विद्युत और ऊर्जा विभाग ने 28 अक्टूबर को स्वतंत्र गैस जनरेशन निर्माताओं की खरीद कार्यक्रम में आवेदन विंडो बंद करने की घोषणा की, जिसमें कोई भी पसंदीदा आवेदन प्राप्त नहीं हुआ। चार प्रस्तुत प्रस्तावों ने लक्षित 2000 मेगावाट के मुकाबले 2830 मेगावाट की क्षमता का प्रस्ताव दिया, लेकिन वे अनिवार्य मानदंडों को पूरा नहीं कर पाए, मुख्य रूप से प्रतिभागियों द्वारा पर्याप्त गैस आपूर्ति की गारंटी देने में असमर्थता के कारण।
स्थिति इस तथ्य से जटिल हो जाती है कि दक्षिण अफ्रीका के पास एलएनजी आयात के लिए टर्मिनल नहीं है, और मोज़ाम्बिक से इसकी पाइपलाइन आपूर्ति गिरावट में है। हालांकि, यह क्षेत्र के विशेषज्ञों के लिए अप्रत्याशित नहीं था।
इसी महीने पहले, मंत्री ने अतिरिक्त 5000 मेगावाट गैस जनरेशन और 4600 मेगावाट बैटरी भंडारण पर निर्णय जारी किया था। इसके अलावा, एक अलग निर्णय लिया गया था जो एस्कुरहलेनी को स्वतंत्र निर्माताओं से 2400 मेगावाट खरीदने की अनुमति देता है, जिसमें से 780 मेगावाट प्राकृतिक गैस से आता है। यह ध्यान देने योग्य है कि पहले गैस पर विचार किया जाता है, जबकि पवन और सौर ऊर्जा को बाद के निर्णय की प्रतीक्षा करनी होगी। यह तकनीक, जो हाल ही में ईंधन की कमी के कारण विफल हो गई थी, अब प्राथमिकता पर है।
खरीद का निर्णय कानूनी प्राधिकरण बनाता है, लेकिन यह ईंधन, टर्मिनलों या विश्वसनीय अनुबंधों को सुरक्षित नहीं करता है। मंत्री इस बात से अवगत हैं, उन्होंने कहा कि वितरण 'समन्वित ईंधन बुनियादी ढांचा और पीढ़ी कार्यक्रम' के माध्यम से किया जाना चाहिए, और इस बात पर जोर दिया कि विश्वसनीय ईंधन स्रोत के बिना स्थापना स्थिर बिजली आपूर्ति प्रदान नहीं कर सकती है।
पहले आवेदन विंडो की विफलता के बाद, विभाग ने कहा कि वह पीछे नहीं हट रहा है और अब बुनियादी ढांचे, वाणिज्यिक और संस्थागत स्थितियों पर ध्यान केंद्रित करेगा। फिर भी, अक्टूबर के निर्णय एक अप्रमाणित धारणा पर आधारित हैं: आपूर्ति की समस्या को बनाए रखते हुए मांग उपकरण को दोहराना अलग परिणाम नहीं देगा।
आधिकारिक बयान ईंधन की समस्या को स्वीकार करते हैं, लेकिन यह प्रदर्शित नहीं करते हैं कि इसे हल किया गया है। अधिक जटिल बात यह है कि ईंधन की समस्या, जिसने पहली आवेदन विंडो को रोक दिया, भौतिक है। इसका समाधान अनिवार्य रूप से एक वित्तीय समस्या पैदा करेगा।
गारंटी, जो बोली लगाने वालों द्वारा प्रदान नहीं की जा सकीं, समय के साथ एलएनजी की दीर्घकालिक आपूर्ति अनुबंधों, टर्मिनल समझौतों और 'टेक-ऑर-पे' दायित्वों द्वारा प्रदान की जाएंगी, जिनकी कीमतें डॉलर में निर्धारित की जाएंगी और वैश्विक बाजारों से जुड़ी होंगी। यहीं पर मूल्य जोखिम उत्पन्न होता है, और इन अनुबंधों पर हस्ताक्षर करने के बाद यह बिजली उपभोक्ताओं की पीढ़ी के लिए तय हो जाएगा।
सवाल उठता है कि ऐसे हालात में कोई तर्कसंगत राजनेता गैस जनरेशन को प्राथमिकता क्यों देगा। ऊर्जा नीति में जो हो रहा है, उसमें त्रासदी की विशेषताएं हैं। यह किसी की बेईमानी के कारण नहीं हो रहा है, बल्कि इसलिए हो रहा है क्योंकि प्रत्येक प्रतिभागी प्रणाली के भीतर तर्कसंगत रूप से कार्य कर रहा है जो सबसे बड़े जोखिम को मालिक के बिना छोड़ देता है।
