以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，牢固树立新发展理念，坚持稳中求进工作总基调，坚持市场调节和政府调控相结合，以供给侧结构性改革为主线，以落实电煤中长期合同为重点，加快培育释放煤炭先进产能，推动煤炭、电力协同发展，构建“煤—电—网—用”产业链利益紧密联结机制，打造能源总量充足和能源价格具备竞争力的经济发展新优势，加快实现企业利益共同化、全省利益最大化，助力决战脱贫攻坚、决胜全面小康，为奋力开创百姓富生态美的多彩贵州新未来提供战略性、基础性能源支撑保障。

——确保电煤供需平衡。2018年，全省电煤供应量确保达到7000万吨，2019年至2020年根据用电需求逐年递增10%以上。建立煤炭企业与火电企业稳定的“一一对应”供需关系，促进全省煤炭行业稳定生产供应。

——确保电煤储备充足。按照“日常存煤＋季节存煤＋应急存煤”原则健全电煤储备机制，全省统调火电企业日常存煤保持300万吨以上、利用汛期开展季节存煤500万吨，确保应急存煤200万吨。

——确保能源保障有力。通过加强煤电要素保障，稳定电煤和用电价格总体水平，推动能源工业上下游产业加快发展并形成集聚效应，努力构建南方省份电力成本“洼地”，全力助推经济结构调整。

——确保产业转型升级。煤炭生产和煤炭企业安全生产形势持续稳定好转，淘汰落后产能和转型升级任务同步推进、如期完成，电力装机和电力负荷稳步增长、相互匹配，按时保质完成国家下达的节能减排任务。

（一）保证煤矿正常生产秩序。细化分解煤炭生产计划，逐地逐矿落实煤炭产量，生产煤矿必须根据抽掘采接续情况，按照330天生产时间科学制定年度煤炭生产计划并向所在地县级人民政府报告。有条件的煤矿可开展露天生产。各地要切实保证煤矿正常依法生产，省有关部门和市（州）、县级人民政府要根据分级归口原则，非安全隐患原因要求煤矿停产停建的须提前15个工作日向省能源局、省安全监管局报备，煤矿自行停产停建的由所在地煤矿监管部门比照执行。

（二）科学安排煤矿退出时序。重点加快长期停产停建且不具备恢复生产建设条件煤矿的退出步伐。实行生产煤矿退出时序与供应电煤挂钩制度，对正常生产的15万吨/年及以上兼并重组煤矿，在确保安全生产和优先保障电煤供应的基础上，原则上继续生产到2019年12月底。

（三）优化加快煤矿证照办理。推动煤矿机械化智能化改造升级，对已完成机械化智能化改造、具备核能条件的煤矿按规定及时办理产能核增手续。实行煤矿证照到期提醒制度，提前3个月对证照即将到期的煤矿进行提醒。对证照到期或即将到期的煤矿，经矿权人申请，原则上按简化程序一次性办理采矿许可证、安全生产许可证等相关证照至2019年12月底。对联合试运转煤矿，优先办理采矿许可证、安全生产许可证等证照。

（四）妥善处置矿界重叠问题。坚守发展和生态两条底线，按照自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区、水产种植资源保护区规划修编和调整煤矿矿区相结合的原则，对煤矿矿界重叠区域重新评估，根据依法合规、尊重历史、一矿一策、一事一议的要求，科学运用规划调整、行政调解、行政裁决等综合手段，加快协调处理规划和矿界重叠问题，促进重叠区煤炭资源综合高效利用。

（五）落实电煤供应中长期合同。根据年度发电需求，逐级分解电煤供应任务，市（州）、县级人民政府组织签订电煤供应中长期合同，将供应任务落实到具体煤炭企业和发电企业。定价定量签订电煤供应中长期合同，合同的执行期限必须在1年以上。合同执行7—9分/大卡（坑口，含税）的政府指导价，2018年按7000万吨组织签订。各级市场监管部门实行“双随机、一公开”监管方式，对电煤质量检验进行全过程监管。电网企业、发电企业、煤炭企业严格按照合同及时结算电、煤款项，切实降低承兑汇票比例，保证企业资金正常周转。

（六）健全完善电煤储备机制。全省统调火电企业全年日常存煤量不低于300万吨，在落实日常存煤量的基础上，按照“淡储旺用”原则，利用汛期组织增加季节存煤500万吨，每年11月底前全省统调火电企业存煤达到800万吨。鼓励有条件的市（州）和国有煤炭企业结合实际开展应急性电煤储备，确保应急存煤200万吨。

（七）继续优化电力交易机制。继续推进水电火电发电权交易，水电企业发电超过基数后（对应年发电利用小时2710小时），须向火电企业购买发电权，火电企业发电权收益全部用于电煤储备和降低用电企业成本。进一步放开市场准入条件，搭建公平、规范、高效的交易平台，建立品种齐全、功能完善、竞争充分的电力市场，鼓励发电、用电企业直接交易，推动电力供应使用从传统方式向现代交易模式转变。

