Nepal se aproxima de política para comércio privado de eletricidade enquanto regras de licenciamento e exportação avançam

Onze empresas buscam entrar no mercado de energia do Nepal

O Nepal está preparando aprovações preliminares para comerciantes privados de eletricidade. Onze empresas já solicitaram Cartas de Intenção, e o governo trabalha para emitir os documentos antes de Dashain. O ministro da Energia, Recursos Hídricos e Irrigação, Biraj Bhakta Shrestha, afirma que as medidas de política estão na etapa final, junto com mudanças nos contratos de compra de energia e a ampliação do comércio de eletricidade com a Índia.

Em uma reunião informativa no ministério, realizada na quarta-feira em Katmandu e datada de Ashoj 28 no calendário nepalês, Shrestha apresentou um balanço de seis meses de trabalho. Ele anunciou a prorrogação dos prazos para início da operação comercial de 27 projetos hidrelétricos, que somam 540,47 megawatts, e um acordo com a Índia para elevar a capacidade de importação de eletricidade de 1.000 MW para 1.400 MW e a de exportação de 1.100 MW para 1.650 MW.

As empresas privadas teriam um caminho para encontrar compradores e vender eletricidade, em vez de depender exclusivamente da Autoridade de Eletricidade do Nepal (NEA, na sigla em inglês) para adquirir sua produção. O ministério está articulando geração, transmissão, comércio e consumo interno, com o objetivo de transformar os investimentos em usinas em eletricidade que chegue a consumidores dispostos a pagar.

A medida imediata é emitir Cartas de Intenção (LOIs, na sigla em inglês) ou Certificados de Não Objeção (NOCs, na sigla em inglês). As licenças completas de comercialização exigem uma emenda à Lei de Eletricidade e medidas regulatórias complementares. Depois, as empresas precisariam de acesso à transmissão, acordos comerciais e, no caso das exportações, autorização conforme as regras que regem o comércio internacional de eletricidade.

A meta de Shrestha diz respeito aos documentos preliminares antes de Dashain; outras decisões sobre contratos de compra de energia são esperadas nos próximos dias. Não foi anunciada uma data para a conclusão do licenciamento definitivo nem para a liberação das exportações. Anshu Kiran Shahi, integrante do conselho da NEA, estima que o trabalho jurídico e técnico para viabilizar exportações privadas possa levar pelo menos de um a dois anos.

Promessa orçamentária esbarra em processo legal

O ministro das Finanças, Dr. Swarnim Wagle, anunciou a participação privada no comércio internacional de eletricidade em 29 de maio de 2026, ao apresentar o orçamento nacional para o ano fiscal de 2026/27. Os preparativos de Shrestha agora envolvem as medidas práticas necessárias para abrir às empresas um caminho efetivo para esse mercado.

O Nepal busca essa mudança há vários anos. Em maio de 2022, o Ministério da Energia trabalhava em uma emenda porque a Lei de Eletricidade de 1992 não permitia o comércio privado de eletricidade. O Ministério da Justiça havia rejeitado uma tentativa anterior de avançar por meio de uma diretiva de transmissão e de diretrizes, pois faltava à lei a autorização necessária.

A Seção 29 do Projeto de Lei para Alterar e Consolidar as Leis de Eletricidade Existentes teria permitido que empresas privadas nepalesas comercializassem eletricidade no país e no exterior. Na época, o projeto aguardava tramitação na Assembleia Nacional desde meados de julho de 2020. O ministério também considerou outra forma de emenda e a edição de uma medida provisória.

A política avançou em várias etapas:

• Fevereiro de 2021: a Índia introduziu procedimentos que exigem que empresas nepalesas interessadas em vender eletricidade no país obtenham uma licença de exportação do Nepal.
• Maio de 2022: o Ministério da Energia do Nepal buscou emendas legais depois que sua proposta de avançar por meio de uma diretiva foi rejeitada.
• Junho de 2025: a Comissão Reguladora de Eletricidade aprovou uma minuta de diretiva para acesso aberto à rede.
• 29 de maio de 2026: o orçamento nacional anunciou a participação privada no comércio internacional de eletricidade.
• Antes de Dashain: Shrestha pretende emitir documentos preliminares para empresas interessadas em atuar no comércio privado.

O processo de emenda à Lei de Eletricidade avançou no Parlamento. O Departamento de Desenvolvimento de Eletricidade está recebendo pedidos de LOI sem limite ou cota, enquanto o governo define os requisitos mínimos de capital, garantia bancária e condições comerciais. Uma subsidiária da NEA já recebeu autorização para comercializar eletricidade, e empresas privadas buscam seu próprio caminho para obter licenças.

