Par Ricardo G. Barcelona et Monalisa Dimalanta (Partie 2)

Meralco, coopératives et impact asymétrique sur les bénéfices

L'impact financier de l'interdiction des pertes de système inefficaces sera asymétrique. Le débat actuel est encadré par les plafonds fixés par la Energy Regulatory Commission (ERC) à 5,50 % depuis 2021 pour les distributeurs privés et des limites plus élevées pour les coopératives électriques. Meralco — la Manila Electric Company, le plus grand distributeur privé du pays, servant plus de sept millions de clients à travers le Grand Manille et les provinces environnantes — a rapporté des pertes de système d'environ 5,68 % du volume distribué. Après avoir reconnu les pertes techniques efficaces et le traitement de transfert de la TVA, l'exposition immédiate aux bénéfices des distributeurs gérés efficacement est matériellement différente de celle des fournisseurs dont les pertes dépassent les références d'efficacité. Étant donné que le plafond transfère les coûts au-delà du seuil vers le distributeur plutôt que vers les consommateurs, les opérateurs déjà proches ou au-dessus de la limite font face à la plus grande pression financière pour réduire les pertes.

Les coopératives électriques — des entités de distribution appartenant à leurs membres qui desservent la plupart des zones provinciales et rurales en dehors de la franchise de Meralco — présentent le défi de réforme le plus difficile car leurs performances sont inégales. Certaines fonctionnent près des standards des distributeurs efficaces ; d'autres combinent des pertes élevées, une gouvernance faible et une responsabilisation limitée. Lorsque les pertes reflètent le vol, une mauvaise gestion ou une défaillance de gouvernance, ces coûts ne devraient pas être indéfiniment transférés aux consommateurs. Un système ne peut pas récompenser durablement des pertes élevées par une récupération complète des coûts et s'attendre à ce que l'efficacité émerge ultérieurement.

La discipline financière n'est rétablie que lorsque les incitations économiques fonctionnent. Lorsqu'une défaillance de gouvernance rend un distributeur durablement inefficace, l'échec doit être un résultat politique envisageable : les coopératives en difficulté peuvent être réhabilitées, acquises, fusionnées ou restructurées, et les prêteurs qui ont financé des entités fragiles devraient supporter des pertes appropriées par le biais de décotes, de restructurations de dette ou de recouvrement par vente d'actifs. La réforme des coopératives devrait donc être considérée moins comme un débat sur la propriété que comme un mécanisme de responsabilisation fondé sur la performance : la forme institutionnelle doit rendre les pertes visibles, attribuer la responsabilité et permettre une correction avant que les consommateurs ne soient invités à payer.

Réforme de la gouvernance des coopératives électriques

La racine du problème de gouvernance dans le modèle coopératif est la confusion entre la propriété et l'accès des clients. L'adhésion est souvent une condition préalable au service, mais les membres ne détiennent fréquemment pas d'intérêt économique transférable qui puisse être monétisé, sanctionné ou utilisé pour influencer efficacement la gouvernance professionnelle. La réforme devrait dissocier le droit des clients de recevoir de l'électricité des droits de propriété des actionnaires.

Une voie de réforme crédible d'une part respecterait et protégerait le droit d'accès à l'électricité et d'autre part convertirait l'adhésion coopérative en actions transférables, transformerait les coopératives en sociétés régies par les règles de la Securities and Exchange Commission, élirait des conseils d'administration qualifiés selon les standards existants de gouvernance d'entreprise, et rendrait ces conseils et dirigeants responsables des décisions de redressement, de restructuration, de fusion ou de vente.

La transition vers le statut d'actionnaire devrait être gérée de manière délibérée. Les membres de coopératives devenus actionnaires auront besoin de conseils financiers pratiques, d'une protection de base des investisseurs et d'une divulgation claire de leurs options, mais l'objectif de la réforme doit demeurer la responsabilisation commerciale : les actionnaires, et non les régulateurs ou les acteurs politiques, devraient en fin de compte décider de vendre, d'acquérir ou de conserver leurs actions. Les candidats au conseil d'administration devraient satisfaire à des normes minimales de qualification, notamment des exigences d'indépendance et de compétence professionnelle conformes aux pratiques modernes de gouvernance d'entreprise. Les décisions stratégiques devraient relever de conseils d'administration et d'équipes de direction responsables, et non de régulateurs, d'unités de gouvernement local ou d'agences dont le rôle devrait être la surveillance des politiques plutôt que la gestion commerciale quotidienne.

