हितेन्द्रदेव शाक्य
१. विद्युत् मागको परिदृष्य
हाम्रो विद्युत् खपत अर्थात् माग अबको ५ वर्षमा तेब्बर भई ५ हजार मेगावाट पुर्याउने हो भने वार्षिक खपतको दर २५ प्रतिशतले वृद्धि हुनुपर्छ । सोही अनुसार सन् २०२६ (२०८३ साल) सम्म उत्पादन पनि त्यति नै पुगेको खण्डमा माग र उत्पादित ऊर्जा (इनर्जी) बराबर हुन्छ । नेपालमा विद्युत् मागको प्रकृति उच्चतम क्षमता र ऊर्जाको अनुपात अर्थात् लोड–फ्याक्टर करिब ६५ प्रतिशत छ । हाम्रा नदीमा आधारित रन–अफ–रिभर र पिकिङ प्रकारका विद्युतगृहको उच्चतम क्षमता र वर्षभरिको जम्मा–जम्मी ऊर्जाको अनुपात प्लान्ट–फ्याक्टर पनि करिब समान हुने गरेको छ । जुन प्लान्ट फ्याक्टर नेपालको नदी प्रवाह र हालको डिजाइन अनुसार छ । तर, दैनिक मागको वास्तविकता फरक हुन्छ । सबैले बुझेको कुरा विद्युत जति उत्पादन हुन्छ त्यो तत्कालै खपत हुनुपर्छ, या त भण्डारण ।
नदीहरूमा वर्षामा बढी अर्थात् करिब शतप्रतिशत क्षमतामा विद्युतगृहहरू चल्न सक्छन् । २४सैं घन्टा उति नै उत्पादन हुन्छ भने हिउँदमा करिब एक तिहाईमा झर्छ । हाम्रो विद्युत माग भने तराई र पहाडको जोडेर हिउँद या वर्षामा उस्तै–उस्तै हुन्छ । तराई र पहाडको मौसमी मागको घट्बढ्लाइ आपसमा मिलाउँदा समग्रमा वर्षा र हिउँद दुवै बेला उच्चतम् माग बेलुकीतिर एउटै हुन्छ ।
यो क्रमिकरूपले वर्षेनी बढ्दै जान्छ । यसर्थ, माग र उत्पादनको दैनिक र मौसमी बेमेलका कारण बढी भएको ऊर्जा भण्डारण गरी कम हुँदा खर्च गर्न सके मात्र हाम्रो जलविद्युतकाे समस्या हल हुन्छ । यसको निष्कर्ष भनेको ऊर्जा भण्डारण र खपत गर्ने प्राविधिक तथा व्यापारिक उपायहरूको विकास र प्रगतिले देशको जलविद्युत विकासको झ्याल खोल्न वा बन्द हुन सक्छ ।
२. ऊर्जा भण्डारण
उद्योग, आर्थिक र ऊर्जाका नीति–नियम दीर्घकालसम्म अनुकूल रहे भने वार्षिक २५ प्रतिशतले विद्युत माग बढाउन सकिन्छ । ५ हजार मेगावाट उच्च माग आपूर्ति गर्न ‘कन्टिन्जेन्सी’ वा ‘स्पिनिङ रिजर्भ’ भने पनि प्रणालीमा न्यूनतम् १० प्रतिशत जगेडा विद्युत राख्नुपर्ने हुन्छ । यो सिद्धान्तअनुसार ५ हजार मेगावाटको उच्च मागको समयमा रन–अफ–रिभर, पिकिङ र सोलारसमेत गरी जडित क्षमता ५ हजार ६ सय मेगावाट हुनुपर्छ ।
उच्च माग ५ हजार मेगावाट भएको वर्ष वार्षिक ऊर्जा माग २८ हजार ५ सय गिगावाट घन्टा (गि.वा.घ.) हुनेछ । ५ हजार ६ सय मेगावाट उत्पादन क्षमता भएमा वर्षमा ३२ हजार गि.वा.घ. उत्पादन हुन्छ र खपत नभएको परिमाण पोख्नुपर्ने हुन्छ । वर्षामा बढी हुने परिमाण भण्डारण र हिउँदमा सोही भण्डारीकृत ऊर्जा खपत गर्ने पक्षलाई आधार मान्दा पनि ३५ सय गि.वा.घ. बिजुली निर्यात हुनुपर्छ वा पोखाउनुपर्छ ।
भण्डारणका उपायहरू
केमिकल वा मेकानिकल भण्डारण : विभिन्न खाले ब्याट्री कप्प्रेस्ड हावा/ग्यास वा ग्राभिटी लगायत उपायबाट केही घन्टा मात्र बिजुली भण्डारण गर्न सम्भव हुन्छ । पम्प स्टोरेज (ग्राभिटी) ले पनि केही घन्टा मात्रै ऊर्जा भण्डारण गर्ने हो । उक्त प्रविधिको लागत र साइक्लिङ (energy cycling) गर्नुपर्ने आवश्यकता अनुसार भण्डारण समय निकालिएको हो ।
पम्प–स्टोरेज हालसम्म सबैभन्दा उपयुक्त, सस्तो र ठूलो परिमाणमा ऊर्जा भण्डारण गर्ने विधि हो । यो पनि दैनिक कम्तीमा एक पटक पम्प/टर्बाइन सञ्चालन गर्नुपर्छ । यसो नगरेमा इनर्जी आर्बिटार्ज (कम र उच्च मागको समयको फरक शुल्कलाई उपयोग गरी नाफा गर्ने) बापत पाउने आम्दानीले यो भण्डारण व्यवस्था पोसाउँदैन । वर्षको एक–दुई चोटी भण्डारण वा खपत गरेर सञ्चालन गर्न मात्र पम्प–स्टोरेज किफायती हुँदैन ।
केमिकल भण्डारणअन्तर्गत लिथियम वा सोडियम वा मेटल हाइड्राइड वा लेडएसिड सबै खाले ब्याट्रीको व्यथा पनि उही हो ।
‘लाइफ–साइकल कस्ट’ उठाउन वर्षको एक वा दुई चोटी भण्डारण वा खपत गरेर लगानी उठ्दैन । वार्षिक अधिकतम् पटक भण्डारण र खपत अर्थात् ‘साइक्लिङ (Energy Cycling)’ गरेर मात्र ‘इनर्जी आर्बिट्राज’बाट नाफा गर्न सकिन्छ । तर, सबै खाले ब्याट्रीको अधिकतम् ‘साइक्लिङ’ सीमित भएकोले १००० देखि ३००० पटकमात्र प्रयोग गरिँदा प्रतियुनिट भण्डारण लागत धेरै महँगो पर्छ ।
जलाशय विद्युतगृह ः जलाशयमा वर्षाको पानी जम्मा हुन्छ र हिउँदमा सञ्चालन गर्न मिल्छ । आवश्यक परे गर्मीमा पनि बेलुकी दैनिक ३ देखि ५ घन्टासम्म चलाउन मिल्छ । जलाशय बनाउन पायक पर्ने भूगोलमा पनि यसको लागत रन–अफ–रिभर भन्दा औसत ३ गुणा महँगो हुन्छ । लागतका हिसाबले विद्युत््को मूल्य प्रतियुनिट १२ देखि १५ रुपैयाँ वा सो भन्दा बढी पनि पर्न सक्छ ।
यद्यपि, जलाशय बहुउपयोगी हुने हुँदा यस्ता आयोजना वित्तीय हिसाबले नभई आर्थिक हिसाबले देशलाई फाइदाजनक हुन सक्छन् । साथै, आयोजनाको जीवन ५० वर्ष भने पनि जलाधारको संरक्षण गरेमा १०० वर्षभन्दा बढी समयसम्म बहुउपयोगी रहिरहन्छ ।
व्यापारिक भण्डारण : बढी भएको ऊर्जा निर्यात गरेर कम भएको समयमा आयात गर्नु व्यापारिक भण्डारण हो । यसरी, विद्युत् बजारमा निर्यात गर्न वा ऐंचोपैंचो (बार्टर, Energy Banking) का आधारमा लेनदेन मिलाउन सकिन्छ । छिमेकी मुलुकमा अत्याधिक कोइलाको प्रयोग गरिएको हुँदा प्रदूषण घटाउन जरुरी ठानिएको छ । साथै, कार्बन उत्सर्जन कम गर्न पनि अपरिहार्य छ । भारतमा पुराना कोइला प्लान्टहरू धेरै भएकोले भारतले गर्मीका ६ महिना केही युनिटहरू मर्मत/सम्भारका लागि बन्द गरी जलविद्युत् खरिद गर्न सक्छ । यसका लागि हामीले ‘प्याकेज’मै सम्झौताको प्रयास गर्नुपर्छ । यो भनेको, एक प्रकारले जलविद्युत्लाई कोइला सरह भण्डारण गर्नु हो ।
