Le 3 septembre, j'ai assisté au lancement du livre du Département de l'Énergie, EPIRA at 25: 25 Years of Power Reform in the Philippines. L'ouvrage commémore l'Electric Power Industry Reform Act (EPIRA) de 2001, également connu sous le nom de RA 9136, qui a fêté cette année ses 25 ans. EPIRA a été adoptée au milieu de la crise financière de la National Power Corp., entreprise publique, et a imposé la restructuration du secteur de l'électricité en quatre segments — production, transport, distribution et fourniture — ainsi que la privatisation des actifs de la NPC et la création d'un marché de gros de l'électricité (WESM).

Le contenu du livre a été présenté par la sous-secrétaire à l'Énergie Rowena Guevarra, qui a également animé une table ronde réunissant la secrétaire à l'Énergie Sharon Garin, le président de la Energy Regulatory Commission (ERC) Nino Juan, le président de l'Independent Electricity Market Operator of the Philippines (IEMOP) Robin Descanzo, l'administrateur de la National Electrification Administration (NEA) Antonio Almeda, et Nicole Kranz, responsable de l'Initiative climatique internationale (IKI) de l'Allemagne, qui a soutenu la publication de l'ouvrage.

Alors, après 25 ans, EPIRA a-t-elle amélioré la situation de l'électricité aux Philippines ? Pour répondre à cette question, j'ai évalué cinq indicateurs et sous-questions :

1.) Y a-t-il eu une augmentation substantielle de la production d'électricité ?
2.) Y a-t-il eu un passage du pétrole coûteux vers des sources non pétrolières moins chères ?
3.) Les contribuables ont-ils été soulagés de l'hémorragie financière de la National Power Corp. (NPC) ?
4.) La privatisation des actifs de production a-t-elle apporté des gains d'efficacité ?
5.) Les tarifs d'électricité sont-ils aujourd'hui moins chers qu'avant EPIRA ?

1. Augmentation substantielle de la production : oui.

La production d'électricité philippine a fortement augmenté, passant de 47 térawattheures (TWh) en 2001 à 129,3 TWh en 2025 — soit une hausse de 175 % en 24 ans. Cela dépasse la croissance de 98 % enregistrée par la Thaïlande et celle de 53 % à Taïwan sur la même période, et se rapproche des 178 % de la Malaisie (voir le tableau 1). Cette croissance reflète à la fois l'expansion démographique et économique de la période, durant laquelle les Philippines figuraient parmi les économies à la croissance la plus rapide de l'Asie du Sud-Est.

2. Passage du pétrole aux sources non pétrolières : oui.

La part des centrales au fioul dans la production totale est passée de 21 % en 2001 à seulement 0,5 % en 2024, soit un recul de 20,4 points de pourcentage — le plus important parmi les six pays comparés (voir le tableau 2).

Pour le contexte historique : le pétrole représentait 50 % de la production totale en 1985, lorsque la centrale nucléaire de Bataan n'a pas été autorisée à fonctionner, avant d'être officiellement abandonnée en 1986 sans qu'aucune alternative ne soit proposée. En 1991, la part du pétrole dans la production restait de 50 % et des pannes quotidiennes touchaient tout le pays. En 1992, le gouvernement a pris la mesure désespérée de signer des contrats « take-or-pay » avec des producteurs indépendants d'électricité (IPPs), ce qui a livré encore plus de centrales au fioul. En 1996, les pannes avaient diminué, mais le pétrole représentait toujours 50 % de la production totale.

3. Soulagement des contribuables face à l'hémorragie financière de la NPC : oui.

Avant EPIRA, la NPC était, année après année, le premier générateur de déficit budgétaire des Philippines. Ses engagements atteignaient 831 milliards de pesos en 2001 et ont culminé à 1 200 milliards de pesos en 2003, lorsque les obligations contractuelles ont été pleinement reconnues. À la suite d'une série d'efforts de privatisation commencés vers 2005, le gouvernement a généré 960 milliards de pesos à mars de cette année.

En détail : la privatisation des centrales de la NPC a généré 218 milliards de pesos ; la privatisation des contrats de la NPC via le dispositif des IPP Administrators (IPPAs) a rapporté 449 milliards de pesos ; et la privatisation de la concession de transport a généré 260 milliards de pesos.

Le dispositif des IPPAs a transféré la position d'achat — « le droit et l'obligation de prendre la production de la centrale, de l'injecter sur le marché ou dans des accords bilatéraux et de payer le développeur selon les termes du contrat », comme l'explique le livre.

Les actifs de transport eux-mêmes n'ont pas été privatisés ; ils restent la propriété de l'État via la National Transmission Corp. (Transco). Ce qui a été transféré, c'est la concession de transport — la National Grid Corp. of the Philippines (NGCP) a versé à la Power Sector Assets and Liabilities Management Corp. (PSALM) une redevance de concession initiale de 223 milliards de pesos, plus un solde de 37 milliards de pesos à payer ultérieurement. La NGCP verse également des revenus d'exploitation à Transco, qui les utilise pour ses opérations courantes.

