पाकिस्तान में 2027 बिजली खरीद मूल्य पर दबाव: नेप्रा की सुनवाई में ईंधन, क्षमता शुल्क और मांग अनुमान पर सवाल

इस्लामाबाद की नियामकीय सुनवाई में सबसे महत्वपूर्ण आवाज किसी बिजलीघर की मशीन से नहीं, बल्कि उन संख्याओं से आई जिन पर पाकिस्तान की 2027 की बिजली कीमतें टिक सकती हैं। केंद्रीय विद्युत खरीद एजेंसी-गारंटी (CPPA-G) ने अगले कैलेंडर वर्ष के लिए बिजली खरीद मूल्य के छह परिदृश्य प्रस्तुत किए। आधार परिदृश्य में औसत Power Purchase Price (PPP) 27.309 रुपये प्रति किलोवाट-घंटा रखा गया है, जबकि अनुकूल परिस्थितियों में यही आंकड़ा 25.883 रुपये और खराब परिस्थितियों में 29.255 रुपये तक पहुंच सकता है।

सुनवाई के दौरान राष्ट्रीय विद्युत शक्ति नियामक प्राधिकरण (Nepra) ने ईंधन उपलब्धता, विनिमय दर, ब्रेंट कच्चे तेल की कीमत, RLNG आपूर्ति, मांग अनुमान और वित्तीय लागतों से जुड़े अनुमानों पर स्पष्टीकरण मांगा। इस प्रक्रिया का अर्थ यह है कि 2027 की उपभोक्ता बिजली दर अभी तय नहीं हुई है। सामने आया आंकड़ा एक नियामकीय प्रस्ताव और पूर्वानुमान है, अंतिम बिल नहीं।

यह अंतर महत्वपूर्ण है। सार्वजनिक चर्चा में लगभग 8 प्रतिशत वृद्धि की संभावना सबसे आसानी से दोहराई जा सकती है, लेकिन सुनवाई में असली कहानी एक प्रतिशत या एक शीर्षक से बड़ी है। बिजली की कीमतों का भविष्य इस बात पर निर्भर करेगा कि पाकिस्तान की बिजली व्यवस्था कितनी बिजली बेच पाती है, क्षमता शुल्क का कितना हिस्सा स्थिर रहता है और ईंधन तथा मुद्रा बाजार किस दिशा में जाते हैं।

सुनवाई का केंद्र: एक कीमत नहीं, छह संभावित रास्ते

CPPA-G ने 2027 के लिए लगभग 130,081 गीगावाट-घंटे बिजली बिक्री का अनुमान प्रस्तुत किया। आधार परिदृश्य में मांग वृद्धि 2.6 प्रतिशत मानी गई है और लोड प्रबंधन को शामिल नहीं किया गया। इसके विपरीत, मांग-संवेदनशीलता वाले परिदृश्य में वृद्धि केवल 0.70 प्रतिशत तक सीमित मानी गई। यह अंतर मामूली नहीं है। यदि बिक्री अनुमान कम पड़ता है, तो स्थिर लागत कम यूनिटों पर बांटनी पड़ सकती है और प्रति यूनिट लागत बढ़ सकती है।

आधार परिदृश्य में कुल बिजली खरीद लागत लगभग 3.552 ट्रिलियन रुपये आंकी गई है। इसमें ईंधन लागत 1.319 ट्रिलियन रुपये और क्षमता शुल्क 1.914 ट्रिलियन रुपये बताया गया है। प्रति यूनिट संरचना में क्षमता शुल्क 14.717 रुपये और आधार ईंधन लागत 10.141 रुपये प्रति किलोवाट-घंटा है। यही तुलना इस बहस का सबसे अहम बिंदु बनती है: सस्ती गैस या कम ईंधन कीमतें राहत दे सकती हैं, मगर क्षमता शुल्क का बड़ा हिस्सा बना रहता है।

मेरे वर्षों के मैच देखने और आंकड़ों को निर्णय की पृष्ठभूमि में पढ़ने के अनुभव में एक बात लगातार सामने आती है—शीर्षक अक्सर उस संख्या को चुनता है जो सबसे तेज प्रतिक्रिया पैदा करे, जबकि पूरी तस्वीर उन घटकों में छिपी होती है जो धीरे बदलते हैं। यहां भी 27.309 रुपये का औसत आंकड़ा ध्यान खींचता है, पर 1.914 ट्रिलियन रुपये का क्षमता शुल्क यह बताता है कि केवल ईंधन बाजार सुधरने से बिजली क्षेत्र की संरचनात्मक समस्या समाप्त नहीं होगी।