Un mécanisme de transition est nécessaire car la restructuration laissera des passifs résiduels et des obligations échues. Ces passifs devraient être gérés pendant une période définie par une entité dotée de capacités de vente d'actifs et de résolution de passifs, similaire à la Power Sector and Assets Liabilities Management (PSALM) Corp. — l'entité publique créée sous l'EPIRA pour absorber et liquider les dettes héritées et les actifs échus de la National Power Corporation — ou un mécanisme successeur à durée limitée, tandis que le rôle à long terme de la National Electrification Administration (NEA) est réévalué et fait évoluer une fois la restructuration des coopératives substantiellement achevée.

Priorités de réforme de l'EPIRA

L'EPIRA — Republic Act No. 9136, promulguée en 2001 — a restructuré l'industrie électrique philippine en séparant la production, le transport, la distribution et la fourniture, en privatisant les actifs de production publics et en créant le cadre institutionnel de la concurrence. Deux décennies plus tard, l'analyse conduit à un principe de réforme de l'EPIRA : les consommateurs devraient financer une distribution efficace, tandis que les fournisseurs d'électricité et les financiers supportent les défaillances évitables. Le programme de réforme devrait se concentrer sur cinq priorités : la récupération des pertes basée sur des références, une véritable discipline du marché de gros, la restructuration responsable des coopératives, un investissement concurrentiel dans le réseau là où la performance du monopole défaille, et un régulateur conçu pour la surveillance du marché plutôt que pour l'approbation passive des coûts.

Premièrement, le WESM — le Wholesale Electricity Spot Market, la plateforme de négociation de l'électricité du pays, qui a commencé ses opérations à Luçon en 2006 et a ensuite été étendu aux Visayas (2011) et à Mindanao (2017) — devrait être renforcé en tant que marché de gros qui découvre les prix, répartit efficacement l'offre et expose les mauvaises performances. La réforme devrait préserver la discipline de l'ordre de mérite tout en réexaminant les interventions qui faussent la répartition, la tarification ou l'entrée, à moins qu'elles ne puissent être justifiées par des objectifs transparents de fiabilité, de sécurité ou de transition. Les règles préférentielles devraient donc être évaluées en fonction de leur effet sur le marché. Lorsque l'approvisionnement renouvelable à faible coût remporte déjà la répartition sur la base du mérite économique, la préférence peut être redondante. Lorsqu'une préférence est maintenue pour des raisons de politique publique, elle devrait être assortie d'un impact coût transparent, d'une planification de la flexibilité du réseau et d'un examen périodique de sa pertinence continue.

Deuxièmement, les restrictions sur les participations croisées et les parts de marché devraient être examinées à travers la même lentille disciplinaire. Étant donné que la production, le transport et la distribution sont déjà structurellement séparés, les limites restantes devraient être régulièrement revues et calibrées en fonction de la concurrence réelle, de l'échelle du système et des besoins d'investissement à travers Luçon, les Visayas et Mindanao, plutôt que d'être conservées comme des contraintes statiques.

Troisièmement, l'investissement dans le réseau devrait être traité à la fois comme un enjeu de fiabilité et un enjeu d'accès au marché. Lorsque l'opérateur de transport en place — la National Grid Corporation of the Philippines (NGCP), qui détient la concession du réseau depuis 2009 dans le cadre d'un accord de 25 ans — ne peut pas ou ne sert pas efficacement, des investisseurs/opérateurs de réseau alternatifs qualifiés devraient être autorisés à construire et à exploiter des actifs de transport, créant ainsi une pression concurrentielle susceptible d'accélérer les investissements et d'améliorer les performances. L'expérience de la libéralisation des télécommunications sous le président Fidel V. Ramos illustre ce point : une entrée crédible peut élargir le choix des consommateurs, forcer la réaction des acteurs en place et débloquer des investissements que la protection monopolistique pourrait retarder ou empêcher.

Quatrièmement, la réforme de l'ERC devrait séparer la conception, la surveillance et l'application des règles du marché de l'adjudication. Un régulateur conçu principalement comme un organe quasi judiciaire est mal adapté au travail continu de construction d'institutions concurrentielles, de surveillance de la conduite du marché et de correction des défaillances avant qu'elles ne se transforment en coûts pour les consommateurs. La régulation indépendante devrait se concentrer sur des règles transparentes, des résultats concurrentiels et une protection contre la capture politique ou par les acteurs en place.

Un modèle successeur pour l'ERC devrait mettre l'accent sur la discipline institutionnelle, la compétence technique et l'indépendance. Le Monetary Board offre une analogie de gouvernance utile : un organe concentré avec un mandat clair, des normes professionnelles et la responsabilité de la stabilité du système. Appliqué à la régulation de l'électricité, ce modèle rendrait l'ERC responsable du fonctionnement du marché concurrentiel, de la résilience du système énergétique et du bien-être des consommateurs, tandis que les fonctions quasi judiciaires relèveraient d'organes d'adjudication dûment mandatés tels que les tribunaux spécialisés du pouvoir judiciaire ou la Philippine Competition Commission. Toute institution héritant de fonctions d'adjudication doit être adéquatement dotée de ressources, organisée et staffée.

