Nepal aproxima-se de uma política de comércio privado de eletricidade, enquanto avançam as regras de licenciamento e exportação

Onze empresas procuram entrar no mercado da eletricidade do Nepal

O Nepal está a preparar aprovações preliminares para operadores privados de comércio de eletricidade. Onze empresas já solicitaram Cartas de Intenção e o Governo está a trabalhar para emitir os documentos antes do Dashain. O ministro da Energia, dos Recursos Hídricos e da Irrigação, Biraj Bhakta Shrestha, afirma que as disposições da política estão na fase final, juntamente com alterações aos contratos de compra de eletricidade e o reforço das ligações comerciais de eletricidade com a Índia.

Numa sessão de informação ministerial realizada na quarta-feira, em Katmandu, com data de Ashoj 28 no calendário nepalês, Shrestha fez um balanço de seis meses de trabalho. Anunciou o prolongamento dos prazos para o início da exploração comercial de 27 projetos hidroelétricos, num total de 540,47 megawatts, e um acordo com a Índia para aumentar a capacidade de importação de eletricidade de 1.000 MW para 1.400 MW e a capacidade de exportação de 1.100 MW para 1.650 MW.

As empresas privadas passariam a ter uma via para encontrar compradores e vender eletricidade, em vez de dependerem exclusivamente da Nepal Electricity Authority (NEA) para adquirir a sua produção. O ministério está a articular a produção, o transporte, o comércio e o consumo interno, procurando transformar o investimento em centrais elétricas em eletricidade que chegue a clientes dispostos a pagar.

O passo imediato é emitir Cartas de Intenção (LOI) ou Certificados de Não Objeção (NOC). As licenças de comércio definitivas exigem uma alteração à Lei da Eletricidade e as respetivas disposições regulamentares. As empresas precisarão depois de acesso à rede de transporte, acordos comerciais e, no caso das exportações, autorização ao abrigo das regras que regem o comércio transfronteiriço de eletricidade.

O prazo indicado por Shrestha diz respeito aos documentos preliminares, que deverão ser emitidos antes do Dashain; são esperadas mais decisões sobre os contratos de compra de eletricidade dentro de poucos dias. Não foi anunciada uma data para a conclusão do licenciamento definitivo nem para a autorização de acesso às exportações. Anshu Kiran Shahi, membro do conselho de administração da NEA, estima que o trabalho jurídico e técnico necessário para permitir exportações privadas possa demorar pelo menos um a dois anos.

Uma promessa orçamental encontra um processo jurídico

O ministro das Finanças, Dr. Swarnim Wagle, anunciou a participação privada no comércio internacional de eletricidade a 29 de maio de 2026, ao apresentar o orçamento nacional para o ano fiscal de 2026/27. Os preparativos de Shrestha dizem agora respeito aos passos práticos necessários para dar às empresas uma via funcional de acesso a esse mercado.

O Nepal procura concretizar esta mudança há vários anos. Em maio de 2022, o Ministério da Energia tentava obter uma alteração legislativa, uma vez que a Lei da Eletricidade de 1992 não permitia o comércio privado de eletricidade. O Ministério da Lei rejeitara uma tentativa anterior de avançar através de uma diretiva e de orientações sobre o transporte, por faltar na lei a autorização necessária.

A secção 29 do Projeto de Lei de Alteração e Integração das Leis da Eletricidade em Vigor permitiria às empresas privadas nepalesas comercializar eletricidade no mercado interno e internacional. Na altura, o projeto aguardava apreciação na Assembleia Nacional desde meados de julho de 2020. O ministério ponderava também outra via de alteração legislativa e a aprovação de uma portaria.

A política desenvolveu-se em várias fases:

• Fevereiro de 2021: a Índia introduziu procedimentos que obrigam as empresas nepalesas que pretendam vender eletricidade no país a obter uma licença de exportação do Nepal.
• Maio de 2022: o Ministério da Energia do Nepal procurou alterar a legislação depois de ter sido rejeitada a abordagem baseada numa diretiva.
• Junho de 2025: a Comissão Reguladora da Eletricidade aprovou um projeto de diretiva sobre o acesso aberto à rede.
• 29 de maio de 2026: o orçamento nacional anunciou a participação privada no comércio internacional de eletricidade.
• Antes do Dashain: Shrestha pretende emitir documentos preliminares para os potenciais operadores privados.