५ वर्षपछि देशलाई आवश्यक बिजुली मात्र उत्पादन गर्ने गरी हिसाब गर्दा पनि वर्षात् वा गर्मीका ६ महिना मोटामोटी २२,४०० गि.वा.घ. उत्पादन भई ८१५० गि.वा.घ. बढी हुनेछ । जुन, निर्यात गर्नैपर्छ । जाडोका ६ महिना भने ४६५० गि.वा.घ. आयात गर्नुपर्ने हुन्छ । अन्यथा, यसमा सन्तुलन मिल्ने गरी आवश्यक ५,६०० मेगावाट उत्पादन गर्दा यसमध्ये २ हजार मेगावाट जलाशय र बाँकी रन–अफ–रिभर/पिकिङ आयोजना निर्माण गर्नुपर्छ ।
१० वर्षमा १५ हजार मेगावाट उत्पादन गर्ने महत्त्वाकांक्षी लक्ष्यका लागि जति नै स्वदेशमा खपत बढाउने कोसिस गरे पनि निर्माण भएको पहिलो १० वर्षसम्म बढी बिजुली निर्यात (आवश्यक पर्दा आयात) गर्नुको विकल्प छैन । यसको समुचित व्यवस्थापन नगरी निर्माणका कार्यक्रम अघि बढाउनु देशका लागि वित्तीय र आर्थिक हिसाबले आत्मघाती हुन सक्छ ।
साराशंमा, देशलाई आवश्यक पर्ने ऊर्जाको सन्तुलनमात्र गर्ने गरी आयोजना निर्माण गर्दा पनि वर्षामा निर्यातको बजार खोज्नुपर्छ । वैकल्पिकरूपमा वर्षामा बढी हुने पानी जम्मा गरी हिउँदका ६ महिना कमी हुने ऊर्जा आयात गर्ने वा त्यति उत्पादन गर्ने जलाशय आयोजना आवश्यक पर्छ । ‘निर्यात बजार वा जलाशय आयोजना’ यी एक–अर्काका विकल्प होइनन् परिपूरक पनि हुन् ।
विद्युतीय ऊर्जाको बढ्दो उपयोगको अर्थ, नेपालले आफ्नो अर्थतन्त्र गतिशील बनाउन र उच्च वृद्धिदर हासिल गर्न ऊर्जाको उपलब्धता निश्चित गर्नुपर्छ । आज देशमा जलविद्युत् मात्र प्रतिस्पर्धी ऊर्जाको स्रोतको रूपमा रहेको छ । छिमेकी देशको हेरी, सोलार वा थर्मल ऊर्जामा हाम्रो प्रतिस्पर्धी क्षमता छैन । छिमेकीबाट सस्तोमा उपलब्ध हुन थालेर त्यसमा आश्रित भएपछि नेपाल चीरकालका लागि ऊर्जामा समेत पराधीन हुनेछ । यदि, निश्चित समयभित्र जलविद्युत् विकास गर्न भ्याइएन भने यो दृष्य वास्तविकता हुनेछ ।
३. निजी लगानीका लागि समयको घन्टी
हालको ऊर्जा प्रविधिहरूको विकास क्रमलाई हेर्यौं भने सोलारको प्रतियुनिट लागत निरन्तर ओरालो लाग्दैछ । सँगसँगै ब्याट्री तथा कम्प्रेस्ड ग्यास एवं हाइड्रोजन प्रविधिको भण्डारणको लागत पनि सस्तो हुँदैछ । सन् २०२१, जुन महिनामा अमेरिकी संस्था एनआरइएल -NREL, USA) गरेको एक अध्ययनअनुसार अबको ५ वर्षमा ब्याट्री–स्टोरेजको लागत करिब आधाले (४० प्रतिशत) घट्ने छ ।
उक्त अध्ययनले सन् २०२० मा ब्याट्री–स्टोरेज लागत (ब्याट्री र यसको व्यवस्थापन, प्रणाली तथा मिश्रित इन्भर्टरको लागतसहित) प्रतिकिलोवाट घन्टा ३५० डलर परेको देखाएको छ । यो सन् २०२५ सम्म २१० डलर र सन् २०३० सम्म १२५ डलरमा झर्ने देखाएको छ । साधारण ब्याट्रीको आयु (लाइफ–साइकल) १००० देखि ३००० पटकसम्म हुने गर्छ । लामो समयसम्म टिक्ने ‘लिथियम आइरन फोस्फेट ब्याट्री’ साथै अन्य नयाँ–नयाँ प्रविधिहरू विकसित हुँदै आएका छन् ।
‘इलेक्ट्रोलाइसिस’बाट हाइड्रोजन र ‘फ्युल सेल’बाट बिजुली उत्पादन गर्ने प्रविधि हाल चर्चामा छ । यसमा पनि औसत ‘इफिसियन्सी’ ७० प्रतिशत हुने गर्छ । साथै, ‘इलेक्ट्रोलाइसिस’ र ‘फ्युल सेल’मा खपत हुने केमिकलको आयु पनि कम हुन्छ । विद्युत् खपतका हिसाबले यो प्रविधिबाट हाइड्रोजन उत्पादन गरी यातायात र औद्योगिक क्षेत्रमा प्रयोग गर्न सकिन्छ । तर, हाइड्रोजन भण्डारणबाट विद्युत् उत्पादन गर्नु निकट भविष्यका लागि प्रतिस्पर्धी देखिँदैन ।
विभिन्न केमिकल ऊर्जा भण्डारणको अध्ययन गर्दा उक्त एनआरइएलकै प्रतिवेदनअनुसार सबैभन्दा सस्तो ब्याट्रीहरूमा भण्डारण लागत हाल प्रतियुनिट ११.७ सेन्ट (१४ रुपैयाँ) पर्ने अनुमान छ । यसमा हार्डवेयर बाहेक ऊर्जाको हकमा, चार्ज र फिर्ता उत्पादन गर्दा हुने चुहावट (राउन्ड ट्रिप इफिसियन्सी) करिब ८० प्रतिशत दक्षतालाई आधार मानेर जम्मा लागत हिसाब गर्दा प्रतियुनिट १५ रुपैयाँ पर्ने देखिन्छ ।
यसकारण, हाल ब्याट्रीमा भण्डारण गर्नु भन्दा जलाशय आयोजना सस्तो पर्छ । तर, उक्त अध्ययनलाई नै आधार मान्दा एक दशकभित्र यो भण्डारण प्रतियुनिट ५ रुपैयाँमा झर्नेछ । सोझो तरिकाले ब्याट्रीको लाइफसाइकल र सुरु तथा वितीय लागत हिसाब गरेर भण्डारण प्रतियुनिटको लागत अनुमान गर्न सकिन्छ । ब्याट्रीको प्रविधिमा भइरहेको द्रुत विकास र घट्दो लागतबाट यो अनुमान विश्वसनीय नै देखिन्छ ।
भारतमा हालै गरिएको क्लाइमेट पोलिसी इनिसियटिभ -CPI, India_ को अध्ययनअनुसार सन् २०३० सम्म सोलार ऊर्जाको लागत प्रतियुनिट ३.२० (भा.रु. २) रुपैयाँमा झर्ने अनुमान छ । यो अनुमान पनि हालैका दिनहरूमा सोलार ऊर्जाको घट्दो लागतबाट विश्वसनीय नै देखिन्छ ।
यसरी, दिउँसो सोलारबाट विद्युत उत्पादन र भण्डारण एवम् राति यसैबाट पुनः उत्पादन गर्न सकिन्छ । दैनिक ५ घन्टा सोलारबाट उत्पादन र बाँकी समय ब्याट्रीमा भण्डारण तथा पुनः उत्पादन गर्दा यसको औसत लागत प्रतियुनिट ६.८६ रुपैयाँ हुन आउँछ । यो भनेको जलविद्युतकाे हालको पिपिएकै दरबाट हुन आउने ‘लेभलाइज्ड ट्यारिफ (Levelized tariff) भन्दा कम हुने देखिन्छ ।
