今年以来，我国煤炭市场一直呈现供需总量宽松、结构性周期性过剩的态势。煤炭需求低速增长，产能快速释放，进口大幅增加，库存持续上升，价格连续下滑，行业效益急剧下降，企业经营困难不断加大。
一、当前煤炭经济运行基本情况
今年以来，我国煤炭市场一直呈现供需总量宽松、结构性周期性过剩的态势。煤炭需求低速增长，产能快速释放，进口大幅增加，库存持续上升，价格连续下滑，行业效益急剧下降，企业经营困难不断加大。
（一）煤炭产量下降
据统计快报，1-7月全国煤炭产量21.3亿吨，同比减少7800万吨，下降3.5%。分省看，有19个省区市煤炭产量出现同比下降,如内蒙古、陕西、宁夏、黑龙江，山东、安徽、四川等主要产煤省区煤炭产量同比都出现下降。从企业来看，一些地区地方煤矿出现了大量停产、减产现象，非国有煤矿产量同比下降13.9%，但国有煤矿产量普遍增加，同期的国有煤矿产量同比增长1.1%。
全国煤炭产量持续下降，既是企业主动调整的结果，也是市场倒逼的结果。
（二）煤炭运量下降
自去年6月以来，全国铁路煤炭运量持续呈现负增长, 2012年全年铁路发送煤炭22.6亿吨，同比下降0.5%。今年1-7月全国铁路发送煤炭13.22亿吨，同比减少1629万吨,下降1.2%。近两月煤炭运量有所回升，6、7月份发送煤炭同比分别增长2.2%和7.5%,主要原因是去年同期基数较低。
主要港口煤炭转运量今年3月份以前已连续12个月负增长，2012年全年主要港口下水转运煤炭6.2亿吨，同比下降5.4%。今年1-7月主要港口累计发运煤炭3.7亿吨，同比增长3%。其中，6月、7月同比增幅达到两位数，分别为16%和13.6%，但仍未恢复到2011年同期水平。
（三）煤炭进口增加
2012年，我国进口煤炭2.89亿吨，同比增长29.8% ；出口煤炭926万吨，同比下降36.8%；净进口煤炭2.8亿吨，同比增加7190万吨，增长34.5%。
今年1-7月，进口煤炭1.87亿吨，同比增长14.1%；出口490万吨，同比下降22%；净进口1.82亿吨，同比增加2450万吨，增长15.5%，持续保持两位数以上的增长。
（四）煤炭库存增加
自去年下半年以来，全社会煤炭库存持续增加。7月末，煤炭企业库存9020万吨，同比增加333万吨，增长3.8%；重点发电企业存煤6863万吨，同比减少1703万吨，下降19.9%，存煤可用17天，同比减少6天（8月末重点发电企业存煤降到6348万吨，同比减少2166万吨，下降25.4%，存煤可用15天，同比减少9天）；主要港口煤炭库存5297万吨，同比增加610万吨，增长13%。
（五）煤炭价格大幅下滑
煤炭价格自去年初以来持续下降。最近一期（9月2日）的中国煤炭价格指数为158.0点，比年初下降12.7点，同比下降24.5点，比2011年的高点位下降了45点。
环渤海动力煤价格指数今年以来连续下滑，尤其是6月以来快速下降，到9月4日已降到540元/吨，比上周下降6元/吨，比年初下降93元/吨。
秦皇岛港煤炭价格今年以来持续下降，9月4日5500大卡动力煤平仓价为535元/吨，比年初下降85元/吨，比去年同期下降90元/吨，比最高价下跌了445元/吨。
炼焦煤价格自4月份以来连续下调，8月份有所回升，但目前价格水平比年初下降约200元/吨，同比下降350-400元/吨。
（六）煤炭投资下降
煤炭采选业固定资产投资自去年二季度开始增速逐月下降，从一季度增长35.1%降到全年累计仅增长7.7%，比全社会增幅低近13个百分点。
今年以来煤炭采选业固定资产投资连续呈现负增长。1-7月累计投资2589亿元，同比下降1.6%。
（七）市场景气处于蓝色偏冷区间
7月份全国煤炭市场景气指数为-24.5，比6月回升10.9个基点，反映煤炭市场景气出现好转，但仍处在偏冷区间。景气指数回升的主要原因是气候因素对煤炭需求的拉动，使需求基础指标回升了9个基点，但另外两个基础指标即库存和价格指标仍然是下降趋势。
（八）企业经营困难加大
一是主营业务收入下降。前6个月规模以上煤炭企业主营业务收入16116.8亿元，同比下降1.1%。
