2024年印度电力行业专题报告：增长动能充沛，改革任重道远

印度电力体制：联邦制体系下的电力市场

电力产业体系：中央与邦并行监管、平行配电

印度电力行业实行中央、邦两层并行监管。中央层面：包括印度电力部 （MOP）、印度中央电力局（CEA，负责提供有关国家电力政策的建议、 制定电力系统发展的短期和远景计划）和中央电力监管委员会（CERC， 负责电力批发市场监管）；邦层面：主要有邦电监会（SERC），负责配电 市场和零售市场监管、州际电力传输和电价监管等。与中国的省级监管 机构不同，印度邦级别的电监会具有较大的自主管理权（受历史因素影 响，印度各邦自治权较高）。 从产业结构来看，印度电力产业以横向、纵向划分。与中国电力产业链 纵向、单一架构不同，印度电力产业链横向以上、中、下游为标准分为 国家和邦两个级别，实行各邦平行配电制度；纵向产业结构包括发电端、 输电端及配售端。其中：1）发电端：包括国家级发电公司、邦电业局以 及塔塔电力（Tata）、信实集团（Reliance）等私营企业；2）输电端：由 国家电网、区域内跨邦电网及 29 个邦级电网构成；3）配电端：所有配 电资产属于各邦所有，配电网由邦政府所有或私有的配电公司拥有并负 责运行管理。

电力市场模式：长期市场交易为主

与中国类似，印度电力市场主要分为长期市场与短期市场。 1）长期市场：印度长期交易模式接近欧美国家，发电商与电力公司或大 用户签订长期购电协议（PPA），根据监管机构确定的电价或通过竞标确 定的电价，在固定期限（长期合约不超过 25 年）内售电。中国电能量交 易采取签订长期合约的模式（包括双边交易、集中交易），时间跨度较短 （年度、月度合约），交易量、价格方面更为灵活。 2）短期市场：印度短期市场交易品种包括双边交易、电力交易所交易以 及通过偏差结算机制（DSM）的交易，交易期限为 0~1 年。其中：1）双 边交易包括跨邦交易许可商之间的双边交易及配电公司直接双边交易； 2）交易所交易可进一步划分为日前市场（DAM）、期前市场（TAM）、 实时市场（RTM）、可再生能源证书（REC）、节能证书（ESC）交易， 主要通过印度能源交易所（IEX）和印度电力交易所有限公司（PXIL） 执行。中国的短期市场交易包括日前、日内和实时电能量交易市场。

从交易结构来看，与中国类似，印度电力市场以长期交易为主。FY23 印 度长期市场交易量占比 88%，短期电力市场交易占比 12%。其中，印度 短期市场交易以交易所交易为主，FY23 交易所交易/双边交易（跨邦交 易许可商之间）/双边交易（配电商之间）/通过偏差结算机制交易占短期 电力市场交易的比重 53.0%/17.4%/16.1%/13.5%。

印度制定电价政策时以电价逐步反映成本为目标。2016 年《电价政策》 规定电价在平均供应成本的±20%以内。从电价结构来看，据 CERC， 与中央发电站（CGS）和邦发电站（SGS）签订的长期 PPA 覆盖两部分 成本，一部分是由相关监管机构（每年或 5 年）确定的固定成本，另一 部分是可变成本（即能源费用），包括主要和次要燃料成本以及石灰石消 耗成本。其中：1）固定成本包括股本再投资、贷款利息、营运资金、折 旧以及运营和维护成本。据 2019 年《电价政策》，容量电费（固定成本） 回收时按照高电力需求季节（3 个月）、低电力需求季节（9 个月）划分， 每月按照电力峰谷时段制定不同的容量回收价格。2）可变费用的回收与 运行参数有关。以火电厂为例，火电厂的可变成本取决于煤炭价格、运 费和火电厂煤炭具体消耗量。 印度电力市场采用中长期物理执行+部分电量现货竞价的市场模式。从 价格机制来看：1）双边交易与交易所交易中的期前市场交易由发用电双 方自主协商形成交易价格。2）日前市场、实时市场基于输电通道的剩余 容量由发用电双方展开集中竞价（根据跨区输电线路的阻塞情况，印度 13 个价区具备不同的边际电价）。据 CERC 统计，FY11~FY21 印度双边 交易均价均领先于交易所交易均价；FY22~FY23 交易所交易均价反超双 边交易均价。

