煤炭精准开采将运用现代化信息技术改造传统采矿，对于推动煤炭产业变革，实现煤炭开采颠覆性技术创新意义重大，是未来采矿必由之路。

而二级、三级指标分别是对前一级指标的细化分类和阐释。指标类别对应三项变革;一级指标对应五大维度，是对每一项变革的细化阐释。

康红普建议，在智能高效方面，下一阶段应进一步发挥智能高效引领作用，集中攻关煤炭行业智能高效关键技术，将物联网、云计算、大数据、人工智能、区块链、5G等现代信息技术与煤矿开发利用技术深度融合，创建煤矿全面智能、高效开发利用的全产业链运行新模式。研究中指出，煤炭行业创新驱动、智能高效、安全健康、清洁低碳等指标随着时间呈现波动上升趋势，其中变化最快的是清洁低碳指标。每一项我们都提出了重点做好的工作，比如加强智慧煤矿关键核心技术攻关、推进智能煤机装备研发应用、配套智慧煤矿保障措施;建立全生命周期的绿色发展理念、健全绿色矿山建设的标准体系;完善和优化燃煤发电参与电网调峰的机制，突破煤炭与可再生能源深度耦合发电、制氢、化工转化技术等。这10年间，煤炭行业高质量发展得分大体在0.4至0.7并稳步升高，未来有继续上升的趋势。中国工程院重点咨询项目我国煤炭行业高质量绿色智能发展战略研究取得重大成果。

如何科学计算高质量发展水平如今，我国进入新发展阶段，煤炭行业实现高质量发展是必然趋势。康红普表示，面对现状，煤炭行业必须找准定位，探讨面向未来的发展方式，既能向社会提供高品质能源，又能带动行业自身高质量发展。其中，新疆公司中联润世产能核增至1200万吨/年。

另一方面，优化电煤市场布局，增加省外高价电煤销量。今年以来，河南能源集团公司统筹疫情防控和生产经营工作，积极协调煤业公司、国贸集团，及时了解市场行情和生产实际，主动作为、超前谋划，最大限度地减少疫情对生产的影响。对河南能源集团公司来讲，2022年，是企业绝境翻身的一年，也是蓄势积能、发力超越的一年。今年前三季度，河南能源集团公司主要经营指标完成情况出现两个最高：一是上缴税费121.29亿元，创下历史同期最高水平;二是实现营业收入904亿元，同比增长12.8%，利润总额45.1亿元，同比增长93.2%，提前完成全年利润目标，经济效益创近十年来最高水平

10月份，全国发电6610亿千瓦时，同比增长1.3%，上月为下降0.4%，日均发电213.2亿千瓦时。下游方面，终端继续压价采购，电厂日耗回稳，库存维持高位，补库意愿不强。

与9月份相比，原煤增速回落，电力增速由负转正。进口煤炭2.3亿吨，同比下降10.5%。今日，产地方面，煤价依旧偏弱运行，市场整体观望情绪浓厚。10月份，我国生产原煤3.7亿吨，同比增长1.2%，增速比上月回落11.1个百分点，日均产量1194万吨。

北方港口方面，贸易商报价走弱，市场成交较少，煤价继续下行，但降幅较昨日趋缓。今日，国家统计局数据显示，10月份，规模以上工业原煤、电力生产同比保持增长。其中，火电同比增长3.2%，增速比上月回落2.9个百分点;水电下降17.7%，降幅比上月收窄12.3个百分点;核电增长7.4%，上月为下降2.7%;风电增长19.2%;太阳能发电增长24.7%。进口煤炭2918万吨，同比增长8.3%，增速比上月加快7.7个百分点。

