专业性
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高效率
科学性
全面性
第一节 2006年我国煤炭开采和洗选业行业发展基本情况
2006年，我国原煤产量达到23.25亿吨，同比增长8.1%。
我国原煤产量自2000年降至9.99亿吨的低谷后，随着经济的快速增长而加速增长。2002年原煤产量为14.15亿吨，2004年为19.97亿吨。
在满足国民经济快速发展对煤炭需求的情况下，实现了产量上升，事故总量、特大和特别重大事故大幅下降。2006年，全国煤矿事故死亡人数为4746人，同比下降20.1%，三十年来首次降到4800人以下。
特大和特别重大事故死亡人数分别下降34.3%和75.8%，杜绝了一次死亡百人以上事故。但煤矿事故总量依然偏大，煤矿安全形势依然严峻。2006年，全国煤矿重大事故死亡人数上升22.2%；非法、违法生产矿井事故多发，在39起特大以上事故中，非法、违法生产矿井22起。
1、原煤产量有所放大。据安监总局调度数据，2006年前7个月，全国原煤产量完成117975万吨，同比增加9053万吨，增长8.3%。这一数据比1-6月原煤产量4.4%的增幅提高了近4个百分点。当月产量完成20157万吨，是前7个月的最高水平。
2、全社会和煤矿库存继续回升。2006年1-7月，全国煤炭社会库存总量达到1.55亿吨，比年初增加了1526万吨，增长了10.9%。其中煤炭生产企业库存4600万吨，比年初增加了1706万吨，上升了58.9%。
3、直供电网煤炭库存依旧充足。据中能电力工业燃料公司统计，2006年7月份直供电网日均消耗电煤152.5万吨，创造了2006年前7个月的月度最高水平。7月末，直供电网煤炭库存为2476.7万吨，与6月末基本持平，比年初增加了106.7万吨，增长了4.5%，同增107万吨，增幅为4.5%，按照7月31日当天电煤消耗计算，电煤库存的可用天数为15.8天，继续处于合理库存水平之上。
4、煤价基本平稳，涨跌有度。2006年7月全国煤价涨跌不一。7月中旬，山西大同优质动力煤价格反弹10元/吨；新疆煤价淡季旺销。江浙沪豫等地区煤价止跌走稳；赣湘黔等省区煤价下跌。其中，湖南煤炭7月底均价为299元/吨，与月中比价格下跌7.04%，月环比下跌5.44%，同比下跌12.05%；贵州省煤价比年初平均下降60-70元/吨。
5、铁路运煤不旺，港口中转表现尚佳。2006年7月末，全国铁路煤炭运量完成9277万吨，同比增加了158.8万吨，增长了1.7%。同月，全国主要港口完成煤炭发运3493.7万吨，同比增加446.8万吨，增长了14.7%。
三、我国煤炭开采和洗选业行业技术发展状况
1、煤炭地下气化开采技术
煤炭地下气化是在地下气化炉条件下进行的，将煤层中的气化通道进气孔一端的气化穴煤炭点燃，由进气孔鼓入空气、氧气和水蒸汽等汽化剂，由辅助孔鼓入氢气。于是地下煤炭便进行有控制地燃烧，经过对煤的热作用及化学作用，按温度和化学反应的不同，于地下气化通道内形成氧化带、还原带和干馏干燥带，由此生成的粗煤气于出气孔产出。建地下气化炉有两种技术途径：其一是巷道式建地下气化炉技术。在正开采或废弃的煤矿井中可启建地下气化炉，由人工掘进的方式在煤层中建立起气化巷道，并在进气孔底部巷道壁筑起一道密闭墙（促使定向燃烧煤层），便可将密闭墙前面的煤炭点燃。单套炉由气化通道进气孔、辅助孔和出气孔组成，气化通道于同一煤层内连通各孔。