（八）精准强化煤电运行调度。全面提升调度统计工作质量，逐矿调度煤炭生产和煤炭企业建设情况，分品种、分流向调度煤炭产、供、储、销、用等情况。统筹平衡省内外电力供需，优化水火电调度，合理安排火电机组出力和水电蓄能，原则上汛期火电开机容量不低于920万千瓦，汛末水电蓄能保持在80亿千瓦时以上。协商开展跨省区水火电力置换，更大范围平衡西电东送和省内电力供应，2018年汛期跨省区水火置换电量超过40亿千瓦时。加强重点用电企业信息化平台建设，优化电能服务，提高电力运行效率。积极开展电力需求侧响应，提高用电负荷的可调节性，保障电网安全平稳经济运行。

（九）加强安全生产监管执法。落实煤炭企业、电力企业安全生产主体责任，进一步健全安全生产管理机构和责任制度，保障安全生产费用投入，严格开展重大灾害防治和隐患排查治理，严防违章指挥和违章作业。严格依法依规开展执法检查，紧盯灾害重、安全生产条件差的煤炭企业和发电企业，加强对灾害治理、隐患排除等关键环节的管控，切实提高安全监管执法实效。优化煤矿驻矿安全监管方式，加强煤矿驻矿安监员队伍建设，调整煤矿驻矿安监员工作职责，充分发挥煤矿驻矿安监员作为信息联络员、法律法规宣传员、重大隐患监督落实员的作用。

（十）加大对地方政府考核力度。将各地落实煤电要素保障工作任务情况纳入年度工作考核内容。对完成电煤供应中长期合同任务的市（州）人民政府，根据完成情况给予一定补助奖励。在实施有序用电时，根据各地煤炭生产和电煤供应任务完成情况动态分配有序用电负荷。按月通报各地煤炭生产和电煤供应任务完成情况，对因管理不力造成煤炭生产有效时间过低、电煤供应任务完成较差的予以通报批评、约谈问责。

（十一）加大对发电企业考核力度。实行日常存煤与基础发电计划挂钩，根据各发电企业日常存煤任务完成情况和发电计划执行情况，相应增减其基础发电计划。实施以煤定电确定开机顺序，存煤多、顶峰调峰能力强的优先安排机组开机。对存煤预警状态最严重的发电企业或发电机组实行末位淘汰，暂停安排基础发电计划。

（十二）加大对煤炭企业考核力度。对未完成电煤供应中长期合同任务的煤炭企业，加强对其煤炭销售的指导和监管，对长期不能完成电煤供应中长期合同任务的煤炭企业原则上不再对其新增资源配置。对因自身原因导致不履行电煤中长期合同或履行不到位的煤炭企业纳入失信企业预警名单，情节严重的纳入黑名单并实施联合惩戒。

（十三）建立电煤保供奖补机制。对完成年度电煤供应中长期合同任务的煤炭企业按8元/吨标准给予奖励。对每年11月底存煤达到季节存煤目标的发电企业，以及完成应急存煤任务的有关地方和企业，按20元/吨标准给予补助。鼓励发电企业增加采购电煤中长期合同以外的市场煤发电，对采购省内外高热值煤发电的按30元/吨标准给予补助。

（十四）建立投贷联动机制。对拟需新增贷款煤矿项目进行审核筛选并建立投资项目库，对1年内能够有效释放产能的项目，向金融机构和社会投资机构进行推荐，按照“一企一策”原则实施风险补偿，财政性资金与金融机构、社会资本按0.15∶0.85比例对项目实施投放。省农信社、贵州银行、贵阳银行等省内金融机构要加大对煤炭企业的支持力度。省属企业的省级财政性资金出资额度视企业经营情况确定，非省属企业按隶属关系或属地原则由省与市县财政按4∶6比例分摊。新投入资金实行“封闭运行、独立核算、专户管理、先行兑付”，原有债务计息挂账。

（十五）建立货款快速结算机制。按照政府引导、银行参与、企业主导原则探索建立货款结算机制，煤炭企业、发电企业、电网公司实现货款快速结算。对短期资金周转困难不能及时付款的企业，通过引导资金担保增信，银行进行贷款用于支付拖欠货款。担保费用、银行利息由发生欠款企业承担。

（十六）建立“矿权”二次抵押机制。煤炭企业探、采矿权可向银行或金融机构申请实行二次抵押贷款，有效缓解企业融资担保难问题，促进煤炭资源融资、开发多元化，创新金融和融资模式，最大限度释放煤炭产能。

（十七）加强监测预报预警。充分发挥“工业云”作用，建立以电力为核心的能源产业链监测指标体系，对煤炭、电力、下游用电行业进行全面监测。建立完善预警会商制度，定期对全省煤电要素保障供应风险问题进行会商，及时作出预警响应，精准防控和应对煤电运行风险。

（十八）强化责任落实。市（州）、县级人民政府要落实属地责任，加强组织协调，督促辖区内煤炭企业和发电企业切实抓好生产、履行电煤供应中长期合同、落实储煤任务。省有关部门要进一步完善电煤供应和电力保障考核工作机制，统筹现有省煤炭结构调整转型升级专项资金、省煤电调节机制资金、省工业和信息化发展专项资金，建立健全相应的激励机制和容错纠错机制，将落实煤电要素保障工作任务情况纳入目标管理考核。加强专项督促检查，狠抓各项工作任务的落实。坚持鼓励先进与鞭策落后相结合，对工作积极主动、成效明显的，及时总结推广、树立典型、示范带动；对工作不力、进展缓慢、敷衍塞责的，及时通报问责整改，确保任务落实到位。

本《意见》自下发之日起实施，之前相关文件与本《意见》不一致的内容以本《意见》为准。