जनवरी से 19 अक्टूबर 2026 तक यूरोप के प्रमुख व्यापार केंद्र, डच TTF में गैस की कीमत लगभग 28 से 88.38 यूरो प्रति मेगावाट-घंटा बढ़ गई, जो लगभग 1 मिलियन ब्रिटिश थर्मल यूनिट (MMBtu) के लिए 9.20 से 29.00 अमेरिकी डॉलर के बराबर है। लेखक के अध्ययन में उपयोग किए जाने वाले तापीय दक्षता गुणांक, 7 गीगाजूल (लगभग 6.6 MMBtu) प्रति मेगावाट-घंटा पर, एक संयुक्त गैस टर्बाइन इंजन की ईंधन लागत इस कीमत पर लगभग 192 अमेरिकी डॉलर प्रति MWh होगी। 16.53 रैंड बनाम डॉलर के विनिमय दर पर, यह केवल ईंधन के लिए लगभग 3.18 रैंड प्रति किलोवाट-घंटा है। यह आंकड़ा निचली सीमा है, अनुमान नहीं, क्योंकि इसमें परिवहन, पुन: गैसीकरण, क्षमता शुल्क और मांग मोड में एस्कोम रिचर्ड्स-बे स्टेशन जैसे मध्यम आकार के संयंत्र के संचालन में दक्षता हानि की लागत शामिल नहीं है।
पूरे पार्क के पैमाने पर, एकीकृत संसाधन योजना 2025 में 2030 तक 6000 मेगावाट गैस जनरेशन का प्रावधान है। लेखक के अनुमान के अनुसार, इतने बड़े पार्क को सालाना लगभग 3.4 मिलियन टन एलएनजी की आवश्यकता होगी। एशियाई बेंचमार्क JKM पर $20 प्रति MMBtu की कीमत पर, केवल ईंधन बिल औसत बिजली टैरिफ में लगभग 14% जोड़ देगा, जैसा कि दक्षिण अफ्रीका के राष्ट्रीय ऊर्जा नियामक (Nersa) की वर्तमान मूल्य परिभाषा में अनुमान नहीं लगाया गया है। $40 की कीमत और रैंड में 20% कमजोरी पर, यह हिस्सा लगभग 32% होगा।
यह भी स्पष्ट नहीं है कि इस बिल का भुगतान कैसे किया जाएगा। आज, एस्कोम ईंधन लागत की अधिकता को 18-24 महीनों के बाद Nersa के नियामक निपटान खाते के माध्यम से उपभोक्ताओं पर डालता है। हालांकि, इस पैमाने पर एलएनजी आपूर्ति अनुबंध 15-20 वर्षों के लिए होते हैं, जो बिजली विनियमन संशोधन अधिनियम के 2031 में बाजार मूल्य निर्धारण पर सिस्टम को स्थानांतरित करने से बहुत आगे है। 2026 के लिए Nersa व्यापार नियमों के मसौदे में छह गैर-परक्राम्य शुल्क श्रेणियां सूचीबद्ध हैं, और परिवर्तनीय ईंधन लागत उनमें शामिल नहीं है; बाद का समझौता थोक टैरिफ पद्धति के विवेक पर रहता है, जिसे अभी तक परिभाषित नहीं किया गया है। अनुबंध एक ही प्रतिपूर्ति व्यवस्था के तहत हस्ताक्षरित किए जाएंगे, लेकिन उनकी अवधि उससे अधिक होगी।
वित्त विशेषज्ञ एक अव्यवहार्य परियोजना को ऋण नहीं देंगे। यही मुख्य बिंदु है। ऋणदाता का क्रेडिट विश्लेषण इस बात पर केंद्रित होता है कि क्या स्टेशन का निर्माण किया जाएगा, क्या उसके राजस्व ऋण को कवर करेंगे, और क्या खरीद और समर्थन समझौतों को लागू किया जा सकता है। गैस कीमतों और विनिमय दरों से जुड़े जोखिमों को नजरअंदाज नहीं किया जाता है; उन्हें वितरित किया जाता है। डॉलर से जुड़े ईंधन लागत और क्षमता शुल्क, 'टेक-ऑर-पे' दायित्व और राज्य द्वारा बिजली खरीदार का समर्थन इन जोखिमों को ऋणदाता के नियंत्रण क्षेत्र से बाहर ले जाते हैं। इस सीमा के भीतर, परियोजना को वित्तीय रूप से व्यवहार्य माना जाता है। इसके बाहर, वही अनुबंध वैश्विक गैस मूल्य झटकों और मुद्रा झटकों को खरीदार, खजाने और अंततः उस विनियमित टैरिफ में स्थानांतरित कर देते हैं जिसका भुगतान प्रत्येक घर और व्यवसाय करता है। बाहरी जोखिम डिजाइन के कारण नहीं, बल्कि मूल्यांकन की कमी के कारण दायरे से बाहर है।
