联邦制体系下的电力市场。
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。
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。
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。
