Historia de dos sistemas

"La ley de todo progreso" no se refiere a un estatuto en nuestros libros o a un principio científico o económico particular. El concepto proviene de los escritos de un filósofo jesuita, Teilhard de Chardin, y promueve la idea de que, en términos simples, todas las cosas buenas llevan tiempo y atraviesan etapas de inestabilidad para alcanzar la madurez. En esta columna, espero contribuir a una comprensión más profunda y/o presentar enfoques alternativos sobre temas clave para, en última instancia, animar el discurso democrático y construir instituciones más fuertes.

En enero de 2024, el Presidente Ferdinand R. Marcos, Jr. presenció la energización ceremonial del Proyecto de Interconexión Mindanao-Visayas (MVIP) de 450 MW, que conecta físicamente los sistemas eléctricos de las islas principales de Mindanao con el de Visayas, que ha estado conectado a Luzón a través de Leyte desde 1998. El evento fue verdaderamente histórico considerando que, por primera vez en la historia del país, cualquier exceso de energía de Mindanao puede ahora exportarse a Visayas a través de la línea de transmisión submarina de 184 kilómetros de circuito (km) del MVIP y 500 km de circuito de líneas aéreas, con cualquier exceso adicional enviado desde Visayas para aumentar los requisitos de Luzón (o exceso de Luzón a Visayas, como suele ser más frecuentemente el caso).

Uno puede entonces fácilmente obtener la impresión de este desarrollo y de las discusiones principales sobre la industria eléctrica de que existe hoy un sistema eléctrico unificado que sirve a todas las Filipinas bajo un marco privatizado y competitivo conforme a la Ley de Reforma de la Industria Eléctrica de 2001 o EPIRA — una red interconectada, un mercado dinámico donde múltiples actores compiten, todos avanzando hacia un viaje de desarrollo energético.

Sin embargo, ese no es exactamente el caso.

Si bien es cierto que el MVIP integra en una red eléctrica las principales regiones de Luzón, Visayas y Mindanao bajo la operación de la National Grid Corp. of the Philippines (NGCP), permitiendo el comercio de electricidad en el Mercado Mayorista de Electricidad al Contado (WESM) cada cinco minutos para cada día del año, con un número creciente de clientes comprando directamente su propio suministro eléctrico de WESM o bajo contratos minoristas, y atrayendo inversiones significativas para nueva capacidad de generación de actores extranjeros y nacionales, una historia diferente se desarrolla en muchas partes del país.

En casi 200 municipios distribuidos en 35 provincias de Filipinas, casi 25 años después de que se aprobara la ley, permanece una configuración pre-EPIRA. En estas islas o comunidades geográficamente aisladas, no hay comercio de electricidad las 24 horas en un WESM — en muchas áreas, el suministro eléctrico es inestable y está disponible solo durante ciertas horas del día. No tiene sentido hablar de intercambio o aumento de electricidad entre islas ya que no hay sistema de transmisión que conecte las islas para permitir tales transferencias de energía. En estas áreas, todos los usuarios finales siguen siendo clientes cautivos (según los términos de EPIRA) de sus empresas de distribución/cooperativas eléctricas (DUs), sin capacidad para buscar y contratar el mejor precio de suministro minorista de electricidad ya que, en muchas de estas áreas, solo opera un generador o proveedor de energía.

Además, a diferencia de las redes principales donde los consumidores soportan el costo total y la volatilidad de precios del suministro eléctrico, los usuarios finales en áreas fuera de la red no pagan el costo real de la energía. En cambio, los consumidores fuera de la red pagan una tarifa fija o la Tarifa de Generación Aprobada Subsidiada (SAGR) por la energía suministrada por la National Power Corp. (NPC) o generadores privados — Nuevos Proveedores de Energía (NPPs) o Terceros Calificados (QTPs). Cualquier deficiencia requerida para cubrir el costo del suministro de NPC, NPPs o QTPs se carga y cobra a todos los clientes de la red principal bajo el Cargo Universal de Electrificación Misionera (UCME).

Según las presentaciones de NPC a la Comisión Reguladora de Energía para recuperar el déficit de UCME para 2023, el costo total de suministrar energía a las áreas fuera de la red fue de 39,62 mil millones de pesos, alrededor del 60% de los cuales se pagaron a NPPs y QTPs. Sin embargo, de los 39,62 mil millones de pesos, solo 12,67 mil millones (o 32%) se recaudaron de los consumidores fuera de la red a través de SAGR. Esto requirió un subsidio de financiación UCME de 26,95 mil millones de pesos para 2023.

