Di Ricardo G. Barcelona e Monalisa Dimalanta

(Parte 1)

Le perdite di sistema nel settore elettrico filippino rappresentano ben più di una semplice questione di fatturazione. Costituiscono una prova del fatto che la regolamentazione imponga disciplina agli operatori inefficienti o consenta che i costi di una governance debole, dei furti e della negligenza operativa siano trasferiti direttamente sui consumatori. In un Paese in cui le tariffe elettriche residenziali si collocano tra le più alte del Sud-est asiatico, le implicazioni di tale prova vanno ben oltre la contabilità — incidendo direttamente sull'accessibilità per le famiglie e sulla competitività industriale.

Il principio di partenza è chiaro. I mercati competitivi premiano i fornitori efficienti, mettono in luce quelli inefficienti e spingono i soggetti con prestazioni persistentemente insoddisfacenti verso ristrutturazione, immobilizzo di attività o uscita dal mercato. Le perdite tecniche rappresentano un costo normale di fornitura entro limiti efficienti. Le perdite che superano tali limiti — in particolare quelle causate da furti, governance debole o operazioni di qualità inferiore — non dovrebbero essere socializzate attraverso tariffe a carico dei consumatori o sussidi.

Il test politico fondamentale può essere espresso in modo diretto: i consumatori dovrebbero sopportare esclusivamente le perdite tecniche efficienti e calibrate su benchmark, mentre le perdite commerciali evitabili dovrebbero essere assorbite da fornitori di energia, operatori, azionisti e finanziatori. Questo quadro collega la regolamentazione delle perdite di sistema, la disciplina di mercato, la riforma normativa, gli investimenti nella rete e la ristrutturazione delle cooperative in un'unica logica di riforma legislativa.

Come funzionano i mercati elettrici competitivi

La disciplina di mercato inizia con la formazione dei prezzi e la spedizione (dispatch). Secondo il disegno di mercato competitivo previsto per le Filippine attraverso l'Electric Power Industry Reform Act (EPIRA, Republic Act No. 9136), promulgato nel 2001 per ristrutturare il settore e privatizzare le attività di generazione della National Power Corporation (NAPOCOR) di proprietà statale, i prezzi di generazione sono stabiliti dal fornitore marginale in ciascun periodo di contrattazione. La spedizione dovrebbe seguire l'ordine di merito economico, nel senso che i generatori a costo più basso e più efficienti forniscono energia per primi, mentre le centrali a costo più elevato operano solo quando la domanda lo richiede.

L'effetto è diretto: l'efficienza viene premiata e l'inefficienza viene messa in luce. I generatori a costo più basso ottengono maggiori volumi di spedizione e opportunità di ricavo più solide. I fornitori strutturalmente non competitivi, al contrario, affrontano un utilizzo inferiore, margini più deboli e, in ultima analisi, il fallimento se le prestazioni insoddisfacenti perdurano.

La stessa disciplina dovrebbe governare i costi di sistema. La fornitura di energia elettrica comprende il recupero dei costi fissi, i costi operativi variabili, il combustibile ove applicabile e le perdite tecniche efficienti necessarie per gestire la rete. La domanda politica è se tali costi riflettano un servizio efficiente o nascondano prestazioni insoddisfacenti evitabili.

Inquadrata correttamente, la domanda non è se le perdite esistano, ma se il livello consentito per il recupero sia efficiente, trasparente e correttamente allocato. Una volta formulata in questi termini, la questione delle perdite di sistema cessa di essere una controversia tariffaria e diventa una prova dell'architettura normativa.

Comprendere le perdite di sistema

Le perdite di sistema derivano dal fatto che la fornitura di energia elettrica funziona come una catena integrata di produzione e logistica. Il sistema deve generare più energia di quella che i clienti consumano in ultima istanza, perché le operazioni degli impianti, i servizi ausiliari, le apparecchiature di rete e i vincoli fisici di consegna consumano energia prima che questa raggiunga l'utente finale. Quando le perdite superano i livelli efficienti, la questione passa dalla realtà ingegneristica alla responsabilità normativa.

In fase di generazione, le perdite tecniche sono tipicamente modeste e derivano dai servizi ausiliari e dal funzionamento delle apparecchiature. Le perdite di trasmissione e distribuzione sono più elevate perché la consegna tramite rete è fisicamente più complessa. I sistemi di distribuzione urbana efficienti possono operare a livelli di perdita relativamente bassi; i sistemi con governance debole o scarsamente manutenuti generalmente non possono. Nelle Filippine, le perdite di sistema compaiono come voce separata nelle bollette elettriche dei consumatori, rendendo il costo visibile — e politicamente sensibile — in un modo che le tariffe aggregate non sono. Le cooperative elettriche, che servono una larga quota delle aree provinciali, hanno storicamente registrato livelli di perdita di sistema più elevati rispetto alle utility di distribuzione private come Meralco, riflettendo differenze in termini di risorse di capitale, governance e capacità di applicazione.

