नेपाल जलस्रोतको दृष्टिले विश्वका अत्यन्त सम्भावनायुक्त मुलुकमध्ये एक हो।
पछिल्लो तीन दशकमा जलविद्युत क्षेत्रमा निजी क्षेत्रको उल्लेखनीय सहभागिता, प्रसारण पूर्वाधारको क्रमिक विस्तार तथा अन्तरदेशीय विद्युत व्यापारको प्रारम्भसँगै नेपालको ऊर्जा क्षेत्र गुणात्मक परिवर्तनको चरणमा प्रवेश गरेको छ।
आज देशको जडित विद्युत उत्पादन क्षमता करिब ४,३०० मेगावाट पुगेको छ भने वर्षायाममा आन्तरिक मागभन्दा बढी विद्युत उत्पादन भई भारत तथा बंगलादेशतर्फ निर्यात भइरहेको छ।
यो उपलब्धि निश्चय नै नेपालको ऊर्जा इतिहासमा एउटा महत्वपूर्ण कोसेढुंगा हो।
तर उपलब्धिको यही यात्रासँगै एउटा गम्भीर नीतिगत प्रश्न पनि उठ्न थालेको छ— के नेपालको विद्युत उत्पादन लागत अन्तर्राष्ट्रिय बजारमा प्रतिस्पर्धा गर्न सक्ने अवस्थामा छ?
अथवा अझ स्पष्ट रूपमा भन्नुपर्दा, के नेपालको विद्युत महँगो बन्दै गएको हो?
यो प्रश्न केवल नेपाल विद्युत प्राधिकरणको वित्तीय अवस्थासँग मात्र सम्बन्धित छैन; यसले निजी लगानीको दीर्घकालीन दिगोपन, विद्युत निर्यातको प्रतिस्पर्धात्मक क्षमता, ऊर्जा सुरक्षाको रणनीति तथा नेपालको समग्र आर्थिक रूपान्तरणसँग प्रत्यक्ष सम्बन्ध राख्छ।
त्यसैले अब हाम्रो बहस धेरै विद्युत उत्पादन गर्नेबाट प्रतिस्पर्धी लागतमा उत्पादन गर्नेतर्फ केन्द्रित हुनुपर्छ।
नेपालको सम्भावित निर्यात बजार भारत, बंगलादेश तथा भविष्यमा विकसित हुन सक्ने क्षेत्रीय विद्युत बजार नै हुन्। यस्तो अवस्थामा यदि नेपालको उत्पादन लागत छिमेकी देशहरूको तुलनामा उच्च रहिरह्यो भने भविष्यमा केवल उत्पादन बढाएर मात्र बजार सुनिश्चित गर्न सकिने अवस्था रहँदैन।
वर्तमान अवस्थामा भारत नेपालको लगभग एक मात्र व्यावसायिक विद्युत बजार बनेको छ। भारतीय ऊर्जा विनिमय बजारमा मूल्य पूर्ण रूपमा माग र आपूर्तिको सिद्धान्तद्वारा निर्धारण हुन्छ।
यस्तो बजारमा मूल्य अत्यधिक अस्थिर हुने भएकाले रियल टाइम तथा डे–अहेड बजारहरूलाई उच्च जोखिमयुक्त बजार मानिन्छ। विश्वका अधिकांश विद्युत प्रणालीहरूमा यस्ता बजारहरू प्रणाली सन्तुलनका लागि प्रयोग गरिन्छ; सम्पूर्ण विद्युत व्यापार यिनै बजारमा निर्भर हुँदैन।
भारतमा पनि करिब नौ प्रतिशत विद्युत मात्र यस्तो बजारबाट खरिद–बिक्री हुन्छ। दीर्घकालीन विद्युत खरिद–बिक्री सम्झौता नै ऊर्जा व्यापारको स्थायित्वको आधार मानिन्छ। दुर्भाग्यवश, नेपालले भारतसँग पर्याप्त मात्रामा यस्ता दीर्घकालीन सम्झौताहरू सुनिश्चित गर्न सकेको छैन।
वि.सं. २०४९ को विद्युत ऐन र त्यसलगत्तै वि.सं. २०५० को नियमावलीपछि नेपालको जलविद्युत क्षेत्रमा निजी क्षेत्रको प्रवेश सुरू भयो। निजी क्षेत्रको लगानीलाई संस्थागत रूपमा प्रोत्साहन गर्ने नीति वि.सं. २०५५ सालमा लागू गरिएको विद्युत खरिद–बिक्री दरबाट सुरू भएको मानिन्छ।