但该技术人工竖井深度受限，因受煤层的地应力和煤层温度制约。其二是钻井式建地下气化炉技术。即采用常规的油气井钻井技术，钻一口一般的长？眼水平井段，与另外的二口直井于同一煤层内以洞穴式相连通。单套地下气化炉仍由气化通道、进气孔、辅助孔和出气孔等组成。将进气孔底部的气化穴煤炭点燃，鼓入汽化剂促使连续气化煤炭，由辅助孔鼓入氢气，气化通道内仍有氧化带、还原带和干馏干燥带出现。此种建地下气化炉技术于国外多采用，但国内的辽河油田于2005年内成功建起了首座钻井式地下气化炉，开创了国内建地下气化炉新阶段。这种建地下气化炉技术正好发挥了石油企业的钻井技术优势，免去了巷道式建地下气化炉条件的限制。但因钻井井径受限，制约着单套炉规模化开采，可进行单套炉多个进气孔、多条气化通道、多个出气孔、大井眼钻进和扩眼完井等多项技术创新。煤炭地下气化开采能有效地利用矿物能源资源，毕竟国内井工可采煤炭含量仅占煤炭资源储量的11.43%，地下气化开采就是有效利用资源的途径。
目前山东、山西、内蒙古、贵州、河南、四川、辽宁等地区都在引入煤炭地下气化技术，使“报废”的煤炭资源得到充分利用。煤炭地下气化开采，避免了对大气的严重污染。地下燃烧产生的高温使瓦斯气和煤焦油发生剧烈的气体膨胀被挥发采出。尤其是高温条件会使褐煤的物性变好，促使煤层气被解析，易于产出，还可增大煤层气供给的范围。煤炭地下气化开采，其中灰分却留存于地下，可减小开采后期地层坍塌程度。煤炭地下气化开采有见效快的特点，一经地下点燃后，仅仅只依赖于注入汽化剂便连续生产。汽化剂仅是空气、水蒸汽、氧气和氢气，氧气和氢气可由粗煤气中分离后获得，水蒸汽可由产出的高温粗煤气降温处理过程中制取，因而总体工艺技术具有明显的循环经济特色。
2、煤炭洗选技术
煤炭洗选是利用煤和杂质（矸石）的物理、化学性质的差异，通过物理、化学或微生物分选的方法使煤和杂质有效分离，并加工成质量均匀、用途不同的煤炭产品的一种加工技术。按选煤方法的不同，可分为物理选煤、物理化学选煤、化学选煤及微生物选煤等。以下介绍几种洗选技术：
微细磁铁矿粉重介旋流器法：旋流器直径小（50mm），介质粒度小（<11微米），入选粒度小（140-200目），可有效地脱灰和脱硫，有效分选粒度达30μm。
油团聚法：煤浆加油，使煤选择性团聚，成灰物留在悬浮物中。
选择性絮凝法：煤桨加絮凝剂和分散剂，使煤絮凝沉淀，矸石留在矿浆中。
浮选柱法：立式充气式浮选机，煤浆与气泡逆向流动，可实现粉煤的降灰脱硫，被认为是制备超纯精煤最实用的设备。
空气重介流化床选煤：气-固悬浮体做分选介质（磁铁矿粉、磁珠和石英砂通过与气体接触变成一定密度的似流体），其分选效率与湿法重介相当。
高压静电选煤技术：利用煤和磁铁矿及其它成灰矿物导电率差别，把成灰物和硫铁矿从可燃物中分离出来，这是一种能有效分选细煤的干法分选。
第二节 我国煤炭开采和洗选业行业存在问题及发展限制
1、存在问题
煤炭安全供应保障能力低，产能与需求矛盾加剧；受运输瓶颈制约，结构性矛盾突出；资源管理滞后，精查储量不足；矿区生态环境制约煤炭资源开发与区域经济发展；行业总体生产力水平低，安全生产形势严峻。
2、应对策略
1）培育大型煤炭企业集团，提高能源安全保障能力和市场竞争能力。培育和组建一批实力强大、优势明显的大型煤炭企业集团；提高煤炭生产集中度，推动煤炭产业升级、促进行业可持续发展。
2）建设大型煤炭生产基地，实现煤炭资源科学规划、有序开发、高效安全开采。通过制定大型煤炭基地规划，优化资源勘探和开发布局，规范资源市场和矿业权管理，加快大型煤矿项目建设，促进大型煤炭基地建设和发展。延伸产业链，提高煤炭产品附加值。
