Una Storia di Due Sistemi

"La legge di ogni progresso" non si riferisce a uno statuto nei nostri libri o a un particolare principio scientifico o economico. Il concetto è tratto dagli scritti di un filosofo gesuita, Teilhard de Chardin, e promuove l'idea che, in parole semplici, tutte le cose buone richiedono tempo e attraversano fasi di instabilità per raggiungere la maturità. In questa rubrica, spero di contribuire a una comprensione più profonda e/o presentare approcci alternativi su questioni chiave per ravvivare il discorso democratico e costruire istituzioni più forti.

Nel gennaio 2024, il presidente Ferdinand R. Marcos, Jr. ha assistito all'energizzazione cerimoniale del Progetto di Interconnessione Mindanao-Visayas (MVIP) da 450 MW che collega fisicamente i sistemi energetici delle isole principali di Mindanao con quello delle Visayas, che è stato collegato a Luzon attraverso Leyte dal 1998. L'evento è stato veramente storico considerando che, per la prima volta nella storia del paese, qualsiasi eccesso di energia da Mindanao può ora essere esportato alle Visayas tramite la linea di trasmissione sottomarina di 184 chilometri di circuito (km) del MVIP e 500 km di circuito di linee aeree, con qualsiasi ulteriore eccesso inviato dalle Visayas per aumentare i requisiti di Luzon (o eccesso da Luzon alle Visayas, come accade più spesso).

Si può quindi facilmente avere l'impressione da questo sviluppo e dalle discussioni mainstream sull'industria energetica che esista oggi un sistema energetico unificato che serve l'intero Filippine sotto un quadro privatizzato e competitivo ai sensi dell'Electric Power Industry Reform Act del 2001 o EPIRA — una rete interconnessa, un mercato dinamico dove più attori competono, tutti in movimento verso un unico percorso di sviluppo energetico.

Eppure, non è esattamente così.

Mentre è vero che il MVIP integra in un'unica rete energetica le principali regioni di Luzon, Visayas e Mindanao sotto la gestione della National Grid Corp. of the Philippines (NGCP), consentendo il commercio di elettricità nel Wholesale Electricity Spot Market (WESM) ogni cinque minuti per ogni giorno dell'anno, con un numero crescente di clienti che acquistano direttamente la propria fornitura di energia dal WESM o con contratti al dettaglio, e attirando significativi investimenti per nuova capacità di generazione da parte di attori stranieri e nazionali, una storia diversa si svolge in molte parti del paese.

In quasi 200 comuni distribuiti in 35 province nelle Filippine, quasi 25 anni dopo l'approvazione della legge, rimane un assetto pre-EPIRA. In queste isole o comunità geograficamente isolate, non c'è un commercio di elettricità 24 ore su 24 in un WESM — in molte aree, la fornitura di energia è instabile e disponibile solo per certe ore del giorno. Non ha senso parlare di scambio o aumento di elettricità tra isole poiché non esiste un sistema di trasmissione che colleghi le isole per consentire tali trasferimenti di energia. In queste aree, tutti gli utenti finali rimangono clienti vincolati (secondo i termini EPIRA) delle loro utility di distribuzione/cooperative elettriche (DU), senza possibilità di cercare e contrattare il miglior prezzo di fornitura di elettricità al dettaglio poiché, in molte di queste aree, opera solo un generatore o fornitore di energia.

Inoltre, a differenza delle reti principali dove i consumatori sopportano il costo totale e la volatilità dei prezzi della fornitura di elettricità, gli utenti finali nelle aree off-grid non pagano il vero costo dell'energia. Invece, i consumatori off-grid pagano una tariffa fissa o la Tariffa di Generazione Approvata Sovvenzionata (SAGR) per l'energia fornita dalla National Power Corp. (NPC) o generatori privati — Nuovi Fornitori di Energia (NPP) o Terze Parti Qualificate (QTP). Qualsiasi carenza necessaria per coprire il costo della fornitura da NPC, NPP o QTP viene poi addebitata e raccolta da tutti i clienti della rete principale sotto la Universal Charge Missionary Electrification (UCME).

Basandosi sulle dichiarazioni della NPC alla Commissione di Regolamentazione dell'Energia per recuperare il deficit UCME per il 2023, il costo totale della fornitura di energia alle aree off-grid era di 39,62 miliardi di P, circa il 60% dei quali è stato pagato a NPP e QTP. Tuttavia, dei 39,62 miliardi di P, solo 12,67 miliardi di P (o 32%) sono stati raccolti dai consumatori off-grid tramite SAGR. Questo ha richiesto un sussidio di finanziamento UCME di 26,95 miliardi di P per il 2023.

