1、请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 2024.02.26 印度电力：增长动能充沛，改革任重道远印度电力：增长动能充沛，改革任重道远 电力海外系列报告（一）电力海外系列报告（一）于鸿光于鸿光(分析师分析师)汪汪玥(研究助理研究助理)孙辉贤孙辉贤(研究助理研究助理) sunhuixian026739gtjas.co证书编号 S0880522020001 S0880123070143 S0880122070052 摘要：摘要：给予印度电力行业“增持”评级：给予印度电力行业“增持”评级：我们认为印

2、度电力需求增长动能充沛，电力供需紧平衡趋势有望延续；随着印度电力改革持续推进，输配电等短板补充完善，行业景气度有望持续提升。给予印度电力行业“增持”评级，受益标的印度国家火力发电（NTPC）。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，电力需求增长动能充沛。印度以工业、居民用电为主，电力需求增长主要与工业化发展、人口红利及电力基础设施不断完善有关。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：IEA 预计 20242026 年印度电量需求平均每年增速超过 6%（南亚平均增速 5%）；印度中央电力局预计到 2027/2032/2047 年印度最高用电负荷分别提升至 27

3、7/366/693 GW（较 2023 年+34/+123/+450 GW，4/9/24 年 CAGR 3.3%/4.6%/4.5%）。发电侧市场集中度较低，输配电改革任重道远。发电侧市场集中度较低，输配电改革任重道远。1）发电侧：印度以火电发电为主，近年来积极推动新能源转型。从竞争格局来看，印度发电侧市场集中度较低：据不完全统计，截至 FY23 末，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%）；FY23 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，

4、能够以提高电价的方式向下游转嫁成本压力。2）输配电侧：印度输配电损失率处于较高水平：FY22 印度输配电损失率达 19.3%（2022 年中国线损率 4.8%）。受输配电损失影响，配电公司盈利承压。考虑到为配电公司提供补贴给各邦财政带来的压力，未来印度仍将持续发力输配电改革。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。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：FY23 印度最高用电负荷/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

5、长有限，我们认为短期内印度电力供需紧平衡趋势有望延续。印度发电燃料以煤炭为主，整体来看电价与煤价相关性较高。受供需偏紧及煤价上行影响，近年来印度电价呈上涨态势。风险提示：风险提示：用电需求不及预期；可再生能源装机进度不及预期；煤价上涨超预期。评级：评级：增持增持 交易数据 行业主要上市公司行业主要上市公司 市值（亿元、卢比）市值（亿元、卢比）NPTC 32687 NHPC 9332 市值合计市值合计 42019 相关报告 海外行业专题（印度）海外行业专题（印度）电力电力 股票研究股票研究 证券研究报告证券研究报告 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免

6、责条款部分 2 of 28 目目 录录 1.核心结论.3 2.印度电力体制：联邦制体系下的电力市场.3 2.1.电力产业体系：中央与邦并行监管、平行配电.3 2.2.电力市场模式：长期市场交易为主.4 2.3.印度电改复盘：择善而从，因地制宜.7 3.需求侧：工业、居民用电为主，电力需求增长动能充沛.9 3.1.工业、居民用电为主，电力可获得性显著提升.9 3.2.人均用电提升空间较大，电力需求增长动能充沛.12 4.供应侧：发电侧市场集中度较低，输配电改革任重道远.15 4.1.对火电的依赖程度较高，市场集中度较低.15 4.2.新能源转型持续推进，煤电主体地位短期不改.19 4.3.输配电

7、损失率较高，配电公司盈利承压.22 5.供需偏紧格局持续，印度电价整体呈上涨态势.24 6.风险提示.26 7.附录：英文缩写对照.26 OX2VZZDXTUBVPZ6MdNbRmOrRtRrNeRnNtReRnPrO6MmNoOuOtRmQwMnRvM 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 3 of 28 1.核心结论核心结论 给予印度电力行业“增持”评级：给予印度电力行业“增持”评级：同为金砖五国之一，印度电力体制（监管机制、产业结构、长期市场交易模式等）与中国存在较大差异，用电结构（工业相关用电占比最高）、发电结构（火电为主）与中国类

8、似。我们认为印度电力市场具备较大的发展潜力：1）用电需求增长动能充沛：印度 GDP 增速较高（2022 年印度 GDP 增速在金砖五国中位列第一），人口红利优势突出且有望持续，叠加不断增长的制冷需求，用电需求增量可观（印度中央电力局预计到 2027/2032/2047 年印度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%）。2）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（FY23 印度国家火力发电煤电点火价差 1.52 卢比/千瓦时

9、，较 FY16+0.40 卢比/千瓦时）。3）电力供需紧平衡趋势有望延续：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。随着印度电力改革持续推进，输配电等短板补充完善，行业景气度有望持续提升。给予印度电力行业“增持”评级，受益标的印度国家火力发电（NTPC）。2.印度电力体制：联邦制体系下的电力市场印度电力体制：联邦制体系下的电力市场 2.1.电力产业体系：中央与邦并行监管、平行配电电力产业体系：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。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

10、（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。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

11、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。海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 4 of 28 图图 1：印度电力产业结构体系印度电力产业结构体系 数据来源：中电联法律分会，国泰君安证券研究 2.2.电力市场模式：长期市场交易为主电力市场模式：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：）长期市场：印度

12、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：）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 01 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

13、（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。海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 5 of 28 图图 2：印度电力市场交易品种印度电力市场交易品种 数据来源：国网能源研究院，国泰君安证券研究 图图 3：印度电力市场参与者及交易关系印度电力市场参与者及交易关系 数据来源：国网能源研究院，国泰君安证券研究 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。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

