Nepal avanza hacia una política de comercio privado de electricidad mientras define las licencias y las normas de exportación

Once empresas buscan entrar en el mercado eléctrico de Nepal

Nepal prepara aprobaciones preliminares para comerciantes privados de electricidad. Once empresas ya han solicitado cartas de intención y el Gobierno trabaja para emitir los documentos antes de Dashain. El ministro de Energía, Recursos Hídricos y Riego, Biraj Bhakta Shrestha, afirma que las disposiciones de la política están en su etapa final, junto con cambios en los acuerdos de compra de electricidad y una mayor conexión comercial eléctrica con India.

En una sesión informativa del ministerio celebrada el miércoles en Katmandú, fechada el 28 de Ashoj según el calendario nepalí, Shrestha hizo un balance de seis meses de trabajo. Anunció la ampliación de los plazos para iniciar operaciones comerciales de 27 proyectos hidroeléctricos, con una capacidad total de 540,47 megavatios, y un acuerdo con India para elevar la capacidad de importación de electricidad de 1.000 MW a 1.400 MW y la de exportación de 1.100 MW a 1.650 MW.

Las empresas privadas tendrían una vía para encontrar compradores y vender electricidad, en lugar de depender exclusivamente de la Autoridad de Electricidad de Nepal (NEA) para adquirir su producción. El ministerio está articulando la generación, la transmisión, el comercio y el consumo interno, con el objetivo de convertir la inversión en centrales eléctricas en electricidad que llegue a clientes dispuestos a pagar por ella.

El paso inmediato es emitir cartas de intención (LOI) o certificados de no objeción (NOC). Para obtener licencias plenas de comercialización se necesita una enmienda a la Ley de Electricidad y la normativa complementaria. Después, las empresas necesitarían acceso a la red de transmisión, acuerdos comerciales y, en el caso de las exportaciones, autorización conforme a las normas que regulan el comercio transfronterizo de electricidad.

El objetivo de Shrestha se refiere a los documentos preliminares, que se emitirían antes de Dashain; se esperan nuevas decisiones sobre los acuerdos de compra de electricidad en los próximos días. No se ha anunciado una fecha para completar la concesión de licencias ni habilitar el acceso a las exportaciones. Anshu Kiran Shahi, miembro de la junta directiva de la NEA, calcula que el trabajo jurídico y técnico necesario para las exportaciones privadas podría tardar al menos entre uno y dos años.

Una promesa presupuestaria se enfrenta a un proceso legal

El ministro de Finanzas, el doctor Swarnim Wagle, anunció la participación privada en el comercio internacional de electricidad el 29 de mayo de 2026, al presentar el presupuesto nacional para el ejercicio fiscal 2026/27. Los preparativos actuales de Shrestha se centran en los pasos prácticos necesarios para ofrecer a las empresas una vía operativa de acceso a ese mercado.

Nepal lleva varios años impulsando este cambio. En mayo de 2022, el Ministerio de Energía buscaba una enmienda porque la Ley de Electricidad de 1992 no permitía el comercio privado de electricidad. El Ministerio de Justicia había rechazado un intento anterior de avanzar mediante una directiva y directrices sobre transmisión, al considerar que la ley no otorgaba la autoridad necesaria.

El artículo 29 del proyecto de ley para enmendar e integrar las leyes vigentes sobre electricidad habría permitido a las empresas privadas nepalesas comerciar con electricidad dentro del país y a escala internacional. En ese momento, el proyecto llevaba pendiente en la Asamblea Nacional desde mediados de julio de 2020. El ministerio también consideró otra vía de enmienda y la posibilidad de aprobar una ordenanza.

La política ha avanzado por varias etapas:

• Febrero de 2021: India introdujo procedimientos que obligan a las empresas nepalesas que quieran vender electricidad en ese país a obtener una licencia de exportación de Nepal.
• Mayo de 2022: El Ministerio de Energía de Nepal impulsó enmiendas legales después de que se rechazara su propuesta de avanzar mediante una directiva.
• Junio de 2025: La Comisión Reguladora de Electricidad aprobó un proyecto de directiva para permitir el acceso abierto a la red.
• 29 de mayo de 2026: El presupuesto nacional anunció la participación privada en el comercio internacional de electricidad.
• Antes de Dashain: Shrestha se propone emitir documentos preliminares para los posibles comerciantes privados.

