尽管印度有亿万人口仍生活在贫困之中，但是她已经成为一个全球商业强国。为了保证经济持续增长并帮助民众摆脱贫穷，印度需要更多可靠的电能。为实现这些目标所制定的政府计划细节表明，比起国家的抱负与政治意愿，印度更加缺乏的是规划方案的出台。

        印度经济近年来急速发展。受市场改革、大量外商直接投资资金的流入、不断增加的外汇储备，以及信息技术和房地产行业繁荣的支撑，印度经济10年来以平均7%的速度稳步增长。尽管经济发展成果显著，但保持这样的复杂增长态势是极具挑战性的。正如印度国家计划委员会所说的，如果这个拥有11亿人口的国家想要脱贫，满足其发展目标，将需要在接下来的25年中维持8%~10%的经济增长率。为了实现这一增长率，印度至少需要将原有供电规模扩大三倍或四倍，在 2030年将总电力装机容量从148GW增加到800GW。
        这一挑战难以应对。尽管印度进行了渐进式改革，但电力供应仍落后需求11个百分点，而最高电力短缺数据则高达17%（见表l）。由于电压和常规频移不稳定，电力供应质量也很差。通常，政府为了满足需求，会强迫工业部门消减生产来应对电力短缺的冲击。经常发生的普遍停电一般每次要持续8h，而因停电所引发的城市地区小规模激烈冲突也时有发生。

        图1  煤炭发电占据印度148.4GW发电份额。根据印度计划委员会纲要，截至2030年，燃煤装机容量有可能从今天的77GW增加到200GW~400GW

        扩充电力供应必须在快速可靠的前提下，而且还必须在可支付的范围之内。印度超级经济大国的抱负和现实之间存在巨大鸿沟，印度实际的人均能源消耗居世界最低水平（与国民生产总值略有关联的因素）。就用电而言，2005年印度人均耗电量仅为480kWh，仅为中国人均用电量的25%，以及发达国家人均用电量的1/20。
        同时CONTROL ENGINEERING China版权所有，扩充电力供应不能以破坏环境作为巨大代价。印度温室气体排放量已占世界总排放量的4.6%，仅居美国、中国和俄罗斯之后，排名世界第四。印度声称关注气候变化，但考虑到印度人口占世界总人口的17%，其人均排放量则相对较低。
        获得燃料供给将是另外一个需要考虑的重要事情。当前，印度发电结构中，燃煤发电超过50%，燃气发电为l0%（图l）。尽管印度是世界第四大煤炭储备国，而且近期天然气储备又有重大发现，但电力行业使用的优质煤炭和天然气严重短缺。由于燃煤发电的统治地位不太可能减弱，正如计划委员会所认识到的，印度必须增加煤炭产量或者进口量，同时以国内煤炭质量为标准，燃料供给扩充到每年20亿公吨。

        图4  尽管20年前印度很多行业开始自由经营，但电力行业仍由政府控制。当前，地方政府发电量占全国电量的52%，中央政府占34%，而私有部门仅占15%

        因为印度铀资源储备贫瘠，所以也需要获取铀资源来支持其所规划的核能复兴。另一方面，如果开发巨大的水电潜能，将涉及移民和土地淹没问题，更不用说潜在的环境影响问题。因此，印度发展可再生能源具有相当的吸引力。尽管印度一直着手推进可再生能源发展，但是像风能、太阳能和沼气这样的可再生能源却只占印度发电结构的9%。
        如果将所有挑战集中到一起，将形成一个摇摇欲坠的制度框架。大量能源政策因可独立服务社会经济优先发展而被采用，但据规划委员会所承认的，这些政策同时也“鼓励和维持了很多在能源使用和生产中的无效方式。”
        根据印度宪法，电力部门是由中央和地方政府共同控制的。印度在1947年独立之后，围绕公共国家电力委员会（SEBs）组成了电力部门，该部门作为国家能源部延伸部门运营的同时CONTROL ENGINEERING China版权所有，也可作为商业实体。受平民主义政策的驱使，该部门在20世纪70年代末为农业奋力争取了低价电力，以此鼓励印度绿色改革。 80年代，印度通过提高工业消费者税，使多个地方农场主可免费或以统一费率用电。