3）加强矿井建设和改造，确保煤炭供需平衡。对煤炭资源丰富、赋存条件和基础设施完备的地区，加大新井建设力度，提高煤炭供应能力。联合、重组小煤矿，提高单井规模，最大限度地减少小煤矿数量。
4）加强资源综合利用和环境保护，创建和谐矿区。从源头上提高资源综合利用和环境保护水平。发展洁净煤技术，推广水煤浆、煤炭液化、煤炭地下气化、煤层气、工业型煤等煤炭加工转化和利用技术。
5）实施科技兴煤和人才强煤战略，促进煤炭工业的可持续发展。加大科技投入，推进技术创新和系统集成。搞好人才引进和培养，建立人才会集机制。
第三节 我国煤炭开采和洗选业上、下游产业发展情况
一、煤炭开采和洗选业行业上游产业
上游产业包括：煤机、装备及其配件制造、维修行业。随着煤炭大基地、大集团战略的实施，大型现代化矿井的建设和运营，以及中小煤矿的改造、提高.对煤机、装备的需求将不断增加。目前，大型煤炭综采成套设备将成煤机行业发展主流。
1、加快发展煤机制造业意义重大
我国是世界煤炭第一生产和消费大国。由于我国富煤少油，所以煤炭在我国的一次能源中占有极其重要的地位。近年来，国际油价高企，这在某种程度上更加凸显了我国煤炭资源的战略意义。
建设强大的煤炭工业须有强大的煤矿机械制造能力作为后盾。然而，生产技术总体水平落后正在制约着煤炭工业的快速发展。据统计，目前全国采煤机械化程度仅为42%。众多小煤矿仍沿用传统落后的开采方式。
为解决这一矛盾，国家提出了加快提升煤炭生产和设备制造技术水平的战略目标。根据“十一五”煤炭行业结构调整的主要目标，到2010年，全国大、中型煤矿采煤机械化程度要分别达到95%和80%以上。
大型煤炭井下综合采掘设备等重大专项，主要是面向煤矿高产、高效集约化生产及其配套的设备和技术。包括年产600万～1000万吨厚煤层综采成套技术装备研制；年产150万～200万吨薄煤层自动化综采成套技术装备研制；年产100万吨以上短壁综采成套技术装备研制；巷道快速综掘成套技术装备研制等。
我国发展大型煤炭井下综合采煤设备，不仅是为了解决煤炭行业发展的设备需求，也不仅是间接地为提高我国煤机行业技术水平提供难得的发展机遇，更重要的是，它将为我国重要能源资源开采提供有力保障。
2、制约因素加大综合差距
煤机行业的发展并非一帆风顺。在经过多年的低谷期后，虽然近年来市场逐步转暖，但在其自身发展中仍有诸多制约因素。诸如基础技术及基础元器件发展滞后、国产原材料不能满足要求、企业数量多规模小且分散重复、科技开发投入少、技术创新能力弱等。
目前，煤机全行业最突出的问题之一就是成套能力薄弱，市场竞争力不强。据了解，改革开放以来，在煤炭专用设备研制和国产化工作上取得了巨大成就。
但是，由于体制和机制的制约，在煤炭专用设备研制和国产化工作中，力量主要集中在提高单机的设计制造能力和水平上。因而，煤炭专用设备的系统开发、系统设计、系统成套及系统服务，则显得十分薄弱。同时，由于煤炭装备制造业发展滞后，产品的性能和可靠性难以满足高产、高效矿井要求，导致企业在市场竞争中缺乏竞争力。另据了解，目前国内仅有山西焦煤集团和中国煤炭机械工程装备集团具有综合煤机制造实力。
种种制约因素及行业技术创新能力不足，造成目前我国煤机制造业与国际水平相比存在很大差距。专家建议，根据目前行业的具体情况，行业创新路线还需要引进和自主研发相结合。专家指出，在全球产业结构调整和转移的浪潮中，以及诸多制约因素前提下，我国煤炭装备制造业面临着重组和规模经营的新趋势。