二是货款回收更加困难。6月末规模以上煤炭企业应收账款3308亿元，同比增长18.88%；协会统计直报的90家大型煤炭企业应收账款2593亿元，同比增长31.3%。
三是企业成本持续增加。前6个月规模以上煤炭企业主营业务成本同比增长6.6%，90家大型煤炭企业主营业务成本同比增长17.5%。
四是行业利润继续大幅下降。前6个月，规模以上煤炭企业利润同比下降43.3%（1-7月同比下降43.8%）；90家大型煤炭企业上半年利润同比下降40.8%，其中24家企业亏损，亏损面26.7%。黑龙江、吉林、重庆、四川、云南、安徽、江西等7个省份出现煤炭全行业亏损。有的煤炭企业已经出现了贷款发工资和推迟发工资的现象。
五是企业资产负债率上升。6月末规模以上煤炭企业资产负债率62.44%，同比上升2.52%，90家大型企业资产负债率65.83%，同比上升2.5%，有的企业已超过75%。企业偿债能力下降，经营风险增大。
二、影响煤炭经济运行的主要原因
分析今年前7个月煤炭市场变化形势，主要的影响因素，既有宏观经济调整、国内煤炭需求增幅快速回落的影响，也有近年来煤炭大规模投资、产能建设大幅超前的原因；既有世界经济低迷、全球煤炭供大于需、煤炭进口持续大幅增长的冲击，也有我国国内能源结构优化调整、非化石能源比重不断提升的影响；既有国家推动节能减排、治理大气污染，加强生态文明建设，控制煤炭消费总量等因素的影响，也有国家能源基础设施不断完善，煤炭运输供应能力大幅提升的原因。
从供需两方面来看，主要原因是:
需求方面：1、经济发展减速煤炭需求增速放缓
2、能源供应格局发生变化
供应方面：1、煤炭产能释放加快
2、煤炭进口大量增加
（一）煤炭需求增速放缓
随着我国经济发展速度的减缓，煤炭消费增速也大为降低，据测算，上半年全国煤炭消费量19.3亿吨，同比增长1.8%，增速比2012年同期回落1个百分点，比2011年同期回落了7.4个百分点。2003-2011年煤炭消费年均增长8.4%。
电煤需求低速增长，国家能源局发布数据，1-7月全国用电量同比增长5.7%，继续延续去年以来低速增长的态势。主要原因是由于工业生产用电增幅较低，工业用电增长5.3%，比全国平均值低0.4个百分点。1-7月全国发电量同比增长5.2%，其中，水电增长9%，核电增长4.8%，风电增长38.2%,火电增长4%。
1-7月电力行业耗煤约11.84亿吨，同比增长3.3%，尽管比去年同期有所增长，但主要原因是去年5-7月电力耗煤都是下降的，分别为-4.1%、-5.6%和-6.8%。
钢铁行业：1-7月粗钢产量累计4.56亿吨，同比增加3022万吨，增长7.1%；生铁产量4.2亿吨，同比增加2380万吨，增长6%。
前7个月，钢铁行业耗煤累计约3.68亿吨，同比增加1386万吨，增长3.9%。
（二）煤炭产能释放加快
“十一五”以来的七年，煤炭采选业固定资产投资快速增加， “十一五”期间年平均投资2500亿元，是“十五”时期年均投资的五倍，进入“十二五”的两年，年均投资达5000亿元，是“十一五”时期年均投资的两倍。大幅度快速增长的投资，形成了大量新增产能，近几年陆续进入投产期，从而导致目前煤炭产能建设超前，周期性过剩压力不断加大。
“十一五”以来，煤炭采选业固定资产投资累计超过2.3万亿元，新增煤炭产能超过20亿吨。据国家统计数据，近两年年均新增煤炭产能都在4亿吨左右，而且在建规模超过11亿吨。
去年国土资源部数据表明，已经颁发采矿许可证的煤矿有14407个，证载产能40.7亿吨，另外还有划定矿区范围的能力超过7亿吨。所有这些信息都反映我国煤矿产能建设大幅超前。
（三）煤炭进口大量增加
由于世界经济复苏缓慢，全球煤炭市场供大于求。首要因素是美国近几年大规模开发页岩气，发生了一场能源革命，改变了其能源格局。页岩气的大规模开发压低了整个天然气的市场价格，价格相对低廉的天然气大量替代煤炭发电。
