业务概览
兖煤澳洲拥有及经营多样化世界级资产组合,包括大型露天矿及井工矿。
总体而言,兖煤澳洲在新南威尔士州(「新南威尔士州」)、昆士兰州及西澳大利亚州拥有、运营或持有合资权益的煤矿共计九座。九座矿山每年可生产约7,000万吨原煤及5,500万吨商品煤。
作为全球海运市场领先的低成本煤炭生产商,兖煤澳洲的煤炭开采业务生产的产品包括优质动力煤、半软焦煤、喷吹煤(「喷吹煤」)以及中高灰分的动力煤。本集团的财务业绩受动力煤及冶金煤供求之间的动态变化所影响。这种变化又取决于宏观经济走势,包括地区及全球经济活动、替代能源的价格及供应以及更多本地化供应的影响。
我们的客户遍及亚太地区,截至2023年12月31日止年度,来自日本、中国、中国台湾及韩国的收入约占我们煤炭销售收入的84%。
动力煤主要用于发电,其终端用户通常为电力及公用事业公司。冶金煤主要用于生产高炉炼钢用的焦煤,其终端用户通常为钢铁厂。同时,我们向大宗商品贸易业务的客户销售煤炭,这些客户采购本集团的煤炭作贸易目的或转售给他们的终端客户。大宗商品贸易商受类似地区及全球煤炭市场需求趋势所影响。
本集团的出口动力煤一般按指数价格或固定价格定价。一般而言,较低灰分产品根据环球煤炭纽卡斯尔指数定价,而较高灰分产品则根据阿格斯╱麦氏API5(「API5」)指数定价。年度固定价格合约主要根据日本电力公用事业参考价格定价,该参考价格为澳大利亚主要供应商与日本电力公用事业公司协定的合约价格。剩余部分的销售为现货销售,价格基于交易当日市场价确定,且大多为固定价格。
本集团的出口冶金煤按基准价或现货价格定价。大部分定期合约按照澳大利亚主要供应商与日本钢铁厂按季度磋商的基准定价机制定价。现货销售按交易当日的市场价定价,且大多为固定价格。本集团的大部分纽卡斯尔半软焦煤及昆士兰州低挥发喷吹煤按相关季度基准价定价。
过去两年,由于拉尼娜天气週期延长,新南威尔士州和昆士兰州经历了持续的强降雨,导致采矿、铁路和港口活动中断,并导致我们的多座矿山储水量超标。气候干扰加上员工短缺的影响(包括新冠病毒)导致采矿活动减少。为抓住煤炭价格创历史新高的机会,我们的煤矿优先考虑煤炭开采而非预剥采及岩土剥离活动,尤其是在2022年。
2023年初,我们的矿井仍保持较高的储水量,需要继续实施矿区复产计划,重点是预剥采及岩土剥离、重建表土爆破库存、露出坑内煤和原煤库存。全年持续进行复产计划(包括阶段性使用额外设备及劳工),促进生产效率提升,使年内原煤及商品煤产量逐步增加。
本集团呈报的权益商品煤产量在年内逐季增加,分别为590万吨、850万吨、930万吨及970万吨。
煤炭产量的逐步提高亦推动我们每吨商品煤的现金经营成本大幅改善,从上半年的109澳元╱吨下降至下半年的86澳元╱吨。
报告期内,随着供应情况好转及全球经济疲软导致需求减弱,煤炭价格指数下跌。由于年初北半球暖冬现象及具有竞争力的天然气价格,煤炭需求减少,供应过剩,令价格承受下行压力。
儘管中国恢复进口澳大利亚煤炭,但在上半年,由于中国国内煤炭产量稳定及众多供应选择的竞争,高灰分动力煤市场继续走低。下半年,由于中国进口相对于其他国内选择趋于稳定,高灰分动力煤市场趋于平缓。报告期内,本集团恢复向中国销售高灰分动力煤,中国正成为本集团煤炭出售的主要目的地。
低灰分、高热量的环球煤炭纽卡斯尔指数价格大幅下跌,原因是需求疲软、天然气价格低,以及由于交付至印度、南亚及中东的部分煤炭被高热量的俄罗斯煤炭取代,导致南非、哥伦比亚及北美成为强势的供应选择。
冶金煤市场方面,在北美供应中断的情况下,年中价格上涨,但随后由于经济压力导致需求低迷及主要项目开支减少而下跌。印度对优质低挥发硬焦煤的需求仍然强劲,因此低挥发喷吹煤与半软焦煤之间的价格套利扩大。报告期内,冶金煤及动力煤价格的相对关係出现调整,冶金煤价格恢复其高于动力煤价格的历史水平。
兖煤澳洲积极适当回应当前市场情况。为应对预料中的动力煤价格指数短期波动,我们继续优化我们投放市场的产品质量及数量,并积极寻求扩大我们的客户基础及开拓新市场。
目前预期,澳大利亚占全球海运动力煤供应市场的市场份额将由2023年的19.4%增加至2050年的约31.7%41,并将继续作为优质煤主要来源发挥重要作用。
本集团的煤炭销售收入通常在煤炭于澳大利亚的装载港装载时按离岸价(「离岸价」)基准确认。