14、 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%。海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 6 of 28 图图 4：FY23 印度电力市场长期交易占比印度电力市场长期交易占比 88.0%图图 5：印度电力市场短期交易占比较低印度电力市场短期交易占比较低 注：FY23 为 2022 年 4 月2023 年 3 月 数据来源

15、：CEA，国泰君安证券研究 注：2022-23 为 FY23（2022 年 4 月2023 年 3 月），以此类推 数据来源：CEA，国泰君安证券研究 印度制定电价政策时以电价逐步反映成本为目标。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

16、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。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

17、个价区具备不同的边际电价）。据 CERC 统计，FY11FY21 印度双边交易均价均领先于交易所交易均价；FY22FY23 交易所交易均价反超双边交易均价。88.0%6.3%2.1%1.9%1.6%11.9%长期交易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0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%长期交易占比（%）短期交易占比（%）海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 7 of 28 图图 6：FY22FY23 交易所交易均价领先于双边交易均价（卢比交易所交易均价领先于双边交

18、易均价（卢比/千瓦时）千瓦时）注：2022-23 为 FY23（2022 年 4 月2023 年 3 月），以此类推 数据来源：CEA，国泰君安证券研究 2.3.印度电改复盘：择善而从，因地制宜印度电改复盘：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（19471990 年）、私有化探索与重组阶段（19912002 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（国有机构垄断的纵向一体化的单一体系（19471990 年）年）印度电力行业的发展始于 1948 年电

19、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（）私有化探索与重组阶段（19912002 年）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

20、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（）依法系统推进改革阶段（2003 年及以后）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01234567双边交易交易所交易偏差结算 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 8 of 28 升速度超过电价上升速度

21、）、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。表表 1:印度电力市场改革复盘印度电力市场改革复盘 阶段阶段 时间时间 内容内容 国有机构垄断的纵向一体化的单一体系（19471990 年）1948 年 电力供应法出台，在邦内成立了电力委员会（SEBs），在国

22、家层面成立了中央电力局（CEA）统筹管理 SEBs。1976 年 成立了发电和输电的中央组织，如国家火力发电公司（NTPC）、国家水力发电公司（NHPC）、国家电力公司（NPC）。私有化探索与重组阶段（19912002 年）1991 年 实施电力行业私有化改革，一阶段改革为对外开放，鼓励外资建立独立发电厂（IPP）。19921993 年 实施电力行业私有化改革，二阶段改革对一体化的电力行业进行拆分（实现发输配分离）。1996 年 奥里萨邦实现配电私有化。1998 年 电力（法律）修正案颁布：1）成立中央输电公司（CTU）；2）允许私营部门投资发电、输电和配电业务；3）成立中央电力监管委员会（C

23、ERC）和部分邦的电力监管委员会（SERCs）。2002 年 德里邦实现配电私有化。依法系统推进改革阶段（2003 年及以后）2003 年 印度新电力法出台，在电力行业的不同领域引入竞争。2006 年 印度电力部出台电价政策，对电价结构、电力投资回报率、交叉补贴、自备发电等做出明确规定，确保消费者以合理的方式获得电力。2008 年 出台输电项目鼓励竞争指南和输电服务竞标指南、有关跨邦输电持照者运行标准的监管条例。2008 年 重组加速电力发展和改革计划（R-APDRP）：将综合技术和商业（AT&C）损失降至 15%，包括加强和升级输配电网络、引入智能电网技术、自动化系统等。2014 年 综合电

24、力发展计划（IPDS）：着重加强基础设施建设，减少输配电损耗。2021 年 配电行业改革计划（RDSS）：为配电公司提供为期五年的财政援助，支持预付费智能电表、配电基础设施升级，进一步降低综合技术和商业（AT&C）损失，消除平均供应成本与平均收入差距。2022 年 出台电力（滞纳金和相关事项）规则（LPS Rules），为配电公司以及电力消费者提供救济，同时发电公司也能从保证的月度付款中受益。数据来源：MOP、Electrical India、The Impact of Electricity Reforms on Regional Economic Development in India，

25、国泰君安证券研究 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 9 of 28 3.需求侧：工业、居民用电为主，电力需求增长动能需求侧：工业、居民用电为主，电力需求增长动能充沛充沛 3.1.工业、居民用电为主，电力可获得性显著提升工业、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。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 C

26、AGR 5.7%）。图图 7：FY22 印度用电量印度用电量 1317 TWh 图图 8：2022 年中国用电量年中国用电量 8637 TWh 注：2021-22 为 FY22（2021 年 4 月2022 年 3 月），以此类推 数据来源：CEA，国泰君安证券研究 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 从用电结构来看，印度用电侧以工业及居民用电为主。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

27、.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%）。图图 9：印度用电侧以工业、居民用电为主印度用电侧以工业、居民用电为主 图图 10：中国用电侧以第二产业用电量为主中国用电侧以第二产业用电量为主 注：2021-22 为 FY22（2021 年 4 月2022 年 3 月），以此类推 数据来源：CEA，国泰君安证券研究 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 -10%-5%0%5%10%15%20%25%30%02004006008001,0001,2001,400印度用电量（TWh）同比

28、（%)0%2%4%6%8%10%12%14%16%01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,00010,000中国用电量（TWh）同比（%）0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%居民商业工业铁路牵引农业其他0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022一产二产三产居民 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分