美国煤炭绝大部分用于发电，占90%以上，由于燃煤电厂关闭，电煤需求相应减少。2012年，美国煤炭消费8.1亿吨，比上年减少1.02亿吨，下降11.2%。美国本土煤炭消费减少，生产的煤炭大量转向出口，2012年美国出口煤炭1.14亿吨，比上年增加17.2%，创出了30 年来煤炭出口新纪录 。美国的煤炭出口很多流向了亚洲市场，同时也迫使原先 出口美国的哥伦比亚、南非、加拿大等国的煤炭也转向出口亚洲。
年初以来由于进口煤有较大的价格优势，对国内煤炭市场的影响非常明显，尽管国内煤矿在市场压力下被迫采取了停产、减产措施，但国内市场仍然呈现供大于求的宽松局面。
煤炭进口大量增加对国内市场带来了明显冲击。首当其冲的是华东华南沿海省区的煤炭供应，广东省进口煤已占全省煤炭消费量的40%，许多电厂已经对燃煤锅炉进行改造，转向使用进口煤炭，进口煤已成刚性需求。广西沿海港口几乎全部接卸进口煤，北方港口下水煤炭基本已被挤出了广西市场。不仅如此，目前进口煤的影响还波及到了山东、河南、河北和东北地区，并通过长江水道以“海进江”方式，大量涌入安徽、江西、湖南、湖北等内陆市场，甚至深入到重庆、四川等西南地区煤炭市场。煤炭进口对国内煤炭市场影响范围不断扩大，程度日益加深，加剧了国内市场供大于求的压力。
（四）能源供应格局发生变化
非化石能源发电比例提高。近年来，随着水电、风电、太阳能电、核电投产规模不断增加，跨区送电能力增强和电源结构的调整抑制了煤电出力。2012年末全国水电装机已达2.5亿千瓦，核电1257万千瓦，并网风电6083万千瓦，合计占全国发电装机容量比例28.5%。近两年水力发电快速增长，今年上半年水力发电量继续大幅度上升，同比增长11.8%，水电满发替代了煤电出力，相应地减少了煤炭消耗。
三、煤炭市场走势展望
（一）全年煤炭市场走势预测
从目前的全国煤炭经济运行形势看，全年煤炭市场很难出现根本性好转。国家采取防止经济增长滑出可控区间的“稳增长”措施，将对煤炭市场产生比较积极影响。但随着煤炭产能继续释放，煤炭进口增加，市场供需仍将呈现总量宽松、结构性周期性过剩的态势，煤炭去产能、去库存的压力依然很大。
预测全年我国煤炭需求仍将继续保持低速增长。明年上半年，全国煤炭市场供需形势依然严峻，煤炭经济运行的压力将持续存在。
1、煤炭需求将低速增长
我国经济高增长的时代或将结束，或将从过去短缺、赶超式的经济形态逐渐转变为一种相对成熟的、略有过剩的经济形态，经济增长将由高速降低档位转为中速，合理的区间将从以前的超过10%的增速降到7%左右。今后几年只要全国经济年均递增7%左右，就可以实现全面建成小康社会的目标。
随着经济结构的调整和经济增长方式的转变，技术创新和强化节能降耗管理，煤炭需求弹性系数将进一步降低。如果经济增长速度在7%，煤炭需求增长可能就在2-3%左右，这将成为一种常态。
2、煤炭进口或将低速增长
目前国际市场供大于需的压力在减小，国内市场受进口煤冲击的力度可能有所减弱。今年以来的美国煤炭市场出现了转折性的“三降一升”变化，据美国能源部能源信息署7月份能源统计报告，上半年美国煤炭消费量已由降转升，同比增长11.52%，其中发电用煤增长12.6%，煤炭产量下降4.21%，库存下降14.1%，出口下降2.54%。
一些主要煤炭出口国的出口量出现下降，如哥伦比亚、越南、蒙古等国今年以来煤炭出口量下降。
哥伦比亚是世界第五大煤炭出口国。今年因薪酬纠纷引起的煤矿工人罢工，已经对该国煤炭出口造成了严重影响。去年哥伦比亚产煤接近亿吨，今年煤炭产量将减少1000万吨左右。2013年上半年，哥伦比亚煤炭产量下滑13.4%。
越南是我国主要的煤炭进口国。近10年来越南煤炭产量迅速增长，从2000年的1100多万吨，到2011年达4450多万吨，翻了两番。 2012年产煤4190万吨， 比2011年减少6.1%。由于越南国内煤炭消费量上升，将不鼓励煤炭出口，今后可能还将大量进口，出口将逐步减少。去年我国从越南进口煤炭1741万吨，比2011年下降21.1%。今年前7个月越南煤炭出口下降1.36%，我国从越南进口煤炭下降8.9%。
蒙古国煤炭资源丰富，近10年来煤炭产量和出口量快速增加。蒙古是我国煤炭主要进口来源之一，2011年从蒙古进口煤炭2016万吨，比上年增长21.5%；2012年进口煤炭2213万吨，增长9.1%。