El proceso de enmienda de la Ley de Electricidad ha avanzado en el Parlamento. El Departamento de Desarrollo de Electricidad acepta solicitudes de LOI sin límite ni cupo, mientras el Gobierno define los requisitos de capital mínimo, garantía bancaria y actividad comercial. Una filial de la NEA ya recibió autorización para comerciar con electricidad y empresas privadas buscan su propia vía para obtener licencias.

Las normas de India determinarán las exportaciones privadas

India es fundamental para los planes de exportación de Nepal, incluidas las ventas destinadas a Bangladesh, porque la electricidad debe transportarse a través de la infraestructura de transmisión india. Por ello, los comerciantes privados necesitan acuerdos tanto en Nepal como en India que abarquen el reconocimiento de la empresa comercializadora, el acceso a la red y la autorización de las transacciones.

Shahi afirma que, conforme a las normas indias vigentes, la NEA es la entidad comercializadora autorizada de Nepal. Las empresas privadas nepalesas necesitan un reconocimiento formal antes de poder vender electricidad a India o enviarla a través de ese país hacia otro destino. Según Shahi, los dos Gobiernos tendrían que negociar para garantizar ese acceso.

El ministerio ha iniciado conversaciones exploratorias con sus homólogos indios. Mientras tanto, los posibles comerciantes pueden identificar compradores y preparar sus planes comerciales mediante el proceso de LOI. El comercio requeriría decisiones independientes sobre los volúmenes de electricidad, la capacidad de transmisión, el acceso a la red y las autorizaciones transfronterizas, así como acuerdos que especifiquen quién compra la electricidad y cómo se garantiza el pago.

En el pasado, empresas privadas han elaborado planes que dependían de estas autorizaciones. Nepal Power Exchange Limited firmó un acuerdo con Manikaran Power Limited, de India, el 10 de enero de 2022. Según el acuerdo, Manikaran compraría 500 MW y se convertiría en socio inversor, sujeto a la obtención de una licencia de exportación.

Ganesh Karki, entonces vicepresidente de la Asociación de Productores Independientes de Electricidad de Nepal (IPPAN), explicó por qué la licencia era importante para negociar con clientes extranjeros:

«Los compradores extranjeros no confiarán en nosotros si no tenemos una licencia de exportación».

El Banco de Infraestructura de Nepal también propuso crear una filial de comercio de electricidad y en 2022 habló de establecer alianzas con empresas indias y bangladesíes. Los preparativos actuales para conceder licencias responden a una demanda comercial que existe desde hace años: las empresas quieren tener autorización para negociar ventas y asumir la responsabilidad de encontrar un mercado para su electricidad.

Cuánto pagarían los comerciantes por usar la red

La Comisión Reguladora de Electricidad fijó las tarifas de acceso a la red para el ejercicio fiscal 2026/27 en 413.000 NPR por MW al mes para el acceso de duración media y larga, y en 0,57 NPR por unidad para el acceso de corta duración. Una unidad equivale a un kilovatio hora, es decir, la electricidad que consume en una hora un dispositivo de un kilovatio.

Estas tarifas se denominan cargos por transporte de electricidad. Cubren el traslado de electricidad a través de una red de transmisión. Un generador privado y un cliente podrían acordar una venta y utilizar la infraestructura de red existente para transportar la electricidad entre ambos, en lugar de construir una línea exclusiva para cada transacción.

El proyecto de junio de 2025 había propuesto tarifas más bajas: 39 paisas por unidad para el acceso de corta duración y 283.842 NPR por MW al mes para el acceso de duración media y larga. Las tarifas posteriores son aproximadamente un 46 % más altas en ambos casos. Estos son cargos por el uso de la red; los comerciantes también deben tener en cuenta el precio de compra de la electricidad y otros costos comerciales.

