一、区域电力市场情况
亚洲电力装机容量在全球电力市场中占据主导地位，且市场表现强劲。当前亚洲大多数国家鼓励以新能源发电取代传统发电，预计未来核电、可再生能源发电将发挥着愈加重要的作用。目前各国均积极扩张或者是启动本国的核工业，当前均在计划或着手建设大型核反应堆工程管道等核项目，未来十年亚洲核能发电或将达到现在的两倍，可再生能源发电量占比也将由目前的5.7%提升至8.15%。
二、印度电力行业SWOT分析
优势：
(1)印度经济增长前景良好，人口超过12亿，电力市场潜力巨大。
(2)印度的水电开发潜力在全球排名第五，初步评估约有84GW。
(3)印度发现了该国至今最大的铀储备，解决了核电燃料供应问题。
(4)印度名义GDP在全球排名第十，购买力平价排名第三。
劣势：
(1)印度的发电水平低且存在大量电力损耗，电力损耗率近20%。
(2)印度北部山区及东北部地区的水电项目开发呈放缓趋势。
(3)政府腐败、政策执行不力、法律体系复杂等因素阻碍行业发展。
(4)印度电力行业PPP合作框架及相关法规不透明。
机会：
(1)总理莫迪强力支持可再生能源发展。
(2)新政府放宽了部分环境标准，有利于企业开发新的项目。
(3)印度的电力消费预估在10年内将翻倍，根据国际能源机构的预测，印度至少需要投资1350亿美元以满足居民的基本用电需求。
(4)丰富的水利及太阳能资源有利地保障了中长期内清洁能源发电的原料需求，印度的潜在太阳能资源预计为5000TWH/年。
(5)国内天然气的发现缓解了印度对天然气的进口依赖。
(6)美国与印度的清洁能源合作，为印提供了更广范围内的发电融资。
(7)印度未来将大力开发核能发电项目。
威胁：
(1)印度主要的发电方式为燃煤发电，对环境造成破坏。
(2)印度核能发电的发展受到政治激进主义的阻碍。
(3)燃料短缺是制约印度电力行业发展的持续性问题。
(4)核能开发因资金短缺而受阻。
(5)输配电网络仍然非常低效，影响印度电力行业扩张。
(6)印度长期存在的官僚主义问题仍未得到有效控制。
三、印度电力行业准入限制
印度电力法规定，从事输电、配电以及电力交易活动，均须获得由相应的电力监管委员会颁发的许可证。进行邦间电力交易需要获得邦间电力交易许可证，对申请者不仅有技术要求，还有资本要求。
目前，印度政府投资的电站项目不允许中国企业参与。由于中印两国互信度较低，印度政府投资的电站项目通常不允许中国企业参与。此外，印度政府在水电项目上对中国企业的限制明显。
设备方面，2012年7月，印度政府批准对进口电力设备征收21%的进口税，同时取消对装机容量100万千瓦以上的超大型发电项目的免税措施。
工作签证办理门槛较高。2010年印度政府推出新的签证政策，电力行业按照电力项目的机组数目确定获项目签证的外籍人员总数。
四、印度电力行业情况分析
1.电力生产情况
传统的火电(燃煤、燃气和燃油)是印度主要的电源。印度政府近年发布了多项火力发电行业的监管及改革措施，未来火力发电仍将是印度政府大力发展的领域之一。
印度水力资源丰富。截至2015年底，印度的水力发电量占总发电量的比重为12.1%。中长期印度将出现水电开发高峰期，但短期内印度水电占比将出现小幅下滑。
为减少碳排放、降低高成本的火电燃料进口，印度近年来大力发展太阳能、风能、核能等清洁能源。
印度政府计划到2050年将核能发电的比例提高到25%。中长期内，虽然核电发展仍存在较多阻碍因素，但莫迪政府已将核能列为优先发展的替代能源。
2.电力需求情况
根据印度中央电力局的统计，不论是在基准负载还是用电高峰时，印度的用电需求都远高于现阶段的电力供应，电力缺口约10%。受经济持续增长、人口增加及城镇化比例增大的带动，印度电力消费量持续快速增长。
3.输配电与电力进出口情况
印度缺乏智能电网，其国家电网由5个区域电网(北部、东部、南部、西部和东北部地区电网)组成，各区域电网中又包括不同的邦电网。印度电力设备和电力线路老化严重，且偷电现象普遍，损耗率超过15%，是世界上输配电损耗率最高的国家之一。
BMI认为在2016-2020年的五年预测期内，印度的电力电力贸易仍将保持净进口，但电力行业产能的不断提高和输配电损失率的下降将会起到一定的平衡市场的作用。
4.电力监管及行业格局情况
印度电力工业主管部门分为中央和邦两级。中央层面主管部门包括中央政府、电力部(MOP)、中央电力管理局(CEA)和中央电力监管委员会(CERC);邦层面，包括邦政府、各邦的电监会(SERC)，电监会不受中央电力监管委员会管理。
目前印度电力行业仍主要由中央和州政府电力公司控制。
发电环节，印度的发电站一般由国有公司或地方级、邦控企业运营。此外，也有塔塔电力(Tata)、信实集团(Reliance)等私营企业。
输电环节，印度电网分为国家电网(跨区域电网)、区域内跨邦电网、邦电网三层。
在调度环节，印度电力系统调度分为三级，分别由国家调度中心(NLDC)、区域调度中心(RLDC)和邦调度中心(SLDC)负责。
在配电环节，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。一个邦内有多个配电公司。
在交易环节，有印度能源交易所(IEX)和印度电力交易所(PXIL)两家，以跨邦电力交易为主。
5.电力定价机制
印度的中央电力监管委员会(CERC)负责对政府拥有/控制的发电企业及在多个邦销售电力的发电企业的电价进行管制，各邦电力监管委员会则负责制定邦内交易的电价。
根据2003年颁布的《电力法》，印度火电厂的售电价格包括年容量(固定)费用和可变费用两部分。
水电站售电价格包括年容量费用和初级电量费用。多用途的水电项目(灌溉/防洪/发电)以发电部分的成本作为决定电价的基础。
输电系统的价格按线路方式、变电站、系统定价，并合计为区域电价。
6.电力发展规划
在印度的第十二个五年计划(2012-2017年)中，印度计划将发电能力增加88537兆瓦，并将私营领域的发电占比提高至50%以上，增容和改革电网以适应新增发电需求，改革燃料配给机制。此外，印度CEA规划到2032年可再生能源发电容量要达到183000MW。
五、中资企业在印度电力行业的投资情况
根据中国对外承包工程商会的统计，2014年中国企业在印度新签合同额15.67亿美元;其中电力工程建设领域新签合同额5.59亿美元，占总新签合同额的比重约为35.7%。2014年印度电力工程领域主要签约企业有山东电力基本建设总公司、中国技术进出口总公司、中国大唐集团科技工程有限公司等。
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