कार्पोवर्सशिप का लाइसेंसिंग ने दिखाया कि यह व्यवहार में कैसा दिखता है। जब विरोधियों ने तीन फ्लोटिंग पावर स्टेशनों के लिए डॉलर में अनुक्रमित ईंधन लागत का मुद्दा उठाया, जिन्हें 2021 में Nersa द्वारा लाइसेंस प्राप्त था, तो नियामक ने यह देखते हुए जवाब दिया कि लाइसेंसधारी को अपने खर्चों की प्रतिपूर्ति का अधिकार है, न कि यह कि मूल्य वृद्धि होने पर कौन भुगतान करेगा। सवाल पूछा गया था, और संस्थान जो जवाब देने के लिए सबसे उपयुक्त था, उसने दूसरे का जवाब दिया।
यहीं पर त्रासदी निहित है। डेवलपर परियोजना को अनुकूलित करता है। ऋणदाता अपने ऋण की रक्षा करता है। खरीदार अनुबंधों पर हस्ताक्षर करता है जिन्हें उसे साइन करना होगा। नियामक आवेदन जमा करने से पहले उसका मूल्यांकन करता है। हर हिसाब अपनी प्रणाली के भीतर सही है। जोखिम इन प्रणालियों के बीच की जगह में जमा होता है, और औपचारिक रूप से किसी भी संस्थान को इसे दर्ज करने के लिए नामित नहीं किया गया है इससे पहले कि यह तय हो जाए। घर इस जोखिम का सामना बिजली खरीद समझौते की शर्त के रूप में नहीं करेंगे। वे अनुबंधों पर हस्ताक्षर करने के वर्षों बाद टैरिफ में वृद्धि के रूप में इसका सामना करेंगे।
तीन कदम इस अंतर को दूर कर सकते हैं, भले ही गैस के बारे में कोई भी निष्कर्ष निकाला जाए। पहला, किसी भी एलएनजी-से-बिजली परियोजना के वित्तीय समापन से पहले, Nersa को टैरिफ तनाव परीक्षण की मांग करनी चाहिए और प्रकाशित करना चाहिए: यदि हाब की कीमतें इस वर्ष की गति को रैंड की कमजोरी के साथ दोहराती हैं तो विनियमित टैरिफ के साथ क्या होगा। अंकगणितीय रूप से इसमें मिनट लगते हैं; बस इसे प्रकाशित करने की जिम्मेदारी गायब है।
दूसरा, राष्ट्रीय खजाने को उन सशर्त दायित्वों पर रिपोर्ट करना चाहिए जो गैस खरीद के सरकारी समर्थन से उत्पन्न होते हैं, उतना ही स्पष्ट रूप से जितना कि यह सरकारी कंपनियों को दी गई गारंटी पर रिपोर्ट करता है, इससे पहले कि वे उत्पन्न हों, न कि बाद में।
तीसरा, विभाग को खरीद जोखिमों की शर्तों को सार्वजनिक रूप से उपलब्ध कराना चाहिए: ईंधन लागत कैसे अनुक्रमित होती है, 'टेक-ऑर-पे' दायित्व कौन भुगतान करता है जब स्टेशन की आवश्यकता नहीं होती है, और मुद्रा उतार-चढ़ाव कैसे होते हैं। कार्पोवर्सशिप मामले में, 2024 में उच्च न्यायालय ने फैसला सुनाया कि Nersa ने कंपनी की इच्छाओं के अनुसार एक अत्यधिक संपादित रिकॉर्ड प्रस्तुत किया था। नागरिकों द्वारा भुगतान की जाने वाली शर्तों को व्यावसायिक रहस्य के रूप में नहीं माना जा सकता है।
फिर भी, एक तर्कसंगत राजनेता गैस जनरेशन चुन सकता है। लेकिन केवल वह व्यक्ति जो उधारदाताओं की सीमाओं के बाहर संख्याओं को देखता है और उन्हें प्रकाशित करने को तैयार है, वह तर्कसंगत विकल्प का दावा कर सकता है।
अगली आवेदन विंडो खुलने से पहले, एक प्रश्न को सबसे पहले हल किया जाना चाहिए: जोखिम का मालिक कौन है? कार्पोवर्सशिप अनुबंध तब समाप्त हो गए जब किसी को उनके द्वारा उठाए गए जोखिमों के लिए जवाबदेह ठहराया जाना था। पांच गुना बड़ा कार्यक्रम समाप्त नहीं हो सकता है। इसके जोखिमों को स्याही सूखने से पहले एक मालिक की आवश्यकता है।