Uma História de Dois Sistemas

"A lei de todo o progresso" não se refere a um estatuto nos nossos livros ou a um princípio científico ou económico específico. O conceito é retirado dos escritos de um filósofo jesuíta, Teilhard de Chardin, e promove a ideia de que, em termos simples, todas as coisas boas levam tempo e passam por estágios de instabilidade para alcançar a maturidade. Nesta coluna, espero contribuir para uma compreensão mais profunda e/ou apresentar abordagens alternativas sobre questões-chave para, em última análise, animar o discurso democrático e construir instituições mais fortes.

Em janeiro de 2024, o Presidente Ferdinand R. Marcos, Jr. testemunhou a energização cerimonial do Projeto de Interconexão Mindanao-Visayas de 450 MW (MVIP) ligando fisicamente os sistemas de energia das principais ilhas de Mindanao com o das Visayas, que está conectado a Luzon através de Leyte desde 1998. O evento foi verdadeiramente histórico considerando que, pela primeira vez na história do país, qualquer excesso de energia de Mindanao pode agora ser exportado para as Visayas através da linha de transmissão submarina de 184 quilómetros de circuito (km) do MVIP e 500 km de circuito de linhas aéreas, com qualquer excesso adicional enviado das Visayas para aumentar os requisitos de Luzon (ou excesso de Luzon para as Visayas, como é mais frequentemente o caso).

Pode-se então facilmente ter a impressão deste desenvolvimento e das discussões mainstream sobre a indústria de energia que existe hoje um sistema de energia unificado que serve todas as Filipinas sob uma estrutura privatizada e competitiva de acordo com a Lei de Reforma da Indústria de Energia Elétrica de 2001 ou EPIRA — uma rede interconectada, um mercado dinâmico onde múltiplos players competem, todos caminhando para uma jornada de desenvolvimento energético.

No entanto, esse não é exatamente o caso.

Embora seja verdade que o MVIP integra numa rede de energia as principais regiões de Luzon, Visayas e Mindanao sob a operação da National Grid Corp. das Filipinas (NGCP), permitindo a negociação de eletricidade no Mercado Spot de Eletricidade por Atacado (WESM) a cada cinco minutos para cada dia do ano, com um número crescente de clientes comprando diretamente o seu próprio fornecimento de energia do WESM ou sob contratos de retalho, e atraindo investimentos significativos para nova capacidade de geração de players estrangeiros e domésticos, uma história diferente se desenrola em muitas partes do país.

Em quase 200 municípios espalhados por 35 províncias nas Filipinas, quase 25 anos desde que a lei foi aprovada, permanece uma configuração pré-EPIRA. Nestas ilhas ou comunidades geograficamente isoladas, não há negociação de eletricidade 24 horas por dia no WESM — em muitas áreas, o fornecimento de energia é instável e disponível apenas durante certas horas do dia. Não há sentido em falar sobre troca de eletricidade ou aumento entre ou entre ilhas, pois não há sistema de transmissão que conecte as ilhas para permitir tais transferências de energia. Nestas áreas, todos os utilizadores finais permanecem clientes cativos (nos termos da EPIRA) das suas concessionárias de distribuição/cooperativas elétricas (DUs), sem capacidade de procurar e contratar o melhor preço de fornecimento de eletricidade a retalho, uma vez que, em muitas destas áreas, apenas um gerador ou fornecedor de energia opera.

Além disso, ao contrário das redes principais onde os consumidores suportam o custo total e a volatilidade de preços do fornecimento de eletricidade, os utilizadores finais nas áreas fora da rede não pagam o verdadeiro custo da energia. Em vez disso, os consumidores fora da rede pagam uma taxa fixa ou a Taxa de Geração Aprovada Subsidiada (SAGR) pela energia fornecida pela National Power Corp. (NPC) ou geradores privados — Novos Fornecedores de Energia (NPPs) ou Terceiros Qualificados (QTPs). Qualquer deficiência necessária para cobrir o custo de fornecimento da NPC, NPPs ou QTPs é então cobrada e coletada de todos os clientes da rede principal sob a Cobrança Universal de Eletrificação Missionária (UCME).

Com base nos registos da NPC junto à Comissão Reguladora de Energia para recuperar o défice da UCME para 2023, o custo total de fornecimento de energia para as áreas fora da rede foi de 39,62 mil milhões de P, cerca de 60% dos quais foram pagos a NPPs e QTPs. No entanto, dos 39,62 mil milhões de P, apenas 12,67 mil milhões de P (ou 32%) foram coletados dos consumidores fora da rede via SAGR. Isto exigiu um subsídio de financiamento UCME de 26,95 mil milhões de P para 2023.

