By Ricardo G. Barcelona and Monalisa Dimalanta

(Part 1)

Straty systemowe w filipińskim sektorze energetycznym oznaczają znacznie więcej niż problem z rozliczeniami. Stanowią test tego, czy regulacje wymuszają dyscyplinę na nieefektywnych operatorach, czy też pozwalają przerzucać na konsumentów koszty słabego zarządzania, kradzieży i zaniedbań operacyjnych. W kraju, w którym taryfy dla gospodarstw domowych należą do najwyższych w Azji Południowo-Wschodniej, stawka tego testu wykracza daleko poza księgowość — dotyczy bezpośrednio przystępności cenowej energii dla gospodarstw domowych i konkurencyjności przemysłu.

Punkt wyjścia jest prosty. Rynki konkurencyjne nagradzają efektywnych dostawców, obnażają nieefektywnych i zmuszają podmioty trwale słabe do restrukturyzacji, utraty aktywów albo wyjścia z rynku. Straty techniczne są normalnym kosztem dostaw w granicach efektywności. Straty przekraczające te granice — zwłaszcza wynikające z kradzieży, słabego zarządzania lub niskiej jakości operacji — nie powinny być uspołeczniane poprzez taryfy dla odbiorców ani dotacje.

Główny test polityczny można ująć jasno: konsumenci powinni ponosić wyłącznie efektywne, benchmarkowane straty techniczne, natomiast możliwe do uniknięcia straty handlowe powinny obciążać dostawców energii, operatorów, akcjonariuszy i kredytodawców. Takie podejście łączy regulację strat systemowych, dyscyplinę rynkową, reformę regulacyjną, inwestycje w sieć i restrukturyzację spółdzielni w jedną logikę reformy ustawowej.

Jak działają konkurencyjne rynki energii

Dyscyplina rynkowa zaczyna się od kształtowania cen i dyspozycji mocy. W modelu rynku konkurencyjnego przewidzianym dla Filipin w ramach Electric Power Industry Reform Act (EPIRA, Republic Act No. 9136), uchwalonego w 2001 roku w celu restrukturyzacji sektora i prywatyzacji należących do państwa aktywów wytwórczych National Power Corporation (NAPOCOR), ceny wytwarzania ustala dostawca krańcowy w każdym okresie handlowym. Dyspozycja mocy powinna przebiegać zgodnie z ekonomiczną kolejnością merit order: najpierw dostarczają tańsze i bardziej efektywne jednostki, a droższe elektrownie pracują tylko wtedy, gdy wymaga tego popyt.

Efekt jest bezpośredni: efektywność jest nagradzana, a nieefektywność ujawniana. Tańsi wytwórcy uzyskują większe wolumeny dyspozycji i lepsze możliwości przychodowe. Z kolei strukturalnie niekonkurencyjni dostawcy mierzą się z niższym wykorzystaniem, słabszymi marżami i ostatecznie bankructwem, jeśli słabe wyniki utrzymują się.

Ta sama dyscyplina powinna dotyczyć kosztów systemowych. Dostawy energii obejmują odzyskiwanie kosztów stałych, zmienne koszty operacyjne, paliwo tam, gdzie ma to zastosowanie, oraz efektywne straty techniczne potrzebne do działania sieci. Pytanie polityczne brzmi, czy te koszty odzwierciedlają efektywną usługę, czy też ukrywają możliwe do uniknięcia słabe wyniki.

Właściwie sformułowane pytanie nie dotyczy tego, czy straty istnieją, lecz tego, czy poziom dopuszczony do odzyskania jest efektywny, przejrzysty i prawidłowo przypisany. Gdy pytanie postawi się w ten sposób, straty systemowe przestają być sporem o rachunki, a stają się testem architektury regulacyjnej.

Zrozumienie strat systemowych

Straty systemowe powstają, ponieważ dostarczanie energii elektrycznej jest zintegrowanym łańcuchem produkcji i logistyki. System musi wytworzyć więcej energii, niż ostatecznie zużyją odbiorcy, ponieważ praca elektrowni, usługi pomocnicze, urządzenia sieciowe i fizyczne ograniczenia przesyłu zużywają energię, zanim prąd dotrze do użytkownika końcowego. Gdy straty przekraczają poziom efektywny, kwestia przechodzi z obszaru inżynierii do obszaru odpowiedzialności regulacyjnej.

