Департамент электроэнергетики и энергетики объявил 28 октября о закрытии первого окна заявок в Программе закупок независимых производителей газовой генерации без получения ни одной предпочтительной заявки. Четыре поданных предложения, предлагавшие мощность в 2830 МВт против целевых 2000 МВт, не прошли обязательные критерии, главным образом из-за неспособности участников гарантировать достаточные объемы поставок газа.
Ситуация осложняется тем, что Южная Африка не располагает терминалом для импорта СПГ, а ее трубопроводные поставки из Мозамбика находятся в упадке. Однако это не было неожиданностью для специалистов в секторе.
Ранее в том же месяце министр издал решение по дополнительным 5000 МВт газовой генерации, а также 4600 МВт аккумуляторного хранения. Кроме того, было принято отдельное решение, позволяющее Экурхулени закупать 2400 МВт у независимых производителей, из которых 780 МВт приходится на природный газ. Примечательно, что сначала рассматривается газ, а ветровая и солнечная энергия должны ждать последующего решения. Технология, которая недавно потерпела неудачу из-за нехватки топлива, теперь находится в приоритете.
Решение о закупках создает юридическое разрешение, но оно не обеспечивает топливо, терминалы или надежные контракты. Министр осведомлен об этом, заявив, что распределение должно осуществляться «через скоординированную программу топливной инфраструктуры и генерации», и подчеркнув, что установка без надежного источника топлива не может обеспечить стабильное электроснабжение.
После провала Первого окна заявок департамент заявил, что не отступает и теперь сосредоточится на инфраструктурных, коммерческих и институциональных условиях. Тем не менее, октябрьские решения основаны на непроверенной предпосылке: повторение инструмента спроса при сохранении проблемы предложения не приведет к иному результату.
Официальные заявления признают проблему с топливом, но не демонстрируют, что она решена. Более сложный момент заключается в том, что проблема с топливом, остановившая Первое окно заявок, является физической. Ее решение неизбежно породит финансовую проблему.
Гарантии, которые не смогли предоставить участники торгов, со временем будут обеспечены долгосрочными контрактами на поставку СПГ, соглашениями о терминалах и обязательствами типа «take-or-pay», цены на которые будут устанавливаться в долларах и привязаны к мировым рынкам. Именно здесь возникает ценовой риск, и после заключения этих контрактов он будет зафиксирован для поколения потребителей электроэнергии.
Возникает вопрос, почему разумный политик будет отдавать приоритет газовой генерации в таких обстоятельствах. То, что происходит в энергетической политике, имеет черты трагедии. Это происходит не из-за недобросовестности кого-либо, а потому, что каждый участник действует разумно в рамках системы, которая оставляет самый большой риск без владельца.
Между январем и 19 октября 2026 года цена на газ в главном торговом узле Европы, голландском TTF, выросла примерно с 28 до 88,38 евро за мегаватт-час, что составляет около 9,20 до 29,00 долларов США за миллион британских тепловых единиц (MMBtu). При коэффициенте тепловой эффективности, используемом в исследовании автора, 7 гигаджоулей (около 6,6 MMBtu) на мегаватт-час, комбинированный газотурбинный двигатель понес бы затраты на топливо примерно в размере 192 доллара США за МВтч при этой цене. При курсе 16,53 ранда к доллару, это составляет около 3,18 ранда за киловатт-час только на топливо. Эта цифра является нижней границей, а не оценкой, так как она исключает расходы на транспортировку, регазификацию, сборы за мощность и потери эффективности при работе среднемощной станции, такой как предлагаемая Эском станция Ричардс-Бэй, в режиме следования спросу.
В масштабах всего парка, Интегрированный план ресурсов 2025 предусматривает 6000 МВт газовой генерации к 2030 году. По оценкам автора, парк такого размера потребует около 3,4 миллиона тонн СПГ в год. При цене 20 долларов США за MMBtu на азиатском бенчмарке JKM, только счет за топливо добавит примерно 14% к среднему тарифу на электроэнергию, чего не предусматривает текущее определение цен Национальным регулятором энергетики Южной Африки (Nersa). При цене 40 долларов США и ослаблении ранда на 20%, эта доля составит около 32%.
