Le Népal s’apprête à ouvrir le marché de l’électricité au privé, tandis que se dessinent les règles d’octroi des licences et d’exportation

Onze entreprises veulent accéder au marché népalais de l’électricité

Le Népal prépare des autorisations préliminaires pour les négociants privés en électricité. Onze entreprises ont déjà demandé des lettres d’intention, et le gouvernement s’efforce de délivrer les documents avant Dashain. Le ministre de l’Énergie, des Ressources en eau et de l’Irrigation, Biraj Bhakta Shrestha, indique que les dispositions politiques sont en phase finale, parallèlement à des changements concernant les accords d’achat d’électricité et au renforcement des échanges d’électricité avec l’Inde.

Lors d’un point presse organisé mercredi au ministère, à Katmandou, à la date du 28 Ashoj dans le calendrier népalais, Shrestha a dressé le bilan de six mois de travail. Il a annoncé le report des dates limites de mise en service commerciale de 27 projets hydroélectriques, d’une puissance totale de 540,47 mégawatts, ainsi qu’un accord avec l’Inde visant à porter la capacité d’importation d’électricité de 1 000 MW à 1 400 MW et la capacité d’exportation de 1 100 MW à 1 650 MW.

Les entreprises privées pourraient ainsi trouver des acheteurs et vendre leur électricité au lieu de dépendre uniquement de l’Autorité népalaise de l’électricité (NEA) pour acheter leur production. Le ministère cherche à articuler production, transport, négoce et consommation intérieure, afin que les investissements dans les centrales se traduisent par de l’électricité acheminée jusqu’à des clients payants.

La première étape consiste à délivrer des lettres d’intention (LOI) ou des certificats de non-objection (NOC). L’obtention d’une licence complète de négoce nécessite une modification de la loi sur l’électricité et des dispositions réglementaires complémentaires. Les entreprises devront ensuite obtenir un accès au réseau de transport et conclure des accords commerciaux. Pour exporter, elles devront également obtenir les autorisations prévues par les règles régissant les échanges transfrontaliers d’électricité.

L’objectif de Shrestha porte sur la délivrance des documents préliminaires avant Dashain. D’autres décisions concernant les accords d’achat d’électricité sont attendues dans les prochains jours. Aucune date n’a été annoncée pour l’octroi des licences définitives ni pour l’accès aux marchés d’exportation. Anshu Kiran Shahi, membre du conseil d’administration de la NEA, estime que les travaux juridiques et techniques nécessaires aux exportations privées pourraient prendre au moins un à deux ans.

Une promesse budgétaire confrontée à une procédure juridique

Le ministre des Finances, le Dr Swarnim Wagle, a annoncé le 29 mai 2026 la participation du secteur privé au commerce international de l’électricité, lors de la présentation du budget national pour l’exercice 2026-2027. Les préparatifs de Shrestha portent désormais sur les mesures concrètes nécessaires pour permettre aux entreprises d’accéder à ce marché.

Le Népal poursuit cette réforme depuis plusieurs années. En mai 2022, le ministère de l’Énergie cherchait à modifier la législation, car la loi sur l’électricité de 1992 n’autorisait pas le négoce privé d’électricité. Le ministère de la Justice avait rejeté une tentative antérieure visant à avancer au moyen d’une directive sur le transport et de lignes directrices, au motif que la loi ne conférait pas les pouvoirs nécessaires.

L’article 29 du projet de loi portant modification et regroupement des lois existantes sur l’électricité aurait autorisé les entreprises privées népalaises à négocier de l’électricité au niveau national et international. À l’époque, le projet attendait depuis la mi-juillet 2020 d’être examiné par l’Assemblée nationale. Le ministère avait également envisagé une autre voie de modification législative ainsi qu’une ordonnance.

La politique a franchi plusieurs étapes :

• Février 2021 : l’Inde a instauré des procédures obligeant les entreprises népalaises souhaitant lui vendre de l’électricité à obtenir une licence d’exportation auprès du Népal.
• Mai 2022 : le ministère népalais de l’Énergie a engagé des modifications législatives après le rejet de son projet de directive.
• Juin 2025 : la Commission de régulation de l’électricité a approuvé un projet de directive sur l’accès ouvert au réseau.
• 29 mai 2026 : le budget national a annoncé la participation du secteur privé au commerce international de l’électricité.
• Avant Dashain : Shrestha entend délivrer des documents préliminaires aux entreprises privées intéressées par le négoce.

