प्रबल अधिकारी
काठमाडाैं । बढ्दो ब्याजदर, मुद्रास्फीति र लगातार डलरको भाउ वृद्धिका कारण विकासशील राष्ट्रहरू डरलाग्दो आर्थिक संकट सामाना गर्न तयार रहनुपरेको परिस्थिति छ । यस खालको विद्यमान विश्व परिदृश्यमा नेपालका आगामी दिनहरू पनि कम चुनौतीपूर्ण छैनन् । रसिया–युक्रेन युद्ध लम्बिँदै जाँदा र ‘कोभिड जिरो नीति’का कारण चीनमा लकडाउनको स्थिति रहिरहँदा खाद्यान्न र ऊर्जाको महँगीले विश्व नै आक्रान्त बनिरहेको छ ।
यसै वर्ष मात्र विश्वका करिब १० करोड जनसंख्या कोभिड माहामारी, मुद्रास्फीति र रसिया–युक्रेन युद्धको संयुक्त प्रभावले गरीबीतिर धकेलिसकेको खबर अन्तर्राष्ट्रिय सञ्चारमाध्यमले सम्प्रेषण गरीरहेका छन् । यो परिप्रेक्ष्यमा नेपाल जस्ता विकासशील देशहरू थप सतर्कतासाथ अघि बढ्नु जरुरी देखिन्छ ।
विश्व बैंक, अन्तर्राष्ट्रिय मुद्रा कोष जस्ता संस्थाहरूले विश्वमै ठूलो आर्थिक संकट आउन सक्ने संकेत गरिसकेको दृष्टान्त दृश्यमा देखिइरहेको छ । यही परिप्रेक्ष्यमा नेपालमा कसरी लगानी जुटाई जलविद्युत् आयोजनाहरू निर्माणमा जान सक्लान् भन्ने चिन्ता र कौतुहलता छ । यो विषम परिस्थितिमा देशको ऊर्जा क्षेत्रको विकास र भविष्य अन्योलको भुमरीमा घुमिरहेको प्रस्ट देखिएको छ ।
जलविद्युत् विकासलाई निरन्तरता दिन आउँदा दिनहरूमा राज्यको तयारी, कार्यक्रम, नीति र योजना के कस्ता छन् ? त्यसप्रति राज्य कति जिम्मेवार र सचेत छ ? यो विषयमा सम्बद्ध क्षेत्रका सरोकारवालाहरूले बुझ्न खोजिरहेका छन् ।
आज जलविद्युत् उत्पादनमा मात्र होइन, प्रसारण र वितरण संरचना निर्माणमा समेत ठूलो पुँजी लगानीको खाँचो छ । राज्यले ऊर्जा सुरक्षातर्फ पर्याप्त र चाँडो पहलकदमी नलिँदा भविष्यमा उत्पन्न हुन सक्ने ऊर्जा असुरक्षाले आर्थिक समृद्धि र समुन्नतिलाई मात्र चुनौती दिएको छैन, अर्थतन्त्रको तीव्र स्खलन र राष्ट्रिय सुरक्षामै गम्भीर खतरा पैदा गराउँदैछ ।
ऊर्जा देश विकासको मेरुदण्ड हो र यसका विभिन्न रूपहरूमध्ये विद्युत् पनि एक हो । यही सन्दर्भमा नेपाल प्रकृतिद्वारा वरदान–प्रदत्त पर्याप्त जलविद्युत् उत्पादन गर्न सकिने देशहरूमध्ये पर्दछ । करिब ८३ हजार मेगावाट जलविद्युत् क्षमता भएको देशको हालको विद्युत् जडित क्षमता करिब २३ सय मेगावाटमात्र पुगेको छ । नेपालको अधिकतम विद्युत् माग करिब १९ सय मेगावाटमात्र छ । यो अवस्थाले देशको प्रतिव्यक्ति विद्युत् खपत अन्य देशहरूको तुलनामा अत्यन्त न्यून रहेको देखाउँछ । देशले जलसम्पदाको सम्भाव्य लाभ लिन नसकेको पक्ष पनि सबैकासामु छर्लङ्गै छ ।
देशको प्रतिव्यक्ति विद्युत् खपत त्यतिकै बढ्दैन । त्यसका लागि देशमा विकासको उभार आउनुपर्छ । आमजनताको क्रयशक्ति र प्रतिव्यक्ति आय उल्लेख्य वढ्नुपर्छ । उद्योग कलकारखाना थपिँदै जानुपर्छ र ऊर्जाका विविध स्वरूपलाई विद्युत्ले प्रतिस्थापन गर्ने राष्ट्रिय नीति, रणनीति र कार्यान्वयनयोग्य कार्यक्रमको खाँचो पर्छ । सरकारले श्वेतपत्रमार्फत सन् २०१८ देखि २०२८ सम्मलाई ऊर्जा दशक घोषणा गर्दै प्रतिव्यक्ति विद्युत् खपत १५०० युनिट पुर्याउने राष्ट्रिय लक्ष्य राखेको छ । वर्तमान अवस्था नियाल्दा यो लक्ष्य पूरा गर्न असम्भव प्रायः देखिन्छ ।
वास्तविकता केही समय ढाकछोप गर्न सकिएला तर जुनसुकै क्षेत्रमा पनि सफल नतिजाका लागि सार्थक प्रयास, नीतिगत स्पष्टता र प्रतिबद्ध लगाव चाहिन्छ । जलविद्युत् जस्तो ठूलो लगानी आवश्यक पर्ने र लामो निर्माण अवधि आवश्यक पर्ने क्षेत्रमा त झन् राज्यको धेरै ठूलो सकारात्मक लगावको अपेक्षा गरीन्छ । विद्युत् ऐन, २०४९ ले निजी क्षेत्रलाई जलविद्युत् क्षेत्रमा निम्त्याएपश्चात् उसले हालसम्म पुर्याएको योगदानलाई पनि नजरअन्दाज गर्न मिल्दैन ।
राज्यले यसमा थप सक्रियताका साथ लगानीमैत्री, बजारमैत्री हुने गरी प्रवर्द्धकहरूका लागि सहज वातावरण तयार गर्दै लैजान सरकार–निजी क्षेत्रको सहकार्य अपरिहार्य छ । यसमा राज्यकै विभिन्न निकायहरूबीचको समन्वयसमेत पर्याप्त नहुँदा र प्रसारण एवम् बजार विस्तारको चुनौती चुलिँदै जाँदा निजी क्षेत्रमा एक प्रकारको बैचैनी, असहजता र लगानी सुरक्षाप्रति अविश्वास बढ्दै गएको छ । यसले, अबको सरकारी नेतृत्वमाथि ठूलो चुनौतीको भार थपिने देखिएको छ ।
