बिजली उत्पादन के लिए गैस पर दक्षिण अफ्रीका की रणनीति मूल्य और विनिमय जोखिमों से जूझ रही है

फ्यूल प्रकाशन द्वारा प्रकाशित एक इंजीनियरिंग अध्ययन के हिस्से के रूप में, दक्षिण अफ्रीका के लिए एक एकीकृत ऊर्जा समाधान प्रस्तुत किया गया था, जिसमें बिजली उत्पादन चक्र के हिस्से के रूप में सौर कलेक्टर, पवन टर्बाइन, जल विलवणीकरण, हरित हाइड्रोजन और द्रवीकृत प्राकृतिक गैस (LNG) शामिल हैं।

हालांकि, विश्लेषण में उल्लेख किया गया है कि अध्ययन में स्थापित आयातित एलएनजी की कीमत लगभग 7.37 अमेरिकी डॉलर प्रति मिलियन ब्रिटिश थर्मल यूनिट पर है, जिसे एक असंबंधित प्रणाली के विश्लेषण से लिया गया है और कभी भी जांचा नहीं गया है। संवेदनशीलता विश्लेषण मीथेन और बिजली की कीमतों को बदलता है, लेकिन गैस की कीमत पर विचार नहीं करता है और दक्षिण अफ्रीकी रैंड का उल्लेख नहीं करता है।

लेखक इस बात पर जोर देता है कि समस्या यह है कि किसी भी मॉडल में जो दक्षिण अफ्रीका की ऊर्जा उत्पादन के लिए गैस के उपयोग की रणनीति से संबंधित है, रैंड इकाइयों में अंतिम एलएनजी मूल्य किसी और द्वारा निर्धारित चर है।

7 अक्टूबर को ऊर्जा और ऊर्जा मंत्री कोसिएंशो रामोकोगपा ने IRP 2025 के अनुसार पहली खरीद निर्धारण की घोषणा की: 4,600 मेगावाट ऊर्जा भंडारण प्रणालियों और 5,000 मेगावाट गैस जनरेशन क्षमता की खरीद की योजना है, जबकि नई पवन या सौर सुविधाओं के निर्माण का कोई प्रावधान नहीं है। IRP दस्तावेज़ 2030 तक 6,000 मेगावाट गैस का उपयोग करने के लिए बाध्य करता है।

51% क्षमता उपयोग कारक के साथ इस संयंत्र का संचालन प्रति वर्ष लगभग 3.4 मिलियन टन एलएनजी की आवश्यकता होगी, जिसका पूरी तरह से आयात किया जाएगा और अमेरिकी डॉलर में एशियाई बेंचमार्क के मुकाबले मूल्यांकित किया जाएगा। योजनाबद्ध लक्ष्य 1 मिलियन बीटीई पर 10 डॉलर निर्धारित किया गया है। इसके अलावा, NERSA द्वारा MYPD6 निर्धारण ने 2026 के लिए प्राथमिक ऊर्जा बजट को 120.9 बिलियन रैंड अनुमोदित किया, हालांकि इसमें एलएनजी से संबंधित कोई प्रावधान नहीं है।

गैस क्षेत्र में उद्योग विश्लेषण गैस की मात्रा, वितरण स्थानों और खरीदारों के लिए लागत के बारे में सही प्रश्न उठाता है। हालांकि, यह ध्यान रखना महत्वपूर्ण है कि मूल्य वृद्धि टैरिफ, मुद्रास्फीति और रैंड के विनिमय दर को कैसे प्रभावित करती है। वर्तमान में, समीक्षा साहित्य दक्षिण अफ्रीकी एलएनजी को उधार ली गई कीमतों पर मॉडल करता है और इसे तनाव परीक्षणों से बाहर रखता है।

लेखक अपने स्वयं के कार्य दस्तावेज़ पर आधारित गणना प्रस्तुत करता है, जो IRP के तहत 6,000 मेगावाट की पूरी क्षमता को बाजार कीमतों का उपयोग करके कवर करता है। 10 डॉलर के आधार स्तर और 17.50 डॉलर प्रति रैंड विनिमय दर पर, ईंधन की लागत सालाना लगभग 31 बिलियन रैंड है। इन खर्चों को टैरिफ के माध्यम से कवर करने के लिए लगभग 6.6% की वृद्धि की आवश्यकता होगी, और यह किसी भी मूल्य वृद्धि और उस बजट से पहले है जहां कोई संबंधित व्यय मद नहीं है।

