नेपालको ऊर्जा बहसमा एउटा रोचक प्रवृत्ति देखिन्छ— हामी प्रायः “दर” बाट बहस सुरु गर्छौं र त्यहीँ समाप्त गर्छौं। प्रतियुनिट मूल्य कति ? आरओआरभन्दा कति महँगो ? प्राधिकरणले तिर्न सक्छ कि सक्दैन ? तर जलाशय आयोजनाको प्रश्न केवल दरको प्रश्न होइन; यो ऊर्जा संरचना, प्रणाली स्थायित्व र राष्ट्रिय ऊर्जा सुरक्षाको प्रश्न हो।

नेपालको जलविद्युत् विकासको ऐतिहासिक संरचना हेर्दा स्पष्ट देखिन्छ कि हामी नदी प्रवाही (RoR) आयोजनाको बाटोबाट अघि बढ्यौं। भौगोलिक रूपमा उपयुक्त, लगानीका दृष्टिले तुलनात्मक रूपमा कम जोखिमयुक्त र छिटो निर्माण गर्न सकिने भएकाले आरओआर आयोजना हाम्रो प्राथमिक रोजाइ बने। यसको परिणामस्वरूप आज हामीसँग बर्खामा अत्यधिक उत्पादन र हिउँदमा संरचनागत अभाव भएको प्रणाली छ।

बर्खामा नदी उफ्रन्छ, टर्बाइन घुम्छ, ऊर्जा बग्छ। हिउँद लागेपछि नदी सुक्छ, उत्पादन घट्छ, अनि हामी आयाततर्फ फर्किन्छौं। यो चक्र वर्षैपिच्छे दोहोरिन्छ। यसलाई “मौसमी असन्तुलन” भन्न सकिन्छ, तर वास्तविक अर्थमा यो हाम्रो उत्पादन संरचनाको गहिरो कमजोरी हो।

यही सन्दर्भमा जलाशय आयोजना प्रवेश गर्छ। यसको मूल दर्शन सरल छ— प्रकृतिले बर्खामा दिएको अतिरिक्त पानी सञ्चित गर, अनि हिउँदमा प्रयोग गर। तर यो सरल दर्शन व्यवहारमा अत्यन्त जटिल हुन्छ। बाँध बनाउनु, जलाशय तयार गर्नु, विस्थापन व्यवस्थापन गर्नु, गाद नियन्त्रण गर्नु, लामो समयको ऋण जुटाउनु— यी सबै पक्षले जलाशय आयोजना महँगो बनाउँछन्।

यहीँबाट दरको बहस सुरु हुन्छ। जब जलाशयको हिउँदे दर आरओआरभन्दा उल्लेख्य रूपमा बढी देखिन्छ, प्रश्न उठ्छ— के हामी यस्तो महँगो ऊर्जा किन्न सक्छौं ? के यो आर्थिक रूपमा औचित्यपूर्ण छ ?

तर यहाँ एउटा मूलभूत त्रुटि प्रायः हुन्छ— हामी ऊर्जा मात्राको तुलना गर्छौं, ऊर्जा गुणस्तरको होइन। आरओआर ऊर्जा प्रकृतिमा निर्भर हुन्छ। नदीमा जति पानी, उति उत्पादन। चाहिएको बेला उत्पादन बढाउन सकिँदैन। जलाशय भने नियन्त्रणयोग्य हुन्छ। माग बढी भएको समयमा पानी छोडेर उत्पादन गर्न सकिन्छ। यो अन्तर अत्यन्त महत्वपूर्ण छ।

ऊर्जा प्रणालीमा “फर्म पावर” को अवधारणा यहीँबाट जन्मिन्छ। फर्म पावर भनेको आवश्यक समयमा निश्चित रूपमा उपलब्ध हुने शक्ति हो। यसको मूल्य साधारण ऊर्जा दरभन्दा भिन्न हुन्छ। यदि हिउँदमा वा पिक समयमा प्रणाली असफल भयो भने त्यसको आर्थिक असर प्रतियुनिट दरभन्दा धेरै ठूलो हुन सक्छ। उद्योग बन्द हुनु, आयातमा निर्भरता बढ्नु, आपतकालीन व्यवस्थापन गर्नुपर्नु— यी सबैको लागत दरमा देखिँदैन।