印度电改复盘：择善而从，因地制宜

以 1991 年、2003 年电力改革为分界点，印度电力市场可被划分为三个 阶段：国有机构垄断的纵向一体化的单一体系（1947~1990 年）、私有化 探索与重组阶段（1991~2002 年）以及依法系统推进改革阶段（2003 年 及以后）。

1）国有机构垄断的纵向一体化的单一体系（1947~1990 年）

印度电力行业的发展始于 1948 年《电力供应法》的出台，该法案在邦内 成立了电力委员会（SEBs）。由于电力委员会无法满足各邦人民的需求， 1976 年印度成立了发电和输电的中央组织，如印度国家火力发电公司 （NTPC）、印度国家水力发电公司（NHPC）、印度国家电力公司（NPC）。 总体来看，在 1991 年电力体制改革前，印度电力行业保持由国有机构垄 断的纵向一体化的单一体系，电力委员会掌管了从发电、电力输送到电 力分配的电力供应链条。

2）私有化探索与重组阶段（1991~2002 年）

1980 年以来，多数电力委员会陷入亏损困局。为改变电力企业亏损的局 面，1991 年印度政府决定实施电力行业私有化改革。私有化改革主要分 为两个阶段：一阶段改革鼓励外资建立独立发电厂（IPP），但外商的进 入导致发电成本上升，电价涨幅超出用户的承受能力，IPP 计划最终失 败。二阶段改革参考了世界银行改革方案，对一体化的电力行业进行拆 分，实现发输配电业务分离。

3）依法系统推进改革阶段（2003 年及以后）

据谢绍雄《印度电力改革变化情况》，经历十年私有化改革后，印度电力 市场仍然存在较多问题，包括发电装机不足、电价不合理（供电成本上升速度超过电价上升速度）、低压电网管理混乱、输变电损失上升等。 2003 年，印度电力改革的纲领性文件——新《电力法》出台。以新《电 力法》为基础，印度电力行业开展了一系列改革，包括输配电改革、电 价改革等。以电价改革为例，印度电力部（MOP）于 2006 年出台《电价 政策》，对《电力法》中的原则进行细化（包括电价结构、电力投资回报 率、交叉补贴、自备发电等）；此后印度电力部分别于 2008、2011、2016 年对《电价政策》进行补充修订。

需求侧：工业、居民用电为主，电力需求增长动能 充沛

工业、居民用电为主，电力可获得性显著提升

用电总量持续增长，用电增速与中国接近。近年来，印度用电总量持续 增长：据印度中央电力局（CEA），FY22 印度用电量 1317 TWh、10 年 CAGR 5.3%，用电量复合增速与中国接近（2022 年中国用电量 8637 TWh、 10 年 CAGR 5.7%）。

从用电结构来看，印度用电侧以工业及居民用电为主。与中国类似，印 度工业相关用电量占比最高：据 CEA，FY22 印度居民/商业/工业/铁路 牵引/农业/其他部门用电量 340/97/556/22/228/73 TWh，占总用电量的比 重 25.8%/7.4%/42.3%/1.7%/17.3%/5.5%（2022 年中国一产/二产/三产/居 民用电占总用电量的比重 1.3%/66.0%/17.2%/15.5%）。

工业化发展推动工业用电需求持续增长。与中国相比，印度工业化水平 较低（据世界银行统计，2022 年印度工业增加值占 GDP 的比重为 25.7%， 较中国-14.3 ppts）。为了促进工业化发展，2014 年莫迪政府提出“印度 制造”计划，并推出多项配套政策措施；此后政府陆续出台相关政策， 包括东北工业发展计划、生产挂钩激励计划、国家工业走廊发展公司项 目等。受益于政策支持，印度工业化进程持续推进，工业用电量整体呈 现增长态势（FY22 工业用电量 556.5 TWh、10 年 CAGR 4.7%）。

人口红利叠加电力基础设施不断完善，居民用电需求高速增长。印度人 口基数较大（截至 2022 年末，印度总人口达 14.2 亿，10 年 CAGR 1.1%， 增速较中国/美国/日本+0.6/+0.5/+1.3 ppts），但受配电基础设施落后拖累， 2015 年以前印度可用电人口比例始终低于世界平均水平。受益于政策支 持，印度可用电情况已实现大幅好转，电力可获得性显著提升：据 Our World in Data 统计，截至 2020 年末，印度可用电人口比例 99.0%，高于 世界平均水平（90.4%）；印度村庄通电比例自 FY19 末已达 100%（超过 10%的居民用电即视为村庄通电）。人口红利叠加电力基础设施不断完善， 居民用电量呈现高速增长态势（FY22 居民用电量 339.8 TWh、10 年 CAGR 7.1%）。

