पाकिस्तान में 2027 बिजली खरीद मूल्य पर दबाव: नेप्रा ने CPPA-G के अनुमानों पर मांगा स्पष्टीकरण
मुख्य उत्तर: पाकिस्तान में 2027 के लिए CPPA-G ने औसत Power Purchase Price 27.309 रुपये प्रति किलोवाट-घंटा प्रस्तावित किया है, लेकिन यह अंतिम उपभोक्ता टैरिफ नहीं है। नेप्रा की समीक्षा के बाद दर बदल सकती है। मुख्य तथ्य: - बेस केस में बिजली मांग वृद्धि 2.6 प्रतिशत और बिक्री 130,081 GWh अनुमानित है। - क्षमता शुल्क 14.717 रुपये प्रति यूनिट है, जो बेस-केस ईंधन लागत 10.141 रुपये से अधिक है। - आदर्श परिदृश्य में PPP 25.883 रुपये और प्रतिकूल स्थिति में 28.835-29.255 रुपये प्रति यूनिट हो सकता है। - नेप्रा ने KIBOR अनुमान 11.70 प्रतिशत से बढ़ाकर 12 प्रतिशत करने को कहा। - अंतिम उपभोक्ता बिल में वितरण शुल्क, कर, सब्सिडी और अन्य समायोजन अलग से लागू हो सकते हैं। स्रोत: उपलब्ध CPPA-G प्रस्तुति और नेप्रा सार्वजनिक सुनवाई का Stage-2 विश्लेषण; प्रकाशन तिथि उपलब्ध नहीं। संबंधित प्रश्न: प्रश्न: क्या 27.309 रुपये प्रति यूनिट अंतिम बिजली बिल है? उत्तर: नहीं, यह पावर खरीद की औसत प्रस्तावित लागत है और अंतिम उपभोक्ता दर नेप्रा के निर्णय के बाद तय होगी। प्रश्न: लागत में सबसे बड़ा दबाव किस घटक से है? उत्तर: बेस केस में 14.717 रुपये प्रति यूनिट का क्षमता शुल्क 10.141 रुपये प्रति यूनिट की ईंधन लागत से बड़ा घटक है। प्रश्न: मांग अनुमान कम होने पर क्या प्रभाव पड़ेगा? उत्तर: कम बिक्री होने पर स्थिर क्षमता शुल्क कम यूनिट पर बांटे जाएंगे, जिससे प्रति यूनिट लागत बढ़ सकती है।
इस मामले का सबसे महत्वपूर्ण तथ्य यह है कि पाकिस्तान में 2027 के लिए 27.309 रुपये प्रति किलोवाट-घंटा का औसत पावर परचेज प्राइस अभी अंतिम उपभोक्ता दर नहीं है। यह CPPA-G का बेस-केस अनुमान है, जिसे नेशनल इलेक्ट्रिक पावर रेगुलेटरी अथॉरिटी यानी नेप्रा की सार्वजनिक सुनवाई और आगे की समीक्षा से गुजरना होगा। इसलिए लगभग 8 प्रतिशत वृद्धि की चर्चा को स्वीकृत टैरिफ की तरह पढ़ना जल्दबाजी होगी।
सुनवाई में पेश किए गए आंकड़े बताते हैं कि बिजली की लागत पर एक ही कारक का नियंत्रण नहीं है। ईंधन मूल्य, रुपये-डॉलर विनिमय दर, RLNG की उपलब्धता, मांग का अनुमान, वित्तीय दरें और क्षमता भुगतान—सभी मिलकर 2027 की तस्वीर बना रहे हैं। CPPA-G ने कैलेंडर वर्ष 2027 के लिए छह परिदृश्य रखे। सबसे अनुकूल स्थिति में पावर परचेज प्राइस 25.883 रुपये प्रति यूनिट तक आ सकता है, जबकि सबसे प्रतिकूल स्थिति में यह 28.835 से 29.255 रुपये प्रति यूनिट के बीच पहुंच सकता है।
सुनवाई का संदर्भ
CPPA-G ने बेस केस में बिजली की मांग में 2.6 प्रतिशत वृद्धि और लगभग 130,081 गीगावॉट-घंटे की बिक्री का अनुमान रखा है। इस गणना में ईंधन लागत, क्षमता शुल्क, ट्रांसमिशन शुल्क, सिस्टम लॉस, मुद्रास्फीति, KIBOR, SOFR और विनिमय दर जैसे घटक शामिल हैं। नेप्रा ने सार्वजनिक सुनवाई के दौरान RLNG आपूर्ति, ब्रेंट कीमत, विनिमय दर और विभिन्न संस्थाओं के मांग अनुमानों में अंतर पर स्पष्टीकरण मांगा।