O processo de alteração da Lei da Eletricidade avançou no Parlamento. O Departamento de Desenvolvimento da Eletricidade está a aceitar pedidos de LOI sem limite ou quota, enquanto o Governo finaliza os requisitos relativos ao capital mínimo, às garantias bancárias e às condições comerciais. Uma subsidiária da NEA já recebeu autorização para comercializar eletricidade e empresas privadas procuram obter as suas próprias licenças.

As regras da Índia vão determinar as exportações privadas

A Índia é central nos planos de exportação do Nepal, incluindo as vendas destinadas ao Bangladesh, porque a eletricidade tem de passar pela infraestrutura de transporte indiana. Os operadores privados precisam, por isso, de acordos tanto no Nepal como na Índia, que abranjam o reconhecimento da empresa comercializadora, o acesso à rede e a autorização da transação.

Shahi afirma que, atualmente, as regras indianas reconhecem a NEA como a entidade autorizada do Nepal para comercializar eletricidade. As empresas privadas nepalesas precisam de reconhecimento formal antes de poderem vender eletricidade à Índia ou enviá-la através do país para outro destino. Segundo Shahi, será necessário negociar entre os dois governos para garantir esse acesso.

O ministério iniciou conversações exploratórias com os seus homólogos indianos. Entretanto, os potenciais operadores podem identificar compradores e preparar planos comerciais através do processo de LOI. O comércio exigirá decisões separadas sobre os volumes de eletricidade, a capacidade de transporte, o acesso à rede e as autorizações transfronteiriças, bem como acordos que especifiquem quem compra a eletricidade e como é garantido o pagamento.

As empresas privadas já apresentaram planos que dependiam destas autorizações. A Nepal Power Exchange Limited assinou um acordo com a indiana Manikaran Power Limited em 10 de janeiro de 2022, segundo o qual a Manikaran se comprometia a comprar 500 MW e a tornar-se parceira de investimento, mediante a obtenção de uma licença de exportação.

Ganesh Karki, então vice-presidente da Associação de Produtores Independentes de Eletricidade do Nepal (IPPAN), explicou por que motivo uma licença era importante nas negociações com clientes estrangeiros:

«Os compradores estrangeiros não confiarão em nós se não tivermos uma licença de exportação»,

O Nepal Infrastructure Bank também propôs criar uma subsidiária de comércio de eletricidade e, em 2022, discutiu parcerias com empresas indianas e bangladeshianas. Os atuais preparativos de licenciamento respondem a uma necessidade comercial que existe há anos: as empresas querem ter autorização para negociar vendas e assumir a responsabilidade de encontrar um mercado para a sua eletricidade.

Quanto pagariam os operadores pelo acesso à rede

A Comissão Reguladora da Eletricidade fixou as tarifas de acesso à rede para o ano fiscal de 2026/27 em 413.000 NPR por MW por mês para o acesso de média e longa duração e 0,57 NPR por unidade para o acesso de curta duração. Uma unidade corresponde a um quilowatt-hora, a quantidade de eletricidade consumida por um aparelho de um quilowatt durante uma hora.

Estas tarifas são designadas por encargos de transporte. Pagam o transporte de eletricidade através de uma rede de transmissão. Um produtor privado e um cliente podem acordar uma venda e utilizar a infraestrutura de rede existente para transportar a eletricidade entre ambos, em vez de construírem uma linha dedicada para cada transação.

O projeto de junho de 2025 propunha tarifas mais baixas: 39 paisa por unidade para o acesso de curta duração e 283.842 NPR por MW por mês para o acesso de média e longa duração. As tarifas posteriores são cerca de 46% mais elevadas em ambos os casos. Estes são encargos de utilização da rede; os operadores têm também de contar com o preço de compra da eletricidade e outros custos comerciais.