人均用电提升空间较大，电力需求增长动能充沛

印度人均用电量提升空间较大。截至 FY22 末，印度人均用电量 1255 千 瓦时，接近中国 2003 年人均用电量水平，远低于美国、日本人均用电 量。

单位 GDP 能耗、单位 GDP 电耗存在下降空间。1）2022 年印度/中国/ 日本/美国/全球单位 GDP 能耗 123.1/97.6/39.6/45.8/67.1 焦/美元；横向比 较，印度单位 GDP 能耗接近 2013 年的中国。2）2021 年印度/中国/日本 /美国/全球单位 GDP 电耗 0.48/0.49/0.20/0.19/0.29 千瓦时/美元；横向比 较，印度单位 GDP 电耗与中国接近，较发达国家仍然存在下降空间。

用电增速维持高位，需求增长动能充沛。FY23 印度电量需求 1512 TWh、 同比+9.6%，最高用电负荷 216 GW、同比+6.3%。受益于人口红利及制 冷需求等因素，印度用电需求增量可观：1）IEA 预计 2024~2026 年印度 电量需求平均每年增速超过 6%（南亚平均增速 5%）；2）印度中央电力 局预计到 2027/2032/2047 年最高用电负荷分别提升至 277/366/693 GW （较 2023 年+34/+123/+450 GW，4/9/24 年 CAGR 3.3%/4.6%/4.5%）。

人口红利有望持续，经济增长推动用电需求增长。从 GDP 表现来看：1） 2022 年印度 GDP 增速在金砖五国中位列第一：据世界银行，2022 年印 度/中国/俄罗斯/巴西/南非 GDP 增速 7.2%/3.0%/-2.1%/2.9%/1.9%；2） 2022 年印度 GDP 总量接近 2001 年的中国（均为 3.0 万亿美元）。从人 口结构来看：1）2022 年印度 15~64 岁人口占比 67.7%，与中国 2000 年 左右人口类似（70.0%）；2）OECD 预计 2030 年印度 15~64 岁人口占比 为 68.4%、较 2022 年+0.8 ppts，世界 15~64 岁人口占比为 64.7%、较 2022 年-0.4 ppts 。印度人口红利有望持续，进而驱动经济和用电需求持续增长。

分主体看，用电需求增长主要来自居民端。居民制冷需求增加是推动电 力需求峰值增加的关键因素之一。据 IEA 分析预测：1）印度近 10%的 电力需求来自制冷需求，2019~2022 年制冷需求造成的电力消耗增加 21%；2）既定政策情形下，伴随家用空调保有量增长，到 2050 年印度 住宅制冷产生的电力需求将增加 9 倍，超过当前整个非洲的总用电量。

供应侧：发电侧市场集中度较低，输配电改革任重 道远

对火电的依赖程度较高，市场集中度较低

印度装机、发电量维持较高增速。1）装机容量：据 CEA，截至 FY22 末， 印度发电装机容量（公共部门+自备电厂）合计 476 GW、10 年 CAGR 7.1%（截至 2022 年末，中国发电装机容量 2568 GW、10 年 CAGR 8.4%）； 其中公共部门/自备电厂装机容量 399/77 GW、10 年 CAGR 7.2%/6.9%。 2）发电量：据 CEA，FY22 印度发电量（公共部门+自备电厂）合计 1693 TWh、10 年 CAGR 4.8%（2022 年中国发电量 8849 TWh、10 年 CAGR 5.9%）；其中公共部门/自备电厂发电量 1484/209 TWh、10 年 CAGR 4.9%/4.5%。

印度装机、发电量结构与中国类似，但对于火电的依赖程度更高。 1）装机结构：截至 FY22 末，印度火电/水电/核电/可再生能源装机容量 （公共部门+自备电厂）306/47/7/117 GW，占总装机容量的 64.2%/9.8% /1.4%/24.5%（截至 2022 年末，中国装机结构：火电/水电/核电/新能源占 比 51.9%/16.1%/2.2%/29.8%）。 2）发电量结构：FY22 印度火电/水电/核电/可再生能源发电量（公共部 门+自备电厂）1317/152/47/178 TWh，占总发电量的 77.8%/9.0%/2.8%/ 10.5%（2022 年中国发电量结构：火电/水电/核电/新能源占比 69.8%/14.3% /5.0%/10.9%）。 3）火电利用小时数：与中国相比，印度火电利用小时数保持在较高水平。 FY23 印度火电设备利用率（PLF）64.2%，我们测算对应利用小时数 5620 小时（2023 年中国火电利用小时数 4466 小时）。