नेप्रा की भूमिका और अनुमान की विश्वसनीयता

Nepra की सार्वजनिक सुनवाई इस प्रक्रिया को एकतरफा घोषणा बनने से रोकती है। नियामक ने CPPA-G से RLNG आपूर्ति, विनिमय दर, ब्रेंट कीमत, मांग अनुमानों और वितरण कंपनियों से मिले अलग-अलग आंकड़ों पर स्पष्टीकरण मांगा। CPPA-G, इंडिपेंडेंट सिस्टम एंड मार्केट ऑपरेटर (ISMO) और वितरण कंपनियों के अनुमानों में अंतर सामने आया है। जब मांग का अनुमान ही एक जैसा न हो, तो बिजली खरीद लागत और प्रति यूनिट कीमत का निष्कर्ष भी स्वाभाविक रूप से संवेदनशील हो जाता है।

नियामक ने KIBOR की धारणा को 11.70 प्रतिशत से बढ़ाकर 12 प्रतिशत करने का निर्देश दिया। यह छोटा संशोधन दिखाता है कि मॉडल स्थिर दस्तावेज नहीं है। ब्याज दर, विनिमय दर, मुद्रास्फीति, ट्रांसमिशन शुल्क और सिस्टम लॉस जैसे तत्व बदलते ही अंतिम अनुमान भी बदल सकता है। इसी कारण CPPA-G की रिपोर्ट को निश्चित मूल्य-सूची के रूप में पढ़ना गलत होगा।

2027 की टैरिफ रीबेसिंग 1 जनवरी से लागू होने वाली प्रक्रिया से जुड़ी है। उससे पहले नियामक को यह जांचना होगा कि प्रस्तुत मांग वास्तविक खपत क्षमता से मेल खाती है या नहीं, ईंधन उपलब्धता के दावे कितने भरोसेमंद हैं और क्षमता भुगतान को किस सीमा तक उपभोक्ताओं पर डाला जा सकता है। अंतिम उपभोक्ता बिल में वितरण शुल्क, कर, सब्सिडी और अन्य समायोजन भी शामिल हो सकते हैं; उपलब्ध विश्लेषण इन सभी घटकों का पूरा मॉडल प्रस्तुत नहीं करता।

क्षमता शुल्क बनाम ईंधन लागत: बहस का छिपा हुआ केंद्र

आधार परिदृश्य में क्षमता शुल्क ईंधन लागत से बड़ा घटक है। इसका सीधा अर्थ यह है कि बिजली उत्पादन की लागत केवल इस बात से तय नहीं होती कि उस दिन गैस, तेल या RLNG कितने महंगे हैं। कई भुगतान उपलब्ध उत्पादन क्षमता के लिए किए जाते हैं, चाहे किसी संयंत्र से वास्तविक उत्पादन कितना भी हो। यदि मांग कमजोर रहती है, तो कम बिजली बिक्री के बावजूद इन स्थिर भुगतानों का बोझ बना रह सकता है।

अनुकूल परिदृश्य में क्षमता भुगतान 1.914 ट्रिलियन रुपये पर बना रहने की बात कही गई है। इससे पता चलता है कि ईंधन कीमतों में सुधार का लाभ नीचे की सीमा तक पहुंचते-पहुंचते सीमित हो सकता है। 25.883 रुपये प्रति किलोवाट-घंटे का आदर्श अनुमान संभव है, मगर यह क्षमता भुगतान की संरचना को बदलता नहीं। सस्ते ईंधन से परिवर्तनीय लागत कम हो सकती है, पर अनुबंधित या उपलब्ध क्षमता का खर्च अलग समस्या बना रहता है।

खराब परिदृश्य में PPP 28.835 से 29.255 रुपये प्रति किलोवाट-घंटे तक पहुंच सकता है। इस दायरे में ऊंची ईंधन कीमतें, कमजोर विनिमय दर, अधिक वित्तीय लागत और आपूर्ति संबंधी अनिश्चितता शामिल हैं। कुछ अनुमानों में डॉलर की दर 290 रुपये तक मानी गई है, जबकि अन्य परिदृश्यों में 279 रुपये का स्तर उपयोग किया गया। रुपये की कमजोरी सीधे आयातित ईंधन और विदेशी मुद्रा से जुड़े वित्तीय दायित्वों पर असर डालती है।