El proyecto de 2025 proponía transacciones mínimas de 5 MW para el comercio interno y de 10 MW para el comercio transfronterizo. Entre las instalaciones habilitadas figuraban centrales hidroeléctricas de al menos 5 MW conectadas a una red que operara a 33 kilovoltios o más, y centrales de autoconsumo de al menos 1 MW. Una central de autoconsumo produce electricidad principalmente para uso de su propietario.

El proyecto dividía los contratos en tres categorías: acceso de entre 24 horas y un año; de más de un año y hasta cinco años; y de más de cinco años. Establecía que se priorizara la demanda interna antes que las exportaciones, con excepciones para los proyectos autorizados por el Gobierno y las exportaciones a través de la NEA.

La comisión está finalizando seis procedimientos operativos. Las disposiciones anteriores asignaban la implementación al Departamento de Operaciones del Sistema de la NEA, incluida la publicación de los procedimientos y borradores de acuerdos en un plazo de 120 días desde la aprobación de la directiva. La medición, la programación de la electricidad, la liquidación de pagos y las normas para las diferencias entre la energía comprometida y la entregada forman parte del trabajo necesario para operar el sistema de comercio.

Los acuerdos de compra de electricidad favorecerían un suministro útil

Más de 16.000 MW de proyectos propuestos esperan acuerdos de compra de electricidad (PPA), según la actualización de las reformas de octubre de 2026. Un PPA es un contrato que establece las condiciones según las cuales un comprador adquiere la electricidad de un proyecto. Los promotores necesitan condiciones de ingresos previsibles para planificar la construcción y la financiación.

Un subcomité dirigido por Anshukiran Shahi, miembro de la junta directiva de la NEA, ha presentado criterios propuestos para abrir nuevos PPA. Las recomendaciones abarcan la preparación técnica, el acceso a la infraestructura de transmisión y el cierre financiero, es decir, el momento en que se aseguran los acuerdos de financiación de un proyecto. Su implementación está pendiente de una decisión de la junta directiva de la NEA.

Shrestha afirma que el enfoque propuesto daría prioridad a proyectos capaces de cubrir la alta demanda de las tardes de la estación seca, aportar electricidad durante los meses secos, mantener una producción mensual estable y contar con acceso a la red de transmisión. También se daría prioridad a los proyectos para los que puedan acordarse exportaciones de electricidad antes del inicio de las operaciones comerciales.

Estos criterios vinculan el calendario de producción eléctrica con las necesidades del sistema. La producción anual de una central hidroeléctrica es importante, pero también se necesita electricidad en horas concretas y durante los meses en que baja el caudal de los ríos. Una central que suministra electricidad en esos períodos puede contribuir al sistema de maneras que no se reflejan únicamente en su capacidad instalada.

Shrestha afirma que las próximas decisiones tendrán en cuenta las obligaciones financieras del Estado, los intereses de los inversores privados y los efectos económicos. Esto ocurre tras una disputa sobre la propuesta presupuestaria del ejercicio fiscal 2025/26 de utilizar contratos de «tomar y pagar» en vez de contratos de «tomar o pagar». En términos generales, el modelo de «tomar y pagar» vincula el pago a la electricidad efectivamente consumida, mientras que el de «tomar o pagar» puede exigir el pago de una cantidad acordada incluso si el comprador no la consume.

El presidente de IPPAN, Ganesh Karki, ha acogido con satisfacción el inicio de las reformas y ha pedido que se aceleren las decisiones sobre los PPA. Los promotores esperaban que los acuerdos pendientes se completaran en un plazo de 180 días y criticaron la falta de avances después de seis meses.

Se amplían los plazos de 27 proyectos

La NEA ha ampliado la fecha límite requerida para iniciar operaciones comerciales (RCOD) de 27 proyectos, con una capacidad total de 540,47 MW, en la primera fase de medidas de alivio. La RCOD es la fecha acordada para que una central comience a operar comercialmente. Los retrasos pueden exponer a un promotor al riesgo de incumplir su contrato.

