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中国石油（601857）2023年半年度董事会经营评述内容如下：

一、经营情况讨论与分析

2023年上半年，世界经济缓慢复苏，中国经济整体恢复性增长，国内生产总值（“GDP”）同比增长5.5%。全球石油市场供需宽松，国际原油价格震荡走低，比上年同期大幅下跌。

本集团积极把握市场机遇，统筹推进业务发展、改革创新、提质增效、安全环保等工作，大力推动油气勘探开发和增储上产，持续深化炼化转型升级，不断加强市场营销，稳步推进绿色低碳转型，积极开展新能源新材料新业务布局，充分发挥上下游一体化和产业链协同优势，实现油气两大产业链平稳高效运行，主要生产指标全面增长，在国际油价同比大幅下降的情况下，经营效益稳中有增，各业务分部全面盈利，自由现金流同比大幅增长，财务状况健康良好。

（1）市场回顾

原油市场2023年上半年，受供求基本面、美元加息等因素影响，国际原油价格震荡走低。布伦特原油现货平均价格为79.66美元/桶，比上年同期的107.94美元/桶下降26.2%；美国西得克萨斯中质原油现货平均价格为74.76美元/桶，比上年同期的101.85美元/桶下降26.6%。

成品油市场2023年上半年，国内市场需求稳步复苏，成品油消费呈现恢复性增长，基本回升至2019年水平。国内成品油供给加快恢复，根据国家统计局数据，上半年国内原油加工量36,358万吨，同比增长9.9%。国内成品油价格走势与国际市场油价变化趋势基本保持一致，国家11次调整国内汽油、柴油价格，汽油标准品价格累计下调人民币55元/吨，柴油标准品价格累计下调人民币50元/吨。

化工市场2023年上半年，全球化工产品市场持续低迷，国内化工市场大部分产品价格下行，其中烯烃及下游合成树脂价格下跌，合成橡胶价格小幅上涨。化工新材料需求旺盛，增速远高于大宗石化产品。

天然气市场2023年上半年，国际天然气市场供需宽松，主要市场天然气平均交易价格同比均大幅下降。受益于国内宏观经济复苏，国内天然气消费呈现低基数下的较快增长态势。

二、业务回顾

油气和新能源业务国内油气业务2023年上半年，本集团加大油气勘探开发和增储上产力度，积极推进高效勘探和效益开发，在塔里木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地等获得多项重要发现和重要进展。以市场为导向、效益为中心，优化生产组织运行，努力实现老油气田稳产，加快推进新区效益建产，国内油气产量稳中有增；加快数字化转型，积极推进智能油气田建设。国内实现原油产量392.3百万桶，比上年同期的387.7百万桶增长1.2%；可销售天然气产量2,417.3十亿立方英尺，比上年同期的2,253.8十亿立方英尺增长7.3%；油气当量产量795.1百万桶，比上年同期的763.4百万桶增长4.2%。

海外油气业务2023年上半年，本集团积极推进海外油气合作，新项目开发和资产优化取得新进展，中亚、中东地区重点项目稳步推进。强化规模效益勘探，乍得多赛欧盆地勘探获得新发现。海外实现原油产量82.0百万桶，比上年同期的64.2百万桶增长27.8%；可销售天然气产量99.8十亿立方英尺，比上年同期的104.4十亿立方英尺下降4.4%；油气当量产量98.7百万桶，比上年同期的81.6百万桶增长20.9%，占本集团油气当量产量的11.0%。

2023年上半年，本集团原油产量474.3百万桶，比上年同期的451.9百万桶增长5.0%；可销售天然气产量2,517.1十亿立方英尺，比上年同期的2,358.2十亿立方英尺增长6.7%；油气当量产量893.8百万桶，比上年同期的845.0百万桶增长5.8%。

