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印度是一个高速发展中的国家，人口多地域广，用电缺口大，火电价格高，日照又好。这一系列条件，都有利于印度的光伏发展。
2009年，印度推出了尼赫鲁国家太阳能计划（Nehru National Solar Mission，简称NSM）。NSM的发布有非常深刻的背景：
1、和中国一样，印度作为传统出口国，印度的光伏产品也一直主打欧洲市场，但印度的光伏生产企业规模小实力弱，本国没有完整的产业链。印度政府需要一个政策来刺激扩大生产商规模，从而壮大本国的光伏产业；
2、随着印度的人口增加，用电需求越来越大，工业和居民电费越来越贵，在光伏成本下降而油气价格上涨的情况下，有些日照好的地区已经先于欧美达到了grid parity，即光伏平价上网。因此，在印度，光伏是一种廉价的电力资源，这使得用电单位愿意使用太阳能电。
尼赫鲁计划作为一份政策计划，非常完整地规划了很多与太阳能相关的产业补贴，如光热（热水）、CSP发电，光伏并网、光伏离网等。每个产业都涉及到具体的补贴方法，是一份非常完整的政府工作手册。
尼赫鲁计划中有关光伏的具体目标设定为：
（1）截至2022年实现20,000MW并网装机量；
（2）截至2013年实现1000MW并网装机量；基于国家补贴以及可再生能源电力的强制购买政策，截至2017年再实现3000MW并网装机量。之后在国际金融和技术交流双推动下，到2017年达到10,000MW安装量；
（3）创造有利于太阳能生产的环境，特别是针对太阳能热的本土生产力和市场领导力；
（4）推动离网应用的发展，截至2017年装机量达到1000MW；2022年2000MW；
（5）截至2017年，太阳能热收集面积达到1500万平方米；2022年达到2000万平方米；
（6）截至2022年，农村地区太阳能照明系统达到2000万个。
此外，由于印度70%的农村没有电网覆盖，1999年起，印度利用世界银行的扶贫贷款，在农村推广离网家用光伏小发电机（solar generator）。十多年间，印度的光伏离网发电安装已经不计其数。可以说印度是光伏离网应用最广泛的国家。
2010年秋季，NSM的首批项目开始招标。多达333家项目开发商参加了150MW的光伏项目招标，总投标额度达到了1,815MW。由于参加竞标的开发商数量大大超过预期，政府决定通过反向竞价方式选出承包商。给出17.91/kWh（每千瓦时0.45美元）最大电价折扣的开发商获得了承包合同。因此，电价下降了30%左右，平均价格跌至12每千瓦时（每千瓦时0.32美元）。
NSM还推出了捆绑销售的概念，政府（通过国有电力贸易公司NVVN）从开发商购买昂贵的太阳能电力，然后与联邦政府所属电站NTPC生产的尚未分配的廉价火力电捆绑销售，其中联邦政府所属电站NTPC的成本平均为每千瓦时4（每千瓦时0.10美元）左右。
为了减少因国家电力委员会（SEBS）财政薄弱而可能引出的购电协议（PPA）付款违约风险，为确保NSM第1阶段的项目的实施，联邦政府批准了价值48.6亿（1.22亿美元）的支付保障计划。新能源和可再生能源部（MNRE）负责该计划的实施，这笔基金将通过太阳能付款安全帐户（SPSA）支付给国有电力贸易公司NVVN。
为了进一步鼓励可再生能源，联邦政府还通过中央电力监管委员会（CERC）对一般可再生能源和太阳能发电项目引入了RPOS制度。太阳能的RPOS责任是指承担义务的实体，如输电持牌公司、电力接口企业和适合的电力消费者（做1MW及以上项目时）的总可用电力中太阳能所占百分比的最低数额。目前的额度规定是国有公用电力需求总量0.25%要为太阳能发电，每个州的规定不尽相同。
合理的风险防范
在印度，政府允许项目公司和最终购电方直接签署PPA，也允许项目公司通过电力交易公司（power trade company）来完成售电。印度目前有七家一级电力交易公司（渠道合作伙伴），均为国家新能源署的合作伙伴，虽然电力交易公司均为私营公司，但都是印度较大的上市集团下属子公司，资金实力强，信用度高。而有关电力交易公司的利润，印度政府则通过法规明确规定了电力交易公司非REC类型项目的盈利上限（每度电收益不得超过4厘卢比）。