        图5  印度计划委员会已决定将国民生产总值（GDP）的增速维持在8%~9%之间，2030年所需装机容量在778GW~960GW之间，这就要求每5年要对增加的容量进行增量分配。然而，印度已经偏离目标：第十一规划结束时，新增容量应该是220GW~233GW，尽管78GW的新项目近在眼前，但所增加的装机容量仅为210GW，而联邦机构预测这将大幅减少峰值电力逆差并产生能源过剩

        工业部在推行修建自备电厂的同时CONTROL ENGINEERING China版权所有，逐渐引发了不可控制的缺乏问责现象，这导致地方政府预算出现平均20%多的财政赤字。因供需差距不断扩大，国家被迫重新思考所制定的政策。最终，为了应对1991年出现的宏观经济财政危机，国家向国内和国外独立发电商敞开了大门。
        尽管出台获利刺激政策，但20世纪90年代后半期，公共部门的新增装机容量是私营部门的两倍。直到世界银行敦促政府将电力视为商品后，才对部门进行了改革，并指出部门问题是由“政府作为所有者与公共事业公司作为经营者”之间的利益冲突所导致的。印度东部的Orissa邦是首个采用推荐的、仍具争议的立法和制度转变的地方。首先，Orissa设立了一个独立管制委员会，用于推行责任制和进一步鼓励私人部门投资。之后，它将SEB分为两个发电公司和一个电网管理公司。而中央政府则通过1998年电力监管委员会法案和2003年电力法，以强化改革。
        除这些政策变更外，公共部门在印度发电与供应决策方面起主导作用（图4）。中央政府通过电力部设立了整体电力政策，而地方政府则关注邦内电厂和地区输配电网络。
        地方政府发电量占全国发电量的52%，中央政府占34%，私有部门占15%。电力行业其他主要公司由中央政府所有。例如，国家火电公司（NTPC）占国家装机容量的28%，而印度核能公司（NPCIL）现拥有17家核电厂。电力部同时负责监督像国家电网运营商这类重要机构，如进行技术经济评估的电网公司和中央电力局（CEA）。煤炭部和电力技术生产部也由公共部门控制。巴拉特重型电气公司（BHEL）是一家由重工业部门监督的控股公司，20世纪70 年代该公司生产的发电设备占印度总发电装机容量的60%多。在接下来的10年里，该公司计划建设多个发电厂。

        图6  第十一规划显示，将大规模扩充燃煤、燃气、核能和水力装机容量，中央政府新建装机容量将超过45%

        强民计划
        印度计划委员会作为整合提高人民生活水平为惟一目标的重点机构，时刻牢记上述挑战。为实现最初抱负，计划委员会已经建立了为全国人民供电的长短期计划。该计划依赖印度每年国民生产总值（GDP）将增长8%~9%这一设想。2009年3月，正当国际货币基金会预测当年的GDP增长将下降到6.5%（印度声明降至7.1%）时，这一设想仍旧没有更改。2006年的一份综合报告提到，计划委员会决定到2030年，将国家装机容量提高到 778GW~960GW。而要达到这一目标控制工程网版权所有，将要求能源部门的年增长达到9.5%。
        但是，印度装机容量已经远远落后于所计划的额度。在第10个五年计划（2002~2007年）结束的时候，装机容量尽管增加了21.2GW，但在 GDP增长8％的情况下，仍旧稍稍落后于22GW的目标（图5）。国家总装机容量只达到132GW，而不是所预期的153GW。CEA计划在第十一规划期间（2007~2012年）新增装机容量78.7GW，将峰值电力需求逆差大幅降低至0.2%，能源过剩增加至5%。
        正如所预料的，电力委员会的计划并不完美。来自CEA的数据显示，印度电力部门在上一个五年规划期间，只完成了所定目标的50%。多个团体证实，这是由政府的封闭式计划造成的，对国家的需求做出了过高和过低的估计。例如，在第十二规划结束时（2012~2017年），政府预计装机容量在 306GW~337GW之间就足够了。但是，McKinsey & Co.咨询公司所做的研究提示，在调整电厂可用性和运转备用5%后，实现这一要求需将装机容量增至3倍，从现在水平增加到415GW~440GW，这比政府预计量要超出约100GW。