二、煤炭开采和洗选业行业下游产业
1、电力行业
1）电力发展快慢仍需商榷
经营计划专家组预测，“十一五”期间我国电力需求预测为：到2010年总装机容量6.9亿～8亿千瓦，其中水电装机1.65亿～1.7亿千瓦、煤电装机4.68亿～5.7亿千瓦、气电装机3500万千瓦、核电装机1200万千瓦、新能源发电装机1000万千瓦。所以，“十一五”期间将新增装机2.05亿～2.83亿千瓦，其装机增长速度为6.7%～9%，“十一五”期间的发电量为3.05万亿～3.57万亿千瓦时，增速为4.4%～8%，届时人均用电量约为2300～2600千瓦时，将基本达到2001年世界人均发电量2548千瓦时水平。
对于2010年装机6.9亿千瓦、发电量3.05万亿千瓦时的方案，在“十一五”期间，装机年均增速只有4.4%，这明显不能适应经济发展需要。而装机8亿千瓦、发电量3.57万亿千瓦时的方案，其增长速度可以达到7.8%.笔者认为，这样的增长速度基本可以适应经济增长的需要，且其发电设备利用可维持在4500小时左右，标志着电力供需已趋平衡。所以，这一方案是需要争取实现的，而且也是有条件实现的。根据这一装机容量，预计，到2010年，“十一五”期间电力发展所需投资在3万亿元左右，其中电源投资1.5万亿元，电网投资1.5万亿元。
2）资源节约和环境友好成为准则
2005年10月《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十一个五年规划的建议》公布，“十一五”发展的指导思想、目标、任务等随之明确。加强基础产业建设再次提上日程，电力发展将以大型高效机组为重点优化发展煤电，在保护生态基础上有序开发水电，积极发展核电，加强电网建设，扩大西电东送规模。在未来五年的发展中，有两个方面与电力发展密切相关：
（1）资源的节约
电力建设和生产中要节地、节水、节煤，加强规划，防止盲目重复建设和资源浪费。同时，高耗低效机组的技术改造及淘汰，将再次受到关注，电力将全面推行清洁生产，形成低投入、低消耗、低排放和高效率的节约型增长方式。
（2）与环境友好
强化从源头防治污染和保护生态，改变先污染后治理、边治理边污染的状况。加快燃煤电厂二氧化硫治理，重视控制二氧化硫的排放，降低污染物排放总量。
2、化工行业
基于目前高烧不断，加上我国煤炭储量丰富，煤化工行业未来发展前景相当可观。而政策所铸起的高壁垒，也无疑为已经能够规模化投产煤化工产品的上市公司创造了宽松的发展环境，提供了一条持续高速增长的道路。
煤化工行业是指的以煤为主要原料的化学工业，这里指的煤化工主要是煤制油、煤制甲醇二甲醚等以煤炭为主要原料，通过化学反应制造石油替代性能源的行业领域。基于石油资源的有限性和目前油价高烧不断，加上我国煤炭储量丰富，煤化工行业未来发展前景相当可观。而目前政策所铸起的高壁垒，也无疑为已经能够规模化投产煤化工产品的上市公司创造了宽松的发展环境，提供了一条持续高速增长的道路。
1）高油价和石油供应的不稳定性催生替代型能源发展
在供需关系、汇率、地缘政治的不稳定性等因素的影响下，国际原油价格在近几年持续走高，目前已经稳定的维持在了70-80美元/桶之间。而且依照目前的形势发展下去，则很可能还要突破80美元大关，依照最乐观的估计，石油价格甚至可能达到100美元/桶以上。另外，国内储量有限，石油对外依存度高（目前已经达到44%），石油来源主要是中东地区，运输渠道单一，这些都使得我国的石油进口存在很大的不确定性。虽然近年来，我国尽量致力于发展新的进口渠道，比如从俄罗斯进口原油，但是目前的这种状况难以在短期内大幅度改变，而且随着经济增长带来的能源需求增加，某些隐患和问题可能将进一步突出。