O projeto de 2025 propunha transações mínimas de 5 MW para o comércio interno e de 10 MW para o comércio transfronteiriço. Entre as instalações elegíveis estavam centrais hidroelétricas com pelo menos 5 MW ligadas a uma rede que opere a 33 quilovolts ou mais, e centrais de produção para autoconsumo com pelo menos 1 MW. Uma central de produção para autoconsumo gera eletricidade sobretudo para uso do seu proprietário.

O projeto dividia os contratos em períodos de acesso de 24 horas a um ano, de mais de um ano a cinco anos e de mais de cinco anos. Dava prioridade à procura interna antes das exportações, com exceções para projetos autorizados pelo Governo e para exportações através da NEA.

A comissão está a finalizar seis procedimentos operacionais. Disposições anteriores atribuíam a execução ao Departamento de Operações do Sistema da NEA, incluindo a publicação de procedimentos e minutas de acordos no prazo de 120 dias após a aprovação da diretiva. A medição, a programação da eletricidade, a liquidação de pagamentos e as regras aplicáveis a desvios entre a eletricidade prometida e a efetivamente fornecida fazem parte do trabalho necessário para viabilizar o comércio.

Os contratos de compra de eletricidade dariam prioridade a uma oferta útil

Mais de 16.000 MW de projetos propostos aguardam contratos de compra de eletricidade (PPA), segundo a atualização das reformas de outubro de 2026. Um PPA é um contrato que estabelece as condições em que um comprador adquire a eletricidade de um projeto. Os promotores precisam de receitas previsíveis para planear a construção e o financiamento.

Uma subcomissão liderada por Anshukiran Shahi, membro do conselho de administração da NEA, apresentou critérios propostos para a abertura de novos PPA. As recomendações abrangem a preparação técnica, o acesso à infraestrutura de transporte e o fecho financeiro, fase em que fica garantido o financiamento de um projeto. A sua aplicação aguarda uma decisão do conselho de administração da NEA.

Shrestha afirma que a abordagem proposta daria prioridade aos projetos capazes de responder à elevada procura nas noites da estação seca, fornecer eletricidade durante os meses secos, manter uma produção mensal estável e ter acesso à rede de transporte. Também teriam prioridade os projetos para os quais fosse possível organizar exportações de eletricidade até ao início da exploração comercial.

Estes critérios relacionam o momento da produção de eletricidade com as necessidades do sistema. A produção anual de um projeto hidroelétrico é importante, mas também é necessária eletricidade em horas específicas e nos meses em que os caudais dos rios são menores. Uma central que forneça eletricidade nesses períodos pode ajudar o sistema de formas que a sua potência instalada, por si só, não traduz.

Shrestha afirma que as decisões seguintes terão em conta as obrigações financeiras do Estado, os interesses dos investidores privados e os efeitos económicos. Isto surge na sequência de uma polémica em torno da proposta orçamental para o ano fiscal de 2025/26, que previa contratos do tipo «take and pay» em vez de contratos «take or pay». Em termos gerais, no modelo «take and pay» o pagamento está associado à eletricidade efetivamente consumida, enquanto no modelo «take or pay» pode ser necessário pagar uma quantidade acordada mesmo que o comprador não a consuma.

Ganesh Karki, presidente da IPPAN, congratulou-se com o início das reformas, mas pediu decisões mais rápidas sobre os PPA. Os promotores esperavam que os acordos pendentes fossem concluídos no prazo de 180 dias e criticaram a falta de progressos ao fim de seis meses.

Prorrogação dos prazos abrange 27 projetos

A NEA prorrogou a Data Exigida para o Início da Exploração Comercial (RCOD) de 27 projetos, num total de 540,47 MW, na primeira fase das medidas de apoio. A RCOD é o prazo acordado para uma central iniciar a exploração comercial. Atrasos podem colocar o promotor em risco de incumprimento do contrato.