यस अर्थमा जलाशय आयोजना ऊर्जा मात्र होइन, ऊर्जा सुरक्षाको बीमा जस्तै हो। बीमाको मूल्य हेर्दा हामी केवल प्रिमियम हेरेर निर्णय गर्दैनौं; जोखिमको सम्भावना र सम्भावित क्षतिको परिमाण पनि विचार गर्छौं। नेपालको ऊर्जा प्रणालीमा मौसमी असन्तुलन गम्भीर जोखिम हो। जलाशय त्यस जोखिमको समाधानतर्फको संरचनात्मक प्रयास हो।

तर यसको अर्थ यो होइन कि जलाशयका सबै प्रस्तावित संरचना निर्दोष छन्। लागतमा आधारित दर निर्धारण, विदेशी मुद्रा जोखिम समावेश, ५ वर्षमा मात्र मूल्य समायोजन जस्ता प्रावधानले परियोजनालाई बैंकयोग्य बनाउने प्रयास गरेको देखिन्छ। निजी लगानी आकर्षित गर्न स्थिर र पूर्वानुमेय राजस्व संरचना आवश्यक हुन्छ। तर नेपाल जस्तो एकल खरिदकर्ता भएको बजारमा यसको वित्तीय प्रभाव गम्भीर रूपमा विश्लेषण गर्नुपर्छ।

नेपाल विद्युत् प्राधिकरण अहिले पनि बर्खामा बढी ऊर्जा व्यवस्थापनमा संघर्ष गरिरहेको छ। यदि उच्च दरमा दीर्घकालीन पीपीए गरियो भने भविष्यको माग वृद्धि र क्षेत्रीय बजार पहुँच स्पष्ट नभएसम्म वित्तीय दबाब सिर्जना हुन सक्छ। त्यसैले जलाशयको औचित्य केवल दरमा होइन, समग्र ऊर्जा योजना (Integrated Resource Planning) मा निर्भर हुन्छ।

अर्को महत्वपूर्ण पक्ष sedimentation हो। नेपालको भौगोलिक संरचनाले नदीमा ठूलो मात्रामा गाद बोक्छ। ५० वर्ष सक्रिय जलाशय कायम राख्ने शर्त व्यवहारिक रूपमा चुनौतीपूर्ण हुन सक्छ। यदि जलाशय चाँडै भरियो भने परियोजनाको आर्थिक गणित बदलिन सक्छ। यस विषयमा जोखिम कसले वहन गर्ने ? विकासकर्ता ? प्राधिकरण ? राज्य ? यो प्रश्न स्पष्ट उत्तर माग्छ।

लागतमा आधारित दर निर्धारण सैद्धान्तिक रूपमा पारदर्शी देखिए पनि व्यवहारमा विवादास्पद बन्न सक्छ। ब्याज दर, विनिमय दर, लागत वृद्धि, निर्माण ढिलाइ— यी सबै तत्वमा मतभेद हुन सक्छ। नेपालको संस्थागत क्षमता यस्ता जटिल मूल्याङ्कन गर्न पर्याप्त छ कि छैन भन्ने प्रश्न पनि उठ्छ।

यद्यपि, जलाशय आवश्यक छैन भन्ने निष्कर्ष निकाल्नु पनि उतिकै त्रुटिपूर्ण हुन्छ। यदि नेपालले दीर्घकालीन रूपमा ऊर्जा आत्मनिर्भरता र निर्यातको लक्ष्य राख्छ भने मौसमी सन्तुलन बिना त्यो सम्भव हुँदैन। पम्प-जलाशय, ब्याट्री भण्डारण, माग व्यवस्थापन जस्ता उपायहरू भविष्यका विकल्प हुन्, तर ठूलो परिमाणको मौसमी नियमन आजको सन्दर्भमा जलाशयमार्फत नै सम्भव देखिन्छ।

यसैले वास्तविक बहस “महँगो कि सस्तो” होइन। वास्तविक बहस हो— कुन संरचनामा, कुन जोखिम बाँडफाँटमा, कुन बजार रणनीतिसँग जलाशय अघि बढाउने ?