Mentre sono in corso sforzi per razionalizzare i livelli SAGR e le tariffe UCME, credo che affrontare l'affidabilità del sistema, la sufficienza dell'offerta e l'accessibilità dei prezzi nelle nostre aree off-grid richieda di allontanarci da una visione centrata sulla rete della politica e della regolamentazione energetica.

Si parte dal riconoscere fondamentalmente che non abbiamo un solo sistema energetico nelle Filippine — ne abbiamo, forse, tanti quante sono le isole nel nostro arcipelago! Questo ci costringe ad adottare un approccio più decentralizzato per affrontare i nostri problemi energetici, in particolare per le nostre aree off-grid. Politiche e regolamenti generali che non distinguono nell'applicazione tra la rete principale e le aree off-grid tendono a indebolire piuttosto che sostenere la realizzazione dello sviluppo economico e la cultura della conformità. Alcuni esempi di politiche chiave che funzionano (la maggior parte del tempo) nella rete principale che non necessariamente funzionano quando adottate nelle aree off-grid sono i seguenti:

1. Politica del Processo di Selezione Competitiva (CSP) per la contrattazione della fornitura di energia. La circolare politica CSP del 2023 del Dipartimento dell'Energia (DoE) adotta misure concrete nel riconoscere che le condizioni per un CSP efficace, come implementato nelle aree della rete principale dove ci sono più generatori di energia e un WESM operativo, non esistono necessariamente nelle aree off-grid. La politica esenta dal requisito CSP l'approvvigionamento di energia per le aree off-grid servite o che saranno servite da NPP con meno di un megawatt di domanda. Tuttavia, questa esenzione potrebbe non essere sufficiente considerando che la condizione primaria per un CSP credibile (cioè, che ci siano più fornitori che competono e offrono il miglior prezzo e servizio) potrebbe non essere presente considerando che le aree missionarie, come definite nelle regole di attuazione EPIRA, sono non redditizie in primo luogo. Queste sono le aree dell'ultimo miglio, composte principalmente da clienti residenziali. Forse può essere sviluppata una politica CSP separata per le aree off-grid, una che adotti principi di concorrenza per diversi accordi di fornitura di energia, come quelli per la fornitura di proprietà DU, o sotto contratti di leasing di attrezzature, o raggruppamento di aree off-grid sotto un fornitore comune.

2. Piani di Approvvigionamento di Energia (PSPP) da parte delle DU off-grid. Ogni anno, tutte le DU sono tenute a presentare al DoE i loro PSPP per garantire che anticipino e si preparino per i cambiamenti nei requisiti di domanda nelle loro aree di franchising. Per le DU off-grid, i PSPP potrebbero dover includere l'implementazione e la conformità con la politica di razionalizzazione dei sussidi del DoE del 2019 allineata con il Piano di Sviluppo della Trasmissione per integrare il piano, se presente, per interconnettere l'isola alla rete principale.

Più di 20 anni dopo l'approvazione dell'EPIRA, è chiaro a questo punto che un approccio di elettrificazione o solo di fornitura di energia non è sufficiente per promuovere una crescita sostenibile nelle aree off-grid. Questo è vero soprattutto se non ci sono piani, o se rimane non redditizio nel prossimo futuro, collegare certe aree alle reti principali. La situazione richiede un piano più completo e integrato che richiede l'abbattimento dei silos tra le parti interessate — DU, agenzie governative nazionali e locali. Non è sufficiente che le DU estendano le loro reti fino all'ultimo miglio e tutte le famiglie siano energizzate: dobbiamo garantire che opportunità di lavoro e progetti di sostentamento siano introdotti anche nelle aree per garantire che le famiglie possano continuare a pagare le loro bollette energetiche. Questa è un'altra strada che può essere esplorata come variante CSP, una dove la concorrenza può nascere tra proponenti per la fornitura di energia e un progetto pilota o di ancoraggio industriale, commerciale o di sostentamento. Questo può essere esplorato e sviluppato a livello dei consigli di sviluppo regionale, consentendo la mobilitazione di risorse e parti interessate necessarie affinché queste aree possano finalmente laurearsi dall'etichetta di non redditività a redditività.

Monalisa C. Dimalanta è senior partner presso Puyat Jacinto & Santos Law (PJS Law). È stata presidente e CEO della Commissione di Regolamentazione dell'Energia dal 2022 al 2025, e presidente del National Renewable Energy Board dal 2019 al 2021.