यहां जोखिम की दो परतें हैं। पहली बाजार जोखिम है—ब्रेंट, RLNG और गैस की कीमतों में उतार-चढ़ाव। दूसरी प्रणालीगत जोखिम है—क्षमता भुगतान, अनुबंध और मांग का ऐसा ढांचा जो कम खपत की स्थिति में भी पूरी तरह हल्का नहीं होता। पहली परत समय के साथ बदल सकती है; दूसरी में नीतिगत और संविदात्मक बदलाव की आवश्यकता पड़ती है।

औद्योगिक क्षेत्र की आपत्ति और क्रॉस-सब्सिडी का सवाल

सुनवाई में औद्योगिक प्रतिनिधियों ने अतिरिक्त पैकेज को तत्काल निलंबित करने और Fuel Charges Adjustments (FCA) को भविष्य के लिए अधिक स्पष्ट तरीके से लागू करने की मांग की। उनका तर्क है कि प्रस्तावित व्यवस्था से सीमित संख्या में उद्योगों को लाभ मिल सकता है, जबकि 90 प्रतिशत से अधिक उपभोक्ताओं पर लागत का बोझ पड़ सकता है। यह केवल दर बढ़ाने या घटाने की बहस नहीं है; यह इस बात का प्रश्न है कि किस उपभोक्ता समूह से कितनी राशि ली जाती है और किसे राहत मिलती है।

क्रॉस-सब्सिडी व्यवस्था में एक वर्ग दूसरे वर्ग की कीमत को अप्रत्यक्ष रूप से सहारा देता है। यदि औद्योगिक उपभोक्ताओं के लिए बिजली दरों में राहत दी जाती है, तो घरेलू, वाणिज्यिक या अन्य श्रेणियों पर उसका प्रभाव पड़ सकता है। दूसरी ओर, उद्योगों पर ऊंची और अनिश्चित बिजली लागत उत्पादन, रोजगार और प्रतिस्पर्धा को प्रभावित कर सकती है। इसी कारण उद्योग प्रतिनिधि स्थिर और पूर्वानुमेय FCA व्यवस्था की मांग कर रहे हैं।

औद्योगिक पक्ष ने यह भी चेतावनी दी कि सर्दियों में ईंधन-सम्बंधी समायोजन दो से तीन गुना बढ़ सकता है। उपलब्ध सामग्री इस दावे का स्वतंत्र परिमाणात्मक सत्यापन नहीं देती, मगर यह चिंता उस व्यापक समस्या से जुड़ती है जिसमें कंपनियां अपनी उत्पादन लागत का बजट पहले से तय नहीं कर पातीं। कीमत का ऊंचा होना कठिन है; कीमत का बार-बार बदलना योजना बनाना और कठिन कर देता है।

मांग अनुमान: मॉडल की सबसे नाजुक कड़ी

CPPA-G का आधार अनुमान 2.6 प्रतिशत मांग वृद्धि पर टिका है। मगर यदि आर्थिक गतिविधि धीमी रहती है, उद्योग ग्रिड से कम बिजली लेते हैं या ऊंची कीमतों के कारण उपभोक्ता खपत घटाते हैं, तो वास्तविक बिक्री 130,081 गीगावाट-घंटे से नीचे रह सकती है। ऐसी स्थिति में बिजली व्यवस्था के स्थिर खर्च कम यूनिटों पर बांटे जा सकते हैं। यह एक फीडबैक लूप बनाता है: ऊंची दर मांग घटाती है, कम मांग प्रति यूनिट लागत बढ़ाती है और बढ़ी हुई लागत फिर दरों पर दबाव डालती है।

दूसरी ओर, मांग का अनुमान बहुत ऊंचा रखा गया तो खरीद योजना, उत्पादन शेड्यूल और वित्तीय गणना वास्तविकता से अलग हो सकती है। इसलिए CPPA-G, ISMO और वितरण कंपनियों के आंकड़ों का मेल केवल तकनीकी औपचारिकता नहीं है। Nepra को यह बताना होगा कि अलग-अलग पूर्वानुमानों में अंतर क्यों है, किस मॉडल को प्राथमिकता दी गई है और कम मांग की स्थिति में प्रति यूनिट लागत कितनी बढ़ सकती है।

यहीं सार्वजनिक पारदर्शिता का महत्व आता है। उपभोक्ता के लिए केवल औसत PPP जानना पर्याप्त नहीं होगा। उसे यह भी समझना होगा कि उस कीमत में ईंधन, क्षमता भुगतान, वित्तीय लागत, ट्रांसमिशन, सिस्टम लॉस, कर और समायोजन का कितना हिस्सा है। यदि नियामक अंतिम निर्णय के साथ घटकवार प्रभाव प्रकाशित करता है, तो 2027 की दर पर बहस अधिक तथ्यात्मक हो सकती है।