यस्ता चुनौतीको सम्बोधन हुन नसक्दा ऊर्जा क्षेत्र त चकनाचुर हुन्छ नै, समग्र अर्थतन्त्रमा पर्ने असर आकलन गर्न पनि सकिँदैन । जलविद्युत् आयोजनाहरू निर्माणतर्फ अघि नबढ्दा युवाहरूको रोजगारीमा पर्ने असर, शिक्षा, स्वास्थ्य, विदेशी मुद्रा आर्जनजस्ता समाज विकासका बहुआयामिक पक्षमा पुग्ने अपूरणीय क्षतिप्रति नयाँ सरकारको ध्यान केन्द्रित हुनु अत्यन्त जरुरी छ । विद्युत् विकासको गतिशीलतामा ग्रहण लाग्नु भनेको आर्थिक समृद्धिको सम्भावनामा तगारो उत्पन्न हुनु हो ।
यी कुरा राजनीतिक नेतृत्व एवम् नीतिगत निर्णयको जिम्मेवार ओहोदामा बस्ने र सम्बद्ध सबैले बुझ्न जरुरी छ । साथै, सोही बमोजिम तत्काल पाइला चाल्न नसके यस क्षेत्रमा लगानीकर्ता र निजी प्रवर्द्धकहरूको आकर्षण कायम राख्न गाह्रो हुनेछ । त्यसो भएमा, विद्युत् उत्पादन, प्रसारण र वितरण/व्यापारप्रति जिम्मेवार सरकारी निकायहरू दीर्घकालमा असफल सावित हुँदै जाने खतरालाई सरकारले बेलैमा टार्नुपर्ने देखिन्छ ।
जलविद्युत्मा निजी क्षेत्रको उत्साह
नेपाल विद्युत् प्राधिकरले २०७९ साल मंसिर १९ गतेसम्म प्राधिकरणकै सहायक कम्पनीहरू (चिलिमे र यसका सहायक कम्पनीहरू समेत) बाट प्रवर्द्धित एवम् निर्माण चरणका आयोजनाहरूसमेत गरी जम्मा ३६८ वटा विद्युत् उत्पादन आयोजनाहरूसँग कूल ६७९५ मेगावाटको विद्युत् खरिद सम्झौता (पिपिए) गरेको छ । यसमध्ये, १३९ आयोजनाहरूबाट उत्पादित १६१७.४९८ मेगावाट विद्युत् नेपालको एकीकृत राष्ट्रिय प्रणालीमा आवद्ध भइसकेको छ ।
प्राधिकरणका आफ्नै आयोजना समेत गर्दा २०७९ साल मंसिर १९ गतेसम्म नेपालको कूल जडित क्षमता २२७८.८ मेगावाट पुगेको छ । पिपिए भएका मध्ये वित्तीय जोहो गरी ३२६५ मेगावाट बराबरका १३६ आयोजनाहरू निर्माण चरणमा रहेका छन् । यस्तै, करिब १९१३ मेगावाटका ९३ वटा जलविद्युत् आयोजनाको पिपिए भइसकेर पनि वित्तीय स्रोत जुट्न बाँकी छ ।
त्यसैगरी, सम्भाव्यता अध्ययन पूरा गरी विद्युत् प्राधिकरणमा पिपिएका लागि आवेदन दिने आयोजनाहरूको कूल क्षमता ११,३८१ मेगावाट पुगेको छ । तर, प्राधिकरणले लामो अवधिदेखि आंशिकजलाशय (पि–आरओआर) बाहेक नदी प्रवाही (आरओआर) आयोजनाहरूको पिपिए निम्न कारणले हस्ताक्षर गर्न सकिरहेको छैन :
१. नेपाल सरकारद्वारा साविक स्वीकृत भएको आरओआर आयोजनाहरूको अधिकतम सीमा ‘लिउ या तिर’ प्रावधानको पिपिएका लागि ३५ प्रतिशत अर्थात् ५२५० मेगावाट रहेकोमा अब करिब १४० मेगावाट क्षमता मात्र पिपिए गर्न बाँकी रहनु ।
२. नेपाल सरकार मन्त्रीपरिषद् बैठक संख्या १३/२०७९ मिति २०७९/३/२४ को बैठकबाट ऊर्जा, जलस्रोत तथा सिँचाइ मन्त्रालयबाट पेश भएअनुसार निम्नबमोजिमको निर्णय कार्यान्वयन गर्न मार्ग प्रशस्त भए पनि आरओआर आयोजनाका लागि थप भएको १० प्रतिशत सीमा अर्थात् १५०० मेगावाट बराबरको पिपिए गर्ने प्रस्ताव विद्युत् प्राधिकरण सञ्चालक समितिमा लामो समयदेखि निर्णयार्थ छलफलमै रहनु ।
“राष्ट्रिय ऊर्जा संकट निवारण तथा विद्युत् विकास दशकसम्बन्धी अवधारणपत्र र कार्ययोजना–२०७२ को दफा ६(१) को खण्ड (ख) को सट्टा देहाय बमोजिमको खण्ड (ख) राख्ने
(ख) दीर्घकालीनरूपमा नेपालकै विद्युत् उत्पादनबाट ऊर्जा सुरक्षा सहित आन्तरिक खपतलाई पूर्ति गर्न, अन्तरदेशीय विद्युत् व्यापार वृद्धि गर्न, विद्युत् ऊर्जा मार्फत आर्थिक विकास गर्न एवम् २०८४/८५ सम्म १५ हजार मेगावाट विद्युत् उत्पादन गर्ने उद्देश्य प्राथमिकताका साथ पूरा गर्न उत्पादन र खपतबीच उचित सामाञ्जस्य कायम गर्ने गरी जलाशय तथा पम्प स्टोरेज २०–२५% पि– आरओआर २५–३०% आरओआर ४०–४५% र अन्य वैकल्पिक स्रोत १०% हुने गरी विद्युत् उत्पादनको सम्मिश्रण कायम गर्ने नीति अवलम्बन गर्ने ।”