29、 10 of 28 工业化发展推动工业用电需求持续增长。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%）。表表 2:政府出台政策提升印度工业化水平政府出台

30、政策提升印度工业化水平 计划计划 时间时间 目标目标 内容内容“印度制造”计划 2014 年 将制造业占印度国内生产总值的比重从 15%提升至25%。提高营商便利度，放松对行业的管制，促进创业；发展工业走廊和智慧城市，升级产业集群的基础设施，促进工业增长；聚焦发展制造业、基础设施及服务业的 25 个行业；使印度政府成为工业发展的促进者而不是单一的监管者。东北工业发展计划 2017 年 促进东北地区各邦的可持续工业化并创造就业机会。政府向从事制造业和服务业的合格工业单位提供一揽子财政激励措施，包括获得信贷的中央资本投资激励、中央利息激励、中央综合保险激励、税收减免和就业激励等，从而加速经济增长并

31、促进印度东北部地区的工业化进程。生产挂钩激励计划（PLI 计划）2020 年 鼓励国内生产的产品增加销售额，提高国内产品的竞争力，促进制造业发展，减少进口，增加印度产品出口。选定电子元件、汽车、电信和网络产品、药品、白色家电、高效太阳能光伏组件等十四个关键行业，支出 19.7 亿卢比（超过 260 亿美元），吸引对关键行业和尖端技术的投资，为制造业带来规模经济，提高印度的制造能力，增加出口，使印度公司和制造商具有全球竞争力。国家工业走廊发展公司项目（NICDC）2020 年 建设世界一流的基础设施，降低物流成本，提高印度在制造业中的竞争力。分阶段开发 11 条工业走廊，沿走廊发展印度未来的工业

32、城市为“智慧城市”，并在基础设施领域融合新一代技术，建立大型制造单位提供即插即用的基础设施，创造就业机会，促进经济增长。数据来源：Ministry of Commerce&Industry、drishtiias、Interlink Capital，国泰君安证券研究 图图 11：印度工业增加值占印度工业增加值占 GDP 比重低于中国比重低于中国 图图 12：印度工业生产指数呈上涨态势印度工业生产指数呈上涨态势 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 注：以 FY12（2011 年 4 月2012 年 3 月）为基期 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 0%10%20%30%40%50%60%19

33、60853082000200320052008200182020印度工业增加值占GDP比重（%）中国工业增加值占GDP比重（%）0204060801001201401----------122021-0520

34、21---062023-11印度:工业生产指数 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 11 of 28 图图 13：印度制造业印度制造业 PMI 多数时期位于荣枯线之上多数时期位于荣枯线之上 图图 14：FY22 印度工业用电量印度工业用电量 556.5 TWh 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 注：2021-22 为 FY22（2021 年 4 月2022 年 3 月），以此类推 数据来源：CEA，国泰君安证券研究 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。人口红利叠加

35、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

36、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%）。表表 3：政府出台政策提升印度电气化水平：政府出台政策提升印度电气化水平 计划计划 时间时间 目标目标 内容内容 Deen Dayal Upadhyaya Gram Jyoti Yojana（DDUGJY）2014 年 为印度农村提供持续的电力供应，改善供电时间，减少峰值负荷，改善能源计费情况。1）将农业和非农业电力供应分开，以便于对农村地区的农业和非农业消费者进行合理供应。2）加强和扩大农村地区的次级输电和配电基础设施，包括配电变压器、馈电器、用户计量。Sahaj Bijli Har

37、Ghar Yojana（Saubhagya）2017 年 为印度所有未通电家庭提供最后一英里的连接和供电。1）经济贫困家庭可免费电表连接，非贫困家庭可收取500 卢比的费用。2）为偏远/困难地区的家庭提供基于 SPV 的独立系统。数据来源：MOP，国泰君安证券研究 图图 15：印度人口基数较大（亿人）印度人口基数较大（亿人）图图 16：截至截至 2020 年末，印度可用电人口比例年末，印度可用电人口比例 99.0%00-----012015-0

38、-------10印度:制造业PMI-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%00500600印度工业用电量（TWh）同比（%）02468042005200620072008200920000022印度中国美国日本40%50%60%70%

39、80%90%100%258042005200620072008200920000192020印度中国日本美国世界 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 12 of 28 数据来源：世界银行，国泰君安证券研究 数据来源：Our World in Data，国泰君安证券研究 图图 17：FY22 印度村庄通电比例达印度村庄通电比例达 100%图图 18：FY22 居民用电

40、量居民用电量 339.8 TWh 注：2021-22 为 FY22（2021 年 4 月2022 年 3 月），以此类推 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 注：2021-22 为 FY22（2021 年 4 月2022 年 3 月），以此类推 数据来源：CEA，国泰君安证券研究 3.2.人均用电提升空间较大，电力人均用电提升空间较大，电力需求增长需求增长动能充沛动能充沛 印度人均用电量提升空间较大。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。图图 19：印度人均用电量接近中国印度人均用电

41、量接近中国 2003 年水平（单位：千瓦时年水平（单位：千瓦时/人）人）数据来源：EIA、世界银行，国泰君安证券研究 单位单位 GDP 能耗、单位能耗、单位 GDP 电耗存在电耗存在下降下降空间。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。0%2%4%6

42、%8%10%12%0500300350400印度居民用电量（TWh）同比（%）02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00040622004200620082001620182020印度中国日本美国全球 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 13 of 28 图图 20：印度单位：印度单位 GDP 能耗存在下降空间（单位：焦能耗存在下降空间（单位：焦/美美元）元）图图 21：印度