Regras da Índia definirão as exportações privadas

A Índia é central para os planos de exportação do Nepal, inclusive para vendas destinadas a Bangladesh, pois a eletricidade precisa passar pela infraestrutura de transmissão indiana. Por isso, os comerciantes privados precisam de acordos tanto no Nepal quanto na Índia, que contemplem o reconhecimento da empresa comercializadora, o acesso à rede e a autorização da transação.

Shahi afirma que as regras indianas reconhecem atualmente a NEA como a entidade autorizada do Nepal para comercializar eletricidade. As empresas privadas nepalesas precisam de reconhecimento formal antes de poder vender eletricidade à Índia ou enviá-la, via território indiano, a outro país. Segundo ele, os dois governos precisariam negociar para garantir esse acesso.

O ministério iniciou conversas exploratórias com autoridades indianas. Enquanto isso, as empresas interessadas podem identificar compradores e preparar planos comerciais por meio do processo de LOI. A comercialização dependeria de decisões específicas sobre volumes de eletricidade, capacidade de transmissão, acesso à rede e autorização para operações internacionais, além de acordos que definam quem comprará a energia e como o pagamento será garantido.

Empresas privadas já fizeram planos que dependiam dessas autorizações. A Nepal Power Exchange Limited assinou um acordo com a indiana Manikaran Power Limited em 10 de janeiro de 2022. Pelo acordo, a Manikaran se comprometeu a comprar 500 MW e a se tornar parceira de investimento, mediante a obtenção de uma licença de exportação.

Ganesh Karki, então vice-presidente da Associação de Produtores Independentes de Energia do Nepal (IPPAN, na sigla em inglês), explicou por que a licença era importante nas negociações com clientes estrangeiros:

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

O Banco de Infraestrutura do Nepal também propôs criar uma subsidiária de comercialização de energia e, em 2022, discutiu parcerias com empresas indianas e bengalesas. Os atuais preparativos para o licenciamento atendem a uma demanda comercial antiga: as empresas querem autorização para negociar vendas e assumir a responsabilidade de encontrar mercado para sua eletricidade.

Quanto os comerciantes pagariam pelo uso da rede

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

Essas tarifas são chamadas de encargos de transporte. Elas cobrem o transporte de eletricidade pela rede de transmissão. Um gerador privado e um cliente poderiam negociar uma venda e usar a infraestrutura existente para transportar a eletricidade entre eles, em vez de construir uma linha exclusiva para cada transação.

A minuta de junho de 2025 havia proposto tarifas menores: 39 paisa por unidade para acesso de curta duração e NPR 283.842 por MW ao mês para acesso de média e longa duração. As tarifas posteriores são cerca de 46% mais altas em ambos os casos. Esses são encargos de rede; os comerciantes também precisam considerar o preço de compra da eletricidade e outros custos comerciais.

A minuta de 2025 propunha transações mínimas de 5 MW para o comércio interno e de 10 MW para o comércio internacional. Entre as instalações elegíveis estavam usinas hidrelétricas de pelo menos 5 MW conectadas a uma rede que operasse a 33 quilovolts ou mais e usinas cativas de pelo menos 1 MW. Uma usina cativa produz eletricidade principalmente para uso do próprio proprietário.

A minuta dividia os contratos em três categorias: acesso de 24 horas a um ano, de mais de um ano a cinco anos e de mais de cinco anos. A demanda interna teria prioridade sobre as exportações, com exceções para projetos autorizados pelo governo e exportações por meio da NEA.

A comissão está finalizando seis procedimentos operacionais. Disposições anteriores atribuíam sua implementação ao Departamento de Operações do Sistema da NEA, incluindo a publicação dos procedimentos e de minutas de acordos em até 120 dias após a aprovação da diretiva. Medição, programação da eletricidade, liquidação de pagamentos e regras para diferenças entre a energia prometida e a efetivamente entregue fazem parte do trabalho necessário para viabilizar o comércio.

Contratos de compra de energia priorizariam fornecimento útil

Mais de 16.000 MW em projetos propostos aguardam contratos de compra de energia (PPAs, na sigla em inglês), segundo a atualização das reformas de outubro de 2026. Um PPA é um contrato que estabelece as condições para a compra da eletricidade produzida por um projeto. Os empreendedores precisam de receitas previsíveis para planejar a construção e o financiamento.

Um subcomitê liderado pelo integrante do conselho da NEA Anshukiran Shahi apresentou critérios propostos para a abertura de novos PPAs. As recomendações abrangem prontidão técnica, acesso à infraestrutura de transmissão e fechamento financeiro, etapa em que o financiamento do projeto é garantido. A implementação depende de uma decisão do conselho da NEA.

Shrestha afirma que a proposta priorizaria projetos capazes de atender à alta demanda nas noites da estação seca, fornecer eletricidade durante os meses secos, manter uma produção mensal estável e ter acesso à transmissão. Projetos também teriam prioridade quando fosse possível organizar a exportação de eletricidade até o início da operação comercial.