१. आन्तरिक विद्युत् माग उल्लेख्य वृद्धि भइनसकेको, आन्तरिक तथा अन्तरदेशीय प्रसारण संरचनाहरू पर्याप्त विकास नभइसकेकोले जगेडा विद्युत्को अवस्था आउने तथा यस्तो विद्युत् स्वदेश र छिमेकी मुलुकमा बिक्री हुन नसक्दा प्रवद्र्धकहरूलाई ‘लिउ या तिर’ प्रावधानअनुसार भएको पिपिएका कारण क्षतिपूर्ति÷हर्जना तिनुपरेमा प्राधिकरणलाई ठूलो आर्थिक जोखिम उत्पन्न हुनु ।
२. राष्ट्रिय ऊर्जा संकट निवारण तथा विद्युत् विकास दशकसम्बन्धी अवधारणापत्र– २०७२ सरकारबाट जारी हुँदा बुँदा नं. २६ मा प्राधिकरणले ‘लिउ या तिर’ प्रावधानमा पिपिए गर्दा सो व्वस्थाका कारण प्राधिकरणलाई पर्न सक्ने अतिरिक्त व्ययभारको सोधभर्ना सरकारले उपलव्ध गराउने सुनिश्चिता थियो । तर, पछिल्लो मन्त्रीपरिषद्को निर्णयमा १० वर्षमा १५ हजार मेगावाट विद्युत् उत्पादन गर्ने सरकारको निर्णय कार्यान्वयन गर्न थप आरओआर आयोजनाहरूको पिपिए गर्नुपरे पनि सो विद्युत् खपत वा बिक्री नहुँदा थपिने आर्थिक जोखिम नेपाल सरकारले वहन गर्ने वा सोधभर्ना दिने सम्बन्धी विषय नसमेटिनु ।
३. २०७६ साल बैशाख ११ गतेदेखि विद्युत् नियमन आयोगले जलविद्युत आयोजनाको पिपिए गर्न उत्पादन अनुमतिपत्र नै चाहिने व्याख्या गर्नु ।
४. प्रायः प्रवर्द्धक कम्पनीहरू सर्वेक्षण अनुमतिपत्रकै आधारमा पिपिए गर्न आउने हुँदा ऊर्जा, जलस्रोत तथा सिँचाइ मन्त्रालयको पछिल्लो व्याख्या अनुसार आयोगले पछि लचकता त अपनाइदियो तर यसपछि, वातावरण बने पनि स्वीकृत उत्पादन सम्मिश्रणभित्र रही पिपिए गर्न आरओआर आयोजनाको सीमा करिब पूरा भइसकेको थियो ।
यहाँनिर, विद्युत् प्राधिकरण सञ्चालक समितिको निर्णय उल्लेख गर्न पनि सान्दर्भिक देखिन्छ । २०७७ साल साउन २३ गतेको प्राधिकरण सञ्चालक समितिको बैंठकले “ऊर्जा, जलस्रोत तथा सिँचाइ मन्त्रालयको श्वेतपत्र, २०७५ मा निर्दिष्ट आन्तरिक उत्पादनको लक्ष्य पूर्ति गर्न उत्पादन सम्मिश्रणलाई समयानुकूल पुनरावलोकन गर्न आवश्यक देखिएकाले सोको व्यवस्थाका लागि मन्त्रालयसमक्ष अनुरोध गर्ने” भन्ने निर्णय गरेको थियो । तत्पश्चात्, प्राधिकरण व्यवस्थापनबाट विद्युत् खरिदको प्रत्याभूति दिई ‘लिउ या तिर’ प्रावधानमा निजी क्षेत्रसँग पिपिए गर्दा “जोखिम न्यूनिकरणको प्रयास गर्दा–गर्दै कुनै जोखिम उत्पन्न भएमा सरकारले उक्त जिम्मेवारी वहन गर्न उपयुक्त देखिएको भनी राय समेत दिइएको थियो । तर, सरकारबाट पिपिए गर्दाको जोखिमका विषयमा कुनै पनि निर्णय भएर आएन । तसर्थ, ऊर्जा सम्मिश्रणमा आरओआर आयोजनाको सीमा १० प्रतिशत ले बढाउने निर्णय नेपाल सरकारबाट आए पनि प्राधिकरणले सो निर्णय तत्काल कार्यान्वयनमा लैजान सकेन ।
नेपाल विद्युत्मा अझै आत्मनिर्भर भइसकेको छैन । यहाँका आयोजनाहरूबाट उत्पादित विद्युत् सुख्खायाममा हामीलाई नै अपर्याप्त छ । आन्तरिक विद्युत् माग धान्नकै लागि पनि अझै केही वर्ष सुख्खायामका महिनाहरूमा भारतबाट आयात गर्नैपर्छ । बर्खायाममा विद्युत् जगेडा भयो भन्दैमा थप पिपिए गर्न ढिलाई भएमा ऊर्जा सुरक्षाका कारण भाविष्यमा भयावह स्थिति निम्तिन सक्ने देखिन्छ । अतः यो अवस्था आउन नदिन स्वदेशी प्रवद्र्धकहरू तथा लगानीकर्तालाई सरकारले विद्युत् खरिदको प्रत्याभूति दिई पिपिए मार्फत आश्वस्त पार्न सक्नुपर्छ । निजी क्षेत्र नाफा कमाउनमात्र जलविद्युत् विकासमा आएका होइनन्; देशको अर्थतन्त्रमा योगदान गर्न पनि आएका हुन् भन्ने सोचाइ राखेर अघि बढ्यो भने लगानीको वातावरण स्वतः बन्दै जान्छ ।
जलविद्युत् तथा सौर्य विद्युत्का प्रवद्र्धकहरू र राज्यका सम्बन्धित निकायहरूबीच विद्युत् क्षेत्रका चुनौती, नीतिगत बाधा–अड्चन एवम् भावी कार्यदिशा, योजनाहरूमा संयुक्तरूपमा छलफल गर्ने एकीकृत प्रयासमा सरकार अघि बढ्नु जरुरी छ । सरकार र निजी क्षेत्रको सहकार्यबाटै विद्युत् क्षेत्रको समन्नति देखिन्छ ।
वित्तीय लगानी क्षमतामा ह्रास
विद्युत खरिद सम्झौता (पिपिए) गरेका १९१३ मेगावाट (सौर्य आयोजनाहरू २४.२ मेगावाटसमेत) बराबरका आयोजनाहरूले वित्तीय व्यवस्थापन गर्न सकेका छैनन् । यद्यपि, ती मध्ये केही आयोजनाहरूको भर्खरै मात्र पिपिए भएको छ । यी आयोजनाका प्रवद्र्धकहरूले बैंक/वित्तीय संस्थाहरूबाट ऋण जुटाउने प्रयत्न गरिरहेका छन् । तर, लामो अवधिसम्म स्रोत जुटाई निर्माणमा जान नसकेका कारणहरूको खोजी हुनुपर्छ । कसैले आयोजना ओगटेरमात्र राख्ने र लगानी जुटाउने हैसियत हुँदा–हुँदै कसैको पिपिए नै नहुने अवस्थालाई किमार्थ सत्य भन्न सकिँदैन ।
