Il 3 settembre ho partecipato al lancio del libro del Dipartimento dell'Energia, EPIRA at 25: 25 Years of Power Reform in the Philippines. Il volume commemora l'Electric Power Industry Reform Act (EPIRA) del 2001, noto anche come RA 9136, che quest'anno compie 25 anni. EPIRA fu approvato nel mezzo della crisi fiscale della National Power Corp. di proprietà statale e impose la ristrutturazione del settore elettrico in quattro ambiti — generazione, trasmissione, distribuzione e fornitura — insieme alla privatizzazione degli asset della NPC e alla creazione di un mercato elettrico all'ingrosso (WESM).

I contenuti del libro sono stati discussi con il sottosegretario all'Energia Rowena Guevarra, che ha anche moderato una tavola rotonda con il segretario all'Energia Sharon Garin, il presidente dell'Energy Regulatory Commission (ERC) Nino Juan, il presidente dell'Independent Electricity Market Operator of the Philippines (IEMOP) Robin Descanzo, l'amministratore della National Electrification Administration (NEA) Antonio Almeda, e Nicole Kranz, responsabile della International Climate Initiative (IKI) tedesca, che ha sostenuto la pubblicazione del libro.

Dopo 25 anni, EPIRA ha quindi migliorato la situazione elettrica nelle Filippine? Per rispondere a questa domanda ho valutato cinque parametri e sottoquestioni:

1.) C'è stato un aumento sostanziale della generazione elettrica?
2.) C'è stato un passaggio dal petrolio costoso a fonti elettriche non petrolifere più economiche?
3.) I contribuenti sono stati sollevati dall'emorragia fiscale della National Power Corp. (NPC)?
4.) Ci sono stati guadagni di efficienza dalla privatizzazione degli asset di generazione?
5.) Le tariffe elettriche sono oggi più economiche rispetto al periodo pre-EPIRA?

1. Aumento sostanziale della generazione elettrica: sì.

La generazione elettrica filippina è aumentata sensibilmente, da 47 terawattora (TWh) nel 2001 a 129,3 TWh nel 2025 — un incremento del 175% in 24 anni. Questo supera il 98% registrato dalla Thailandia e il 53% di Taiwan nello stesso periodo, ed è simile al 178% della Malesia (vedi Tabella 1). La crescita riflette sia l'espansione demografica che economica del periodo, durante il quale le Filippine si sono collocate tra le economie a più rapida crescita del Sud-est asiatico.

2. Passaggio dal petrolio a fonti non petrolifere: sì.

La quota delle centrali a petrolio sulla generazione totale è scesa dal 21% nel 2001 al solo 0,5% nel 2024, un calo di 20,4 punti percentuali — il maggiore tra i sei paesi confrontati (vedi Tabella 2).

Per il contesto storico: il petrolio rappresentava il 50% della generazione totale nel 1985, quando alla centrale nucleare di Bataan non fu permesso di entrare in funzione e fu poi ufficialmente cancellata nel 1986 senza offrire alternative. Nel 1991 la quota di petrolio nella generazione restava al 50%, con blackout quotidiani in tutto il paese. Nel 1992 il governo adottò la misura disperata di stipulare contratti take-or-pay con produttori elettrici indipendenti (IPP), che portarono ancora più centrali a petrolio. Nel 1996 i blackout erano diminuiti, ma il petrolio rappresentava ancora il 50% della generazione totale.

3. Sollevare i contribuenti dall'emorragia fiscale della NPC: sì.

Prima di EPIRA, la NPC era anno dopo anno il maggiore generatore di deficit di bilancio nelle Filippine. Le sue passività hanno raggiunto 831 miliardi di pesos nel 2001 e hanno toccato il picco di 1.200 miliardi nel 2003, con il pieno riconoscimento degli obblighi contrattuali. Dopo una serie di sforzi di privatizzazione iniziati intorno al 2005, il governo ha incassato 960 miliardi di pesos fino a marzo di quest'anno.

Nel dettaglio: la privatizzazione delle centrali della NPC ha generato 218 miliardi di pesos; la privatizzazione dei contratti della NPC tramite il quadro degli IPP Administrators (IPPAs) ha prodotto 449 miliardi di entrate; la privatizzazione della concessione di trasmissione ha generato 260 miliardi.

Il quadro IPPAs ha trasferito la posizione di offtake — "il diritto e l'obbligo di ritirare la produzione della centrale, di immetterla nel mercato o in accordi bilaterali e di pagare lo sviluppatore secondo i termini contrattuali", come spiegato nel libro.

Gli asset di trasmissione in quanto tali non sono stati privatizzati; restano di proprietà del governo tramite la National Transmission Corp. (Transco). Ciò che è stato trasferito è la concessione della trasmissione — la National Grid Corp. of the Philippines (NGCP) ha pagato alla Power Sector Assets and Liabilities Management Corp. (PSALM) un canone concessorio anticipato di 223 miliardi di pesos, più un saldo di 37 miliardi da versare in futuro. La NGCP versa inoltre entrate operative alla Transco, che le utilizza per le proprie attività ordinarie.