Esses critérios relacionam o momento da produção de eletricidade às necessidades do sistema. A produção anual de uma hidrelétrica é importante, mas também há demanda em horários específicos e nos meses em que o volume dos rios diminui. Uma usina que abasteça o sistema nesses períodos pode contribuir de maneiras que sua capacidade instalada, por si só, não revela.

Shrestha afirma que as próximas decisões levarão em conta as obrigações financeiras do Estado, os interesses dos investidores privados e os efeitos econômicos. Isso ocorre após uma disputa sobre a proposta do orçamento para o ano fiscal de 2025/26 de usar contratos take and pay no lugar de contratos take or pay. Em termos gerais, o modelo take and pay vincula o pagamento à eletricidade efetivamente consumida; no modelo take or pay, o comprador pode ter de pagar o volume acordado mesmo que não o consuma.

Ganesh Karki, presidente da IPPAN, saudou o início das reformas, mas cobrou decisões mais rápidas sobre os PPAs. Os empreendedores esperavam que os acordos pendentes fossem concluídos em até 180 dias e criticaram a falta de avanços após seis meses.

Prorrogação de prazos beneficia 27 projetos

A NEA prorrogou a Data Obrigatória para Início da Operação Comercial (RCOD, na sigla em inglês) de 27 projetos, que somam 540,47 MW, na primeira etapa de concessão de prazo adicional. A RCOD é o prazo acordado para o início da operação comercial de uma usina. Atrasos podem deixar o empreendedor sujeito a descumprir o contrato.

O anúncio de Shrestha e o detalhamento das reformas apontam 540,47 MW; também circulou um número maior, de 4.540,47 MW, para os mesmos 27 projetos. O detalhamento situa as prorrogações em um conjunto de 320 projetos em construção, com capacidade total de 8.292 MW.

A autoridade dividiu os 320 projetos em quatro categorias, com base no andamento das obras e nas obrigações previstas nos PPAs. Os projetos da categoria C estão sujeitos a Notificações de Inadimplência, alertas formais sobre obrigações contratuais não cumpridas. As prorrogações estão sendo direcionadas a projetos próximos da conclusão, em vez de serem aplicadas de forma uniforme a todos os projetos em andamento.

Os empreendedores enfrentaram atrasos relacionados a enchentes, deslizamentos de terra, ausência de linhas de transmissão, obstruções locais e dificuldades econômicas após a COVID-19. Os novos prazos dão mais tempo para que projetos elegíveis entrem em operação, enquanto o processo de classificação vincula a concessão de prazo ao andamento das obras.

O Nepal adicionou 561 MW à rede, ante uma meta de 942 MW no ano fiscal anterior. Isso correspondeu a cerca de 60% da meta, deixando um déficit de 381 MW. Os números mostram por que a próxima tarefa é concluir as usinas e conectá-las à rede, ao mesmo tempo que avançam as mudanças nos contratos e no licenciamento.

Expansão da transmissão conecta usinas a compradores

O trecho de Hetauda da linha de transmissão Hetauda-Dhalkebar-Inaruwa, que opera a 400 quilovolts, está perto de ser concluído. Shrestha afirma que a NEA planeja energizá-lo após Dashain. Energizar uma linha significa submetê-la à tensão elétrica para que possa entrar em operação.

A construção da linha Bahrabise-Lapsiphedi, de 400 quilovolts, foi concluída. As subestações de Bahrabise e New Khimti também foram concluídas e parcialmente colocadas em operação. As subestações controlam o fluxo de eletricidade e alteram os níveis de tensão para conectar diferentes partes da rede.

As linhas Markichowk-Bharatpur, de 220 quilovolts, Dhalkebar-Balganga, de 132 quilovolts, e Lalbandi-Salempur, também de 132 quilovolts, entraram em operação, assim como as subestações associadas. Começaram as obras das subestações de Balkot e Dahachowk e das linhas Chandrapur-Sukhdevchowk e Lahan-Sukhipur. O balanço de seis meses do ministério prevê a conclusão de mais 12 linhas de transmissão no atual ano fiscal.

O governo busca atrair investimento privado para a linha de transmissão West Seti, de 400 quilovolts, com cerca de 145 quilômetros de extensão e custo estimado em NPR 20 bilhões. Uma empresa separada foi registrada para o projeto, estruturado como parceria público-privada. A NEA também avançou com licitações competitivas que envolvem empresas privadas e internacionais para quatro linhas de transmissão.

O aumento de capacidade acordado entre o Nepal e a Índia acrescentaria 400 MW às importações, uma alta de 40% em relação aos 1.000 MW atuais, e 550 MW às exportações, um avanço de 50% ante os 1.100 MW atuais. Para usar a conexão ampliada, os comerciantes ainda precisariam obter as autorizações pertinentes para acesso à rede e realização das transações.