यदि जलाशयलाई केवल निजी लगानी प्रोत्साहनको औजारका रूपमा हेरियो भने दीर्घकालीन प्रणालीगत समस्या उत्पन्न हुन सक्छ। यदि यसलाई समग्र ऊर्जा सुरक्षाको रणनीतिक उपकरणका रूपमा हेरियो भने दर उच्च देखिए पनि औचित्यपूर्ण हुन सक्छ।

नेपालको ऊर्जा नीतिको परिपक्वता यहीँ परीक्षण हुन्छ। हामी मौसमी असन्तुलनलाई अस्थायी आयातबाट टारिरहने कि संरचनात्मक समाधानतर्फ लगानी गर्ने ?

जलाशय आयोजना कुनै जादुगरी समाधान होइन। यसमा वित्तीय जोखिम छ, प्राविधिक चुनौती छ, सामाजिक-पर्यावरणीय प्रश्न छन्। तर यसलाई केवल प्रतियुनिट दरको दृष्टिले मूल्यांकन गर्नु ऊर्जा नीतिको सरलीकरण हो।

अन्ततः प्रश्न यस्तो छ— हामी कस्तो ऊर्जा भविष्य चाहन्छौं ? केवल बर्खामा निर्यात गर्ने, हिउँदमा आयात गर्ने चक्रमा अड्किएको संरचना ? कि मौसमी सन्तुलन भएको, पिक समय सुरक्षित, दीर्घकालीन रूपमा स्थिर प्रणाली ? यदि दोस्रो विकल्प रोज्ने हो भने जलाशय आयोजनाको मूल्य केवल दरमा होइन, प्रणालीगत लाभमा मापन गर्नुपर्छ। नेपालले ऊर्जा सुरक्षाको मूल्य तिर्नैपर्छ। प्रश्न यति मात्र हो—त्यो मूल्य अहिले संरचनात्मक लगानीका रूपमा तिर्ने कि भविष्यमा अस्थिरताको लागतका रूपमा तिर्ने ?

जलाशय निर्देशिका : प्राधिकरणको रक्षात्मकता कि ऊर्जा नेतृत्वको अभाव ?

विद्युत् नियमन आयोगले जलाशय आयोजनासम्बन्धी निर्देशिका जारी गरेपछि नेपाल विद्युत् प्राधिकरणको प्रतिक्रिया हेर्दा एउटा मनोवैज्ञानिक असहजता देखिन्छ। ऊ एकल क्रेता (Single Buyer) भएको नाताले दीर्घकालीन वित्तीय दायित्वप्रति सचेत हुनु स्वाभाविक हो। तर प्रश्न उठ्छ— के प्राधिकरण आफ्नो संस्थागत जिम्मेवारीबाट पछि हटिरहेको त होइन ?

नेपाल विद्युत् प्राधिकरण कुनै निजी कम्पनी होइन, जसले नाफा-नोक्सान मात्र हेरेर निर्णय गर्छ। ऊ राज्यको ऊर्जा नीतिको कार्यान्वयन गर्ने प्रमुख अंग हो। यदि मुलुकको ऊर्जा संरचना मौसमी असन्तुलनले ग्रसित छ भने त्यसको दीर्घकालीन समाधान खोज्नु पनि प्राधिकरणकै जिम्मेवारी हो। जलाशय आयोजना महँगो छ भनेर हात झिक्नु सजिलो विकल्प हो; तर हिउँदमा आयात गरेर समस्या टारिरहनु कति दिगो रणनीति हो ?

प्राधिकरणले बारम्बार “वित्तीय भार” को कुरा उठाउँछ। तर उसले आफ्नै ऊर्जा मिश्रण (Energy Mix) को कमजोरी स्वीकार गर्न चाहँदैन। वर्षौंदेखि आरओआर आयोजनासँग आक्रामक रूपमा पीपीए गर्दै जाँदा मौसमी असन्तुलन झन् गहिरिँदै गएको छ। बर्खामा बढी र हिउँदमा अभाव— यो संरचनात्मक समस्या प्राधिकरणकै दीर्घकालीन योजना अभावको परिणाम होइन र ?