वास्तविकता यो पनि छ कि, स्वदेशी बैंकहरूसँग धेरै क्षमताका आयोजनाहरूमा ऋण लगानी गर्न पर्याप्त रकम नै छैन । जबकि, प्रतिमेगावाट लागत २० करोड रुपैयाँकै अुनमान गर्दा पनि पिपिए भएर वित्तीय व्यवस्थापन गर्न नसकेका १८८९ मेगावाट बराबरका जलविद्युत् आयोजनाहरूकै लागि निर्माण अवधि करिब ५ वर्षमा ३७८ अर्ब रुपैयाँ हाराहारी लगानीको आवश्यकता छ ।
विश्व बैंकद्वारा सन् २०१७ मा तयार गरिएको “नेपाल इन्फ्रास्ट्रक्चर सेक्टर एसिस्मेन्ट” मा उल्लेख गरिएअनुसार पनि प्रक्षेपित स्वदेशी माग पूरा गरी निर्यात क्षमता समेत बढाउन नेपालको विद्युत् क्षेत्रमा सन् २०१९ देखि २०४० सम्म प्रतिवर्ष औसत १.३ अर्बदेखि २.१ अर्ब अमेरिकी डलर लगानी आवश्यक पर्ने देखिन्छ । यसका लागि स्वदेशी तथा विदेशी दुवै लगानी परिचालित गर्नुको विकल्प छैन ।
यस परिप्रेक्ष्यमा, पिपिए गर्दैमा सबै आयोजनाहरू लगानी अभावका कारण निर्माणमा गइहाल्ने अवस्था छैन । पिपिए गरिएका मध्ये निकै कम प्रतिशत आयोजनाहरूको मात्र लगानी सुनिश्चित भई निर्माणमा जाने अवस्था रहेकोले जलविद्युत्मा लगानीको संकट आउन नदिन नेपाल राष्ट्र बैंक र राज्यले विशेष ध्यान दिन जरुरी छ । साथै, स्वदेशी प्रवर्द्धकहरूलाई यस क्षेत्रबाट विकर्षित हुनबाट जोगाउन सरकारका तर्फबाट केही भरोसायोग्य नीतिगत हस्तक्षेप हुन पनि आवश्यक छ ।
त्यसैगरी, सरकारले लिएको लक्ष्य बमोजिम उत्पादन सम्मिश्रण हासिल गर्न त्यसमा उल्लेखित अधिकतम प्रतिशत क्षमताको आरओआर र पि– आरओआरको पिपिए गरेरमात्र पुग्दैन । उदाहरणका लागि, विद्युत् सम्मिश्रणमा आरओआर आयोजनाहरूका लागि छुट्ट्याइएको अधिकतम सीमा ४५% (६७५० मेगावाट) बमोजिमको उत्पादन पुर्याउन त्यो परिमाणको पिपिएले पुग्दैन । पिपिए गरेका सबै आयोजनाहरू तोकिएको समयसीमाभित्र व्यापारिक उत्पादनमा आउन विद्यमान परिप्रेक्ष्यमा सम्भवै छैन । यसो हुँदा, प्राधिकरणले उक्त सीमामा न्यूनतम २५ देखि ३०% थपेर पिपिए गर्नुपर्ने देखिन्छ । यसरी गर्न मन्त्रीपरिषद्को निर्णयले पनि छेक्दैन, जुन पिपिए सम्मिश्रण होइन ।
शब्दबाटै स्पष्ट हुन्छ– यो उत्पादन सम्मिश्रणको कुरा हो । मन्त्रीपरिषद्को निर्णयले तोकिएको “उत्पादन सम्मिश्रण” कायम हुने नीति अवलम्बन गर्न भनेको छ । बढी क्षमताका लागि पिपिए गरियो भने मात्र तोकिएको सीमासम्मको विद्युत् उत्पादन हुने सम्भावना रहन्छ ।
यता, स्वदेशी लगानी उपलब्ध हुन सक्ने आँकडातर्फ विश्लेषण गरियो भने त्यो सम्भावना र वास्तविकताबीच पनि ठूलो खाडल रहेको नकार्न सकिँदैन । अझ वास्तविक परिदृश्य यति दयनीय छ कि, बैंकहरूले जलविद्युत्मा ऋण दिने सम्झौता गर्दा ऋण प्रवाहका लागि निकै कडा सर्तहरू राख्ने गर्छन्, जुन पूरा गर्न गाह्रो हुन्छ ।
केही किस्ता ऋण दिइसकेको हकमा समेत बैंकहरूसँग मौज्दात रकमको अभाव भएर आयोजना सम्पन्न हुन लाग्ने अवधि ऋण सम्झौता गर्दा उल्लेखित अवधिभन्दा बढी लाग्ने अवस्था आएको जस्ता विभिन्न कारण देखाई बैंकहरूले समयमा ऋण प्रवाहलाई निरन्तरता दिन नसकेर निर्माणधीन आयोजनाहरूको प्रगति नै अवरुद्ध हुन पुगेको पनि पाइन्छ ।
विद्युत् प्राधिकरणले हालसम्म गरेको पिपिए अनुसार उत्पादनको प्रक्षेपण गर्दा विभिन्न आर्थिक वर्षमा राष्ट्रिय ग्रिडमा थपिने विद्युत्को परिदृश्य निम्नानुसार देखिन्छ :
| आर्थिक वर्ष (आव) | थपिने क्षमता (मे.वा.) |
| २०७९/८० | ८२१* |
| २०८०/८१ | १७९५* |
| २०८१/८२ | ७४२ |
| २०८२/८३ | ८२२ |
| २०८३/८४ | ७३२ |
* यसमध्ये २०७८ फागुनसम्मको प्रक्षेपित क्षमता . ५४३ मेगावाट ।
** आ.व. २०७९/८० मै हासिल ।
उक्त प्रक्षेपणअनुसार आ.व. २०८३/८४ सम्म राष्ट्रिय ग्रिडमा करिब ७,२०० मेगावाट विद्युत् जडित क्षमता (भारतीय कम्पनी सतलज जलविद्युत् निगमद्वारा निर्माणाधीन अरुण–३ को ९०० मेगावाटसहित) पुग्ने देखिन्छ ।
सौर्य विद्युततर्फ नीतिगत परिवर्तनको खाँचो