Armazenamento e energia renovável integram as reformas

O ministério está preparando uma emenda às Regras de Eletricidade de 1993 para conceder licenças de 50 anos a projetos hidrelétricos com reservatórios. Os reservatórios armazenam água e permitem que as usinas administrem com mais flexibilidade quando geram eletricidade. Shrestha afirma que licenças mais longas estimulariam investimentos em projetos que apoiem o fornecimento contínuo e ajudem a controlar enchentes a jusante.

O ministério também trabalha nas tarifas de compra e nas diretrizes para Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS, na sigla em inglês). As baterias podem armazenar eletricidade quando há produção disponível e fornecê-la posteriormente, ajudando a rede a administrar as variações na geração solar e na demanda. As discussões sobre as tarifas continuam.

O balanço de seis meses registra 693 quilowatts em projetos hidrelétricos de micro e pequeno porte, 841 quilowatts em minirredes solares e instalações solares em telhados de instituições que totalizam 18.575,30 quilowatts. Também registra a instalação de 315 bombas solares de irrigação, vinculando o desenvolvimento da eletricidade ao uso agrícola.

O Projeto de Lei de Energias Renováveis e Eficiência Energética foi apresentado à Câmara dos Representantes, enquanto o Projeto de Lei de Recursos Hídricos foi encaminhado ao Gabinete. Minutas dos projetos de lei de eletricidade e irrigação estão em consulta. Foram publicadas diretrizes para tarifas de consumidores e padrões para o cálculo de encargos de transmissão, e também foi preparada uma diretiva de acesso aberto à transmissão e à distribuição.

Irrigação e recuperação de enchentes fazem parte da agenda

O projeto de Sikta acrescentou 13 quilômetros de canais, ampliando a irrigação para 1.300 hectares. Foram assinados contratos para 11 de suas 27 licitações, e as obras começaram. Outras ampliações incluem 1.155 hectares em Mahakali, 610 em Badkapath, 600 em Babai e 150 em Rani Jamara Kulariya. Juntos, esses cinco projetos ampliaram a cobertura de irrigação em 3.815 hectares.

O ministério pretende concluir Babai e o Projeto Multipropósito de Desvio Bheri-Babai nos próximos dois anos fiscais. As novas licitações para as obras civis de Sunkoshi Marin passaram pela avaliação técnica e chegaram à avaliação financeira, com a assinatura do contrato prevista para os próximos dias. O monitoramento do fluxo de água com tecnologia de medição remota começou em Rani Jamara Kulariya e Rajapur.

A recuperação após as enchentes continua fazendo parte do programa de eletricidade. Um Sistema de Restauração Emergencial foi instalado na linha Kohalpur-Surkhet, danificada. Shrestha afirma que funcionários e técnicos da NEA mantiveram o fornecimento de eletricidade apesar dos graves danos ao sistema nacional de transmissão.

Seis famílias de funcionários da NEA desaparecidos após as enchentes de 26 de agosto em Rasuwa e Nuwakot receberam ajuda. O conselho da NEA aprovou o pagamento imediato de NPR 500.000 a cada família, além de metade do salário-base inicial correspondente ao cargo do funcionário durante seis meses.

O ministério ampliou de três para cinco dias a previsão de enchentes nos principais rios e de 24 para 48 horas a previsão de inundações repentinas em rios menores. Previsões que descrevem os possíveis impactos estão em operação em 15 áreas de governo local e em fase de testes em outras 16. Essas medidas acompanham os esforços para restaurar a infraestrutura e reduzir interrupções nos serviços de eletricidade e irrigação.

Principais pontos

• Onze empresas solicitaram Cartas de Intenção, e a emissão dos documentos preliminares está prevista para antes de Dashain.
• As licenças completas para comercialização privada exigem mudanças legais e medidas regulatórias; as exportações também dependem de reconhecimento e autorização da Índia.
• Os novos critérios para PPAs priorizam a prontidão dos projetos, o acesso à transmissão e o fornecimento confiável nos períodos de maior necessidade.
• O detalhamento das reformas informa que os 27 projetos beneficiados pela prorrogação de prazos somam 540,47 MW.
• A capacidade de transmissão acordada com a Índia subiria para 1.400 MW nas importações e 1.650 MW nas exportações.
• As tarifas de acesso à rede para o ano fiscal de 2026/27 são de NPR 0,57 por unidade para acesso de curta duração e NPR 413.000 por MW ao mês para acesso de média e longa duração.
• A construção de linhas de transmissão, as regras para armazenamento e a conclusão das usinas são etapas essenciais para transformar a política em vendas de eletricidade.