Также неясно, как будет покрыт этот счет. Сегодня Эском перекладывает перерасход затрат на топливо на потребителей через Регуляторный расчетный счет Nersa через 18–24 месяца после события. Однако контракты на поставку СПГ в таком масштабе действуют 15–20 лет, далеко за пределами 2031 года, когда Закон о поправках к регулированию электроэнергии переводит систему на рыночное ценообразование. В проекте Правил торговли Nersa на 2026 год перечислены шесть категорий не подлежащих обходу сборов, и переменная стоимость топлива не входит в них; последующая договоренность остается на усмотрение методологии оптового тарифа, которая еще не определена. Контракты будут подписаны в рамках одного режима возмещения, но превысят его срок действия.
Финансисты не предоставят кредит нежизнеспособному проекту. Это и есть ключевой момент. Кредитный анализ кредитора фокусируется на том, будет ли построена станция, покроют ли ее доходы долг, и могут ли быть принудительно исполнены соглашения о покупке и поддержке. Риски, связанные с ценами на газ и обменными курсами, не игнорируются; они распределяются. Стоимость топлива и сборы за мощность, привязанные к доллару, обязательства «take-or-pay» и поддержка покупателя электроэнергии со стороны государства выводят эти риски за пределы области управления кредитора. Внутри этого предела проект считается финансово жизнеспособным. Вне него те же самые контракты переносят глобальные шоки цен на газ и валютные шоки в расходы покупателя, в казну и, в конечном итоге, в регулируемый тариф, который платит каждая домохозяйство и бизнес. Внешняя подверженность выходит за рамки оценки кредитора по замыслу, а не по недосмотру.
Лицензирование Karpowership продемонстрировало, как это выглядит на практике. Когда оппоненты поднимали вопрос о расходах на топливо, индексированных в долларах, для трех плавучих электростанций, лицензированных Nersa в 2021 году, регулятор ответил, рассмотрев право лицензиата на возмещение своих расходов, а не то, кто будет платить при росте цен на газ. Вопрос был задан, и учреждение, лучше всего подходящее для ответа, ответило на другой.
Вот где кроется трагедия. Разработчик оптимизирует проект. Кредитор защищает свой заем. Покупатель подписывает контракты, которые обязан подписать. Регулятор оценивает заявку до ее подачи. Каждый учет верен в рамках своей собственной системы. Риск накапливается в пространстве между этими системами, и ни одно учреждение формально не назначено для его измерения до того, как он зафиксируется. Домохозяйства не столкнутся с этим риском как условием в договоре купли-продажи электроэнергии. Они столкнутся с ним в виде повышения тарифа спустя годы после подписания контрактов.
Три шага могли бы устранить этот пробел, независимо от того, какой вывод делается о газе. Во-первых, перед финансовым закрытием любого проекта СПГ-в-энергию Nersa должна требовать и публиковать стресс-тест тарифа: что произойдет с регулируемым тарифом, если цены на хабе повторят движение этого года при ослаблении ранда. Арифметически это занимает минуты; отсутствует лишь обязанность его опубликовать.
Во-вторых, Национальный казначейство должно отчитываться о условных обязательствах, созданных государственной поддержкой закупки газа, так же наглядно, как оно отчитывается о гарантиях государственным компаниям, до того, как они возникнут, а не после.
В-третьих, департамент должен сделать условия распределения рисков закупок общедоступными: как индексируются затраты на топливо, кто платит обязательства «take-or-pay», когда станция не нужна, и как проходят валютные колебания. В деле Karpowership Высокий суд в 2024 году установил, что Nersa подала сильно отредактированную запись в соответствии с пожеланиями компании. Условия, определяющие, что будут платить граждане, не могут рассматриваться как коммерческая тайна.
Разумный политик все же может выбрать газовую генерацию. Но только тот, кто видел цифры вне границ кредиторов и готов их опубликовать, может претендовать на разумный выбор.
Прежде чем откроется следующее окно заявок, один вопрос должен быть решен прежде всего: кто владеет риском? Контракты Karpowership истекли до того, как кто-либо был вынужден ответить за понесенные ими риски. Программа в пять раз больше может не истечь. Ее риски нуждаются в владельце до того, как чернила высохнут.