W wytwarzaniu straty techniczne są zazwyczaj niewielkie i wynikają z usług pomocniczych oraz pracy urządzeń. Straty przesyłowe i dystrybucyjne są wyższe, ponieważ dostawa w sieci jest fizycznie bardziej złożona. Efektywne miejskie systemy dystrybucyjne mogą funkcjonować przy stosunkowo niskim poziomie strat; słabo zarządzane lub źle utrzymane systemy zwykle nie mogą. W Filiach opłaty za straty systemowe pojawiają się jako odrębna pozycja na rachunkach za energię elektryczną, co czyni ten koszt widocznym — i politycznie wrażliwym — w sposób, w jaki nie są nim opłaty zbiorcze. Spółdzielnie energetyczne, które obsługują znaczną część obszarów prowincjonalnych, historycznie raportowały wyższe poziomy strat systemowych niż prywatne przedsiębiorstwa dystrybucyjne, takie jak Meralco, co odzwierciedla różnice w zasobach kapitałowych, zarządzaniu i zdolności egzekucyjnej.

Rozstrzygające znaczenie ma podział między efektywnymi stratami technicznymi a możliwymi do uniknięcia stratami handlowymi. Efektywne straty techniczne są uzasadnionym kosztem niezawodnych dostaw. Straty handlowe wynikające z kradzieży, słabego ściągania należności lub niepowodzeń w zarządzaniu stanowią niepowodzenia operacyjne i nie powinny kwalifikować się do automatycznego odzyskania kosztów poprzez taryfy energetyczne.

Zasada ta ma najbardziej bezpośrednie zastosowanie do przesyłu i dystrybucji — działalności sieciowej, która zazwyczaj funkcjonuje jako naturalny monopol. Ponieważ odbiorcy nie mogą wybierać między konkurencyjnymi operatorami sieci, regulacja musi symulować dyscyplinę rynkową poprzez formuły cenowe nagradzające efektywność i karzące słabe wyniki. Jednym z takich mechanizmów jest indeksowana inflacją metoda RPI – X stosowana w wielu liberalizowanych rynkach energii.

Logika RPI – X jest prosta. Dla okresu regulacyjnego ustala się cenę referencyjną, która jest corocznie korygowana o inflację i obniżana o współczynnik efektywności odzwierciedlający oczekiwane wzrosty produktywności. Na przykład cena referencyjna P10/kWh, inflacja 6% i współczynnik efektywności 2% dałyby w pierwszym roku cenę P10.40/kWh. Taki przewidywalny mechanizm daje przedsiębiorstwom użyteczności publicznej przestrzeń do planowania nakładów inwestycyjnych, a jednocześnie zachowuje korzyść finansową z przekroczenia celu efektywnościowego.

W tym modelu straty systemowe stają się kwestią zarządzania i ładu korporacyjnego, a nie automatycznym prawem do przerzutu kosztów. Jeśli przedsiębiorstwo zmniejsza straty poniżej benchmarku, zachowuje oszczędności; jeśli wypada gorzej, ponosi konsekwencje finansowe zamiast automatycznie przenosić koszt na konsumentów.

To właśnie dlatego system o wysokich stratach może uzasadniać silniejszy współczynnik efektywności. We wczesnych fazach liberalizacji rynku energii często dostępne są duże rezerwy efektywności, ponieważ lepsze opomiarowanie, ukierunkowane nakłady inwestycyjne, ograniczanie kradzieży i profesjonalne zarządzanie mogą zmniejszać straty szybciej, niż inflacja podnosi koszty.

Praktyka filipińska osłabia ten model bodźców, gdy odzyskiwanie taryf działa jak ochrona koszt-plus. Jeśli nadmierne straty można przerzucić na odbiorców, problem handlowy dostawcy staje się rachunkiem konsumenta. Jeśli odzyskiwanie kosztów jest ograniczone i benchmarkowane, zarząd ma bezpośrednią zachętę finansową do inwestowania, egzekwowania, ściągania należności i ograniczania strat.

Kto płaci za straty systemowe

Zasada alokacji powinna być teraz wyraźna. Konsumenci powinni płacić za efektywne straty techniczne, ponieważ są one nieuniknione w niezawodnym dostarczaniu energii elektrycznej. Straty przekraczające efektywne benchmarki powinny obciążać dostawców poprzez niższe marże, mniejszą rentowność, restrukturyzację albo wyjście z rynku.

Na działającym rynku taka alokacja wzmacnia samą siebie. Dostawcy i operatorzy o wysokich stratach ponoszą wyższe koszty i mają słabsze marże. Efektywni operatorzy zdobywają udział w rynku. Nieefektywne aktywa stają się osierocone, są modernizowane, sprzedawane lub wycofywane. Rolą regulatora nie jest ochrona rentowności dostawcy lub operatora, lecz egzekwowanie przejrzystych zasad, które uzgadniają inwestycje, wyniki i dobro konsumenta.