        图7  Uttar Pradesh邦Shaktinagar地区的Singrauli热电厂，是由印度国有的国家热电公司（NTPC）经营的15个电厂中最大的电厂。该电厂于1982年投入使用，这个2000MW的电厂拥有5个200MW机组和2个500MW机组。Singrauli电厂所在地区同时拥有另外4个超热电厂，所提供的发电量占印度发电量的10%。该地区被认为是“印度的电力之都”，也被普遍认为是印度污染最严重的地区

        印度如何推动装机容量增长？考虑到眼前存在的挑战，以及在短期内需要缓和供需问题，计划委员会第十一规划将依赖燃煤、燃气、核能和水力发电装机容量的大规模扩充，其中大部分电厂由中央政府建造（图6）。
        依赖燃煤发电
        印度煤炭储量丰富，一直以来大量依赖燃煤发电，而这种状况在短期内将不会改变。当前，印度发电装机容量中，77GW（52%）电力是通过应用不同国际制造商（图7）授权的技术在BHEL建造的亚临界燃煤电厂中生产的。燃煤发电消耗了印度国内煤炭供给量的78%，这些煤炭大都是约 3500kcal/kg的高灰分低热值煤种。第十规划期间，新增燃煤装机容量约为9.6GW，而第十一规划要求的新增数量却令人震惊，为52GW。在 2009年3月，已经安装了6GW。
        第十一规划将尝试取代大量使用周期即将结束的燃煤电厂，同时也关注更高的电厂效率。提高效率的原因之一就是燃料供给有限。尽管国家煤炭储量的45% 尚未开采，但印度计划委员会承认，如果每年发电量以5%的速度持续增长，45年后印度可开采的煤炭储量将耗尽。
        因此，规划建议，除新增装机容量外，发电公司应该提高现有电厂的能效，尤其是发电平均总效率。目前，印度发电平均总效率仅为30.5%。即使受低效率和低质量的燃料联动装置及彻底维修和维护的限制，电力行业在提高电厂负荷系数上已取得了很大进步，从2001年的平均70%增至2007年的 78.6%。与此同时CONTROL ENGINEERING China版权所有，预计未来装机容量的30%将基于超临界技术，仅有两个拥有6台额定功率为660MW机组的项目正在由国有NTPC修建。据NTPC 透露，这两个项目已处于建设尾期。

        图8 NTPC经营的位于Gujarat邦的一座648MW联合循环电厂Jhanor-Gandhar建于20世纪90年代，那时印度燃气装机容量经历了4倍的增长。现在增长速度已经放缓，这很大程度上是因为成本的不确定性及对长期燃料供应的担忧。新发现的天然气储备，连同对气候变化的关注，将带来新的燃气装机容量

        作为第十一规划的一部分，印度政府准备建设9个超大型燃煤发电开发项目（UMPPs）。超大型燃煤发电开发项目的超临界设备发电量为4000MW或者更多。到目前为止，4个UMPPs已经确定下来，每个项目预计成本为30亿美元。信实电力公司已经抢购了Andhra Pradesh邦Krishnapatnam、Madhya Pradesh邦Sasan及Tamil Nadu邦Tilaiya项目，而塔塔电力公司将在Gujarat邦修建Mundra项目。
        信实电力公司Sasan项目已规划将于2011年12月开工。该项目尚未获得电厂建设资金，而塔塔已经获得建设资金。行业专家对信实公司坚持将3个 UMPPs生产的电能定价为4~5美分/kWh是否现实而感到怀疑，并质疑如果公用公司发现以上述价格供电很难实现时，那么将会出现什么结果。
        同时CONTROL ENGINEERING China版权所有，印度中央政府正筹划建设另外3个UMPPs。其中，两个项目分别位于Orissa邦Bedabahal和Chhattisgarh邦 Akaltara地区的矿井口（坑口），另一个位于Tamil Nadu邦Cheyyur沿海。
        燃气发电的发展
        在优先考虑继续加快装机容量增长的同时CONTROL ENGINEERING China版权所有，持续升温的气候变化话题推进了Andhra Pradesh邦Vijayawada地区印度首个125MW煤气化联合循环电厂（IGCC）的开发。共同所有人BHEL和Andhra Pradesh发电公司计划在2011年完成这座耗资1.88亿美元的电厂。据能源部一位官员说，NTPC和BHEL即将在Pradesh邦Auria地区兴建另一座200MW的IGCC电厂。