今年前7个月，我国从蒙古进口煤炭821万吨，同比下降33.8%，其中，从甘其毛都口岸进口下降16%；从策克口岸进口下降42%。
南非煤炭产量近年来持续上升，从2000年的2.2亿吨增加到2012年的2.6亿吨。最近几年基本稳定在2.5亿吨左右，其中1.8亿吨用于国内消费，另外大约7000万吨出口，其中4000多万吨输往印度等亚洲国家，2000多万吨输往欧洲，还有少量出口到南美。出口主要靠理查兹港（Rechards Bay），部分从马普托港（Maputo）外运。
今年以来南非煤炭受哥伦比亚、美国和俄罗斯等国煤炭对其欧洲市场的排挤，煤炭出口遇到了较大的挑战，6月份煤炭出口同比下滑1.85%。
印尼是世界上最大的动力煤出口国。印尼煤炭资源比较丰富，大多为褐煤和低变质次烟煤，主要分布在东加里曼丹、南加里曼丹和南苏门答腊、中苏门答腊等几个煤炭盆地。近10年来，印尼的煤炭产量和出口量快速增加，产量从2000年的7700万吨增加到2011年的3.53亿吨，增加了3.58倍；出口量从2000年的5846万吨增加到2011年的2.73亿吨，增加3.66倍。2012年，印尼煤炭产量3.86亿吨，出口3.33亿吨，创出历史新高。我国去年进口印尼煤1.2亿吨，约占进口总量的40%。今年前7个月，我国进口印尼煤7518万吨，同比增长12.9%。印尼褐煤出口市场竞争力较弱。
澳大利亚是世界最大的煤炭出口国，近10年煤炭产量平稳增长，从3.12亿吨增加到4.31亿吨，增长38%。目前，澳大利亚煤炭产量仅次于印度，是全球第四大煤炭生产国，煤炭年出口量3亿吨以上，炼焦煤和动力煤出口基本上各占一半。
近两年国际市场动力煤的价格下跌超过30%，炼焦煤价格的下跌幅度更大，给澳大利亚煤炭业带来了严重危机。 部分煤矿因煤价下跌裁员。澳大利亚资源部长加里•格雷(Gary Grey)表示，过去一年里，澳大利亚煤炭业已解雇了逾1.1万名工人，裁员幅度达五分之一。
今年初，必和必拓、力拓、淡水河谷这三大矿业巨头在不同场合表示，提出要关闭不盈利的矿场或出售煤炭资产。一些矿业公司为减少亏损被迫关闭矿井，实行减产或停产。
从煤炭需求方面看，西欧的德、英等国煤炭消费进口增加，亚洲煤炭进口大国日本、韩国的进口量稳定，7月份，韩国进口动力煤790万吨，同比增长4.0%，印度煤炭进口不断增加，6月份进口同比增长48%。
受福岛核事故的影响，2011年以来，日本核能在电力燃料市场中的份额不断减少，原油、天然气、煤炭的市场份额不断增加。今年4月，日本广野和日立中燃煤机组重新启动，拉动电力企业煤炭进口量增长22%。预计下半年，日本燃煤电厂煤炭进口依然强劲，全年煤炭进口量有望超过2012年。
从上述煤炭供需两方面变化来看，国际煤炭市场正由供大于需的失衡状态逐渐向供需再平衡转化。
国内来看，国家为保护环境，防止污染，将研究采取有效措施，规范煤炭进口秩序，进一步加强商品煤质量管理，一定程度上会抑制劣质煤或低质煤的进口。另外，由于进口煤炭港口场地库存饱和，且国内煤价下降，进口煤与国内煤价差缩小，部分动力煤甚至出现了价格倒挂，进口煤价格优势削弱，也将进一步抑制煤炭进口的增长。
预测，今年全年我国的煤炭进口量可能大体与上年基本持平或低速增长，大约在3亿吨左右。
3、煤炭价格继续下滑的空间有限
经过一年多的持续下滑，煤炭价格已经跌至全行业成本线以下，上半年近30%的企业出现亏损，主要产煤地区大量非国有煤矿停限产，对煤炭产量产生了一定的抑制作用。
国家加大煤矿安全整治力度，打非治违，一些不符合安全生产条件煤矿或将退出，或降低产能，煤炭产量将进一步下降。一些省区开始探索煤电互保措施，如山西省新近出台的“二十条”政策，一定程度上将抑制煤炭价格下滑。
国际煤炭市场价格已经出现企稳回升迹象。8月份国际市场炼焦煤价格普遍回升了10%，国内焦煤价格也出现了小幅上涨，能否持续还有不确定性。叙利亚局势带来对石油供应的担忧，近期原油价格上升，海运费上涨，BDI指数出现较大幅度上涨，煤炭出口到岸成本也将增加。
只要国内煤炭企业能适当控制总量，稳住阵脚，煤炭价格将趋于企稳回升，出口国煤炭企业挑起新的价格战的可能性不大。
