在这张近期照片中，马尔桑迪河流经马南格县的皮桑村。

南亚网视加德满都7月26日讯 （作者 西玛·塔芒） 尼泊尔水电产业深陷购电协议（PPA）审批僵局。目前全国281个水电、储能项目，合计装机16425.77兆瓦，全部排队等待尼泊尔电力局（NEA）签约落地。众多开发商已在勘测、环评、可研等前期环节投入巨资，项目长期停滞，让行业投资信心持续走低。

据业内测算，水电项目落地前，每兆瓦装机的前期筹备成本高达500至600万尼泊尔卢比。按照行业周期，项目签约后至少五年才能并网发电。业内预警，当前尼泊尔季风期电力富余、存在弃电现象，但若PPA审批持续卡顿，新项目断档，未来国内或将再度出现电力短缺危机。

海量项目积压待批 储能水电储备充足

据NEA数据，目前已完成电网接入、坐等PPA签约的项目涵盖多类型电源，其中102个径流式项目、31个调峰径流式项目及2个储能项目合计装机超9300兆瓦。另有146个水电、储能项目已正式提交PPA申请，储备体量庞大。整体来看，尼泊尔清洁能源项目储备充足，但受政策限制全面停滞。

政策频繁变动 多年审批持续收紧

自2022年起，尼泊尔历届政府持续暂缓新增PPA签约，主要受制于内需不足、输电基建薄弱、出口市场不确定等问题。此前可近乎自动获批的10兆瓦以下小微水电项目，自2024财年起审批全面停滞。

2024年预算推出径流式水电“取用即付”新模式，弱化电力局兜底采购机制，进一步延缓审批进度。虽2025年预算宣布重启小微项目PPA审批，但迟迟无落地举措，政策反复摇摆，让企业无所适从。过往两届政府虽多次放宽项目准入标准，但均未落地执行，行业政策红利持续落空。

NEA独家垄断 项目融资陷入死局

尼泊尔电力局独家垄断国内电力采购权，是水电项目落地的核心瓶颈。当地金融机构普遍执行“无PPA、不融资”规则，没有购电协议背书，即便项目合规，也无法获得建设资金。目前NEA实行季节性差异化电价，旱季每度8.40卢比、雨季每度4.80卢比，稳定的PPA协议是企业测算收益、推进建设的唯一保障。

NEA解释，暂缓签约是为规避长期财务风险，需综合评估电网承载力、输电配套、电力消纳及长期履约成本。目前该局已累计签约超500个水电光伏项目，总装机超1.2万兆瓦，庞大的存量履约压力，让官方对新增审批愈发谨慎。

电力结构失衡 雨季弃电、旱季缺电

尼泊尔电力结构性矛盾突出，雨季水电产能过剩、大量电力闲置，枯水冬季发电量骤降、依赖进口补缺口。当前尼印跨境输电通道最大出口容量1200兆瓦，实际平均出口仅1000兆瓦，雨季仍有超900兆瓦电力白白浪费。

电力贸易数据显示，上一财年尼泊尔电力出口创收293.2亿卢比，进口支出102.2亿卢比，保持贸易顺差，但结构性供需失衡问题始终未能解决。NEA担心，大规模签署照付不议协议，会加剧电力闲置、造成国有资产亏损。

装机稳步扩容 基建短板制约发展

近两年尼泊尔清洁能源装机稳步增长，2024-25财年新增装机434兆瓦，2025-26财年增至560.99兆瓦，历时14年建设的102兆瓦中博特科希水电项目顺利并网。不过受输电瓶颈、融资困难、工期延误影响，年度装机目标多次未能完成。

为整治行业乱象，现任能源部长自2026年4月起暂停核发水电、光伏新项目勘测许可证，同时成立专项委员会全面复盘PPA及许可政策。目前尼泊尔手握海量待审批项目，勘测、发电许可储备装机超2.1万兆瓦，产业发展潜力巨大但落地受阻。

业界呼吁市场化改革 盘活万亿投资

工商及能源行业普遍呼吁政府优化政策、放开市场。尼泊尔工业联合会指出，电力是工业发展核心原料，相比低价出口，扩大国内工业用电、推动产业增值，经济效益更高。目前国内超半数工厂仍依赖备用发电机，输电基建短板严重拖累产业发展。

独立发电厂协会（IPPAN）直言，NEA既不审批PPA，也不允许私企自主电力交易，彻底堵死项目出路。放开市场化交易，既能盘活存量项目，也能减轻官方运营压力。数据显示，尼泊尔水电行业已有超1.3万亿卢比资金投入，政策卡顿已严重威胁万亿级产业安全。

针对行业争议，NEA表示将依托专项委员会调研结果，尽快出台PPA重启方案，稳定市场预期。

跨境通道升级 未来破局可期

长远来看，尼印跨境输电升级将破解电力消纳难题。多条跨境线路改造、新建工程推进后，尼泊尔电力出口上限将提升至1650兆瓦，进口能力达1400兆瓦，大幅拓宽内外消纳空间。业内分析，尼泊尔水电资源充沛、内需稳步上涨，当前困境是政策与基建滞后导致的阶段性问题，稳定PPA政策、完善电网基建、放开市场化交易，是激活清洁能源产业的关键。