43、单位印度单位 GDP电耗存在下降空间（单位：千瓦时电耗存在下降空间（单位：千瓦时/美元）美元）数据来源：BP，国泰君安证券研究 数据来源：世界银行、EIA，国泰君安证券研究 用电增速维持高位，需求增长动能充沛。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 20242026 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 277/366/69

44、3 GW（较 2023 年+34/+123/+450 GW，4/9/24 年 CAGR 3.3%/4.6%/4.5%）。图图 22：FY23 印度电印度电量需求量需求 1512 TWh、同比、同比+9.6%图图 23：FY23 印度最高用电负荷印度最高用电负荷 216 GW、同比、同比+6.3%注：2022-23 为 FY23（2022 年 4 月2023 年 3 月），以此类推 数据来源：MOP，国泰君安证券研究 注：2022-23 为 FY23（2022 年 4 月2023 年 3 月），以此类推 数据来源：MOP，国泰君安证券研究 人口红利有望持续，经济增长推动用电需求增长人口红利有望持

45、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 1564 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 1564 岁人口占比为 68.4%、较 2022 年+0.8 ppts，世界 1564 岁人口占比为 64.7%、较 2022

46、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。0500300350400450500印度中国日本美国全球0.00.10.20.30.40.50.60.705201020152020印度中国日本美国全球-2%0%2%4%6%8%10%12%02004006008001,0001,2001,4001,600电量需求（TWh）同比(%)-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%0500最高用电负荷（GW）同比（%）海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务

47、必阅读正文之后的免责条款部分 14 of 28 图图 24：金砖五国中，金砖五国中，2022 年印度年印度 GDP 增速位列第一增速位列第一 图图 25：2000 年年中国人口金字塔结构（万人）中国人口金字塔结构（万人）数据来源：世界银行，国泰君安证券研究 数据来源：中国统计年鉴，国泰君安证券研究 图图 26：2022年印度年印度/世界世界 1564岁人口占比岁人口占比 67.7%/65.1%图图 27：2030年印度年印度/世界世界1564岁人口占比为岁人口占比为68.4%/64.7%数据来源：OECD，国泰君安证券研究 数据来源：OECD，国泰君安证券研究 分主体看，用电需求增长主要来自居

48、民端。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，20192022 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。图图 28：印度印度电力需求预期增量主要来自居民端电力需求预期增量主要来自居民端 -20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%印度中国俄罗斯巴西南非0-4岁5-9岁10-14岁15-19岁20-24岁25-29岁30-34岁35-39岁40-

49、44岁45-49岁50-54岁55-59岁60-64岁65-69岁70-74岁75-79岁80-84岁85岁女男10%8%6%4%2%0%2%4%6%8%10%0-4岁5-9岁10-14岁15-19岁20-24岁25-29岁30-34岁35-39岁40-44岁45-49岁50-54岁55-59岁60-64岁65-69岁70-74岁75-79岁80-84岁85岁世界印度10%8%6%4%2%0%2%4%6%8%10%0-4岁5-9岁10-14岁15-19岁20-24岁25-29岁30-34岁35-39岁40-44岁45-49岁50-54岁55-59岁60-64岁65-69岁70-74岁75-79

50、岁80-84岁85岁世界印度 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 15 of 28 数据来源：IEA 4.供应侧：发电侧市场集中度较低，输配电改革任重供应侧：发电侧市场集中度较低，输配电改革任重道远道远 4.1.对火电的依赖程度较高，市场集中度较低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。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

51、 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%。图图 29：截至截至 FY22 末，印度装机合计末，印度装机合计 476 GW 图图 30：截至截至 2022 年末，中国装机年末，中国装机 2568 GW 注：2021-22 为 FY22（2

52、021 年 4 月2022 年 3 月），以此类推 数据来源：CEA，国泰君安证券研究 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 图图 31：FY22 印度发电量合计印度发电量合计 1693 TWh 图图 32：2022 年中国发电量年中国发电量 8849 TWh 注：2021-22 为 FY22（2021 年 4 月2022 年 3 月），以此类推 数据来源：CEA，国泰君安证券研究 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 0%2%4%6%8%10%12%14%16%00500600印度装机（GW）同比（%）0%2%4%6%8%10%12%14%16%05001,0001,5

53、002,0002,5003,000200620072008200920000022中国装机（GW）同比（%）-4%-2%0%2%4%6%8%10%02004006008001,0001,2001,4001,6001,800印度发电量（TWh）同比（%)0%2%4%6%8%10%12%14%16%01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,00010,000中国发电量（TWh）同比 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款

54、部分 16 of 28 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。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：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：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

55、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：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）。图图 33：印度电力市场以火电装机为主印度电力市场以火电装机为主 图图 34：中国电力市场以火电装机为主中国电力市场以火电装机为主 注：2021-22 为 FY22（2021 年 4 月2022 年 3 月），以此类推 数据来

56、源：CEA，国泰君安证券研究 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 图图 35：印度电力市场以火电发电为主印度电力市场以火电发电为主 图图 36：中国电力市场以火电发电为主中国电力市场以火电发电为主 注：2021-22 为 FY22（2021 年 4 月2022 年 3 月），以此类推 数据来源：CEA，国泰君安证券研究 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%火电水电核电可再生能源0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%200920000

57、022火电水电核电新能源0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%水电火电核电可再生能源0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%200920000022火电水电核电新能源 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 17 of 28 图图 37：FY23 印度火电利用小时数印度火电利用小时数 5620 小时小时 图图 38：2023 年中国火电利用小时数年中国火电利用小时数 4466 小时

