
按照国务院办公厅印发的《控制污染物排放许可制实施方案》规定要求，集团所属全部火力发电厂均已获得各地环保部门发放的排污许可证。
(6)资本性支出
2017年上半年，集团发电分部完成资本开支63.82亿元，主要用于国华印尼爪哇7号煤电项目(2×1,000MW)、神华国华宁东发电厂二期扩建工程(2×660MW)、神华国华江西九江煤炭储备(中转)发电一体化新建工程(2×1,000MW)等。
(7)经营成果
集团合并抵销前发电分部经营成果
②集团合并抵销前售电收入及成本
集团售电成本主要由原材料、燃料及动力，人工成本、折旧及摊销以及其他成本构成。2017年上半年集团单位售电成本为262.1元/兆瓦时(2016年上半年：206.7元/兆瓦时)，同比增长26.8%，主要是燃煤电厂煤炭采购成本上升。
③集团合并抵销前燃煤电厂售电成本
2017年上半年发电分部共耗用中国神华煤炭45.2百万吨，占集团发电分部燃煤消耗量50.7百万吨的89.2%(2016年上半年：90.2%)。
3.煤化工分部
(1)生产经营
集团煤化工业务为包头煤化工公司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、工业用甲醇等)。煤制烯烃项目的甲醇制烯烃(MTO)装置是国内首创的大规模甲醇制烯烃装置。
2017年上半年集团聚乙烯、聚丙烯产品销售情况如下：
注：2016年4月至5月期间，包头煤化工公司安排为期36天的例行停产检修，导致2016年上半年的产量及销售量较少。
(2)项目进展
2017年7月，包头煤制烯烃升级示范项目(二期项目)获得内蒙古自治区发改委核准，拟新建年产75万吨的煤制聚烯烃装置，其中年产聚乙烯35万吨、聚丙烯40万吨。开工日期尚未确定。
(3)经营成果
集团合并抵销前煤化工分部经营成果如下：
(4)主要产品单位生产成本
煤化工分部耗用煤炭全部为中国神华的煤炭，2017年上半年共耗用2.3百万吨，较上年同期的1.8百万吨增长27.8%。
(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。
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。2017年上半年，来自境内市场的对外交易收入为118,819百万元，占集团营业收入的98.6%。受煤炭销售量和国内煤价上升、运输业务量增长等影响，来源于境内市场的对外交易收入同比增长52.8%。受转口贸易煤炭销售量及销售价格大幅增长的影响，来源于境外市场的对外交易收入同比增长75.2%。
2017年上半年，集团积极响应国家“一带一路”倡议，加大国际化探索力度。国华印尼南苏一期煤电项目(2×150兆瓦)实现稳定运行，取得较好收益;印尼爪哇7号煤电项目(2×1,000兆瓦)已经正式开工建设。美国页岩气项目的29口气井中有17口井处于生产阶段、12口井完成立井钻井，报告期生产中国神华权益气量约1.1亿立方米。澳洲沃特马克项目获得当地政府对95平方公里探矿权更新申请的确认。其他境外项目按照稳妥原则开展工作。
三、关于公司未来发展的讨论与分析
行业竞争格局和发展趋势
1.宏观经济环境
上半年，中国政府坚持稳中求进工作总基调，以推进供给侧结构性改革为主线，以提高质量效益为中心，深化改革创新，狠抓政策落实，宏观经济保持稳中向好态势。上半年实现国内生产总值(GDP)同比增长6.9%，增速较上年同期上升0.2个百分点。居民消费价格指数(CPI)同比上涨1.4%，涨幅同比下降0.7个百分点。工业生产者出厂价格指数(PPI)同比上升6.6%。
下半年，中国政府将继续坚持稳中求进工作总基调，以提高发展质量和效益为中心，坚持供给侧结构性改革主线，适度扩大总需求，深化创新驱动发展，促进经济转型升级，不断巩固稳中向好基础，力争更好地实现全年经济增速6.5%的预期目标。居民消费价格涨幅控制在3%左右，工业生产者出厂价格指数同比有所上升。宏观经济的稳中向好发展，有利于煤炭、电力需求的稳定和增长。
2.煤炭市场环境
(1)中国动力煤市场
上半年回顾
上半年，全国煤炭市场供需基本平衡，局部时段和区域供应偏紧，消费量和供应量同比均有所增加，价格随供需关系和季节变化出现波动。一季度，受国内经济稳中向好、水电出力受限等因素影响，电煤需求增长，煤价由年初延续稳中回落转为上涨。二季度以来，煤炭市场受传统淡季、释放先进产能政策和“迎峰度夏”等多重因素影响，煤炭市场供需有所波动，煤价由下降转为稳中有升。截至6月30日，环渤海动力煤(5,500大卡)价格指数为577元/吨，较年初(593元/吨)下降16元/吨。上半年环渤海动力煤价格指数均值590元/吨，同比上升52.6%。
上半年，全国原煤产量17.1亿吨，同比上升5.0%，扭转了自2015年以来连续同比下降的局面。其中，内蒙古4.6亿吨，同比上升13.8%;山西4.2亿吨，同比上升5.5%;陕西2.6亿吨，同比上升9.2%。
上半年累计进口煤炭1.33亿吨，同比上升23.5%。按月环比增速呈下降趋势。