La parte preponderante dei proventi della privatizzazione — 523 miliardi di pesos su 897 miliardi incassati fino a marzo scorso — è stata destinata al servizio del debito (ammortamento del capitale) dei debiti della NPC. Altri 301 miliardi hanno coperto spese per interessi o obblighi di locazione, e 58 miliardi sono andati all'estinzione anticipata del debito (vedi Tabella 3).

4. Guadagni di efficienza dagli asset di generazione privatizzati: sì.

Due esempi lo illustrano. Primo, la centrale idroelettrica di Magat (HEPP), la cui capacità installata originaria era di 360 megawatt (MW), ha raggiunto i 380 MW dopo la privatizzazione nel 2007. Secondo, la HEPP di Ambuklao, con una capacità originaria di 75 MW, si è espansa a 112,5 MW — un aumento di 37,5 MW ottenuto senza alzare l'altezza della diga. Entrambe le centrali appartengono a SN Power (Norvegia) – Aboitiz Power (SNAP). La Norvegia è tra i produttori idroelettrici più avanzati al mondo.

5. Tariffe elettriche più economiche rispetto al pre-EPIRA: sì.

Fino a giugno 2001, quando EPIRA fu approvato, la tariffa residenziale media di Meralco era di 4,87 pesos per chilowattora (kWh). Dopo EPIRA, una riduzione obbligatoria di 0,30 pesos/kWh per gli utenti residenziali è entrata in vigore dall'agosto 2001. In base a EPIRA, le tariffe sono disaggregate così che i consumatori possano vedere sul proprio conto le singole componenti di costo — generazione, trasmissione, distribuzione, imposte e altri oneri.

Ai prezzi attuali, la tariffa del 2001 di 4,87 pesos/kWh equivale a 12,40 pesos/kWh. La tariffa residenziale di Meralco a febbraio di quest'anno, prima dell'inizio della guerra in Iran, era di 13,17 pesos/kWh. Tuttavia, i prezzi attuali includono oneri che non esistevano nel 2001 né anche un decennio dopo — come l'oneré per i servizi ausiliari (AS) di circa 1 peso/kWh nella tariffa di trasmissione, l'oneré universale per l'elettrificazione missionaria (UCME) di 0,27 pesos/kWh, e il contributo feed-in tariff (FIT-All) di 0,21 pesos/kWh, salito a 0,34 pesos/kWh dallo scorso agosto.

Rimuovendo solo questi elementi (1 peso AS + 0,12 pesos di IVA sull'AS + 0,27 pesos UCME + 0,21 pesos FIT-All = 1,60 pesos), gli utenti residenziali avrebbero pagato solo 11,57 pesos/kWh (13,17 meno 1,60) — un livello inferiore ai 12,40 pesos/kWh del 2001 al netto dell'inflazione.

Conclusione

Guardando a EPIRA a 25 anni: ci sono più luci, meno blackout, meno sussidi e prezzi più bassi? Sì, nettamente. EPIRA non necessita di una riforma radicale. Ciò che necessita di una riforma radicale è la Renewable Energy Act del 2008 (RA 9513), che contiene molte disposizioni che favoriscono le rinnovabili e alimentano il clientelismo nel settore. Chi segue la prossima fase della politica energetica filippina osserverà come il Congresso e l'ERC tratteranno gli emendamenti proposti alla RA 9513, l'applicazione degli aumenti di FIT-All e degli oneri ausiliari, e se la prevista espansione dell'offerta si concretizzerà nei prossimi anni.

La vera transizione energetica a cui il paese dovrebbe aspirare non è il passaggio alle rinnovabili, ma la transizione dalla povertà energetica all'abbondanza energetica. Le Filippine dovrebbero puntare ad aumentare l'offerta elettrica da 129 TWh nel 2025 a 170 TWh entro il 2030 — un incremento di 8 TWh all'anno rispetto agli attuali 5 TWh all'anno — e poi a 220 TWh entro il 2035, ovvero 10 TWh all'anno a partire dal 2030.

Il paese dovrebbe costruire più centrali a carbone e a gas, come il progetto di centrale a carbone approvato e confermato ad Atimonan, un impianto supercritico da 1.200 MW nella provincia di Quezon. Dovrebbe inoltre puntare presto al nucleare per garantire aumenti annuali ampi e costanti dell'offerta elettrica — un passo verso l'abbondanza energetica filippina.

Bienvenido S. Oplas, Jr. è presidente di Bienvenido S. Oplas, Jr. Research Consultancy Services e di Minimal Government Thinkers. È international fellow della Tholos Foundation.

Email: minimalgovernment@gmail.com