受多种因素影响，我国现行煤炭行业管理体制与机制依然存在诸多矛盾与问题。这些矛盾与问题的存在，是造成我国煤炭行业目前面临的各种突出问题的深层次原因，并严重制约着煤炭行业的可持续发展。当前煤炭行业所出现的各种问题，有着深刻的体制与机制烙印。
结构布局不合理拖累煤炭行业健康发展
由于长期以来对我国能源战略基本定位与煤炭产业在我国能源格局中的基础地位缺乏清醒地认识，引起煤炭行业管理机构与其它能源行业管理机构分分合合，煤炭行业管理机构行政级别升升降降，产业政策时而鼓励，时而限制。体制与机构的频繁变动，使煤炭行业总体发展战略与管理机制缺乏必要的长期性与稳定性，产业规模随着社会经济发展的现实需求变化被动调整，许多影响行业健康发展的重大问题得不到有效解决。
同时，由于缺乏统一规划，行业间改革与发展严重不平衡。1998年撤销煤炭部后，煤炭行业就开始大面积实施市场化改革，2001年国家煤炭局撤销后，煤炭行业全面按照市场规律来运行，而与煤炭紧密相关的电力、铁路行业市场化改革明显滞后，由此，煤炭行业在煤电、煤运博弈中处于比较劣势，煤炭价格形成机制长期存在缺陷，损害了煤炭行业的利益，制约了煤炭行业的健康发展。
目前，我国煤炭行业管理是一种低级别的分散管理模式。由于缺乏相对统一与明确的能源与煤炭行业发展主导方向为指导，部门间缺乏有效的协调机制。统筹协调机制不健全及部门本位主义的存在使不同部门出台的各项管理举措不能协调统一，甚至相互矛盾与抵消。如国土资源部门管理资源的探矿权和采矿权设置与煤炭行业行政主管部门制定的煤炭开发规划不衔接，运煤通道建设与煤炭运输需求不匹配，煤炭资源开发与环境生态保护不适应，煤矿安全监察机构负责实施国家监察的职责与煤炭行业管理部门负责行业安全监督管理的职责难以划清等等。
煤炭行业多头管理还造成煤炭行业管理职能明显弱化，产生了许多不良后果。如煤炭产业总体战略规划制定和政策法规体系建设，煤炭资源的统筹开发和有序利用，生态环境恢复治理以及减轻煤炭企业社会负担，煤炭与其它能源之间的协调供应等一系列涉及煤炭行业可持续发展的重大问题，因行业管理职能弱化而迟迟得不到解决与落实。此外，管理部门无法对煤矿关键性技术和重大装备的研发统筹兼顾和宏观指导，制定出煤炭产业相关的技术发展规划，构建相关的技术创新保障体系，开展必要的国际技术交流与合作。
外界看好中国低阶煤提质技术市场
低阶煤在我国煤炭储量及产量中占比很高，但由于我国低阶煤提质方面的研究一直较为落后致使其直接利用效率低。近年来，不少国外煤炭技术企业已将目光投向中国，以技术入股或其他方式进军中国市场。
对此，业内人士表示，为了提升煤炭行业技术水平，应当坚持国内自主开发和国外引进相结合的原则，稳步推进我国低阶煤提质加工技术发展。一方面，积极扶持国内煤炭技术企业进行积极创新，在某些领域达到或者超过国际先进水平；另一方面，适度引进能够真正给我国煤炭行业带来效率提升的跨国公司。
低阶煤是指处于低变质阶段的煤，具有低灰、低硫、高挥发分、活性强等特征，主要煤类分为褐煤和低变质烟煤。褐煤是变质程度最低的煤类，低变质烟煤包括长焰煤、不粘煤和弱粘煤。
由于低阶煤全水和内水含量高、氢氧含量高、易自燃、发热量低，如果大规模开发利用必须对其加工提质。通过低阶煤提质，可提高发热量、改善燃烧特性和增强气化技术适应性。
我国是煤炭储量和产量第一大国，低阶煤在我国煤炭储量及产量中占比很高。
世界能源委员会2010年发布的世界能源调查显示，低阶煤占中国全部煤炭储量的比例达46%。其中，褐煤占比为13%，低变质烟煤占比为33%。
低阶煤的含能量相对低且经济价值远远低于高阶煤，因此一直以来很少被利用。有专家认为，如果使用煤炭优化技术优化低阶煤并将其应用于电力行业，中国的能源供应量有望翻番。
近年来，我国低阶煤提质在技术和设备方面有所突破并开始工业化应用。目前国内对低阶煤的提质主要有两种方法：一是以脱水提高发热量为目标的改性提质方法，该方法基本不改变煤的化学性质，主要在较低温度下进行，一般在煤的着火点以下，其产品主要是低灰、低水、较高发热量的提质煤炭。另一种是采用热解(干馏或加氢)的改性提质方法，该方法一般在低、中温(500至800℃)进行，低阶煤在这样的温度下热解，经历了一系列的化学变化，生成与原煤性质有较大不同的改性煤或半焦、煤气和焦油。
电价改革可有效促进节能减排
中国电力行业“十二五”期间的节能减排路径已清晰描绘。国家电监会主席吴新雄透露，“十二五”时期中国电力节能减排将重点做好电力资源的高效利用、调剂余缺，在提高节能高效清洁机组发电利用小时数上取得成效等工作。
环保部9月出台的《火电厂污染物排放标准》，亦明确规定了火电厂脱硝标准。同时，环保部印发《污染减排政策落实情况绩效管理试点工作实施方案》，也将对电力央企试行污染减排绩效考核。
国务院9月初发布的《“十二五”节能减排综合性工作方案》更强调，“十二五”期间中国电力行业主要污染物排放将实行总量控制，对能源消耗超过国家和地区规定的单位产品能耗(电耗)限额标准的企业和产品将实行惩罚性电价。
电监会有关负责人透露，中国电力行业在“十一五”期间超额完成了节能减排的目标。尽管如此，电力行业仍是中国节能减排的重点领域，去年电力行业消耗了全国约五成五的煤炭资源，在能源转换过程中排放的二氧化硫约占全国的四成三。
安装脱硫机组对二氧化硫减排有明显成效。由于燃煤机组在“十二五”初期将全部安装脱硫设备，而新建煤电二氧化硫排放量仍需增长，二氧化硫技术及经济减排的空间已不大，如在脱硫技术上未取得重大突破的情况下，预计电力行业“十二五”期间再大幅降低二氧化硫排放的难度非常之大。电监会指出，应继续完善脱硫电价补偿机制，对因燃煤硫份高导致脱硫成本高的发电厂应合理补偿电价，满足成本要求。
今年中国发电企业普遍亏损，完善电价管理机制已成为电力行业的普遍共识。电监会建议，国家应制定完善有利于节能减排的电价政策，完善差别电价、峰谷分时电价、惩罚性电价政策，对缺电省份全面实行尖峰期电价，对高耗能行业实行用电加价，通过电价形成产业调整的倒逼机制，从而促进节能减排。
业内专家建议，在配套电价改革推出后，还可结合天然气发电等清洁能源发展，在解决电力供应紧张的同时，也可有效地促进节能减排。