本集团自产煤的整体平均售价由2022年的378澳元/吨下降39%至2023年的232澳元/吨,主要由于全球煤炭美元价格下降,同期环球煤炭纽卡斯尔动力煤指数每週平均价格下降192美元╱吨(53%);同期阿格斯╱麦氏API5煤炭指数每週价格下降73美元╱吨(41%);及同期半软焦煤平均基准价格下降92美元╱吨(32%);部分被澳元兑美元的汇率由2022年的平均0.6947下降4.4%至2023年的0.6644所抵销。
在内部,管理层行动在本集团的「关键任务」计划的指导下进行,专注于本集团的50个工作流程,由董事会(「董事会」)监督。在实际操作中,工作流程侧重于持续改善主要生产力驱动因素、管理库存水平(作为矿区复产计划的一部分)及水管理。主要成果是提高全年的生产率并降低全年的现金运营成本,两者均已实现。
本集团每吨产品的整体平均现金经营成本(不包括政府特许权使用费)由2022年的94澳元/吨上升至2023年的96澳元/吨。然而,如上所述,2023年成本包括上半年现金经营成本109澳元/吨及下半年成本86澳元/吨,下降23澳元/吨的原因主要为产量增加。下表载列兖煤澳洲各自有矿山于报告期内按100%基准计算的原煤及商品煤产量。
按100%基准计,原煤产量由2022年的5,050万吨增加19%至2023年的6,020万吨,包括莫拉本、沃克山及亨特谷三项一级资产由2022年的4,120万吨增加28%至2023年的5,290万吨。
商品煤产量同时由2022年的3,890万吨增加12%至2023年的4,360万吨,包括三项一级资产由2022年的3,260万吨增加18%至2023年的3,850万吨。
莫拉本的原煤产量增加350万吨(21%)及其商品煤产量增加180万吨(12%)。原煤产量增加主要是因为天气转好和湿度下降令露天矿区的产能有所改善,虽然第四季度降雨天气反复以及光照受限对产能造成影响。井工矿作业大致按计划进行。商品煤产量略微增加,主要是因为原煤选煤的时间(尤其是今年上半年)以及露天煤炭质量参差不齐,使选煤厂的露天矿进料率不时降低,从而导致原煤库存于年底有所增加。
沃克山的原煤产量增加480万吨(39%)及其商品煤产量增加320万吨(40%)。原煤产量增加主要是因为主要废料移动加快使裸露煤炭较2022年有所增加,主要原因是期初存货低、降雨天气,加上沃克山拥挤的矿场空间及上年度降雨天气影响。商品煤产量增加的原因主要在于原煤产量增加。
亨特谷的原煤产量增加340万吨(29%)及其商品煤产量增加90万吨(9%)。原煤产量增加主要是因为主要废料移动加快使裸露煤炭较2022年有所增加,加上亨特谷的矿场空间更大,能够更好地应对上年度降雨天气产生的影响。与莫拉本相似,亨特谷商品煤产量略微增加,主要是因为煤炭质量参差不齐,使选煤厂的进料率降低,从而导致原煤库存于年底大幅增加。
下表载列本集团于对本集团财务业绩有贡献的兖煤澳洲各自有矿山商品煤产量中持有的股本权益。
除中山外,本集团的权益商品煤产量由2022年的2,940万吨上升14%至2023年的3,340万吨,而纳入中山则由2022年的3,070万吨上升12%至2023年的3,450万吨。
本集团一级资产的权益商品煤产量占总权益商品煤产量的比重由2022年的84%上升至2023年的88%。
动力煤商品煤产量由2022年的2,470万吨增加17%至2023年的2,880万吨,而冶金煤商品煤产量则由2022年的600万吨下降5%至2023年的570万吨。动力煤于商品煤总产量中的占比由2022年的80%上升至2023年的83%。
于2020年,本集团的权益商品煤产量(不包括中山矿)由3,560万吨增加至3,830万吨,原因是莫拉本的持续扩张,包括于2020年3月31日将本集团的权益由85%增加至95%。
于2021年,商品煤产量减少至3,620万吨,主要是由于莫拉本井工矿遇到岩脉侵入、恶劣及持续的降雨天气以及新冠病毒对矿场停工及劳动力供应产生的影响。
于2022年,商品煤产量进一步减少至2,940万吨,主要是由于新南威尔士州及昆士兰州继续遭遇恶劣和持续的降雨天气,以及上半年劳动力供应(包括新冠病毒升级)的进一步影响。
于2023年,本集团的权益商品煤产量增加至3,340万吨,煤炭产量实现逐季增长,主要是由于天气转好、气候乾燥以及矿区复产计划的推进。
影响本集团营运的主要风险以及在适用情况下为应对这些风险而采取的策略及措施详述于本报告所载的企业管治报告内。