Enquanto os esforços para racionalizar os níveis de SAGR e as taxas de UCME estão em andamento, acredito que abordar a confiabilidade do sistema, a suficiência de fornecimento e a acessibilidade de preços nas nossas áreas fora da rede exige que nos afastemos de uma visão centrada na rede da política e regulação energética.

Começa por reconhecer fundamentalmente que não temos apenas um sistema de energia nas Filipinas — temos, talvez, tantos quantas são as ilhas no nosso arquipélago! Isto obriga-nos a adotar uma abordagem mais descentralizada para abordar as nossas questões energéticas, particularmente para as nossas áreas fora da rede. Políticas e regulamentos gerais que não distinguem na aplicação entre a rede principal e áreas fora da rede tendem a enfraquecer em vez de apoiar a realização do desenvolvimento económico e a cultura de conformidade. Alguns exemplos de políticas-chave que funcionam (na maioria das vezes) na rede principal que não necessariamente funcionam quando adotadas nas áreas fora da rede são os seguintes:

1. Política de Processo de Seleção Competitiva (CSP) para contratação de fornecimento de energia. A circular de política CSP do Departamento de Energia (DoE) de 2023 toma medidas concretas ao reconhecer que as condições para um CSP eficaz, conforme implementado nas áreas da rede principal onde existem múltiplos geradores de energia e um WESM operacional, não existem necessariamente nas áreas fora da rede. A política isenta do requisito CSP a aquisição de fornecimento de energia para áreas fora da rede atendidas ou a serem atendidas por NPPs com menos de um megawatt de demanda. No entanto, esta isenção pode não ser suficiente considerando que a condição primária para um CSP credível (ou seja, que existem múltiplos fornecedores competindo e oferecendo o melhor preço e serviço) pode não estar presente considerando que áreas missionárias, conforme definido nas regras de implementação da EPIRA, são inviáveis em primeiro lugar. Estas são as áreas da última milha, compostas principalmente por clientes residenciais. Talvez uma política CSP separada para áreas fora da rede possa ser desenvolvida, uma que adote princípios de competição para diferentes arranjos de fornecimento de energia, como aqueles para fornecimento de propriedade da DU, ou sob contratos de arrendamento de equipamentos, ou agrupamento de áreas fora da rede sob um fornecedor comum.

2. Planos de Aquisição de Fornecimento de Energia (PSPP) por DUs fora da rede. Todos os anos, todas as DUs são obrigadas a submeter ao DoE os seus PSPPs para garantir que antecipam e se preparam para mudanças nos requisitos de demanda nas suas áreas de franquia. Para DUs fora da rede, os PSPPs podem precisar incluir a implementação e conformidade com a política de racionalização de subsídios de 2019 do DoE alinhada com o Plano de Desenvolvimento de Transmissão para integrar o plano, se houver, para interconectar a ilha à rede principal.

Mais de 20 anos após a aprovação da EPIRA, é claro neste ponto que uma abordagem apenas de eletrificação ou fornecimento de energia não é suficiente para promover o crescimento sustentável nas áreas fora da rede. Isto é verdade especialmente se não houver planos, ou se permanecer inviável no futuro previsível, conectar certas áreas às redes principais. A situação exige um plano mais abrangente e integrado que requer quebrar silos entre as partes interessadas — DUs, agências governamentais nacionais e locais. Não é suficiente que as DUs estendam suas redes até a última milha e todas as residências sejam energizadas: precisamos garantir que oportunidades de emprego e projetos de subsistência também sejam introduzidos nas áreas para garantir que as famílias possam continuar a pagar suas contas de energia. Esta é outra rota que pode ser explorada como uma variante do CSP, onde a competição pode surgir entre proponentes para fornecimento de energia e um projeto piloto ou âncora industrial, comercial ou de subsistência. Isto pode ser explorado e desenvolvido ao nível dos conselhos de desenvolvimento regional, permitindo a mobilização de recursos e partes interessadas necessárias para que estas áreas finalmente se formem do rótulo de inviabilidade para viabilidade.

Monalisa C. Dimalanta é sócia sénior da Puyat Jacinto & Santos Law (PJS Law). Foi presidente e CEO da Comissão Reguladora de Energia de 2022 a 2025, e presidente do Conselho Nacional de Energia Renovável de 2019 a 2021.