तत्कालीन जलस्रोत मन्त्री शैलजा आचार्यको नेतृत्वमा लागू गरिएको उक्त व्यवस्थाले निजी क्षेत्रलाई लगानी गर्ने स्पष्ट सन्देश दिएको थियो। त्यस बेला हिउँदमा प्रति युनिट ४.२५ रूपैयाँ र वर्षायाममा ३ रूपैयाँ निर्धारण गरिएको थियो।
यद्यपि त्यसअघि सम्पन्न खिम्ती र भोटेकोशी जलविद्युत आयोजनाका सम्झौताहरू तुलनात्मक रूपमा महँगा थिए। तर ती आयोजना नेपालको निजी जलविद्युत विकास यात्राका प्रारम्भिक प्रयोग भएकाले आजको दृष्टिकोणबाट मात्र मूल्यांकन गर्नु उपयुक्त हुँदैन। ती आयोजनाले नेपालको निजी ऊर्जा लगानीको आधार निर्माण गरेका थिए।
पछि आयोजनाको लागत, मुद्रास्फीति तथा लगानीकर्ताको यथोचित प्रतिफलसमेतलाई मध्यनजर गर्दै वि.सं. २०६८ मा 'पोस्टेड रेट' लागू गरियो। यस अनुसार वर्षायाममा प्रति युनिट ४.८० रूपैयाँ तथा हिउँदमा ८.४० रूपैयाँ निर्धारण गरियो। साथै वार्षिक तीन प्रतिशतका दरले बढीमा आठ पटकसम्म मूल्य समायोजनको व्यवस्था गरिएको थियो।
त्यसपछि अर्धजलाशय तथा जलाशययुक्त आयोजनालाई थप प्रोत्साहन गर्न उत्पादन क्षमताका आधारमा विभेदकारी खरिद दर निर्धारण गरियो। जलाशययुक्त आयोजनाका लागि अधिकतम हिउँदमा प्रति युनिट १४.८० रूपैयाँ तथा वर्षायाममा ८.४५ रूपैयाँसम्मको खरिद दर कायम गरिएको छ।
यी सबै निर्णयहरू त्यति बेलाको ऊर्जा अभाव, निजी लगानी आकर्षित गर्ने आवश्यकता तथा विद्युत उत्पादन विस्तार गर्ने राष्ट्रिय प्राथमिकताका दृष्टिले उचित थिए।
तर ऊर्जा क्षेत्र स्थिर रहँदैन; बजार, प्रविधि, वित्तीय लागत तथा क्षेत्रीय प्रतिस्पर्धा समयसँगै परिवर्तन हुन्छन्। त्यसैले कुनै पनि खरिद दर स्थायी नीति हुन सक्दैन। ऊर्जा बजारको वास्तविकता परिवर्तन भइसकेपछि नीतिहरू पनि परिवर्तन हुनुपर्छ।
वि.सं. २०७६ मा विद्युत नियमन आयोगको स्थापना भएपछि नेपालमा विद्युत खरिद–बिक्री दर निर्धारण गर्ने जिम्मेवारी आयोगमार्फत कार्यान्वयन हुँदै आएको छ। विद्युत नियमन आयोग नियमावली, २०७५ अनुसार विद्युत खरिद–बिक्री दर निर्धारण गर्दा आयोजनाको लागत संरचना, लगानीको प्रकृति तथा वित्तीय दायित्वलाई समुचित रूपमा सम्बोधन गर्ने उद्देश्यले क्षमता शुल्क र ऊर्जा शुल्कमा आधारित दुई–भागीय विद्युत दर प्रणाली अवलम्बन गर्न सकिने व्यवस्था गरेको छ।
क्षमता शुल्कमार्फत ऋण लगानीसँग सम्बन्धित लागतलाई सम्बोधन गर्ने तथा ऊर्जा शुल्कमार्फत स्वलगानी, लगानी प्रतिफल, कर, रोयल्टी, सञ्चालन तथा मर्मतसम्भार लगायतका आवर्ती खर्च समेट्ने कानुनी व्यवस्था भए पनि हालसम्म व्यवहारमा ऊर्जा शुल्कमा आधारित विद्युत खरिद दर प्रणाली नै प्रमुख रूपमा कार्यान्वयनमा देखिन्छ।
नियमावलीले विद्युत खरिद दर निर्धारणका आधारका रूपमा ऋणको ब्याज, ह्रासकट्टी वा अग्रिम ह्रासकट्टी, लगानी प्रतिफल, प्रशासनिक तथा सञ्चालन खर्च, मर्मतसम्भार खर्च, कार्य सञ्चालन खर्च, राजस्व, कर, अतिरिक्त पुँजीकरण तथा ऋण–स्वलगानी अनुपात लगायत वित्तीय तथा प्राविधिक पक्षलाई समेट्ने स्पष्ट व्यवस्था गरेको छ।
तथापि, पूर्वनिर्धारित दरमा सञ्चालनमा रहेका नदी प्रवाहमा आधारित आयोजनाहरूको विद्युत खरिद दरमा यी आधारहरूको समग्र पुनरवलोकन भएको देखिँदैन। पछिल्लो अवधिमा अर्धजलाशय तथा जलाशययुक्त आयोजनाहरूका लागि भने फरक लागत संरचना र प्रणालीगत आवश्यकतालाई दृष्टिगत गरी पृथक् विद्युत खरिद दर निर्धारण गरिएको छ।
विद्युत उत्पादन क्षमता वृद्धि हुनु आफैमा उपलब्धि हो। तर ऊर्जा क्षेत्रको सफलता कति मेगावाट उत्पादन गरियो भन्ने सूचकबाट मात्र मापन गर्न सकिँदैन। उत्पादन भएको विद्युत कुन लागतमा उत्पादन भयो, कुन मूल्यमा बिक्री भयो र त्यसले अर्थतन्त्रमा कति मूल्य अभिवृद्धि गर्यो भन्ने पक्ष नै दीर्घकालीन रूपमा बढी महत्वपूर्ण हुन्छ।
आज नेपालको ऊर्जा क्षेत्र यिनै प्रश्नहरूको उत्तर खोज्ने मोडमा आइपुगेको छ।
पछिल्ला वर्षहरूमा भारतीय विद्युत बजारको मूल्य प्रवृत्तिले यही यथार्थ उजागर गरिरहेको छ। सन् २००८ मा सञ्चालनमा आएको भारतीय ऊर्जा विनिमय बजारको प्रारम्भिक वर्षहरूमा औसत विद्युत मूल्य करिब भारू ७.५ (नेरू १२) प्रति युनिटको हाराहारीमा थियो।
पछिल्लो दशकमा सौर्य तथा वायु ऊर्जाको तीव्र विस्तार, कोइलामा आधारित विद्युतको पर्याप्त उपलब्धता तथा प्रसारण सञ्जालको सुदृढीकरणसँगै मूल्यमा उल्लेखनीय गिरावट आएको छ। आज वर्षायामको मध्याह्न समयमा विद्युतको मूल्य कतिपय अवस्थामा भारू १ (नेरू १.६) प्रति युनिटभन्दा पनि तल झर्ने गरेको देखिन्छ।
यसको अर्थ क्षेत्रीय विद्युत बजार अब क्रमशः 'बायर्स मार्केट' मा रूपान्तरण हुँदै गएको छ, जहाँ मूल्य निर्धारणको शक्ति विक्रेताभन्दा खरिदकर्तासँग बढी हुन्छ।
नेपालले सन् २०२३ देखि भारतीय बजारमा नियमित रूपमा विद्युत निर्यात सुरू गरेको हो। प्रारम्भिक चरणमा सन्तोषजनक मूल्य प्राप्त भए पनि पछिल्ला वर्षहरूमा औसत बिक्री मूल्य घट्दै गएको छ। अर्थात् केही अवस्थामा खरिद मूल्य बिक्री मूल्यभन्दा बढी हुने समस्या सिर्जना भएको छ। यस्तो प्रवृत्ति दीर्घकालीन रूपमा कुनै पनि सार्वजनिक संस्थाको वित्तीय दिगोपनका लागि चुनौतीपूर्ण हुन्छ।
हाल नेपाल विद्युत प्राधिकरणले करिब १२,००० मेगावाट क्षमताका आयोजनासँग विद्युत खरिद–बिक्री सम्झौता गरिसकेको अवस्था छ। यी सम्झौताहरू कानुनी तथा वित्तीय दायित्वका रूपमा स्थापित भइसकेकाले तिनलाई पुनरवलोकन गर्नु सहज छैन।
त्यसैले निकट भविष्यमा उत्पादन हुने विद्युतको अधिकतम आन्तरिक उपयोग नै सबैभन्दा व्यावहारिक रणनीति हुनेछ। विद्युतलाई केवल निर्यात गर्ने वस्तुको रूपमा नभई औद्योगिक उत्पादन, हरित हाइड्रोजन, विद्युतीय यातायात, डेटा सेन्टर, डिजिटल पूर्वाधार तथा उच्च मूल्य अभिवृद्धियुक्त उद्योगहरूको आधार ऊर्जाका रूपमा उपयोग गर्न सकियो भने अर्थतन्त्रमा गुणात्मक परिवर्तन सम्भव हुनेछ।
तर खरिद सम्झौता हुन बाँकी रहेका आगामी आयोजनाका लागि भने नीतिगत दृष्टिकोण परिवर्तन अपरिहार्य देखिन्छ। अब विद्युत खरिद दर प्रशासनिक रूपमा निर्धारण गर्ने परम्परागत प्रणालीभन्दा प्रतिस्पर्धात्मक खरिद प्रणालीतर्फ जानुपर्ने आवश्यकता छ।
अन्तर्राष्ट्रिय अभ्यासले पनि प्रतिस्पर्धात्मक बोलपत्र मार्फत आयोजना छनोट गर्दा विद्युत उत्पादन लागत उल्लेखनीय रूपमा घट्ने देखाएको छ। भारत, संयुक्त अरब इमिरेट्स, साउदी अरेबिया तथा अन्य धेरै मुलुकहरूले यही मोडल अपनाएर विश्वकै सस्तो विद्युत उत्पादन गर्न सफल भएका छन्।
नेपालमा अझै पनि ठूलो संख्यामा साना क्षमताका जलविद्युत आयोजनाका अनुमतिपत्र जारी छन्। यस्ता आयोजनाहरूले स्थानीय स्तरमा केही लाभ दिए पनि समग्र प्रणाली लागत उच्च रहन्छ। 'इकोनोमी अफ स्केल' को सिद्धान्त अनुसार आयोजना क्षमता बढ्दै जाँदा प्रति मेगावाट निर्माण लागत घट्ने, सञ्चालन तथा मर्मत खर्च कम हुने, वित्तीय व्यवस्थापन सहज हुने तथा उत्पादन लागत प्रतिस्पर्धी बन्ने गर्छ।
त्यसैले आगामी दिनमा ५०० मेगावाट क्षमताभन्दा ठूला आयोजनालाई प्राथमिकता दिनुपर्ने देखिन्छ।
यसका लागि साना आयोजनाका प्रवर्द्धकहरूलाई आयोजना एकीकरण वा मर्जरको ढाँचामार्फत ठूला आयोजना विकासतर्फ प्रोत्साहित गर्न सकिन्छ। यसले वित्तीय संस्थाहरूको जोखिम पनि घटाउनेछ र आयोजना विकासको गुणस्तर पनि सुधार्नेछ।
ऊर्जा मिश्रणमा विविधीकरण पनि उत्तिकै आवश्यक छ। अन्तर्राष्ट्रिय स्तरमा सौर्य ऊर्जाको लागत निरन्तर घटिरहेको छ र त्यसको प्रतिविम्ब नेपालमा पनि देखिएको छ।
दिनको समयमा जलविद्युतको जलाशयमा पानी सञ्चय गर्दै सौर्य ऊर्जा उपयोग गर्न सकिने भएकाले समग्र विद्युत प्रणालीको समतुल्य औसत उत्पादन लागत (LCOE) घटाउन सकिन्छ। त्यसका लागि सार्वजनिक वा उपयोगविहीन सरकारी जग्गा दीर्घकालीन लिजमा उपलब्ध गराई ठूला व्यावसायिक सौर्य आयोजनालाई प्रोत्साहन गर्ने नीति अवलम्बन गर्नुपर्ने देखिन्छ।
त्यसैगरी,न्यूनतम लागतमा विद्युत उत्पादन विस्तार योजनालाई कानुनी रूपमा बाध्यकारी बनाइनुपर्छ। प्रत्येक आयोजना राष्ट्रिय विद्युत प्रणालीका लागि न्यूनतम लागतको विकल्प हो वा होइन भन्ने स्वतन्त्र प्राविधिक तथा आर्थिक मूल्यांकनपछि मात्र स्वीकृत गर्ने प्रणाली विकास गर्नुपर्छ। आयोजना छनोट भावनात्मक वा राजनीतिक आधारमा होइन, 'सिस्टम प्लानिङ' को आधारमा हुनुपर्छ।