भण्डारणसहित वर्षैभरि प्राप्त गर्न सकिने भरपर्दो सोलार ऊर्जा सस्तो हुनु भनेको जलविद्युत्को बजार समाप्त हुनु हो । भलै, जलविद्युत् आयोजनाको जीवन ३०–५० वर्ष हुनेछ । थोरै उपकरण आदिमा नवीकरण खर्च गरेपश्चात् वर्षौं टिक्ने हुँदा उत्पादन सुरु गरेको १० वर्षपछि अर्थात् ऋण भुक्तान भएपछि यो विद्युत् अत्यन्त सस्तो पर्छ । तर, लामो अवधि वा १० वर्षपछिको प्रतिफल हेरेर निजी कम्पनी र बैंकले लगानी गर्न सक्दैनन् । त्यसको खुद वर्तमान मूल्य (Net Present Value) न्यून हुन्छ ।
स्मरणीय छ, जलविद्युत्का प्रविधिहरू परिपक्व भइसकेका छन् अर्थात विगत ५० वर्षमा महत्वपूर्ण एवं लागत कम गर्ने खालका नयाँ प्रविधिको विकास वा आविष्कार भएको छैन । सिमेन्ट, डण्डी, स्टिल, तामा आदिको लागत स्थिर वा अझ बढ्दो छ । बाँध बनाउने प्रविधि र टर्बाइनको दक्षतामा न्यूनतम प्रगति भए पनि अन्यको मूल्य वृद्धिले जलविद्युतकाे कूल लागत स्थिर नै रहने देखिन्छ ।
सन् २०३० सम्म अन्य ऊर्जा सस्तो हुने भएपछि निजी जलविद्युत्का लागि समयको झ्याल त्यतिबेलासम्म मात्र खुला रहने देखिन्छ । अतः सन् २०३० सम्म पिपिए भई डोजर लागेका आयोजनाहरू मात्रै अगाडि बढ्नेछन् । यसर्थ, निजी लगानीकर्ताको हकमा जलविद्युत् विकासको समय सकिने प्रबल सम्भावना छ ।
४. भारतीय बजारको परिदृष्य
हालको पिपिए व्यवस्था अनुसार रन–अफ–रिभर जलविद्युत्को प्रतियुनिट औसत खरिद दर सुरुवातमा ५.८८ रुपैयाँ रहेको छ । यसलार्ई दीर्घकालीन भण्डारण वा लेनदेनको बजार दुई मध्ये एउटाको साथ आवश्यक हुन्छ । सस्तो माध्यम लेनदेन बजार हो । लेनदेनको एउटा लागत -Transaction Cost_ हुन्छ । अहिलेको अवस्थामा यो लागत प्रतियुनिट २५ देखि ५० पैसासम्म तथा व्यापारिक र प्राविधिक लागत ५० पैसादेखि १ रुपैयाँसम्म पर्ने देखिन्छ । यसरी भारतीय बजारमा बेच्दा वा किन्दा, लेनदेनको प्रतियुनिट मूल्य औसत १ रुपैयाँ पर्न जान्छ ।
स्मरणीय छ, हामीले बेच्दा वा किन्दा भारतीय बजार ( बेच्दा Buyers Market र किन्दा Sellers Market_ मै हिसाब गर्नुपर्छ । भारतीय प्रवेश विन्दुमा खरिद वा बिक्री हुन्छ, नेपालमा हुँदैन । यो ठूलो माछाले सानो माछा खाने ‘मत्स्य न्यायको बजार’ हो । हाम्रो सानो बजार भएकोले ठूलाको मूल्य मान्नुपर्ने बाध्यता हुन्छ ।
सन् २०२० सम्म ऊर्जाको मूल्य भारतको लिलामी -Exchange Market_ द्विपक्षीय र -Traders Market_ बजारमा घट्दो क्रममा देखिन्छ । सन् २०२१ मा कोइला महँगो हुँदा विद्युत पनि केही महँगो देखियो ।
हालको औसत ऊर्जा दर भा.रु. ३.३० देखि ३.५० सम्म छ । यही बजारको ‘ट्रेन्ड’ विश्लेषण गरेर सन् २०३० सम्मको मूल्य अनुमान गर्दा गलत ठहरिन सक्छ । ऊर्जाका अवयवको ट्रेन्ड केलाएर हेर्दा सिपिआईकै प्रतिवेदनअनुसार सोलारको मूल्य भा.रु. २ र थर्मल ऊर्जाको भा.रु. ३.५० देखि ४ सम्म पर्ने (आजको वास्तविक मूल्य Real Value) देखिन्छ । उच्च मागबाहेक अन्य समयमा मात्र ऊर्जा खरिद गर्ने आधारमा औसत भा.रु. ३ (४.८० रुपैयाँ) मान्न सकिन्छ ।
आयातित ऊर्जा सस्तो पर्ने भए पनि उच्च मागको समयमा भारतीय प्रसारण लाइनको क्षमता देखाएर लोड घटाई लोडसेडिङ हुने अवस्थाबाट बच्नुपर्छ । साथै, उच्च मागको समयमा महँगो पर्ने तथ्यसमेत विचार गरी दैनिक कूल ऊर्जा मध्ये ८० प्रतिशत (५ भागमा ४ भाग) आयात गरी १ भाग भण्डारणबाट उत्पादन गर्ने सम्भावना हुन सक्छ । यसरी, अन्य समय आयात गरेर ‘पिकलोड’मा भण्डारण (ब्याट्री वा पम्प–स्टोरेज) गरी आपूर्ति गर्दा मूल्य कति पर्ला ?
सन् २०३० मा अनुमानित ५ रुपैयाँ प्रतियुनिट पर्ने ब्याट्री भण्डारणकोे अर्को उपाय पम्प–स्टोरेज हो । पम्प–स्टोरेजको विश्लेषण गर्दा, वर्षैभरि दैनिक बिहान बेलुकीको भण्डारणबाट उत्पादन गर्ने र प्रतिमेगावाट ८ देखि १० करोड रुपैयाँमा निर्माण गर्न सकिने आयोजनाको उदाहरण लिन सकिन्छ । यसरी, न्यूनतम् प्रतिफल १० प्रतिशत आधार मान्दा प्रतियुनिट ५ रुपैयाँ ‘आर्बिट्राज’ दरमा सम्भव देखिन्छ ।
यो विश्लेषण विद्युत् प्राधिकरणले पूर्वसम्भाव्यता अध्ययन गरेको १०० मेगावाटको कुलेखानी–सिस्नेरी पम्प–स्टोरेज आयोजनाको प्रारम्भिक अनुमान हो । जलाशय आयोजनाहरूमा पम्प–स्टोरेज थप गरी निर्माण गर्दा सस्तो हुने भएकोले सोही दरमा भण्डारण र उत्पादन सकिने देखिएको छ ।
आयातित ऊर्जामा औसत लेनदेनको लागतसमेत थपी प्रतियुनिट ५.८० (४.८०+१) रुपैयाँमा आयात र १ भाग (२० प्रतिशत) भण्डारण गरेर (५.८०+५) प्रतियुनिट १०.८० रुपैयाँमा उत्पादन गर्न सकिन्छ । यसरी औसत लागत प्रतियुनिट ६.८० रुपैयाँ अनुमान गर्न सकिन्छ ।
सन् २०३० सम्म सस्तो आयातित र सस्तो भण्डारण उत्पादनलाई मिश्रण गरी आपूर्ति गर्दा वास्तविक मूल्य जलविद्युत् निर्माण (६.८८ रुपैयाँ) भन्दा सस्तो पर्ने देखिन्छ । ऊर्जा सुरक्षाको दृष्टिकोणले पनि स्वीकार्य अनि सस्तो भएपछि नेपालका विद्युत् वितरकहरूले नेपालको जलविद्युत् नै खरिद गर्लान् ? सम्भवतः त्यतिबेला प्राधिकरण वा अन्य खरिदकर्ताले महँगा जलविद्युत् आयोजनासँग पिपिए गर्न बन्द गर्नेछन् ।
जलविद्युत््को लागत, पिपिए वृद्धिदर प्रतिवर्ष ३ प्रतिशतले ८ वर्षसम्म बढेर स्थिर भएपछि अर्थात् ८ वर्षपछि मूल्यवृद्धि र मुद्रा अवमूल्यनका कारण वास्तविक मूल्य सस्तो हुँदै जानेछ । तथापि, आयोजना सुरु गर्न चाहिने उपयुक्त दरमा पिपिए नहुने, भए पनि खरिद दर न्यून हुने वा नबढ्ने र १० वर्षपछिको न्यून प्रतिफललाई हेरेर लगानी गर्न बैंक र निजी क्षेत्रलाई सजिलो हुँदैन ।
