电力海外系列报告（一）：印度电力：增长动能充沛，改革任重道远

股票研究 2024.02.26 印度电力：增长动能充沛，改革任重道远 海——电力海外系列报告（一） 外于鸿光(分析师)汪玥(研究助理)孙辉贤(研究助理) 业 行021-38031730021-38031030021-38038670 yuhongguang025906@gtjas.cwangyue028681@gtjas.comsunhuixian026739@gtjas.co 证书编号S0880522020001S0880123070143S0880122070052 专摘要： 题给予印度电力行业“增持”评级：我们认为印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，输印配电等短板补充完善，行业景气度有望持续提升。给予印度电力行业度“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。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%）；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277/366/693GW（较2023年+34/+123/ 证+450GW，4/9/24年CAGR3.3%/4.6%/4.5%）。 券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 究 研火电发电为主，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为报42.2%）；FY23印度电力行业发电量CR5为35.0%（2022年中国电力告行业发电量CR5为43.2%）。印度发电侧龙头议价能力较强，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。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216/207GW，高峰时段电力缺口为4.0%、同比+2.8ppts。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：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。 电力 评级：增持 交易数据行业主要上市公司 市值（亿元、卢比） NPTC 32687 NHPC 9332 市值合计 42019 相关报告 请务必阅读正文之后的免责条款部分 目录 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 1.核心结论 给予印度电力行业“增持”评级：同为金砖�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�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277/366/693GW，较2023年+34/+123/+450GW、4/9/24年CAGR3.3%/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，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 2.1.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。 图1：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 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。 图2：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3：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。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%。 图4：FY23印度电力市场长期交易占比88.0%图5：印度电力市场短期交易占比较低 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 长期交易占比（%）短期交易占比（%） 2.1% 1.9% 88.0% 11.9% 1.6% 6.3% 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 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：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。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。 图6：FY22~FY23交易所交易均价领先于双边交易均价（卢比/千瓦时） 双边交易交易所交易偏差结算 7 6 5 4 3 2 1 0 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 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