Histoire de Deux Systèmes

"La loi de tout progrès" ne fait pas référence à une loi dans nos livres ou à un principe scientifique ou économique particulier. Ce concept est tiré des écrits d'un philosophe jésuite, Teilhard de Chardin, et promeut l'idée que, simplement dit, toutes les bonnes choses prennent du temps et traversent des étapes d'instabilité pour atteindre la maturité. Dans cette chronique, j'espère contribuer à une compréhension plus profonde et/ou présenter des approches alternatives sur des questions clés pour finalement animer le discours démocratique et construire des institutions plus fortes.

En janvier 2024, le président Ferdinand R. Marcos, Jr. a assisté à l'énergisation cérémonielle du Projet d'Interconnexion Mindanao-Visayas de 450 MW (MVIP) reliant physiquement les systèmes électriques des principales îles de Mindanao à ceux des Visayas, qui sont connectés à Luzon via Leyte depuis 1998. L'événement était vraiment historique considérant que, pour la première fois dans l'histoire du pays, tout excédent d'électricité de Mindanao peut maintenant être exporté vers les Visayas via la ligne de transmission sous-marine de 184 kilomètres-circuit (km) du MVIP et les lignes aériennes de 500 km-circuit, avec tout excédent supplémentaire envoyé des Visayas pour augmenter les besoins de Luzon (ou l'excédent de Luzon vers les Visayas, comme c'est plus souvent le cas).

On peut alors facilement avoir l'impression de ce développement et des discussions générales sur l'industrie électrique qu'il existe aujourd'hui un système électrique unifié desservant l'ensemble des Philippines dans un cadre privatisé et compétitif conformément à la Loi sur la réforme de l'industrie électrique de 2001 ou EPIRA — un réseau interconnecté, un marché dynamique où plusieurs acteurs sont en concurrence, tous avançant vers un parcours de développement énergétique commun.

Pourtant, ce n'est pas exactement le cas.

Bien qu'il soit vrai que le MVIP intègre en un seul réseau électrique les principales régions de Luzon, Visayas et Mindanao sous l'exploitation de la National Grid Corp. of the Philippines (NGCP), permettant le commerce d'électricité sur le Marché Spot de Gros de l'Électricité (WESM) toutes les cinq minutes pour chaque jour de l'année, avec un nombre croissant de clients achetant directement leur propre approvisionnement en électricité auprès du WESM ou dans le cadre de contrats de détail, et attirant des investissements significatifs pour de nouvelles capacités de génération de la part d'acteurs étrangers et nationaux, une histoire différente se déroule dans de nombreuses parties du pays.

Dans près de 200 municipalités réparties sur 35 provinces des Philippines, près de 25 ans après l'adoption de la loi, une configuration pré-EPIRA demeure. Dans ces îles ou communautés géographiquement isolées, il n'y a pas de commerce d'électricité 24 heures sur 24 dans un WESM — dans de nombreuses régions, l'approvisionnement en électricité est instable et disponible uniquement pendant certaines heures de la journée. Il n'y a aucun intérêt à parler d'échange ou d'augmentation d'électricité entre les îles non plus car il n'existe pas de système de transmission qui relie les îles pour permettre de tels transferts d'énergie. Dans ces zones, tous les utilisateurs finaux restent des clients captifs (selon les termes de l'EPIRA) de leurs services publics de distribution/coopératives électriques (DU), sans possibilité de rechercher et de contracter le meilleur prix d'approvisionnement en électricité au détail puisque, dans beaucoup de ces zones, un seul générateur ou fournisseur d'électricité opère.

De plus, contrairement aux réseaux principaux où les consommateurs supportent le coût total et la volatilité des prix de l'approvisionnement en électricité, les utilisateurs finaux dans les zones hors réseau ne paient pas le coût réel de l'électricité. Au lieu de cela, les consommateurs hors réseau paient un tarif fixe ou le Taux de Génération Approuvé Subventionné (SAGR) pour l'électricité fournie par la National Power Corp. (NPC) ou des générateurs privés — Nouveaux Fournisseurs d'Électricité (NPP) ou Tierces Parties Qualifiées (QTP). Toute insuffisance nécessaire pour couvrir le coût de l'approvisionnement de la NPC, des NPP ou des QTP est ensuite facturée et collectée auprès de tous les clients du réseau principal dans le cadre de la Charge Universelle pour l'Électrification Missionnaire (UCME).

Selon les dépôts de la NPC auprès de la Commission de Régulation de l'Énergie pour récupérer le déficit de l'UCME pour 2023, le coût total de l'approvisionnement en électricité des zones hors réseau était de 39,62 milliards de P, dont environ 60% ont été payés aux NPP et QTP. Pourtant, sur les 39,62 milliards de P, seulement 12,67 milliards de P (soit 32%) ont été collectés auprès des consommateurs hors réseau via le SAGR. Cela a nécessité une subvention de financement UCME de 26,95 milliards de P pour 2023.