विद्यमान ऊर्जा सम्मिश्रणमा सरकारले १० वर्षीय लक्ष्य (१५ हजार मेगावाट) मा ५ % देखि १०% सम्म अन्य वैकल्पिक स्रोतबाट विद्युत् उत्पादन गर्ने उल्लेख गरेको छ । साथै, ऊर्जा, जलस्रोत तथा सिँचाइ मन्त्रालयबाट जारी गरिएको “ग्रिड कनेक्टेड वैकल्पिक विद्युत् विकाससम्बन्धी कार्यविधि, २०७८” २०७८ साल बैशाख १३ गते स्वीकृत भई सोही मितिदेखि लागू भएको थियो ।
उक्त कार्यविधिमा “वैकल्पिक ऊर्जा” भन्नाले सौर्य, वायु, जैविक ऊर्जा (बायोमास तथा बायोग्यास), हाइड्रोजन प्रविधि, चुम्बकीय प्रविधि, भू–तापीय प्रविधि वा अन्य वैकल्पिक प्रविधिबाट उत्पादित विद्युत्लाई सम्झनुपर्ने उल्लेख छ । कार्यविधिको बुँदा ११ “विविध” शीर्षकमा “राष्ट्रिय ग्रिडमा कूल जडित क्षमताको १०% सम्म वैकल्पिक विद्युत् जडान गर्न पिपिए गरिनेछ” भन्ने प्रावधान रहेको हुँदा परिभाषा बमोजिम छुट्ट्याइएको १०% क्षमताले सौर्य विद्युत्लाई मात्रै समेट्दैन ।
विद्युत् नियमन आयोग ऐन, २०७४ जारी भएपश्चात्, सोही ऐन बमोजिम ‘विद्युत् नियमन आयोग’ गठन भई क्रियाशील छ । ऐनको दफा ४२ (१) ले दिएको अधिकार प्रयोग गरी आयोगले “विद्युत् खरिद बिक्री तथा अनुमतिपत्र प्राप्त व्यक्तिले पालना गर्नुपर्ने सर्त सम्बन्धी विनियमावली, २०७६” लागू गरिसकेको छ । विनियमावलीको विनियम ७ (५) मा विद्युत् खरिदकर्ताले वैकल्पिक ऊर्जा आयोजनासँग पिपिए गर्दा प्रतियुनिट ७.३० रुपैयाँमा नबढ्ने गरी प्रतिस्पर्धामा पनि खरिद बिक्री दर कायम गर्न सक्ने प्रावधान छ ।
विद्युत् प्रधिकरणले समेत सञ्चालक समितिबाट प्रतियुनिट ७.३० रुपैयाँमा सौर्य विद्युत् ऊर्जा खरिद गर्न नमुना पिपिए स्वीकृत गर्यो । सोही व्यवस्था बमोजिम ग्रिड कनेक्सन एग्रिमेन्ट सम्पन्न भइसकेका सौर्य आयोजनाहरूको पिपिए भइरहँदा प्राधिकरणले अधिकतम प्रतियुनिट ५.९४ रुपैयाँ रहने गरी प्रतिस्पर्धात्मक बोलपत्रबाट मात्र सौर्य विद्युत् खरिद गर्ने निर्णय लियो । नियमन आयोगले समेत यही व्यवस्थालाई स्वीकृति दिएकाले सोही बमोजिम बोलपत्र प्रक्रिया अगाडि बढाइएको छ । तथापि, सौर्य विद्युत्का प्रवद्र्धकहरूले यो दरमा आयोजना आर्थिकरूपले सम्भाव्य नहुने जिकिर गरिरहेका छन् ।
नेपालमा सौर्य विद्युत्को प्रचुर सम्भावना छ तर राष्ट्रिय ग्रिडमा कूल जडित क्षमताको १०% सम्ममात्र वैकल्पिक स्रोतको विद्युत् जोड्न सकिने नीतिगत प्रावधान छ । विद्यमान सन्दर्भमा वैकल्पिक स्रोत, सौर्य विद्युत् मानेर अघि बढ्दा विद्युत् विकास विभागबाट जारी अनुमतिपत्रमध्ये पनि ग्रिड कनेक्सन एग्रिमेन्ट भइसकेका आयोजना सबैको पिपिए गरिदिँदा १०% सीमाले पुग्दैन ।
हालको कूल ग्रिड जडित विद्युत् क्षमता २२७८.८ लाई आधार मान्दा यो प्रावधानअनुसार प्राधिकरणले नुवाकोट जिल्लामा निर्माण गरी सञ्चालनमा ल्याएको २५ मेगावाटसमेत गणना गर्दा करिब २२८ मेगावाट सौर्य विद्युत्का लागि पिपिए गर्न सकिन्छ । सन् २०२२, नोभेम्बर अन्त्यसम्मको तथ्याङ्क सम्पे्रषण गर्दा विद्युत् प्राधिकरणले निर्माण गरेको २५ मेगावाटसहित राष्ट्रिय ग्रिडमा जम्मा ६८.१४ मेगावाट सौर्य विद्युत् जडित छ ।
ग्रिड कनेक्सन एग्रिमेन्ट सम्पन्न भइसकेका २६ वटा सौर्य आयोजनाहरू (२२१.७ मेगावाट) पिपिएको प्रतिक्षामा छन् । यस्तै, पिपिए भइसकेका ११ वटा आयोजनाहरू (७२ मेगावाट) निर्माणाधीन छन् । यहाँ, प्राधिकरणबाट प्रवर्द्धित २५ मेगावाटसहित पिपिए भएका सौर्य विद्युत् आयोजनाको जडित क्षमता १४०.१४ मेगावाट घटाउँदा यो तथ्याङ्क सम्प्रेषणको समयसम्म १०% को प्रावधानभित्र अब जम्मा ८८ मेगावाटमात्र सौर्य विद्युत्को पिपिए गर्न सकिने अवस्था छ ।
विद्युत् प्राधिकरणले निकट भविष्यमा राष्ट्रिय ग्रिडमा जोडिने जलविद्युत्लाई समेत मध्यनजर गरी हालै विभिन्न सबस्टेसनहरू तोकी जम्मा १०० मेगावाट बराबर क्षमताका सौर्य आयोजनाहरूको विद्युत् खरिद गर्ने गरी अधिकतम दर प्रतियुनिट ५.९४ रुपैयाँमा प्रतिस्पर्धात्मक बोलपत्र आह्वान गरेको छ । अन्तर्राष्ट्रिय अभ्यासहरू हेर्दा पनि सौर्य विद्युत्लाई जडित क्षमताको १०% मा सीमित गर्न खोज्नु नेपाललाई प्रकृतिले वरदानस्वरूप दिएको उत्पादन क्षमताको सदुपयोग नगर्नु मात्र होइन, स्रोतको अवमूल्यन पनि हो ।
