Par Ricardo G. Barcelona et Monalisa Dimalanta

(Partie 1)

Les pertes système dans le secteur électrique philippin représentent bien plus qu’une question de facturation. Elles constituent un test permettant de savoir si la réglementation impose une discipline aux opérateurs inefficaces ou si elle autorise le transfert direct vers les consommateurs des coûts liés à une gouvernance faible, au vol et à la négligence opérationnelle. Dans un pays où les tarifs résidentiels figurent parmi les plus élevés d’Asie du Sud-Est, l’enjeu de ce test dépasse largement la comptabilité : il touche directement à l’accessibilité pour les ménages et à la compétitivité industrielle.

Le principe de départ est simple. Les marchés concurrentiels récompensent les fournisseurs efficaces, révèlent les inefficaces et obligent les acteurs durablement peu performants à se restructurer, à voir leurs actifs devenir inutilisables ou à quitter le marché. Les pertes techniques constituent un coût normal de l’approvisionnement dans des limites efficientes. Les pertes qui dépassent ces limites — en particulier celles dues au vol, à une gouvernance faible ou à des opérations insuffisantes — ne devraient pas être socialisées via les tarifs ou les subventions aux consommateurs.

Le test de politique publique peut être formulé clairement : les consommateurs ne devraient supporter que des pertes techniques efficaces et de référence, tandis que les pertes commerciales évitables devraient être absorbées par les fournisseurs d’électricité, les exploitants, les actionnaires et les prêteurs. Ce cadre relie la réglementation des pertes système, la discipline de marché, la réforme réglementaire, l’investissement dans le réseau et la restructuration des coopératives dans une logique unique de réforme législative.

Comment fonctionnent les marchés concurrentiels de l’électricité

La discipline de marché commence par la formation des prix et l’appel de production. Dans la conception de marché concurrentiel envisagée pour les Philippines à travers l’Electric Power Industry Reform Act (EPIRA, Republic Act No. 9136), promulguée en 2001 pour restructurer le secteur et privatiser les actifs de production de la National Power Corporation (NAPOCOR) détenue par l’État, les prix de production sont fixés par le fournisseur marginal à chaque période de négociation. L’appel de production doit suivre l’ordre de mérite économique, ce qui signifie que les producteurs les moins coûteux et les plus efficaces fournissent d’abord, tandis que les centrales plus coûteuses ne fonctionnent que lorsque la demande l’exige.

L’effet est direct : l’efficacité est récompensée et l’inefficacité est mise en évidence. Les producteurs à moindre coût obtiennent des volumes d’appel plus élevés et de meilleures opportunités de revenus. À l’inverse, les fournisseurs structurellement non compétitifs font face à une moindre utilisation, à des marges plus faibles et, à terme, à la faillite si la sous-performance persiste.

La même discipline devrait s’appliquer aux coûts du système. L’approvisionnement en électricité comprend la récupération des coûts fixes, les coûts variables d’exploitation, le combustible le cas échéant, et les pertes techniques efficaces nécessaires au fonctionnement du réseau. La question de politique publique est de savoir si ces coûts reflètent un service efficient ou s’ils masquent une sous-performance évitable.

Correctement posée, la question n’est donc pas de savoir si des pertes existent, mais si le niveau autorisé pour leur récupération est efficient, transparent et correctement attribué. Une fois formulées en ces termes, les pertes système cessent d’être une controverse de facturation pour devenir un test de l’architecture réglementaire.

Comprendre les pertes système

Les pertes système existent parce que la livraison d’électricité fonctionne comme une chaîne intégrée de production et de logistique. Le système doit générer plus d’énergie que les clients n’en consomment finalement, car les opérations des centrales, les services auxiliaires, les équipements du réseau et les contraintes physiques de livraison consomment de l’énergie avant que l’électricité n’atteigne l’utilisateur final. Lorsque les pertes dépassent des niveaux efficients, la question passe de la réalité technique à la responsabilité réglementaire.