Bien que des efforts pour rationaliser les niveaux de SAGR et les taux d'UCME soient en cours, je crois que l'amélioration de la fiabilité du système, de la suffisance de l'approvisionnement et de l'accessibilité des prix dans nos zones hors réseau nous oblige à nous éloigner d'une vision centrée sur le réseau de la politique et de la réglementation énergétiques.

Cela commence par reconnaître fondamentalement que nous n'avons pas qu'un seul système électrique aux Philippines — nous en avons peut-être autant qu'il y a d'îles dans notre archipel ! Cela nous oblige à adopter une approche plus décentralisée pour résoudre nos problèmes énergétiques, en particulier pour nos zones hors réseau. Les politiques et réglementations générales qui ne distinguent pas dans leur application entre le réseau principal et les zones hors réseau tendent à affaiblir plutôt qu'à soutenir la réalisation du développement économique et la culture de la conformité. Voici quelques exemples de politiques clés qui fonctionnent (la plupart du temps) dans le réseau principal mais qui ne fonctionnent pas nécessairement lorsqu'elles sont adoptées dans les zones hors réseau :

1. Politique de Processus de Sélection Compétitive (CSP) pour la contractualisation de l'approvisionnement en électricité. La circulaire politique CSP 2023 du Département de l'Énergie (DoE) prend des mesures concrètes en reconnaissant que les conditions pour un CSP efficace, tel que mis en œuvre dans les zones du réseau principal où il existe plusieurs générateurs d'électricité et un WESM opérationnel, n'existent pas nécessairement dans les zones hors réseau. La politique exempte de l'exigence CSP l'approvisionnement en électricité pour les zones hors réseau desservies ou devant être desservies par des NPP avec moins d'un mégawatt de demande. Pourtant, cette exemption peut ne pas être suffisante étant donné que la condition principale pour un CSP crédible (c'est-à-dire qu'il y a plusieurs fournisseurs en concurrence offrant le meilleur prix et service) peut ne pas être présente considérant que les zones missionnaires, telles que définies dans les règles d'application de l'EPIRA, sont non viables en premier lieu. Ce sont les zones du dernier kilomètre, composées principalement de clients résidentiels. Peut-être qu'une politique CSP distincte pour les zones hors réseau peut être développée, une qui adopte des principes de concurrence pour différents arrangements d'approvisionnement en électricité, comme ceux pour l'approvisionnement appartenant aux DU, ou dans le cadre de contrats de location d'équipement, ou le regroupement de zones hors réseau sous un fournisseur commun.

2. Plans d'Approvisionnement en Électricité (PSPP) par les DU hors réseau. Chaque année, tous les DU sont tenus de soumettre au DoE leurs PSPP pour s'assurer qu'ils anticipent et se préparent aux changements dans les exigences de demande dans leurs zones de franchise. Pour les DU hors réseau, les PSPP peuvent devoir inclure la mise en œuvre et la conformité à la politique de rationalisation des subventions de 2019 du DoE alignée sur le Plan de Développement de la Transmission pour intégrer le plan, le cas échéant, pour interconnecter l'île au réseau principal.

Plus de 20 ans après l'adoption de l'EPIRA, il est clair à ce stade qu'une approche d'électrification ou d'approvisionnement en électricité uniquement n'est pas suffisante pour promouvoir une croissance durable dans les zones hors réseau. Cela est particulièrement vrai s'il n'y a pas de plans, ou s'il reste non viable dans un avenir prévisible, pour connecter certaines zones aux réseaux principaux. La situation appelle à un plan plus complet et intégré qui nécessite de briser les silos entre les parties prenantes — DU, agences gouvernementales nationales et locales. Il ne suffit pas que les DU étendent leurs réseaux jusqu'au dernier kilomètre et que tous les ménages soient énergisés : nous devons nous assurer que des opportunités d'emploi et des projets de subsistance sont également introduits dans les zones pour garantir que les ménages puissent continuer à payer leurs factures d'électricité. C'est une autre voie qui peut être explorée comme variante du CSP, où la concurrence peut s'établir entre les promoteurs pour l'approvisionnement en électricité et un projet pilote ou d'ancrage industriel, commercial ou de subsistance. Cela peut être exploré et développé au niveau des conseils de développement régionaux, permettant la mobilisation des ressources et des parties prenantes nécessaires pour que ces zones puissent enfin passer de l'étiquette de non-viabilité à celle de viabilité.

Monalisa C. Dimalanta est associée principale chez Puyat Jacinto & Santos Law (PJS Law). Elle a été présidente et PDG de la Commission de Régulation de l'Énergie de 2022 à 2025, et présidente du Conseil National des Énergies Renouvelables de 2019 à 2021.