आदर्श परिदृश्य भी पूरी राहत नहीं देता

सबसे अनुकूल स्थिति में PPP 25.883 रुपये प्रति किलोवाट-घंटे तक आने का अनुमान है। इसके पीछे कम ईंधन कीमतें और बेहतर RLNG या गैस मिश्रण जैसे कारक हैं। यह संभावना दिखाती है कि बिजली लागत पूरी तरह ऊपर की दिशा में बंद नहीं है। मगर अनुकूल परिदृश्य को निश्चित राहत मानना जल्दबाजी होगी। क्षमता शुल्क की स्थिरता, विनिमय दर और वास्तविक ईंधन उपलब्धता इस लाभ को सीमित कर सकती है।

खराब स्थिति में PPP 29.255 रुपये तक पहुंचने का अनुमान बाजार और नीति दोनों के लिए चेतावनी है। यह दायरा बताता है कि प्रस्तावित आधार मूल्य के आसपास अनिश्चितता कितनी बड़ी है। उपभोक्ताओं को जिस दर का सामना करना पड़ेगा, वह केवल Nepra के निर्णय से नहीं, बल्कि 2027 के दौरान वास्तविक ईंधन खरीद, मुद्रा दर, मांग और समायोजन प्रक्रिया से भी प्रभावित हो सकती है।

इसलिए सार्वजनिक विमर्श को केवल “8 प्रतिशत वृद्धि” के सूत्र तक सीमित करना जोखिमपूर्ण है। वह आंकड़ा संभावित बदलाव का संकेत दे सकता है, लेकिन छह परिदृश्यों का अस्तित्व बताता है कि अंतिम परिणाम एकल अनुमान पर आधारित नहीं है। मुख्य प्रश्न यह होना चाहिए कि कौन-सी धारणा बदली, उसका प्रभाव कितनी राशि का हुआ और वह प्रभाव किस उपभोक्ता वर्ग तक पहुंचा।

आगे किन संकेतकों पर नजर रहेगी

Nepra का अंतिम निर्णय सबसे प्रत्यक्ष संकेत होगा। उसके बाद विनिमय दर और RLNG, LNG तथा कच्चे तेल की कीमतें देखनी होंगी। यदि रुपये की दर 279 से 290 रुपये प्रति डॉलर वाले अनुमानित दायरे से बाहर जाती है, तो ईंधन और वित्तीय लागतों में बदलाव आ सकता है। वास्तविक बिजली बिक्री भी महत्वपूर्ण होगी। 2.6 प्रतिशत वृद्धि के बजाय यदि वृद्धि 0.70 प्रतिशत के आसपास रहती है, तो स्थिर क्षमता शुल्क का प्रति यूनिट भार बढ़ सकता है।

क्षमता भुगतान और स्वतंत्र बिजली उत्पादकों से जुड़े अनुबंध भी निगरानी के केंद्र में रहेंगे। यदि 1.914 ट्रिलियन रुपये का आधार आंकड़ा ऊंचा बना रहता है, तो ईंधन लागत में कमी का लाभ सीमित रहेगा। इसी तरह अतिरिक्त औद्योगिक पैकेज को निलंबित, बढ़ाया या पुनर्गठित करने का फैसला क्रॉस-सब्सिडी विवाद की दिशा तय करेगा।

पाकिस्तान के बिजली क्षेत्र की अगली कहानी किसी एक सुनवाई में समाप्त नहीं होगी। 2027 का PPP प्रस्ताव एक ऐसा मानचित्र है जिसमें ईंधन, मुद्रा, मांग और क्षमता भुगतान के रास्ते एक-दूसरे से जुड़े हुए हैं। अब Nepra के सामने चुनौती केवल एक आंकड़ा चुनने की नहीं, बल्कि यह दिखाने की है कि उस आंकड़े के पीछे कौन-सा जोखिम किस पर डाला जा रहा है। जनवरी 1, 2027 की रीबेसिंग तक असली सवाल यही रहेगा: क्या पाकिस्तान ऐसी बिजली कीमत बना सकता है जो उत्पादन को चलाए, उपभोक्ता को संभाले और अनिश्चितता को छिपाने के बजाय उसे साफ-साफ मापे?