La modification de l'EPIRA devrait donc être traitée comme une architecture de marché, et non comme une simple révision réglementaire. Chaque modification devrait être jugée à l'aune de son amélioration de la découverte des prix, de la discipline de répartition, de la responsabilisation des pertes, de l'entrée d'investissements et de l'allocation des risques, sans transformer la protection des consommateurs en une autre forme de récupération pour les acteurs en place.

De la gestion de crise à l'architecture de marché

Les Philippines — où les tarifs de détail de l'électricité figurent parmi les plus élevés d'Asie du Sud-Est — devraient dépasser les contestations épisodiques sur la TVA, les composantes tarifaires et les mécanismes de récupération des pertes de système. Ces questions comptent, mais ce sont des symptômes. Le défi central de la réforme est de construire une architecture de marché disciplinée dans laquelle l'efficacité est récompensée, l'inefficacité est sanctionnée et les consommateurs sont protégés du coût des défaillances évitables.

Une architecture viable doit donc réexaminer les interventions accumulées qui façonnent la répartition, la contractualisation, les approvisionnements et le comportement d'investissement. Chaque intervention devrait désormais être testée à l'aune d'une question fondamentale : renforce-t-elle la discipline du marché, ou préserve-t-elle la récupération des coûts liés aux sous-performances ?

Plusieurs questions critiques nécessitent une résolution :
a.) Comment le WESM devrait-il évoluer d'un marché résiduel pour les volumes excédentaires vers le mécanisme principal de découverte des prix et d'allocation des volumes ?
b.) Comment les avantages des différentes structures de coûts entre les combustibles fossiles et les technologies à faible émission de carbone devraient-ils être partagés entre les investisseurs et les consommateurs ?
c.) Les contrats d'approvisionnement à long terme rigides sont-ils encore essentiels pour attirer les capitaux une fois qu'un marché spot fonctionnel est en place ?
d.) Les approvisionnements concurrentiels réduisent-ils les coûts de l'électricité comme prévu, ou produisent-ils des distorsions de coûts et de contractualisation non intentionnelles ?

Résoudre ces questions est essentiel car le marché ne peut pas produire des résultats efficaces si les règles environnantes faussent la découverte des prix, étouffent les signaux d'investissement ou protègent les opérateurs fragiles des conséquences. La révision de l'EPIRA devrait donc être rédigée comme un exercice de conception de marché, piloté par une expertise technique, financière, juridique et réglementaire avec un mandat pratique pour faire fonctionner les incitations.

Le séquençage devrait être délibéré : définir des références de pertes techniques efficaces ; refuser la récupération des pertes commerciales évitables ; exiger des plans crédibles de réduction des pertes de la part des opérateurs à fortes pertes ; restructurer ou consolider les coopératives défaillantes ; séparer la surveillance réglementaire de l'adjudication ; et permettre l'entrée concurrentielle dans le réseau là où la performance du monopole est inadéquate.

Le test final est simple : réguler les marchés lorsqu'ils défaillent ; ne pas permettre aux acteurs en place de récupérer le coût des défaillances évitables. Dans les segments monopolistiques tels que le transport et la distribution, la régulation devrait utiliser des formules simples, transparentes et vérifiables qui récompensent l'efficacité, sanctionnent les pertes évitables et transforment les gains d'exploitation en électricité abordable. Dans les segments concurrentiels, la politique devrait protéger la découverte des prix et permettre aux actifs inefficaces de sortir.

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À propos des auteurs

Ricardo G. Barcelona, FEI, PhD, a été élu fellow de l'Energy Institute, Royaume-Uni, et professeur associé à l'Asian Institute of Management, Philippines. Il a été responsable de la pratique énergie chez SBC Warburg et ABN Amro/Rothschild, Londres, Royaume-Uni, analyste de premier plan pour les services publics européens, et membre du principal groupe de privatisation de l'énergie. Il est l'auteur d'ouvrages novateurs — Energy Investment et Dynamic Decisions — publiés respectivement à Londres, Royaume-Uni par Palgrave Macmillan et World Scientific Publishing Europe. Contactez-le via LinkedIn.

Monalisa Dimalanta est l'ancienne présidente et directrice générale de la Energy Regulatory Commission (août 2022-août 2025). Elle est actuellement chroniqueuse à BusinessWorld, associée principale chez PJS Law, professeure à l'Ateneo Law School et conseillère à l'Institute for Climate and Sustainable Cities. Elle a également été présidente du National Renewable Energy Board (Philippines) de 2019 à 2021. Contactez-la via LinkedIn.