El anuncio de Shrestha y el desglose detallado de las reformas indican una capacidad de 540,47 MW; también circuló una cifra superior, de 4.540,47 MW, para los mismos 27 proyectos. El desglose detallado sitúa las ampliaciones de plazo dentro de una cartera de construcción de 320 proyectos, con una capacidad total de 8.292 MW.

La autoridad ha dividido esos 320 proyectos en cuatro categorías, según el avance de la construcción y las obligaciones establecidas en los PPA. Los proyectos de la categoría C reciben avisos de incumplimiento, advertencias formales sobre obligaciones contractuales pendientes. Las ampliaciones de plazo se dirigen a proyectos próximos a completarse, en lugar de aplicarse de forma uniforme a toda la cartera.

Los promotores han sufrido retrasos relacionados con inundaciones, deslizamientos de tierra, falta de líneas de transmisión, obstáculos locales y dificultades económicas posteriores a la COVID-19. Los nuevos plazos dan más tiempo a los proyectos que cumplen los requisitos para entrar en operación, mientras que el proceso de clasificación vincula las medidas de alivio a los avances realizados.

Nepal incorporó 561 MW a la red frente al objetivo de 942 MW en el ejercicio fiscal anterior. Esto representó alrededor del 60 % de la meta y dejó un déficit de 381 MW. Las cifras muestran por qué la siguiente tarea consiste en terminar las centrales y conectarlas a la red, al tiempo que se modifican los contratos y las licencias.

La expansión de la transmisión conecta las centrales con los compradores

El tramo de Hetauda de la línea de transmisión Hetauda-Dhalkebar-Inaruwa, que opera a 400 kilovoltios, está cerca de completarse. Shrestha afirma que la NEA prevé ponerlo en tensión después de Dashain. Poner una línea en tensión significa alimentarla con voltaje para que pueda entrar en servicio.

Ha terminado la construcción de la línea Bahrabise-Lapsiphedi, de 400 kilovoltios. También se han completado las subestaciones de Bahrabise y New Khimti, que ya funcionan parcialmente. Las subestaciones controlan el flujo de electricidad y modifican los niveles de voltaje para conectar distintas partes de la red.

Han entrado en servicio la línea Markichowk-Bharatpur, de 220 kilovoltios; la línea Dhalkebar-Balganga, de 132 kilovoltios; y la línea Lalbandi-Salempur, de 132 kilovoltios, junto con las subestaciones relacionadas. Han comenzado las obras de las subestaciones de Balkot y Dahachowk y de las líneas Chandrapur-Sukhdevchowk y Lahan-Sukhipur. El balance de seis meses del ministerio fija como objetivo completar otras 12 líneas de transmisión durante el actual ejercicio fiscal.

Se busca atraer inversión privada para la línea de transmisión West Seti, de 400 kilovoltios, unos 145 kilómetros de longitud y un costo estimado de 20.000 millones de NPR. Para el proyecto se ha registrado una empresa independiente en el marco de una asociación público-privada. La NEA también ha avanzado en un proceso de licitación competitiva en el que participan empresas privadas e internacionales para cuatro líneas de transmisión.

El aumento de capacidad acordado por Nepal e India añadiría 400 MW para las importaciones, un incremento del 40 % respecto de los 1.000 MW actuales, y 550 MW para las exportaciones, un aumento del 50 % respecto de los 1.100 MW actuales. Los comerciantes seguirían necesitando las autorizaciones correspondientes de acceso a la red y de las transacciones para utilizar la conexión ampliada.

El almacenamiento y las energías renovables se suman a las reformas

El ministerio prepara una enmienda al Reglamento de Electricidad de 1993 para conceder licencias de 50 años a los proyectos hidroeléctricos con embalse. Los embalses almacenan agua y permiten que las centrales gestionen con más flexibilidad el momento de generar electricidad. Shrestha afirma que las licencias de mayor duración fomentarían la inversión en proyectos que contribuyan a un suministro continuo y ayuden a controlar las inundaciones aguas abajo.

El ministerio también trabaja en las tarifas de compra y las directrices para los sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS). Las baterías pueden almacenar electricidad cuando hay producción disponible y suministrarla más adelante, lo que ayuda a la red a gestionar las variaciones de la producción solar y de la demanda. Las conversaciones sobre las tarifas continúan.