La procédure de modification de la loi sur l’électricité a progressé au Parlement. Le Département du développement de l’électricité accepte les demandes de LOI sans plafond ni quota, tandis que le gouvernement finalise les exigences relatives au capital minimum, aux garanties bancaires et aux conditions commerciales. Une filiale de la NEA a déjà obtenu l’autorisation de négocier de l’électricité, et des entreprises privées cherchent à obtenir leurs propres licences.

Les règles indiennes détermineront les exportations privées

L’Inde est au cœur des projets d’exportation du Népal, y compris les ventes envisagées au Bangladesh, car l’électricité doit transiter par les infrastructures de transport indiennes. Les négociants privés doivent donc conclure des accords au Népal comme en Inde, portant sur la reconnaissance de l’entreprise, l’accès au réseau et l’autorisation de la transaction.

Selon Shahi, les règles indiennes reconnaissent actuellement la NEA comme entité habilitée à négocier l’électricité pour le Népal. Les entreprises privées népalaises doivent être officiellement reconnues avant de pouvoir vendre de l’électricité à l’Inde ou la faire transiter par le pays à destination d’un autre marché. Il estime que les deux gouvernements devront négocier pour garantir cet accès.

Le ministère a entamé des discussions exploratoires avec ses homologues indiens. Dans l’intervalle, les entreprises intéressées peuvent rechercher des acheteurs et préparer leurs projets commerciaux dans le cadre de la procédure de LOI. Le négoce nécessitera des décisions distinctes concernant les volumes d’électricité, la capacité de transport, l’accès au réseau et les autorisations transfrontalières, ainsi que des accords précisant qui achètera l’électricité et comment le paiement sera garanti.

Des entreprises privées ont déjà élaboré des projets tributaires de ces autorisations. Nepal Power Exchange Limited a signé un accord avec Manikaran Power Limited, en Inde, le 10 janvier 2022. Manikaran s’engageait à acheter 500 MW et à devenir un partenaire financier, sous réserve de l’obtention d’une licence d’exportation.

Ganesh Karki, alors vice-président de l’Association indépendante des producteurs d’électricité du Népal (IPPAN), avait expliqué pourquoi une licence était importante dans les négociations avec des clients étrangers :

Les acheteurs étrangers ne nous feront pas confiance si nous n’avons pas de licence d’exportation.

Nepal Infrastructure Bank avait également proposé en 2022 la création d’une filiale de négoce d’électricité et discuté de partenariats avec des entreprises indiennes et bangladaises. Les préparatifs actuels en matière de licences répondent à une demande commerciale ancienne : les entreprises veulent être autorisées à négocier des ventes et prendre en charge la recherche de débouchés pour leur électricité.

Ce que les négociants paieraient pour utiliser le réseau

Pour l’exercice 2026-2027, la Commission de régulation de l’électricité a fixé les frais d’accès au réseau à 413 000 NPR par MW et par mois pour les accès de durée moyenne et longue, et à 0,57 NPR par unité pour les accès de courte durée. Une unité correspond à un kilowattheure, soit la quantité d’électricité consommée par un appareil d’un kilowatt pendant une heure.

Ces frais, appelés frais de transit, rémunèrent l’acheminement de l’électricité sur un réseau de transport. Un producteur privé et un client peuvent convenir d’une vente et utiliser le réseau existant pour acheminer l’électricité entre eux, sans avoir à construire une ligne dédiée à chaque transaction.

Le projet de juin 2025 proposait des frais inférieurs : 39 paisas par unité pour les accès de courte durée et 283 842 NPR par MW et par mois pour les accès de durée moyenne et longue. Les tarifs ultérieurs sont environ 46 % plus élevés dans les deux cas. Il s’agit de frais de réseau ; les négociants doivent aussi prendre en compte le prix d’achat de l’électricité et les autres coûts commerciaux.