在这样的背景下，站在国家能源安全的战略高度出发，发展适合我国国情的替代性能源，就成为了保证国家经济持续发展不可回避的一个重要课题，而煤化工替代性能源就是在这样的背景下推出的。
2）煤炭储量丰富是我国发展煤化工替代性能源的现实基础
替代性能源包括煤制油、风能、太阳能、生物质能等。然而，受制于成本、技术和诸如应用领域等其它现实性因素来说，煤化工（主要是煤制甲醇二甲醚）替代性能源具备更好的发展空间。
（1）从应用领域来说，我国主要的耗能行业是交通领域，这里集中了大约40%左右的油品消耗量。而目前的其它替代性能源如生物质能、风能太阳能等都不具备大规模替代交通领域油品消耗的潜力。从目前的技术成熟度和产业化可行性的角度上来说，煤制油和甲醇二甲醚就具备很好的车用油替代性，尤其是甲醇二甲醚，生产工艺相对简单，生产成本较低，已经具备大规模产业化的基础。
（2）从现实条件来说，丰富的煤炭储量为我国煤化工行业的发展提供了丰富的物质基础。我国的煤炭储量极为丰富，在世界已探明的储量当中，我国的煤炭储量占到大约15%，而石油储量才占到2.7%左右，这就造成了我国一次性能源中以煤为主的事实。而丰富的煤炭储量无疑为煤制油、甲醇二甲醚等煤化工产品提供了足够的原材料来源。
甲醇二甲醚等煤化工产品在我国之所以没有大规模推开，和政府层面没有积极主动的提出相关扶持性产业政策是有一定的联系。但是近期这一情况已经出现了可喜的变化。在“十一五”规划中，提出了“发展煤化工，开发煤基液体燃料，有序推动煤炭液化示范工程建设，促进煤炭深度加工转化”的政策。另外，发改委等在规划这一新兴行业发展的时候，也提出了规模化的要求，强调不能一哄而上，这就为已经进入的龙头型企业提供了宽松良好的发展空间。
从技术支撑产业发展的角度上来说，煤液油和煤制甲醇二甲醚目前都已经具备了足够成熟的商业化运营条件。煤液油方面的运作范例南非的sasol公司等，而国内的神华集团和兖煤集团等都在建设百万吨级以上的项目。
4）炒作煤化工替代性能源的时机
虽然煤化工行业具备良好的发展前景，但是由于目前仍然处于产业化发展的初期，推动上市公司业绩爆发性增长的实际效果并不见得很明显。比如在甲醇二甲醚生产上规模较大的兖州煤业，即使百万吨级的产能全部投产，也仅仅能够增加20%左右的销售额。所以，炒作煤化工替代性能源类股暂时仍然主要停留在预期和概念性阶段。
3、化肥行业
据统计，2006年10月份，国内化肥市场仍呈低迷态势。10月份尿素市场平均价格约1760元/吨，环比下降1.7%，同比下降2.2%。尽管从10月份起尿素出口关税税率由30%下降至15%，但是由于近期国际尿素行情走弱，企业出口并不太多，关税的下降并没有对国内市场起到明显的支撑作用。
1）从近几年供求关系分析，目前世界化肥产量每年增长率约为2%-3%，而中国的增长贡献率为40%-60%。2004年中国国内化肥产量增长率15%，2005年虽有所降低但仍达到10%以上，2006年月度统计增长率在15%以上。就目前情况看，这一发展势头还将持续至少1-2年。但是，国内化肥需求方面并不乐观，主要有几个方面原因：一是农田土地减少。过去10年中国农田面积已减少了10亿亩，随着退田还林、退田还草、退田还湖等工程实施，日后农田面积只会减少不会增多，这种态势必影响化肥的需求。二是虽然目前农民种粮积极性有了极大地调动，但并不能从根本上解决农民脱贫致富的问题，短期内国内化肥需求有所增加，但并不具备持续性。三是随着国家对农保技术的重视，特别是配方施肥、平衡施肥的推广，化肥施用量继续大幅增加的可能性很小。
