Les décideurs du secteur de l'énergie devraient fixer leurs objectifs en termes de production totale de térawattheures plutôt qu'en parts d'énergies renouvelables si les Philippines veulent soutenir leur croissance économique, estime Bienvenido S. Oplas, Jr. dans sa chronique, où il expose une proposition baptisée « High Power Generation Targeting » (HPGT) — le ciblage d'une production électrique élevée — qui porterait la hausse de la production jusqu'à 15 TWh par an d'ici 2040.

La chronique fait suite au 9e Forum annuel de l'énergie d'AmCham Philippines, tenu le 13 août au Marriott Manila Hotel de Newport, où le sénateur Erwin Tulfo, président de la commission de l'Énergie du Sénat, et Sharon Garin, secrétaire du Département de l'énergie (DoE), ont prononcé les discours d'ouverture.

M. Tulfo a évoqué, entre autres sujets, des mesures visant à supprimer ou à réduire la redevance de pertes de réseau (system loss charge) et a exprimé son soutien à l'énergie nucléaire — une position anciennement ancrée dans un pays dont la centrale nucléaire de Bataan, achevée dans les années 1980, n'a jamais été alimentée en combustible. M. Oplas a rétorqué qu'environ 99 % des pertes de réseau relevant de la physique et non de la politique, supprimer cette redevance est improbable sans solliciter une subvention auprès des contribuables ou du budget national — ou au prix d'un risque de faillite massive de nombreux distributeurs d'électricité et coopératives électriques, une issue qui, a-t-il averti, serait suivie de pannes régulières à l'échelle nationale. Les pertes de réseau correspondent à l'électricité dissipée en chaleur lors de son passage dans les lignes et les transformateurs, une contrainte physique que les régulateurs plafonnent plutôt qu'ils n'éliminent.

Mme Garin a de nouveau parlé des objectifs ambitieux du DoE en matière d'énergies renouvelables (RE) : porter la part des renouvelables dans la production totale de 25 % en 2025 à 35 % en 2030, 50 % d'ici 2040 et 50 % ou plus d'ici 2050. Selon ce plan, la puissance éolienne installée doit passer de 502 mégawatts (MW) en 2025 — uniquement terrestre, aucun éolien en mer pour l'instant — à entre 19 000 MW d'éolien en mer (OSW) seul et 50 000 gigawatts (GW) d'OSW d'ici 2050.

M. Oplas soutient que viser une forte utilisation des énergies renouvelables est dangereux pour l'économie, car les renouvelables, en particulier le solaire et l'éolien, sont intermittents, instables et dépendants de la météo, avec une production faible ou nulle lorsque le soleil ne brille pas — la nuit ou sous un ciel très nuageux et pluvieux — et lorsque le vent ne souffle pas. Ajouter des batteries et des services système, note-t-il, renchérit les factures d'électricité.

Sa chronique a toujours préconisé d'accroître la production d'électricité indépendamment de la source, en restant neutre sur la question de savoir si le combustible est renouvelable ou non. Il nomme cette approche High Power Generation Targeting.

S'appuyant sur le tableau 1 consacré à la production d'électricité des six pays de l'ASEAN plus Taïwan, M. Oplas observe que l'Indonésie affiche la plus forte production, devant le Vietnam. Ce qui frappe, c'est la vitesse de la progression vietnamienne : une hausse moyenne de 16,7 térawattheures (TWh) par an entre 2015 et 2025, contre 15 TWh par an pour l'Indonésie et seulement 4,7 TWh par an pour les Philippines. L'expansion vietnamienne sur cette période s'est appuyée à la fois sur d'importants ajouts de capacités au charbon et sur un déploiement rapide du solaire à grande échelle — un mélange qui traverse la ligne de partage renouvelables contre thermique au cœur du débat philippin.

En termes de taille de PIB à parité de pouvoir d'achat (PPA), l'Indonésie reste la première économie de l'ASEAN. Le Vietnam a affiché une croissance de sa production électrique de 10,3 % par an et une croissance de son PIB de 14,7 % par an sur 2015-2025. Une production électrique élevée, écrit M. Oplas, conduit à un PIB plus important et à une croissance plus rapide (voir tableau 1).

Selon sa proposition « Oplas HPGT », les Philippines passeraient de la hausse moyenne de 4,7 TWh par an enregistrée sur 2015-2025 à 7 TWh par an de 2025 à 2030, puis 10 TWh par an de 2030 à 2035, et 15 TWh par an de 2035 à 2040.

Il justifie la priorité donnée à la production totale plutôt qu'à des objectifs renouvelables élevés par l'anticipation d'une énorme demande d'électricité dans les années à venir, provenant de trois sources : a.) un nombre croissant de véhicules électriques, d'appareils électroniques et d'électroménager ; b.) un nombre croissant de centres de données ; et c.) l'arrivée de grands systèmes ferroviaires comme le métro de Metro Manila, les chemins de fer du nord de Luzon, les trains de la PNR jusqu'au Bicol et les trains envisagés à Mindanao. Les trains fonctionnent à l'électricité, non au diesel, à l'essence ou au charbon.

