O poveste a două sisteme

"Legea întregului progres" nu se referă la un statut din cărțile noastre sau la un principiu științific sau economic specific. Conceptul este preluat din scrierile unui filosof iezuit, Teilhard de Chardin, și promovează ideea că, simplu spus, toate lucrurile bune necesită timp și trec prin etape de instabilitate pentru a ajunge la maturitate. În această rubrică, sper să contribui la o înțelegere mai profundă și/sau să prezint abordări alternative privind probleme cheie pentru a stimula în cele din urmă discursul democratic și a construi instituții mai puternice.

În ianuarie 2024, președintele Ferdinand R. Marcos, Jr. a asistat la ceremonia de energizare a Proiectului de Interconectare Mindanao-Visayas (MVIP) de 450-MW, care leagă fizic sistemele energetice ale insulelor principale din Mindanao cu cele din Visayas, care a fost conectat la Luzon prin Leyte din 1998. Evenimentul a fost cu adevărat istoric având în vedere că, pentru prima dată în istoria țării, orice surplus de energie din Mindanao poate fi acum exportat către Visayas prin linia de transmisie submarină de 184 kilometri-circuit (km) și liniile aeriene de 500 km-circuit ale MVIP, cu orice surplus suplimentar trimis din Visayas pentru a suplimenta cerințele din Luzon (sau surplus din Luzon către Visayas, cum este mai des cazul).

Se poate obține cu ușurință impresia din această dezvoltare și din discuțiile principale despre industria energetică că există astăzi un sistem energetic unificat care deservește întregul Filipine în cadrul unui cadru privatizat și competitiv în conformitate cu Legea de Reformă a Industriei Energiei Electrice din 2001 sau EPIRA — o rețea interconectată, o piață dinamică în care concurează mai mulți jucători, toți îndreptându-se către o singură călătorie de dezvoltare energetică.

Totuși, acesta nu este exact cazul.

Deși este adevărat că MVIP integrează într-o singură rețea energetică regiunile principale Luzon, Visayas și Mindanao sub operarea National Grid Corp. of the Philippines (NGCP), permițând tranzacționarea electricității în Wholesale Electricity Spot Market (WESM) la fiecare cinci minute pentru fiecare zi a anului, cu un număr tot mai mare de clienți care își cumpără direct propria energie electrică de la WESM sau prin contracte de retail, și atrăgând investiții semnificative pentru noi capacități de generare de la jucători străini și interni, o poveste diferită se desfășoară în multe părți ale țării.

În aproape 200 de municipalități răspândite în 35 de provincii din Filipine, la aproape 25 de ani de la adoptarea legii, rămâne o configurație pre-EPIRA. În aceste insule sau comunități izolate geografic, nu există o tranzacționare non-stop a electricității într-un WESM — în multe zone, alimentarea cu energie este instabilă și disponibilă doar pentru anumite ore ale zilei. Nu are rost să vorbim despre schimbul de electricitate sau suplimentarea între insule, deoarece nu există un sistem de transmisie care să conecteze insulele pentru a permite astfel de transferuri de energie. În aceste zone, toți utilizatorii finali rămân clienți captivi (conform termenilor EPIRA) ai utilităților lor de distribuție/cooperativelor electrice (DU), fără posibilitatea de a căuta și contracta cel mai bun preț pentru furnizarea de energie electrică cu amănuntul, deoarece, în multe dintre aceste zone, funcționează doar un singur generator sau furnizor de energie.

Mai mult, spre deosebire de rețelele principale unde consumatorii suportă costul total și volatilitatea prețurilor pentru furnizarea de electricitate, utilizatorii finali din zonele off-grid nu plătesc costul real al energiei. În schimb, consumatorii off-grid plătesc o rată fixă sau Rata de Generare Aprobată Subvenționată (SAGR) pentru energia furnizată de National Power Corp. (NPC) sau generatori privați — New Power Providers (NPP) sau Qualified Third Parties (QTP). Orice deficiență necesară pentru a acoperi costul furnizării de la NPC, NPP sau QTP este apoi taxată și colectată de la toți clienții rețelei principale în cadrul Universal Charge Missionary Electrification (UCME).

Pe baza depunerilor NPC la Comisia de Reglementare a Energiei pentru a recupera deficitul UCME pentru 2023, costul total al furnizării de energie către zonele off-grid a fost de 39,62 miliarde P, din care aproximativ 60% a fost plătit către NPP și QTP. Totuși, din cele 39,62 miliarde P, doar 12,67 miliarde P (sau 32%) au fost colectate de la consumatorii off-grid prin SAGR. Acest lucru a necesitat o subvenție de finanțare UCME de 26,95 miliarde P pentru 2023.