58、小时 注：印度火电利用小时数=火电设备利用率（PLF）*24*365；2022-23 为 FY23（2022 年 4 月2023 年 3 月），以此类推 数据来源：CEA，国泰君安证券研究 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 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。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

59、/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%。图图 39：截至截至 FY23 末，印度私营企业装机容量占比较高末，印度私营企业装机容量占比较高 图图 40：FY23 印度国家级企业发电量占比较高印度国家级企业发电量占比较高 注：FY23 为 2022 年 4 月2023 年 3 月 数据来源：CEA，国泰君安证券研究 注：统计口径为火电+水电+核电；FY23 为 2022 年 4 月2023 年 3 月 数据来源：CEA，国泰君安证券研究 印度发电侧市场集中度较低。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

60、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%）。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,000印度火电利用小时数（小时）印度火电PLF（%）01,0002,0003,0004,

61、0005,0006,0007,000200420052006200720082009200000222023中国火电利用小时数（小时）24.0%25.4%50.5%国家级发电企业邦级发电企业私营企业40.0%32.7%27.3%国家级发电企业邦级发电企业私营企业 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 18 of 28 图图 41：截至截至 FY23 末，印度发电侧公司中末，印度发电侧公司中 NTPC 装机市装机市占率较高占率较高 图图 42：FY23 印

62、度印度发电侧公司中发电侧公司中 NTPC 发电量市占率较高发电量市占率较高 注：参考 NTPC 年报披露方式，计算口径为公共部门装机量；FY23为 2022 年 4 月2023 年 3 月 数据来源：各公司公告，国泰君安证券研究 注：参考 NTPC 年报披露方式，计算口径为公共部门发电量；FY23为 2022 年 4 月2023 年 3 月 数据来源：各公司公告，国泰君安证券研究 图图 43：截至截至 2022 年末，中国发电侧装机集中度较高年末，中国发电侧装机集中度较高 图图 44：2022 年年中国发电量集中度较高中国发电量集中度较高 数据来源：国际能源网，国泰君安证券研究 数据来源：国际

63、能源网，国泰君安证券研究 印度印度发电侧龙头议价能力较强，成本压力向下游转移。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）。17.4%1.7%0.5%4.0%1.4%3.4%71.6%国家火力发电（NTPC）国家水力发电（NHPC）东北电力公司（NEEPCO）阿达尼电力公司（APL）信实集团（Reliance Pow

64、er）塔塔电力（TATA Power）24.6%1.5%0.5%3.3%2.3%3.3%64.5%国家火力发电（NTPC）国家水力发电（NHPC）东北电力公司（NEEPCO）阿达尼电力公司（APL）信实集团（Reliance Power）塔塔电力（TATA Power）11.2%8.6%7.4%6.6%8.3%1.5%3.0%4.9%2.1%0.7%1.8%43.9%国家能源投资集团华能集团华电集团大唐集团国家电力投资集团国投电力中广核三峡集团华润电力中节能中核其他12.9%8.9%7.3%6.7%7.5%1.8%3.4%4.3%0.0%0.3%2.5%44.5%国家能源投资集团华能集团华电集

65、团大唐集团国家电力投资集团国投电力中广核三峡集团华润电力中节能中核其他 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 19 of 28 图图 45：印度印度 CPI、PPI 整体呈上涨趋势整体呈上涨趋势 图图 46：FY16FY23 NTPC 点火价差整体上行点火价差整体上行 数据来源：TRADING ECONOMICS、Wind，国泰君安证券研究 注：煤电不含税电价=煤电营收/煤电发电量；2022-23 为 FY23（2022年 4 月2023 年 3 月），以此类推 数据来源：NTPC 公告，国泰君安证券研究 4.2.新能源新能源转型持续推进，

66、煤电主体地位短期不改转型持续推进，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。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。图图 47：印

67、度潜在风电装机容量较高印度潜在风电装机容量较高 图图 48：印度光伏城市分布图印度光伏城市分布图 数据来源：INDIAN WIND TURBINE，国泰君安证券研究 数据来源：Invest India 新能源占比有望不断提升。新能源占比有望不断提升。为实现 20402045 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

68、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。02040608001802-----------07PPICPI：燃料及电力0.00.30.50.81.01.31.51.80.00.5

69、1.01.52.02.53.03.54.04.----23煤电电价（卢比/千瓦时）单位燃料成本（卢比/千瓦时）点火价差（卢比/千瓦时）49.1102.8302695.5005006007008005080100120轮毂高度（米，地面以上高度）潜在装机（GW）海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 20 of 28 表表 4:印度政府出台多项政策推动新能源转型印度政府出台多项政策推动新能源转型 数据来源：MOP、MNRE

70、，国泰君安证券研究 新能源装机目标长路漫漫。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

71、。计划计划 时间时间 内容内容“发展太阳能园区和超大型太阳能发电项目”计划 2014 年 1）从 FY15 开始的 5 年内建立至少 25 个太阳能园区和超大型太阳能发电项目；2）FY15FY19 五年内太阳能装机容量超过 20 GW；3）预计提供中央财政援助（CFA）为405 亿卢比。2017 年 1）到 FY20 建立至少 50 个太阳能园区；2）太阳能装机容量超过 40 GW；3）预计提供中央财政援助（CFA）810 亿卢比。“绿色能源走廊”（GEC 计划）2015 年 InSTS GEC-I 总目标：建设 9700 ckm 的州内输电线路、22600 MV A 变电站。2022 年 I