2）国内化肥企业面临成本上涨的压力。制氮肥的主要原料有三种，天然气、石油和煤炭，中国这三种资源价格都相对较高，2005年12月26日，国家发改委公布的天然气价格改革方案，化肥用天然气出厂价格每千立方米提高50-100元。2006年10月底，国内石油三巨头已向国家发改委递交了申请LNG（液化天然气）涨价的方案。据了解，国家发改委目前的计划是将每年的LNG价格逐步上浮5%-8%，直到大致与国际水平接轨为止；而生产尿素用煤炭价格四年翻了五倍，在有些地方还不止这样的上涨幅度。
3）从行业政策层面来看，取消行政干预对化肥行业的影响偏负面。业内人士分析，从目前供需的角度来看，尿素和磷肥行业均处于供给略大于需求的状况，因而化肥价格的市场化将不会导致价格的上升，而化肥企业目前所享受的增值税免征、天然气价优惠、运输以及电价优惠的政策将可能被取消，将影响化肥企业的盈利能力。
4）中国化肥企业将面临市场开放挑战。从2005年12月11日起，中国允许外商在华设立化肥零售企业；从2006年12月11日起，允许外商设立化肥批发企业。目前，国外大型化肥企业，如美国嘉吉公司、俄罗斯阿康公司等，已开始向中国市场渗透。外商进入化肥市场，对于中国化肥企业特别是氮肥企业来说将是巨大的冲击。国内化肥业前景堪忧。
第四节 2003年-2006年煤炭开采和洗选业企业数量分析
一、2003-2006年煤炭开采和洗选业行业及亏损企业数量
2003年-2006年煤炭开采和洗选业行业亏损企业数量 单位：个
二、不同规模企业数量
2003年-2006年煤炭开采和洗选业行业不同规模企业数量分析 单位：个
三、不同有制分企业数量分析
2003年-2006年煤炭开采和洗选业行业不同有制企业数量分析 单位：：个
第五节 2003年-2006年煤炭开采和洗选业从业人数分析
一、2003-2006年煤炭开采和洗选业企业从业人员分析
2003年-2006年煤炭开采和洗选业行业从业人数分析 单位：人
二、不同规模企业从业人员分析
2003年-2006年煤炭开采和洗选业行业不同规模企业从业人员分析 单位：人
三、不同所有制企业比较
2003年-2006年煤炭开采和洗选业行业不同所有制企业比较 单位：人
一、我国煤炭进出口统计
06年一季度，我国国民经济延续05年持续增长的“惯性”，取得了10.2%高速增长，这也带动了煤炭进口的增加，另外由于今年年初煤电双方在煤炭产运需衔接会上分歧较大，在一定程度上也刺激了煤炭进口的快速增长。在此背景下，我国煤炭贸易继续保持“进口高速增长、出口快速下降”的态势。据海关统计，一季度我国共出口煤炭1676万吨，较去年同期减少16.4%。其中，3月份出口煤炭581万吨，同比减少27%；一季度共进口煤炭890.1万吨，较去年同期增长65%。其中，3月份进口煤炭369.7万吨，较去年同期增长了69.4%。
4月份我国煤炭进口增势依然不减，出口水平虽比较稳定，但和去年同期相比继续呈现出萎缩态势。4月份我国煤炭进口继续快速增长，4月份单月煤炭进口387万吨，同比增长95.5%；1-4月份累计进口1277万吨，比去年同期多进口540万吨，增长73.3%。4月份煤炭出口546万吨，与去年同月相比少出口98万吨，减少15.2%；1-4月份累计完成出口2219万吨，与去年同期少出口煤炭442万吨，减少16.2%。预计在后期这一趋势还将延续，但出口将会有一定比例增加。