新能源业务2023年上半年，本集团坚持油气与新能源业务融合发展，持续优化新能源业务发展规划，积极开拓清洁电力和地热市场，全力推动新疆、青海等千万千瓦级新能源项目落地，新获清洁电力并网指标1,258万千瓦，新签地热供暖合同（协议）面积2,633万平方米。加快重点项目建设，吉林油田15万千瓦自消纳绿电项目全容量并网，塔里木油田百万千瓦级光伏发电、吉林油田50万千瓦级风电项目开工，上半年风光发电量8.5亿千瓦时。全产业链一体化推进碳捕集、利用及封存（“CCUS”）业务，上半年注入二氧化碳74.9万吨。

炼油化工和新材料业务2023年上半年，本集团超前研判和准确把握市场走势，优化原油资源配置，合理调整炼油加工负荷、成品油收率和产品结构。加工原油673.0百万桶，比上年同期的597.5百万桶增长12.6%；生产成品油5,885.6万吨，比上年同期的5,151.0万吨增长14.3%，航空煤油、炼油特色产品产量实现大幅增长。按照效益情况统筹优化化工装置负荷，积极推进新材料业务发展，一批新产品成功投产。动态优化化工产品营销策略，努力提升销售量效。化工产品商品量1,728.6万吨，比上年同期的1,594.5万吨增长8.4%；合成树脂产量622.6万吨，比上年同期的588.9万吨增长5.7%；新材料产量62.4万吨，比上年同期增长56.0%。

加快推进重点工程建设，广东石化炼化一体化项目全面投入商业运营，吉林、广西等乙烯项目建设平稳有序推进。

销售业务国内业务2023年上半年，本集团抓住经济复苏、成品油市场秩序不断规范的有利时机，多措并举扩量提效。坚持批发零售一体、油品非油品相互促进、线上线下（300959）融合，分环节、分品号、分区域实施差异化营销策略，突出重点区域、重点站扩销上量，国内成品油销量大幅提升，保障了产业链上游生产后路畅通，市场占有率持续增长。创新非油品业务经营模式，非油业务收入、盈利能力实现双增长。

全力推动终端销售网络建设，积极开发加油（气）站、光伏库站、充（换）电站、加氢站、综合能源服务站，不断增强服务能力。

国际贸易业务2023年上半年，本集团统筹国内、国际两个市场，积极开拓海外高端高效市场，加强海外上游业务份额油销售，根据效益情况合理安排国内成品油等产品出口，确保产业链顺畅运行，努力提升产业链整体创效能力。

2023年上半年，本集团销售汽油、煤油、柴油8,066.8万吨，比上年同期的7,143.3万吨增长12.9%，其中国内销售汽油、煤油、柴油5,934.5万吨，比上年同期的5,034.4万吨增长17.9%。

天然气销售业务2023年上半年，本集团多措并举优化天然气资源池结构，全力加强产业链协同，努力保障市场需求。超前研判市场形势，持续优化天然气市场布局和销售流向，优化营销策略，积极推行线上交易，努力提升高端高效市场占有率，不断提高营销质量和效益。

2023年上半年，本集团销售天然气1,303.52亿立方米，与上年同期的1,302.91亿立方米基本持平，其中国内销售天然气1,086.46亿立方米，比上年同期的1,037.19亿立方米增长4.8%。

三、经营业绩回顾

（1）以下涉及的财务数据摘自本集团按国际财务报告准则编制的中期简明合并财务报表

合并经营业绩2023年上半年，本集团实现营业收入人民币14,798.71亿元，比上年同期的人民币16,146.21亿元下降8.3%；归属于母公司股东净利润人民币852.72亿元，比上年同期的人民币816.27亿元增长4.5%；实现基本每股收益人民币0.47元。

营业收入2023年上半年本集团的营业收入为人民币14,798.71亿元，比上年同期的人民币16,146.21亿元下降8.3%，主要由于本集团大部分油气产品销售价格下降以及销量增加综合影响。

经营支出2023年上半年本集团的经营支出为人民币13,592.54亿元，比上年同期的人民币14,956.06亿元下降9.1%，其中：采购、服务及其他2023年上半年本集团的采购、服务及其他为人民币10,048.23亿元，比上年同期的人民币11,115.31亿元下降9.6%，主要由于本集团外购原油、原料油等采购支出减少。