यदि जलाशयको दर उच्च छ भने त्यसको आर्थिक मूल्यांकन समग्र प्रणाली लागतको आधारमा हुनुपर्छ— आयात खर्च, पिक समयको आपतकालीन व्यवस्थापन, रिजर्भ क्षमता अभावको जोखिम लगायतका तत्व जोडेर। तर प्राधिकरण प्रायः प्रतियुनिट दरको सतही तुलना गर्दै “महँगो” भन्ने निष्कर्षमा पुग्छ। यस्तो दृष्टिकोण नियामक-स्तरको होइन, लेखापाल-स्तरको हो।

अर्को प्रश्न पनि उठ्छ— के प्राधिकरणले आफ्नै वित्तीय अनुशासन सुधार गरेको छ ? प्रसारण लाइन निर्माण ढिलाइ, माग प्रक्षेपणको कमजोरी, विद्युत् चुहावट, तथा ऊर्जा व्यापार रणनीतिमा अनिश्चितता जस्ता समस्या समाधान नगरी नयाँ संरचनात्मक सुधारप्रति भय देखाउनु जिम्मेवार व्यवहार होइन।

ऊ एकल क्रेता मात्र होइन; ऊ ऊर्जा प्रणालीको धुरी हो। यदि ऊ जोखिम लिनै तयार छैन भने निजी लगानीकर्ता किन दीर्घकालीन परियोजनामा लगानी गर्ने ? जलाशय आयोजना निजी क्षेत्रका लागि मात्र होइन, राष्ट्रिय ऊर्जा सुरक्षाका लागि हो। प्राधिकरणले आफ्नो भूमिकालाई “खरिदकर्ता” बाट “प्रणाली नियोजक” (System Planner) मा उकास्नुपर्छ।

वास्तविक चुनौती दर होइन— दृष्टिकोण हो। यदि प्राधिकरणले दीर्घकालीन ऊर्जा सुरक्षालाई प्राथमिकता दिन्छ भने जलाशयलाई शत्रु होइन, रणनीतिक साझेदारका रूपमा हेर्नुपर्ने हुन्छ। डरले होइन, तथ्यमा आधारित विश्लेषणले निर्णय गर्नुपर्ने समय यही हो।

अब प्राधिकरणलाई केवल आलोचना गरेर छोड्नु पर्याप्त हुँदैन। ऊ राज्यको रणनीतिक ऊर्जा अंग हो भने उसले प्रतिरक्षात्मक (defensive) होइन, संरचनात्मक र आक्रामक (strategic) भूमिका लिनुपर्छ। यस्तो अवस्थामा प्राधिकरणले के गर्नुपर्छ भन्ने सन्दर्भमा केही ठोस दिशाहरू देखिन्छन्।

सबैभन्दा पहिले, उसले जलाशय निर्देशिकालाई “वित्तीय खतरा” का रूपमा होइन, “प्रणाली सुधारको अवसर” का रूपमा हेर्नुपर्छ। यदि दर वा प्रावधानमा समस्या छ भने सार्वजनिक रूपमा विरोध गर्नेभन्दा तथ्य-आधारित वित्तीय मोडेल तयार गरेर नियामकसँग औपचारिक पुनरावलोकन प्रक्रिया सुरु गर्नुपर्छ। भावनात्मक प्रतिक्रिया होइन, परिमाणात्मक विश्लेषण— यहीँबाट विश्वसनीयता निर्माण हुन्छ।

दोस्रो, प्राधिकरणले तत्काल समग्र ऊर्जा मिश्रण (Energy Mix) को दीर्घकालीन अध्ययन सार्वजनिक गर्नुपर्छ। आगामी २०-२५ वर्षको माग प्रक्षेपण, हिउँदे घाटा, सम्भावित आयात निर्भरता, र जलाशय वा पम्प-स्टोरेज बिना प्रणाली कस्तो हुन्छ भन्ने स्पष्ट परिदृश्य (scenario analysis) प्रस्तुत गर्नुपर्छ। यदि जलाशय आवश्यक छैन भन्ने उसको धारणा हो भने त्यसको विकल्प के हो— त्यो पनि स्पष्ट हुनुपर्छ। केवल “महँगो छ” भनेर हट्नु नीतिगत कमजोरी हो।

तेस्रो, प्राधिकरणले पिक-प्राइसिङ र फर्म-इनर्जी मूल्यांकन प्रणाली प्रस्ताव गर्नुपर्छ। अहिलेको दर संरचना ऊर्जा मात्रामा आधारित छ; गुणस्तरमा होइन। यदि जलाशयले पिक समयमा आपूर्ति सुनिश्चित गर्छ भने त्यसको अलग मूल्य निर्धारण गर्न सकिन्छ। यसरी दर संरचना परिमार्जन गरेर वित्तीय जोखिम घटाउन सकिन्छ।