全国煤炭消费量18.3亿吨1，同比上升1.0%左右，下游主要耗煤行业中除了建材行业外，电力、钢铁、化工行业耗煤量同比均出现正增长。
全国铁路煤炭运量10.6亿吨，同比上升17.1%。全国主要港口煤炭发运量3.7亿吨，同比上升16.8%。
截至6月30日，北方主要港口、重点煤炭企业、重点电厂存煤合计176.4百万吨，与年初基本持平。
下半年展望
下半年，中国经济将延续稳中向好的发展态势，有利于支撑煤炭需求的稳定和增长。煤炭行业供给侧结构性改革继续推进，随着减量置换、优质产能煤矿核增生产能力等政策措施的进一步落实，以及新矿井投入使用，预计国内煤炭供应能力将有所增加。
受进口煤价格优势有所减弱等因素影响，全年煤炭进口量按月呈稳中有降的态势。
预计全国煤炭供需将保持基本平衡略显宽松，动力煤需求在迎峰度夏和冬季取暖期间出现季节性增加，部分地区受环保、安全监管以及资源、运输条件约束可能出现部分时段偏紧的情况。煤炭价格也随季节变化出现一定波动。
(2)亚太地区动力煤市场
上半年回顾
随着全球能源结构调整的持续推进，非化石能源保持快速发展，煤炭在全球一次能源消费中的占比有所下降。
2017年以来，世界经济弱势复苏，煤炭需求由2014年以来的连续下降转为小幅上升，亚洲成为全球煤炭消费的重心。印度煤炭产量增加缓解了其煤炭供应紧缺的局面，动力煤进口量继续保持下降趋势，前五个月累计进口0.8亿吨，同比降幅超过15%。上半年，日本、韩国煤炭进口规模基本稳定，日本进口0.9亿吨，同比下降2.6%;韩国进口0.7亿吨，同比上升5.7%。
全球煤炭市场供应有所回升，印尼、澳大利亚和俄罗斯仍是动力煤主要出口国。上半年，印度尼西亚煤炭出口1.9亿吨，同比上升5.9%。俄罗斯煤炭出口0.9亿吨，同比上升10.6%。受3月份恶劣天气影响，澳大利亚煤炭产量受限，出口量1.7亿吨，同比下降8.5%。
受供需形势影响，国际煤价较年初波动回落，但仍明显高于上年同期水平。截至6月30日，纽卡斯尔NEWC动力煤现货价格由年初的92.44美元/吨下降至82.46美元/吨。
下半年展望
下半年，全球经济缓慢复苏，预计2017年煤炭需求有所上升，但受能源结构调整、能源消费增速放缓等因素影响，增速受限。中国和印度是主要煤炭消费国。印度电煤需求保持较高水平，但因其国内煤炭产量增长较快，进口量将继续收缩。因日本、韩国、越南等国家和地区较快推进新建燃煤发电项目建设，煤炭需求有所上升，进口量将继续保持较大规模。中国煤炭进口量稳中有降。
受前几年煤炭行业投资整体下降影响，全球煤炭供应增速受限。印度尼西亚煤炭产量保持较高水平，但其国内电煤需求有所增加，煤炭出口预计将继续受限。随着澳大利亚煤矿的复产，产量和出口量将高于上半年的水平。俄罗斯受汇率因素及其国内煤炭需求下降等因素影响，煤炭出口量预计继续保持稳中有升态势。
预计下半年全球煤炭供需基本平衡，动力煤价格将随季节波动。
3.电力市场环境
上半年回顾
上半年，全国电力供需总体宽松，部分地区电力供应能力富余。
全国用电需求保持较快增长。受宏观经济稳中向好、上年同期基数偏低等因素影响，全社会用电量累计29,508亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高3.6个百分点。其中第二产业用电量同比增长6.1%，第三产业用电量同比增长9.3%，是拉动全社会用电量增长的主要动力。
全国发电量保持较好水平。全国规模以上电厂发电量29,598亿千瓦时，同比上升6.3%。其中火电发电量22,215亿千瓦时，同比上升7.1%;水电发电量4,613亿千瓦时，同比下降4.2%。受用电需求增加、水电发电量下降等因素影响，上半年燃煤机组设备利用小时数为2,040小时，同比增加9小时;水电设备平均利用小时同比出现较大幅度的下降。
全国电力供应能力增速放缓，火电与非化石能源发电装机增速变化明显。于2017年6月底，全国6,000千瓦及以上电厂火电装机容量为10.6亿千瓦，较上年底增长1.0%，增速同比下降2个百分点。上半年全国新投产火电机组共计1,421万千瓦，占全国新增装机规模(5,056万千瓦)的28.1%，占比较上年同期下降48.3%;风电、水电新增装机容量分别为601万千瓦和564万千瓦，非化石能源新增发电装机占新增总装机容量的比重明显上升。
分区域看，华北区域电力供需总体平衡，华东、华中、南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余，东北和西北区域电力供应能力相对过剩。
下半年展望
综合考虑宏观经济形势，服务业发展和天气等因素，预计电力需求将继续保持增长态势。但因2016年下半年用电量基数偏高，下半年全社会用电量同比增速将低于上半年，呈现前高后稳的走势，全年增速与2016年大体持平。
全国电力供应能力总体富余，部分地区相对过剩。火电装机容量增速继续放缓，非化石能源发电装机保持较快发展。
全国电力供需将延续总体宽松的态势，用电结构和分地区供需形势与上半年保持基本一致。预计全年全国发电设备利用小时数好于年初预期，其中火电设备利用小时数与上年持平或略有上升。
附：
