舒印彪：目前核電方面，我們最主要任務是高質量地完成國家科技重大專項高溫氣冷堆核電站示范工程，我們正在加快建設進度。
記者：在優化電源結構、提升清潔能源占比方面，華能有何目標?
舒印彪：能源轉型趨勢不可逆轉，華能一定要迎頭趕上，持續提升可再生能源的裝機比重。目前，我們的一些新能源項目已取得不錯的效益，比如華能參與建設的江蘇如東30萬千瓦海上風電項目。這個項目也為今后華能海上風電開發積累了很多技術和建設經驗。
記者：目前，廣東等地已經提出了有關海上風電項目的競價細則，您如何看待?
舒印彪：英國很早就開始實施海上風電競價了，只是在不同階段價格走勢不一，目前整體價格趨勢是下降的。我認為不用太長時間，海上風電也能實現平價上網。
記者：您如何看待煤電企業虧損問題，對于煤電企業轉型有何建議?
舒印彪：當前煤電行業經營形勢十分嚴峻，虧損面已超過一半，主要原因在于煤電的燃料成本得不到有效疏導。煤炭約占煤電70%的成本，煤炭價格上漲對發電企業經營成本的影響不言而喻。雖然煤電企業與煤炭生產企業簽訂了部分中長協合同，但煤炭采購價格很大程度上還是受到煤炭市場價格波動影響。由于上網電價未能與煤價聯動，因此煤電企業面對燃料成本大幅上升缺乏有效應對手段。這是煤電企業面臨的主要困難。此外，電力市場交易等方式也導致電價下降，煤電的盈利空間被進一步壓縮。
目前我國煤電仍占發電總量的70%，煤電企業以微利支撐了用能成本下降和新能源發展。我認為，煤電還將繼續發展，但其在發電裝機中的比重會逐漸下降，因此煤電必須加快結構調整和布局優化，實現高質量的發展。下一步華能將發揮煤電方面的技術優勢和管理優勢，爭取在優化煤電機組建設運行和開發建設多能互補大型能源基地方面取得新進展。
以華能的北線布局為例，我國西部和北部地區是煤炭富集區，適合建坑口電站，通過煤電聯營實現煤電一體化發展，所發的電量在滿足當地市場需求的前提下，可以西電東送。這樣可以有效降低東部地區煤炭消費量，助力大氣污染防治攻堅戰;對企業自身來說，可以降低煤炭運輸成本，提高應對煤炭市場波動的能力。此外，這些地區風能和太陽能資源也很豐富，適合打造煤電、風電、光伏發電等多能互補的大型能源基地，實現協同發展，發揮規模效應，促進電力資源優化配置。
記者：您如何看待目前我國煤電一體化進程?
舒印彪：經過多年努力，煤電一體化在我國已取得很大成效。需注意的是，一體化煤電基地，應該盡量避免多個開發主體，因為分散開發會導致管理成本、運營成本增加，無法發揮規模效應。我更贊同集中開發，如果有多家投資主體，可以探索混合所有制。
記者：您如何看待廠網不協調的問題?
舒印彪：過去廠網不協調主要體現在“棄風”“棄光”“棄水”上，現在已有很大改善。
這一改善源于各方努力：首先，宏觀規劃上限批，限制了“棄風”“棄光”問題嚴重地區的發展速度;其次，電網建設速度加快，使可再生能源電力實現外送，融入大電網;再次，電力現貨交易、峰谷電價等電力市場運行機制發揮作用，同時火電靈活性改造等也起到了積極作用。
記者：如何理解火電靈活性改造的必要性?