Le projet fixait un volume minimal de transaction de 5 MW pour le commerce intérieur et de 10 MW pour les échanges transfrontaliers. Les installations admissibles comprenaient les centrales hydroélectriques d’au moins 5 MW raccordées à un réseau fonctionnant à 33 kilovolts ou plus, ainsi que les centrales captives d’au moins 1 MW. Une centrale captive produit principalement de l’électricité pour son propriétaire.

Le projet répartissait les contrats en trois catégories : un accès de 24 heures à un an, de plus d’un an à cinq ans, et de plus de cinq ans. Il donnait la priorité à la demande intérieure avant les exportations, sauf pour les projets autorisés par le gouvernement et les exportations réalisées par l’intermédiaire de la NEA.

La commission finalise six procédures opérationnelles. Des dispositions antérieures confiaient leur mise en œuvre au département des opérations du réseau de la NEA, notamment la publication des procédures et des projets d’accords dans les 120 jours suivant l’approbation de la directive. Le comptage, la programmation de la production, le règlement des paiements et les règles applicables aux écarts entre l’électricité promise et celle livrée font partie des travaux nécessaires au fonctionnement du négoce.

Les accords d’achat d’électricité privilégieraient les approvisionnements utiles

Plus de 16 000 MW de projets proposés attendent des accords d’achat d’électricité (PPA), selon le bilan des réformes d’octobre 2026. Un PPA est un contrat qui fixe les conditions dans lesquelles un acheteur acquiert l’électricité produite par un projet. Les promoteurs ont besoin de revenus prévisibles pour planifier la construction et le financement.

Un sous-comité dirigé par Anshukiran Shahi, membre du conseil d’administration de la NEA, a présenté des critères proposés pour l’ouverture de nouveaux PPA. Ces recommandations portent sur la préparation technique, l’accès aux infrastructures de transport et la clôture financière, c’est-à-dire le moment où le financement d’un projet est garanti. Leur mise en œuvre attend une décision du conseil d’administration de la NEA.

Shrestha indique que l’approche proposée donnerait la priorité aux projets capables de répondre à la forte demande des soirées de saison sèche, de fournir de l’électricité pendant les mois secs, d’assurer une production mensuelle stable et d’accéder au réseau de transport. Les projets pour lesquels des exportations d’électricité peuvent être organisées avant le début de l’exploitation commerciale seraient également prioritaires.

Ces critères relient le calendrier de production d’électricité aux besoins du système. La production annuelle d’un projet hydroélectrique compte, mais l’électricité est aussi nécessaire à certaines heures et pendant les mois où le débit des rivières est plus faible. Une centrale approvisionnant le réseau durant ces périodes peut lui être utile d’une manière que sa seule capacité installée ne permet pas de mesurer.

Shrestha précise que les décisions à venir prendront en compte les obligations financières de l’État, les intérêts des investisseurs privés et les conséquences économiques. Cette approche fait suite à un différend sur la proposition budgétaire pour l’exercice 2025-2026 visant à recourir à des contrats de type « take and pay » plutôt qu’à des contrats de type « take or pay ». De manière générale, un contrat « take and pay » lie le paiement à l’électricité effectivement prélevée, tandis qu’un contrat « take or pay » peut imposer le paiement d’une quantité convenue même si l’acheteur ne la prélève pas.

Le président de l’IPPAN, Ganesh Karki, a salué le lancement des réformes tout en réclamant des décisions plus rapides sur les PPA. Les promoteurs s’attendaient à ce que les accords en suspens soient conclus dans un délai de 180 jours et ont dénoncé l’absence de progrès au bout de six mois.

Les délais sont prolongés pour 27 projets

La NEA a prolongé la date requise de mise en service commerciale (RCOD) de 27 projets totalisant 540,47 MW dans le cadre d’une première phase d’assouplissement. La RCOD est la date limite convenue pour le début de l’exploitation commerciale d’une centrale. Un retard peut exposer le promoteur à une violation de son contrat.

