中国储能网讯：在人们的传统印象中，印度几乎拥有新兴经济强国的一切优势：廉价劳动力、大宗商品资源以及宝莱坞文化。但2012年一场横扫印度的大停电，却在提醒人们，东方“大象”仍然步履蹒跚，糟糕的电力基础设施让印度经济时刻背负着“裸泳”的风险。
而印度作为中国的近邻，在电力改革方面与中国有许多相似之处：同样是发展中国家，电力改革需要支撑经济快速增长;同样是人口大国，电力改革应有利于电力普遍服务;同样是电力工业处于快速发展阶段，电力改革应为行业发展创造体制机制条件。因此，回顾印度电力改革背景及主要历程，分析印度电力市场组织结构与交易状况，对于我国深化电力体制改革具有参考意义。
印度电改三阶段
20世纪80年代，印度大多数邦的垂直一体化电力局亏损严重，导致电力发展资金高度缺乏、电力设施投资不足。为了扭转这种局面，印度政府决定按产业链对电力行业进行发输配售拆分，并进行私有化改革，希望以此吸引投资，加快电力工业发展。截至目前，印度电力改革仍在进行中，已完成的改革可以划分为三个阶段。
私有化和重组探索阶段。1991年，印度开始进行私有化改革，对国外投资者开放发电环节，鼓励建立独立发电企业(IPP)。但外商的进入导致印度发电成本上升，电价涨幅超出用户的承受能力，IPP计划最终失败。此后，在世界银行的帮助下，印度对电力行业进行重组，主要是分拆垂直一体化电企，实行发输配分开。其中，奥里萨邦于1992年在世界银行的帮助下进行了激进式电力改革，结果电价产生了剧烈波动，而且网损并没有降低，因此，奥里萨邦于1996年对此种改革进行了否定，并对改革采取谨慎态度。
依法系统推进改革阶段。2003年，印度颁布了新的电力法，这也是目前印度电力改革的纲领性法案。电力法的目标是采取有力措施，发展电力工业，促进产业内部竞争，保护消费者利益，维护全国各地区的电力供应，使电价合理化，确保与电力补贴相关政策的透明度，组建中央电力局和电力监管委员会，设立上诉法院，并规定与此相关的事宜。印度电力法包含内容广泛，规定了国家电力政策、电价政策、电力局与电监会的构成与职能、农村电气化、输电通道开放、配电逐步开放、发输配电和电力交易的许可证发放条件、强制性表计安装和计量、强有力的窃电惩罚办法等。
着重推进输电领域改革阶段。2008年以来，印度着重从输电线路建设、输电项目私有化、跨邦联网等方面对输电领域进行改革，出台了《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，以及第二次修订了跨邦输电开放接入规定，并于2011年完成6项输电项目私有化招标。
印度电力工业组织结构
通过私有化与体制重组，印度电力工业初步形成了政企分开、政监分开、发输配售分开的组织结构。除恰尔肯德邦和喀拉拉邦之外，已有19个邦拆分重组了电力局(SEB)。其中，奥里萨邦等10个邦在“2003电力法”实施之前已依照“邦改革法”重组了邦电力局。阿萨姆等4个邦依照“2003电力法”的规定重组了邦电力局。旁遮普邦、喜马偕尔邦和比哈尔邦也相继出台了转型方案。
目前，印度电力工业主管部门分为中央和邦两级。中央层面的电力管理部门主要有印度电力部(MOP)、印度中央电力管理局(CEA)和中央电力监管委员会(CERC);邦层面，除邦政府外，还包括各邦的电监会(SERC)，电监会不受中央电力监管委员会管理。
在发电环节，中央层面有国家热电公司(NTPC)、国家水电公司(NHPC)、东北部电力公司(NEEPCO)等企业，邦层面有邦电业局。此外，还有塔塔电力(Tata)、信实集团(Reliance)等私营企业。
在输电环节，印度电网结构分为三层，即国家电网(跨区域电网)、区域内跨邦电网、邦电网。其中跨区和跨邦电网由中央政府所有的印度国家电网公司(PGCIL)拥有，并负责运行管理;邦内输电资产由邦政府所有的邦输电公司(STUs)或未改革邦的电力局管理。
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。其中NLDC负责跨区域输电线路调度，5个RLDC负责区域内电网调度，各邦SLDC负责邦内电网调度。调度机构与电网所有者合一，国家调度中心和区域调度中心由印度国家电网公司管理，而邦调度中心则由邦输电公司或电力局管理。
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。截至2012年，完全私营的配电公司有17个，主要分布在德里、奥里萨、古吉拉特、孟买等邦。
印度电力工业组织结构