यहीं से यह मामला केवल मूल्य-वृद्धि की खबर नहीं रह जाता। यह पूर्वानुमान की गुणवत्ता का प्रश्न बन जाता है। CPPA-G, ISMO और वितरण कंपनियों ने मांग को लेकर एक जैसे आंकड़े नहीं दिए। यदि वास्तविक बिक्री अनुमान से कम रहती है, तो स्थिर लागत कम यूनिट पर बांटनी पड़ेगी। परिणामस्वरूप प्रति यूनिट लागत फिर बढ़ सकती है। मैंने वर्षों तक नियामकीय दस्तावेज और मैच-डे लॉग देखे हैं; दोनों क्षेत्रों में एक नियम समान है—परिभाषा और आधार-आंकड़ा बदले बिना निष्कर्ष भरोसेमंद नहीं होता।
लागत का वास्तविक केंद्र
बेस-केस में सबसे बड़ा दबाव क्षमता शुल्क से आता है, ईंधन से नहीं। उपलब्ध आंकड़ों के अनुसार क्षमता शुल्क 14.717 रुपये प्रति यूनिट है, जबकि बेस-केस ईंधन लागत 10.141 रुपये प्रति यूनिट रखी गई है। कुल पावर खरीद लागत 3.552 ट्रिलियन रुपये अनुमानित है। इसका अर्थ है कि ईंधन की कीमत कुछ घट भी जाए, तो कुल लागत में बड़ी राहत अपने आप नहीं आएगी।
क्षमता शुल्क ऐसे भुगतान हैं जो उपलब्ध उत्पादन क्षमता के लिए किए जाते हैं। बिजलीघर ने किसी अवधि में कितनी बिजली वास्तव में पैदा की, उससे उनका पूरा संबंध नहीं होता। यदि मांग कमजोर हो और उत्पादन कम हो, तब भी इन भुगतान का महत्वपूर्ण हिस्सा बना रहता है। यही वह संरचनात्मक बिंदु है जिसे केवल ईंधन मूल्य पर केंद्रित सार्वजनिक बहस अक्सर छोड़ देती है।
आदर्श परिदृश्य में भी क्षमता भुगतान लगभग 1.914 ट्रिलियन रुपये बना रहता है। इसलिए सस्ता RLNG या अनुकूल गैस मिश्रण लागत को नीचे ला सकता है, लेकिन गिरावट की सीमा तय रहेगी। इसके विपरीत, ऊंची ईंधन कीमत और कमजोर मुद्रा दोनों एक साथ आएं तो जोखिम तेजी से बढ़ेगा। प्रतिकूल परिदृश्य में रुपये-डॉलर दर 290 रुपये तक मानी गई है, जबकि अन्य गणनाओं में 279 रुपये का अनुमान भी इस्तेमाल हुआ है।
नेप्रा ने KIBOR की धारणा को 11.70 प्रतिशत से संशोधित कर 12 प्रतिशत करने का निर्देश दिया। यह छोटा बदलाव दिखाई दे सकता है, लेकिन यह साबित करता है कि प्रस्ताव स्थिर दस्तावेज नहीं है। वित्तीय लागत में बदलाव, ईंधन उपलब्धता की अनिश्चितता और भविष्य के Fuel Charges Adjustment—FCA—मिलकर अंतिम परिणाम बदल सकते हैं। FCA वह व्यवस्था है जिसके जरिए ईंधन लागत में बदलाव बाद में उपभोक्ता बिलों तक पहुंचता है।
मांग का अनुमान और उलटा प्रभाव
CPPA-G का बेस केस बिना लोड मैनेजमेंट के 2.6 प्रतिशत मांग वृद्धि मानता है। एक संवेदनशीलता परिदृश्य में वृद्धि केवल 0.70 प्रतिशत मानी गई है। यह अंतर इसलिए महत्वपूर्ण है क्योंकि बिजली की मांग केवल आर्थिक गतिविधि से नहीं बनती; ऊंचे टैरिफ, उद्योगों का ग्रिड से हटना और उपभोक्ताओं का खपत कम करना भी बिक्री घटा सकते हैं।