4、去产能、去库存需要较长时间
我们现在所面对的产能过剩，不再是过去以小煤矿为主的乱采乱掘时期的过剩，而是以大型现代化煤矿为主更高水平的过剩，消化难度更大。消化过剩的产能，必须有完善的退出机制，目前退出机制还尚不完善。
“熊市出现最大的原因是牛市”，煤炭行业“十年黄金期”刚刚过去，必然也要有一个比较长时间的调整期。目前，全国煤炭库存超过一个月的消耗量，因此，去库存的压力依然很大。
（二）煤炭长远发展面临的挑战和机遇
挑战一：经济发展方式转变(经济结构调整、工业化发展水平、主要耗能产品产量规模）。
挑战二：能源结构优化调整（治理大气污染，实施能源消费强度和消费总量双控制、利用天然气替代煤炭，限制使用化石能源（非化石能源消费比重提高到11.4%和15%)，水电（2.9亿千瓦,各流域加快梯级开发）、核电（4000万千瓦）建设，分布式能源和智能电网建设）。
挑战三：国际市场竞争（资源条件、生产率、综合竞争能力）。
机遇一：国家鼓励煤炭产业结构调整。稳步推进大型煤炭基地建设，推进大型现代化煤矿建设；深入推进煤炭资源整合和煤矿企业兼并重组，提高产业集中度，增强抗风险能力；加快淘汰落后生产能力(今年全国将淘汰煤矿1256处，淘汰落后产能6418万吨 ）。煤炭由燃料向原料转化（替代油气），将开拓煤炭利用的新领域。（今年3月已有10个新型煤化工项目获国家发改委“路条”，包括5个煤制天然气、4个煤制烯烃和1个煤制油项目。继10个新型煤化工项目获批后，又有三个煤制天然气项目拿到国家发改委“路条”，至此“十二五”煤制天然气获批项目已达9个）。
机遇二：中国的城市化进程还处在中期阶段，未来10年城市化率平均每年上升1.5个百分点左右，2011年，按照常住人口计算，我国城镇化率为51.3%（2012 年为52.57%) 。发达国家城镇化率接近80%。根据“十二五”规划纲要和联合国预测，到2015年我国城镇化率将达到55%，2020年达到60%。新型城镇化建设，中西部地区工业化水平的提升，西部铁路等基础设施的建设和完善，这些都决定了投资建设规模还将继续较快扩张，将拉动煤炭消费继续增加。
机遇三：未来我国经济增长仍将保持一定增速，党的十八大提出，到2020年实现国内生产总值和人均居民收入比2010年翻一番的目标，年均复合增长率应在7%以上，需要必要的能源资源保障。
美国能源部能源信息署发布的《2013国际能源展望》报告中预测，到2040年，世界煤炭消费将持续以1.3%的年均递增速度增长，并将继续保持全球第二大能源来源的地位。国际能源署 (IEA)在2012世界能源展望中预测，中国的煤炭需求可能在2020 年达到顶峰，并将维持到2035 年。
长远来看，我国煤炭工业发展仍然具有比较广阔的发展空间，中国的煤炭市场将会继续不断发展。
（三）应对市场变化的思路与对策
煤炭经济持续下行已经引起各方面高度关注，抓改革、调结构、转方式，共同应对煤炭市场变化，已经形成行业共识。
今年以来，协会密切关注煤炭经济运行形势变化，先后组织了11个调研组深入25个产煤省区、主要煤炭消费地区和沿海港口开展调研活动，多渠道反映行业发展面临的困难和问题，提出了“控制煤炭总量、规范进口煤管理、减轻企业负担”等政策措施建议，得到了高度重视。
完善了跨部门、跨行业的月度经济运行会商和季度行业经济运行分析制度；建立了“7+2”大型煤炭企业和“4+1”环渤海下水动力煤企业的联系机制；按周发布“中国煤炭价格指数”，按月发布“全国煤炭市场景气指数”，按季发布煤炭预警报告，及时发布行业信息，引导企业科学组织生产经营。
当前应对煤炭经济运行出现的困难，还应坚持 “控制总量、规范进口、清费减负、深化改革”方针原则。
1、控制总量
按需生产。坚持按市场需求组织生产，尤其是大型煤炭集团要发挥表率作用，合理控制煤炭产量，努力维护煤炭市场稳定。坚持依法办矿，不违规建设、不违法生产、不超能力生产。淘汰落后。利用市场倒逼机制，加快结构调整，优化存量、提升增量。深入研究、不断完善不具备安全生产条件、煤与瓦斯突出矿井以及煤质差、长期亏损的煤矿退出机制，促进产业结构优化调整。加强自律。坚持诚信经营，不搞恶性竞争抢占市场，积极与电厂、钢厂等主要用户建立长期稳定的战略合作关系，努力维护市场秩序和行业整体利益。