员工费用2023年上半年本集团的员工费用（包括员工以及市场化临时性、季节性用工的工资、各类保险、住房公积金、培训费等附加费）为人民币777.98亿元，比上年同期的人民币749.27亿元增长3.8%，主要由于员工薪酬随效益联动变化。

勘探费用2023年上半年本集团的勘探费用为人民币90.98亿元，比上年同期的人民币128.39亿元减少人民币37.41亿元，主要由于本集团坚持效益勘探，优化油气勘探工作部署。

折旧、折耗及摊销2023年上半年本集团的折旧、折耗及摊销为人民币1,130.17亿元，比上年同期的人民币1,028.63亿元增长9.9%，主要由于油气产量增加以及固定资产、油气资产同比增加。

销售、一般性和管理费用2023年上半年本集团的销售、一般性和管理费用为人民币286.47亿元，与上年同期的人民币284.09亿元基本持平，本集团将持续深入推进提质增效，大力管控非生产性支出。

除所得税外的其他税赋2023年上半年本集团的除所得税外的其他税赋为人民币1,302.20亿元，比上年同期的人民币1,412.31亿元下降7.8%。其中：消费税为人民币882.56亿元，比上年同期的人民币802.22亿元增长10.0%；资源税为人民币145.09亿元，比上年同期的人民币162.10亿元下降10.5%；石油特别收益金为人民币67.58亿元，比上年同期的人民币233.46亿元下降71.1%。

其他收入（费用）/净值2023年上半年本集团的其他收入净值为人民币43.49亿元，上年同期其他费用净值为人民币238.06亿元，主要由于本年衍生品业务公允价值变动收益以及上年处置部分低效无效资产影响。

经营利润2023年上半年本集团的经营利润为人民币1,206.17亿元，比上年同期的人民币1,190.15亿元增长1.3%。

外汇净收益/(损失)2023年上半年本集团的外汇净收益为人民币0.58亿元，上年同期外汇净损失为人民币5.15亿元，外汇收益净增加人民币5.73亿元，主要是由于美元兑人民币平均汇率变动影响。

利息净支出2023年上半年本集团的利息净支出为人民币85.87亿元，比上年同期的人民币82.69亿元增长3.8%，主要由于海外业务融资成本上升以及有息债务规模下降综合影响。

税前利润2023年上半年本集团的税前利润为人民币1,217.55亿元，比上年同期的人民币1,183.35亿元增长2.9%。

所得税费用2023年上半年本集团的所得税费用为人民币271.76亿元，与上年同期的人民币273.82亿元基本持平。

本期利润2023年上半年本集团的净利润为人民币945.79亿元，比上年同期的人民币909.53亿元增长4.0%。

归属于非控制性权益的净利润2023年上半年本集团归属于非控制性权益的利润为人民币93.07亿元，与上年同期的人民币93.26亿元基本持平。

归属于母公司股东的净利润2023年上半年本集团归属于母公司股东的净利润为人民币852.72亿元，比上年同期的人民币816.27亿元增长4.5%。

分部业绩油气和新能源营业收入2023年上半年，油气和新能源分部营业收入为人民币4,247.82亿元，比上年同期的人民币4,473.50亿元下降5.0%，主要由于原油、天然气等油气产品价格下降、销量增长综合影响。平均实现原油价格为74.15美元/桶，比上年同期的94.65美元/桶下降21.7%。

经营支出2023年上半年，油气和新能源分部经营支出为人民币3,392.67亿元，比上年同期的人民币3,648.95亿元下降7.0%，主要由于采购支出及税费支出减少。单位油气操作成本为10.82美元/桶，比上年同期的11.61美元/桶下降6.8%。

经营利润2023年上半年，油气和新能源分部密切跟踪国际油价变化，精细实施高效勘探、效益建产，加强分析研判，加强投资和生产运行成本源头控制，努力增产增效。实现经营利润人民币855.15亿元，比上年同期的人民币824.55亿元增长3.7%。

