这一趋势与中国国内煤炭市场形成鲜明对比：今年以来，国内煤炭价格深陷泥潭。最新一期（7月17日至7月23日）数据显示，环渤海地区发热量5500大卡动力煤的综合平均价格报收578元/吨，相较今年年初633元/吨的水平，跌幅已近9%，同比跌幅达8%。与此同时，澳大利亚出口亚洲的动力煤价格也持续下跌，相较今年年初下跌幅度超过10%。

从供需面来看，亚洲市场确实存在供过于求的情况。根据中电联公布的上半年全社会用电量数据，全社会用电量同比增长5.1%，增速同比小幅回落；但电源结构发生变化：水电多发，设备利用小时同比提高76小时；火电发电量低速增长、设备利用小时同比下降83小时；风电发电量高速增长，设备利用小时同比提高91小时。发电电源结构的调整无疑使得动力煤需求不足，成为压低市场价格的重要因素。与此同时，由于今年开始取消重点煤合同指导价格，电力企业在煤电之争中拥有了更多的价格博弈能力，市场总体过剩的格局降低了电力企业增加煤炭储备的动力，使得煤炭企业更加被动。

亚洲动力煤市场的总体供应能力同样存在过剩。今年以来澳大利亚、印尼等出口亚洲的动力煤价格持续下跌。国内需求萎缩、出口量增加是导致出口价格下跌的重要因素。由于澳大利亚实现严格的温室气体排放控制政策，导致国内钢铁企业竞争力严重下降，产能收缩达30%以上，由此导致对煤炭需求的下降，2011年至2012年，澳大利亚煤炭产量增长4.2%，而国内消费量则下降4.9%。因此国际市场特别是中国市场是澳大利亚煤炭出口的最主要目标，从BJ价格指数与中国环渤海动力煤价格指数的联动即可看出，其瞄准中国市场波动调整定价水平的策略性转变。而印尼的煤炭产量近年来也是保持高增长，2011年至2012年，其煤炭生产量上涨幅度高达9%，而消费量仅上涨2.8%，出口导向十分明显。

从后续发展趋势来，国际货币基金组织（IMF）预测，2013年至2014年，澳煤价格仍将继续下跌，跌幅可能会有所收窄，主要是受到亚洲煤炭市场总体供应过剩、去库存压力大的影响。国内煤炭企业的寒冬可能还将持续一段时间：第一季度国内煤企为了保住市场份额，一度不愿意采取限产保价措施，但市场反馈已经证明不削减产能，价格势必继续下跌。反观美国市场，前期天然气价格的大幅度下跌对煤炭市场形成严重挤压，煤炭需求下降较多，煤炭产能同样收缩，但今年由于美国国内环境和气候政策对火电企业排放标准进一步提高，导致天然气价格上升，煤炭开始具备竞争优势，前期产能的萎缩反而成为保证市场价格稳定的基础。因此，国内煤炭价格未来一段时期的走势关键取决于成本竞争。另一方面，既然煤价已经市场化，电价如何调整？电力部门普遍认为，目前的价格格局是煤企在向发电企业还历史旧账，短期内无需调整。但根据2013年1月开始执行的《关于贯彻落实国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见做好产运需衔接工作的通知》，当国内电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。在电煤价格出现非正常波动时，依据价格法采取临时干预措施。因此，尽管短期内煤炭企业的呼声是否会促成国家发改委尽快调整上网电价还是一个未知数，但明年很可能会下调上网电价，遏制煤炭价格的进一步下跌。