舒印彪：火電靈活性改造是必要且重要的。火電今后要進行深度調峰，才能和風電、光伏發電等可再生能源發電相配合，從而避免“棄風”“棄光”問題的出現。另外，為適應環保的要求，煤電發展一定要實現高效率和超低排放，最大程度地減少對環境的影響。目前，我們正在做一些火電靈活性改造項目，而且力度在加大。
靈活性改造涉及調峰等輔助服務問題。目前輔助服務在技術方面已經沒有問題，需要盡快建立配套的市場機制。發電企業進行火電機組靈活性改造，能顯著提高電力系統調峰能力，提高清潔能源消納水平，但改造投入較大，同時火電機組發電量也會受到一定影響，如果沒有合理的經濟補償機制，勢必影響發電企業的改造力度和參與調峰的積極性。
記者：目前西北地區的風電、光伏依然存在窩電，同時外送特高壓通道的利用率并不高，您如何看待這個現象?
舒印彪：如果特高壓只是輸送風電和光伏發電，利用小時數只有一兩千個小時，利用效率肯定不高，但如果在發電端實現多能互補，綜合水電、風電、光伏發電、煤電等多種類型，實現最優搭配，就能大幅提升遠距離輸電效果。
記者：您認為可再生能源何時能夠實現自由、靈活、完全的消納?
舒印彪：我認為現在已經比較好地實現了新能源消納目標，但達成既有目標不是終點，還需要在實踐中不斷發展進步。目前我國的風電發展目標是3億千瓦裝機規模，未來規模會更大，屆時對電網的靈活度要求將更高。電源電網技術都將隨著新能源裝機規模增大而不斷進步，為新能源發展提供更好的技術支撐。
記者：今年是“電改”的第四個年頭，下一步“電改”可能會進入深水區，您覺得這個階段有何難點?怎樣突破?
舒印彪：電改的根本目的是建立一個公平開放的市場機制，電改9號文的基礎就是圍繞這一目的而進行的體制設計，電力產業鏈發生的最大結構性改變就是開放了發電端和售電端，實行市場化交易，即“放開兩頭，管住中間”。在發電端，從2002年底以“廠網分開”為主要標志的電改到現在，多元化發電主體已經形成，競價上網基本成熟;在售電端，9號文新增了配電業務放開，引進多元主體投資，建立透明規范的售電端市場成為電改的突破口。
經過四年來的探索和努力，9號文貫徹落實得非常成功，這說明9號文的改革設計符合電力工業發展規律，也兼顧了“改到位”和“保穩定”。一是促進了電力發展;二是促進了結構調整、節能減排和產業升級;三是在去落后產能方面取得很好成效，提高了發展質量和效率;四是競爭性的電力市場體系基本形成，成為現代化經濟體系的組成部分。當然，目前還有一些不到位的地方，需要在完善交易機制、建立輔助服務市場、打破省間壁壘、促進清潔能源在更大范圍內消納等方面繼續努力。
記者：您如何看待“今年是現貨交易元年”這一說法?
舒印彪：現貨交易市場作為電力交易市場的補充形式，需要大力推動。但由于電力供應必須是長期穩定、安全可靠的，所以還應以長期合同為主，現貨交易為輔。
記者：售電企業也經過了洗牌，后期發展會如何?
舒印彪：我國的售電市場建設仍處于探索推進過程中。之前，由于售電市場規則不明確、入市資質要求不高等原因，出現了有的售電公司一成立就獲得暴利的情況，這是不合理的，也是不可持續的。
售電企業的職責不是簡單地買賣電力，而是要為社會提供更經濟更優質的電力保障服務乃至綜合能源服務。今后，售電端改革還有很多課題需要研究，比如如何規范市場準入和退出，如何監管售電業務運營等。李克強總理在《政府工作報告》中提出以改革推動降費，其中第一條就是要深化電力市場化改革，降低制造業用電成本，一般工商業平均電價再降低10%。這對包括售電企業在內的所有電力市場主體來說，都是一次新的挑戰。除減稅降費措施外，繼續通過電改激發電力企業活力、降低全社會用能成本，仍將是政策選擇之一，其目的就是進一步釋放改革紅利，提高我國產品競爭力，這對實體經濟是利好。
