Di Ricardo G. Barcelona e Monalisa Dimalanta (Parte 2)

Meralco, cooperative e impatto asimmetrico sui profitti

L’impatto finanziario del mancato riconoscimento delle perdite di sistema inefficienti sarà asimmetrico. L’attuale dibattito è definito dai limiti fissati dall’Energy Regulatory Commission (ERC) del 5,50% dal 2021 per le utility di distribuzione private e da limiti più elevati per le cooperative elettriche. Meralco — la Manila Electric Company, la più grande utility privata di distribuzione del Paese, che serve oltre sette milioni di clienti nell’area metropolitana di Manila e nelle province limitrofe — ha segnalato perdite di sistema pari a circa il 5,68% del throughput. Dopo aver riconosciuto le perdite tecniche efficienti e il trattamento di pass-through dell’IVA, l’esposizione immediata ai profitti delle utility gestite in modo efficiente è materialmente diversa da quella dei fornitori le cui perdite superano i benchmark di efficienza. Poiché il tetto trasferisce alla utility i costi oltre la soglia e non ai consumatori, gli operatori già vicini o oltre il limite subiscono la maggiore pressione finanziaria per ridurre le perdite.

Le cooperative elettriche — entità di distribuzione di proprietà dei membri che servono la maggior parte delle aree provinciali e rurali al di fuori della concessione di Meralco — presentano la sfida di riforma più difficile perché le prestazioni sono disomogenee. Alcune operano vicino agli standard di una utility efficiente; altre combinano perdite elevate, governance debole e responsabilità limitata. Quando le perdite riflettono furti, cattiva gestione o fallimenti di governance, tali costi non dovrebbero essere trasferiti indefinitamente ai consumatori. Un sistema non può premiare in modo permanente le alte perdite con il pieno recupero dei costi e aspettarsi che l’efficienza emerga in seguito.

La disciplina finanziaria si ripristina solo quando operano gli incentivi economici. Quando un fallimento di governance rende una utility persistentemente inefficiente, il fallimento deve essere un esito di policy disponibile: le cooperative in difficoltà possono essere risanate, acquisite, fuse o ristrutturate, e i finanziatori che hanno sostenuto entità deboli dovrebbero sopportare perdite appropriate tramite haircuts, ristrutturazioni del debito o recupero dalla vendita di asset. Per questo la riforma delle cooperative dovrebbe essere vista meno come un dibattito sulla proprietà e più come un meccanismo di responsabilità delle prestazioni: la forma istituzionale deve rendere visibili le perdite, attribuire le responsabilità e consentire correzioni prima che i consumatori siano chiamati a pagare.

Riforma della governance per le cooperative elettriche

La radice del problema di governance nel modello cooperativo è la confusione tra proprietà e accesso del cliente. L’adesione è spesso un prerequisito per il servizio, ma i membri spesso non detengono un interesse economico trasferibile che possa essere monetizzato, disciplinato o usato per influenzare efficacemente una governance professionale. La riforma dovrebbe separare il diritto dei clienti a ricevere elettricità dai diritti di proprietà degli azionisti.

Un percorso credibile di riforma dovrebbe, da un lato, rispettare e proteggere il diritto di accesso all’elettricità e, dall’altro, convertire l’appartenenza alla cooperativa in azioni trasferibili, trasformare le cooperative in società disciplinate dalle regole della Securities and Exchange Commission, eleggere consigli di amministrazione qualificati secondo gli standard di corporate governance esistenti e rendere tali consigli e i dirigenti responsabili delle decisioni di rilancio, ristrutturazione, fusione o vendita.

La transizione degli azionisti dovrebbe essere gestita in modo deliberato. I membri delle cooperative diventati azionisti avranno bisogno di orientamento finanziario pratico, tutela di base degli investitori e un’informativa chiara sulle opzioni disponibili, ma l’obiettivo della riforma deve restare la responsabilità commerciale: saranno gli azionisti, non i regolatori o gli attori politici, a decidere in ultima istanza se vendere, acquistare o detenere le proprie azioni. I candidati ai consigli di amministrazione dovrebbero soddisfare standard minimi di qualificazione, inclusi requisiti di indipendenza e competenza professionale coerenti con le moderne pratiche di corporate governance. Le decisioni strategiche dovrebbero spettare a consigli e team manageriali responsabili, non a regolatori, unità di governo locale o agenzie il cui ruolo dovrebbe essere la supervisione delle politiche e non la gestione commerciale quotidiana.