72、nSTS GEC-II 总目标：建设 10750 ckm 州内输电线路、27500 MV A 变电站。并网屋顶太阳能项目 2016 年 政府为 3kW 以下的太阳能电池板容量提供 40%的补贴，为 310kW 的太阳能电池板容量提供 20%的补贴。到 2026 年 3 月（延期后）实现并网屋顶太阳能（RTS）项目的累计装机容量为 40000 兆瓦。PM-KUSUM 计划 2019 年 1）安装 10000 MW 的分散式并网太阳能发电厂；2）安装 17.50 万台独立太阳能农业泵；3）实现 100 万并网农业泵的太阳能化。生产挂钩激励计划（PLI 计划）2020 年 在投产后五年内，为选定的太

73、阳能光伏组件制造商提供生产挂钩激励（PLI），用于制造和销售高效太阳能光伏组件。国家生物能源计划 2021 年 包括废物转化能源方案、生物质项目、沼气发电计划三个子项目，为各类生物质能源项目提供中央财政援助。国家绿色氢能使命 2023 年 到 2030 年，印度的绿色氢生产能力达到每年 5 MMT，相关的可再生能源生产能力增加约125 GW，使印度成为绿色氢及其衍生物生产、使用和出口的全球中心。图图 49：印度计划截至印度计划截至 FY30 末新能源装机占比末新能源装机占比 55.5%图图 50：印度计划印度计划 FY30 新能源发电量占比新能源发电量占比 31.6%注：FY30 为 2029

74、 年 4 月2030 年 3 月 数据来源：CEA，国泰君安证券研究 注：FY30 为 2029 年 4 月2030 年 3 月 数据来源：CEA，国泰君安证券研究 32.4%3.2%2.0%6.9%37.6%12.9%5.0%煤电气电核电水电光伏风电其他可再生能源54.5%1.4%8.7%3.8%8.5%22.7%0.4%煤电气电水电核电风电光伏其他可再生能源 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 21 of 28 表表 5:印度多次以加征关税的方式保护本土光伏产业发展印度多次以加征关税的方式保护本土光伏产业发展 时间时间 政策政策 内容

75、内容 结果结果 2012 年11 月 第一次反倾销调查 印度商工部对马来西亚、美国、中国及中国台湾地区的光伏产品发起第一次反倾销调查。2014 年 5 月，终裁建议对中国公司征收 0.81 美元/瓦的反倾销税；2014 年 8 月，基于公共利益考虑，印度财政部决定不征税。2017 年 7月 第二次反倾销调查 应印度太阳能制造商协会 ISMA 申请，印度DGAD 对中国、中国台湾地区、马来西亚光伏产品发起反倾销调查。2018 年 3 月，由于起诉方撤诉，印方终止调查。2017 年12 月 保障措施调查 应 ISMA 申请，对进口光伏产品发起保障措施调查。2018 年 1 月 5 日，初裁建议对进

76、口光伏产品征收 70%的从价税，为期 200 天。2018 年 7 月，印度财政部发布终裁征税令，对进口光伏产品征收为期 2 年的保障措施税（首年 25%，11.5年 20%，1.52 年 15%）。2020 年 3月 保障措施复审立案调查 应 ISMA 申请，印度对进口光伏产品进行保障措施复审立案调查。2020 年 7 月，印度调查机关作出终裁，将保障措施延长一年（税率前半年 14.9%，后半年 14.5%）。2021 年 3月 基本关税(BCD)印度可再生能源部宣布，自 2022 年 4 月起对外国制造的太阳能组件征收 40%的基本关税，对电池征收 25%的基本关税。2022 年 4 月开

77、始执行。2021 年 5月 第三次反倾销调查 应印度太阳能制造商协会 ISMA 申请，对原产于或进口自中国、泰国和越南的光伏电池及组件发起反倾销调查。2022 年 4 月起按基本关税执行。2022 年 11 月终止对原产于或进口自中国、泰国和越南的光伏电池及组件的反倾销调查。2022 年 3月 反倾销调查 印度贸易救济总局 DGTR 建议，对中国产含氟背板，从 2022 年 3 月 29 日起征收 5 年反倾销关税，税率为 782908 美元/吨。2022 年 6 月决定对原产于或进口自中国的除透明背板之外的太阳能涂氟背板征收为期 5 年的反倾销税，税率为 762908 美元/吨。数据来源：中

78、国贸易救济信息网、集邦新能源研究，国泰君安证券研究 表表 6:印度多项新能源政策延期印度多项新能源政策延期 计划计划 原计划原计划完成时间完成时间 延期情况延期情况“发展太阳能园区和超大型太阳能发电项目”计划 到 FY20 建立至少 50 个太阳能园区，太阳能装机容量超过 40 GW。1）2018 年公告：计划的时间从 FY20 延长到延长到FY22，没有任何额外的财务影响。2）2023 年公告：太阳能园区计划的时间表延延长至长至 FY26，没有任何额外的财务影响。“州内输电系统绿色能源走廊”一期计划 总目标为 9700 ckm 的州内输电线路和 22600 MV A 变电站，原计划原计划 2

79、022 年完工。年完工。截至 2023 年 5 月：1）输电线路/变电站建设进度 92%/94%；2）4 个州要求进一步延长至延长至2023 年年 12 月月。并网屋顶太阳能项目 计划到2022年年实现屋顶太阳能项目的累计容量为 40000 兆瓦。项目延期至 2026 年年 3 月月 31 日日。PM-KUSUM 计划-计划延期至 2026 年年 3 月月。数据来源：MNRE，国泰君安证券研究 煤电主体地位短期不改。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