2、规范进口
充分利用“两个市场、两种资源”，鼓励进口优质煤炭，支持企业“走出去”开发境外资源，稳定进口货源，促进煤炭市场供需平衡。规范煤炭进口秩序，研究建立全国煤炭进口联合动态调节机制，完善对煤炭进口的全面系统监控，研究制定煤炭贸易煤质评价标准，统筹煤炭进出口关税政策，加强进口煤质量检验，限制高硫高灰分低质煤进口，以有利于保护环境，节能减排。
3、清费减负
继续呼吁取消涉煤不合理收费，减轻企业负担。继续解决破产煤矿历史遗留问题，推动企业主辅分离和分离办社会职能。高度关注困难煤矿、困难企业的长远发展问题。鼓励发展煤电一体化、煤焦一体化、煤化一体化，拓宽煤炭利用范围，实现多联产、规模发展。
4、深化改革
深入推进市场化改革，推进煤炭市场体系建设，改革创新企业机制，强化管理，苦练内功。
管好投资。在全社会生产能力过剩的大背景下，所有的投资和并购都应该转向技术升级、产业升级和商业模式升级。同时要控制好企业的资产负债率，在财务上留出大一点的空间。
管好资金。细化资金预算管理，量入为出，留足资金头寸。强化存货和应收账款管理，减少占压和拖欠。高度关注客户及供应商的风险。
降低成本。加强成本管理，严格企业机制转换和管理到位。要从矿区社会稳定的大局出发，坚持在困难情况下不减薪、不裁员，保证职工权益，促进矿区和谐发展。
典型经验材料
立足眼睛向内，应对市场冲击
开滦集团公司
2013年以来，开滦集团面对严峻的市场形势和艰巨的扭亏增盈任务，组织各部门、各单位立足眼睛向内，全力开展“管理创新暨提质降本增效”工作，不断加大扭亏增盈、内部挖潜工作力度，采取超常规措施，积极有效应对市场冲击，确保经济平稳健康运行。
一、企业生产经营遭遇严重市场冲击
2013年以来煤炭价格继续多轮下降，企业生产经营形势更加严峻，受煤炭降价减收影响企业利润较同期出现大幅下滑。
(一)价格持续下滑，严重冲击利润空间
2012年受国际金融危机、国内经济下行、产能过剩、进口增加、节能减排、无序竞争等多重影响，自四月份开始煤炭市场发生急剧变化，库存持续增长、价格大幅下滑，市场供大于求态势明显，销售形势愈加严峻，经营面临严重困难，煤炭行业逐步走向低谷，景气不在。2012年开滦集团煤炭连续六次降价，1-12月份精煤累计平均售价1094.81元/吨，较同期下降254.58元/吨，同比减利16.20亿元；1-12月份原混煤累计平均售价288.54元/吨，较同期下降18.31元/吨，同比减利3.99亿元；两项合计影响2012年同比降价减利20.19亿元。
2013年以来，国内煤炭市场延续下行态势，3月份以来又连续四轮降价，煤炭市场需求继续萎缩，社会煤炭库存仍处高位，虽然目前进入夏季用煤高峰，但仍未出现市场回暖迹象。7月份开滦集团精煤售价767.05元/吨，较同期下降313.91元/吨，1-7月份精煤累计平均售价924.32元/吨，较同期下降321.93元/吨，同比减利12.95亿元；7月份原混煤售价237.06元/吨，较同期下降45.85元/吨，1-7月份原混煤累计平均售价259.06元/吨，较同期下降44.83元/吨，同比减利5.09亿元；两项合计影响2013年1-7月份同比降价减利18.04亿元。
(二)企业效益大幅下滑
开滦集团1-7月份原煤产量完成5469万吨，同比增长12%；精煤产量完成1213万吨，同比增长4%；营业收入完成1109.19亿元，同比增长15%；商品煤综合成本同比降低44.31元/吨，节支6亿元；期间费用同比降低1.02亿元；受市场降价影响， 1-7月份企业利润仅完成117万元，同比减利90643万元，降幅99.87%。从以上数据分析看，集团公司效益大幅下滑，经营压力剧增。
（三）应收款项居高不下，资金风险较大
由于市场低迷，货款回收困难，应收款项居高不下。截止7月末，集团公司应收款项余额高达141.79亿元，比年初增加54.69亿元，增幅达到63%。1-7月份煤炭销售回现比例仅为32.77%，形成大量的应收账款和应收票据，严重影响了企业资金周转，资金风险较大。