Dans la production, les pertes techniques sont généralement modestes et proviennent des services auxiliaires et du fonctionnement des équipements. Les pertes de transport et de distribution sont plus élevées, car la livraison par réseau est physiquement plus complexe. Des systèmes urbains de distribution efficaces peuvent fonctionner avec des niveaux de pertes relativement faibles ; les systèmes mal gouvernés ou mal entretenus, en général, ne le peuvent pas. Aux Philippines, les frais de pertes système apparaissent comme une ligne distincte sur les factures d’électricité des consommateurs, ce qui rend le coût visible — et politiquement sensible — d’une manière que ne le sont pas les charges globales. Les coopératives électriques, qui desservent une grande partie des zones provinciales, ont historiquement enregistré des niveaux de pertes système plus élevés que les distributeurs privés comme Meralco, ce qui reflète des différences de ressources en capital, de gouvernance et de capacité d’application.

La distinction décisive est celle entre pertes techniques efficaces et pertes commerciales évitables. Les pertes techniques efficaces constituent un coût légitime d’un approvisionnement fiable. Les pertes commerciales résultant du vol, d’une faible collecte ou d’une défaillance de gouvernance constituent des défaillances opérationnelles et ne devraient pas donner lieu à une récupération automatique des coûts via la tarification de l’électricité.

Ce principe s’applique surtout au transport et à la distribution — les activités de réseau qui fonctionnent généralement comme des monopoles naturels. Comme les clients ne peuvent pas choisir entre plusieurs fournisseurs de réseau concurrents, la réglementation doit simuler la discipline de marché au moyen de formules de prix qui récompensent l’efficacité et sanctionnent la sous-performance. L’un de ces mécanismes est l’approche RPI – X ajustée à l’inflation, utilisée dans de nombreux marchés de l’électricité libéralisés.

La logique du RPI – X est simple. Un prix de référence est établi pour une période réglementaire, ajusté chaque année en fonction de l’inflation, puis réduit d’un facteur d’efficacité reflétant les gains de productivité attendus. Par exemple, un prix de référence de P10/kWh, une inflation de 6 % et un facteur d’efficacité de 2 % donneraient un prix de P10.40/kWh pour la première année. Ce cadre prévisible permet aux services publics de planifier leurs dépenses en capital tout en conservant l’avantage financier d’avoir dépassé l’objectif d’efficacité.

Dans ce modèle, les pertes système deviennent une question de gestion et de gouvernance plutôt qu’un droit au transfert automatique des coûts. Si un service public réduit ses pertes en dessous du repère, il conserve les économies ; s’il fait moins bien, il supporte la conséquence financière au lieu de la transférer automatiquement aux consommateurs.

Cette logique explique pourquoi un système à fortes pertes peut justifier un facteur d’efficacité plus élevé. Dans les premières phases de libéralisation du marché de l’électricité, des gains d’efficacité importants sont souvent possibles, car une meilleure mesure, des dépenses en capital ciblées, la réduction du vol et une gestion professionnelle peuvent réduire les pertes plus vite que l’inflation n’augmente les coûts.

La pratique philippine affaiblit ce modèle d’incitation lorsque la récupération tarifaire fonctionne comme une protection de type cost-plus. Si les pertes excédentaires peuvent être répercutées, le problème commercial du fournisseur devient la facture du consommateur ; si la récupération est plafonnée et fondée sur des repères, la direction a une incitation financière directe à investir, faire appliquer, recouvrer et réduire les pertes.

Qui paie les pertes système

La règle d’allocation doit désormais être explicite. Les consommateurs devraient payer les pertes techniques efficaces, car elles sont inévitables dans une fourniture fiable d’électricité ; les pertes dépassant les repères d’efficacité devraient être supportées par les fournisseurs sous forme de marges réduites, de rentabilité plus faible, de restructuration ou de sortie du marché.

Dans un marché qui fonctionne, cette allocation devient auto-renforcée. Les fournisseurs ou exploitants à fortes pertes font face à des coûts plus élevés et à des marges plus faibles ; les exploitants efficaces gagnent des parts de marché ; les actifs inefficaces sont mis hors service, remis en état, vendus ou retirés. Le rôle du régulateur n’est pas de protéger la rentabilité du fournisseur ou de l’exploitant, mais de faire respecter des règles transparentes qui alignent l’investissement, la performance et le bien-être des consommateurs.

Lorsque les pertes demeurent durablement élevées, la réponse politique ne devrait pas être une répercussion automatique des coûts ni un soutien public illimité. La récupération au-delà des repères d’efficacité devrait déclencher une séquence graduée : exigences de reporting plus strictes, plans de réduction des pertes exécutoires, limites sur les coûts récupérables, intervention de la direction, restructuration, fusion, vente ou sortie.