印度政府的这一举措，从法律层面避免电力交易过程中过高的利润流失，保护了IPP（独立电站）投资人的盈利， 有效地抑制中间环节成本，从而避免了终端电力售价过高。
另一方面，通过电力交易公司进行售电，项目公司（即IPP投资人）不直接从购电方收取卖电收益，而购电方违约的风险，则转加到了电力交易商身上。这样一来，IPP投资人的风险也大大减小。
与印度相比，目前中国在大力推广的“能源合同管理”则有很多不完善之处。目前中国大部分的“能源合同管理”合作模式常为：能源管理公司提供免费的节能设备（光伏发电或LED改造）给客户，将节约出的电费作为收益、按约定的比例和客户进行分享。但是合同制定双方都是用合同方式约定，对于客户的违约风险，必须由能源管理公司自行承担。因为能源管理是一种垫资式的投资，如果客户延迟付款甚至不付款，对于能源管理公司而言，则极大的影响公司现金流，影响营收。
精确的规划
在中国西北光伏大发展的去年，从青海传来最多的负面新闻就是：并不上网和不能满负荷发电。出现这一现象原因有三。一是规划时未能谨慎的考虑到用电量和发电量的平衡；二是电网规划没能跟得上光伏建设速度，输变电运送能力弱；三是西部调度的水平和发达国家相比，还有差距。
反观印度眼下大力发展的地面电站，也存在类似的问题，但是矛盾并没有像中国青海那么明显。
在印度，不存在“不能并网”和“不能足额发电”的问题。原因主要有两个方面。其一，政府规划时，数据来源于各个子电网，而各个子电网会召集本区域内所有电力公司来进行讨论。印度的电力公司都为私营公司，并网许可许可由电力公司申请，子电网审批后给出。而电力公司会根据自己现实的负载和运营情况报出实际可以接入的容量。由于在FIT制度补贴下的光伏电是很有利润空间的，因此，各个电力公司会根据自身情况，主动翻新、增加或扩大电力输变电设备，以争得更多的光伏项目接入。
此外，印度已经很多年处于用电短缺，电力供不应求也是IPP可以满额度运作的原因之一。
其中电力公司私有化这一点很关键，正因为风险都要电力公司承担，所以电力公司规划的精确性显得尤为重要。
灵活的电力交易方式
因为印度是联邦制，各个邦政府有权制定出适合自己邦情的交易制度。自从印度出台REC（可再生能源证书）制度后，印度的投资人就又有了新的交易模型。
REC全称Renewable Energy Certification，是一种适用于可再生能源所发电的特殊交易补偿制度。这种特殊制度的表现形式可以是商品电的形式或者证书形式。
印度电力部门对REC的规定是这样的：假设用电单位（off-taker）的负载超过5MW，那么其中8%的用电量必须是“绿电”。这部分电力，用电单位可以自己装等容量发电量的光伏电站，也可以直接购买交易市场的“绿电”。2012年7月份，印度调整REC用电单位的门槛，从用电负载5MW以上降为1MW以上，这样，更多的用电单位被强迫使用新能源发电。这也为REC的销售打开市场。
印度的REC计算方法：1MWH为一个REC，政府规定的指导价为9440-13440卢比，约合9.44-13.44卢比/KWH，折合美金0.172-0.244美元/KWH。
以我手头一个实际的印度项目为例，IPP投资人规划50MW的光伏电站，地点古吉拉特。投资人有两种选择：1）以7卢比/kwh的FIT价格卖给电力公司，25年收益，项目IRR（不含国家信用风险）约为12%；2）通过电力交易公司，将“绿电”卖给用电单位，来帮用电单位履行REC义务。收益分为REC（off-taker支付） + Net Open Access（电力交易商支付），分解如下：
REC：9.44-13.44Rps/kwh；
Open Access: 4.5Rps - -1.7Rps=2.8Rps（其中1.7卢比是电力公司收取的各种loss的费用，维护费的一种）。
因此，电力交易公司卖电给用电单位的价格为：2.8+9.44=12.24Rps/kwh
电力公司采购IPP发电的价格一般在12Rps/kwh以下。我这个案例里，业主最后和电力交易公司的议价是这样的：