Avec le HPGT, M. Oplas espère que les Philippines atteindraient environ 289 TWh d'ici 2040 — un niveau encore modeste, note-t-il, car c'est ce que Taïwan produisait en 2025, et il demeure inférieur aux niveaux vietnamien et indonésien de 2025, à 329 et 383 TWh. Il soutient néanmoins que cela pourrait porter la croissance du PIB de la hausse de 78 milliards de dollars par an de 2015-2025 à 100 milliards de dollars par an sur 2025-2030, et, espère-t-il, à une économie de 3 570 milliards de dollars d'ici 2040, comparable au PIB du Mexique en 2025.

En 2025, les Philippines ont accédé au statut de pays à revenu intermédiaire, tranche supérieure (UMIC), avec un revenu national brut (RNB) de 4 850 dollars par habitant, après une hausse moyenne de 157 dollars par an entre 2015 et 2025. Le HPGT et une croissance annuelle du PIB plus élevée, écrit M. Oplas, pourraient aider le pays à atteindre peut-être 8 550 dollars par habitant d'ici 2040 — un niveau proche de celui du Pérou en 2025 (voir tableau 2).

Parmi les autres intervenants du forum d'AmCham qui ont partagé des analyses précieuses figuraient Arnel Santos, président et PDG de Meralco PowerGen Corp. (MGEN) Thermal Energy, Inc. ; Don Paulino, d'Aboitiz Power (AP), pour l'ingénierie et les projets thermiques ; Jocot de Dios, président et PDG de Prime CoreGen, qui exploite des centrales thermiques au gaz ; et Noel Felicia, de SK Liguasan Oil and Gas Corp.

L'énergie thermique — charbon, gaz et pétrole — est ce qui fournira des sources d'électricité stables et fiables 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7, hormis pendant les maintenances programmées, écrit M. Oplas. Si davantage de solaire et d'éolien contribuent aussi à une production plus élevée, ils n'offrent pas les mêmes caractéristiques de fonctionnement que les centrales thermiques classiques, dont les grandes turbines rotatives créent une inertie physique qui aide à résister aux variations soudaines de la fréquence du système et laisse au réseau davantage de temps pour réagir lorsqu'un générateur se déclenche.

La vraie question, soutient-il, n'est pas simplement de savoir combien de mégawatts de capacité installée sont ajoutés, mais si la production est suffisamment stable pour soutenir le système et le réseau.

Les factures d'électricité de ce mois-ci seront plus élevées que celles de l'an dernier, note M. Oplas, en raison de coûts de production plus élevés dans un contexte de conflit continu au Moyen-Orient, de services système (AS) plus coûteux dans la redevance de transport, d'une redevance universelle pour l'électrification missionnaire (UCME) plus élevée et d'un FIT-Allowance plus important pour les renouvelables. L'examen de chaque poste est particulièrement attentif sur un marché où les tarifs de détail philippins figurent depuis longtemps parmi les plus élevés d'Asie du Sud-Est. Ces hausses ont noyé le nouveau remboursement de 0,59 PHP/kWh, lequel s'ajoutait au remboursement existant de 0,42 PHP/kWh accordé par Meralco sur ordre de la Commission de régulation de l'énergie (Energy Regulatory Commission).

Plus d'énergies renouvelables sur le réseau, ajoute-t-il, signifie davantage de subventions via l'allocation du tarif d'achat garanti (FIT-All) et la GEA-Allowance — le mécanisme de récupération des coûts des contrats attribués dans le cadre du programme gouvernemental d'enchères d'énergie verte (Green Energy Auction) pour les capacités renouvelables — ainsi que des AS plus élevés pour stabiliser davantage le réseau. Les plus fortes hausses en pourcentage entre 2022 et 2026 proviennent du FIT-All, de l'UCME et des AS dans la redevance de transport (voir tableau 3).

L'issue de ces objectifs concurrents sera visible dans des indicateurs que les lecteurs peuvent suivre : les progrès du DoE vers sa part de 35 % de renouvelables d'ici 2030, l'arrivée des premiers projets éoliens en mer du pays — aucun n'était installé en 2025 — et l'avancée, ou non, au Congrès des mesures sur les pertes de réseau présentées par le sénateur Tulfo.

Les taxes sur chaque poste ne sont pas encore incluses. Les taux de TVA sont les suivants : production 11,5 % ; transport 11,1 % ; pertes de réseau 11,5 % ; DSM et autres redevances 12 % ; et 0 % pour la redevance universelle, le FIT-All et la taxe sur l'énergie.

Bienvenido S. Oplas, Jr. est le président de Bienvenido S. Oplas, Jr. Research Consultancy Services et de Minimal Government Thinkers, et fellow international de la Tholos Foundation. On peut le contacter à l'adresse minimalgovernment@gmail.com.