通过私有化与体制重组，印度电力工业初步形成了政企分开、政监分开、发输配售分开的组织结构。除恰尔肯德邦和喀拉拉邦之外，已有19个邦拆分重组了电力局(SEB)。其中，奥里萨邦等10个邦在“2003电力法”实施之前已依照“邦改革法”重组了邦电力局。阿萨姆等4个邦依照“2003电力法”的规定重组了邦电力局。旁遮普邦、喜马偕尔邦和比哈尔邦也相继出台了转型方案。
目前，印度电力工业主管部门分为中央和邦两级。中央层面的电力管理部门主要有印度电力部(MOP)、印度中央电力管理局(CEA)和中央电力监管委员会(CERC);邦层面，除邦政府外，还包括各邦的电监会(SERC)，电监会不受中央电力监管委员会管理。
在发电环节，中央层面有国家热电公司(NTPC)、国家水电公司(NHPC)、东北部电力公司(NEEPCO)等企业，邦层面有邦电业局。此外，还有塔塔电力(Tata)、信实集团(Reliance)等私营企业。
在输电环节，印度电网结构分为三层，即国家电网(跨区域电网)、区域内跨邦电网、邦电网。其中跨区和跨邦电网由中央政府所有的印度国家电网公司(PGCIL)拥有，并负责运行管理;邦内输电资产由邦政府所有的邦输电公司(STUs)或未改革邦的电力局管理。
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。其中NLDC负责跨区域输电线路调度，5个RLDC负责区域内电网调度，各邦SLDC负责邦内电网调度。调度机构与电网所有者合一，国家调度中心和区域调度中心由印度国家电网公司管理，而邦调度中心则由邦输电公司或电力局管理。
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。截至2012年，完全私营的配电公司有17个，主要分布在德里、奥里萨、古吉拉特、孟买等邦。
一是分散调度体制是导致停电频发的深层次原因。印度作为发展中国家，存在有法不依等问题，调度指令的有效执行得不到强制力保障。与此同时，印度国家调度和区调度由印度国家电网公司管理，邦内调度归邦输电公司或电力局管理，由于国家电网公司和邦输电公司或邦电力局是不同产权主体，这造成了调度体制的分散。印度国家电网和调度中心对各邦超计划使用电力缺乏有效约束手段。在2012年7月的印度大停电中，邦内调度没有及时执行区调度发出的事故防范指令，最终造成电力系统整体崩溃。
二是印度发电装机容量不足，电力设备落后，电力严重短缺。据美国能源情报署(EIA)统计，截至今年4月，印度发电装机容量2.45亿千瓦，仅次于中国、美国和日本，位居世界第4位，但人均装机仅0.2千瓦，相当于美国的1/20、中国的1/5。根据印度电力中心管理局公布的数据，近年来印度平均电力缺口达到8%，用电高峰时期达到12%，供电能力严重不足。印度电力基础设施落后，甚至在首都地区电力设施都难以满足基本供电需求，不少企业及居民都自备柴油发电机以备应急之用。根据国际能源署(IEA)统计，目前印度尚有约2.9亿无电人口，占总人口的25%。
三是印度电价机制不完善，电力项目投资回报率低，资金回收困难。印度政府为了提升制造业竞争力、争取低收入民众支持，通过行政手段维持了较低的电价。根据国际能源署统计，目前印度平均销售电价为8美分/千瓦时，在金砖国家中处于最低水平(中国、俄罗斯、南非和巴西平均销售电价分别为9、10、12和16美分/千瓦时)。较低的电价水平难以反映煤炭等一次能源价格变动，电力企业也难以收回投资成本。地方政府为了在选举中争取选票，经常许诺不涨电价，甚至承诺为大量贫困用户免费供电，导致电力企业普遍亏损。
对我国电改的启示
印度作为人口规模、发展阶段、地缘位置与我国近似的国家，其进行电力改革的经验与不足，可以为我国电力改革提供借鉴与启示。
首先，电力改革应有利于保障电力系统安全稳定运行。电网作为关系国计民生的重要基础设施，要始终把保障大电网安全放在一切工作的首位，在改革发展中必须坚持电网和调度一体化垂直管理，把保障大电网安全作为改革发展的前提条件，把防止大面积停电作为安全工作的重中之重，正确引导改革发展方向，保证不发生大面积停电事故。
其次，电力改革应更加重视完善电力市场机制。完善大用户直接交易机制，由市场决定交易价格与交易量;完善投资激励机制，增强市场主体投资积极性，确保电力系统安全运行裕度;以“成本加收益”为基础完善输配电价机制，增强电网可持续发展能力；还原电力商品属性，完善上网电价、销售电价机制，让市场在决定电力价格中发挥决定性作用。
原标题:印度电改的得与失