20 डॉलर की कीमत पर, जो 2021 के अंत की यूरोपीय कीमतों के अनुरूप है, और 18.50 रैंड विनिमय दर पर, ईंधन बिल बढ़कर 65.8 बिलियन रैंड हो जाता है, जिसके लिए लगभग 14% टैरिफ वृद्धि की आवश्यकता होती है। 40 डॉलर की कीमत पर, जैसा कि 2022 की पहली छमाही में था, और 21 रैंड विनिमय दर पर, ईंधन लागत 149 बिलियन रैंड तक पहुंच जाती है, जो NERSA के अनुमोदित प्राथमिक ऊर्जा बजट से अधिक है। यह लगभग 32% टैरिफ वृद्धि का तात्पर्य है, जो 2009 के मध्यवर्ती निर्धारण और बाद के झटकों के पैमाने के करीब है।

ये आंकड़े पूर्वानुमान नहीं हैं, बल्कि वे कीमतें हैं जिन्हें बाजार ने पहले ही स्थापित कर दिया है। वर्तमान में निर्धारित 5,000 मेगावाट का अधिकांश हिस्सा इस जोखिम का आधार बनाता है। रैंड की विनिमय दर स्थिति को और खराब करती है: एलएनजी रैंड में भुगतान किया जाता है, लेकिन डॉलर में मूल्यांकित किया जाता है, और गैस की कीमतों में वृद्धि के साथ दर बनाए रखने की कोई गारंटी नहीं है। चूंकि बिजली अधिकांश प्रक्रियाओं का आधार है, इसलिए टैरिफ झटका मुद्रास्फीति सदमे में बदल जाता है, और फिर रिजर्व बैंक की समस्या बन जाता है।

इसके अलावा, अनुबंध स्वयं दीर्घकालिक दायित्व बनाते हैं। इस पैमाने के गैस संयंत्र एलएनजी आयात टर्मिनलों के लिए आधार ग्राहक बन जाते हैं जिन्हें वित्तपोषण आकर्षित करने की आवश्यकता होती है। टर्मिनल को वित्तपोषित करने के लिए पर्याप्त अनुबंध आमतौर पर 15-20 वर्षों तक चलते हैं। 2026 से 2030 के दौरान निर्माण अवधि में किया गया अनुबंध 2031 में भी बाध्यकारी रहेगा, जब बिजली विनियमन में संशोधन अधिनियम मूल्य निर्धारण को बाजार की स्थितियों में स्थानांतरित करना शुरू कर देगा। इस प्रकार, ईंधन लागतों के प्रति जोखिम तय हो जाता है, जो डॉलर में सूचकांक होते हैं, जो वर्तमान नियामक तंत्र से बच जाएगा जिसे उन्हें अवशोषित करने के लिए अनुमान लगाया गया है।

ऊर्जा और ऊर्जा मंत्रालय इस कमजोरी को स्वीकार करता है, अपने 2025-2030 रणनीतिक योजना में संस्थागत कमियों के रूप में 'गैस जनरेशन के विकास का अनिश्चित मार्ग' इंगित करता है। योजना में 'कॉन्ट्रैक्ट-वर्सेस-डिफरेंस' तंत्र का उल्लेख है जो 'उपभोक्ताओं को ईंधन/मुद्रा मूल्य वृद्धि से बचा सकता है', हालांकि इन तंत्रों की स्वीकृति एक घोषित अगला कदम बनी हुई है, न कि कार्यान्वित सुरक्षा।

लेखक का तर्क है कि यह गैस के खिलाफ नहीं है, क्योंकि कोयला बिजली संयंत्रों के चरणबद्ध तरीके से बंद होने पर ग्रिडों को लचीली शक्ति की आवश्यकता होगी। समस्या गैस के लिए प्रतिबद्धताएं लेना है बिना उस डेटा के स्वामित्व के जो इसकी उपलब्धता को परिभाषित करता है। इस अंतर को दूर करने के लिए तीन कदम प्रस्तावित हैं: पहला, इस निर्धारण के तहत कोई भी परियोजना वास्तविक बाजार कीमतों के आधार पर किए गए एलएनजी मूल्य और विनिमय दर के तनाव परीक्षण को प्रकाशित किए बिना वित्तीय समापन नहीं कर सकती है; दूसरा, उपभोक्ता संरक्षण मौजूदा निम्न-आय वाले घरों के लिए कार्यक्रमों से परे विस्तारित होना चाहिए, क्योंकि एलएनजी की कीमतों में वृद्धि सभी घरों और व्यवसायों को प्रभावित करती है; तीसरा, NERSA को यह अनिवार्य करना चाहिए कि कोई भी आवेदन एलएनजी लागत के प्रभाव को टैरिफ में दर्शाए ताकि रिजर्व बैंक को इसके बारे में आखिरी में पता न चले।