        图9  印度最大的核电厂位于Tamil Nadu邦Kudankulam，由两座AtomStroyExport设计的VVER-1000反应堆组成

        关注气候变化也将激起印度燃气发电的复兴。当前，印度总装机容量中大约10.3%来自于天然气和液化天然气（LNG）。20年来，由于发现多个重要天然气田，印度的燃气装机容量增长了4倍（图8）。但是，因燃气供应不足（印度引进LNG），现有电厂负载系数低下，第十一规划仅要求大概9%（约 6.8GW）的燃气新增装机容量，主要是提高短期到中期的发电量。
        考虑到2001年信实电力公司在Krishna-Godavari盆地新发现的天然气田和近期国家石油公司宣布的天然气储备大发现，印度天然气审慎开发的时代不久将结束。比起煤炭，天然气在印度备受偏爱的主要原因是其较短的电厂项目开发期，更少的环境影响和较高的热效率。
        计划中的核能复兴
        印度长久以来就认为将来核能在能源供应上将起到主要作用，但几十年来，印度一直被视作核能弃儿。因要求获取核武器能力，印度在1974年之后便遭受贸易限制，从而被排除在防止核扩散条约之外，然而印度在此期间却制定了一个几乎覆盖全部国土的健全核能计划。现在，印度17个核反应堆装机容量为4GW，仅占总发电装机容量的2.8%。
        除两座沸水反应堆外，印度其他反应堆均为中型或小型加压重水反应堆（PHWRs），它们大多是基于加拿大技术并在本土制造的。

        图11  位于印度北部Uttarakhand邦投资近10亿美元、装机容量为2400MW的Tehri水力发电站，在开工35年后于2006年开始运行。这座水电站是印度最大的且最具争议的电站之一。它位于壮观的Ganges河重要支流Bhagirathi之上，经常招致人们的抗议，人们对修建855英尺堤坝（世界第五高）而减少这条圣河的水流感到愤怒