80、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 19.127.1 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。海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 22 of 28 4.3.输配电损失率较高，配电公司盈利承压输配电损失率较高，配

81、电公司盈利承压 印度电网输配电损失率较高。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

82、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。图图 51：印度输配电线长度不断增加印度输配电线长度不断增加 图图 52：印度输配电损失率较高印度输配电损失率较高 注：2021-22 为 FY22（2021 年 4 月2022 年 3 月），以此类推 数据来源：CEA，国泰君安证券研究 注：2021-22 为 FY22（2021 年 4 月2022 年 3 月），以此类推 数据来源：CEA，国泰君安证券研究 图图 53：中国线损率处于较低水平中国线损率处于较低水平 图图 54：截至截至 FY22 末，印度末，印度 220kV 及以上输电线占

83、比及以上输电线占比 7.6%数据来源：Wind，国泰君安证券研究 注：FY22 为 2021 年 4 月2022 年 3 月 数据来源：CERC，国泰君安证券研究 02,000,0004,000,0006,000,0008,000,00010,000,00012,000,00014,000,00016,000,000印度输配电线长度（千米）0%5%10%15%20%25%30%35%输配电损失率（%）0%1%2%3%4%5%6%7%8%中国线损率（%）0.16%0.16%0.01%0.81%3.25%3.22%3.72%1.23%8.81%77.84%0.80%800kV HVDC 500 k

84、V HVDC 320KV HVDC765kV400 kV230/220kV132/110/90 kV78/66 kV33/22/20 kV15/11 kV 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 23 of 28 受输配电损失影响，配电公司盈利承压。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（A T&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

85、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）FY18FY22 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。图图 55：交叉补贴政策下，印度售电端工商业电价高于居民电价交叉补贴政策下，印度售电端工商业电价高于居民电价 数据来源：BloombergNEF 图图 56：印度配电公司常年存在收入缺口印度配电公司常年存在收入缺口 图图 57：印度配电公司收入与成本无法匹

86、配印度配电公司收入与成本无法匹配 注：2021-22 为 FY22（2021 年 4 月2022 年 3 月），以此类推 数据来源：CERC，国泰君安证券研究 注：2021-22 为 FY22（2021 年 4 月2022 年 3 月），以此类推 数据来源：CERC，国泰君安证券研究 0.00.20.40.60.81.01.21.41.601234567平均供应成本（卢比/千瓦时）平均收入（卢比/千瓦时，无补贴）收入缺口（卢比/千瓦时）68%70%72%74%76%78%80%82%收入占成本的比例（%）海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分

87、 24 of 28 改革持续推进，输配电损失率有望逐渐下降。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 1215%，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。表表 7:印度出台多项政策进行输配电改革印度出台多项政策进行输配电改革

88、 计划计划 时间时间 内容内容 加速电力发展和改革计划（APDRP）2001 年 旨在升级配电系统，改进计量和分配实现的责任费用，计划在 2007 年将综合技术和商业（AT&C）损失降至 15%。重组加速电力发展和改革计划（R-APDRP）2008 年 在 APDRP 的基础上进一步做出修改和升级，完成 APDRP 原计划的 15%的目标：1）加强和升级输配电网络，尤其是城镇和工业中心；2）克服配电网络中存在的缺陷，如设备陈旧、变电站基础设施不足、抄表缺陷、盗窃等；3）采用先进的信息技术，引入智能电网技术、自动化系统等。综合电力发展计划（IPDS）2014 年 提升印度的城市和镇区的电力配送基

89、础设施，减少电力系统的损耗，改善电力供应的可靠性、效率和透明度：1）加强分输配网络、配电变压器、智能电表等基础设施；2）翻新现有变电站，部署新变电站，扩建现有变电站基础设施。Ujwal Discom Assurance Yojana Scheme（UDAY计划）2015 年 通过政府提供财政支持和债务重组，降低 DISCOMs 的利息负担、负债水平，从而改善印度州级电力分配公司（DISCOMs）财务状况，提高电力分配系统的效率。配电行业改革计划（RDSS）2021 年 为 DISCOMs 提供为期五年的财政援助，在 FY25 将 AT&C 损失降低至 1215%，将平均供应成本与平均收入之间的

90、差距缩小为 0，具体包括：1）为预付费智能计量和系统计量以及配电基础设施升级提供财政支持；2）培训和能力建设等其他支持活动。电力（滞纳金和相关事项）规则（LPS Rules）2022 年 为 DISCOMs 以及电力消费者提供救济，同时使发电公司能从保证的月度付款中受益。数据来源：MOP，国泰君安证券研究 5.供需偏紧格局持续，印度电价整体呈上涨态势供需偏紧格局持续，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。印度电力长期处于供需偏紧状态。FY09FY23 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

91、-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。海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 25 of 28 图图 58：FY23 印度电量缺口印度电量缺口 0.5%、高峰电力缺口、高峰电力缺口 4.0%注：2022-23 为 FY23（2022 年 4 月2023 年 3 月），以此类推 数据来源：MOP，国泰君安证券研究 受供需偏紧及煤价上

92、行影响，印度电价呈上涨态势。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，FY12FY23 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

93、来看，印度电价与煤价相关性较高。以以 NTPC 为例：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。图图 59：FY12FY23 印度煤电装机占比保持在印度煤电装机占比保持在 50%以上以上 图图 60