अतः आगामी ९–१० वर्षभित्र पिपिए भई आर्थिक बन्दोबस्त गरी साइडमा डोजर लागेका आयोजनाले मात्र निर्माण सम्पन्न गर्ने मौका पाउनेछन् । त्यसभन्दा पर, अत्यन्त कम लागतका अत्याकर्षक आयोजनाको मात्र सम्भाव्यता पास हुने देखिन्छ । यस्तो अवस्थामा सरकारी क्षेत्रबाट विकास गरिने बृहत् तथा बहुउपयोगी जलाशय आयोजनामा लगानी गर्ने बाहेक साना तथा मझौलाको हकमा समयको झ्याल बन्द हुँदै जाने देखिन्छ ।
५. समयको झ्यालका संयोगहरू
निजी जलविद्युत्का लागि यो समयको झ्यालसँगै (Time Window) अर्को संयोग पनि देखिएको छ । डा. स्वर्णिम वाग्ले (राष्ट्रिय योजना आयोगका पूर्वउपाध्यक्ष) को हालै प्रकाशित नेपालको जनसंख्यामा तरुणहरूको अनुपात कम भई बुढ्यौलीतिर लाग्ने अवधि नामक आलेखमा सन् २०२८ पछि जनसंख्याको औसत बनोट तरुणबाट बुढ्यौलीतिर लाग्ने आकलन छ ।
जलविद्युत् आयोजना निर्माणमा प्रशस्त युवाशक्ति चाहिन्छ । जनसंख्याको बदलिँदो बनोटलार्ई समेत आधार मान्दा तरुण–शक्ति र जलविद्युत्–शक्तिको समागमबाट केही गर्ने अर्थात् जलविद्युतटै १५ हजार मेगावाट विकास गर्ने सम्भावना एवम् समयावधि यही एक दशकमात्र देखिन्छ ।
दोस्रो संयोग, लगानीको सीमित स्रोतमाथि पर्ने चाप हो । जलविद्युत्को द्रुत विकास गर्न प्रथमतः प्रशस्त लगानी आवश्यक पर्छ । हाम्रो लगानीको स्रोत सीमित छ । आफ्नै वित्तीय व्यवस्थाबाट स्वपुँजी र ऋणसमेत गरी वार्षिक करिब १ खर्ब रुपैयाँ खर्च गरेर ५०० मेगावाटका दरले ५ वर्षमा बढीमा २५ सय मेगावाट उत्पादन गर्न सकिन्छ ।
नेपाल राष्ट्र बैंकको २०७८ कात्तिकको तथ्यांकअनुसार कूल बचत रकम ४२.३५ खर्ब रुपैयाँ छ । यो वार्षिक ४.६० खर्ब रुपैयाँका दरले वृद्धि भइरहेको छ । तर, सिडिआर नाघिसकेको छ अर्थात् लगानीयोग्य रकमको कमी छ । जम्मा ऋण ४० खर्ब रुपैयाँ प्रवाहित भइसकेको छ । यसले नेपाली अर्थतन्त्र गतिशील रहेको संकेत त गर्छ तर जलविद्युत्का लागि लगानीको स्रोत धेरै नरहेको पनि इंगित गर्छ ।
साथै, हाम्रा आधारभूत संरचनाहरूमा लगानीको माग बढिरहेको छ । यस समयमा वाह्य ऋणको ठूलो भूमिका हुन्छ । आन्तरिक स्रोत सीमित भयो भने उपलब्ध पुंँजीबीच प्रतिस्पर्धा बढ्न गई पुँजीको लागत बढ्न थाल्छ ।
स्मरणीय छ, सन् २०२६ मा अल्प विकसित मुलुकबाट नेपाल विकाशशील मुलुकमा स्तरोन्नती हुँदैछ ।
विकाशशील मुलुकमा स्तरोन्नती हुनुको असर हामीलाई प्राप्त हुने सहुलियत ऋणमा कमी आउनु हो । यसले, जलविद्युत् विकासमा पार्ने असर भनेको पुँजीको लागत बढाउनु हो । तसर्थ, देश अल्पविकसितबाट विकासशीलमा स्तरोन्नती हुनु अगावै ऊर्जा क्षेत्रमा यथासम्भव सुलभ वित्तीय सुविधा प्राप्त गर्ने अवसरको सदुपयोग गर्नुपर्छ ।
परिस्थितिको चेपुवा : उल्लेखित परिदृष्यलार्ई सही मान्दा सन् २०३० भित्र नेपालको जलविद्युत्लाई द्रुत गतिमा विकास गर्नुपर्ने बाध्यता टड्कारो हुन आउँछ । आन्तरिक बिजुली खपत बढाउन समय लाग्ने र छिमेकी मुलुकमा निर्यात गर्ने निश्चितता नभएको अवस्थामा अधिक उत्पादन गर्न नहुने तर भएको स्रोतको विकास गर्न धेरै समय उपलब्ध नहुने, नेपालको जलविद्युत् यस्तो दुईतर्फी चेपुवामा परेको छ ।
६. समस्याको निकास
“यदि, तिमी समस्या समाधानको अंग होइनौ आफैं समस्याको अंग हौ (If you are not a part of the solution you are part of the problem)” यो उद्गारलाई हृदयंगम गरेर पनि हामीले छिटो विद्युत्का समस्याको निकास नखोजी भएको छैन ।
दुई ढुंगाबीचको तरुल नेपाल र दुई प्रकारको चेपुवामा नेपालको जलविद्युत्को विकास; यो बिम्ब धेरै नै मिल्दोजुल्दो छ । यसको निकास के त ? उपलब्ध सबै निकासको समानान्तर खोजी र उपायहरूमा अर्जुनदृष्टिसहित सम्पूर्ण प्रयास केन्द्रित गरेर नै समाधान निकाल्नुपर्छ ।
(क) आन्तरिक खपत : जलविद्युत्को द्रुत विकास गर्दा खपतको बजार सुनिनिश्चित हुनुपर्छ । विद्युत्को आन्तरिक बजार भनेको घरायसी वृद्धि र मौसमी खपत गर्ने उद्योगलार्ई प्रोत्साहन गर्ने हो ।
परम्परागत खपत गर्न निजी क्षेत्रबाट प्रयासहरू भए पनि यो गति सुस्त हुन्छ, चाहे जस्तो बृहत् हुँदैन । बिजुली बिक्री दर घटाएरमात्र पनि मागमा उल्लेख्य वृद्धि हुँदैन, यो विगतको लोड ‘विहेवियर’को अध्ययनबाट प्रस्ट भइसकेको छ । हाम्रा उद्योगहरू निर्यातमुखी भएमा र तिनले उत्पादन गर्ने वस्तुको अंशमा बिजुलीको भाग बढी भएमात्र विद्युत् दर घट्दा मागमा उल्लेख्य वृद्धि हुन्छ । अहिले यो अवस्था छैन । तसर्थ, हाम्रा आयोजनाको निर्माण लागत नघटेसम्म विद्युत् बिक्री दर घटाउनु आत्मघाती हुन सक्छ ।
बिक्री दर वा बिजुलीको मूल्य नघटेमा खपत वृद्धि गर्न सरकारी हस्तक्षेप नै चाहिन्छ । उद्योगहरूले विद्युत् खपत गर्ने परम्परागत उपकरणमा ‘स्वीच ओभर’ गर्दा सहुलियत ऋण तथा पुनः लगानीमा आयकर छुट दिने, उद्योगमा उपभोग हुने विद्युत् उपकरणमा भन्सार छुट जस्ता सहयोगी हस्तक्षेपसमेत जरुरी हुन्छ ।
यातायातमा पेट्रोलियम पदार्थको प्रयोगलार्ई प्रतिस्थापन गर्न हर–सम्भव प्रयास गर्नुपर्छ । कार, मोटरसाइकल, साइकल, पिकअप, मिनीबस, बस, ट्रक, लरी, भ्यान, हेभी गाडी, हेभी इक्वीपमेन्ट हरेकमा इलेक्ट्रिक मोटर र ब्याट्री प्रविधिको विकास धेरै भइसकेको छ । नेपाल जस्तो पूर्णतः पेट्रोल आयातमा निर्भर देशले सबैखाले साधन इलेक्ट्रिक अपनाउन जरुरी र ढिलो भइसक्यो ।