चौथो, क्षेत्रीय ऊर्जा व्यापार रणनीति स्पष्ट गर्नुपर्छ। भारत र बङ्गलादेशसँगको दीर्घकालीन निर्यात सम्झौता, पिक-पावर बिक्री, र सिजनल स्वाप (Seasonal Swap) मोडेल विकसित नगरी जलाशयको आर्थिक औचित्य कमजोर हुन्छ। त्यसैले प्राधिकरणले कूटनीतिक र व्यापारिक पहल तीव्र बनाउनुपर्छ।

पाँचौं, आफ्नै संस्थागत कमजोरी सुधार्नुपर्छ। प्रसारण पूर्वाधार ढिलाइ, वितरण चुहावट, तथा परियोजना समन्वयमा देखिने समस्याहरू समाधान नगरी नयाँ संरचनात्मक जोखिमबाट डराउनु विश्वसनीय हुँदैन। वित्तीय अनुशासन सुदृढ भए जलाशयजस्ता दीर्घकालीन प्रतिबद्धता वहन गर्न सजिलो हुन्छ।

अन्ततः, प्राधिकरणले आफ्नो भूमिकालाई “एकल क्रेता” को साँघुरो दायराबाट बाहिर निकालेर “राष्ट्रिय प्रणाली नियोजक” को भूमिकामा रूपान्तरण गर्नुपर्छ। ऊर्जा सुरक्षाको प्रश्नमा ऊ केवल खरिदकर्ता होइन—नीतिगत सह-निर्माता हो।

यदि उसले नेतृत्व लिन्छ भने जलाशय निर्देशिका बोझ होइन, ऊर्जा संरचना सन्तुलनतर्फको मोड बन्न सक्छ। यदि उसले डर रोज्छ भने मौसमी असन्तुलनको चक्र दोहोरिरहनेछ। अहिले निर्णय गर्ने समय प्राधिकरणकै हातमा छ।

विद्युत् नियमन आयोगले तयार पारेको अहिलेको निर्देशिका पूर्ण छ त ?

तर अधुरो हुनु भनेको गलत हुनु होइन। अहिलेको निर्देशिका संरचनात्मक प्रयास हो, अन्तिम समाधान होइन।

अब अलि स्पष्ट रूपमा हेरौं।

विद्युत् नियमन आयोगले ल्याएको संरचनामा केही महत्वपूर्ण सुधारात्मक पक्ष छन्। दुई-भाग दर (capacity + energy), विदेशी मुद्रा जोखिम समावेश, ५ वर्षमा मूल्य समायोजन, लागत-अनुशासनको सीमा— यी सबैले जलाशय आयोजना बैंकयोग्य बनाउने प्रयास देखिन्छ। निजी लगानी बिना ठूलो जलाशय सम्भव छैन भन्ने यथार्थ आयोगले स्वीकार गरेको छ। यस दृष्टिले निर्देशिका आधुनिक छ।

तर समस्या कहाँ छ भने— निर्देशिका प्रणाली अर्थशास्त्र (system economics) भन्दा बढी परियोजना अर्थशास्त्र (project economics) मा केन्द्रित छ।

नेपालको विद्युत् प्रणाली अहिले तीन वटा संरचनात्मक जोखिमसँग जुधिरहेको छ:

१. मौसमी असन्तुलन

२. एकल क्रेता जोखिम

३. क्षेत्रीय बजार अनिश्चितता

निर्देशिकाले परियोजना कसरी वित्तीय रूपमा सम्भव बनाउने भन्नेमा ध्यान दिएको छ, तर:

• जलाशयबाट प्राप्त “firm energy” को प्रणालीगत मूल्य कति ?

• पिक समयको स्पष्ट परिभाषा के ?

• बर्खाको महँगो ऊर्जा कसरी व्यवस्थापन गर्ने ?

• यदि माग अनुमान गलत भयो भने जोखिम कसले वहन गर्ने ?

• ५० वर्ष सक्रिय जलाशयको प्राविधिक यथार्थ के ?