O anúncio de Shrestha e o detalhe das reformas indicam 540,47 MW; também circulou um valor superior, de 4.540,47 MW, relativo aos mesmos 27 projetos. O detalhe das reformas enquadra as prorrogações num conjunto de 320 projetos em construção, num total de 8.292 MW.

A autoridade dividiu estes 320 projetos em quatro categorias, com base no progresso da construção e nas obrigações dos PPA. Os projetos da categoria C estão sujeitos a Notificações de Incumprimento, avisos formais relativos ao não cumprimento de obrigações contratuais. As prorrogações destinam-se a projetos próximos da conclusão, em vez de serem aplicadas uniformemente a todos os projetos em carteira.

Os promotores enfrentaram atrasos associados a cheias, deslizamentos de terras, falta de linhas de transporte, obstáculos locais e dificuldades económicas na sequência da COVID-19. Os prazos revistos dão mais tempo aos projetos elegíveis para entrarem em funcionamento, ao passo que o processo de classificação associa as prorrogações aos progressos realizados.

No ano fiscal anterior, o Nepal acrescentou 561 MW à rede, face a uma meta de 942 MW. Isso correspondeu a cerca de 60% da meta, deixando um défice de 381 MW. Os números mostram por que motivo o passo seguinte é concluir as centrais e ligá-las à rede, a par das alterações aos contratos e ao licenciamento.

Expansão da rede de transporte liga centrais aos compradores

A secção de Hetauda da linha de transporte Hetauda-Dhalkebar-Inaruwa, que opera a 400 quilovolts, está quase concluída. Shrestha afirma que a NEA planeia colocá-la sob tensão depois do Dashain. Colocar uma linha sob tensão significa energizá-la para que possa entrar em serviço.

A construção da linha Bahrabise-Lapsiphedi, de 400 quilovolts, está concluída. As subestações de Bahrabise e New Khimti também foram concluídas e parcialmente colocadas em funcionamento. As subestações controlam os fluxos de eletricidade e alteram os níveis de tensão para permitir a ligação entre diferentes partes da rede.

Entraram em funcionamento a linha Markichowk-Bharatpur, de 220 quilovolts, a linha Dhalkebar-Balganga, de 132 quilovolts, e a linha Lalbandi-Salempur, também de 132 quilovolts, bem como as subestações associadas. Começaram os trabalhos nas subestações de Balkot e Dahachowk e nas linhas Chandrapur-Sukhdevchowk e Lahan-Sukhipur. O balanço ministerial de seis meses prevê a conclusão de mais 12 linhas de transporte durante o atual ano fiscal.

Está a ser procurado investimento privado para a linha de transporte West Seti, de 400 quilovolts, com cerca de 145 quilómetros de extensão e um custo estimado de 20 mil milhões de NPR. Foi registada uma empresa distinta para o projeto, ao abrigo de uma parceria público-privada. A NEA também avançou com um concurso competitivo que envolve empresas privadas e internacionais para quatro linhas de transporte.

O aumento de capacidade acordado entre o Nepal e a Índia acrescentaria 400 MW às importações, uma subida de 40% face aos 1.000 MW, e 550 MW às exportações, um aumento de 50% face aos 1.100 MW. Os operadores continuarão, ainda assim, a precisar das autorizações de acesso à rede e das aprovações de transação necessárias para utilizar a ligação ampliada.

Armazenamento e energias renováveis integram as reformas

O ministério está a preparar uma alteração ao Regulamento da Eletricidade de 1993 para conceder licenças de 50 anos a projetos hidroelétricos com albufeira. As albufeiras armazenam água, permitindo às centrais gerir com maior flexibilidade os momentos de produção de eletricidade. Shrestha afirma que licenças mais longas incentivariam o investimento em projetos que apoiam o fornecimento contínuo e ajudam a controlar as cheias a jusante.

O ministério está também a trabalhar nas tarifas de compra e nas orientações para Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS). As baterias podem armazenar eletricidade quando há produção disponível e fornecê-la mais tarde, ajudando a rede a gerir as variações da produção solar e da procura. As discussões sobre as tarifas continuam.