炼油化工和新材料营业收入2023年上半年，炼油化工和新材料分部营业收入为人民币5,750.05亿元，比上年同期的人民币5,838.52亿元下降1.5%，主要由于成品油及大部分化工产品价格下降，其中：炼油业务营业收入为人民币4,505.59亿元，与上年同期的人民币4,509.87亿元基本持平；化工业务营业收入为人民币1,244.46亿元，比上年同期的人民币1,328.65亿元下降6.3%。

经营支出2023年上半年，炼油化工和新材料分部经营支出为人民币5,566.55亿元，比上年同期的人民币5,597.91亿元下降0.6%，主要由于原油、原料油采购支出减少。炼油单位现金加工成本为人民币220.71元/吨，比上年同期的人民币209.53元/吨增长5.3%，主要由于燃料、动力费用增加以及原油加工量增加综合影响。

经营利润2023年上半年，炼油化工和新材料分部面对国际油价震荡下行，以产业链整体效益最优为原则，加强产销协同，优化产品结构，增产高效、高附加值炼油、化工产品；提升工艺技术管理水平，持续推进生产成本对标分析，增强成本竞争力。实现经营利润人民币183.50亿元，比上年同期的人民币240.61亿元下降23.7%，其中：炼油业务实现经营利润人民币185.11亿元，比上年同期的人民币239.73亿元下降22.8%，主要由于炼油业务毛利空间收窄；化工业务经营亏损人民币1.61亿元，比上年同期的经营利润人民币0.88亿元减利人民币2.49亿元，主要由于化工市场低迷，大多数化工产品毛利下降。

销售营业收入2023年上半年，销售分部营业收入为人民币12,253.10亿元，比上年同期的人民币13,580.04亿元下降9.8%，主要由于成品油价格下降以及国际贸易收入减少。

经营支出2023年上半年，销售分部经营支出为人民币12,143.65亿元，比上年同期的人民币13,494.82亿元下降10.0%，主要由于外购成品油支出及国际贸易采购支出减少。

经营利润2023年上半年，销售分部深化市场研判，抢抓市场机遇，积极开展精益营销，强化重要客户开发，不断改进服务质量和客户体验，努力提升成品油市场份额和销售价格到位率；积极推进非油品销售业务专业化发展，大力推进线上营销，改善供应链质量，努力提升非油品业务盈利能力；积极拓展海外高端市场，加强优质资源获取，持续提升贸易营销实力、跨市运作能力，助力提升产业链整体价值。实现经营利润人民币109.45亿元，比上年同期的人民币85.22亿元增长28.4%。

天然气销售营业收入2023年上半年，天然气销售分部营业收入为人民币2,763.41亿元，比上年同期的人民币2,529.42亿元增长9.3%，主要由于天然气销量增加。

经营支出2023年上半年，天然气销售分部经营支出为人民币2,622.21亿元，比上年同期的人民币2,392.93亿元增长9.6%，主要由于天然气采购量增加以及进口天然气单位采购成本上升。

经营利润2023年上半年，天然气销售分部统筹各类天然气资源采购，优化气源结构，努力控制采购成本；持续推进低成本发展，落实全员降本增效理念，通过优化资源一体化统筹调运，努力控制营销成本；坚持专业化营销，积极开拓高端、高效市场，充分发挥线上交易价值发现作用，努力增销增效；持续做优做强天然气终端销售业务，完善终端营销网络，提升终端业务创效能力。实现经营利润人民币141.20亿元，比上年同期的人民币136.49亿元增长3.5%。

2023年上半年，本集团国际业务(a)实现营业收入人民币5,252.47亿元，占本集团总营业收入的35.5%；实现税前利润人民币210.19亿元，占本集团税前利润的17.3%。

四、下半年业务展望

2023年下半年，世界经济仍然面临下行风险，中国经济将延续恢复发展势头，但发展基础仍不稳固。国际原油市场供需总体平衡，但油价仍然存在下行风险；天然气市场需求改善。国内成品油市场消费保持恢复态势，天然气市场需求保持较快增长。面对新变化、新挑战，本集团将坚持新发展理念，积极融入新发展格局，落实高质量发展要求，大力实施创新、资源、市场、国际化、绿色低碳五大发展战略，着力发展主营业务，强化企业管理、改革创新、提质增效、绿色转型、数字化转型和风险防范，努力为股东创造价值。