यी प्रश्नहरूमा निर्देशिका मौन वा अपूर्ण देखिन्छ।

विशेष गरी, ५० वर्ष सक्रिय जलाशय र १५ दिन जडित क्षमता बराबर उत्पादनको प्रावधान नेपालका उच्च गादयुक्त नदी प्रणालीमा गम्भीर प्राविधिक परीक्षण माग्छ। जोखिम बाँडफाँटको स्पष्ट संरचना छैन। लागतमा आधारित दर निर्धारण व्यवहारमा विवादास्पद बन्न सक्छ, किनकि नेपालमा विस्तृत लागत प्रमाणीकरण गर्ने संस्थागत क्षमता अझै सीमित छ।

अर्को महत्वपूर्ण कमजोरी—निर्देशिका 'ऊर्जा मूल्य निर्धारण दस्तावेज' (energy pricing document) जस्तो देखिन्छ, तर “एकीकृत ऊर्जा स्रोत योजना दस्तावेज” (integrated resource planning document) होइन। जलाशय आयोजना अलग्गै आर्थिक इकाइ होइन; यो समग्र ऊर्जा मिश्रणको भाग हो। माग, प्रसारण पूर्वाधार, निर्यात रणनीति, र पम्प-स्टोरेज वा भण्डारण नीतिसँगको समन्वय बिना यसको प्रभाव पूर्ण रूपमा मूल्यांकन हुँदैन।

यसैले, अहिलेको निर्देशिका:

✔ बैंकयोग्य संरचना दिन खोजेको छ
✔ निजी लगानी आकर्षित गर्ने प्रयास गरेको छ
✔ मौसमी असन्तुलनको आवश्यकता स्वीकार गरेको छ

तर

✖ प्रणालीगत जोखिमको पूर्ण विश्लेषण छैन
✖ firm energy को अलग मूल्यांकन छैन
✖ दीर्घकालीन ऊर्जा व्यापार रणनीतिसँग स्पष्ट समन्वय छैन
✖ प्राविधिक यथार्थ (sedimentation, peak definition) थप स्पष्टता चाहिन्छ ।

निष्कर्ष के हो भने निर्देशिका प्रारम्भिक फ्रेमवर्क हो, अन्तिम नीतिगत दस्तावेज होइन। यसलाई संशोधन, परिमार्जन र डेटा-आधारित समीक्षा प्रक्रियाबाट बलियो बनाउन सकिन्छ।

साँचो प्रश्न यो होइन कि “पूर्ण छ कि छैन।” साँचो प्रश्न हो— के यसलाई सुधार्ने राजनीतिक र संस्थागत इच्छाशक्ति छ ?

के-के संशोधन आवश्यक पर्न सक्छ

जलाशय आयोजना नेपालको ऊर्जा प्रणालीका लागि “अतिरिक्त उत्पादन” होइन, मौसमी सन्तुलन र फर्म क्षमताको आधार हो। त्यसैले जलाशयको खरिद-बिक्री दर निर्देशिका बनाउँदा दुईवटा कुरा एकसाथ सन्तुलित हुनुपर्छ— (१) परियोजनाको बैंकयोग्यता र निजी लगानी आकर्षण, (२) एकल क्रेताको दीर्घकालीन वित्तीय वहनक्षमता र प्रणाली-लागत नियन्त्रण। अहिलेको निर्देशिका पहिलो पक्षतर्फ सापेक्ष रूपमा बलियो देखिए पनि दोस्रो पक्ष—विशेषगरी प्रणाली अर्थशास्त्र, जोखिम बाँडफाँट, र विवाद व्यवस्थापनमा थप परिमार्जन आवश्यक देखिन्छ।

सबैभन्दा पहिले निर्देशिकाले “ऊर्जा” र “फर्म ऊर्जा/पिक सेवा” लाई एउटै दर संरचनाभित्र गाभेर राखेको छ। जलाशय आयोजनाको वास्तविक मूल्य भनेको केवल युनिट होइन; आवश्यक समयमा उपलब्ध हुने शक्ति (firm/peaking capability) हो। त्यसैले निर्देशिकामा “निश्चित (फर्म) ऊर्जा तथा पिक सेवाको मूल्याङ्कन प्रणाली”  (Firm Energy/Peaking Service Valuation) को छुट्टै ढाँचा चाहिन्छ, जसमा पिक आवरको परिभाषा, फर्म ऊर्जा ग्यारेन्टी, र त्यसको मूल्याङ्कन स्पष्ट होस्। अहिले पिक आवर वा प्रणाली आवश्यकता अस्पष्ट हुँदा ऊर्जा-गुणस्तरको मूल्य ठ्याक्कै समातिन्न, र यहीँबाट “महँगो छ” भन्ने सतही बहस बढ्छ। समाधानको दिशा: ऊर्जा शुल्कलाई सामान्य “बेस” र पिक/फर्म सेवा शुल्कलाई छुट्टै “पर्फर्मेन्स-लिंक्ड” घटक बनाउने।

