以下内容节选自《记者》专访。
记者：今年华能在核电方面有什么新规划？
舒印彪：目前核电方面，我们最主要任务是高质量地完成国家科技重大专项高温气冷堆核电站示范工程，我们正在加快建设进度。
记者：在优化电源结构、提升清洁能源占比方面，华能有何目标？
舒印彪：能源转型趋势不可逆转，华能一定要迎头赶上，持续提升可再生能源的装机比重。目前，我们的一些新能源项目已取得不错的效益，比如华能参与建设的江苏如东30万千瓦海上风电项目。这个项目也为今后华能海上风电开发积累了很多技术和建设经验。
记者：目前，广东等地已经提出了有关海上风电项目的竞价细则，您如何看待？
舒印彪：英国很早就开始实施海上风电竞价了，只是在不同阶段价格走势不一，目前整体价格趋势是下降的。我认为不用太长时间，海上风电也能实现平价上网。
记者：您如何看待煤电企业亏损问题，对于煤电企业转型有何建议？
舒印彪：当前煤电行业经营形势十分严峻，亏损面已超过一半，主要原因在于煤电的燃料成本得不到有效疏导。煤炭约占煤电70%的成本，煤炭价格上涨对发电企业经营成本的影响不言而喻。虽然煤电企业与煤炭生产企业签订了部分中长协合同，但煤炭采购价格很大程度上还是受到煤炭市场价格波动影响。由于上网电价未能与煤价联动，因此煤电企业面对燃料成本大幅上升缺乏有效应对手段。这是煤电企业面临的主要困难。此外，电力市场交易等方式也导致电价下降，煤电的盈利空间被进一步压缩。
目前我国煤电仍占发电总量的70%，煤电企业以微利支撑了用能成本下降和新能源发展。我认为，煤电还将继续发展，但其在发电装机中的比重会逐渐下降，因此煤电必须加快结构调整和布局优化，实现高质量的发展。下一步华能将发挥煤电方面的技术优势和管理优势，争取在优化煤电机组建设运行和开发建设多能互补大型能源基地方面取得新进展。
以华能的北线布局为例，我国西部和北部地区是煤炭富集区，适合建坑口电站，通过煤电联营实现煤电一体化发展，所发的电量在满足当地市场需求的前提下，可以西电东送。这样可以有效降低东部地区煤炭消费量，助力大气污染防治攻坚战；对企业自身来说，可以降低煤炭运输成本，提高应对煤炭市场波动的能力。此外，这些地区风能和太阳能资源也很丰富，适合打造煤电、风电、光伏发电等多能互补的大型能源基地，实现协同发展，发挥规模效应，促进电力资源优化配置。
记者：您如何看待目前我国煤电一体化进程？
舒印彪：经过多年努力，煤电一体化在我国已取得很大成效。需注意的是，一体化煤电基地，应该尽量避免多个开发主体，因为分散开发会导致管理成本、运营成本增加，无法发挥规模效应。我更赞同集中开发，如果有多家投资主体，可以探索混合所有制。
记者：您如何看待厂网不协调的问题？
舒印彪：过去厂网不协调主要体现在“弃风”“弃光”“弃水”上，现在已有很大改善。
这一改善源于各方努力：首先，宏观规划上限批，限制了“弃风”“弃光”问题严重地区的发展速度；其次，电网建设速度加快，使可再生能源电力实现外送，融入大电网；再次，电力现货交易、峰谷电价等电力市场运行机制发挥作用，同时火电灵活性改造等也起到了积极作用。
记者：如何理解火电灵活性改造的必要性？
舒印彪：火电灵活性改造是必要且重要的。火电今后要进行深度调峰，才能和风电、光伏发电等可再生能源发电相配合，从而避免“弃风”“弃光”问题的出现。另外，为适应环保的要求，煤电发展一定要实现高效率和超低排放，最大程度地减少对环境的影响。目前，我们正在做一些火电灵活性改造项目，而且力度在加大。
灵活性改造涉及调峰等辅助服务问题。目前辅助服务在技术方面已经没有问题，需要尽快建立配套的市场机制。发电企业进行火电机组灵活性改造，能显著提高电力系统调峰能力，提高清洁能源消纳水平，但改造投入较大，同时火电机组发电量也会受到一定影响，如果没有合理的经济补偿机制，势必影响发电企业的改造力度和参与调峰的积极性。
记者：目前西北地区的风电、光伏依然存在窝电，同时外送特高压通道的利用率并不高，您如何看待这个现象？
舒印彪：如果特高压只是输送风电和光伏发电，利用小时数只有一两千个小时，利用效率肯定不高，但如果在发电端实现多能互补，综合水电、风电、光伏发电、煤电等多种类型，实现最优搭配，就能大幅提升远距离输电效果。
记者：您认为可再生能源何时能够实现自由、灵活、完全的消纳？
舒印彪：我认为现在已经比较好地实现了新能源消纳目标，但达成既有目标不是终点，还需要在实践中不断发展进步。目前我国的风电发展目标是3亿千瓦装机规模，未来规模会更大，届时对电网的灵活度要求将更高。电源电网技术都将随着新能源装机规模增大而不断进步，为新能源发展提供更好的技术支撑。
记者：今年是“电改”的第四个年头，下一步“电改”可能会进入深水区，您觉得这个阶段有何难点？怎样突破？
舒印彪：电改的根本目的是建立一个公平开放的市场机制，电改9号文的基础就是围绕这一目的而进行的体制设计，电力产业链发生的最大结构性改变就是开放了发电端和售电端，实行市场化交易，即“放开两头，管住中间”。在发电端，从2002年底以“厂网分开”为主要标志的电改到现在，多元化发电主体已经形成，竞价上网基本成熟；在售电端，9号文新增了配电业务放开，引进多元主体投资，建立透明规范的售电端市场成为电改的突破口。
经过四年来的探索和努力，9号文贯彻落实得非常成功，这说明9号文的改革设计符合电力工业发展规律，也兼顾了“改到位”和“保稳定”。一是促进了电力发展；二是促进了结构调整、节能减排和产业升级；三是在去落后产能方面取得很好成效，提高了发展质量和效率；四是竞争性的电力市场体系基本形成，成为现代化经济体系的组成部分。当然，目前还有一些不到位的地方，需要在完善交易机制、建立辅助服务市场、打破省间壁垒、促进清洁能源在更大范围内消纳等方面继续努力。
记者：您如何看待“今年是现货交易元年”这一说法？
舒印彪：现货交易市场作为电力交易市场的补充形式，需要大力推动。但由于电力供应必须是长期稳定、安全可靠的，所以还应以长期合同为主，现货交易为辅。
记者：售电企业也经过了洗牌，后期发展会如何？
舒印彪：我国的售电市场建设仍处于探索推进过程中。之前，由于售电市场规则不明确、入市资质要求不高等原因，出现了有的售电公司一成立就获得暴利的情况，这是不合理的，也是不可持续的。
售电企业的职责不是简单地买卖电力，而是要为社会提供更经济更优质的电力保障服务乃至综合能源服务。今后，售电端改革还有很多课题需要研究，比如如何规范市场准入和退出，如何监管售电业务运营等。李克强总理在《政府工作报告》中提出以改革推动降费，其中第一条就是要深化电力市场化改革，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。这对包括售电企业在内的所有电力市场主体来说，都是一次新的挑战。除减税降费措施外，继续通过电改激发电力企业活力、降低全社会用能成本，仍将是政策选择之一，其目的就是进一步释放改革红利，提高我国产品竞争力，这对实体经济是利好。
