1、截止9月底，公司共签订中长期合同1.5亿t，比6月增加5.92%。1-9月共执行中长期合同6900万t，兑现率71%，其中Q3执行2600万t，兑现率81%，比上半年+9%。
3Q煤机单位燃料成本374/kkwh，入炉标煤1193/t。
Q3新能源投产只有48.53WKW,1-9月新能源投产357万KW，在建装机479万KW(7个风电，60个光伏)。年初制定的目标是803，疫情、原材料、投资率回报要求以及观察新政策对原材料的影响，年初目标咱不会调整。
2、三季度火电综合单位燃料成本381.6,折合标煤1239/T。
前三季度签订的中长协合同里面，符合国家价格机制1.4亿T，占比91%（中长期协议）。
Q3净利润（亿），煤机-25.5,燃机0.1，风电9.2,光伏4.8,水电0.2,生物质0.4。归母净利润（亿）,：煤机-18.3,燃机0.19，风电8.8,光伏4.2,水电0.19,生物质-0.33。
最近新能源光伏组件达到2/W，Q3公司组件的平均价格1.85/W，Q4预计1.9/W。
3、Q3光伏利润的两个要素都有提高，其中Q3上网电量18亿KWH，Q2 16.48亿KWH，电价Q3 545/KKWH,Q2 534/KKWH。
3Q进口煤量3039T，同比-32.45%,煤价864.41，同比+40.65%。
关于新能源交易比例，1-9月64.2亿KWH，交易比例22.6%，增加7.5pct，，关于价格风电470.15/KWH,下降2.9分,光伏499.6/KWH,下降4.1分，风电交易价格上涨1毛，光伏下降0.4分。
高卡煤受欧洲影响，印尼低卡受国内市场影响。目前国内电厂以采购印尼中低卡热值煤为主，以印尼3800K为例，与北方港4500K现货比有200-300元的价格优势。
4、1-9月新能源补贴情况，年初余额137亿，本期增加55亿，回收88亿，期末结余104亿。
目前火电投产计划，今年140万投产，与年初没有变化。广东明年有机组开工。
灵活性改造规模情况，截止9月底，完成58台机组改造，装机容量18926MW，占煤电装机21%。目前关注电网辅助服务机制和备用容量机制的制定和出台，调峰与配套获得新能源的政策，会根据政策的进展继续加大力度推进燃煤机组的灵活性改造。
每年灵活性改造规模大致相当，涉及技术比较复杂，单个项目具有个性，很难概括它的投资成本，灵活性改造按照一般电力项目投资支出的回报要求规划。
5、Q3煤机电价492.5/KWH,燃机695.5/KWH,风电568.2/KWAH,光伏545.8/KWH。
截止9月，长协合同1.56亿吨，符合发改委价格区间的量，剔除进口煤后占总需求的94%。这里面完全符合机制的1.4亿，占剔除进口煤的总需求的84%。
6、燃机板块，Q3上升，燃料采购策略
积极推动供气长协签订，签订的长协量占94%，大幅同业公司。1-9月，平均气价2.6/方,同比+21%，远低于现货涨幅。预计Q4燃气采购价格平稳运行。
关于新能源配套储能情况，各区域配备标准不同，一般10-15%。目前储能方式，以电化学储能为主。目前在山东、湖南在推动集中式储能项目的开发。
7、利润拆分为国内，燃机利润不含大士能源。
大士能源分季度利润，税前（亿人民币），Q1—4.45 Q2—2.96 Q3—4.18亿。
8、1-9月煤机板块敏感性测试，盈亏平衡——单位燃料成本在330/KKWH，标煤价格1070/T。
1-9月长协标煤单价拆分，其中合同煤1159.12/T、市场煤1487.54/T。
9、关于资产负债表，实际资产负债率90%，对未来绿电资本开支的影响情况。对火电板块，国常会给予政策支持，发行2000亿能源保供债，华能获得300亿的口径。除了政策方面，正常年份的经营现金流流入400亿左右，支持转型发展。