（四）新增贷款增速加快，利息负担较重
由于煤炭降价减收和回款困难，严重影响了企业的正常资金需求，企业需要借款解决资金来源。截止7月末，集团公司债务融资总额已高达307亿元，比年初增加40亿元，增幅15%，造成利息负担加重，资产负债率进一步上升，集团公司盈利能力降低。
（五）为代管社区垫付资金数额巨大
四个代管社区运转费用的资金来源主要依靠财政拨付的破产经费，破产经费于2011年4月全部使用完毕后，由集团公司生产经营资金进行垫付。截止到2013年7月，累计垫付破产社区运转资金达到145880万元，垫付资金数额巨大，造成集团公司资金压力逐年增加。
二、立足眼睛向内，应对市场冲击
开滦集团立足眼睛向内，把提质降本增效活动作为抵御市场冲击、提高经济运行质量的重要抓手，加强经济运行调控，加大增收节支和扭亏增盈工作力度，多措并举挖掘生产经营潜力。
（一）提质降本增效成果显著
为应对市场冲击，提高经济运行质量，集团公司印发了《开滦集团公司2013年管理创新暨提质降本增效活动安排意见》，同时下发了《开滦集团公司2013年管理创新暨提质 降本 增效活动目标及措施》，明确了七大项，30小项活动目标及具体措施，并下发《开滦集团公司2013年管理创新暨提质降本增效专项考核办法》。所属各单位积极贯彻落实，进一步细化量化措施、逐级落实责任、严格考核兑现，提质降本增效成果显著。
1.科学组织原煤生产，实现超产增收。坚持以产促销、产销结合的原则，充分发挥重点矿井和主力工作面的生产潜能，加大资源挖潜和技术改造力度，推进安全高效矿井建设。1-7月份集团公司原煤效率同比提高3.7%；原煤产量同比超产578万吨；掘进工作面综合单进达到171.53米/个•月，同比提高2%。
2.优化产品结构，实现提质增效。推进大精煤战略，根据市场需求，加大外购煤和跨矿入洗力度，努力生产适销对路的产品。1-7月份集团公司精煤回收率同比提高4.68个百分点；外购煤和跨矿入洗量达到124万吨，增加精煤产量47万吨。完善商品煤量和产品质量考核办法，加大政策调控和考核力度，优化煤层配采，强化煤质源头控制，稳定产品质量。
3.狠抓增收节支和成本管控，实现降本增效。把严格成本管控作为弥补降价减收的重中之重，深入开展全员提质降本增效活动。加强全面成本管理，开展增收节支和成本对标挖潜活动，大力压缩可控成本费用，严格控制非生产性支出。加大对利润、商品煤综合成本等重点监控指标的考核力度。
4.深入开展扭亏增盈，实现减亏增盈。一是督导利润任务落实。集团主要领导先后两次听取了主要盈亏单位的利润落实情况，并出台了会议纪要，明确分工，落实责任，加强督导；二是深化亏损源治理。组成督导小组，对重点亏损源进行调度督导，下达工作任务，制定考核政策，进一步深化亏损源治理；三是强化分析对标。每月提交煤类公司商品煤综合成本分析，并按季度提交集团公司成本专项分析报告；与煤炭行业前15名的企业的主要经济指标进行对标，形成主要经济指标对标表，并提交给集团公司领导班子成员；四是全面压缩三项费用。集团公司及各二级公司都制定了厉行节约指导意见，大力压缩管理费用、财务费用和销售费用，效果显著：五是继续实施降本增效金点子。各公司进一步加大“金点子”实施推广工作力度，为集团公司创造了可观的经济效益。1-7月份集团公司25个三级单位实现增盈4148万元，8个生产经营亏损单位同比减亏8800万元。
（二） 强化资金管理安全无忧
坚持“量入为出、以收定支、保证重点、效益优先”的原则，加大资金调控力度，优先保证安全生产和重点项目资金投入，严格履行预算审批程序，有效控制了资金支出，确保资金链安全运行。一是财务公司资金集中度进一步提高。截止到7月底财务公司资金集中度达到64.67%，累计发放贷款17.63亿元；二是应收款清收实现了预期目标。集团公司在5、6月份集中开展了应收款项清收月活动，累计清收14.9亿元，比清收目标多收回6.9亿元；三是多种渠道融资。发行短期融资券19亿元，节约财务费用3078万元；8月9日已发行20亿元私募债券，年节约财务费用450万元；启动超短期融资券发行工作；四是争取财政资金。2013年，集团公司下达各单位（部门）争取财政资金任务目标38729.80万元，截止7月底，实际争取到位财政资金24838.97万元，占任务的64.13%；五是规范内部结算秩序。集团公司修订完善了《开滦集团公司内部结算制度》，并进行专项部署，全面清理内部欠款，杜绝恶意拖欠；六是盘活闲置资产。积极贯彻落实闲置资产盘活利用方案，强化调度督导，总结推广经验，取得了成效。
