El 3 de septiembre asistí al lanzamiento del libro del Departamento de Energía, EPIRA at 25: 25 Years of Power Reform in the Philippines. El volumen conmemora la Ley de Reforma de la Industria Eléctrica (EPIRA) de 2001, también conocida como RA 9136, que cumple 25 años este año. EPIRA fue aprobada en medio de la crisis fiscal de la estatal National Power Corp. y ordenó la reestructuración de la industria eléctrica en cuatro sectores —generación, transmisión, distribución y suministro— junto con la privatización de los activos de NPC y la creación de un mercado mayorista eléctrico spot (WESM).

Los contenidos del libro fueron comentados con la subsecretaria de Energía Rowena Guevarra, quien también moderó un panel con la secretaria de Energía Sharon Garin; el presidente de la Comisión Reguladora de Energía (ERC), Nino Juan; el presidente del Operador Independiente del Mercado Eléctrico de Filipinas (IEMOP), Robin Descanzo; el administrador de la Administración Nacional de Electrificación (NEA), Antonio Almeda; y Nicole Kranz, jefa de la Iniciativa Climática Internacional de Alemania (IKI), que apoyó la publicación del libro.

Entonces, después de 25 años, ¿ha mejorado EPIRA la situación eléctrica de Filipinas? Para responder a esta pregunta, evalué cinco métricas y subpreguntas:

1.) ¿Hubo un aumento sustancial en la generación eléctrica?
2.) ¿Hubo un cambio del petróleo caro a fuentes eléctricas no petroleras más baratas?
3.) ¿Se alivió a los contribuyentes del sangrado fiscal de la National Power Corp. (NPC)?
4.) ¿Hubo ganancias de eficiencia por la privatización de los activos de generación eléctrica?
5.) ¿Son las tarifas eléctricas más baratas ahora que antes de EPIRA?

1. Aumento sustancial de la generación eléctrica: Sí.

La generación eléctrica filipina aumentó sustancialmente, de 47 teravatios-hora (TWh) en 2001 a 129.3 TWh en 2025, un incremento de 175% en 24 años. Esto supera el aumento del 98% registrado por Tailandia y el 53% de Taiwán en el mismo período, y es similar al incremento del 178% de Malasia (ver Tabla 1). El crecimiento refleja tanto la expansión de la población como la económica durante el período, en el cual Filipinas figuró entre las economías de más rápido crecimiento del Sudeste Asiático.

2. Cambio del petróleo a fuentes no petroleras: Sí.

La participación de las plantas basadas en petróleo en la generación total cayó del 21% en 2001 a apenas 0.5% en 2024, una disminución de 20.4 puntos porcentuales, la mayor entre los seis países comparados (ver Tabla 2).

Como contexto histórico: el petróleo representaba el 50% de la generación total en 1985, cuando no se permitió operar la planta nuclear de Bataan, que fue luego oficialmente cancelada en 1986 sin ofrecer alternativa alguna. Para 1991, la participación del petróleo en la generación seguía en 50% y ocurrían apagones diarios en todo el país. En 1992, el gobierno tomó la medida desesperada de firmar contratos take-or-pay con productores de energía independientes (IPPs), que aportaron aún más plantas a petróleo. Para 1996, los apagones habían disminuido, pero el petróleo aún constituía el 50% de la generación eléctrica total.

3. Alivio para los contribuyentes del sangrado fiscal de NPC: Sí.

Antes de EPIRA, NPC era el mayor generador de déficit presupuestario en Filipinas año tras año. Sus pasivos alcanzaron P831 mil millones en 2001 y alcanzaron un máximo de P1.2 billones en 2003, cuando se reconocieron plenamente las obligaciones contractuales. Tras una serie de esfuerzos de privatización iniciados alrededor de 2005, el gobierno generó P960 mil millones hasta marzo de este año.

En detalle: la privatización de las plantas eléctricas de NPC generó P218 mil millones; la privatización de los contratos de NPC mediante el marco de Administradores de IPP (IPPAs) aportó P449 mil millones en ingresos; y la privatización de la concesión de transmisión generó P260 mil millones.

El marco de IPPAs transfirió la posición de compra (offtake) — "el derecho y la obligación de tomar la producción de la planta, despacharla al mercado o a acuerdos bilaterales y pagar al desarrollador según los términos del contrato", como se explica en el libro.