        作为第十一规划的一部分，6座新的核反应堆正在建设中，其中包括位于Tamil Nadu邦Kudankulam地区的印度最大核能电厂。该电厂将由两座VVER-1000组成，额定功率为l000MW（图9）。该电厂在俄罗斯的帮助下，由国有核电公司建设。俄罗斯在2009年初迅速获得印度的双边核能贸易协议，同时为印度核电厂供应燃料芯块，并同意为印度另外4座反应堆做准备。总之，截至2011年，这6座反应堆将增加装机容量3GW。
        印度增加核电装机容量的雄心抱负正在计划当中。根据CEA的一份工作小组文件显示，到2017年的第十二规划，预计的核电装机容量为12.8GW，而国有核能公司近期声明2015年将联机22GW核电。同时CONTROL ENGINEERING China版权所有，印度政府预测2050年新增核电装机容量将暴增至50GW。
        实际上，印度发展核电所面临的最大障碍是其贫瘠的铀储备。印度已知铀的总供应量仅为61?000公吨，并且大多数存在劣质矿石中。为加快核电发展，印度在长期孤立状态下奋力前进，制定了一个独特的长期规划来推进反应堆的研究与开发。规划中的反应堆使用铀-235、钚和铀233这3种主要裂变物质，这一规划同时还包括印度丰富的钍储备。
        如今，印度在提高燃料供应的同时CONTROL ENGINEERING China版权所有，也希望得到核能技术上的国际合作。经过3天的激烈商议之后，2008年9月6日，45国核能供应集团决定完全豁免印度贸易限制。2009年2月2日，印度与国际原子能组织（IAEA）签署协议，截至2014年，允许联合国监督其22座民用反应堆中的14座。
        正如印度国家广播电台所称，34年“核电隔离”的终结引发了连锁反应：此后不久，印度与法国签署了一份双边核电合作协议，紧接着印度和美国签署了具有历史意义的123协议，同时还与俄罗斯签署了一份核电协议。据专家预测，印度将为核电规划投入1000亿美元来实现所制定的目标，并期望协议能够加速实施。
        目前，印度已经与世界一些最为多产的铀供应国建立了供应协议，其中包括哈萨克斯坦、加拿大、俄罗斯和南非。来自英国、加拿大以及美国的数个贸易代表团，也访问了印度并与其达成了从原材料到设备及建造技术等相关的各种协议。一个曾经只依赖政府核能技术研发的公司NPCIL，现在与西屋电气公司进行会谈，并从“技术和商业角度”评定AP1000反应堆,以及与俄罗斯核电建设出口有限公司（Atomstroyexport）会谈评定VVER-1000反应堆和与法国阿海珐会谈评定EPR反应堆。阿海珐已经签署了一项价值123亿美元的协议，为印度NPCIL公司位于Maharashtra邦的 Jaitapur提供2~6个EPR反应堆，外加300公吨铀用于反应堆的运转。

        图12  印度近期风力、小型水力、沼气、废气、废物回收及太阳能联网发电为13880MW，离网发电350MW，其中包括自备电厂发电。第十一规划尝试新增可再生能源发电15000MW，其中10.5GW来自风力发电

        同时CONTROL ENGINEERING China版权所有，通用电气－日立在2009年3月声称，正在与NPCIL和BHEL共同建设一座高级沸水反应堆（ABWR）电厂。据通用电气能源政策常务董事 Timothy Richards说，因为印度政府允许在特定核地点建设10?000MW的核电装机，其潜在需求可容纳6~7个反应堆。
        Timothy Richards也提到，在达成一项有关电厂的明确协议之前，印度与美国将需要解决一些基本问题，“印度已经表明认识到建立一项充分的核电赔偿责任制度的重要性，以及打算遵守多边核损害补充赔偿公约（CSC）”。印度同时也需要决定哪些核技术要求政府间的核不扩散保证，还需要最终确定由IAEA检查的电厂清单。当完成这些事情后，“美国公司需要从能源部获得特定授权，将核技术转让给印度公司。”
        利用水力发电
        印度是由喜马拉雅山脉覆盖的半岛，多条滚滚河流贯穿境内。喜马拉雅河流，如Indus和Ganga-Brahmaputra-Meghna河系是由雪水不断补给的河流，而位于南部的Deccan河则依赖季风带来洪流。据印度能源部消息，如果将所有具有经济效益并可开发的水力潜力以60%的负载系数利用的话，可达84GW。
        因此，第十一规划中政府要求的15.6GW新增水力发电装机容量，几乎是现有37GW装机容量的一半。CEA宣布11.9GW水力装机容量正在建设当中，这其中将有57%为河床式工程、32%是蓄水工程，以及11%的抽水蓄能。规划包括的项目有位于Assam和Aruncachal Pradesh边境附近North Lakhimpur地区装机达2000MW的Subansiri Lower水电站。印度政府已建的众多雄伟壮观的水电工程，还包括Uttarakhand邦的Tehri电站（图11）。
        印度计划委员会表示，截至2025年，政府希望水力发电新增装机容量达到500GW，其中一半多将建在Arunachal Pradesh邦，该加速计划需要考虑已有的环境标准。为降低兆瓦级水力发电工程导致的移民问题（非营利团体“国际河流”计算总移民数为2000 万~5000万人），印度政府已计划建设更多的河床式工程CONTROL ENGINEERING China版权所有，而不是大型蓄水坝，尽管河床式工程每月水量都发生变化并且峰值输出功率最小。