110月份，发电7.0万亿千瓦时，同比增长2.2%。分品种看，10月份，火电增速放缓，水电降幅收窄，核电由降转升，风电、太阳能发电保持较快增长。

110月份，生产原煤36.9亿吨，同比增长10.0%分品种看，10月份，火电增速放缓，水电降幅收窄，核电由降转升，风电、太阳能发电保持较快增长。

进口煤炭2.3亿吨，同比下降10.5%。今日，国家统计局数据显示，10月份，规模以上工业原煤、电力生产同比保持增长。其中，火电同比增长3.2%，增速比上月回落2.9个百分点;水电下降17.7%，降幅比上月收窄12.3个百分点;核电增长7.4%，上月为下降2.7%;风电增长19.2%;太阳能发电增长24.7%。北方港口方面，贸易商报价走弱，市场成交较少，煤价继续下行，但降幅较昨日趋缓。10月份，我国生产原煤3.7亿吨，同比增长1.2%，增速比上月回落11.1个百分点，日均产量1194万吨。110月份，发电7.0万亿千瓦时，同比增长2.2%。

与9月份相比，原煤增速回落，电力增速由负转正。110月份，生产原煤36.9亿吨，同比增长10.0%。

今日，产地方面，煤价依旧偏弱运行，市场整体观望情绪浓厚。进口煤炭2918万吨，同比增长8.3%，增速比上月加快7.7个百分点。

10月份，全国发电6610亿千瓦时，同比增长1.3%，上月为下降0.4%，日均发电213.2亿千瓦时。下游方面，终端继续压价采购，电厂日耗回稳，库存维持高位，补库意愿不强

同时，欧洲地区新能源出力稳定，叠加尚未进入寒冬，煤炭采购需求不振，进口煤市场维持弱势。当前，电厂库存很高，日耗偏低，重点电厂存煤可用天数24天，沿海电厂18天，招标采购需求不多。就价格而言，中长协严格按照相关限价政策执行，有煤矿为清理库存下调煤价20-30元/吨，降价后销售仍偏弱运行。在相关经济维稳政策支撑，加之防疫政策调整，国内经济稳中有进，工业用电负荷缓慢恢复，继而拉动终端电厂煤耗有所增加。

华东某主力电厂接货价格较市场价低10-20元/吨，部分终端在买涨不买跌的心态下放缓采购节奏，部分煤船选择在锚地下锚等降价，市场交易活跃度较低。主运煤通道的运能缓慢恢复，环渤海港口调入量环比略有增加。

而非电行业，受制于淡季来临、效益缩水等因素影响，采购需求不足。近期，南方地区气温总体适宜，加之各地疫情散发扰动工业生产，国内电煤消费水平略有回升，不足以改变市场格局，终端电厂补库压力不大。

随着主力煤企外购价下调，产地价格小幅回落，煤价呈现稳中偏弱运行。预计本周，港口煤价仍有小幅下行可能。

与此同时，环渤海港口市场偏弱运行，贸易商报价低位小幅下跌。主产区主力煤矿以保供为主，终端电厂派车积极;就市场销售来看，近期疫情形势稍有好转，煤炭运输周转效率有所提高，销售情况尚可。叠加环渤海港口煤价延续弱势，下游企业整体表现出：观望待降价意愿浓厚;近日，环渤海港口询货虽有增加，但大都压价采购。总体来看，海内外煤炭需求较为惨淡，国内、国际市场煤价均出现双双下跌。

但因港口行情持续低迷，终端用户买涨不买落心理较浓，市场煤采购力度偏弱，致使港口调出水平处于偏低水平。后续若下游需求得以释放，市场煤价将有支撑。

综合分析，下游需求短期没有明显提振，日耗上升缓慢，煤价难有支撑。对于后市预期，用户基本维持刚需采购，拉运不积极;但临近寒冬，用煤需求逐渐增加，而市场煤供应有限，煤价下跌难度较大。

此时，北方遭遇冷空气袭扰，气温降幅明显，供热负荷增加。值得注意的是，迎峰度冬渐近，终端长协拉运节奏加快;随着电厂耗煤的增加，市场逐渐转好