यसको व्यवहारिक वा सम्भाव्यतामा शंका गरेर समय खेर नफाली प्रयोग बढाउन आवश्यक संरचना, कानुनी तथा वितीय सुविधाको व्यवस्था गर्नु अहिलेको आवश्यकता हो । ब्याट्री चार्जिङ स्टेसनहरूका साथै ब्याट्री स्वापिङ प्रविधि अपनाउन प्रेरित गरेर प्रणालीमैत्री प्रकृतिको लोड सिर्जना गर्न प्राधिकरण आफैं पनि लाग्नुपर्छ ।
सरकारी तहबाटै कम्पनी मोडेलमा विद्युत् खपत गर्ने नयाँ उद्योगहरू खोल्ने एवम् निश्चित समयपछि लगानी फिर्ता (Divestment) लिई निजी क्षेत्रलाई हस्तान्तरण गरेर बजारमा छोडीदिने रणनीति अख्तियार गर्नुपर्छ । केही मौसमी खपतकर्ताहरूमा युरिया मल फ्याक्ट्री, हाइड्रोजन र एमोनिया उत्पादन तथा भण्डारण राख्ने, म्याग्नेसियम प्रशोधन फ्याक्ट्री, इन्डक्सन फर्नेस प्रयोग गर्ने स्टील फ्याक्ट्री लगायत ६ महिना उच्चतम र बाँकी समय सञ्चालन गर्न नभई नहुने न्यूनतम् खपत गर्ने यस्ता उद्योगमा सरकारले लगानी गर्न सक्छ ।
यससम्बन्धमा के कस्ता मौसमी उद्योगहरू हुन सक्छन् ? विद्यमान उद्योगहरू के कस्ता उपकरणमा स्वीच ओभर गर्न सकिन्छ ? त्यसमा लगानी तथा प्रतिफल दरबारे प्राधिकरणको प्रायोजनमा इन्जिनियरिङ अध्ययन संस्थान, पुल्चोकले हाल अध्ययन गरिरहेको छ । यसप्रकारका शोध र अनुसन्धानले खपतमा वृद्धि गर्न सहयोग पुग्नेछ ।
गार्हस्थ उत्पादन र परम्परागत उद्योग व्यवसायको खपतमा भर परेर हामीलार्ई चाहिने द्रुत गतिको वृद्धिदर प्राप्त हुँदैन । सुस्त गतिमा राष्ट्रिय अर्थतन्त्रको विकाससँग निकट जोडिएरमात्र यसरी खपत बढ्न सक्छ । समष्टिमा मिडिया प्रचारबाजी र अनुनयविनयले गार्हस्थ चेतना त बढ्छ । तर, खपत बढाउन सरकार र सरकारी निकायको हस्तक्षेपकारी र सहयोगी भूमिका नै आवश्यक पर्छ ।
(ख) निर्यात बजार : बिजुली खपत बढाउन समय लाग्ने र २५ प्रतिशतको लगातार अधिक एवम् महत्वाकांक्षी वृद्धिका बावजुद यथेष्ट बजार नपाउने हुँदा निश्चित अवधिका लागि निर्यात बजार अति नै आवश्यक छ । हाम्रा दुई छिमेकी मध्ये भारततर्फ ४ सय केभीको ढल्केबर–मुजफ्फरपुर लाइन एउटै फ्रिक्वेन्सीमा सञ्चालित छ । चीनतर्फ त्रिशूली–रसुवागढी केरुङ ४ सय केभी लाइन डिजाइनको अन्तिम चरणमा छ ।
दुवै देशतर्फ बिजुलीको औसत उत्पादन लागत नेपालमा भन्दा कम छ । यद्यपि, नेपालमा वर्षामा उत्पादित बिजुलीको मूल्य हालको पिपिएलाई आधार मान्दा (प्रतियुनिट ४.८० रुपैयाँ) दुवैतर्फको बजारमा प्रतिस्पर्धी मूल्य हो । सस्तो बर्खे बिजुली निर्यात गर्दा महँगो हिउँदे बिजुलीले बर्खेलाई सहुलियत (Subsidy) दिइएसरह हुन्छ । यस्तो बिजुली निर्यात गरेर धनी हुने कल्पना मित्थ्या हो । यद्यपि, बर्खे बिजुली निर्यात गरी हिउँदमा आयात गर्ने गरी सन्तुलन मिलाउनु उपयुक्त हुन्छ । यस्तो बजार पाउन केही अवरोधहरू देखिएका छन् ।
भारतीय बजारमा प्रवेश पाउने आश्वासन र आशा धेरै समयदेखिको हो । यही विश्वासमा मुजफ्फरपुरसम्म ४०० केभी लाइन निर्माण भयो । सन् २०१० मा यो लाइनको उपादेयता प्रमाणीत गर्दा १५० मेगावाटसम्म आयात र सन् २०१७ देखि भारतमा निर्यात गर्ने परिकल्पना सहित कम्पनी स्थापना गरी निर्माण अघि बढाइएको थियो ।
सन् २०१४ मा नेपाल–भारतबीच विद्युत् व्यापार सम्झौता (पिटिए) र सोही वर्ष सार्क–स्तरीय फ्रेमवर्क सम्झौता भयो । यसपछि मात्र विद्युत्् व्यापारको कानुनी आधार तयार भयो । उता भारतले सन् २०१६ मा मात्र अन्तरदेशीय विद्युत् व्यापार निर्देशिका र सन् २०१८ मा यससम्बन्धी नियमावली जारी गर्यो । साथै, सन् २०२१ फ्रेब्रुअरीमा गएर कार्यविधि जारी गरे पनि हामीले सोचे अनुसार विद्युत् निर्यात गर्न पाएका छैनौं ।
क्षेत्रीय विद्युत् व्यापारबाट स्रोतको उच्चतम उपयोग, कार्बन उत्सर्जन तथा उत्पादन लागतमा कमी आउने लगायत फाइदाहरू रहेको विभिन्न अन्तर्राष्ट्रिय अध्ययनले देखाएको छ । यद्यपि, भारतीय बजार सोचे जस्तो सजिलै खुल्न सकेको छैन ।
हुन त, आयातका लागि खुल्ला भई गत फेब्रुअरीदेखि नै सस्तोमा बिजुली आयात गरिएको थियो । निर्याततर्फ भने भारतीय अनुदानबाट बनेका दुई विद्युतगृहबाट ३९ मेगावाटको मात्र अनुमति प्राप्त हुन सक्यो । जबकि, उसको कार्यविधिमा उल्लेखित प्रावधानअनुसार योग्य अरू धेरै विद्युतगृह छन् । यसबाट, निर्यातको बजार भारतले दबाबको रूपमा प्रयोग गर्न चाहेको देखिन्छ ।
अर्कोतर्फ, नेपालको जलविद्युत् विकास गर्न भारतीय सरकारी कम्पनीहरू इच्छुक देखिएका छन् । सतलज जलविद्युत् निगमले अरुण तेस्रो निर्माण पूरा गर्ने समयमा तल्लो अरूणमा बृहत् चासो देखायो । नेपालले सदासयता सहित सिधै अनुमति दियो । त्यस्तै, भारतीय सरकारी कम्पनी एनएचपिसीएलले पनि यहाँ जलविद्युत् विकास गर्न चाहेको बुझिएको छ । सतलज वा एनएचपिसीएल वा अन्य सरकारी निकायलाई नेपालको जलविद्युत् विकास गर्न दिनु विभिन्न दृष्टिकोणले फाइदाजनक हुन सक्छ ।
नेपालको वित्तीय क्षमता सीमित रहेको उल्लेख भइसक्यो । सीमित समयभित्र द्रुत विकास गर्न भारतीय लगानीले पुँजी र ऋणको रूपमा धेरै सहयोग गर्न सक्छन् । तर, तल्लो अरूण वा पश्चिम–सेती, माथिल्लो कर्णाली वा फुकोट कर्णाली वा कालीगण्डकी जस्ता ठूला आयोजनाको अनुमति दिँदा हामीले आफ्नो हीत सुरक्षित गर्न चुक्नु हुँदैन । जस्तै;
१. नेपालमा हाल सञ्चालित चिनियाँ लगानी नरहेका सबै विद्युतगृहकाे विद्युत् निर्यात गर्न बिनाभेदभाव स्वीकृति पाउनुपर्छ ।