        致力于可再生能源
        印度新能源与可再生能源部或许是世界上惟一仅仅致力于发展可再生能源的部门，该部门从建立于1982年的一个政府部门逐渐发展而成。在20世纪70 年代两大石油危机后，这个政府部门旨在帮助国家转变对石油的依赖。该部门现今也追求着同样的使命，推进可再生能源来补充国家过分依赖煤炭的发电结构，而且已经取得了很大成功。
        2006年，在该部门正式命名前，小规模水力资源、风能、太阳能和沼气这类非传统能源占印度电力结构的比重不到l%，而如今印度电力的9% （14?224MW）是由这些非传统能源生成的。第十一规划预测，这些非传统能源的装机容量将增加两倍多（图12）。
        在可再生能源发电中，印度的风能发电已经取得了令人瞩目的增长。在第十规划期间，印度风电装机容量为5.4GW，超过了2GW的目标容量，印度因拥有9.8GW风电装机容量而成为世界第五大风电装机国，紧随美国、德国、西班牙和中国之后。Tamil Nadu邦声称，该地拥有印度最大的风电装机容量（约4GW），其次分别是Maharashtra、Karnataka（图13）、Rajasthan和 Gujarat邦。尽管第十一规划要求这些邦接受10.5GW新增装机容量中的大部分，但专家认为，印度13个邦的45GW风电潜力仍保持相对未开发状态，而拥有当前技术的装机容量则多达100GW。
        联邦税收激励政策和地方政府形成的构架已经刺激了风电行业的增长并推动了价格制定，同时也使本土风机制造商从中成倍获益，其中就包括Suzlon。该公司一直持续拥有印度风电市场50%多的市场份额，现排名为世界第五大风能设备制造商。据Ghodawat工业有限公司常务董事Shrenik Ghodawat说，Enreco、Vestas、Gamesa和GE这些外国公司也将很快参与进来。Ghodawat工业有限公司是一家比较新的公司，在2009年1月开始生产适合印度市场的风机。
        表1 2002年，当印度政府第九规划结束时，能源可利用性与需求之间的差距已经扩大，峰值电量需求不断猛增。2012年之前，印度需要增加92?000MW电能用于消除这些逆差并实现经济目标。然而，就预计增加78GW装机容量的目标也难以实现。请注意峰值电力满足量和能源可用性所代表的净用电量（包括传输损失）。
        Ghodawat认为，印度政府可再生能源扩充计划的最大限制，就是国内不坚强的电网设施。“但是，现在政府及所有风能行业参与者都在共同制定调整措施，”Ghodawat说，“风能行业参与者正加入中央和地方输电公用事业公司的电网强化及规划行动中。”同时CONTROL ENGINEERING China版权所有，印度也正在积极培训大量技术人员以支持风电产业的发展，缩小过去多年来所形成的巨大差距，Ghodawat说。
        印度可再生能源部同时也增加了对太阳能的关注。尽管印度位于赤道地带，而且每年有250~300天是在晴天中度过，但目前联网与离网的太阳能装机容量仅少为5MW，阻碍其增长的主要原因是对成本的担忧。能源部希望，到2012年太阳能装机可扩充到10倍。
        据美国商务部消息，一个由14家公司组成的太阳能代表团访问了印度。印度希望通过外商投资和国际合作，实现其目标。据悉，印度政府鼓励外商投资，并为那些建设、拥有和运营项目的太阳能开发商提供约30美分/kWh的财政奖励。
        “在安装、操作、维修以及清洁能源其他安装启动方面缺少专长技术，”美国商务部对POWER杂志的一段陈述中提到。同时CONTROL ENGINEERING China版权所有，他们还提到“薄膜太阳能电厂技术、兆瓦级发电技术以及完善晶体硅太阳能电池/组件技术领域有需求，太阳能光电光热系统一体化开发也是一个投资机遇。”