La majeure partie des produits des privatisations — 523 milliards de pesos sur les 897 milliards collectés à mars dernier — est allée au service de la dette (amortissement du principal) de la NPC. 301 milliards de pesos supplémentaires ont couvert des charges d'intérêts ou des obligations de location, et 58 milliards de pesos un remboursement anticipé de la dette (voir le tableau 3).

4. Gains d'efficacité des actifs de production privatisés : oui.

Deux exemples l'illustrent. Premièrement, la centrale hydroélectrique de Magat (HEPP), dont la puissance installée initiale était de 360 mégawatts (MW), a atteint 380 MW après sa privatisation en 2007. Deuxièmement, la centrale d'Ambuklao, d'une capacité initiale de 75 MW, est passée à 112,5 MW — une augmentation de 37,5 MW obtenue sans rehausser la hauteur du barrage. Les deux centrales appartiennent à SN Power (Norvège) – Aboitiz Power (SNAP). La Norvège compte parmi les producteurs d'hydroélectricité les plus avancés au monde.

5. Tarifs moins chers qu'avant EPIRA : oui.

Jusqu'en juin 2001, date de l'adoption d'EPIRA, le tarif résidentiel moyen de Meralco était de 4,87 pesos par kilowattheure (kWh). Après EPIRA, une réduction obligatoire de 0,30 peso/kWh pour les clients résidentiels est entrée en vigueur en août 2001. Dans le cadre d'EPIRA, les tarifs sont décomposés afin que les consommateurs puissent voir les différents composants de coût — production, transport, distribution, taxes et autres charges — sur leurs factures.

En prix actuels, le tarif de 4,87 pesos/kWh de 2001 équivaut à 12,40 pesos/kWh. Le tarif résidentiel de Meralco en février de cette année, avant le début de la guerre en Iran, était de 13,17 pesos/kWh. Toutefois, les prix actuels incluent des charges qui n'existaient pas en 2001, ni même une décennie plus tard — comme la charge de services auxiliaires (AS) d'environ 1 peso/kWh dans le tarif de transport, la charge universelle pour l'électrification missionnaire (UCME) de 0,27 peso/kWh et la contribution au tarif d'achat garanti (FIT-All) de 0,21 peso/kWh, passée à 0,34 peso/kWh depuis août dernier.

En retirant ces seuls éléments (1 peso AS + 0,12 peso de TVA sur l'AS + 0,27 peso UCME + 0,21 peso FIT-All = 1,60 peso), les clients résidentiels n'auraient payé que 11,57 pesos/kWh (13,17 moins 1,60) — moins que l'équivalent ajusté de l'inflation de 12,40 pesos/kWh en 2001.

Conclusion

Au regard d'EPIRA à ses 25 ans : y a-t-il plus de lumière, moins de pannes, moins de subventions et des prix plus bas ? Oui — sans conteste. EPIRA n'a pas besoin d'une refonte majeure. Ce qui en a besoin, c'est la loi sur les énergies renouvelables de 2008 (RA 9513), qui contient de nombreuses dispositions favorisant les énergies renouvelables et alimentant le clientélisme dans le secteur. Les observateurs de la prochaine phase de la politique énergétique philippine suivront la manière dont le Congrès et l'ERC traiteront les amendements proposés à la RA 9513, l'application de la hausse des charges FIT-All et de services auxiliaires, et la concrétisation des objectifs de développement de l'offre dans les années à venir.

La véritable transition énergétique vers laquelle le pays doit aspirer n'est pas un passage aux énergies renouvelables, mais la transition de la pauvreté énergétique vers l'abondance énergétique. Les Philippines devraient viser une augmentation de leur approvisionnement en électricité de 129 TWh en 2025 à 170 TWh d'ici 2030 — soit 8 TWh par an contre 5 TWh par an actuellement — puis jusqu'à 220 TWh d'ici 2035, soit 10 TWh par an à partir de 2030.

Le pays devrait construire davantage de centrales au charbon et au gaz, comme le projet de centrale au charbon approuvé et engagé à Atimonan, une centrale supercritique de 1 200 MW dans la province de Quezon. Il devrait également se tourner rapidement vers le nucléaire afin d'assurer des augmentations annuelles importantes et soutenues de l'approvisionnement électrique — un pas vers l'abondance énergétique philippine.

Bienvenido S. Oplas, Jr. est le président de Bienvenido S. Oplas, Jr. Research Consultancy Services et de Minimal Government Thinkers. Il est fellow international de la Tholos Foundation.

Courriel : minimalgovernment@gmail.com