在油气和新能源业务方面，本集团将加大国内油气风险勘探力度，努力实现新的重大战略发现；深入推进塔里木富满、四川古隆起北斜坡、准噶尔南缘、鄂尔多斯等重点地区、重点领域集中勘探，努力提升规模储量；强化效益增储，高质量开展经济可采储量评估，持续改善储采平衡状况；突出抓好老油气田稳产和新区效益建产，加快推进大庆、长庆等油气稳产示范项目，扎实开展提高采收率技术攻关，提升新疆玛湖、四川川南等重点产能建设效益。进一步深化海外油气合作，积极获取规模优质项目，持续优化资产结构、业务结构和区域布局。进一步完善新能源业务专项规划，系统推进新能源业务布局优化；推动新疆、青海、内蒙古等新能源项目落地，加大清洁电力指标获取和地热供暖市场开拓力度，努力增加清洁能源供应量；加快实施松辽盆地CCUS全产业链示范项目。

在炼油化工和新材料业务方面，本集团将密切关注市场变化，适时优化生产方案，统筹安排炼油和化工装置加工负荷，保持装置高效平稳运行，积极增产石蜡、石油焦等适销高效特色炼油产品，以及聚乙烯瓶盖料等高附加值化工产品。

深入推进新材料业务发展，加快推进吉林石化、辽阳石化等新产品开发；增强对化工市场的研判能力，积极构建定制化客户服务体系，深化中油e化平台应用，持续完善营销体系，全面提升创效能力。加快吉林、广西等乙烯项目建设，推进乙烷制乙烯二期等项目前期工作。

在销售业务方面，本集团将进一步强化市场分析研判，精准把握市场态势，坚持量效兼顾，细化营销策略，快速联动配置资源，一体推进营销策划、产品销售、客户开发，努力巩固提升成品油销量和市场份额。突出提升汽油零售能力，持续做强零售终端；推动柴油批发零售一体化营销，努力提升销售效益；高效发展非油品业务，丰富非油商品品类，做强重点单品，拓展线上业务，加快供应链优化，努力增收创效。强化终端销售网络质量提升，加快布局新能源销售业务。

不断改善加油站环境，努力提高客户体验满意度。

在天然气销售业务方面，本集团将根据资源价格和供需变化，优化资源结构和销售流向，推动增量资源向高效市场、高端客户倾斜，丰富线上交易品种，大力推进中长期合同签订，持续提高营销质量和效益。加大市场开拓力度，不断提升终端销售和服务能力。开工建设福建LNG接收站项目，加快天然气销售支线建设。

六、风险因素

本集团在生产经营过程中，积极采取各种措施规避各类风险，但在实际经营过程中仍无法完全排除各类风险和不确定性因素的发生。

（1）行业监管及税费政策风险

中国政府对国内石油和天然气行业进行监管，其监管政策会影响本集团的经营活动，如勘探和生产许可证的获得、行业特种税费的缴纳、环保政策、安全标准等。中国政府关于石油和天然气行业未来的政策变化也可能会对本集团的经营产生影响。

税费政策是影响本集团经营的重要外部因素之一。中国政府正积极稳妥地推进税费改革，与本集团经营相关的税费政策未来可能发生调整，进而对本集团的经营业绩产生影响。

（2）油气产品价格波动风险

本集团从事广泛的与油气产品相关的业务，并从国际市场采购部分油气产品满足需求。国际原油、成品油和天然气价格受全球及地区政治经济的变化、油气的供需状况及具有国际影响的突发事件和争端等多方面因素的影响。国内原油价格参照国际原油价格确定，国内成品油价格随国际市场原油价格变化而调整，国内天然气价格执行政府指导价。

（3）汇率风险

本集团在国内主要以人民币开展业务，但仍保留部分外币资产以用于进口油气、机器设备和其它原材料，以及用于偿还外币金融负债。目前中国政府实行以市场供求为基础、参考一揽子货币进行调节、有管理的浮动汇率制度，人民币在资本项下仍处于管制状态。人民币的币值受国内和国际经济、政治形势和货币供求关系的影响，未来人民币兑其他货币的汇率可能与现行汇率产生差异，进而影响本集团经营成果和财务状况。

