(二)强化迎峰度夏和度冬期间电煤供应，保障电力稳定供应
针对当前电煤供应持续偏紧、用电需求较快增长的形势，要密切关注迎峰度夏、度冬期间电煤供应季节性矛盾。尤其当前已进入迎峰度夏保供应关键期，降温负荷拉动用电需求持续较快增长，应全力保障煤炭充足供应，确保迎峰度夏形势的平稳有序。
一是加快推进煤炭优质产能释放，有效增加煤炭市场供给量。各地方及企业应严格贯彻落实发改运行〔2017〕763号、发改运行〔2017〕1129号文件精神，落实“放管服”要求，加快推进煤炭优质产能释放。抓紧对部分符合条件的优质产能煤矿重新核定生产能力;积极协调和组织具备条件的煤矿加紧落实产能置换方案;各地应针对停工停产煤矿进行认真梳理、提出分类处置措施，对具备条件的抓紧组织复工复产验收，力争应复尽复;不应以简单停产方式应付安全生产、环保等检查。严格限制部分地区通过“煤管票”等行政行为变相操控煤炭产量。统筹协调好控制劣质煤进口与保证电煤有效供应，充分考虑电煤需求的季节性特征，合理缩短迎峰度夏期间进口煤检验周期。
二是有效保障各环节煤炭库存维持在合理水平。建议合理引导和有效监管煤炭流通企业、生产企业和主要用户的煤炭库存水平;确保环渤海港口库存维持合理水平，并重点关注蒙西、东北、京津唐等地区电煤库存，防止出现缺煤停机。
三是由有关政府部门牵头，加强运力、中长期合同执行的协调和监管。建议有关部门及时有效协调出现的问题，确保迎峰度夏期间重点地区的电煤运输，尤其保障大秦、蒙冀、朔黄等重点铁路运力。
(三)完善调控政策和协同机制，改善电力企业经营环境
煤电企业多重矛盾交织叠加，导致企业连续亏损、经营形势日趋严峻，应引起广泛重视。建议在市场秩序、价格机制、调控政策等方面改善发电企业经营环境，避免行业风险进一步聚集。
一是密切关注煤炭市场波动，有效引导价格合理回归。建议加快推进煤炭优质产能释放以增加煤炭市场供给量;进一步规范和完善煤炭价格指数体系，提高客观性、准确性、及时性;积极引导社会舆论，从严查处价格欺诈、囤积居奇、哄抬价格等违法行为，尽快将煤价下调至绿色区间。
二是合理疏导发电成本，继续完善煤电价格机制。建议引导发电企业加强燃料成本预测和竞价策略研究，在电力市场交易中充分考虑燃料成本波动，合理疏导发电成本。调整环保电价的补偿方式，将市场化交易电量环保补贴的分担方式调整为“价外补贴”;尽快研究将供热电厂供热部分的电价纳入环保电价补偿范围。对以清洁能源为主的电网推行火电机组备用容量补偿机制，尤其针对长期为清洁能源发电提供调峰、调频、备用等辅助服务的煤电机组逐步实施两部制电价，缓解火电企业存在严重的生存问题，引导煤电行业转型升级。
三是加强政策执行监督，确保相关政策落地。国家出台《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》(发改价格〔2017〕1152号)等文件，对于缓解煤电企业经营困难具有重要意义，建议相关部门加强对该项政策落实的监督，确保政策落地。
四是出台煤电停缓建配套政策，缓解企业经济损失。充分考虑煤电“去产能”停缓建政策，对行业和企业带来的较大安全隐患和经济损失。客观评估由于投资方、设计、施工、监理和制造等多方面合同协议和审批文件的变更处理，所带来的工程违约索赔费用、设施防护和设备保护费用、支付已贷款项利息等。研究出台财税、利率等方面的配套政策，缓解停缓建给企业带来的财务成本、安全处置成本、违约成本等经济损失，妥善解决相关人员安置问题。
(四)及时化解新问题，稳妥有序推进电力体制改革
随着电力市场化交易规模的扩大，各省级电力市场的相继建立，电力体制改革已逐步进入新的阶段。建议认真总结部分地区电力市场建设中暴露的问题，进一步完善交易体系，提高改革质量和效果。
一是进一步完善市场体系。建议进一步规范市场准入、输配电价核定、电力交易机构设置等关键环节，健全电力市场主体信用体系建设，建立守信激励和失信惩戒机制，加强直接交易合同约束力，保障合同有效执行。
二是进一步加强监督指导。建议加强对各省级电力市场交易工作的指导监管，制定颁布统一的具有强制性的市场准入规则、市场交易规则等范本，及时纠正带有地方保护色彩的不合理政策，维护电力市场秩序，防止行政干预盲目降价，促进电改健康有序开展。
三是进一步开展重点问题研究。建议针对改革中出现的电量放开比例问题、法律问题、合同执行等重点、热点问题开展广泛讨论，深入研究。综合考虑系统安全、装机结构、负荷特性、供需形势以及行业企业经营形势等多因素，研究确定市场交易电量比例的合理阈值和放开节奏;针对交易双方的市场行为，加强法律研究，明确标准、合理引导;针对交易合同执行中出现的履约率低、拖欠电费等问题，逐步建立电费清缴机制，并研究建立违约行为与诚信机制、电力市场准入清出机制的关联机制。