与中国相比，印度发电侧企业除了国家级发电公司外，亦包括众多的邦 发电厂以及私营企业。分部门看：1）印度私营企业装机容量占比较高： 截至 FY23 末，印度国家级/邦级/私营企业装机容量占公共部门装机量的 比重 24.0%/25.4%/50.5%。2）印度国家级企业发电量占比较高：FY23 国 家级/邦级/私营企业发电量占公共部门发电量的比重 40.0%/32.7%/ 27.3%。

印度发电侧市场集中度较低。1）装机容量：截至 FY23 末，印度国家火 力发电（NTPC，印度最大的电力生产商）装机占比（17.4%）位列第一； 据不完全统计，印度电力行业装机 CR5 为 27.9%（截至 2022 年末，中 国电力行业装机 CR5 为 42.2%）。2）发电量：FY23 印度国家火力发电 （NTPC）发电量占比（24.6%）位列第一；据不完全统计，印度电力行 业发电量 CR5 为 35.0%（2022 年中国电力行业发电量 CR5 为 43.2%）。

印度发电侧龙头议价能力较强，成本压力向下游转移。与中国不同，印 度发电侧龙头议价能力较强。伴随燃料成本上涨，印度发电侧龙头能够 以提高电价的方式向下游转嫁成本压力。以 NPTC 为例，伴随燃料成本 上行，NTPC 火电平均电价上涨，点火价差整体扩大（FY23 煤电点火价 差 1.52 卢比/千瓦时，较 FY16 +0.40 卢比/千瓦时）。

新能源转型持续推进，煤电主体地位短期不改

印度风光资源优越，具备较好的新能源发电条件。1）风电：据 INDIAN WIND TURBINE，印度在地面以上 50/80/100/120 米处的总风电装机潜 力 49.1/102.8/ 302.0/695.5 GW。同时，印度三面环海，拥有约 7600 公里 的海岸线，海上风能具有巨大的发电潜力（古吉拉特邦、泰米尔纳德邦 已确定区域内海上风能潜力 70 GW）。2）光伏：印度地处低纬地区，光 照资源充足、土地辽阔；据印度国家太阳能研究所（NISE）评估，印度 光伏发电潜力为 748 GW。

新能源占比有望不断提升。为实现 2040~2045 年碳达峰、2070 年碳中和 目标，印度积极推动新能源转型，2014 年开始陆续推出“发展太阳能园 区和超大型太阳能发电项目”计划、“绿色能源走廊”计划（GEC 计划）、 PM-KUSUM 计划、生产挂钩激励计划（PLI 计划）等。受益于政策支持， 印度新能源占比有望不断提升：据印度中央电力局预测，公共部门新能 源（风电+光伏+其他可再生能源）截至 FY30 末装机占比 55.5%，较 FY22 +28.0 ppts；FY30 发电量占比 31.6%，较 FY22 +20.1 ppts。

新能源装机目标长路漫漫。印度发展可再生能源的决心较为坚定，从目 标设定来看：1）2014 年，印度政府公布太阳能振兴计划，到 FY22 末可 再生能源装机容量达 175 GW（其中光伏/风电/生物质发电/小水电装机 100/60/10/5 GW）；2）2021 年，《印度分布式可再生能源的未来》提出到 2030 年安装 450 GW 的可再生能源项目的目标。截至 FY22 末，印度光 伏/风电装机容量 54.0/40.4 GW、计划完成度 54.0%/67.3%。然而，考虑 到印度光伏贸易政策的不确定性、新能源政策的历史延期情况，我们认 为印度的新能源装机目标仍存挑战。

煤电主体地位短期不改。与中国相比，印度正处于能源发展的初级阶段 （煤炭占比较高），且供需形势持续偏紧。考虑到新能源出力存在较大的 不确定性以及经济发展的需要，我们认为短期内印度煤电仍将处于主体 地位：1）2023 年 11 月，印度电力部长 R. K. Singh 明确指出增加煤机容 量以满足印度迅速增长的能源需求；2）据印度电力部发布的《国家电力 计划》，除了在建的 26.9 GW 煤机之外，到 FY32 末仍需新增 19.1~27.1 GW 煤机；3）据印度中央电力局预测，截至 FY30 末煤电装机占比 32.4%， 较 FY23 -17.3 ppts；FY30 发电量占比 54.5%，较 FY23 -15.3 ppts。