L’annonce de Shrestha et le détail des réformes font état de 540,47 MW ; un chiffre supérieur, de 4 540,47 MW, a également circulé pour les mêmes 27 projets. Le détail des réformes situe ces prolongations dans un portefeuille de construction de 320 projets, totalisant 8 292 MW.

L’autorité a réparti ces 320 projets en quatre catégories en fonction de l’avancement des travaux et des obligations prévues par les PPA. Les projets de catégorie C font l’objet de mises en demeure, des avertissements officiels concernant des obligations contractuelles non respectées. Les prolongations sont destinées aux projets proches de l’achèvement et ne s’appliquent pas uniformément à l’ensemble du portefeuille.

Les promoteurs ont subi des retards liés aux inondations, aux glissements de terrain, à l’absence de lignes de transport, aux entraves locales et aux difficultés économiques consécutives à la pandémie de Covid-19. Les nouveaux délais donnent aux projets admissibles davantage de temps pour entrer en exploitation, tandis que leur classement permet de lier cet assouplissement à l’avancement des travaux.

Le Népal a ajouté 561 MW au réseau, contre un objectif de 942 MW au cours du précédent exercice. Cela représente environ 60 % de l’objectif, soit un déficit de 381 MW. Ces chiffres montrent pourquoi la prochaine étape consiste à achever les centrales et à les raccorder au réseau, parallèlement aux changements concernant les contrats et les licences.

Le développement du transport relie les centrales aux acheteurs

Le tronçon d’Hetauda de la ligne de transport Hetauda-Dhalkebar-Inaruwa, d’une tension de 400 kilovolts, approche de son achèvement. Shrestha indique que la NEA prévoit de le mettre sous tension après Dashain. La mise sous tension consiste à alimenter la ligne afin qu’elle puisse entrer en service.

La construction de la ligne Bahrabise-Lapsiphedi, d’une tension de 400 kilovolts, est achevée. Les postes de Bahrabise et de New Khimti sont également terminés et partiellement mis en service. Les postes contrôlent la circulation de l’électricité et modifient les niveaux de tension afin de raccorder différentes parties du réseau.

Les lignes Markichowk-Bharatpur, de 220 kilovolts, Dhalkebar-Balganga, de 132 kilovolts, et Lalbandi-Salempur, de 132 kilovolts, sont entrées en service, ainsi que les postes associés. Les travaux ont commencé aux postes de Balkot et de Dahachowk, ainsi que sur les lignes Chandrapur-Sukhdevchowk et Lahan-Sukhipur. Le bilan semestriel du ministère prévoit l’achèvement de 12 lignes de transport supplémentaires au cours de l’exercice en cours.

Les investissements privés sont sollicités pour la ligne de transport de West Seti, d’une tension de 400 kilovolts, longue d’environ 145 kilomètres et dont le coût est estimé à 20 milliards de NPR. Une société distincte a été enregistrée pour le projet dans le cadre d’un partenariat public-privé. La NEA a également avancé dans les appels d’offres concurrentiels auxquels participent des entreprises privées et internationales pour quatre lignes de transport.

L’augmentation convenue des capacités avec l’Inde ajouterait 400 MW aux importations, soit une hausse de 40 % par rapport à 1 000 MW, et 550 MW aux exportations, soit une hausse de 50 % par rapport à 1 100 MW. Les négociants devront toujours obtenir les autorisations de transaction et d’accès au réseau nécessaires pour utiliser ces capacités supplémentaires.

Le stockage et les énergies renouvelables s’ajoutent aux réformes

Le ministère prépare une modification du règlement sur l’électricité de 1993 afin d’accorder aux projets hydroélectriques à réservoir des licences d’une durée de 50 ans. Les réservoirs stockent l’eau et permettent aux centrales de choisir plus souplement le moment de leur production. Shrestha indique que des licences plus longues encourageraient les investissements dans des projets contribuant à la continuité de l’approvisionnement et à la maîtrise des inondations en aval.

Le ministère travaille également sur les tarifs d’achat et les lignes directrices applicables aux systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS). Les batteries peuvent stocker l’électricité lorsqu’elle est disponible et la restituer plus tard, aidant ainsi le réseau à gérer les variations de la production solaire et de la demande. Les discussions sur les tarifs se poursuivent.