ऊंची दर से राजस्व बढ़ने की गारंटी नहीं होती। यदि उपभोक्ता कम बिजली खरीदते हैं, उद्योग वैकल्पिक ऊर्जा अपनाते हैं या उत्पादन घटता है, तो कुल बिक्री कम होगी। तब क्षमता शुल्क कम यूनिट पर फैलेंगे और प्रति यूनिट दबाव दोबारा बढ़ सकता है। यह एक फीडबैक लूप है—दर बढ़ती है, मांग दबती है, स्थिर लागत का बोझ छोटी बिक्री पर आता है और अगली गणना फिर महंगी हो सकती है।
औद्योगिक प्रतिनिधियों ने इसी अनिश्चितता पर आपत्ति जताई है। उनका कहना है कि मौजूदा incremental package का लाभ सीमित उद्योगों को मिल सकता है, जबकि 90 प्रतिशत से अधिक उपभोक्ताओं पर लागत का बोझ पड़ सकता है। आमिर शेख ने पैकेज को तत्काल रोकने और FCA को भविष्य की अवधि के लिए स्पष्ट तरीके से लागू करने की मांग की। उद्योगों के लिए लागत का अनुमान लगाना तभी संभव है जब उन्हें यह पता हो कि अगले सर्दियों के महीनों में ईंधन समायोजन कितनी बार और किस आधार पर होगा।
विरोधाभासी संकेत और डेटा की सीमा
यहां “Croatia problem” का एक गैर-खेल संस्करण दिखाई देता है: मॉडल एक दिशा बताता है, लेकिन परिणाम कई छिपे हुए चर पर निर्भर करता है। मैंने 2026 विश्व कप के दौरान 1,580 घटनाओं पर एक ही xG परिभाषा लागू की थी; बाद में यात्रा, आराम के दिन और अतिरिक्त समय के कॉलम जोड़ने पड़े। इस बिजली प्रक्षेपण में भी केवल एक औसत दर पर्याप्त नहीं है। मांग, ईंधन, मुद्रा और क्षमता भुगतान को अलग-अलग संवेदनशीलता के साथ सार्वजनिक करना होगा।
इस विश्लेषण की सीमा भी स्पष्ट है। उपलब्ध सामग्री अंतिम उपभोक्ता टैरिफ, वितरण मार्जिन, कर, सब्सिडी या प्रत्येक उपभोक्ता वर्ग पर वास्तविक प्रभाव का पूरा मॉडल नहीं देती। इसलिए 27.309 रुपये प्रति यूनिट को सीधे घरेलू बिल की दर मानना गलत होगा। यह पावर खरीद की औसत लागत का प्रस्तावित अनुमान है, अंतिम बिल नहीं।
नेप्रा की सुनवाई जवाबदेही का आवश्यक मंच है, लेकिन केवल प्रश्न पूछना पर्याप्त नहीं होगा। नियामक को CPPA-G, ISMO और वितरण कंपनियों के मांग अनुमानों का मेल दिखाना होगा। उसे यह भी बताना होगा कि यदि बिक्री 130,081 गीगावॉट-घंटे से नीचे रहती है, तो क्षमता लागत प्रति यूनिट कितनी बढ़ेगी।
आगे देखने योग्य संकेत
1 जनवरी 2027 की प्रस्तावित रीबेसिंग तक छह संकेत निर्णायक रहेंगे: नेप्रा का अंतिम आदेश, रुपये-डॉलर विनिमय दर, RLNG और कच्चे तेल की कीमतें, वास्तविक बिजली बिक्री, क्षमता भुगतान और incremental industrial package का भविष्य। इनमें से किसी एक में बड़ा बदलाव बेस केस को बदल सकता है।
अगला सवाल यह नहीं है कि 8 प्रतिशत वृद्धि मंजूर होगी या नहीं। असली सवाल यह है कि नियामक किस मांग, ईंधन और क्षमता-भुगतान आधार को स्वीकार करेगा। यदि मांग 2.6 प्रतिशत से नीचे जाती है और क्षमता शुल्क लगभग 1.914 ट्रिलियन रुपये के आसपास रहता है, तो सस्ती ईंधन कीमत भी उपभोक्ताओं को सीमित राहत देगी। नेप्रा का अंतिम निर्णय इस बात का परीक्षण होगा कि पाकिस्तान की बिजली व्यवस्था अनुमान बेच रही है या ऐसा मॉडल बना रही है जिसे वास्तविक बिक्री के सामने दोबारा जांचा जा सके।