        到2012年，印度联网的生物质能、废热发电以及小型水力发电也将实现显著增长。因为政府在农村电气化计划中规定，2012年电力将连接所有农村村落。离网工程也将实现巨大增长，“这可使可再生能源发电市场实现7倍增长，从现在的30亿美元增至2012年的210多亿美元，”美国商务部表示。
        财政限制
        直到第十规划期间，印度拨给电力行业的款项约为600亿美元，同时该行业也吸引了约400亿美元的投资，其中大部分所需资金是由电力财务公司（PFC）在国内金融市场筹集而来。
        PFC是一个为地方和中央电力项目提供财政支持托管任务的国有机构。印度政府最新预测，第十一规划期间仅发电项目就需要1300亿美元，但这仅仅是 PFC预期托管数额的1/5，而整个行业所需的资金高达2250亿美元。据国际能源署信息，整个电力部门的长期投资（2005~2030年）将需要资金 9600亿美元，其中45%将用于发电项目。
        作为全球能源专家及IEEE电力能源协会副总裁，Saifur Rahman博士认为，筹集各种资金将成为印度扩充计划的一个严重阻碍，IEEE电力能源协会是一个致力于技术改进的机构。尽管不断改革，地方政府的财政也处于困难之中。2005年，占全国发电量60%的电力公用事业公司已经亏损约48亿美元，根据固定净资产计算，将近有一半公司的收益率显示为负数。 Rahman指出，政府的平民政策，尤其是该政策所推行的农民免费用电行为是问题的主要症结所在。
        “免费用电意味着电力公共事业公司不能获得足够的收益用于系统维护，以及注入资金改善供应质量。这一财政弱点使电力公共事业公司成为投资商的高风险议题，因为存在不能偿还商行贷款的高风险性，这导致公共事业公司缺乏资金的可获得性以及/或者以更高利率获得资金。”Rahman对POWER杂志说。
        “如果政府想通过电力帮助农民进行灌溉，这是一个值得表扬的社会公益服务，那么政府应该留存基金以及为农民买断电费。这将使电力公共事业公司可以向农民收取较低的电费，而不是从政府买断资金中弥补损失。美国存在相同的规划，政府对资产改造和能效措施的利率实施补助。
        Rahman认为，资金困难相当严重，这将影响到可巩固行业扩充的其他基本要求。例如，尽管印度拥有技术工人和电厂培训的新人员，以此支持行业的增长，“但由于缺乏提供给这些工人的资金报酬www.cechina.cn，印度中东部的很多工人已经停止了工作。”
        印度没有大型流动性债务市场，其市场是由政府债券占据，因此专家建议印度必须依赖外商投资或者拨款来资助扩充计划。印度在该领域已经取得了一些成功，但是专家认为在该领域印度还有很长的路要走。
        尽管印度出台了刺激政策和获利政策措施，但2006年电力行业的外商直接投资（FDI）仅为1.57亿美元，占国家FDI总量1%不到。阻碍外国投资商投资的主要原因是较低的商业效率以及因电力政策而濒临破产的国家电力委员会。此外，腐败盛行、缺乏企业管制规范，以及繁文缛节（涉及邦和联邦的多方监管系统）也是需要考虑的主要问题。
        在印度持续其经济轨道以及人口数量不断增长的情况下，如果印度基础电力设施不能获得保证，印度的强民目标将不能实现，当然其超级电力抱负也将成为泡影。
        印度的电网扩充之路
        作为印度发展电力行业抱负的一部分，印度政府耗资约75亿卢比（1.46亿美元）新增60?000多千米输电线路来巩固国家电网，这一集成电网预计传输的电量占印度全国的60%多。
        同时CONTROL ENGINEERING China版权所有，印度花费65亿卢比（1.26亿美元）对5大区域系统及跨区电网进行扩充，将电力传输容量从17?000MW提升至 37?000MW。这一项目将主要负责将负荷中心区与全国分布不均的发电区域进行连接。例如，北部和东北地区是印度水力发电项目的集中区域，而东部的 Bihar、Jharkand、Orissa和西孟加拉地区燃煤发电项目比较多（见图2）。