भारतको केन्द्रीय विद्युत् प्राधिकरणको ३१ अक्टोबर, २०२२ सम्मको तथ्याङ्कअनुसार भारतको कूल जडित क्षमता ४०८७१५ मेगावाटमध्ये सौर्य विद्युत् ६१६२४ मेगावाट र वायु विद्युत् ४१८४४ मेगावाट रहेको छ । यसले, सौर्य तथा वायु विद्युत्को अंश अहिले नै जडित क्षमताको २५.३१% पुगेको देखिन्छ । भारत अझै सौर्य विद्युत् उत्पादन वढाउन आक्रामक गतिमा लागिरहेको छ ।
नेशनल रिन्यूएबल इनर्जी ल्याबोरेटरीको एक अध्ययनअनुसार संयुक्त राज्य अमेरिकाको विद्युत् प्रणालीले ३५% सम्म अस्थिर नवीकरणीय ऊर्जा जोड्न सकिन्छ । मौसमअनुसार उत्पादन बदलिने र स्थिर नहुने हुँदा सौर्य र वायु विद्युत् अस्थिर ऊर्जा मानिन्छन् । उता, विश्व बैंकको एक प्रतिवेदनमा सन् २०३० सम्म यस्ता स्रोतहरूको योगदान कूल विद्युत् क्षमताको ३०% पुगिसक्ने उल्लेख छ ।
जलविद्युत्को ‘सर्ट सर्किट अनुपात’ तापीय विद्युत्को तुलनामा अधिक हुने हुँदा नेपालमा भारतमा भन्दा बढी अस्थिर नवीकरणीय विद्युत् राष्ट्रिय ग्रिडमा जोड्न सकिने अध्ययनले देखाउँछ । तापीय विद्युत्को बाहुल्यता रहेको भारतमा ‘सर्ट सर्किट विद्युत् शक्ति’ न्यून हुने र त्यसबाट भोल्टेज अस्थिरता बढ्ने तथा गतिशील स्थिरता सम्बन्धी नियमन उल्लंघन हुने अवस्था आउँछ । जबकि, नेपालमा अधिकांश विद्युत् उत्पादन जलविद्युत्मा आधारित भएकोले यो अवस्था आउँदैन ।
नेपालको राष्ट्रिय ग्रिड ठूलो भारतीय विद्युत् प्रणालीसँग आवद्ध रहेको र नेपालका मुख्य–मुख्य सबस्टेसनहरूमा ‘स्पेसियल प्रोटेक्सन स्किम’ जडन गरेपश्चात् भविष्यमा भारतीय र नेपाली ग्रिड ‘सिंक्रोनाइजेसन’ गर्ने बारेमा दुई देशबीच निर्णय भइसकेको छ । यसबाट, नेपालको विद्युत् प्रणालीको ‘इनर्सिया’ बढ्ने हुँदा यहाँको ग्रिडमा अस्थिर नवीकरणीय स्रोतको विद्युत् बढी प्रतिशत (नेपालको सन्दर्भमा सौर्य विद्युत्) जोडन सकिने अवस्था छ । प्रणालीमा अस्थिर स्रोतको विद्युत् बढी जडान गर्ने देशहरूले विद्युत् प्रणालीको स्थायित्वका लागि उपयुक्त प्राविधिक रणनीतिहरू अपनाएकै हुन्छन् ।
यस परिप्रेक्ष्यमा नेपालको राष्ट्रिय ग्रिडमा वैकल्पिक विद्युत्को हिस्सा कूल जडित क्षमताको १०% मा सीमित गर्ने नीति सुधार गरी अन्तर्राष्ट्रिय अभ्यास अवलम्बन गर्नुपर्ने देखिन्छ । दिउँसो प्राप्त हुने सौर्य ऊर्जा उपयोगमार्फत देशका आंशिकजलाशय आयोजनाका पोखरीमा पानी विद्युत्को सञ्चित गरी उच्च माग हुँदा पूर्ण क्षमतामा यस्ता जलविद्युत्गृह सञ्चालन गर्न सकिन्छ ।
अझै केही वर्षसम्म सुख्खा महिनामा भारतबाट विद्युत् आयात गर्नुपर्ने बाध्यता रहेकाले हामीले उल्लेख्य परिमाणमा सौर्य विद्युत् उत्पादन गर्ने लक्ष्य कार्यान्वयन गर्दा दिउँसो भारतबाट महँगो विद्युत् किन्नु पर्दैन । साथै, पि–आरओआर पोखरीमा दिनभर पानी भण्डारण गरी उच्च विद्युत् माग हुने समयमा सञ्चालन गर्न वा महँगो दरमा निर्यात गर्न सकिन्छ । यसबाट आयातित विद्युत्को परिमाणसमेत घटाउन सकिन्छ ।
अझ केही घण्टाको ब्याट्री भण्डारण सहितको फोटो भोल्टाइक सौर्य प्रणाली जडान गर्दा सौर्य विद्युत् साँझको बढी विद्युत् खपत हुने समयमा समेत उपयोगमा ल्याउन सकिन्छ । ‘स्टोरेज’ प्रविधिको व्यापारिक रूपले लागत मूल्य घट्दै गइरहेकाले सो प्रविधि उपयोग गर्ने गरी नेपालले पनि सौर्य विद्युत्को प्रतिशत बढाउने योजना कार्यान्वयनमा लैजान अत्यन्त आवश्यक भइसकेको छ ।
पिपिए गरेपछि करिब एकदेखि डेढ वर्षभित्रै सौर्य आयोजनाबाट व्यापारिक उत्पादन भइसक्छ । प्रतिमेगावाट लागत पनि आरओआर आयोजनाको तुलनामा आधा भन्दा पनि कम पर्छ । यसैले, अबका दिनमा नेपालको सौर्य विद्युत् ऊर्जाको नीतिमा उल्लेख्य सुधार जरुरी छ । जलविद्युत् आयोजनाहरू नभएका क्षेत्रलाई अझ प्राथमिकतामा राखी प्राविधिकरूपले सम्भव भएसम्म सौर्य विद्युत् उत्पादनको परिमाण बढाउन निजी क्षेत्रलाई प्रोत्साहित गर्नुपर्छ ।