值得一提的事，自05年以来，我国南方地区从越南、印尼等国进口煤炭增势迅猛。据海关统计，去年我国共进口煤炭2562万吨，其中进口越南煤就达到993万吨，占进口总量的38.8%，较2004年增长62%。进口印尼煤炭达235万吨，较2004年增长84%。进口越南煤成为南方地区尤其是广东、广西的一个热点。在国际油价居高不下和国内煤炭价格上涨的背景下，越南煤、印尼煤正通过多种方式向中国能源需求旺盛的广东、广西及东部沿海渗透。与此同时，蒙古的炼焦煤，也日益成为中国焦化企业关注的又一热点。
2006年6月份中国煤炭出口544.5万吨，2006年上半年中国煤炭出口3204.1万吨，同比2005年上半年下降了468.3万吨。其中数量最多的是日本、韩国、台湾和印度，数量分别为1011.6万吨，974.6万吨，692.4万吨和303.8万吨。
二、我国煤炭进出口分析
2006财年国际市场动力煤、炼焦煤合同价格谈判（也简称“长协”谈判）是最近半年以来国际煤炭市场关注的焦点。自05年11月份以来，中日、日澳等相关各方相继在日本东京举行。根据以往经验，年度长协谈判通常会持续三四个月，在正常情况下，到06年3月份理应有一个明朗的结果。但是，今年的谈判似乎要比往年艰苦得多，谈判时间也会比往年更长。导致今年谈判进展艰难的主要原因就是谈判双方在判断国际市场供求和价格走势上存在较大分歧。
到06年3月31日财年开始前，炼焦煤谈判基本结束。其结果基本为：2006财年炼钢用优质焦煤的供货价格比上年度下降约8%，优质硬焦煤FOB合同价格为115美元/吨，中等或低质硬焦煤FOB价格在105美元到110美元/吨之间。这是日本与澳大利亚的炼焦煤合同价格近3年来首次下调。而目前，新的财年开始已近两个月，动力煤价格谈判仍在“艰难”的进行中，中韩、日澳等各方有关动力煤价格谈判仍然处于“胶着状态”。据悉，到5月23日，经各方努力，中日谈判已首破僵局，2006财年中日LT项下动力煤价格谈判已经结束，合同总量847万吨，合同价格为US$52.97/吨FOB（5，800kcal/kg，NAR），同比下降了3.96美元/吨，较2005财年下降6.96%。2005财年中日LT动力煤价格为56.93美元/吨FOB（5，800kcal/kg，NAR），总量约为945万吨。在中日价格的导向效应作用下，预计中韩、日澳动力煤谈判也将于近期结束。
就06年动力煤谈判过程来看，以日、韩为代表的电力企业认为当前国际动力煤市场供求关系趋缓，煤炭合同价格走低是必然趋势，但中、澳等煤炭出口方对此并不认同。自去年7月份以来，国际动力煤价格一路下滑，澳大利亚BJ标准动力煤现货价格从2005年7月14日的52.3美元/吨，一直跌到11月24日的37.95美元/吨。在去年12月份McCloskey澳大利亚煤炭市场年会上与会代表预测：06财年动力煤FOB合同价格很可能降低到40美元/吨左右。但是，自去年12月底开始，部分中国电力企业进口煤热情较高，加上受到入冬后天气寒冷煤炭消耗增加等多方面因素影响，国际动力煤现货市场快速回暖，现货价格在近五个多月内一路反弹，直到4月13日澳大利亚纽卡斯尔港的标准动力煤现货价格（FOB）上涨到53.50美元/吨，这已达到2004年10月份时的历史高位。最近一个多月以来，无论是澳大利亚纽卡斯尔港还是南非理查德湾港，其现货煤炭价格仍然处于小幅盘整的较高价位水平。至5月22日，国际权威机构普氏（Platts）发布的南非理查德湾港煤炭现货（FOB）基准价为48.91美元/吨，5月18日澳大利亚纽卡斯尔港BJ标准动力煤现货价格（FOB）为52.35美元/吨。