La distinzione decisiva si pone tra perdite tecniche efficienti e perdite commerciali evitabili. Le perdite tecniche efficienti sono un costo legittimo di una fornitura affidabile. Le perdite commerciali derivanti da furti, scarsa riscossione o fallimenti della governance costituiscono fallimenti operativi e non dovrebbero beneficiare di un recupero automatico dei costi attraverso la determinazione dei prezzi dell'energia.

Questo principio si applica in modo più diretto alla trasmissione e alla distribuzione — le attività di rete che generalmente operano come monopoli naturali. Poiché i clienti non possono scegliere tra fornitori di rete concorrenti, la regolamentazione deve simulare la disciplina di mercato attraverso formule di prezzo che premiano l'efficienza e penalizzano le prestazioni insoddisfacenti. Uno di questi meccanismi è l'approccio RPI – X aggiustato per l'inflazione, utilizzato in molti mercati elettrici liberalizzati.

La logica del modello RPI – X è semplice. Un prezzo di riferimento viene stabilito per un periodo normativo, aggiustato annualmente per l'inflazione e ridotto da un fattore di efficienza che cattura i guadagni di produttività attesi. Ad esempio, un prezzo di riferimento di P10/kWh, un'inflazione del 6% e un fattore di efficienza del 2% produrrebbero un prezzo per il primo anno di P10,40/kWh. Questo quadro prevedibile offre alle utility lo spazio per pianificare la spesa in conto capitale mantenendo il beneficio finanziario derivante dal superamento dell'obiettivo di efficienza.

In questo modello, le perdite di sistema diventano una questione di gestione e governance anziché un diritto al trasferimento automatico dei costi. Se una utility riduce le perdite al di sotto del benchmark, conserva i risparmi. Se ottiene risultati peggiori, sopporta le conseguenze finanziarie invece di trasferire automaticamente il costo ai consumatori.

Questo ragionamento spiega perché un sistema con perdite elevate possa giustificare un fattore di efficienza più stringente. Nelle fasi iniziali della liberalizzazione del mercato elettrico, spesso sono disponibili significativi guadagni di efficienza perché una migliore misurazione, investimenti mirati in conto capitale, la riduzione dei furti e una gestione professionale possono ridurre le perdite più velocemente di quanto l'inflazione aumenti i costi.

La pratica filippina indebolisce questo modello di incentivazione quando il recupero tariffario opera come protezione a costo più margine (cost-plus). Se le perdite in eccesso possono essere trasferite, il problema commerciale del fornitore diventa la bolletta del consumatore. Se il recupero è limitato e basato su benchmark, la gestione acquisisce un incentivo finanziario diretto a investire, far rispettare le regole, riscuotere e ridurre le perdite.

Chi paga per le perdite di sistema

La regola di allocazione dovrebbe essere resa esplicita. I consumatori dovrebbero pagare per le perdite tecniche efficienti perché tali perdite sono inevitabili in una fornitura elettrica affidabile. Le perdite che superano i benchmark efficienti dovrebbero ricadere sui fornitori attraverso margini ridotti, minore redditività, ristrutturazione o uscita dal mercato.

In un mercato funzionante, questa allocazione diventa auto-rafforzante. Fornitori e operatori con perdite elevate affrontano costi più alti e margini più deboli. Gli operatori efficienti acquisiscono quote di mercato. Le attività inefficienti vengono immobilizzate, riconvertite, vendute o ritirate. Il ruolo del regolatore non è proteggere la redditività dei fornitori o degli operatori, ma far rispettare regole trasparenti che allineino investimento, prestazioni e benessere dei consumatori.

Quando le perdite rimangono persistentemente elevate, la risposta politica non dovrebbe essere un trasferimento automatico o un sostegno pubblico senza limiti. Il recupero al di sopra dei benchmark efficienti dovrebbe innescare una sequenza graduale: requisiti di reportistica più stringenti, piani di riduzione delle perdite applicabili, limiti sui costi recuperabili, interventi gestionali, ristrutturazione, fusione, cessione o uscita.

Ciò costituisce la disciplina politica fondamentale: i consumatori sono protetti dai fallimenti evitabili, gli operatori efficienti conservano i benefici di prestazioni elevate e gli operatori deboli sopportano le conseguenze di una cattiva esecuzione.