दोस्रो, हिउँदे ऊर्जा प्रतिशत (जस्तै ३५%) र १५ दिनसम्म जडित क्षमतामा उत्पादन जस्ता मापदण्डहरू प्रणाली आवश्यकतासँग मिल्छन् कि मिल्दैनन् भन्ने प्रश्न उठ्छ। नेपालमा चुनौती केवल “वार्षिक प्रतिशत” होइन— सबैभन्दा चर्को माग हुने समय (morning/evening ramp) मा ऊर्जा उपलब्ध हुनु हो। त्यसैले प्रतिशत-आधारित सर्तलाई मात्र होइन, “दैनिक उच्चतम माग अवधिमा सुनिश्चित आपूर्ति समयसीमा (ramp capability, daily peak delivery window) र “न्यूनतम सुनिश्चित (फर्म) ऊर्जा उत्पादन दायित्व” (minimum firm output obligation) जस्ता प्रणाली-मैत्री मेट्रिक्स थप्नु उपयुक्त हुन्छ। यसले “थोरै प्रतिशत बढ्यो” भन्ने विवादलाई “प्रणालीमा कति मूल्य थपियो” भन्ने प्राविधिक बहसमा रूपान्तरण गर्छ।

तेस्रो, बर्खाको ऊर्जा व्यवस्थापन निर्देशिकामा कमजोर देखिन्छ। नेपालमा बर्खामा बढी ऊर्जा हुने जोखिम वास्तविक छ। यदि निर्देशिका केवल “खरिद गर्नैपर्ने” संरचनामा अडियो भने एकल क्रेतामाथि अनावश्यक वित्तीय बोझ पर्न सक्छ। त्यसैले बर्खाको ऊर्जामा 'पहिलो अस्वीकार अधिकार तथा लचिलो ऊर्जा खरिद संयन्त्र (Right of First Refusal / Flexible Offtake Mechanism) जस्ता विकल्पहरू राख्न सकिन्छ— जहाँ क्रेताले (प्राधिकरणले) प्रणाली/बजार अवस्था हेरेर केही अंशमा लचकता पाओस्, तर विकासकर्ताको ऋण-सेवा/राजस्व सुरक्षा पनि नटुटोस्। यसका लागि न्यूनतम take-or-pay सीमा र बाँकी ऊर्जामा लचिलो खण्ड (flex band) जस्ता डिजाइनहरू सम्भव छन्।

चौथो, लागत-आधारित दर (Cost-based tariff) ले पारदर्शिता दिने भए पनि नेपालमा प्रमाणीकरण क्षमता र व्याख्यात्मक विवादको जोखिम उच्च छ। त्यसैले निर्देशिकाले लागत-आधारित दर लागू गर्दा “मानक लागत मापदण्ड तथा स्वतन्त्र प्रमाणीकरण व्यवस्था” (Standard Cost Norms + Independent Verification) को व्यवस्था थप स्पष्ट गर्नुपर्छ। कुन लागत स्वीकार्य, कुन अस्वीकार्य, कुन सूचक/बेन्चमार्क प्रयोग हुने, कुन अवस्थामा अपवाद हुने— यी कुरा नियममै प्रष्ट नहुँदा पिपिए प्रक्रिया अदालत-मुखी हुन सक्छ। व्यावहारिक सुधार: आयोग/प्राधिकरण/स्वतन्त्र अडिट संस्थासहित लागत पुनरावलोकन समिति (Cost Review Panel) वा विद्युत् दर निर्धारण इकाइ (Tariff Determination Cell) जस्तो संयन्त्र, टाइमलाइनसहित।