२. नेपाल–भारत अन्तरदेशीय थप प्रसारण लाइन निर्माण गर्न अन्तर–सरकारी सहमति तथा तत्काल बुटवल–गोरखपुर, अत्तरिया–बरेली र इनरुवा–पूर्णिया ४०० केभीको अध्ययन तथा निर्माणको तयारी सुरु गनुपर्ने छ । भारतको ‘लोड सेन्टर’ उत्तरप्रदेश, दिल्ली (नर्थन रिजन) सम्म पुर्याउन बरेली र बंगलादेशतर्फ प्रसारण गर्न पूर्णियाको लाइन जरुरी छ । सहुलियतमा बहुराष्ट्रिय ऋण लिएर आफ्नै लगानीमा निर्माण गर्नु परे पनि उपरोक्त ३ लाइन निर्माण गर्न ढिलाई नगरी अघि बढ्नुपर्ने छ ।
३. भारतीय कार्यविधि (CBR) ले व्यवस्था गरेको त्रिपक्षीय नेपाल–भारत र भारत–बंगलादेश विद्युत् व्यापार गर्न विद्युत् प्राधिकरण तथा भारत र बंगलादेशका निकायलाई स्वीकृति दिनुपर्छ । यस प्रयोजनका लागि जलविद्युत् आयोजनामा त्रिपक्षीय संयुक्त लगानी गर्न आवश्यक परे नेपालले पनि वार्ता मार्फत अनुमति दिनुपर्छ ।
४. ऊर्जा लेनदेन (Energy Banking) सम्बन्धमा भारतीय वितरक कम्पनीसँग प्राधिकरणले वर्षामा निर्यात र हिउँदमा आयात गर्ने प्रस्तावमा भारतले अनुमति दिनुपर्छ ।
५. पञ्चेश्वर बहुउद्देश्यीय आयोजना नेपालको प्राथमिकतामा परेको तर भारतकोमा नपरेको देखिन्छ । यसको विस्तृत अध्ययन प्रतिवेदन (डिपिआर) तुरुन्त सम्पन्न गरी निर्माणको तयारी गर्न कार्यतालिकामा सहमति खोज्नुपर्छ ।
६. अनुमति दिने आयोजनाहरूको समय–तालिका तोकी निश्चित काम सम्पन्न नभए क्षतिपूर्ति बिना खारेज गर्ने प्रावधान राखेरमात्र दिनुपर्छ ।
७. भारतीय स्टक एक्सचेन्जमा सूचीकृत भएको खण्डमा भारतीय जनताको लगानी र पुँजी प्राप्त हुने तथा यसबाट आपसी मैत्री–सम्बन्ध बलियो हुने एवम् भारतीय बजारमा उपस्थिति दिगो हुनेछ ।
यी व्यवस्थाहरू सर्त होइनन् । भारतीय सरकारी कम्पनीलाई सिधै जलविद्युत् निर्माण गर्न दिँदा नेपालले प्राप्त गर्नुपर्ने सुविधाहरू हुन् । मुलतः भारतीय बजारमा सुलभ र विश्वासनीय तरिकाले प्रवेश पाउनुपर्ने कुरा मुख्य हो । सँगसँगै बंगलादेशसम्म बिजुली परिवहन र व्यापारको अनुमति पनि उतिकै जरुरी छ ।
बंगलादेशको विद्युतकाे लागत–मूल्य उच्च भएकोले त्यसका फाइदा पनि बेग्लै हुन सक्छन् । भारतीयसँगै चिनियाँ बजारको पनि व्यवस्था गर्न सकिन्छ । वर्षे बिजुली प्रतियुनिट ४.८० रुपैयाँमा चिनियाँ बजारमा बिक्री गर्न सकिने देखिन्छ । यहाँ पनि बिजुलीको डेलिभरी बिन्दु चीनमै हुन्छ ।
बाटो–खर्च नेपालले नै बेहोर्ने गरी मात्र चिनियाँ बजारमा प्रतिस्पर्धा हुन सक्छ । चीनमा बिक्री गर्न प्रथमतः प्रसारण लाइनमा लगानी गर्नुपर्ने छ । लगानी गर्नु अघि आयात–निर्यात परिमाण र मूल्य सम्बन्धमा प्रारम्भिक सहमति आवश्यक हुन्छ । उक्त प्रसारण लाइनमा लगानी गर्न सम्भाव्यताको अध्ययन गर्दा निम्न आधारहरू देखिन्छन् :
(क) ४०० केभी त्रिशूली हबदेखि रसुवागढीसम्म करिब ४० किलोमिटर लाइन नेपालले पूर्णतः आफ्नो लगानीमा निर्माण गर्नुपर्ने र रसुवागढीदेखि केरुङ (तिब्बत) सम्म करिब ५० किलोमिटर र एचभिडिसी कन्भर्टर स्टेसन (HVDC B2B Converter Station) लगानीको प्रतिफल सुनिश्चित गरी द्विदेशीय संयुक्त लगानीमा नेपाल–भारत प्रसारण लाईनकै मोडलमा बनाउनुपर्छ ।
बर्खाको ६ महिना मात्र नेपालको वार्षिक २५० मेगावाट निर्यात गर्दा यस लाइनलार्ई प्रसारण शुल्क कति लिनुपर्छ हेरौं । मोटामोटी हिसाब गर्दा ५० किलोमिटर ४०० केभी लाइनको लागत ३ अर्ब रुपैयाँ र २५० मेगावाटको कन्भर्ट (B2B) स्टेसनको लागत ५ अर्ब गरी ८ अर्ब रुपैयाँ पर्ने देखिन्छ । १५ वर्षमा भुक्तानी गरिसक्ने र १० प्रतिशत लागत दर (Discount Factor) ले वार्षिक भुक्तानी (Annuitized Payment) करिब ९६ करोड रुपैयाँ हुन आउँछ ।
६ महिनाको बिजुली निर्यात करिब ९६.२ करोड युनिट हुन्छ । यसरी, प्रतियुनिट १ रुपैयाँ शुल्क लागेको खण्डमा यो प्रसारण लाइन निर्माण सम्भाव्य देखिन्छ । यसमा सुलभ र दीर्घकालीन ऋण प्राप्त गर्न सके, बढी बिजुली निर्यात तथा हिउँदमा आयत गर्न सके, शुल्क अझै कम भई व्यापारिकरूपले फाइदा हुनेछ ।
(ख) नेपालको जलस्रोत विकासका लागि प्रसारण शुल्क अर्थात् आम्दानीको जिम्मा आफैंले लिने गरी तुरुन्तै यो काम सुरु गर्ने अवस्था छ । रणनीतिक तवरले महत्वपूर्ण भएकोले चीनतर्फको प्रसारण लाइन ऐनकेन प्रकारेण, ऋणं कृत्वा घृतम् पिवेत् गरेर पनि बनाउनुपर्छ । हाल वैकल्पिक रुटका लागि विस्तृत अध्ययन भइरहेको यो लाइनलाई उल्लेखित समयको चापलाई विचार गरी यथाशीघ्र सुरु गर्नुपर्छ । यस सन्दर्भमा चीन सरकारले विद्युतीय बजारलाई सन् २०२१ अक्टोबरको आफ्नो निर्णयमार्फत उदारिकरण गर्दै लगेको तथ्य सान्दर्भिक छ । यसले उत्पादन लागतलाई उपभोक्तामा ओसार्न अनुमति दिएको छ । अब उत्पादन लागत बढी भएका स्रोतहरू पनि बजारमा सामेल हुन सक्छन् । यसलाई सकारात्मक संकेत मान्नुपर्छ ।
(ग) पहिचान र लगानी
छिमेकी बजारको निश्चिततापछि आउने एक दशकमा यथाशक्य धेरै आयोजना निर्माण गर्ने अर्जुनदृष्टिसहित बाह्य लगानीकर्तालाई ठूला आयोजनामा प्रवेश दिनुपर्ने छ । सय मेगावाटभन्दा ठूला आयोजनाहरू निर्माणको अनुमतिपत्र दिँदा समयमै निर्यात गर्ने सुनिश्चितता संयुक्तरूपमा प्रस्ताव हुनुपर्छ । चिनियाँ लगानीको हकमा वर्षाको बिजुली तिब्बत निर्यात गर्ने सैद्धान्तिक स्वीकृति र प्रतिबद्धता सहित अनुमति दिनुपर्छ । भारतीय र बंगलादेशी लगानीकर्तालाई सोही निर्यातको सुनिश्चितता वा प्रस्ताव सहितमात्र अनुमति दिनुपर्छ ।
