燃煤價格持續上漲，讓今年上半年的電力企業遭遇成本之困。
目前，上市公司半年報已披露完畢。記者選取29家電力企業半年報分析發現，上半年凈利潤出現下滑的企業超過9成，虧損達8家。
五大發電集團的主要上市公司，華能國際（600011.SH）、華電國際（600027.SH）、大唐發電（601991.SH）、國電電力（600795.SH）、中國電力（002380.HK）均出現凈利潤大幅下滑，下滑幅度從36.19%到108.04%不等。其中，華電國際還虧損了2.21億元。
一方面是成本上漲，一方面是行業去產能加速，加之環保監管愈發嚴格，“四面楚歌”下的火電行業，能否迎來轉機？
21世紀經濟報道記者了解到，作為2017年深化經濟體制改革重點工作之一，今年年底前全國碳市場將啟動，而電力行業幾乎肯定要被納入其中。
這必然重塑電力行業，尤其是火電行業的生態。
火電困局
談起今年的火電業務，幾乎所有發電企業半年報中透露出的就是一個字：難。
比如，中國電力中報顯示，上半年火電凈虧損2.717億元，利潤貢獻為-36.7%，而去年同期為48.5%。靠著貢獻了8.9億元凈利潤的水電、1.21億元凈利潤的風電和光伏，中國電力才扭虧為盈，但凈利潤同比下降77.93%至4.25億元。
造成火電困局的關鍵，在于煤價高企。
半年報顯示，報告期內，國電電力入爐標煤單價完成567.18元/噸，同比升高215.17元/噸。中國電力的火電業務的平均單位燃料成本約為212.58元/兆瓦時，較上年同期的125.98元/兆瓦時上升約68.74%，總燃料成本約增加16.43億元。
步入下半年，影響電力企業的就不僅僅只有燃煤成本，火電企業還將面臨煤電去產能、低電價、環保政策等風險。
目前，為限制火電發展，國家先后出臺了“三個一批”、風險預警、淘汰落后產能等煤電發展政策，“十三五”期間還將取消和推遲煤電建設項目1.5億千瓦以上。因此，國電電力中報提到“重點煤電項目發展受到一定影響”。
同時，隨著電力體制改革全面推進，發用電計劃開發力度將進一步加大，市場交易更加活躍。業內人士指出，今后低價交易電量將大幅增長，發電企業的平均結算電價存在下滑的風險。
另外，今年東部地區燃煤電廠需率先完成超低排放改造，排污許可證制度的實施對發電廠大氣及廢水污染物排放提出更高標準要求，京津冀秋冬季節將實施“強化督查”、“派駐巡查”、“中央環保專項督察”組合拳，環保政策持續加碼。
除了上述政策，今年下半年，影響電力企業生態的還有一項關鍵事件：全國碳市場的啟動。
根據2016年發布的《“十三五”控制溫室氣體排放工作方案》，2017年啟動全國碳排放權交易市場。同時規定，制定覆蓋石化、化工、建材、鋼鐵、有色、造紙、電力和航空等8個工業行業中年能耗1萬噸標準煤以上企業的碳排放權總量設定與配額分配方案，實施碳排放配額管控制度。
21世紀經濟報道記者了解到，盡管納入全國碳市場的相關行業并未最終確定，但幾乎可以肯定，電力行業必然將被納入其中。而按照年綜合能源消費總量達到1萬噸標準煤以上（含）的標準，全國幾乎所有火電廠都將被納入碳交易。
目前，針對碳交易進行區域試點的7個地區，也都將電力行業納入進來。而由于電力行業二氧化碳直接排放量約占全國能源消耗二氧化碳直接排放的40%左右，一旦全國碳市場啟動，該行業將成為交易市場的主力軍。
電力低碳化轉型
那么，全國碳市場將如何改變電力企業的生態？
21世紀經濟報道記者了解到，全國碳市場的啟動，將增加低效率機組成本，從而推進電力企業向低碳化轉型。
“全國碳市場近期不會對煤電行業整體產生較大的成本壓力，但對于碳強度顯著高于基準的機組，則有一定的成本壓力。”在9月2日舉辦的“碳市場與電力市場銜接”研討會上，華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海認為。
按照《全國碳交易市場的配額分配方案（討論稿）》，電力根據壓力、機組容量和燃料類型劃分了11個基準線，擬由供電配額總量與供熱配額總量相加的方式得出分配量。前者等于供電量、排放基準、冷卻方式修正系數、供熱量修正系數、燃料熱值修正系數的乘積；后者則由供熱量乘以供熱基準值所得。
按照上述《討論稿》，擁有碳強度低于基準線的先進機組的企業，可以從碳市場中獲得一定配額收益。
“若以碳價30元/噸為基準線，同等級機組等利用小時數來核算先進機組碳配額收益，則單臺1000MW超超臨界濕冷機組，在達到最先進水平的情況下，超出基準線的配額全部賣出可產生收益440萬-466萬元。”袁家海表示。
此外，他分析稱，單臺600MW超超臨界濕冷機組的配額收益可達257萬-272萬元，單臺600MW超臨界濕冷機組的配額收益可達217萬-229萬元，單臺300MW亞臨界濕冷機組的配額收益則為127萬-134萬元。
而落后機組的碳成本，將增加204萬到877萬左右不等。“假設碳價達到50元/噸甚至80元/噸，碳成本還將增加。”袁家海表示。
他指出，全國碳市場初期不一定會壓垮落后煤電企業，但對市場會造成出清的局面。
而昆山杜克大學環境研究中心主任張俊杰指出，電力部門參與碳交易有四個潛在風險，包括全國碳市場啟動將增大電力企業的減排壓力；電力價格管控有可能導致市場失靈的問題；碳管制成本無法通過電價轉移；對企業減排的激勵較弱等。
不過，電力市場建設近期邁出了重要一步。9月5日，發改委辦公廳和國家能源局綜合司聯合發布《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，選擇南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區作為第一批試點，2018年底前啟動電力現貨市場試運行。而電力現貨市場建設是電力市場建設的重要內容。
在中國電力企業聯合會副理事長王志軒看來，電力市場和全國碳市場總體上不矛盾，二者需要相互協調，尋找彼此之間的“最大公約數”。“正確處理強制性手段和市場手段的關系，充分發揮市場作用，盡一切可能降低交易成本，堅持大范圍優化配置資源和碳交易。兩個市場不宜相互制約，碳市場的相關處罰要與電力市場相銜接。”
袁家海也看好兩個市場聯動，以促進電力低碳轉型。他建議可考慮引入拍賣等有償方式分配儲備配額，逐步提高基準標準，適時引入抵消機制。
張俊杰則建議，碳市場的目標設置需給行業發展預留空間，既滿足實際的電力需求增長，又激勵企業采取節能降碳措施。碳配額的分配，需充分考慮資源稟賦和能源布局的差異。
據21世紀經濟報道記者了解，除了試點地區電力重點排放單位，售電公司也開始參與地區碳市場交易。2016年12月23日，廣州恒運綜合能源銷售有限公司在廣州碳排放交易所進行了首次碳指標交易，今年3月27日，該公司又參加了廣東省2016年度碳排放配額第三次有償競價發放活動。
