Opowieść o dwóch systemach

"Prawo wszelkiego postępu" nie odnosi się do ustawy w naszych księgach ani do konkretnej zasady naukowej czy ekonomicznej. Koncepcja ta zaczerpnięta jest z pism jezuickiego filozofa, Teilharda de Chardin, i promuje ideę, że mówiąc prościej, wszystkie dobre rzeczy wymagają czasu i przechodzą przez etapy niestabilności, aby osiągnąć dojrzałość. W tej kolumnie mam nadzieję przyczynić się do głębszego zrozumienia i/lub przedstawić alternatywne podejścia do kluczowych kwestii, aby ostatecznie ożywić demokratyczny dyskurs i budować silniejsze instytucje.

W styczniu 2024 roku prezydent Ferdinand R. Marcos Jr. był świadkiem ceremonialnego uruchomienia Projektu Połączenia Mindanao-Visayas (MVIP) o mocy 450 MW, fizycznie łączącego systemy energetyczne głównych wysp Mindanao z systemami Visayas, które są połączone z Luzon przez Leyte od 1998 roku. Wydarzenie to było naprawdę historyczne, biorąc pod uwagę, że po raz pierwszy w historii kraju, nadwyżka energii z Mindanao może być teraz eksportowana do Visayas za pośrednictwem podmorskiej linii przesyłowej MVIP o długości 184 kilometrów obwodu i 500 kilometrów obwodu linii napowietrznych, z dalszą nadwyżką wysyłaną z Visayas w celu uzupełnienia potrzeb Luzon (lub nadwyżki z Luzon do Visayas, jak to częściej bywa).

Można więc łatwo odnieść wrażenie z tego rozwoju i z głównych dyskusji na temat przemysłu energetycznego, że istnieje dziś jednolity system energetyczny obsługujący całe Filipiny w ramach sprywatyzowanej i konkurencyjnej struktury zgodnie z Ustawą o Reformie Przemysłu Energetycznego z 2001 roku lub EPIRA — jedna połączona sieć, jeden dynamiczny rynek, na którym konkuruje wielu graczy, wszyscy zmierzający w kierunku jednej drogi rozwoju energetycznego.

Jednak nie jest to dokładnie ten przypadek.

Chociaż prawdą jest, że MVIP integruje w jedną sieć energetyczną główne regiony Luzon, Visayas i Mindanao pod działaniem National Grid Corp. of the Philippines (NGCP), umożliwiając handel energią elektryczną na Hurtowym Rynku Energii Elektrycznej (WESM) co pięć minut każdego dnia roku, z rosnącą liczbą klientów bezpośrednio kupujących własne dostawy energii z WESM lub w ramach umów detalicznych, i przyciągając znaczące inwestycje w nowe moce wytwórcze od zagranicznych i krajowych graczy, inna historia rozgrywa się w wielu częściach kraju.

W prawie 200 gminach rozsianych po 35 prowincjach na Filipinach, prawie 25 lat po uchwaleniu ustawy, nadal funkcjonuje konfiguracja sprzed EPIRA. Na tych geograficznie odizolowanych wyspach lub w społecznościach nie ma całodobowego handlu energią elektryczną w WESM — w wielu obszarach dostawa energii jest niestabilna i dostępna tylko przez określone godziny w ciągu dnia. Nie ma sensu mówić o wymianie energii elektrycznej lub jej zwiększaniu między wyspami, ponieważ nie ma systemu przesyłowego, który łączyłby wyspy, aby umożliwić takie transfery energii. Na tych obszarach wszyscy użytkownicy końcowi pozostają klientami niewolnymi (zgodnie z warunkami EPIRA) swoich przedsiębiorstw dystrybucyjnych/spółdzielni elektrycznych (DU), bez możliwości poszukiwania i zawierania umów na najlepszą cenę detalicznej dostawy energii elektrycznej, ponieważ w wielu z tych obszarów działa tylko jeden generator lub dostawca energii.

Ponadto, w przeciwieństwie do głównych sieci, gdzie konsumenci ponoszą pełny koszt i zmienność cen dostaw energii elektrycznej, użytkownicy końcowi na obszarach poza siecią nie płacą za rzeczywisty koszt energii. Zamiast tego, konsumenci poza siecią płacą stałą stawkę lub Subsydiowaną Zatwierdzoną Stawkę Generacji (SAGR) za energię dostarczaną przez National Power Corp. (NPC) lub prywatnych generatorów — Nowych Dostawców Energii (NPP) lub Kwalifikowane Strony Trzecie (QTP). Wszelkie niedobory wymagane do pokrycia kosztów dostaw z NPC, NPP lub QTP są następnie obciążane i pobierane od wszystkich klientów głównej sieci w ramach Uniwersalnej Opłaty za Elektryfikację Misyjną (UCME).

Na podstawie zgłoszeń NPC do Komisji Regulacji Energetyki w celu odzyskania niedoboru UCME za 2023 rok, całkowity koszt dostarczania energii do obszarów poza siecią wyniósł 39,62 miliarda P, z czego około 60% zostało wypłacone NPP i QTP. Jednak z 39,62 miliarda P tylko 12,67 miliarda P (czyli 32%) zostało zebrane od konsumentów poza siecią za pośrednictwem SAGR. Wymagało to dotacji z funduszu UCME w wysokości 26,95 miliarda P na 2023 rok.