（三） 财务风险防范警钟长鸣
开滦集团进一步增强财务风险防范意识，建立风险防范的长效机制，并加强企业财务风险控制，使财务风险防范警钟长鸣，促进企业健康发展。
1.建立健全财务风险管理制度。集团公司在《开滦集团公司财务风险管理办法（试行）》基础上，先后制定下发了《开滦集团公司财务风险防范责任单位定期报告制度》、《开滦集团物流贸易管理业务流程指导规范（试行）》、《关于防范资金风险重申资金管理的若干规定》等一系列管理制度，进一步建立健全了财务风险管理制度，为开展财务风险管理工作奠定了基础。
2.定期评估财务风险并提交防范化解报告。一是按季评估并提交专项报告。按照《开滦集团公司财务风险管理办法（试行）》要求，每季度及时识别、分析财务风险，落实风险防范责任单位及部门，制定财务风险防范措施，有效化解财务风险，并向董事会提交《开滦集团公司财务风险评估报告》；二是强化督导落实责任。按照《开滦集团公司财务风险防范责任单位定期报告制度》要求，认真督导各财务风险责任单位落实财务风险评估报告中制定的风险防范措施，逐级细化、量化分解并落实责任，提高执行力，并向集团公司领导提交《财务风险防范措施落实情况报告》。
3.定期开展财务风险防范专项审计并提交报告。一是定期开展集团公司重大财务风险防范化解措施落实情况的专项审计调查。按照集团财务部门提交的重大财务风险评估报告，集团审计部门对相关责任单位、部门的重大财务风险防范化解措施落实情况每半年进行一次专项审计调查，向董事会提交专项报告。二是开展内部控制评价，推动内控制度有效实施防范财务风险。按照开滦集团公司《内部控制评价细则》，以年度评价和专项评价的形式，对内部控制设计有效性和运行有效性进行评价，向董事会提交评价报告。三是加强重点领域财务风险专项审计。主要包括：物流贸易资金风险进行跟踪审计、重大亏损源单位审计、内外部投资审计、投资项目后评价等，及时揭示重点领域的财务风险，促进财务风险防范工作。
4.强化物流贸易资金风险防范。一是规范物流贸易管理业务流程。针对开滦物流贸易产业实际，制定实施了《开滦集团物流贸易管理业务流程指导规范（试行）》，从客户准入与退出、买卖合同、采购（买入）与付款、存货、销售（卖出）与收款、商务纠纷处理与重大风险化解等方面作了具体规定，对于规范物流贸易行为，从源头防范资金风险起到了积极作用；二是加强物流贸易资金管理。为了保障物流贸易资金安全高效运营，先后制定了《开滦集团公司物流贸易产业资金使用管理办法》、《开滦集团公司承兑汇票管理暂行办法》和《关于防范资金风险重申资金管理的热感规定》。同时加强会计监督，定期组织物流贸易资金使用情况专项检查和应收款项清理回收月活动；三是加强物流贸易资金的审计监督。建立物流贸易资金专项审计监督机制，并制定了《开滦集团公司物流贸易资金风险跟踪审计实施办法》，对物流贸易资金活动和重点客户采取序时、连续的方式进行审查，揭示可能造成资金损失的风险因素，不断提出防范资金风险的审计建议。
5.加大财务风险防范的宣传力度。一是编辑《财务风险
警钟长鸣》案例集。组织开展了《财务风险 警钟长鸣》案例集编写工作，共征集案例108个，从中遴选30个辑印成册，下发到集团公司所属各单位，发动全员进行学习，并通过集团公司局域网、报刊等形式广泛宣传财务风险防范的必要性和重要性，营造防范财务风险的良好氛围。二是举办财务风险防范知识讲座。组织各公司总会计师或主管财务工作的副经理对本单位领导班子成员进行财务风险防范知识讲座，促使班子成员进一步了解财务风险，重视财务风险防范，并自觉贯彻到工作当中，将风险发现在诱发阶段、消灭在萌芽状态、控制在最低损失以内。