El balance de seis meses registra 693 kilovatios procedentes de proyectos hidroeléctricos micro y pequeños, 841 kilovatios de minirredes solares y 18.575,30 kilovatios de instalaciones solares en tejados de instituciones. También registra la instalación de 315 bombas solares de riego, lo que vincula el desarrollo eléctrico con el uso agrícola.

El proyecto de ley sobre energías renovables y eficiencia energética ha sido presentado ante la Cámara de Representantes, mientras que el proyecto de ley sobre recursos hídricos se ha remitido al Consejo de Ministros. Los proyectos de ley sobre electricidad y riego están en fase de consultas. Se han publicado directrices sobre tarifas para consumidores y normas para calcular los cargos de transmisión, y también se ha preparado una directiva de acceso abierto para la transmisión y distribución.

El riego y la recuperación tras las inundaciones forman parte de la agenda

Sikta ha añadido 13 kilómetros de canal y ha ampliado el riego a 1.300 hectáreas. Se han firmado contratos para 11 de sus 27 licitaciones y han comenzado las obras. Otras ampliaciones abarcan 1.155 hectáreas en Mahakali, 610 en Badkapath, 600 en Babai y 150 en Rani Jamara Kulariya. En conjunto, estos cinco proyectos han ampliado la superficie con acceso al riego en 3.815 hectáreas.

El ministerio se propone completar Babai y el proyecto multipropósito de derivación Bheri-Babai durante los próximos dos ejercicios fiscales. Las nuevas licitaciones para las obras civiles de Sunkoshi Marin han superado la evaluación técnica y han pasado a la evaluación financiera; se prevé firmar los contratos en los próximos días. Ha comenzado el seguimiento del caudal de agua mediante tecnología de medición remota en Rani Jamara Kulariya y Rajapur.

La recuperación tras las inundaciones sigue formando parte del programa eléctrico. Se ha instalado un sistema de restauración de emergencia en el tramo dañado de la línea Kohalpur-Surkhet. Shrestha afirma que los empleados y técnicos de la NEA mantuvieron el suministro de electricidad pese a los graves daños en el sistema nacional de transmisión.

Seis familias de empleados de la NEA desaparecidos tras las inundaciones del 26 de agosto en Rasuwa y Nuwakot han recibido ayuda. La junta directiva de la NEA aprobó un pago inmediato de 500.000 NPR para cada familia, además de la mitad del salario básico inicial correspondiente al puesto del empleado durante seis meses.

El ministerio ha ampliado de tres a cinco días el plazo de predicción de inundaciones para los principales ríos, y de 24 a 48 horas el de las crecidas repentinas en ríos más pequeños. Se están ofreciendo pronósticos que describen los posibles efectos en 15 gobiernos locales y se están probando en otros 16. Estas medidas acompañan los esfuerzos para restaurar la infraestructura y reducir las interrupciones de los servicios de electricidad y riego.

Puntos clave

• Once empresas han solicitado cartas de intención y se prevé emitir los documentos preliminares antes de Dashain.
• Para conceder licencias plenas de comercio privado se necesitan enmiendas legales y normativa complementaria; las exportaciones también requieren el reconocimiento y las autorizaciones de India.
• Los nuevos criterios para los PPA dan prioridad a la preparación de los proyectos, el acceso a la red de transmisión y un suministro fiable en los períodos de mayor necesidad.
• El desglose detallado de las reformas cifra en 540,47 MW la capacidad de los 27 proyectos cuyos plazos se han ampliado.
• La capacidad de transmisión acordada con India aumentaría a 1.400 MW para las importaciones y 1.650 MW para las exportaciones.
• Los cargos de acceso a la red para el ejercicio fiscal 2026/27 son de 0,57 NPR por unidad para el acceso de corta duración y de 413.000 NPR por MW al mes para el acceso de duración media y larga.
• La construcción de líneas de transmisión, las normas de almacenamiento y la finalización de las centrales eléctricas son pasos esenciales para convertir la política en ventas de electricidad.