中国能源报：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装机比重。目前，华能一些新能源项目已取得不错的效益，为今后海上风电开发积累了技术和建设经验。

中国能源报：今年华能在核电方面有何新规划？

舒印彪：最主要的任务是高质量建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。

中国能源报：您如何看待煤电企业亏损问题，对煤电企业转型有何建议？

舒印彪：当前煤电亏损面已超一半，主要原因在于燃料成本得不到有效疏导。虽然电企与煤企签订了部分中长协合同，但煤炭采购价格很大程度上还受煤炭市场价格波动影响。由于上网电价未能与煤价联动，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。煤电还将继续发展，但在发电装机中的比重会逐渐下降，必须加快结构调整和布局优化。下一步华能将发挥煤电方面的技术和管理优势，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、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，还可以降低煤炭运输成本，提高企业应对煤炭市场波动的能力。此外，这些地区风光资源丰富，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。

中国能源报：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，但一体化煤电基地，应该尽量避免多个开发主体。分散开发会导致管理、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。

中国能源报：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，这源于各方努力：宏观规划限制了“弃风”“弃光”问题严重地区的发展速度；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；电力现货交易、峰谷电价等电力市场运行机制发挥作用，而且火电灵活性改造等也发挥了积极作用。

中国能源报：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。

中国能源报：“电改”下一步或会进入深水区，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。在发电端，多元化发电主体已形成，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”。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。