È necessario un meccanismo di transizione perché la ristrutturazione lascerà passività residue e obbligazioni bloccate. Tali passività dovrebbero essere gestite per un periodo definito da un’entità con capacità di vendita di asset e di risoluzione delle passività, simile alla Power Sector and Assets Liabilities Management (PSALM) Corp. o a un meccanismo successore a tempo determinato, mentre il ruolo di lungo periodo della National Electrification Administration (NEA) viene rivalutato ed evoluto una volta che la ristrutturazione delle cooperative sarà sostanzialmente completata.

Priorità di riforma di EPIRA

EPIRA — Republic Act No. 9136, entrata in vigore nel 2001 — ha ristrutturato l’industria elettrica filippina separando generazione, trasmissione, distribuzione e fornitura, privatizzando gli asset di generazione di proprietà statale e creando il quadro istituzionale per la concorrenza. A due decenni di distanza, l’analisi porta a un principio di riforma di EPIRA: i consumatori dovrebbero finanziare una fornitura efficiente, mentre i fornitori di energia e i finanziatori dovrebbero sopportare i fallimenti evitabili. L’agenda di riforma dovrebbe concentrarsi su cinque priorità: recupero delle perdite basato su benchmark, vera disciplina del mercato all’ingrosso, ristrutturazione responsabile delle cooperative, investimenti concorrenziali nella rete dove fallisce la performance monopolistica e un regolatore costruito per il monitoraggio del mercato invece che per la sola approvazione passiva dei costi.

Primo, WESM — il Wholesale Electricity Spot Market, la piattaforma di negoziazione dell’elettricità del Paese, avviata a Luzon nel 2006 e successivamente estesa a Visayas (2011) e Mindanao (2017) — dovrebbe essere rafforzato come mercato all’ingrosso che scopre i prezzi, dispaccia l’offerta in modo efficiente ed espone le cattive performance. La riforma dovrebbe preservare la disciplina dell’ordine di merito, rivedendo al contempo gli interventi che distorcono il dispacciamento, la determinazione dei prezzi o l’ingresso, salvo che possano essere giustificati da obiettivi trasparenti di affidabilità, sicurezza o transizione. Le regole preferenziali dovrebbero quindi essere valutate in base al loro effetto di mercato. Dove l’offerta rinnovabile a basso costo vince già il dispacciamento per merito economico, la preferenza può essere superflua. Dove la preferenza viene mantenuta per ragioni di policy, dovrebbe essere accompagnata da un impatto sui costi trasparente, da una pianificazione della flessibilità della rete e da una revisione periodica della sua attualità.

Secondo, le restrizioni incrociate di proprietà e le limitazioni di quota di mercato dovrebbero essere riesaminate con lo stesso criterio di disciplina. Poiché generazione, trasmissione e distribuzione sono già strutturalmente separate, i limiti residui dovrebbero essere regolarmente rivisti e calibrati rispetto alla concorrenza effettiva, alla scala del sistema e ai requisiti di investimento in Luzon, Visayas e Mindanao, invece di essere mantenuti come vincoli statici.

Terzo, l’investimento nella rete dovrebbe essere considerato sia una questione di affidabilità sia una questione di accesso al mercato. Dove l’operatore di trasmissione incumbent — la National Grid Corporation of the Philippines (NGCP), che detiene la concessione della rete dal 2009 in base a un accordo di 25 anni — non può o non riesce a servire in modo efficiente, investitori/operatori alternativi qualificati dovrebbero poter costruire e gestire asset di trasmissione, creando una pressione competitiva capace di accelerare gli investimenti e migliorare le prestazioni. L’esperienza di liberalizzazione delle telecomunicazioni sotto il presidente Fidel V. Ramos illustra il punto: un ingresso credibile può ampliare la scelta dei consumatori, costringere la risposta dell’incumbent e sbloccare investimenti che la protezione monopolistica può ritardare o impedire.

Quarto, la riforma della ERC dovrebbe separare progettazione del mercato, monitoraggio ed enforcement dalla funzione giudicante. Un regolatore concepito principalmente come organo quasi-giudiziario è poco adatto al lavoro continuo di costruire istituzioni concorrenziali, monitorare la condotta di mercato e correggere i fallimenti prima che si traducano in costi per i consumatori. Una regolazione indipendente dovrebbe concentrarsi su regole trasparenti, risultati competitivi e protezione da cattura politica o degli incumbent.

Un modello successore per la ERC dovrebbe enfatizzare disciplina istituzionale, competenza tecnica e indipendenza. Il Monetary Board offre un utile paragone di governance: un organismo focalizzato, con un mandato chiaro, standard professionali e responsabilità per la stabilità del sistema. Applicato alla regolazione elettrica, quel modello renderebbe la ERC responsabile del funzionamento competitivo del mercato, della resilienza del sistema energetico e del benessere dei consumatori, mentre le funzioni quasi-giudiziarie sarebbero affidate a organi giudicanti adeguatamente delegati, come le special courts della magistratura o la Philippine Competition Commission. Qualsiasi istituzione che erediti funzioni giudicanti deve essere adeguatamente finanziata, organizzata e dotata di personale.