Perché le perdite di sistema vengono percepite erroneamente come 'crisi'

Questa distinzione chiarisce perché le perdite di sistema siano spesso interpretate erroneamente come una crisi. Il problema non è che le reti elettriche subiscano perdite — le perdite tecniche efficienti sono inevitabili. Il fallimento politico si verifica quando le perdite commerciali evitabili vengono trattate come costi recuperabili anziché come prova di operazioni deboli, applicazione debole o governance debole.

Una mentalità a costo più margine mette gli interessi di consumatori e fornitori su una rotta di collisione. I consumatori si aspettano energia affidabile a prezzi accessibili. I fornitori cercano il pieno recupero dei costi anche quando operazioni deboli, perdite elevate o governance carente gonfiano la base dei costi. Il risultato non è un segnale di mercato, ma un sussidio normativo all'inefficienza.

Questa distinzione ha conseguenze concrete per il disegno delle riforme. Un divieto generale potrebbe abbassare una singola voce ma si limiterebbe a spostare i costi altrove se le perdite tecniche non fossero finanziate. Un regime di esclusione basato su benchmark, al contrario, mira al problema reale proteggendo i consumatori dalle perdite evitabili e preservando al contempo un recupero finanziariamente sostenibile per un'operazione di rete efficiente.

La scelta riformatrice che ne deriva non è tra deregolamentazione e protezione dei consumatori. Riguarda piuttosto il modo in cui la protezione dei consumatori viene garantita: attraverso incentivi disciplinati o attraverso la socializzazione permanente dei costi generati dai fallimenti dei fornitori.

Lo stesso criterio si applica al Wholesale Electricity Spot Market (WESM) e al suo ecosistema istituzionale. Il WESM, che ha avviato le operazioni commerciali a Luzon nel 2006 e successivamente si è espanso alle Visayas e a Mindanao, dovrebbe funzionare come un vero mercato all'ingrosso in cui l'offerta è presentata in regime concorrenziale, la spedizione è efficiente e la disciplina finanziaria è garantita. Se opera principalmente come meccanismo di recupero dei costi, non può consegnare i guadagni di efficienza che la riforma del mercato era destinata a produrre.

Lezioni operative dalla riduzione dei furti

L'esperienza delle utility che hanno ridotto con successo i furti in aree di servizio difficili dimostra che le perdite commerciali possono essere affrontate quando gli incentivi sono strutturati in modo adeguato. Un approccio pratico consiste nell'allineare la capacità dei trasformatori con la domanda contrattuale dei clienti paganti. Se le connessioni illegali sovraccaricano il sistema e provocano interruzioni, i clienti paganti acquisiscono un incentivo diretto a identificare le connessioni non autorizzate all'interno della propria comunità e a integrarle nella base pagante prima che la capacità venga ampliata.

La lezione rilevante tratta dall'America Latina, dalla riforma della distribuzione nel Regno Unito e dall'esperienza di Meralco a Tondo è circoscritta ma significativa: la riduzione dei furti ha successo quando la disciplina ingegneristica, la responsabilità locale e l'applicazione credibile sono allineate. Non dovrebbe dipendere da un recupero tariffario che sposta il costo delle perdite evitabili sui clienti paganti.

La lezione operativa è quindi direttamente rilevante per il disegno delle politiche: le perdite diminuiscono quando la responsabilità è locale, gli incentivi sono credibili e le prestazioni insufficienti comportano conseguenze finanziarie.

(Continua.)

Ricardo G. Barcelona, FEI, PhD, è stato eletto fellow dell'Energy Institute, Regno Unito, ed è professore aggiunto presso l'Asian Institute of Management, Filippine. È stato responsabile della pratica energetica presso SBC Warburg e ABN Amro/Rothschild, Londra, Regno Unito, analista di prima classe per le utility europee e membro del principale gruppo di privatizzazione energetica. È autore dei libri Energy Investment e Dynamic Decisions, pubblicati rispettivamente a Londra, Regno Unito, da Palgrave Macmillan e World Scientific Publishing Europe. Contatti:

Monalisa Dimalanta è former chairperson e CEO dell'Energy Regulatory Commission (agosto 2022–agosto 2025). È attualmente editorialista di Businessworld, senior partner di PJS Law, professoressa presso l'Ateneo Law School e advisor presso l'Institute for Climate and Sustainable Cities. Ha ricoperto il ruolo di chairperson del National Renewable Energy Board (Filippine) dal 2019 al 2021. Contatti: