विद्युत अपडेट

  • प्राधिकरण : ९४७१ मे.वा.घन्टा
  • सहायक कम्पनी : १२९३६ मे.वा.घन्टा
  • निजी क्षेत्र : ३२४९० मे.वा.घन्टा
  • आयात : मे.वा.घन्टा
  • निर्यात : १६०३३ मे.वा.घन्टा
  • ट्रिपिङ : मे.वा.घन्टा
  • ऊर्जा माग : ५४८९६ मे.वा.घन्टा
  • प्राधिकरण : मे.वा.
  • सहायक कम्पनी : मे.वा.
  • निजी क्षेत्र : मे.वा.
  • आयात : मे.वा.
  • निर्यात : मे.वा.
  • ट्रिपिङ : मे.वा.
  • उच्च माग : २३६१ मे.वा.
२०८१ साउन ९, बुधबार
×
जलविद्युत सोलार वायु बायोग्यास पेट्रोलियम अन्तर्राष्ट्रिय जलवायु ऊर्जा दक्षता उहिलेकाे खबर हरित हाइड्रोजन ईभी सम्पादकीय बैंक पर्यटन भिडियो छापा खोज प्रोफाइल ऊर्जा विशेष ऊर्जा

देशको आर्थिक समृद्धिको लागि प्राकृतिक र मानवीय संसाधन तथा प्रविधिको समुचित उपयोग हुनु आवश्यक हुन्छ । जलस्रोत (विशेषगरी जलविद्युत्) र पर्यटन हाम्रो राष्ट्रको तुलनात्मक लाभका क्षेत्रहरूमा पर्दछन् । यसर्थ, देशको उच्चतम आर्थिक विकासका लागि यी तुलनात्मक लाभकासंसाधनहरूको उपयुक्ततम (optmal) विकासले विशेष महत्त्व राख्दछ ।

जलविद्युत् उत्पादन संयन्त्र पुँजी– प्रधान प्रविधि भएको र यस्तो संयन्त्र दीर्घजीवी (औसत आयु ८० देखि १०० वर्ष) हुने भएकोले एक पटक जलविद्युत् संयन्त्रको निर्माण भएपछि त्यसमा आधारभूत परिवर्तन गर्न ठूलो धनराशी नखर्चिकन सम्भव हुँदैन । अर्को शब्दमा भन्नुपर्दा एकचोटि निर्माण भइसकेको जलविद्युत् संयन्त्रको क्षमता भविष्यमा बढाउनु परे अत्याधिक खर्च र नोक्सानी बेहोर्नुपर्ने हुन सक्दछ । यसर्थ, जलविद्युत् संयन्त्रको क्षमता निर्धारण र सोही अनुसारको संयन्त्र निर्माणलाई आर्थिक दृष्टिकोणबाट अपरिवर्तनीय प्राय: (almost irreversible) मान्न सकिन्छ । यसकारण, जलविद्युत् जस्तो प्राकृतिक सम्पदाको विकास गर्दा तात्कालीक वा अल्पकालीन सुविधा र लाभहानी मात्र नहेरी राष्ट्रको दीर्घकालीन उच्चतम आर्थिक, सामाजिक, वातावरणीय र जलवायु लाभलाई ध्यानमा राखिनु पर्दछ ।

जलविद्युत् नवीकरणीय संसाधन भए पनि प्रत्येक देशमा यस्तो संसाधनको कुल उपलब्धता र सम्भावना

सीमित हुन्छ । नेपालको सन्दर्भमा सन् २०१९ मा जल तथा शक्ति आयोगद्वारा सम्पन्न एक अध्ययन प्रतिवेदनको अनुमान अनुसार देशको कुल जलविद्युत् सम्भाव्यता (gross hydropower potential) ७२,००० मेगावाट छ तर हालसम्मको जलविद्युत् क्षमताको विकास सम्भाव्यताको तुलनामा न्यून छ । नेपालको जलविद्युत् विकासको इतिहास ११२ वर्ष लामो छ । सन् १९११ मा निर्माण सम्पन्न भई उत्पादन सुरु गरेको फर्पिङस्थित नेपालको प्रथम जलविद्युत् उत्पादन संयन्त्रको क्षमता ५०० किलोवाट थियो । त्यसको स्थापनापछिको प्रथम सय वर्षमा (अर्थात् सन् २०११ सम्म) नेपालमा जलविद्युत्को कुल जडित क्षमता ६५२ मेगावाट थियो तर केही समययता निजी तथा सार्वजनिक क्षेत्रको लगानीबाट जलविद्युत् विकासमा आशाजनक लहर आएको देखिन्छ । फलतः गत १२ वर्षभित्र सो क्षमतामा २०६६ मेगावाटले वृद्धि भई २७१८ मेगावाट पुगेको छ (DOED, 2023) । नेपालको खस्किँदो कृषि क्षेत्र, सुस्त औद्योगिकीकरण र कमजोर पूर्वाधार विकासले गर्दा हाल सम्मको आर्थिक वृद्धि र ऊर्जा विकास उत्साहजनक नभएको अवस्था छ ।

एक अध्ययन अनुसार सन् २०२० देखि २०५० सम्म कुल गार्हस्थ उत्पादन (जिडिपी) को वृद्धिदर ६.५ देखि ७.५ प्रतिशत र बिजुली खपतको जिडिपीसितको लचकता (अर्थात्, GDP elasticity of electricity demand) १.५ मान्दा सन् २०३० सम्म विद्युत् मागका लागि चाहिने जडित क्षमता ६,००० मेगावाट हुनेछ । यसैगरी, सन् २०५० सम्म जडित क्षमता ४६,५०० मेगावाट पुग्ने देखिन्छ (Shrestha, 2014) । यसले के देखाउँछ भने सन् २०५० सम्म आन्तरिक मागका लागि आपूर्ति गर्न मात्रै देशको कुल जलविद्युत् सम्भाव्यताको झन्डै दुई तिहाई विकास गर्नुपर्ने देखिन्छ । यसो गर्दा, ७२,००० मेगावाटको कुल सम्भाव्यतामध्ये करिब २५,५०० मेगावाटमात्र बाँकी रहन जान्छ, जुन धेरै ठूलो परिमाण होइन ।

अर्कोतिर, जलविद्युत्‌लाई हाम्रो निर्यात प्रवर्द्धन गर्ने र व्यापारघाटा सुधार गर्ने प्रमुख वस्तुको रूपमा लिइएको छ । यी दुवै पक्षलाई ध्यानमा राख्ने हो भने हाम्रो उपलब्ध जलविद्युत् संसाधनको अधिकतम विकास र उपयोग गरिनु बाञ्छनीय छ । जलविद्युत् नीति, निर्देशिका र योजनाहरू पनि यसै दिशामा केन्द्रित हुनु पर्दछ । राष्ट्रको महत्त्वपूर्ण संसाधनको न्यून उपयोग (underutilization) वा अधिकतमभन्दा कम विकास भएमा राष्ट्रलाई हुन सक्ने दीर्घकालीन क्षतिबाट बचाउन जलविद्युत् र ऊर्जा नीतिहरू दूरगामी सो अनुरूप चुस्त हुनुपर्दछ ।

जलस्रोतको अधिकतम विकासका लागि सरकारी नीतिको भूमिका संशयपूर्ण देखिन्छन् । यसै परिप्रेक्ष्यमा नेपाल सरकारको “विद्युत् आयोजनाको अनुमतिपत्र सम्बन्धी निर्देशिका, २०७५” (यो लेखको बाँकी भागमा “निर्देशिका” भनिने) को दफा ३ को उपदफा १ (क) अनुसार जलविद्युत् आयोजनाको सर्वेक्षण अनुमतिपत्र प्रदान गर्ने प्रयोजनका लागि आयोजनाको जडित क्षमताको निर्धारण प्रवद्र्धकले उपलब्ध गराएको हाइड्रोलोजिकल प्रोब्याबिलीटी अफ एक्सिडेन्स क्यू४५ को आधारमा गरिनुपर्ने व्यवस्थालाई लिन सकिन्छ (MoEWRI Nepal, 2023) । ज्ञातव्य छ, यो व्यवस्था नदी प्रवाही आयोजना (आरओआर) को हकमा मात्र लागु हुने स्पष्ट छ । किनकि, सोही निर्देशिकाको दफा ३ को उपदफा १ (घ) मा जलाशय आयोजनाका लागि छुट्टै व्यवस्था गरिएको छ । जस अनुसार जलाशय आयोजनाको जडित क्षमता निर्धारणको आधार आयोजनागत रूपमा फरक हुन सक्ने उल्लेख छ ।

यस आलेखको मुख्य उद्देश्य उक्त निर्देशिकामा उल्लिखित आरओआर आयोजनाको डिजाइन डिस्चार्जलाई नियमन गर्ने व्यवस्थाको दूरगामी असरहरूको चर्चा गर्नु रहेको छ । यो सामग्री हालै एक अन्तर्राष्ट्रिय जर्नलमा प्रकाशित हाम्रो आलेखमा आधारित छ (विस्तृत जानकारीका लागि हेर्नुहोस् (Bhattarai and Shrestha, 2023) । स्मरणीय छ, प्रकाशित सो आलेख नेपालका चार वटा नदी प्रवाही जलविद्युत् आयोजनाहरू (उपल्लो संखुवा, लाप्चे रिभर, मध्यचमेलिया र तल्लो संखुवा) को अध्ययनमा आधारित छ । यस आलेखमा नेपाल सरकारको निर्देशिकाले तोकेको डिजाइन डिस्चार्ज क्यू४५ लाई यस पछि ‘निर्देशित डिस्चार्ज’ भनिने छ । साथै, आयोजनाहरूको उपयुक्ततम डिजाइन डिस्चार्ज (क्यू– अप्टिमल) लाई यसपछि ‘ उपयुक्ततम डिस्चार्ज’ भनिने छ) ।

यस अध्ययनमा उक्त निर्देशित डिस्चार्ज दुई भिन्न बजारको परिप्रेक्ष्यमा (अर्थात नेपालको आन्तरिक र भारतीय बजारमा निर्यात गर्दाको अवस्थामा) आर्थिक दृष्टिकोणले उपयुक्ततम छ वा छैन भन्ने विश्लेषण गरिएको छ । साथै, उपयुक्ततम डिजाइन डिस्चार्जको साटो निर्देशित डिजाइन डिस्चार्जमा जलविद्युत् आयोजना विकास गर्दा राष्ट्रलाई हुन जाने विभिन्न असरहरूको पनि विवेचना गरिएको छ ।

अनुसन्धान विधि

हाम्रो अध्ययनमा कुनै जलविद्युत् संयन्त्रको उपयुक्ततम डिजाइन डिस्चार्ज र उपयुक्ततम उत्पादन क्षमता भन्नाले सम्भाव्य विभिन्न डिजाइन डिस्चार्जहरूमध्ये जुन डिजाइन डिस्चार्जमा आयोजना निर्माण गर्दा आयोजनाको खुद वर्तमान मूल्य (Net Present Value) अधिकतम हुन्छ, सो डिस्चार्ज र उत्पादन क्षमतालाई उपयुक्ततम मानिएको छ (यसबारे हेर्नुहोस्, Basso & Botter, 2012 / IFC, 2015) । हाम्रो अध्ययनमा प्रथमतः माथि उल्लिखित चार आयोजनाको हकमा निर्देशित डिस्चार्जसहित क्यू१५ देखि क्यू५० सम्मका विभिन्न डिस्चार्जहरूमा ती आयोजनहरूका सम्पूर्ण इन्जिनियरिङ अवयवहरूको डिजाइन गरी त्यस अनुसार आवश्यक पुँजीगत लागत र उत्पादित बिजुलीबाट हुने आम्दानीको अनुमान गरिएको छ । सोही आधारमा प्रत्येक डिजाइन डिस्चार्जमा हुने आयोजनाको खुद वर्तमान मूल्यको मूल्याङ्कन पनि गरिएको छ । निर्देशित डिस्चार्जबाट हुन सक्ने हानी वा लाभको निर्धारण निर्देशित डिस्चार्ज र उपयुक्ततम डिस्चार्ज अन्तर्गतको खुद वर्तमान मूल्य, उत्पादन क्षमता, ऊर्जा उत्पादनमा हुने भिन्नताबाट गरिएको छ ।

जलविद्युत् आयोजनाको क्षमता र डिजाइन डिस्चार्जको उपयुक्ततम निर्धारणमा प्रतियुनिट विद्युत् मूल्य तथा पुँजीको लागतको विशेष भूमिका रहन्छ । आन्तरिक बजारको अध्ययनमा बिजुलीको मूल्य खरिदबिक्री सम्झौता दर (पिपिए) बराबर लिइएको छ । भारतीय बजारमा निर्यात गर्दाको हकमा मूल्य प्रतियुनिट ८.८८ रुपैयाँ लिइएको छ (THT, 2017) (हेर्नुहोस्, फुटनोट ३) ।

आन्तरिक बजारमा प्रचलित पिपिए दर, उपयुक्ततम डिजाइन डिस्चार्ज र त्यसका असरहरू

नेपाल विद्युत् प्राधिकरणले गर्ने गरेको पिपिए दरको आधारमा माथि उल्लिखित चार आरओआर आयोजनाहरूको खुद वर्तमान मूल्यको आधारमा मूल्याङ्कन गर्दा एउटामात्र आयोजनाको हकमा डिजाइन डिस्चार्ज वर्तमान निर्देशिकाले तोके अनुसार निर्देशित डिस्चार्जमा उपयुक्ततम हुने देखिन्छ ।२ बाँकी तीन आयोजनाको हकमा उपयुक्ततम डिजाइन डिस्चार्ज निर्देशित डिस्चार्ज भन्दा उच्च हुने देखिन्छ । अर्थात्, ती तीन आयोजनामध्ये एकको हकमा उपयुक्ततम डिजाइन डिस्चार्ज क्यू३५ हुने र अरू दुईको हकमा क्यू३० र क्यू२५ हुने देखिन्छ ।

यस अध्ययनको सबभन्दा महत्त्वपूर्ण निष्कर्ष के हो भने सरकारको अहिलेको डिजाइन डिस्चार्ज नीति दूरगामी आर्थिक दक्षताको दृष्टिकोणबाट उपयुक्ततम छैन र हुन सक्दैन । डिजाइन डिस्चार्ज सम्बन्धी यस्तो निष्कर्षको जलविद्युत् संरचनाको क्षमता, खुद वर्तमान मूल्य, निर्माण लागत, वार्षिक ऊर्जा उत्पादन, वर्षाकालीन ऊर्जा (wet season energy) उत्पादन, प्रतियुनिट बिजुलीको लागत (levelized cost of electricity) तथा कार्बन उत्सर्जन न्यूनीकरणमा उल्लेखनीय असर पर्ने देखिन्छ । उल्लिखित चार आयोजनाहरूको हकमा पर्ने यी विभिन्न खालका असरहरू यस प्रकार छन्ः

(क) जलविद्युत् संरचनाको क्षमताः अध्ययन अनुसार चार आयोजनाको हकमा सरकारको निर्देशिकाले तोकेको डिजाइन डिस्चार्ज र तिनको उपयुक्ततम डिजाइन डिस्चार्ज अनुसार हुने क्षमता तालिका १ मा प्रस्तुत गरिएको छ । त्यस तालिकाबाट देखिन्छ कि, यदि उपल्लो संखुवा खोला उपयुक्ततम डिस्चार्जमा विकास गरेमा सो आयोजनाको शक्ति उत्पादन क्षमता निर्देशित डिस्चार्जमा हुने क्षमता भन्दा दोब्बर बढी (अर्थात्, ११५ प्रतिशत बढी) हुन्छ । साथै, उपयुक्ततम डिस्चार्जमा विकास गर्दा लाप्चे रिभर र तल्लो संखुवाको शक्ति उत्पादन क्षमतामा निर्देशित डिस्चार्जमा भन्दा क्रमशः ६२ प्रतिशत र ९३ प्रतिशतले वृद्धि हुन्छ । अर्को शब्दमा निर्देशित डिस्चार्जमा आयोजनाको विकास गरिएमा क्षमतामा ३९ देखि ५४ प्रतिशतले कमी वा हानी हुन जान्छ ।

तालिका १ : निर्देशित डिस्चार्ज र उपयुक्ततम डिस्चार्ज अन्तर्गतको उत्पादन

(ख) खुद वर्तमान मूल्य (Net Present Value) : तालिका २ अनुसार उपयुक्ततम डिस्चार्जमा मध्यचमेलिया बाहेक अरू आयोजनाहरूको खुद वर्तमान मूल्य निर्देशित डिस्चार्जमा भन्दा ३२ देखि ४० प्रतिशत बढी हुन्छ । अर्थात्, निर्देशित डिस्चार्जमा ती आयोजनाको खुद वर्तमान मूल्य २४ देखि २९ प्रतिशतले कम हुन्छ ।

तालिका २ः निर्देशित डिस्चार्ज र उपयुक्ततम डिस्चार्ज अन्तर्गत हुने वर्तमान मूल्यखुद (वर्तमान मूल्य, दश लाख ने.रु.)

(ग) निर्माण लागतः उपयुक्ततम डिस्चार्जमा निर्माण गर्दा मध्यचमेलिया बाहेक अरू आयोजनाको हकमा निर्माण लागत निर्देशित डिस्चार्जमा भन्दा ३१ देखि ६१ प्रतिशतसम्म बढी हुन जान्छ (हेर्नुहोस् तालिका ३) ।

तालिका ३ः निर्देशित डिस्चार्ज र उपयुक्ततम डिस्चार्ज अन्तर्गत हुने निर्माण लागत (निर्माण लागत दश लाख ने.रु.)

(घ) वार्षिक ऊर्जा उत्पादनः मध्यचमेलिया बाहेक अरू आयोजनाको हकमा उपयुक्ततम डिस्चार्जमा आयोजना निर्माण गर्दा वार्षिक ऊर्जा उत्पादन निर्देशित डिस्चार्जमा भन्दा ३७ देखि ५९ प्रतिशतसम्म बढी हुन्छ (हेर्नुहोस्, तालिका ४) । यसको अर्थ यदि निर्देशित डिस्चार्जमा क्षमता विकास गरिएमा वार्षिक ऊर्जा उत्पादनको हिसाबले २७ देखि ३७ प्रतिशतले हानी हुने देखिन्छ ।

तालिका ४ः निर्देशित डिस्चार्ज र उपयुक्ततम डिस्चार्ज अन्तर्गत ऊर्जा उत्पादन

(ङ) वर्षाकालीन ऊर्जा उत्पादनः तालिका ४ बमोजिम मध्यचमेलिया बाहेकका आयोजनाहरू उपयुक्ततम डिस्चार्जमा निर्माण गर्दा वर्षाकालीन ऊर्जा उत्पादन निर्देशित डिस्चार्जमा भन्दा ५० देखि ८३ प्रतिशतसम्म बढी हुन्छ । अर्थात्, यदि निर्देशित डिस्चार्जमा क्षमता निर्माण गरिएमा वर्षाकालीन ऊर्जा उत्पादनमा ३३ देखि ४५ प्रतिशतको कमी हुने देखिन्छ ।

(च) प्रतियुनिट बिजुलीको लागतः उपयुक्ततम डिस्चार्जमा निर्माण गर्दा प्रतियुनिट बिजुलीको लागतमा पर्ने असर मिश्रित देखिन्छ । अर्थात्, दुई आयोजनामा प्रतियुनिट बिजुलीको लागत घट्ने र एक आयोजनामा बढने देखिन्छ (हेर्नुहोस्, तालिका ५) ।

तालिका ५ः निर्देशित डिस्चार्ज र उपयुक्ततम डिस्चार्ज अन्तर्गत प्रतियुनिट बिजुलीको लागत प्रतियुनिट बिजुलीको लागत (ने.रु.)

(छ) कार्बन उत्सर्जन न्यूनीकरणः जलविद्युत्को उपयोगले जीवाश्म इन्धनको खपतलाई विस्थापित गर्ने भएकोले उपयुक्ततम डिस्चार्जमा जलविद्युत् उत्पादनको वृद्धिबाट सोही अनुपातमा कार्बन उत्सर्जन न्यूनीकरण हुन सम्भव छ । यसर्थ, यस अध्ययन अन्तर्गतका चार आयोजनाहरूको औसत उत्पादन वृद्धिदर लिँदा उपयुक्ततम डिस्चार्जमा कार्बन उत्सर्जनमा थप ३७ प्रतिशतले न्यूनीकरण हुने देखिन्छ । यसको अर्थ उपयुक्ततम डिस्चार्जमा जलविद्युत् संरचना निर्माण गर्दा एकातिर हरितगृह ग्यास उत्सर्जन न्यूनीकरण गर्ने तथा खुद कार्बन उत्सर्जनलाई शून्यमा झार्ने नेपालको अन्तर्राष्ट्रिय प्रतिबद्धता पूरा गर्न अझ सहज हुने छ । अर्कोतिर, कार्बन उत्सर्जन न्यूनीकरणबाट नेपालले पाउन सक्ने कार्बन क्रेडिटमा पनि वृद्धि हुनेछ ।

विद्युत् निर्यात गर्न जलविद्युत् विकासका सम्भावना र डिजाइन डिस्चार्ज नियमनका असरहरू हाम्रो अध्ययनले नेपालको विद्युत् भारतीय बजारमा निर्यात गर्दाको अवस्थामा पनि उल्लिखित चार आयोजनाको उपयुक्ततम डिस्चार्जको निर्धारण गरेको छ । ३ अन्तरिक बजार अन्तर्गतको मूल्याङ्कनमा मध्यचमेलिया बाहेकका तीन आयोजनाको उपयुक्ततम डिस्चार्ज निर्देशित डिस्चार्ज भन्दा उच्च थियो भने निर्यात बजार अन्तर्गतको मूल्याङ्कनमा उल्लिखित चार वटै आयोजनाहरूको उपयुक्ततम डिस्चार्ज निर्देशित डिस्चार्ज भन्दा उच्च हुने देखिएको छ । अर्थात्, उपल्लो संखुवा क्यू२० मा, लाप्चे रिभर क्यू२५ मा, मध्य–चमेलिया क्यू३५ मा र तल्लो संखुवा क्यू३० मा निर्माण गर्नु उपयुक्ततम हुने देखिन्छ । तदनुसार, उपल्लो संखुवा, लाप्चे रिभर, मध्यचमेलिया र तल्लो संखुवाको उपयुक्ततम क्षमता क्रमशः १०३ मेगावाट, ७२ मेगावाट, ३१ मेगावाट र ४८ मेगावाट हुनेदेखिन्छ । यसको अर्थ उपयुक्ततम डिस्चार्जमा डिजाइन गर्दा निर्देशित डिस्चार्जमा भन्दा उत्पादन क्षमतामा २९ देखि २२७ प्रतिशतसम्म वृद्धि हुने देखिन्छ ।

ज्ञातव्य छ, निर्यात अवसरलाई ध्यानमा राखेर आयोजनाको निर्माण गर्दा उल्लिखित चारमध्ये तीन आयोजनाको उपयुक्ततम डिस्चार्ज र उत्पादन क्षमता आन्तरिक बजारका लागि निर्धारित उपयुक्ततम डिस्चार्ज र क्षमताभन्दा बढी हुनुपर्ने देखिन्छ । महत्त्वपूर्ण कुरा यो छ, भारत निर्यात हुने अवसरलाई विचार गर्दा चारै आयोजनाको खुद वर्तमान मूल्य आन्तरिक बजार अन्तर्गतको निर्देशित डिस्चार्जमा भन्दा ११ देखि ९५ प्रतिशतसम्म बढी हुने देखिन्छ । साथै, तीन आयोजनाको हकमा आन्तरिक बजारको निर्देशित डिस्चार्जको अवस्थामा भन्दा वार्षिक ऊर्जा उत्पादन १७ देखि १११ प्रतिशतसम्म बढ्ने देखिन्छ । यो विश्लेषणबाट स्पष्ट हुन्छ, निर्यातको सम्भावनाका आधारमा आरओआर आयोजनाका लागि वर्तमान डिजाइन डिस्चार्ज सम्बन्धी निर्देशिका र नियमन राष्ट्रिय हितको लागि झनै प्रत्युत्पादक छ ।

भारत र बंगलादेशमा नेपालबाट विद्युत् निर्यातको सम्भावना बढ्दो छ । हालै, भारतको मन्त्रिपरिषद्ले नेपालबाट १० हजार मेगावाट बिजुली खरिदका लागि स्वीकृति दिएको छ (Republica, 2023a) । साथै, बंगलादेशले पनि छिट्टै नेपालबाट भारत हुँदै विद्युत् आयात गर्ने भएको छ (The Economic Times, 2023) । यस परिप्रेक्षमा पनि निर्देशित डिस्चार्जमा जलविद्युत् विकास गर्दा राष्ट्रको विद्युत् निर्यात गर्ने क्षमता खुम्चिन जान्छ । यसो हुँदा, यस्तो निर्देशिकाको अवलम्बन गर्नु उचित देखिँदैन ।

निष्कर्ष

उपरोक्त विवेचनाबाट यो प्रष्ट छ कि, वर्तमान विद्युत् अनुमतिपत्र सम्बन्धी निर्देशिकाले व्यवस्था गरेको डिजाइन डिस्चार्ज सम्बन्धी नीतिले धेरै जलविद्युत् संसाधनको न्यून उपयोग गर्ने अवस्था सिर्जना गर्दछ । जलविद्युत्को अधिकतम विकास र उपयोग गर्न रोक लगाउँछ । यसबाट देशले विद्युत् उत्पादन क्षमता, ऊर्जा उत्पादन र खुद वर्तमान मूल्यमा उल्लेखनीय दीर्घकालीन क्षति बेहोर्नुपर्ने हुन्छ । यस्तो अवस्था वान्छनीय हुँदैन । किनकि, हाम्रो देशको द्रुततर आर्थिक विकासका लागि जलविद्युत् जस्तो स्वच्छ ऊर्जा स्रोतको आधिकतम उपयोग गर्नुको विकल्प छैन ।

सुदूर–भविष्यमा समेत देशले यसबाट लाभान्वित हुने अवसर सुरक्षित राखिनु पर्दछ भन्ने कुरामा दुई मत हुन सक्दैन । यसका लागि जलविद्युत् लगायत अन्य ऊर्जा संसाधनहरूको उपयुक्ततम विकास गरिनु बान्छनीय छ । किनकि, माथि भनिएझैँ अहिले उपयुक्ततमभन्दा कम क्षमतामा आयोजना विकास गर्दा कालान्तरमा क्षमता वृद्धि गर्न आवश्यक परेमा आर्थिक दृष्टिकोणबाट अति महँगो पर्न जान्छ । किनकि, एक पटक बनिसकेपछि जलविद्युत् संयन्त्र अपरिवर्तनिय प्राय हुन जान्छ । प्राधिकरणले पिपिए गर्दा आरओआर आयोजनाका लागि सुख्खायाममा वार्षिक उत्पादनको ३० प्रतिशतसम्म ऊर्जा उत्पादन गर्नुपर्ने सर्त राखेको छ (NEA, 2017) । यो भनेको जलविद्युत् आयोजनाको निर्माण गर्दा प्रायः डिजाइन डिस्चार्ज क्यू४० देखि क्यू४५ मा पर्ने गरी गर्नु भनेको जस्तो देखिन्छ । सुख्खायाममा आन्तरिक माग उच्चतम हुने र अधिकांश उत्पादन आरओआरमा निर्भर रहनुपर्ने हुँदा त्यो समयमा विद्युत् आपूर्तिमा हुने असन्तुलनको न्यूनीकरण गर्न पनि यस्तो सर्त राखिएको हुन सक्दछ । डिजाइन डिस्चार्जको नियमनमा आधारित यस्तो सर्त तात्कालीक र अल्पकालीन व्यवस्थापनको दृष्टिले एउटा समाधानको उपाय होला तर यस्तो सर्त दीर्घकालीन राष्ट्रिय हितविपरित छ ।

आर्थिक दक्षताको दृष्टिकोणबाट यो समस्याको उचित सम्बोधन विद्युत् आपूर्ति प्रणालीमा उपयुक्ततम ऊर्जा सम्मिश्रण (optimal energy mix) बाट गरिनु पर्दछ । अर्थात्, विद्युत् आपूर्ति प्रणालीमा आरओआर (सामान्य र आंशिकजलाशय), जलाशय (सामान्य र पम्पमा आधारित), सौर्य, वायु तथा अन्य विद्युत् संयन्त्रको क्षमता तथा सञ्चालनमा उपयुक्ततम सम्मिश्रण हुनु पर्दछ ।

हाल, नेपालको सन्दर्भमा आरओआर विद्युत् संयन्त्रको अत्यधिक बाहुल्यता र जलाशय संयन्त्रको न्यून उपस्थिति (४ प्रतिशतभन्दा कम) ले माग र आपूर्तिमा सन्तुलन ल्याउन कठिनाई भइरहेको देखिन्छ । आपूर्ति क्षेत्रको यो विद्यमान असन्तुलनमा सुधार ल्याउन जलाशय संयन्त्रको क्षमता वृद्धि गर्नुपर्ने हुन्छ । यसो नगरी आरओआर आयोजनाको डिजाइन डिस्चार्जमा नियमन गरेर समस्याको समाधान खोजिएको हो भने हाम्रो अध्ययनको निष्कर्षको आधारमा त्यो राष्ट्रको लागि प्रत्युत्पादक र घातक ठहरिन्छ । राष्ट्रिय दीर्घकालीन हितका लागि यस्तो नीति त्यागेर दीर्घकालीन उपयुक्ततम आवधिक योजनाको तर्जुमा गरी विविध ऊर्जा प्रविधि तथा क्षमताको उपयुक्ततम सम्मिश्रणमा आधारित विद्युत् प्रणालीको विकास गर्नु लाभदायी हुन्छ ।

लेखकद्वय, श्रेष्ठ एसियन इन्स्टिच्युट अफ टेक्नोलोजी (ए.आई.टी) थाइल्याण्डका इमेरिटस प्रोफेसर र भट्टराई स्वतन्त्र परामर्शदाता हुन् । अनुसन्धानमा आधारित यो आलेख २०८० साल पुसमा प्रकाशित ऊर्जा खबर अर्धवार्षिक पत्रिकाको पाँचौँ अङ्कबाट साभार गरिएको हो ।

फुटनोटहरू

१. सो अध्ययनमा ४० प्रतिशत probability of flow exceedance (अर्थात् क्यू ४०) को आधारमा सम्भाव्यताको अनुमान गरिएको छ । त्यसअघिका अध्ययनहरूमध्ये सर्वप्रथम सन् १९६६ मा गरिएको डा. हरिमान श्रेष्ठको अध्ययनबाट आकलन भएको कुल जलविद्युत् सम्भाव्यता ८३,००० मेगावाट बहुप्रचलित छ ।

२. यहाँ प्रचलित पिपिए दरभन्दा सुख्खायाम (dry season) मा ८.४० रुपैयाँ र वर्षायाम (wet season) मा ४.८० रुपैयाँलाई मनिएको छ (NEA, 2017) ।

३. यस अध्ययनमा भारतमा निर्यात गर्दाको बिजुलीको मूल्य ८.८८ रुपैयाँ प्रतियुनिट लिइएको छ (THT, 2017) । ज्ञातव्य छ, भारतको ऊर्जा एक्सचेन्जको एक दिनअघिको बजार (day ahead market) मा सन् २०२३ को जनवरीदेखि नोभेम्बरसम्म विद्युत् निर्यात गर्दाको औसत प्रतियुनिट मूल्य ८.५९ रुपैयाँ छ (IEX India, 2023) । यद्यपि, नेपालले सन् २०२३ मा भारतमा निर्यात गरेको विद्युत्को औसत प्रतियुनिट मूल्य प्रायः ८.८८ रुपैयाँ भन्दा उच्च छ (Republica, 2023b) ।

सन्दर्भ सामाग्री

1. Bhattarai, S. B., & Shrestha, R. M. (2023). Analysis of implications 
of a regulation on design discharge of run-of-river hydropower 
projects in Nepal. Sustainable Water Resources Management, 9(3). 
https://doi.org/10.1007/s40899-023-00860-z
2. DoED (2023) Survey license: hydro (more than 1MW). DOED. 
https:// www.doed.gov.np/license/ 13
3. IEXIndia. (2023). iexindia. 789639–789639. https://www.iexindia.
com/marketdata/areaprice.aspx
4. MoEWRI Nepal. (2023). Nirdesika 4th 
amendment. https://doi.org/https://www.doed.gov.
np/storage/listies/October2023/nirdeshika-fourth-amendment2080-final.pdf
5. NEA. (2017). NEA board decisions. 14, 8–10. https://www.nea.org.
np/admin/assets/uploads/supportive_docs/99343289.pdf
6. Republica. (2023a). megawatts of electricity from Nepal. 1–12. 
https://myrepublica.nagariknetwork.com/news/india-green-lightspurchase-of- 10-000-megawatts-of-electricity-from-nepal/
7. Republica. (2023b). Nepal exported electricity worth Rs 
11. 80 billion to India as of mid- October this season. 1–10. 
https://myrepublica.nagariknetwork.com/news/nepal-exportedelectricity-worth-rs-11-80-billion-to-india-as-of-mid-october-thisseason/
8. Shrestha RM (2014) Prospects for hydropower 
development in Nepal under different economic growth 
scenarios and investment impli- cations. N e p a l
Infrastructure. Summit. (November 2 0 1 4 ) .
https://www.researchgate.net/publication/315477920_Prospects_
for_Hydropower_Development_in_Nepal_under_Different_
Economic_Growth_ Scenarios_and_Investment_Implications
9. TheEconomic Times. (2023). B a n g l a d e s h w i l l s o o n
import power from Nepal via India. 1–10. https://economictimes.
indiatimes.com/industry/energy/power/bangladesh-will-soonimport-power-from-nepal-via- india/articleshow/101318399.cms
10. THT. (2017). NEA determines new tariff for imported electricity. 
1–4. https://thehimalayantimes.com/kathmandu/nea-determinesnew-tariff- india-1.mported-electricity/

प्रतिक्रिया दिनुहोस

© 2024 Urja Khabar. All rights reserved
विज्ञापनको लागि सम्पर्क +९७७-१-५३२१३०३