C’est là la discipline de politique publique fondamentale : les consommateurs sont protégés des défaillances évitables, les exploitants efficaces conservent l’avantage de leurs bons résultats, et les exploitants faibles supportent le coût de leur mauvaise exécution.

Pourquoi les pertes système sont mal perçues comme des « crises »

Cette distinction explique pourquoi les pertes système sont souvent interprétées à tort comme une crise. Le problème n’est pas que les réseaux électriques subissent des pertes — les pertes techniques efficaces sont inévitables. L’échec politique survient lorsque les pertes commerciales évitables sont traitées comme des coûts récupérables plutôt que comme des preuves d’opérations faibles, d’une faible application des règles ou d’une gouvernance insuffisante.

Une logique cost-plus met les intérêts des consommateurs et des fournisseurs sur une trajectoire de collision. Les consommateurs attendent une électricité fiable à des prix abordables. Les fournisseurs cherchent une récupération intégrale des coûts même lorsque des opérations faibles, des pertes élevées ou une mauvaise gouvernance gonflent la base de coûts. Le résultat n’est pas un signal de marché, mais une subvention réglementaire à l’inefficacité.

Cette distinction a des conséquences concrètes pour la conception de la réforme. Une interdiction générale peut faire baisser une ligne de coût, mais elle déplace simplement les dépenses ailleurs si les pertes techniques ne sont pas financées. À l’inverse, un régime de non-récupération fondé sur des repères cible le vrai problème en protégeant les consommateurs des pertes évitables tout en préservant une récupération financièrement viable pour l’exploitation efficace du réseau.

Le choix de réforme qui en résulte n’oppose pas dérégulation et protection des consommateurs ; il s’agit de savoir si la protection des consommateurs passe par des incitations disciplinées ou par la socialisation permanente des coûts causés par les défaillances des fournisseurs.

Le même test s’applique au Wholesale Electricity Spot Market (WESM) et à son écosystème institutionnel. Le WESM, qui a commencé ses opérations commerciales à Luzon en 2006 et s’est ensuite étendu aux Visayas et à Mindanao, devrait fonctionner comme un véritable marché de gros dans lequel l’offre est proposée de manière concurrentielle, appelée efficacement et disciplinée financièrement. S’il fonctionne principalement comme un mécanisme de récupération des coûts, il ne peut pas produire les gains d’efficacité que la réforme du marché visait à obtenir.

Enseignements opérationnels tirés de la réduction du vol

L’expérience des services publics qui ont réussi à réduire le vol dans des zones de desserte difficiles montre que les pertes commerciales peuvent être traitées lorsque les incitations sont correctement structurées. Une approche pratique consiste à aligner la capacité des transformateurs sur la demande contractuelle payante. Si des raccordements illégaux surchargent le système et provoquent des coupures, les clients payants ont une incitation directe à identifier les raccordements non autorisés dans leur communauté et à les intégrer à la base des clients payants avant que la capacité ne soit augmentée.

L’enseignement pertinent tiré de l’Amérique latine, de la réforme de la distribution au Royaume-Uni et de l’expérience de Meralco à Tondo est étroit mais important : la réduction du vol réussit lorsque la discipline technique, la responsabilité locale et une application crédible sont alignées. Elle ne devrait pas dépendre d’une récupération tarifaire qui transfère le coût des pertes évitables aux clients payants.

L’enseignement opérationnel est donc directement pertinent pour la conception des politiques : les pertes diminuent lorsque la responsabilité est locale, que les incitations sont crédibles et que la non-performance entraîne des conséquences financières.

(À suivre.)

Ricardo G. Barcelona, FEI, PhD, a été élu fellow à l’Energy Institute, au Royaume-Uni, et est professeur associé à l’Asian Institute of Management, aux Philippines. Il a dirigé la pratique énergie chez SBC Warburg et ABN Amro/Rothschild, à Londres, au Royaume-Uni, a été analyste de premier plan pour les services publics européens et membre d’un groupe de premier plan sur la privatisation de l’énergie. Il a publié les ouvrages Energy Investment et Dynamic Decisions, respectivement à Londres, au Royaume-Uni, chez Palgrave Macmillan et World Scientific Publishing Europe. Contact :

Monalisa Dimalanta est l’ancienne présidente et directrice générale de l’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. Contact :