हाल ६ हजार मेगावाट बढीका आयोजना पिपिए भइसकेका छन् । यस्तो अवस्थामा रन–अफ–रिभर आयोजनाको सिलिङ (५२५० मेगावाट) पुगिसकेको छ । बिजुलीको बजारको व्यवस्था गरेर वा आन्तरिक खपत बढाएपछि मात्र नयाँ आयोजना सुरु गर्ने हो भने साना र मझौला रन–अफ–रिभर आयोजना अब बन्न सक्दैनन् वा धेरै ढिलो हुन सक्छ ।
साना र मझौला जलविद्युत् नेपाल जस्तो पहाडी मुलुकमा विकाससँगै अर्थतन्त्र गाउँ–गाउँमा पुर्याउने एउटा माध्यम हो । बाटो, बिजुली र रोजगारी तथा आम्दानीका स्रोत वितरण गर्ने सुन्दर उपाय साना तथा मझौला जलविद्युत् नै हुन् । अब एक दशकभित्र उत्पादन तथा पुँजीको लागत बढेर सम्भाव्य नहुनु अगावै त्यस्ता आयोजना बनाउनुपर्छ । जुन १० वर्षपछि अत्यन्त सस्तो ऊर्जाको स्रोत हुनेछ र यसले ठूला नदी बेसिनका आयोजनामा पनि असर पार्दैन ।
अतः आउँदा केही वर्षहरूसम्म १० मेगावाटसम्मका जलविद्युत् आयोजना सरलतम् प्रक्रिया अपनाई यथासम्भव नजिकै ग्रिड सबस्टेसन बनाइदिएर पिपिए गरी निर्माण गर्न प्रेरित गर्नुपर्छ । सँगसँगै १० देखि १०० मेगावाटसम्मका आयोजना स्वदेशी लगानीलाई मात्र प्रतिस्पर्धाको लागि छोडिनुपर्छ ।
साना, मझौला र ठूला आयोजनालाई दशकभित्र निर्माण सुरु गर्ने सम्पूर्ण प्रयास गरिरहँदा प्रसारण लाइनको द्रुततम् विस्तार आवश्यक देखिन्छ । हाल भइरहेको निर्माणको गतिले एक दशकभित्र थोरै मात्र प्रगति सम्भव होला । यसमा बाधाहरू चीरपरिचित नै छन् ।
(घ) प्रसारण लाइन
(अ) हाल निर्माणाधीन २२० र ४०० केभीका प्रसारण लाइनमा बहुराष्ट्रिय वा तेस्रो देशको ऋण लगानी धेरै छ । यस्ता सबै आयोजनामा स्थानीय अवरोध र वातावरणसम्बन्धी असान्दर्भिक अवरोध चिर्न सकिएको छैन । यही कारण, निर्माण अवधि लम्बिएर लागत बढिरहेको छ । द्रुत गतिमा प्रसारण लाइन निर्माण गर्न स्वदेशी ऋण, बण्ड वा डिभेञ्चर आदि स्रोत खोज्नु जरुरी देखिन्छ ।
प्रसारण लाइनमा लगानीको प्रतिफल कम भए पनि निश्चित र लगानी नडुब्ने खालको हुन्छ । एउटा प्रसारण लाइनका लागि प्रतिकिलोमिटर लागत (२२० केभी, ४०० केभी र १३२ केभी) औसत ३ करोड रुपैयाँ पर्छ । प्रतिकिलोमिटर एन्युटाइज्ड रकम बढीमा वार्षिक ४५ लाख आवश्यक हुन जान्छ । यही आधारमा १० वर्षसम्म प्रतियुनिट प्रसारण शुल्क ५० पैसा लाग्ने व्यवस्था गर्ने हो भने १००० मेगावाट विद्युत् (वर्षिक ५ अर्ब युनिट) वितरकसम्म पुर्याउन करिब ५५० किलोमिटर उच्च भोल्टेजको लाइन र सबस्टेसन बनाउन सक्ने देखिन्छ । प्रसारण शुल्कमार्फत प्राप्त हुने आम्दानीबाट ऋण चुक्ता गरी नाफा गर्ने व्यापारिक योजनालाई मसिनो रूपमा केलाएर देखाउन सकिन्छ ।
आम्दानीको निश्चिततालाई मानेर प्रसारण लाइनमा तुरुन्तै लगानी सुरु गर्नुपर्ने छ । व्यापारिक ऋण लिएर वा बण्ड जारी गरेर निर्माण सुरु गर्न सकिन्छ । निजी क्षेत्रलाई लगानी गर्न दिनु एउटा उपाय हुन सक्छ । तर, समयको चापलाई विचार गर्दै सरकारी निकायबाटै द्रुत गतिमा निर्माण गर्नु अति आवश्यक छ । प्रसारण लाइनको अनिश्चतता समाप्त भयो भने जलविद्युत् आयोजना दह्रो तरिकाले अघि बढ्ने तथ्य विगतको अनुभवले देखाइसकेको छ ।
(आ) प्रसारण लाइनमुनि जग्गा पर्ने स्थानीयले उचित क्षतिपूर्तिका लागि जलविद्युत् आयोजनामा जस्तै देशभित्र निर्माण हुने जुनसुकै जलविद्युत् कम्पनीको सेयरमा अग्राधिकार दिने व्यवस्था लागु गर्नुपर्छ । यो व्यवस्था हाल सम्बन्धित निकायहरूमा प्रस्तावित नै छ । स्थानीयको अर्को समस्या, लाइनमुनिको जग्गा बैंकले धितो नमान्ने र थोरै जग्गा लाइनमुनि पर्दा सम्पूर्ण जग्गा नै धितो राख्न नमिल्ने हो । अतः एकै व्यक्तिको जग्गा लाइनमुनि परे पनि कित्ताकाट गर्न दिने प्रावधान हुनुपर्छ । जुन अहिले प्रस्तावित छ ।
(इ) प्रसारण लाइन निर्माणमा नवीन प्रविधि र डिजाइनको अवधारणा उपयोग गर्ने । समस्या जटिल हुँदै जाँदा समाधान पनि खोज्नुपर्ने हुन्छ । ‘राइट अफ वे’ कम गर्ने खालको डिजाइन उपयोग गर्नुपर्छ । साथै, टावरको उचाई बढाएर रुख कटान कम गर्ने, ड्रोनको प्रयोगबाट बालीनाली कम क्षति गर्ने जस्ता उपायहरू ठेक्कामै व्यवस्था गर्नुपर्छ । GIS Artificial Intelligenceप्रयोग गरेर उपयुक्त रुट छनोट गर्ने लगायत उपायहरू प्रयोग गरी द्रुत गतिमा प्रसारण लाइन बनाउनुपर्छ ।
७. संक्षेपीकरण
(क) अदित्तीय समयावधि : (अ) नेपालको जलविद्युत् विकासका लागि सन् २०३० सम्मको दशक एउटा अदित्तीय समयावधिको रूपमा देखिएको छ । नेपाल अल्पविकसितबाट विकासशील देशमा स्तरोन्नती हुनु अगावै ऊर्जा क्षेत्रमा यथासम्भव सुलभ वित्तीय सुविधा लिने अवसर सदुपयोग गर्नुपर्छ ।
(आ) नेपालको जनशक्ति विस्तारै बुढ्यौलीतिर लाग्दै र सन् २०२८ पछि यो अवस्था आउने आकलन छ । युवा शक्तिलाई ऊर्जा क्षेत्रको द्रुत विकासमा लगाउने अवसर यही दशक हो ।
(इ) ऊर्जा भण्डारण लागत हालको भन्दा एक तिहाईमा झर्ने र सोलारको द्रुत गतिले घट्दैछ । सन् २०३० सम्म सोलार भण्डारण गरेर पनि जलविद्युत्भन्दा सस्तो पर्नेछ । अतः त्यसअगावै सक्दो धेरै अध्ययन पूरा भएका सम्भाव्य आयोजनालार्ई निर्माणमा लैजानुपर्ने आवश्यकता छ ।
(ई) भारतमा विद्युत्को घट्दो मूल्य र २०३० सम्म ऊर्जा भण्डारणलाई हेर्दा लेनदेनको समेत जोडेर कूल लागत जलविद्युत् भन्दा सस्तो हुने भएपछि दक्षिण एसियाली एकीकृत विद्युत् बजार त्यतिबेला नेपालको जलविद्युत्का लागि बरदान होइन, अभिसाप बन्नेछ । तसर्थ, यो समयको झ्यालको यथाशक्य छिटो सदुपयोग गर्नुपर्ने छ ।