94、：FY23 煤电发电量占总发电量煤电发电量占总发电量 69.8%注：2022-23 为 FY23（2022 年 4 月2023 年 3 月），以此类推 数据来源：MOP，国泰君安证券研究 注：FY23 为 2022 年 4 月2023 年 3 月 数据来源：MOP，国泰君安证券研究 0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%电量缺口（%）电力缺口（%）0%10%20%30%40%50%60%70%900190210煤电装机容量（GW）占比（%）69.8%1.5%2.2%4.8%6.0%1.7%10.8%0.5%2.8%煤炭天然气褐煤风电光伏生物

95、质及其他水电不丹进口核电 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 26 of 28 图图 61：印度电价与煤价相关性较高印度电价与煤价相关性较高 图图 62：FY11FY23 NTPC 平均电价整体上行平均电价整体上行 注：2021-22 为 FY22（2021 年 4 月2022 年 3 月），以此类推 数据来源：Ministry of Commerce&Industry、各公司公告，国泰 君安证券研究 注：2022-23 为 FY23（2022 年 4 月2023 年 3 月），以此类推 数据来源：各公司公告，国泰君安证券研究 6.风险提

96、示风险提示 1）用电需求不及预期：用电需求不及预期：若印度未来经济增长不及预期，印度用电增速或低于预期。2）可再生能源装机进度不及预期：可再生能源装机进度不及预期：受关税政策、政府博弈等多重因素影响，印度可再生能源存在装机进度不及预期的风险。3）煤价上涨超预期：煤价上涨超预期：若印度国内煤炭产量不及预期，存在供不应求、煤价上涨的风险。7.附录：英文缩写对照附录：英文缩写对照 表表 8:本篇报告的英文缩写对照本篇报告的英文缩写对照 英文缩写英文缩写 中文中文 MOP 电力部 CEA 中央电力局 CERC 中央电力监管委员会 SERC 邦电力监管委员会 NLDC 国家调度中心 RLDC 区域调度中

97、心 SLDC 邦调度中心 CTU 中央输电公司 DISCOM 配电公司 AT&C 综合技术和商业 CGS 中央发电站 SGS 邦发电站 IEX 印度能源交易所 PXIL 印度电力交易所有限公司 SEB 电力委员会 NTPC 印度国家火力发电 9095512005001,0001,5002,0002,5003,0003,500CIL吨煤售价（卢比/吨）SCCL吨煤售价（卢比/吨）电力年度批发价格指数0500025003000350040004500012345印度国家火电公司平均电价（卢比/千瓦时）CIL吨煤售价（卢比/吨）SCCL吨煤售价（卢比/吨）

98、海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 27 of 28 NHPC 印度国家水力发电 NPC 印度国家电力公司 NEEPCO 印度东北电力公司 APL 阿达尼电力公司 Tata 塔塔电力 Reliance 信实集团 PFC 印度电力金融公司 CIL 印度煤炭公司 SCCL 印度辛加瑞尼煤矿公司 PLF 设备利用率 数据来源：国泰君安证券研究 海外行业专题海外行业专题 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 28 of 28 本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格

99、分析师声明分析师声明 作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。免责声明免责声明 本报告仅限中国大陆地区发行，仅供国泰君安证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告仅在相关法律许可的情况下发放，并仅为提供信息而发放，概不构成任何广告。本报告的信息来源于已公开的资料，本公司对该等信息的准确性、完整性或可靠性不作任何保证。本报告所载的资料、

100、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌。过往表现不应作为日后的表现依据。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司、本公司员工或者关联机构不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，也不对任何人因使用本报告中的任何

101、内容所引致的任何损失负任何责任。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。本公司利用信息隔离墙控制内部一个或多个领域、部门或关联机构之间的信息流动。因此，投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务。在法律许可的情况下，本公司的员工可能担任本报告所提到的公司的董事。市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告作为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向专

102、业人士咨询并谨慎决策。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“国泰君安证券研究”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息或进而交易本报告中提及的证券。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议，本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。评级说明评级说

103、明 Table_InvestInfo 评级评级 说明说明 1.1.投资建议的比较标准投资建议的比较标准 股票投资评级股票投资评级 增持 相对印度孟买指数涨幅 15%以上 投资评级分为股票评级和行业评级。投资评级分为股票评级和行业评级。以报告发布后的以报告发布后的 1212 个月内的市场表现为个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后的比较标准，报告发布日后的 1212 个月内的个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的印度孟买指数涨跌幅为基准。期的印度孟买指数涨跌幅为基准。谨慎增持 相对印度孟买指数涨幅介于 5%15%之间 中性 相对印度孟买指数涨幅介于

104、-5%5%之间 减持 相对印度孟买指数下跌 5%以上 2 2.投资建议的比较标准投资建议的比较标准 行业投资评级行业投资评级 增持 明显强于印度孟买指数 报告发布日后的报告发布日后的 1212 个月内的公司股价（或个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的印度孟买行业指数）的涨跌幅相对同期的印度孟买指数的涨跌幅。指数的涨跌幅。中性 基本与印度孟买指数持平 减持 明显弱于印度孟买指数 国泰君安证券研究所国泰君安证券研究所 上海上海 深圳深圳 北京北京 地址 上海市静安区新闸路 669 号博华广场 20 层 深圳市福田区益田路 6003 号荣超商务中心 B 栋 27 层 北京市西城区金融大街甲 9 号 金融街中心南楼 18 层 邮编 200041 518026 100032 电话（021）38676666（0755）23976888（010）83939888 E-mail：