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。

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：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。

中国能源报：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。

中国能源报：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。

中国能源报：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。