În timp ce eforturile de raționalizare a nivelurilor SAGR și a tarifelor UCME sunt în curs, cred că abordarea fiabilității sistemului, a suficienței aprovizionării și a accesibilității prețurilor în zonele noastre off-grid ne cere să ne îndepărtăm de o viziune centrată pe rețea a politicii și reglementării energetice.

Începe de la recunoașterea fundamentală că nu avem doar un singur sistem energetic în Filipine — avem, poate, la fel de multe câte insule sunt în arhipelagul nostru! Acest lucru ne obligă să adoptăm o abordare mai descentralizată pentru a aborda problemele noastre energetice, în special pentru zonele noastre off-grid. Politicile și reglementările generale care nu fac distincție în aplicare între rețeaua principală și zonele off-grid tind să slăbească mai degrabă decât să sprijine realizarea dezvoltării economice și a culturii conformității. Câteva exemple de politici cheie care funcționează (de cele mai multe ori) în rețeaua principală, dar care nu funcționează neapărat când sunt adoptate în zonele off-grid, sunt următoarele:

1. Politica Procesului de Selecție Competitivă (CSP) pentru contractarea furnizării de energie. Circulara de politică CSP din 2023 a Departamentului de Energie (DoE) ia măsuri concrete în recunoașterea faptului că condițiile pentru un CSP eficient, așa cum este implementat în zonele rețelei principale unde există mai mulți generatori de energie și un WESM operațional, nu există neapărat în zonele off-grid. Politica scutește de la cerința CSP achiziția de energie electrică pentru zonele off-grid deservite sau care urmează să fie deservite de NPP cu mai puțin de un megawatt de cerere. Totuși, această scutire poate să nu fie suficientă având în vedere că condiția primară pentru un CSP credibil (adică, că există mai mulți furnizori care concurează și oferă cel mai bun preț și serviciu) poate să nu fie prezentă având în vedere că zonele misionare, așa cum sunt definite în regulile de implementare EPIRA, sunt neviabile în primul rând. Acestea sunt zonele de ultimă milă, compuse în principal din clienți rezidențiali. Poate fi dezvoltată o politică CSP separată pentru zonele off-grid, una care adoptă principii de concurență pentru diferite aranjamente de furnizare a energiei, cum ar fi cele pentru furnizarea deținută de DU, sau în cadrul contractelor de leasing de echipamente, sau gruparea zonelor off-grid sub un furnizor comun.

2. Planurile de Achiziție a Furnizării de Energie (PSPP) de către DU-urile off-grid. În fiecare an, toate DU-urile sunt obligate să prezinte DoE-ului PSPP-urile lor pentru a se asigura că anticipează și se pregătesc pentru schimbările în cerințele de cerere din zonele lor de franciză. Pentru DU-urile off-grid, PSPP-urile ar putea trebui să includă implementarea și conformitatea cu politica de raționalizare a subvențiilor din 2019 a DoE, aliniată cu Planul de Dezvoltare a Transmisiei pentru a integra planul, dacă există, pentru interconectarea insulei la rețeaua principală.

La mai mult de 20 de ani de la adoptarea EPIRA, este clar în acest moment că o abordare exclusiv de electrificare sau furnizare de energie nu este suficientă pentru a promova creșterea durabilă în zonele off-grid. Acest lucru este valabil mai ales dacă nu există planuri, sau dacă rămâne neviabil în viitorul previzibil, să conecteze anumite zone la rețelele principale. Situația necesită un plan mai cuprinzător, integrat, care necesită desființarea silozurilor dintre părțile interesate — DU-uri, agenții guvernamentale naționale și locale. Nu este suficient ca DU-urile să-și extindă rețelele până la ultima milă și toate gospodăriile să fie energizate: trebuie să ne asigurăm că oportunitățile de angajare și proiectele de subzistență sunt, de asemenea, introduse în zonele respective pentru a asigura că gospodăriile pot continua să-și plătească facturile de energie. Aceasta este o altă rută care poate fi explorată ca o variantă CSP, una în care concurența poate apărea între proponenți pentru furnizarea de energie și un proiect pilot sau de ancorare industrial, comercial sau de subzistență. Acest lucru poate fi explorat și dezvoltat la nivelul consiliilor de dezvoltare regională, permițând mobilizarea resurselor și a părților interesate necesare pentru ca aceste zone să absolve în cele din urmă de la eticheta de neviabilitate la viabilitate.

Monalisa C. Dimalanta este partener senior la Puyat Jacinto & Santos Law (PJS Law). Ea a fost președinte și CEO al Comisiei de Reglementare a Energiei din 2022 până în 2025 și președinte al Consiliului Național pentru Energie Regenerabilă din 2019 până în 2021.