O balanço de seis meses regista 693 quilowatts provenientes de projetos de micro e mini-hídrica, 841 quilowatts de microrredes solares e instalações solares em telhados, em instituições, num total de 18.575,30 quilowatts. Regista também a instalação de 315 bombas solares de irrigação, ligando o desenvolvimento da eletricidade à utilização agrícola.

O Projeto de Lei das Energias Renováveis e da Eficiência Energética foi registado na Câmara dos Representantes, enquanto o Projeto de Lei dos Recursos Hídricos foi submetido ao Conselho de Ministros. Os projetos de lei da eletricidade e da irrigação estão em fase de consulta. Foram emitidas orientações sobre as tarifas para os consumidores e normas de cálculo dos encargos de transporte, e foi também preparada uma diretiva de acesso aberto às redes de transporte e distribuição.

Irrigação e recuperação após as cheias fazem parte da agenda

O projeto de Sikta acrescentou 13 quilómetros de canais, alargando a irrigação a 1.300 hectares. Foram assinados contratos para 11 dos seus 27 concursos e as obras já começaram. Entre os restantes aumentos contam-se 1.155 hectares em Mahakali, 610 em Badkapath, 600 em Babai e 150 em Rani Jamara Kulariya. Em conjunto, estes cinco projetos alargaram a cobertura de irrigação a 3.815 hectares.

O ministério pretende concluir Babai e o Projeto Multipropósito de Desvio Bheri-Babai nos próximos dois anos fiscais. Os novos concursos para as obras civis de Sunkoshi Marin ultrapassaram a avaliação técnica e chegaram à avaliação financeira, estando a assinatura do contrato prevista para dentro de poucos dias. Começou a monitorização dos caudais de água através de tecnologia de medição remota em Rani Jamara Kulariya e Rajapur.

A recuperação após as cheias continua a fazer parte do programa de eletricidade. Foi instalado um Sistema de Restabelecimento de Emergência na linha danificada Kohalpur-Surkhet. Shrestha afirma que os trabalhadores e técnicos da NEA mantiveram o fornecimento de eletricidade apesar dos graves danos causados ao sistema nacional de transporte.

Seis famílias de trabalhadores da NEA dados como desaparecidos após as cheias de 26 de agosto em Rasuwa e Nuwakot receberam apoio. O conselho de administração da NEA aprovou o pagamento imediato de 500.000 NPR a cada família, acrescido de metade do salário-base inicial correspondente à categoria profissional do trabalhador, durante seis meses.

O ministério alargou de três para cinco dias a previsão de cheias nos principais rios e de 24 para 48 horas a previsão de cheias repentinas nos rios mais pequenos. Estão a ser divulgadas previsões com os efeitos prováveis em 15 zonas de administração local e a ser testadas noutras 16. Estas medidas acompanham os esforços para recuperar a infraestrutura e reduzir as interrupções nos serviços de eletricidade e irrigação.

Pontos principais

• Onze empresas solicitaram Cartas de Intenção, estando prevista a emissão de documentos preliminares antes do Dashain.
• As licenças definitivas de comércio privado exigem alterações legislativas e disposições regulamentares; as exportações requerem também reconhecimento e autorização da Índia.
• Os novos critérios para os PPA dão prioridade à preparação dos projetos, ao acesso à rede de transporte e a um fornecimento fiável nos períodos de maior necessidade.
• O detalhe das reformas indica 540,47 MW para os 27 projetos abrangidos pela prorrogação dos prazos.
• A capacidade de transporte acordada com a Índia subiria para 1.400 MW nas importações e 1.650 MW nas exportações.
• Os encargos de acesso à rede para o ano fiscal de 2026/27 são de 0,57 NPR por unidade para o acesso de curta duração e de 413.000 NPR por MW por mês para o acesso de média e longa duração.
• A construção das linhas de transporte, as regras de armazenamento e a conclusão das centrais são passos essenciais para transformar a política em vendas de eletricidade.