（4）市场竞争风险

本集团的资源优势明显，在国内行业中占据主导地位。目前，本集团的主要竞争对手是国内其他大型石油石化生产和销售商。随着国内部分石油石化市场的进一步开放，国外大型石油石化公司以及部分民营企业在某些地区和领域已成为本集团的竞争对手。本集团的勘探与生产业务以及天然气销售业务在国内处于主导地位，但炼油化工及成品油销售业务面临着较为激烈的竞争。

（5）油气储量的不确定性风险

根据行业特点及国际惯例，本集团所披露的原油和天然气储量数据均为估计数字。本集团已聘请了具有国际认证资格的评估机构对本集团的原油和天然气储量进行定期评估，但储量估计的可靠性取决于多种因素、假设和变量，如技术和经济数据的质量与数量、本集团产品所适用的现行油气价格等，其中许多是无法控制的，并可能随着时间的推移而出现调整。评估日期后进行的钻探、测试和开采结果也可能导致对本集团的储量数据进行一定幅度的修正。

（6）海外经营风险

本集团在世界多个国家经营，受经营所在国各种政治、法律及监管环境影响。

其中部分国家并不太稳定，且在某些重大方面与发达国家存在重要差异。这些风险主要包括：政治不稳定、税收政策不稳定、进出口限制、监管法规不稳定等。

（7）与气候变化有关的风险

近年来，石油行业面临越来越大的来自于全球气候变化的挑战，一些限制温室气体排放的国际、国内及区域性的协议签署生效。如果中国或本公司的其他经营所在国致力于减少温室气体排放，与之相关的法律法规及监管需求将可能带来高额的资本性支出、税务支出、营运成本增加从而导致的利润减少、收入减少，同时战略性投资也可能受到不利影响。

（8）安全隐患及不可抗力风险

油气勘探、开采和储运以及成品油和化工产品生产、储运等涉及若干风险，可能导致人员伤亡、财产损失、环境损害及作业中断等不可预料或者危险的情况发生。随着经营规模和运营区域的逐步扩大，本集团面临的安全风险也相应增加。

同时，近年来中国颁布实施的新法规对安全生产提出了更高要求。本集团已实行了严格的HSE管理体系，努力规避各类事故的发生，但仍无法完全避免此类突发事件可能带来的经济损失。本集团严格执行国家法律法规，对于发现的安全环保隐患，及时投入资金进行有效治理。此外，地震、台风、海啸等自然灾害以及突发性公共卫生事件会对本集团的财产、人员造成损害，并有可能影响本集团的正常生产经营。

财务风险管理：

1.财务风险

本集团的经营活动面临一系列财务风险，包括市场风险、信用风险和流动性风险。

(1)市场风险

市场风险指汇率、利率以及油气产品价格的变动对资产、负债和预计未来现金流量产生不利影响的可能性。

(a)外汇风险

本集团在国内主要以人民币开展业务，但仍保留部分外币资产以用于进口原油、天然气、机器设备和其它原材料，以及用于偿还外币金融负债。本集团可能面临多种外币与人民币汇率变动风险。人民币是受中国政府管制的非自由兑换货币。中国政府在外币汇兑交易方面的限制可能导致未来汇率相比现行或历史汇率波动较大。

此外，本集团在全球范围内开展业务活动，未来发生的企业收购、贸易业务或确认的资产、负债及净投资以记账本位币之外的货币表示时，就会产生外汇风险。本集团的部分子公司可能利用货币衍生工具来规避上述外汇风险。

(b)利率风险

本集团的有息资产不面临重大的利率风险。本集团的利率风险主要来自借款(包括应付债券)。浮动利率借款使本集团面临现金流利率风险，固定利率借款使本集团面临公允价值利率风险，但这些风险对于本集团并不重大。对本集团借款和应付债券及它们的利率、到期日的详细分析载于附注34和附注35。