La modifica di EPIRA dovrebbe quindi essere trattata come architettura di mercato, non come ordinaria amministrazione regolatoria. Ogni emendamento dovrebbe essere valutato in base alla sua capacità di migliorare la scoperta dei prezzi, la disciplina del dispacciamento, la responsabilità sulle perdite, l’ingresso di investimenti e l’allocazione del rischio, senza trasformare la tutela del consumatore in un’altra forma di recupero da parte degli incumbent.

Dalla gestione della crisi all’architettura di mercato

Le Filippine dovrebbero andare oltre le dispute episodiche su IVA, componenti tariffarie e meccanica del recupero delle perdite di sistema. Questi temi sono importanti, ma sono sintomi. La sfida centrale della riforma è costruire un’architettura di mercato disciplinata in cui l’efficienza venga premiata, l’inefficienza penalizzata e i consumatori protetti dal costo dei fallimenti evitabili.

Un’architettura funzionante deve quindi riesaminare gli interventi accumulati che modellano dispacciamento, contrattualistica, approvvigionamento e comportamento degli investimenti. Ogni intervento dovrebbe ora essere valutato rispetto a una domanda esecutiva: rafforza la disciplina di mercato o preserva il recupero dei costi per prestazioni insufficienti?

a.) In che modo WESM dovrebbe evolvere da mercato residuo per volumi in eccesso al principale meccanismo di scoperta dei prezzi e allocazione dei volumi?

b.) In che modo dovrebbero essere condivisi tra investitori e consumatori i benefici delle diverse strutture di costo tra combustibili fossili e tecnologie low-carbon?

c.) I rigidi contratti di fornitura a lungo termine sono ancora essenziali per attrarre capitale una volta che sia in vigore un mercato spot funzionante?

d.) L’approvvigionamento competitivo di energia sta davvero riducendo i costi dell’elettricità come previsto, o sta producendo distorsioni indesiderate dei costi e della contrattualistica?

Risolvere queste domande è essenziale perché il mercato non può produrre risultati efficienti se le regole circostanti distorcono la scoperta dei prezzi, attenuano i segnali di investimento o proteggono gli operatori deboli dalle conseguenze. La revisione di EPIRA dovrebbe quindi essere redatta come esercizio di design del mercato, guidato da competenze tecniche, finanziarie, legali e regolatorie con un mandato pratico a far funzionare gli incentivi.

La sequenza dovrebbe essere deliberata: definire benchmark efficienti per le perdite tecniche; negare il recupero delle perdite commerciali evitabili; richiedere piani credibili di riduzione delle perdite agli operatori con perdite elevate; ristrutturare o consolidare le cooperative in difficoltà; separare il monitoraggio regolatorio dalla funzione giudicante; e consentire l’ingresso concorrenziale nella rete dove la performance monopolistica è insufficiente.

Il test finale è semplice: regolare i mercati quando falliscono; non consentire agli incumbent di recuperare il costo di fallimenti evitabili. Nei segmenti monopolistici come trasmissione e distribuzione, la regolazione dovrebbe usare formule semplici, trasparenti e verificabili che premiano l’efficienza, penalizzano le perdite evitabili e trasformano i guadagni operativi in energia a prezzi accessibili. Nei segmenti competitivi, la policy dovrebbe proteggere la scoperta dei prezzi e consentire l’uscita degli asset inefficienti.

Ricardo G. Barcelona, FEI, PhD, è stato eletto fellow presso l’Energy Institute, Regno Unito, e professore aggiunto presso l’Asian Institute of Management, Filippine. È stato responsabile dell’area energia presso SBC Warburg e ABN Amro/Rothschild, Londra, Regno Unito, analista di primo piano per European Utilities e membro del principale gruppo di privatizzazione dell’energia. Ha scritto opere innovative — Energy Investment e Dynamic Decisions — pubblicate rispettivamente a Londra, Regno Unito, da Palgrave Macmillan e World Scientific Publishing Europe. Contattalo tramite

Monalisa Dimalanta è l’ex presidente e CEO della Energy Regulatory Commission (agosto 2022-agosto 2025). Attualmente è columnist di BusinessWorld, senior partner di PJS Law, professoressa alla Ateneo Law School e advisor presso l’Institute for Climate and Sustainable Cities. È stata anche presidente della National Renewable Energy Board (Filippine) dal 2019 al 2021. Contattala tramite