Chociaż trwają wysiłki mające na celu racjonalizację poziomów SAGR i stawek UCME, uważam, że rozwiązanie problemów niezawodności systemu, wystarczalności dostaw i przystępności cenowej na naszych obszarach poza siecią wymaga od nas odejścia od skoncentrowanego na sieci poglądu na politykę i regulacje energetyczne.

Zaczyna się od fundamentalnego uznania, że nie mamy tylko jednego systemu energetycznego na Filipinach — mamy ich być może tyle, ile jest wysp w naszym archipelagu! Zmusza nas to do przyjęcia bardziej zdecentralizowanego podejścia do rozwiązywania naszych problemów energetycznych, szczególnie dla naszych obszarów poza siecią. Ogólne polityki i regulacje, które nie rozróżniają w zastosowaniu między główną siecią a obszarami poza siecią, mają tendencję do osłabiania, a nie wspierania realizacji rozwoju gospodarczego i kultury zgodności. Niektóre przykłady kluczowych polityk, które działają (przez większość czasu) w głównej sieci, ale niekoniecznie działają po przyjęciu na obszarach poza siecią, są następujące:

1. Polityka Konkurencyjnego Procesu Selekcji (CSP) dla kontraktowania dostaw energii. Okólnik polityki CSP Departamentu Energii (DoE) z 2023 roku podejmuje konkretne kroki w uznaniu, że warunki dla skutecznego CSP, wdrożone na obszarach głównej sieci, gdzie istnieje wiele generatorów energii i działający WESM, niekoniecznie istnieją na obszarach poza siecią. Polityka zwalnia z wymogu CSP zamówienia na dostawy energii dla obszarów poza siecią obsługiwanych lub mających być obsługiwanymi przez NPP o zapotrzebowaniu mniejszym niż jeden megawat. Jednak to zwolnienie może nie być wystarczające, biorąc pod uwagę, że podstawowy warunek dla wiarygodnego CSP (tj. że istnieje wielu dostawców konkurujących i oferujących najlepszą cenę i usługę) może nie być obecny, biorąc pod uwagę, że obszary misyjne, zgodnie z definicją w przepisach wykonawczych EPIRA, są nieopłacalne w pierwszej kolejności. Są to obszary ostatniej mili, składające się głównie z klientów mieszkalnych. Być może można opracować oddzielną politykę CSP dla obszarów poza siecią, która przyjmuje zasady konkurencji dla różnych ustaleń dotyczących dostaw energii, takich jak te dla dostaw będących własnością DU, lub w ramach umów leasingu sprzętu, lub łączenia obszarów poza siecią pod wspólnym dostawcą.

2. Plany Zamówień Dostaw Energii (PSPP) przez DU poza siecią. Co roku wszystkie DU są zobowiązane do przedkładania DoE swoich PSPP, aby zapewnić, że przewidują i przygotowują się na zmiany w wymaganiach dotyczących zapotrzebowania na swoich obszarach franczyzowych. W przypadku DU poza siecią, PSPP mogą wymagać uwzględnienia wdrożenia i zgodności z polityką racjonalizacji dotacji DoE z 2019 roku, zgodną z Planem Rozwoju Przesyłu, aby zintegrować plan, jeśli taki istnieje, dotyczący połączenia wyspy z główną siecią.

Ponad 20 lat po uchwaleniu EPIRA, jest jasne w tym momencie, że podejście oparte wyłącznie na elektryfikacji lub dostawach energii nie jest wystarczające do promowania zrównoważonego wzrostu na obszarach poza siecią. Jest to szczególnie prawdziwe, jeśli nie ma planów lub jeśli pozostaje nieopłacalne w dającej się przewidzieć przyszłości połączenie niektórych obszarów z głównymi sieciami. Sytuacja wymaga bardziej kompleksowego, zintegrowanego planu, który wymaga przełamania silosów wśród interesariuszy — DU, krajowych i lokalnych agencji rządowych. Nie wystarczy, że DU rozszerzają swoje sieci do ostatniej mili i wszystkie gospodarstwa domowe są zasilane: musimy zapewnić, że możliwości zatrudnienia i projekty związane z utrzymaniem są również wprowadzane na tych obszarach, aby zapewnić, że gospodarstwa domowe mogą nadal płacić swoje rachunki za energię. Jest to kolejna droga, którą można zbadać jako wariant CSP, gdzie konkurencja może wyniknąć wśród proponentów dostaw energii i pilotażowego lub kotwiczącego projektu przemysłowego, handlowego lub związanego z utrzymaniem. Można to zbadać i rozwinąć na poziomie regionalnych rad rozwoju, umożliwiając mobilizację zasobów i interesariuszy niezbędnych dla tych obszarów, aby ostatecznie ukończyć etykietę nieopłacalności na rzecz opłacalności.

Monalisa C. Dimalanta jest starszym partnerem w Puyat Jacinto & Santos Law (PJS Law). Była przewodniczącą i CEO Komisji Regulacji Energetyki od 2022 do 2025 roku oraz przewodniczącą Krajowej Rady Energii Odnawialnej od 2019 do 2021 roku.