维度网讯，尼泊尔水电行业正面临购电协议（PPA）审批僵局。全国281个水电和储能项目，总装机容量16425.77兆瓦，均处于等待签约状态，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，水电项目每兆瓦装机的前期筹备成本高达500至600万尼泊尔卢比，项目从签约到并网通常需要至少五年。业内警告称，当前尼泊尔季风期电力富余并存在弃电现象，但若PPA审批持续不决，新项目断档，未来可能重新面临电力短缺危机。

尼泊尔电力局（NEA）数据显示，已完成电网接入、待签PPA的项目包括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个水电和储能项目已正式提交PPA申请，清洁能源项目储备充足但受政策限制全面停滞。

自2022年起，尼泊尔历届政府持续暂缓新增PPA签约，主要原因在于内需不足、输电基建薄弱以及出口市场不确定。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，弱化了电力局兜底采购机制，进一步延缓审批进度。2025年预算虽宣布重启小微项目PPA审批，但迟迟无落地举措，政策频繁摇摆令企业无所适从。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。

尼泊尔电力局独家垄断国内电力采购权，成为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实行旱季每度8.40卢比、雨季每度4.80卢比的季节性电价，稳定的PPA是企业测算收益的唯一保障。NEA方面解释，暂缓签约是为规避长期财务风险，需综合评估电网承载力、输电配套和电力消纳。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。

尼泊尔电力结构性失衡明显，雨季水电产能过剩、大量电力闲置，而枯水冬季发电量骤降，依赖进口弥补缺口。当前尼印跨境输电通道最大出口容量为1200兆瓦，实际平均出口约1000兆瓦，雨季仍有超900兆瓦电力浪费。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。

近两年尼泊尔清洁能源装机稳步增长，2024至25财年新增434兆瓦，2025至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已并网。但受输电瓶颈、融资困难等因素影响，年度装机目标多次未能完成。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，并成立专项委员会全面复盘PPA及许可政策。当前勘测与发电许可储备装机超2.1万兆瓦。

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）表示，NEA既不审批PPA，也不允许私企自主电力交易，彻底堵死了项目出路。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，尼泊尔水电行业已投入超1.3万亿卢比资金，政策卡顿已严重威胁万亿级产业安全。NEA表示将依托专项委员会调研结果，尽快出台PPA重启方案以稳定市场预期。

长远来看，尼印跨境输电升级将助力破解电力消纳难题。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，进口能力达到1400兆瓦。业内分析认为，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。