रातीको समयमा विद्युत् माग कम आउने र यस्तो समयमा उत्पादित जलविद्युत् निर्यात गर्न नसक्दा ‘लिउ या तिर’ प्रावधान अनुसार गरिएको पिपिएका कारण बिक्री हुन नसकेको जलविद्युत् परिमाणको क्षतिपूर्ति प्रवर्द्धकहरूलाई तिर्नुपर्ने हुन्छ । सौर्य विद्युत् राती उत्पादन नहुने भएकोले खरिदकर्ताको दृष्टिकोणबाट बजारको सुनिश्चितता नहुन्जेल यो कम जोखिमपूर्ण पनि छ ।
अन्त्यमा
जलवायु परिवर्तनको असर नियन्त्रण गर्न शून्य उत्सर्जन ‘नेट जिरो इमिसन’को केही चर्चा गरौं :
अन्तर्राष्ट्रियस्तरमा गरिएको प्रतिबद्धता अनुसार नेपालले पनि सन् २०४५ सम्म “नेट जिरो” हासिल गरिसक्ने प्रतिबद्धता व्यक्त गरेको छ । वास्तवमा नेपालले विद्युत् क्षेत्रलाई कार्बनरहित बनाउनेतर्फ जलविद्युत् उत्पादनमार्फत योगदान पुर्याइरहेको छ । अन्तरदेशीय विद्युत् व्यापारमार्फत स्वदेशी खपतभन्दा बढी हुने जलविद्युत् छिमेकी देशहरूमा समेत निर्यात गर्ने लक्ष्यका साथ नेपाल अघि बढेको छ ।
वास्तवमा “नेट जिरो” हासिल गर्न एउटा देशले मात्र पहलकदमी लिएर सम्भव छैन । कार्बन उत्सर्जन लगायत धेरै ग्रिन हाउस ग्यास इमिसन गर्ने देशहरूले एकै समयमा “नेट जिरो” सम्बन्धी कार्यहरू राष्ट्रिय, क्षेत्रीय र अन्तर्राष्ट्रियस्तरमै कार्यान्वयनमा लैजानु पर्दछ । मुख्यतः सन् २०१५ मा भएको पेरिस जलवायु परिवर्तन सम्झौतादेखि नै विश्वभर यसले मुख्य नीतिगत मुद्दाको रूपमा स्थान र चर्चा पाइरहेको छ ।
नेपाल विद्युत् क्षेत्रमा शत्प्रतिशत नै नवीकरणीय ऊर्जामा आधारित देश हो; किनभने नेपालको विद्युत् भनेकै जलविद्युत् हो । यहाँ सौर्य ऊर्जा उत्पादनको सम्भावना पनि उत्तिकै छ । हामीले विभिन्न क्षेत्रमा भइरहेको जिवाश्म इन्धनको प्रयोगलाई नवीकरणीय ऊर्जाले विस्तापित गर्दै जानुपर्छ । त्यस्तै, नवीकरणीय ऊर्जाको प्रयोग गरी पानीको हाइड्रोलाइसिसबाट ठूलो परिमाणमा “ग्रिन हाइड्रोजन” उत्पादन गर्न सकिने अवस्था छ । जगेडा जलविद्युत् भएको समयमा “ग्रिन हाइड्रोजन” उत्पादन गरी घाम नलागेका बेला वा जलविद्युत् पर्याप्त नभएको बेला वा पिक आवरमा जलविद्युत्को सट्टा यसलाई उपयोगमा ल्याउन सकिन्छ ।
जलविद्युत्को अपार क्षमता भएको देशका नाताले “ग्रिन हाइड्रोजन” उत्पादनमा नेपाल अग्रणी देशमा आउन सक्ने सम्भावना छ । विशेषतः स्टिल, सिमेन्ट जस्ता कार्बनरहित गर्न गाह्रो पर्ने क्षेत्रहरूमा ऊर्जाको प्रारुप परिवर्तनका लागि “ग्रिन हाइड्रोजन”ले महत्वपूर्र्ण भूमिका खेल्न सक्छ । अब, नेपाल पनि “ग्रिन हाइड्रोजन” उत्पादनका लागि आवश्यक कानुनी तथा नीतिगत व्यवस्थाहरू तर्जुमा गरी अघि बढ्न जरुरी छ । भविष्यमा दक्षिण एसियाली क्षेत्रीय ऊर्जा सुरक्षामा “ग्रिन हाइड्रोजन”को भूमिका “गेम चेन्जर” साबित हुन सक्छ ।
दक्षिण एसियाले एउटा भरपर्दाे हाइड्रोजन रोडम्याप तयार गरी त्यसको कार्यान्वयनमा भारतले केन्द्रीय भूमिका निभाउन आवश्यक छ । किनभने, ग्रिन हाइड्रोजनको बजार अझै सुसुप्त अवस्थामै छ, जसका लागि पर्याप्त प्राविधिक तथा आर्थिक स्रोत र सहयोग आवश्यक पर्छ । यसमा अघि बढ्न नेपालले भारतसित कुनै समझदारीपत्र वा सम्झौतामा हस्ताक्षर गरी सहकार्यलाई अघि बढाउन उपयुक्त देखिन्छ ।
कुलेखानी जस्ता मौसमी जलाशय जलविद्युत् आयोजनाहरू पर्याप्त विकास नभएको हाम्रो जस्तो देशमा वर्षायामको जगेडा विद्युत्बाट “इलेक्ट्रोलाइसिस” मार्फत “ग्रिन हाइड्रोजन” उत्पादन गरी सुख्खायाममा त्यही भण्डारणकृत “ग्रिन हाइड्रोजन”बाट विद्युत् निकाली आन्तरिक माग पूरा गर्न सकिन्छ । मूल प्रश्न, न्यूनतम लगानीमा कसरी “ग्रिन हाइड्रोजन” उत्पादन गर्ने भन्ने हो । ब्याट्री स्टोरेज वा पम्प स्टोरेजको तुलनामा एमोनियाको रूपमा हाइड्रोजन भण्डारण लागतका हिसाबले बढी किफायती हुन्छ ।
सन् २०४५ सम्म “नेट जिरो” लक्ष्य हासिल गर्ने नेपालको जुन प्रतिबद्धता छ, यसबारे नेपाल सरकारले अक्टोबर, सन् २०२१ मै दीर्घकालीन रणनीति सार्वजनिक गरिसकेको छ । जलवायु परिवर्तन सम्बन्धी पेरिस सम्झौता पालनामा नेपाल प्रतिबद्ध छ । यद्यपि, यसका लागि गर्नुपर्ने कार्यहरू चरणबद्धरूपमा सम्पन्न गर्न समयबद्ध तालिका सहितको सूची तयार गरी स्पष्ट ढंगले अघि बढ्न जरुरी छ ।