पाँचौं, ५-५ वर्षमा मूल्य समायोजन राम्रो प्रयास भए पनि “कुन सूचक” भन्ने स्पष्टता र पारदर्शिता चाहिन्छ। मुद्रास्फीति सूचकाङ्कअनुसार दर समायोजन, (Inflation indexing), सञ्चालन तथा मर्मत खर्च वृद्धिदर (O&M escalation), विदेशी विनिमय प्रभाव समायोजन (FX pass-through) — यी घटकहरूलाई छुट्टै पारेर स्पष्ट सूत्र राख्दा विवाद घट्छ। उदाहरणका लागि सञ्चालन तथा मर्मत खर्चको वृद्धि मुद्रास्फीति सूचकाङ्कमा आधारित स्पष्ट सूत्रद्वारा निर्धारण र कार्यसम्पादन मापदण्ड उल्लङ्घन (performance non-compliance) मा दण्डात्मक प्रावधान (penalty/reduction) जस्ता संयन्त्रले क्रेता-विकेता दुवैलाई अनुशासनमा राख्छ।

छैटौं, ५० वर्ष सक्रिय जलाशय जस्तो प्रावधान नेपालका उच्च गादयुक्त नदीमा चुनौतीपूर्ण हुन सक्छ। त्यसैले यो प्रावधान “आदर्श लक्ष्य” का रूपमा राख्दा पनि, गाद (अवसादन) जोखिम बाँडफाँट (sedimentation risk allocation) स्पष्ट हुनैपर्छ। यदि ५० वर्ष कायम राख्न dredging/flush/sluicing जस्ता उपाय चाहिन्छ भने त्यसको लागत कसले वहन गर्ने? विकासकर्ता मात्र, कि साझा? यही अस्पष्टताले लगानीकर्ता र क्रेता दुवैलाई अनिश्चित बनाउँछ। सुधारको दिशा: गाद व्यवस्थापन योजना (Sediment Management Plan) लाई पीपीएको अनिवार्य परिशिष्ट (annex) बनाउने, र दायित्व साझा/सीमित गर्ने (उदाहरण: डिजाइन अनुमानभन्दा बढी गाद भए जोखिम बाँडफाँट लागू हुने व्यवस्था)।

सातौं, निर्देशिका लागू हुने क्रममा सबैभन्दा ठूलो डर “नियत” होइन, विश्वासको घाटा हो। त्यसैले आयोगले संशोधनमार्फत प्रक्रियागत वैधता बलियो बनाउनुपर्छ— सुझाव लिने अवधि, सार्वजनिक सुनुवाइ, प्राधिकरण/विकासकर्ता/उपभोक्ता प्रतिनिधित्व, र आवधिक पुनरावलोकन प्रावधान (periodic review clause) । निर्देशिकालाई “ढुङ्गाको अक्षर होइन” भनिएपछि, त्यो कुरा कागजमा पनि देखिनुपर्छ—उदाहरण: १२-१८ महिनामा पहिलो समीक्षा अनिवार्य, त्यसपछि ३ वर्षमा पुनरावलोकन।

अन्ततः, निर्देशिका सफल हुन “दर” भन्दा बढी ऊर्जा योजना चाहिन्छ। आयोग र प्राधिकरण मिलेर जलाशयलाई एकीकृत ऊर्जा स्रोत योजना (Integrated Resource Planning) भित्र राख्नुपर्छ— कति जलाशय चाहिन्छ, कुन नदी बेसिनमा, कुन वर्षसम्म, निर्यात/घरेलु मागको कुन परिदृश्यमा। यसो भए निर्देशिका एक्लै “महँगो/सस्तो” को दस्तावेज होइन, “प्रणाली सन्तुलन” को नीति उपकरण बन्छ।

निष्कर्ष

अहिलेको निर्देशिका पूर्णत: अस्वीकार गर्ने वा पूर्णत: बचाउ गर्ने— दुवै अतिरञ्जना हुन्छ। यसमा लगानी आकर्षण गर्ने संरचना छ, तर नेपाल जस्तो एकल क्रेता प्रणालीमा निश्चित आपूर्ति क्षमताको मूल्य, बर्खाको ऊर्जा व्यवस्थापन जोखिम, लागत प्रमाणीकरण, जलाशय गादको वास्तविकता तथा विवाद-प्रतिरोधी प्रक्रिया स्पष्ट हुन आवश्यक छ। यी विषय थप स्पष्ट भए निर्देशिका अझ बलियो, न्यायोचित र कार्यान्वयनयोग्य बन्न सक्छ।