2008年至今，国内煤炭市场的变化可谓“冰火两重天”。煤炭企业在煤炭价格一路上扬中赚得盆满钵满后，最终却不得不面对国内经济周期下行和国际金融危机的双重影响，国内耗煤行业需求急剧下降、库存上升，煤炭价格随之开始下跌。加上一年一度的全国煤炭产运需衔接会上合同签单量甚少，直接造成整个煤炭行业走向至今仍不清晰。
度夏用电高峰期又将从南向北陆续展开，电煤供需行情平稳的背后潜伏着更大的危机，煤炭工业在体制、资源、安全、环境和转型发展等方面的矛盾依然突出，煤炭工业与经济社会可持续发展面临严峻挑战。业内专家因此建议，当前要抓住机遇尽快改革价格机制，推进电力市场化改革，发挥市场调节作用来引导供需平衡，同时从国家层面构建煤炭能源战略储备，避免煤电行业陷入“煤荒”和“电荒”的循环困境，以平抑市场异常波动、防止过度投机行为。
电煤两家都叫苦顶牛僵局难化解
记者在调查中了解到，大多数电厂仍抱怨“责任电”越发越亏，越发越慌，而煤炭企业也表示送“责任煤”获利不多，其资源成本、环境成本、救助成本等并不能从当前煤价中得到补偿，历史欠账无法在短期内消化。
虽然2008年华中区域发电企业上网电价和销售电价两次上调，但仍未从根本上解决煤电价格倒挂的问题。由于煤炭价格出现较大上扬，华中区域电网企业和发电企业均出现较大亏损，利润大幅下降。5月22日，华中电监局公布数据显示，去年全年，包括河南、湖北、湖南、江西、四川省和重庆市在内的华中六省市电网企业亏损合计70.42亿元，利润同比下降217.77%，其中，湖南、江西和四川利润同比降幅均在350%以上。
华中电监局市场监管处处长银车来介绍，如果按照标煤800元/吨的价格计算，就湖北目前每度电4毛钱的电价，30万机组能耗按360克/千瓦时计算将造成2.8元左右的变动成本，燃煤成本占发电成本的70%还要多，煤价持续涨势明显加大了电力企业的成本。
但是，记者在山西、河南两个“产煤大省”调研中了解到，虽然自2007年底至今，煤炭价格不断上涨，但煤企、政府等相关人士仍认为煤价还低于完全成本，未达到合理高度，政策和市场因素导致的刚性成本上升，增大了企业发展压力。
山西省社科院能源所所长王宏英说，目前煤炭的绝对价格并不高，尤其是国有重点煤企的煤炭价格，远没有达到应有的价格。近年来，煤炭企业刚性成本的上涨幅度比煤炭价格的上涨幅度还要高。2004年做过测算，当时吨煤售价大约200元，测算出的吨煤完全成本为490元。
山西省政府发展研究中心副主任张复明认为，近年来，国家出台了一系列规范煤炭行业生产的政策和措施，煤炭生产企业成本大幅度提高。煤炭价格虽然持续上涨，但是目前仍然低于完全成本，资源、安全、转型等方面的成本都没有包括在内，价格仍然没有达到合理高度。
由于顶牛现状没有根本上缓解，五大发电集团纷纷转向进口。目前华能、大唐等电力龙头企业分别与俄罗斯、印度尼西亚和澳大利亚等海外煤商签署购煤协议，拉动国内市场对煤的大量进口。然而业内专家表示，进口煤炭不可能成为国内电企的主要用煤来源，海外购煤也解不开煤电顶牛僵局。
市场潜伏着新一轮紧张行情
虽然进入2009年后，受经济危机影响，煤炭供应一度过剩，但从本质上看，电煤供应紧张矛盾仍未得到根本缓解。
银车来指出，2008年10月以来，工业用电需求萎缩，用电量出现负增长，缺煤现象得以缓解，不少电厂满仓储备，最高时华中区域电煤储备在2000万吨以上，足够30天以上的消耗水平。
然而，2009年1月至4月，华中地区停机机组有所下降，在200万千瓦左右，电煤库存正快速下降。受春节用电、迎峰度冬等因素影响，2009年1月底至今，华中地区电煤储备以每天消耗约20万吨的水平下降，由于靠近煤矿、平时储备较少，河南省电煤储备下降最为严重，储存仅供消耗2、3天。截至目前，华中地区电煤储备约为1200万吨，只够17、18天的消耗。
另据了解，由于煤电价格倒挂、电力行业亏损，河南有不少小民营企业不愿意买煤发电，宁愿停机减少成本，这也为新一轮紧张市场行情埋下伏笔。
武汉大学经济管理学院教授邹薇认为，由于煤炭从2005年以来大多数时候是卖方市场，形成了全社会围绕煤炭“竞价”的局面，最终倒逼终端销售电价即工业用电和居民生活用电等的上涨，形成危及价格体系特别是CPI走稳的“螺旋式”价格上涨。虽然金融危机造成煤炭短暂出现供大于求局面，但这一卖方市场的根本供求矛盾仍旧存在。
正是出于这一担忧，一些专家坚持“电价短期内不可能有大动”的观点，“市场煤”牵着“计划电”鼻子走的尴尬局面还将持续一段时间。更令人担忧的是，受到“扭曲”的电价不利于推行节能减排，从一个侧面推动了高耗能行业的快速增长，反过来又助推煤炭需求上升和煤价上涨，有可能形成新一轮“电荒”。
华中电网有限公司负责人称，现在华中地区承接沿海产业尤其是高耗能产业的梯度转移态势很明显，同时华东地区中小企业在多项政策扶持下也开始有复苏迹象，届时电力供求矛盾将进一步凸显。
尽快改革价格机制
煤电矛盾的真正症结在于“市场煤”与“计划电”的冲突。虽然我国从10年前就开始推动电力体制改革，2002年又进一步强化了厂网分离，并推动电力产品竞价上网，但电价市场化在10年之后仍是纹丝不动。
在这种情况下，煤炭市场开放的结果自然就是：经济景气时，煤炭成为紧缺资源，煤价大涨，同时电价受到约束，发电企业缺少生产动力，普遍亏损、电力紧张甚至短缺随即而至；经济不景气时，煤炭供过于求，企业成本上升又让煤企面临困境，煤电顶牛现象陷入僵持。这种双轨制的存在极易导致“电荒”，进而又引发“煤荒”，形成恶性循环。因此，像煤、电等资源型产品，应发挥市场的调节作用来引导供需平衡，而尽快改革价格机制才是解决问题的根本。
山西省电力行业协会副会长李健伟分析说“国家上调上网电价但不调销售电价，让电网企业承担一部分调价负担，的确是无奈之举、权宜之计，一方面在上游限煤炭价，另一方面又要保火电企业。这种临时调控只能是一种应急举措，解决问题的根本途径还是要从价格形成机制入手。”
同时，他认为，我国火电装机容量7亿千瓦时，从发电小时统计看，容量已有富余，具备了竞价上网的条件，应择机坚决地推进电力市场化改革。
资源产品价格机制改革才是解决问题的根本方法。大同市经委副主任高子章说，建一个中大型煤矿需要3至5年时间，但火电厂一般两年内就可以建起来，这样“粮食”供应和“锅灶”不搭配，煤电矛盾就会愈发突出，只有资源产品价格进行市场化改革，才能真正体现煤电作为商品的属性，让市场发现价格，让价格调节供需。