12Rps/KWH,第1-5年；
8Rps/KWH,第6-15年；
开放议价uncertain,第16-25年。
这样算来，有REC制度下的项目IRR（不含风险评级）约为18%，远高出直接收FIT的项目。
印度是私有化程度很高的一个国家，在所有的行业都能看到pvt.ltd的身影，电力也不例外。在这样的制度下，投资人可以根据自己的喜好和实际情况，选择是安稳地拿政府稳定的FIT还是“富贵险中求”去交易REC。这种灵活性使得印度的电力交易充满活力。
资料一：
印度光伏离网补贴政策
1. 印度离网项目最高可补贴30%；
2. 项目上限：15KW以下的离网项目（含储能）；
3. 申报价格上限：280Rps/watt（约合$5/W）。自2012年8月起，补贴下降至220Rps/W（约合$4/W）；
4. 附加条件：60%的项目所用材料必须由印度生产，其中组件必须使用印度生产的（一般印度安装商会选择组件+电缆+支架组合，总和基本上就是60%）；
5. 项目持有人：多数为工厂或商业楼业主；
6. 项目类型：多数为屋顶，以及部分村庄集中式离网；
7. 申请流程：
a. 由渠道伙伴向新能源署（Ministry of New and Renewable Energy ）提交评级申请；
b. MNRE评级；
c. 印度信贷评级咨询服务公司（CRISIL）、CARE评级机构或惠誉国际评级机构（FITCH）分配评级；
d. 评级最终确定；
e. 渠道伙伴告知PAC评级结果；
f. PAC审查项目报告；
g. 批准补贴。
并网补贴政策（FIT类型）
尼赫鲁计划下的中央项目：
安装目标为2013年前累计500MW，以12卢比/KWH为基数反向竞标（目前中标结果约为7卢比）。第一批项目均为5MW为一个标书单位，第二批项目以20MW为一个标书单位。中央项目规定只允许使用印度本国产的晶硅组件，薄膜不在其列。
Gujarat：古吉拉特邦是印度最早出台补贴政策的邦，规划至2014年新增安装400MW，目前为固定的补贴形式，项目周期25年，前13年补贴15卢比/KWH，后12年补贴5卢比/KWH。使用产品没有本地化约束，项目最小单元为5MW并可以是5的倍数。
Rajastan：拉贾斯坦邦规划到2013年新增安装300MW，项目反向竞标制。项目最小1MW，最大50MW，相对古吉拉特邦，此项目容量更为灵活，且当地项目类型不局限于地面电站，商用屋顶也大行其道。规划的300MW中，产品使用没有本地化要求，但针对本地组件生产商的标的为200MW。
Karnataka，卡纳塔卡邦规划到2013年新增安装126MW，项目采用反向竞标制，项目大小为3-10MW。
资料2
投资印度需注意
1.效率低下：
印度政局较为稳定，但政府办事效率较低。
2.融资成本高
印度的银行几乎都是私有银行，利息高。据印度本地的项目投资人介绍，印度本国银行的过桥贷款利息约12%-14%，再融资利息为8%-10%。这一数字在德国为桥贷7%-10%，再融资6%以下。
3.本国保护：
在尼赫鲁计划中，明确规定：中央项目（central project）必须使用印度产的组件（made in India），进口组件不得参与印度中央项目竞标。此外，计划中还规定，尼赫鲁计划第一年允许本国竞标的组件使用进口电池片（2010年），从第二年开始，本国竞标的组件从电池片环节起必须100%国产。
4.地价飞涨：
政府规划中用于做太阳能电站的土地太少，推动了投资人购买私有土地的热潮。私有土地的属性从“农业”或“林业”用地转为商业用地后，价格就会翻数倍。
5.金融支持力度不够
银行私有化加上国家没有特别政策支持新能源项目，使得银行对待新能源并没有倾斜性的金融支持。举例来说，如IPP投资人在借贷时需要银行保函，如果在中国，约20%的资金可以撬动100%面值的保函，在德国约30%，而在印度，则需要70%-80%的资金，余下的30%-20%还要按月收利息。这一高门槛使得很多项目投资人为了可以拿到海外低利息桥贷，不得不降低项目收益去完成保函开取。
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