输配电损失率较高，配电公司盈利承压

印度电网输配电损失率较高。近年来，尽管印度电网基础设施不断完善， 但对比中国，印度输配电损失率仍处于较高水平：1）FY22 印度输配电 损失率 19.3%，同比-1.5 ppts；2）2022 年中国线损率为 4.8%，同比-0.4 ppts。据新华社，印度输配电损失率居高不下主要与以下因素有关：1） 电力基础设施老化严重、技术落后。2）印度主干电网电压等级不高（截 至 FY22 末，220kV 及以上输电线线路长度为 45.7 万千米，占输电线长 度的比重为 7.6%），整体抗故障能力差，难以适应当前的输电容量和输 电距离；高压输电技术有待升级和更新。3）印度偷电现象严重，高昂的 用电成本使得无法负担的居民偷电盗电（如篡改老旧电表、私拉电线等）， 导致电力系统故障。

受输配电损失影响，配电公司盈利承压。配电为印度电力产业链中最薄 弱的环节。据印度电力金融公司（PFC），FY22 全印度综合技术和商业 （AT&C）亏损约 16.42%，其中 90%以上的损失可归因于输配电损失。 据 CERC，印度国家配电公司（DISCOMs）收取的电价无法反映成本， 且通常以低于成本的价格出售电力（印度与中国均采取“交叉补贴”电 价：对工商业用户收取高电价，为农业、居民用户提供补贴价格）：1） FY22 全印度配电公司平均供应成本/平均收入 6.3/5.0 卢比/千瓦时，收 入缺口 1.3 卢比/千瓦时。2）FY18~FY22 配电公司平均收入占平均供应 成本的比重约 76%~81%，约 19%~24%的收入缺口需要通过政府补贴弥 补。

改革持续推进，输配电损失率有望逐渐下降。针对输配电损失率较高、 配电公司亏损的问题，印度出台多项政策进行输配电改革，主要改革措 施包括加强基础设施建设、提供财政援助、债务重组等。其中，配电行 业改革计划（RDSS）规划在 FY25 将综合技术和商业损失降低至 12~15%， 将平均供应成本与平均收入之间的差距缩小为 0。考虑到提供补贴给各 邦财政带来的压力，我们认为未来印度仍将持续发力输配电改革，配电 公司持续亏损问题有望缓解。随着基础设施建设完善，印度输配电损失 率有望逐渐下降。

供需偏紧格局持续，印度电价整体呈上涨态势

印度电力长期处于供需偏紧状态。FY09~FY23 印度电量缺口不断缩小 （据印度电力部，FY23 电量需求/电量供给 1512/1504 TWh，电量缺口 为 0.5%、较 FY09 -10.6 ppts），但电力缺口处于较高水平：FY23 最高用 电负荷/最高发电负荷 216/207 GW，高峰时段电力缺口为 4.0%、同比+2.8 ppts。考虑到印度电力需求增长较快，但可控装机增长有限，我们认为短 期内印度电力仍将处于供需偏紧状态。

受供需偏紧及煤价上行影响，印度电价呈上涨态势。据印度工商部，以 FY12 为基准年份，FY22 电价指数为 117.4，同比+7.1%。我们认为电价 上涨主要与供需偏紧及煤价上行有关。从成本端出发：1）印度发电燃料 以煤炭为主：据 CEA，FY12~FY23 印度煤电装机容量占比基本保持在 50%以上；FY23 煤电发电量 948 TWh，占总发电量的比重为 69.8%。2） 煤炭供给集中度较高：据印度煤炭部，2023 年印度煤炭总产量 10.1 亿 吨，其中印度煤炭公司（CIL）、印度辛加瑞尼煤矿公司（SCCL）垄断国 内 84%的煤炭产量（CIL 75%、SCCL 7%）。整体来看，印度电价与煤价 相关性较高。 以 NTPC 为例：1）FY21 公司平均电价 3.8 卢比/千瓦时、同比-3.3%， 主要与煤价下行有关（FY21 CIL/SCCL 平均煤价 2207/2763 卢比/吨、同 比-4.9%/-7.4%）。2）FY22 公司平均电价 4.0 卢比/千瓦时、同比+5.6%， 或受供需偏紧（FY22 电力缺口 1.2%、同比+0.8 ppts）、煤价上涨（FY22 CIL/SCCL 平均煤价 2306/3203 卢比/吨、同比+4.5%/+15.9%）共同影响。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）