(ख) प्राथमिकता : जलविद्युत् नेपालको सीमित मध्येको एक प्राकृतिक स्रोत हो । पर्यटन, कृषि तथा जनशक्ति बाहेक अहिले उपलब्ध यही एकमात्र अर्थतन्त्र उकास्ने दिगो स्रोत हो । अतः राज्यले यसैलाई निर्विकल्प प्राथमिकतामा राख्नुपर्छ ।
(ग) सीमितताहरू : विद्युत् खपत गर्ने क्षेत्र र उपायहरू सीमित छन् । राष्ट्रिय अर्थतन्त्रमा उद्योग र व्यापारको अंश कम छ । भौगोलिक र प्राविधिक सीमितताले खपत बढाउने प्रयास गरिरहे पनि वार्षिक २५ प्रतिशतभन्दा बढी वृद्धि प्राप्त गर्नु चुनौती छ । खपत तुरुन्तै नबढेमा १० वर्षभन्दा बढी अवधिसम्म बाह्य बजार खोज्न बाध्य हुनुपर्छ ।
(घ) कठिनाईहरू : दुवै छिमेकीसँग ऊर्जा व्यापारमा केही कठिनाईहरू छन् । यसलाई ‘दुई ढुंगाको तरुल’को रूपमा चेपुवाभित्रै संलग्न रहेर उपयुक्त बाटो बनाउँदै जानुपर्छ । भू–राजनीति र समयको दबाबलाई बुझेर सम्भाव्य उपायहरू अपनाउनुपर्छ । अब साना तथा मझौला रन–अफ–रिभर जलविद्युत्का लागि सिक्ने वा पर्खिने समय उपलब्ध छैन ।
(ङ) वार्ता/लेनदेन : दुवै छिमेकीसँग विद्युत् व्यापार गर्ने गरी प्रसारण लाइन बनाउने, व्यापारिक तरिकाले छिमेकीलाई लगानी गराउँदै विकासमा संलग्न गराउने र सुझबुझसहित वार्ता, लेनदेन तथा सहमति गरेर यो एक दशकलाई अधिक सदुपयोग गर्नुपर्छ । तेस्रो मुलुकमा पहुँच र व्यापारको अनुमति यस्तो सहमतिको भित्री अंश पार्नुपर्छ ।
(च) वित्तीय व्यवस्था : अन्तरदेशीय र आन्तरिक प्रसारण लाइनमा आफ्नै वित्तीय स्रोतको व्यवस्था गरी उत्पादन आयोजना भन्दा अगावै निर्माण गर्न सक्नुपर्छ । व्यापारिक ऋण, बण्ड र यथासम्भव छिमेकी राष्ट्रबाट वित्तीय व्यवस्था गरेर यही दशकभित्र देशभरि लाइन सम्पन्न गरिसक्नुपर्छ । उत्पादन आयोजनालाई नपर्खी पहिले नै प्रत्येक नदी बेसिन र विकासशील शहरलाई ध्यानमा राखेर प्रसारण लाइन निर्माण सुरु गर्नुपर्छ । ‘अप्टिमाइज्ड’ डिजाइन, विस्तृत अध्ययन र नवीन उपायसहित प्रसारण लाइन निर्माण गर्दा लगानी डुब्ने वा ऋणको भारमा दबिने सम्भावना कम हुन्छ । तसर्थ, यो खतरा मोल्नैपर्छ ।
(छ) नीतिगत प्रयास : खपत वृद्धिका लागि आर्थिक र औद्योगिक नीतिहरू ल्याउने तथा वितरण प्रणालीमा लगानी गर्नुपर्छ । उद्योग र सघन व्यापारिक केन्द्रहरुलाई दोहोरो आपूर्ति व्यवस्था गरी विश्वसनीय विद्युत्को व्यवस्था गर्नुपर्छ । ‘ब्याकअप’ डिजेल जेनेरेटरमा लाग्ने खर्च घटाउन र खपत बढाउन सहयोग गर्नुपर्छ ।
(ज) अर्जुनदृष्टि : सन् २०३० को दशकसम्म ऊर्जा विकासमा सबै तर्फबाट (सरकारी र निजी क्षेत्र) अर्जुनदृष्टि लगाउनुपर्छ । प्राधिकरण जस्तो निकायलाई पुनर्संरचना र विखण्डन जस्ता कुरामा अल्मलिन नदिई कमसेकम १० हजार मेगावाटको प्रणाली नबनेसम्म सम्पूर्ण ध्यान र शक्ति लगाउन दिनुपर्छ । यस अवधिमा लगानीकर्ता र बैंकहरूको भरोसाका लागि पनि प्राधिकरणलाई वित्तीय तवरले सबल बनाइराख्नुपर्छ ।
यसको अर्थ, बिजुली बिक्रीबाट प्राप्त हुने आम्दानीमा अनपेक्षित एवम् अनावश्यक दबाब पर्ने र आर्थिक गतिविधिमा कटौती नगरी प्रसारण÷वितरणमा सकेसम्म बढी लगानी गर्न प्राधिकरणलाई प्रेरित गर्नुपर्छ । एउटा निश्चित लक्ष्य, परिमाण र प्रगति प्राप्त भएपछि आर्थिक र सांगठनिक पुनर्संरचना गर्ने गरी हाल विद्यमान संगठनलाई सम्पूर्ण शक्ति सहित विद्युत् प्रणाली सुदृढिकरण गर्न लगाउनुपर्छ ।
(झ) स्वदेशी स्रोत : स्वदेशी वित्त, स्वदेशी जनशक्ति र स्वदेशी प्राविधिक ज्ञानलाई हरेक क्षेत्रमा हर–समय मौका र प्राथमिकता दिनुपर्छ । अन्यथा, दिगो विकासको परिकल्पना मित्थ्या हुन जानेछ । वर्तमान खरिद कानुन र नियमावलीमा व्यवस्था भइसकेपछि पनि विभिन्न अत्तो थापेर स्वदेशी कम्पनी, उद्योग, उत्पदन, जनशक्तिलाई पन्छाउने, अनपेक्षित तथा अनुपयुक्त प्रतिस्पर्धाको नाममा अशक्त बनाइराख्ने हो भने हाम्रो अर्थतन्त्र उद्योग, व्यवसाय र यसर्थ लोकतन्त्रसमेत पराधीन हुनेमा शंका छैन ।
१५ हजार मेगावाटमात्र हाम्रो लक्ष्य होइन । त्यहाँसम्म र त्यसपछिका लागि पनि स्वदेशी वित्त, स्वदेशी जनशक्ति, स्वदेशी प्रविधि र स्वदेशी संस्था तथा कम्पनीहरूको विकास सबैभन्दा महत्त्वपूर्ण छ/हुनेछ ।
(ञ) विद्युत्मा पुस्तान्तरण : अघिल्लो पुस्ताले ८३ हजार मेगावाट जलविद्युत् क्षमता पत्ता लगायो र यसलाई विकास गर्न विभिन्न खतराहरू औंल्याउँदैमा बित्यो । अहिलेको पुस्ताले १००० मेगावाट विकास गरी ६००० मेगावाट बराबरको पिपिए गरी निर्माण सुरु गर्यो । आउने पुस्ता ‘जलविद्युत्मा लगानी गर्नुको साटो विकासका अरू आयामतिर केन्द्रित हुनुपर्छ’ भन्ने हो भने अहिलेकै पुस्ताले आफ्नो क्रियाशील जीवनबाट अवकाश हुनु अगाडि अबका १० वर्षमा १५ हजार मेगावाट उत्पादन गर्ने जमर्को गर्नुपर्छ । यत्ति गर्न सके मात्र आउने पुस्तालाई हस्तान्तरण गर्न सकिन्छ ।
यसैसँग मिल्दो एउटा हिन्दी उद्गारले समेत जलविद्युत् विकासको पुस्तान्तरणको मर्मलाई अझ छर्लङ्ग पार्छ– अब ये वतन तेरे हवाले दोस्तों ।
(शाक्य नेपाल विद्युत प्राधिकरणका निवर्तमान कार्यकारी निर्देशक हुन् । यो अनुसन्धानात्मक आलेख २०७८ पुस १ गते प्रकाशित ऊर्जा खबर अर्धवार्षिक पत्रिकाबाट साभार गरिएको हो)