Le bilan semestriel fait état de 693 kilowatts produits par des projets de microcentrales et de petites centrales hydroélectriques, de 841 kilowatts par des mini-réseaux solaires et de 18 575,30 kilowatts installés sur les toits d’institutions. Il recense également l’installation de 315 pompes solaires pour l’irrigation, reliant le développement de l’électricité à l’agriculture.

Le projet de loi sur les énergies renouvelables et l’efficacité énergétique a été déposé à la Chambre des représentants, tandis que le projet de loi sur les ressources en eau a été soumis au Conseil des ministres. Les projets de loi sur l’électricité et l’irrigation font l’objet de consultations. Des lignes directrices sur les tarifs destinés aux consommateurs et des normes de calcul des frais de transport ont été publiées ; une directive sur l’accès ouvert aux réseaux de transport et de distribution a également été préparée.

L’irrigation et la reconstruction après les inondations au programme

Le projet de Sikta a ajouté 13 kilomètres de canaux, étendant l’irrigation à 1 300 hectares. Des contrats ont été signés pour 11 de ses 27 appels d’offres et les travaux ont commencé. D’autres extensions concernent 1 155 hectares à Mahakali, 610 à Badkapath, 600 à Babai et 150 à Rani Jamara Kulariya. Ces cinq projets ont ainsi étendu ensemble la couverture de l’irrigation à 3 815 hectares.

Le ministère vise l’achèvement du projet de Babai et du projet polyvalent de dérivation Bheri-Babai au cours des deux prochains exercices. Les nouveaux appels d’offres pour les travaux de génie civil du projet Sunkoshi Marin ont passé l’évaluation technique et sont en phase d’évaluation financière ; la signature du contrat est prévue dans les prochains jours. Le suivi du débit de l’eau par télémesure a commencé à Rani Jamara Kulariya et à Rajapur.

La reconstruction après les inondations fait toujours partie du programme électrique. Un système d’intervention d’urgence a été installé sur la ligne endommagée Kohalpur-Surkhet. Shrestha indique que les employés et les techniciens de la NEA ont maintenu l’approvisionnement en électricité malgré les dégâts importants subis par le réseau national de transport.

Les six familles d’employés de la NEA portés disparus après les inondations du 26 août à Rasuwa et Nuwakot ont reçu une aide. Le conseil d’administration de la NEA a approuvé le versement immédiat de 500 000 NPR à chacune, auxquels s’ajoutent, pendant six mois, la moitié du salaire de base initial correspondant au poste de l’employé.

Le ministère a étendu les prévisions de crues pour les grands cours d’eau de trois à cinq jours, et les prévisions de crues soudaines pour les petites rivières de 24 à 48 heures. Des prévisions décrivant les effets probables sont opérationnelles dans 15 collectivités locales et en phase d’essai dans 16 autres. Ces mesures accompagnent les efforts de remise en état des infrastructures et de réduction des perturbations des services d’électricité et d’irrigation.

À retenir

• Onze entreprises ont déposé une demande de lettre d’intention ; les documents préliminaires devraient être délivrés avant Dashain.
• L’octroi de licences complètes de négoce au secteur privé nécessite des modifications législatives et des dispositions réglementaires ; les exportations exigent également une reconnaissance par l’Inde et des autorisations.
• Les nouveaux critères applicables aux PPA privilégient la préparation des projets, l’accès au réseau de transport et la fiabilité de l’approvisionnement pendant les périodes de forte demande.
• Le détail des réformes indique que les délais de 27 projets bénéficiant d’une prolongation concernent une puissance totale de 540,47 MW.
• La capacité de transport convenue avec l’Inde devrait atteindre 1 400 MW pour les importations et 1 650 MW pour les exportations.
• Pour l’exercice 2026-2027, les frais d’accès au réseau s’élèvent à 0,57 NPR par unité pour les accès de courte durée et à 413 000 NPR par MW et par mois pour ceux de durée moyenne et longue.
• La construction des lignes de transport, les règles de stockage et l’achèvement des centrales sont des étapes essentielles pour transformer la politique en ventes d’électricité.