鉴于近半年来国际动力煤市场走势比较强劲，煤炭供应商认为未来的煤炭市场仍然有继续上涨的动力，而这与日、韩客户对煤炭市场走低的判断相去甚远。因此，双方多轮谈判异常艰难。在此背景下，国际权威机构高盛公司（GoldmanSachsJSBWere）在4月18日发布的研究报告中称，已将06财年澳大利亚动力煤合同预期价格由48美元/吨调高到50美元/吨。而据近日普氏（Platts）发布的消息称，彼得.考斯特煤炭公司（XstrataCoal）和力拓矿业（RioTinto）等公司再次赴日与日方客户紧密磋商，目前尚无新的进展。根据中日谈判的结果及国际市场近期的供求变化，笔者预测在经过长期艰难的谈判之后，06财年日澳动力煤合同价格可能在49-51美元/吨落定。
三、煤炭市场供大于求、宏观调控煤炭进出口
中国检验检疫机构对煤炭的检验监管自今日始从原来的促进出口，调整为宏观调控进出口。这表明，中国实行宏观调控和能源政策中，正在进一步加强和规范对进出口煤炭的检验监管力度。
《进出口煤炭检验管理办法》共五章四十一条，涉及检验检疫机构对进口煤炭涉及安全、卫生、环保的项目及相关品质、数量、重量实施检验，并提出出口煤炭生产企业实行分类管理制度等。
这项由国家质量监督检验检疫总局出台的《进出口煤炭检验管理办法》，将出口煤炭生产企业分为A、B、C、D四种类别，明确指出，企业应当在出口煤炭报检时提供《出境货物换证凭单》。
《进出口煤炭检验管理办法》指出，国家质检总局主管全国进出口煤炭的检验监管工作。国家质检总局设在各地的出入境检验检疫机构，按照职能分工对进出口煤炭实施检验和监督管理。检验检疫机构对进口煤炭实施口岸检验监管的方式，对出口煤炭实施产地监督管理和口岸检验监管相结合的方式。
比较原《出口煤炭检验管理办法》，新《办法》检验检疫机构对煤炭的检验监管已从原来的促进出口，调整为宏观调控进出口，加强和规范对进口煤炭的检验监管。据了解，按照新《办法》，今后不再实行煤炭出口质量许可制度，规定出口煤炭生产企业实行分类管理制度。产地检验检疫机构接受出口煤炭生产企业自愿申请，对其质量诚信度、生产加工工艺、生产技术条件、质量保证能力等按照标准进行考核，将出口煤炭生产企业分为A、B、C、D四种类别，实施不同条件要求的监管方式。
国家质检总局有关人士称，在新规定框架下，出口煤炭生产企业在每批出口煤炭装车发货前，凭出口合同或者其主管部门下达的出口计划，以及企业自检合格单，向产地检验检疫机构申报。产地检验检疫机构根据日常监管情况，按照有关规定签发《出境货物换证凭单》。并要求出口煤炭经营企业应当在出口煤炭到达口岸卸货前，按照国家质检总局相关规定向口岸检验检疫机构报检，报检时应当提供《出境货物换证凭单》。不能提供的，口岸检验检疫机构不予受理报检。
中国物流信息中心分析人士认为，《进出口煤炭检验管理办法》的实施，意在控制煤炭出口，提高煤炭产品质量；另一方面是配合中国正在进行安全生产对小煤矿的限产整顿。
中国在经过了几年煤炭供需紧张期后，随着煤炭产能扩大，运输的协调，中国煤炭市场出现供大于求的局面。据透露，权威部门认为目前正是整顿煤炭市场的最好时机。
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