मुख्यतः विकासाेन्मुख देशहरूले यसका लागि क्षमता अभिवृद्धि गर्न आवश्यक रहेकोतर्फ ‘पेरिस सम्झौता’ले पनि जोड दिएको छ ।
सन्दर्भ सामग्री
• Neupane, B., Bhattarai, S., Shah, A.K. and Thapa, B.S., 2022, June. Green Ammonia as a flexible hydro-electricity carrier for Nepal. In IOP Conference Series: Earth and Environmental Science (Vol. 1037, No. 1, p. 012061). IOP Publishing.
• Zwickl-Bernhard, S. and Auer, H., 2022. Green hydrogen from hydropower: A non-cooperative modeling approach assessing the profitability gap and future business cases. Energy Strategy Reviews, 43, p.100912.
• Thapa, B.S., Neupane, B., Yang, H.S. and Lee, Y.H., 2021. Green hydrogen potentials from surplus hydro energy in Nepal. International Journal of Hydrogen Energy, 46(43), pp.22256-22267.
• Skjærseth, J.B., Andresen, S., Bang, G. and Heggelund, G.M., 2021. The Paris agreement and key actors’ domestic climate policy mixes: comparative patterns. International Environmental Agreements: Politics, Law and Economics, 21(1), pp.59-73.
• Soergel, B., Kriegler, E., Weindl, I., Rauner, S., Dirnaichner, A., Ruhe, C., Hofmann, M., Bauer, N., Bertram, C., Bodirsky, B.L. and Leimbach, M., 2021. A sustainable development pathway for climate action within the UN 2030 Agenda. Nature Climate Change, 11(8), pp.656-664.
• Akrofi, M.M., Okitasari, M. and Kandpal, R., 2022. Recent trends on the linkages between energy, SDGs and the Paris Agreement: a review of policy-based studies. Discover Sustainability, 3(1), pp.1-17.
• Hogan, W.W., 2021. ELECTRICITY MARKET DESIGN: More on the Green Agenda and Carbon Pricing.
• Lohani, S.P., Gurung, P., Gautam, B., Kafle, U., Fulford, D. and Jeuland, M., 2022. Current status, prospects, and implications of renewable energy for achieving sustainable development goals in Nepal. Sustainable Development.
• Rapporteurs Reports, Harvard Policy Group, 2021. Clean Energy Policy: Tools and Trajectories. https // hks.harvard.edu.
• Government of Nepal. 1992. The Foreign Investment and Technology Transfer Act. www.lawcommission.gov.np
• Ministry of Power, Government of India, 2018. Guidelines for Import/Export (Cross Border) of Electricity.
• Mali, B., Niraula, D., Kafle, R. and Bhusal, A., 2021, April. Green hydrogen: Production methodology, applications and challenges in Nepal. In 2021 7th International Conference on Engineering, Applied Sciences and Technology (ICEAST) (pp. 68-76). IEEE.
• Nepal Electricity Authority, FY 2021/22. A Year in Review. https://www.nea.org.np/admin/assets/uploads/annual_publications/Annual_Report_2021-22.pdf
• United Nations / Framework Convention on Climate Change, 2015, Adoption of the Paris Agreement, 21st Conference of the Parties, Paris: United Nations. AN OFFICIAL PUBLICATION. Bell, E., Cullen, J. and Taylor, S.
• World Bank Group. 2019. Nepal Energy Infrastructure Sector Assessment. World Bank, Washington, DC. © World Bank. https://openknowledge.worldbank.org/handle/10986/31509 License: CC BY 3.0 IGO.
• Government of Nepal Ministry of Energy, 2016, Energy crisis reduction and electricity development decade plan – 2072 , https://moewri.gov.np/pages/documents
लेखक, ने.वि.प्रा., विद्युत व्यापार विभागका निर्देशक हुन्, याे आलेख २०७९ साल पुस १ गते प्रकाशित ऊर्जा खबर अर्धवार्षिक पत्रिकाको तेस्राे अंकबाट साभार गरिएको हो ।