        图2  印度各邦地图

        印度已经朝着这些目标迈进，并取得了长足进步。2002年，印度在地区间建立了高压DC（HVDC）互联，传输容量增至5000MW。此外，印度已经开始授权下一阶段项目。这一项目涉及安装一个由高容量超高电压（EHV）/超高电压（UHV）AC和HVDC线路构成的混合系统，即“电力输送高速公路”，用于加强区域间的连接和分散的大规模发电项目（图3）。
        但是，电网的性能有很多不足。2007年，中央电力局（CEA）估计输配（T&D）系统损失电能接近总发电量的29%。而运营商降低10%的电能损失，可节省出约10?000MW~12?000MW的装机容量。

        图3  765kV紧凑型塔是Sipat Seoni超高电压（EHV）输电线的一部分，该项目可通过单回线路输送l500MVA电量，已于2007年10月投入运行。该项目作为印度首个投入使用的EHV线路，将Chhattisgarh和Madhya Pradesh邦的电网连接起来

        此外，印度国家输配网路总的技术和商业损失（直接电力盗窃或未收到电费的委婉说法）超过32%，居世界最高之列。来自印度联邦计划委员会的 2006年报告认为，这些损失造成长久以来一直为电网扩充负责的国家电力局的电力供应不足和财政问题。当然，一些改进办法也是显而易见的。世界银行为印度多个重要新建扩充项目提供资助，印度在世界银行的催促下，已经将电力盗窃定为刑事违法行为，而不仅仅是民事行为。2008年，印度设立了7个特殊法院用于审理此类诉讼。
        从铀到钍的转变
        印度拥有世界钍储备的25%，为了降低对进口铀的依赖，印度尝试大量使用钍。尽管Th232不可裂变，但将其放进反应堆，它可吸入慢中子而产生可裂变的U233。使用钍运转的反应堆，需要以燃料闭环循环为基础。
        第一阶段包括安装加压重水反应堆（PHWRs）。印度已运转的17座PHWRs装机容量为4000MW，装机容量为2660MW的5个反应堆正在建设中。“第一阶段选择PHWRs，是考虑与轻水反应堆（LWRs）相比，PHWRs可获得更多能将U238转为Pu的神经元，因为重水可作为慢化剂和运行燃料使用。印度原子能委员会主席Anil Kakodkar在2008年Bangalore召开的一个公共研讨会上说。
        第二阶段将开始调度本土设计的由混合氧化物作为燃料的加速增值反应堆（FBRs）。然后，当所有“必须技术”及基于金属燃料的示范FBRs 已经发展成熟时,预计可以将铀U238转化为钚。
        第三阶段将通过孟买Bhabha原子研究中心（BARC）正在开发的一座高级重水反应堆（AHWR）向以钍为基础的系统逐渐过度。U233 要求的第三代增值反应堆将通过钍在PHWRs和FBRs中的放射获得。“研究表明，一旦FBR装机容量达到200GW，在FBRs中使用钍为燃料将日益增多，从而开启FBRs的第三代技术。在这些反应堆中繁殖的U233将用于基于钍的反应堆中。”Kakodkar说。
        图10 在Tamil Nadu邦Kalpakkam地区进行的印度首座500MW快速增殖反应堆原型建造正接近尾声。2008年6月，200公吨的安全容器吊装到反应堆坑室
        印度首座500MWe的FBR原型已经在Tamil Nadu邦Kalpakkam地区全力进行建设（图10）。由Indira Gandhi原子能研究中心（IGCAR）所做的研发工作，已经在这座耗资350亿卢比（6.8亿美元）的反应堆上完成。该项目是由印度核能公司 Bharatiya Nabhikiya Vidyut Nigam和IGCAR（全部是联邦企业）合资完成，2010年间开始运行发电。
        Kakodkar认为，反应堆的投资费用预计约69?840卢比（1360美元）/kWe，这个价格具有“相当的吸引力”。他接着说，改进 FBR经济性的研发工作正在进行中。
        同时CONTROL ENGINEERING China版权所有，BARC认为首台300MW的AHWR设计基本已经完成。该反应堆将在2012年的第十一规划期间安装，尽管目前还没有宣布其安装地址。