Mientras se llevan a cabo esfuerzos para racionalizar los niveles de SAGR y las tarifas de UCME, creo que abordar la fiabilidad del sistema, la suficiencia del suministro y la asequibilidad de precios en nuestras áreas fuera de la red requiere que nos alejemos de una visión centrada en la red de la política y regulación energética.

Comienza por reconocer fundamentalmente que no tenemos solo un sistema eléctrico en Filipinas — ¡tenemos, quizás, tantos como islas hay en nuestro archipiélago! Esto nos obliga a adoptar un enfoque más descentralizado para abordar nuestros problemas energéticos, particularmente para nuestras áreas fuera de la red. Las políticas y regulaciones generales que no distinguen en la aplicación entre la red principal y las áreas fuera de la red tienden a debilitar en lugar de apoyar la realización del desarrollo económico y la cultura de cumplimiento. Algunos ejemplos de políticas clave que funcionan (la mayoría de las veces) en la red principal que no necesariamente funcionan cuando se adoptan en las áreas fuera de la red son los siguientes:

1. Política de Proceso de Selección Competitiva (CSP) para la contratación de suministro eléctrico. La circular de política CSP del Departamento de Energía (DoE) de 2023 toma medidas concretas al reconocer que las condiciones para un CSP efectivo, tal como se implementa en las áreas de la red principal donde hay múltiples generadores de energía y un WESM operativo, no necesariamente existen en las áreas fuera de la red. La política exime del requisito de CSP la adquisición de suministro eléctrico para áreas fuera de la red atendidas o que serán atendidas por NPPs con menos de un megavatio de demanda. Sin embargo, esta exención puede no ser suficiente considerando que la condición primaria para un CSP creíble (es decir, que hay múltiples proveedores compitiendo y ofreciendo el mejor precio y servicio) puede no estar presente considerando que las áreas misioneras, según se define en las reglas de implementación de EPIRA, son inviables en primer lugar. Estas son las áreas de última milla, compuestas principalmente por clientes residenciales. Quizás se pueda desarrollar una política CSP separada para áreas fuera de la red, una que adopte principios de competencia para diferentes arreglos de suministro eléctrico, como aquellos para suministro propiedad de DU, o bajo contratos de arrendamiento de equipos, o agrupación de áreas fuera de la red bajo un proveedor común.

2. Planes de Adquisición de Suministro Eléctrico (PSPP) por DUs fuera de la red. Cada año, todas las DUs deben presentar al DoE sus PSPPs para asegurar que anticipen y se preparen para cambios en los requisitos de demanda en sus áreas de franquicia. Para DUs fuera de la red, los PSPPs pueden necesitar incluir la implementación y cumplimiento con la política de racionalización de subsidios de 2019 del DoE alineada con el Plan de Desarrollo de Transmisión para integrar el plan, si lo hay, para interconectar la isla a la red principal.

Más de 20 años después de la aprobación de EPIRA, está claro en este punto que un enfoque de electrificación o solo de suministro eléctrico no es suficiente para promover un crecimiento sostenible en las áreas fuera de la red. Esto es cierto especialmente si no hay planes, o si sigue siendo inviable en el futuro previsible, conectar ciertas áreas a las redes principales. La situación requiere un plan más integral e integrado que requiere romper los silos entre las partes interesadas — DUs, agencias gubernamentales nacionales y locales. No es suficiente que las DUs extiendan sus redes hasta la última milla y todos los hogares estén energizados: necesitamos asegurar que también se introduzcan oportunidades de empleo y proyectos de subsistencia en las áreas para garantizar que los hogares puedan seguir pagando sus facturas de electricidad. Esta es otra ruta que puede explorarse como una variante de CSP, una donde la competencia puede surgir entre proponentes para el suministro de energía y un proyecto piloto o ancla industrial, comercial o de subsistencia. Esto puede explorarse y desarrollarse a nivel de los consejos de desarrollo regional, permitiendo la movilización de recursos y partes interesadas necesarias para que estas áreas finalmente se gradúen de la etiqueta de inviabilidad a viabilidad.

Monalisa C. Dimalanta es socia senior en Puyat Jacinto & Santos Law (PJS Law). Fue presidenta y CEO de la Comisión Reguladora de Energía de 2022 a 2025, y presidenta de la Junta Nacional de Energía Renovable de 2019 a 2021.