विद्युत नियमन आयोगको भूमिकालाई पनि थप सुदृढ बनाउन आवश्यक छ। आयोगले प्रत्येक ठूला आयोजनाको औचित्य परीक्षण, लागत परीक्षण तथा मापदण्डमा आधारित लागत विश्लेषण अनिवार्य गर्नुपर्छ। यसबाट एकातर्फ उत्पादन लागत घट्नेछ भने अर्कोतर्फ दक्ष प्रवर्द्धकले उचित प्रतिफल पनि प्राप्त गर्नेछन्।
ऊर्जा क्षेत्रमा सस्तो वित्तीय स्रोत को उपलब्धता अर्को महत्वपूर्ण पक्ष हो। नेपालको जलविद्युत आयोजना लागतमा वित्तीय खर्चको हिस्सा उल्लेखनीय हुने भएकाले सहुलियतपूर्ण हरित वित्त, हरित बन्ड, बहुपक्षीय विकास साझेदारको दीर्घकालीन ऋण तथा मुद्रा जोखिम न्यूनीकरणका उपायहरूलाई प्राथमिकता दिनुपर्छ।
उत्पादन लागत घटाउने सबैभन्दा प्रभावकारी उपायमध्ये यो पनि एक हो।
विद्युत व्यापारमा निजी क्षेत्रको सहभागिता विस्तार गर्नु अर्को महत्वपूर्ण सुधार हो। उत्पादन क्षेत्रमा निजी क्षेत्र सफल भइसकेको अवस्थामा अब विद्युत व्यापार, विद्युत बजार प्रवर्द्धन तथा सीमापार विद्युत व्यापारमा पनि निजी क्षेत्रलाई क्रमशः प्रवेश गराउनु उपयुक्त हुनेछ। प्रतिस्पर्धाले बजार विस्तार गर्ने मात्र होइन, बजारमूल्य निर्धारण, जोखिम व्यवस्थापन तथा नयाँ बजार विकासमा पनि सहयोग पुर्याउँछ।
नेपालको ऊर्जा क्षेत्र अब नयाँ चरणमा प्रवेश गरिसकेको छ। विगतको प्राथमिकता विद्युत अभाव अन्त्य गर्नु थियो; अबको प्राथमिकता प्रतिस्पर्धी लागतमा विद्युत उत्पादन गरी त्यसलाई उच्च आर्थिक मूल्यमा रूपान्तरण गर्नु हुनुपर्छ।
यदि नेपालले उत्पादित विद्युत आन्तरिक रूपमा उपयोग गरी उच्च मूल्य अभिवृद्धियुक्त वस्तु तथा सेवाको उत्पादन र निर्यात गर्न सक्यो भने ऊर्जा नै नेपालको औद्योगिक पुनर्जागरणको आधार बन्न सक्छ। यदि दीर्घकालीन रणनीति केवल कच्चा विद्युत निर्यातमै सीमित रहने हो भने अन्तर्राष्ट्रिय बजारमा प्रतिस्पर्धा गर्न सक्ने गरी उत्पादन लागत घटाउनु अपरिहार्य हुनेछ।
यसका लागि उदार नीतिगत वातावरण, प्रतिस्पर्धात्मक खरिद प्रणाली, न्यूनतम लागतमा विद्युत उत्पादन विस्तार योजना, वास्तविक लागतमा आधारित मूल्य निर्धारण, प्रसारण प्रणालीको तयारी, बजार विविधीकरण, दीर्घकालीन विद्युत व्यापार सम्झौताहरू, हरित वित्त, संस्थागत सुधार तथा प्रमाणमा आधारित ऊर्जा योजनालाई एकीकृत रूपमा कार्यान्वयन गर्नुपर्नेछ।
ऊर्जा क्षेत्रमा सफलता धेरै विद्युत उत्पादन गरेर प्राप्त हुँदैन; सस्तो, भरपर्दो, प्रतिस्पर्धी र बजार सुनिश्चित विद्युत उत्पादन गर्न सक्नु नै वास्तविक ऊर्जा समृद्धिको आधार हो।
नेपालको जलस्रोतलाई आर्थिक समृद्धिको वास्तविक आधारशिला बनाउने हो भने अबको नीति 'अधिक उत्पादन' भन्दा पनि 'न्यून लागत र उच्च प्रतिस्पर्धात्मकता' मा केन्द्रित हुनैपर्छ। यही दिशामा अघि बढ्न सके जलविद्युत नेपालको आर्थिक रूपान्तरणको मेरूदण्ड बन्नेछ।
(लेखक माधव प्रसाद पौडेल नेपाल विद्युत प्राधिकरणक उपप्रबन्धक हुन्।)
