印度电力长期处于供需偏紧状态。
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。
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。
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。