(c)价格风险

本集团从事广泛的与油气产品相关的业务。油气产品价格受本集团无法控制的诸多国内国际因素影响。油气产品价格变动将对本集团产生有利或不利影响。

本集团以套期保值为目的，使用了包括商品期货、商品掉期及商品远期在内的衍生金融工具，有效对冲部分价格风险。

于2023年6月30日，本集团持有若干指定为套期的原油、成品油及其他化工产品商品合同。于2023年6月30日，本集团的该等衍生金融资产公允价值为149.10亿元(2022年12月31日：209.88亿元)，该等衍生金融负债公允价值为71.41亿元(2022年12月31日：109.41亿元)。

于2023年6月30日，假设其他所有因素保持不变，衍生金融工具合同基础价格上升/下降10美元每桶，将导致衍生金融工具公允价值的变动使本集团的净利润减少/增加约15.43亿元(2022年12月31日：约3.31亿元)，并导致本集团的其他综合收益减少/增加约3.72亿元(2022年12月31日：10.74亿元)。此敏感性分析是假设价格变动于资产负债表日发生，并于该日作用于本集团具有商品价格风险的衍生金融工具所做出的。

(2)信用风险

信用风险主要来自于货币资金、应收客户款项、其他应收款及长期应收款。

本集团大部分货币资金存放于中国国有银行和金融机构，本集团相信该类金融资产信用风险较低。

本集团对客户信用质量进行定期评估，并根据客户的财务状况和历史信用记录设定信用限额。应收款项及坏账准备的账龄分析如附注9。

合并资产负债表所载之货币资金、应收账款、其他应收款、应收款项融资的账面价值体现本集团所面临的最大信用风险。其他金融资产并不面临重大信用风险。

本集团报告期内无集中重大信用风险。

(3)流动性风险

流动性风险是指本集团在未来发生金融负债偿付困难的风险。

流动性风险管理方面，本集团可通过权益和债券市场以市场利率融资，包括动用未使用的信用额度，以满足可预见的借款需求。

鉴于较低的资本负债率以及持续的融资能力，本集团相信其无重大流动性风险。

2.资本风险管理

本集团资本管理目标是优化资本结构，降低资本成本，确保持续经营能力以回报股东。为此，本集团可能会增发新股、增加或减少负债、调整短期与长期借款的比例等。

本集团主要根据资本负债率监控资本。资本负债率=有息债务/(有息债务+权益总额)，有息债务包括各种长短期借款和应付债券。于2023年6月30日，本集团资本负债率为16.00%(2022年12月31日：17.39%)。

3.公允价值估计

于2023年6月30日及2022年12月31日，用于确定本集团各类金融资产、金融负债的公允价值的方法和假设列示于相应的会计政策中。

本集团以摊余成本计量的金融资产和金融负债主要包括：货币资金、应收账款、其他应收款、长期应收款、短期借款、应付款项、应付票据、长期借款、应付债券等。

其中固定利率的长期借款和应付债券的账面价值可能会与其公允价值不同。关于长期借款和应付债券的账面价值与公允价值的分析分别载于附注34和附注35。除此以外，其他不以公允价值计量的金融资产和金融负债的账面价值与其公允价值大致相同。

本集团交易性金融资产、交易性金融负债、衍生金融工具、应收款项融资和其他权益工具投资在资产负债表日以公允价值计量。交易性金融资产和交易性金融负债的公允价值计量结果主要属于第一层次输入值，即在计量日能够取得的相同资产或负债在活跃市场上未经调整的报价。衍生金融工具的公允价值计量结果主要属于第一层次或第二层次输入值，即在计量日能够取得的相同资产或负债在活跃市场上未经调整的报价或能够取得的除第一层次输入值外直接或间接可观察的输入值。应收款项融资的公允价值计量结果主要属于第三层次输入值，主要为短期银行承兑汇票，其公允价值与票面值大致相同。其他权益工具投资的公允价值计量结果主要属于第一层次输入值，即在计量日能够取得的相同资产或负债在活跃市场上未经调整的报价。