Los activos de transmisión en sí no fueron privatizados; siguen siendo propiedad del gobierno a través de la National Transmission Corp. (Transco). Lo que se transfirió fue la concesión de transmisión: la National Grid Corp. of the Philippines (NGCP) pagó a la Power Sector Assets and Liabilities Management Corp. (PSALM) una tarifa de concesión inicial de P223 mil millones, más un saldo de P37 mil millones por pagar en el futuro. NGCP también paga ingresos operativos a Transco, que esta utiliza para sus operaciones regulares.

La mayor parte de los ingresos de la privatización —P523 mil millones de los P897 mil millones recaudados hasta marzo pasado— se destinó al servicio de la deuda (amortización de capital) de los pasivos de NPC. Otros P301 mil millones cubrieron gastos por intereses u obligaciones de arrendamiento, y P58 mil millones se destinaron al prepago de deuda (ver Tabla 3).

4. Ganancias de eficiencia en activos de generación privatizados: Sí.

Dos ejemplos lo ilustran. Primero, la planta hidroeléctrica de Magat (HEPP), cuya capacidad instalada original era de 360 megavatios (MW), alcanzó 380 MW tras su privatización en 2007. Segundo, la HEPP de Ambuklao, con una capacidad original de 75 MW, se expandió a 112.5 MW, un aumento de 37.5 MW logrado sin elevar la altura de la presa. Ambas plantas son propiedad de SN Power (Noruega) – Aboitiz Power (SNAP). Noruega está entre los productores de energía hidroeléctrica más sofisticados del mundo.

5. Tarifas eléctricas más baratas que antes de EPIRA: Sí.

Hasta junio de 2001, cuando se promulgó EPIRA, la tarifa residencial promedio de Meralco era de P4.87 por kilovatio-hora (kWh). Tras EPIRA, entró en vigor a partir de agosto de 2001 una reducción obligatoria de P0.30/kWh para usuarios residenciales. Bajo EPIRA, las tarifas están desagregadas para que los consumidores puedan ver en sus facturas los componentes de costo por separado —generación, transmisión, distribución, impuestos y otros cargos—.

A precios actuales, la tarifa de 2001 de P4.87/kWh equivale a P12.40/kWh. La tarifa residencial de Meralco en febrero de este año, antes de que comenzara la guerra con Irán, era de P13.17/kWh. Sin embargo, los precios actuales incluyen cargos que no existían en 2001 ni siquiera una década después, como el cargo de servicios complementarios (AS) de alrededor de P1/kWh dentro del cargo de transmisión, el cargo universal para electrificación misionera (UCME) de P0.27/kWh y el subsidio de tarifa feed-in (FIT-All) de P0.21/kWh, que aumentó a P0.34/kWh a partir de agosto pasado.

Si se eliminan solo esos elementos (P1 AS + P0.12 de IVA sobre AS + P0.27 UCME + P0.21 FIT-All = P1.60), los clientes residenciales habrían pagado solo P11.57/kWh (P13.17 menos P1.60), inferior a los P12.40/kWh ajustados por inflación de 2001.

Conclusión

Mirando EPIRA a los 25 años: ¿hay más luces, menos apagones, menos subsidios y precios más bajos? Sí, sin duda. EPIRA no necesita una reforma integral. Lo que necesita una reforma integral es la Ley de Energías Renovables de 2008 (RA 9513), que contiene numerosas disposiciones que favorecen las energías renovables y promueven el amiguismo en el sector. Quienes siguen la próxima fase de la política eléctrica filipina estarán atentos a cómo el Congreso y la ERC traten las enmiendas propuestas a la RA 9513, la implementación del alza de los cargos FIT-All y de servicios complementarios, y si la expansión de suministro proyectada se materializa en los próximos años.

La verdadera transición energética a la que el país debería aspirar no es el paso hacia las energías renovables, sino la transición de la pobreza energética a la abundancia energética. Filipinas debería plantearse aumentar su suministro eléctrico de 129 TWh en 2025 a 170 TWh para 2030 —un incremento de 8 TWh anuales frente a los 5 TWh anuales actuales— y luego hasta 220 TWh para 2035, es decir, 10 TWh anuales a partir de 2030.

El país debería construir más plantas de carbón y gas, como el proyecto de planta de carbón aprobado y comprometido en Atimonan, una planta supercrítica de 1,200 MW en la provincia de Quezon. También debería impulsar plantas nucleares pronto para asegurar grandes aumentos anuales sostenidos del suministro eléctrico, un paso hacia la abundancia energética filipina.

Bienvenido S. Oplas, Jr. es presidente de Bienvenido S. Oplas, Jr. Research Consultancy Services y de Minimal Government Thinkers. Es fellow internacional de la Tholos Foundation.

Correo electrónico: minimalgovernment@gmail.com