Tam, gdzie straty utrzymują się na wysokim poziomie, reakcja polityczna nie powinna polegać na automatycznym przerzucie kosztów ani na nieograniczonym wsparciu publicznym. Odzyskiwanie powyżej efektywnych benchmarków powinno uruchamiać stopniowaną sekwencję: ostrzejsze wymogi raportowe, egzekwowalne plany redukcji strat, ograniczenia kosztów możliwych do odzyskania, interwencję zarządczą, restrukturyzację, fuzję, sprzedaż lub wyjście z rynku.

To stanowi podstawową dyscyplinę polityczną: konsumenci są chronieni przed możliwą do uniknięcia porażką, efektywni operatorzy zachowują korzyść z dobrych wyników, a słabi operatorzy ponoszą ciężar złego wykonania.

Dlaczego straty systemowe bywają błędnie postrzegane jako kryzysy

To rozróżnienie wyjaśnia, dlaczego straty systemowe często są odczytywane jako kryzys. Problem nie polega na tym, że sieci elektroenergetyczne ponoszą straty — efektywne straty techniczne są nieuniknione. Błąd polityczny pojawia się wtedy, gdy możliwe do uniknięcia straty handlowe są traktowane jako koszty możliwe do odzyskania, zamiast jako dowód słabych operacji, słabego egzekwowania lub słabego zarządzania.

Myślenie koszt-plus stawia interesy konsumentów i dostawców na kursie kolizyjnym. Konsumenci oczekują niezawodnej energii po przystępnej cenie. Dostawcy dążą do pełnego odzyskania kosztów nawet wtedy, gdy słabe operacje, wysokie straty lub złe zarządzanie zawyżają bazę kosztową. Rezultatem nie jest sygnał rynkowy, lecz regulacyjna dotacja dla nieefektywności.

To rozróżnienie ma realne znaczenie dla projektu reformy. Całkowity zakaz może obniżyć jedną pozycję w rachunku, ale po prostu przesuwa koszty gdzie indziej, jeśli straty techniczne nie są finansowane. Z kolei reżim odmowy kosztów oparty na benchmarkach celuje w rzeczywisty problem, chroniąc konsumentów przed stratami możliwymi do uniknięcia, a jednocześnie zachowując finansowo wykonalne odzyskiwanie kosztów efektywnej eksploatacji sieci.

Wynikowy wybór reformy nie dotyczy deregulacji kontra ochrona konsumenta. Dotyczy tego, czy ochrona konsumenta jest zapewniana przez zdyscyplinowane bodźce, czy przez trwałe uspołecznienie kosztów wynikających z porażek dostawców.

Ten sam test dotyczy Wholesale Electricity Spot Market (WESM) i jego ekosystemu instytucjonalnego. WESM, który rozpoczął działalność komercyjną w Luzon w 2006 roku, a następnie rozszerzył się na Visayas i Mindanao, powinien funkcjonować jako prawdziwy rynek hurtowy, na którym podaż jest oferowana konkurencyjnie, dyspozycja mocy odbywa się efektywnie, a dyscyplina finansowa jest zachowana. Jeśli działa głównie jako mechanizm odzyskiwania kosztów, nie może przynieść korzyści efektywnościowych, które miała przynieść reforma rynku.

Wnioski operacyjne z ograniczania kradzieży

Doświadczenia przedsiębiorstw użyteczności publicznej, które skutecznie ograniczyły kradzieże w trudnych obszarach obsługi, pokazują, że straty handlowe można ograniczać, jeśli bodźce są odpowiednio zaprojektowane. Jednym z praktycznych rozwiązań jest dopasowanie mocy transformatorów do zakontraktowanego płatnego popytu. Jeśli nielegalne podłączenia przeciążają system i powodują przerwy w dostawach, płacący odbiorcy zyskują bezpośrednią motywację do identyfikowania nieautoryzowanych podłączeń w swojej społeczności i włączania ich do bazy płatników przed zwiększeniem mocy.

Istotny wniosek płynący z Ameryki Łacińskiej, reformy dystrybucji w Wielkiej Brytanii i doświadczenia Meralco w Tondo jest wąski, ale ważny: ograniczanie kradzieży działa wtedy, gdy zbiegną się dyscyplina inżynierska, lokalna odpowiedzialność i wiarygodne egzekwowanie. Nie powinno zależeć od odzyskiwania taryf, które przerzuca koszt strat możliwych do uniknięcia na płacących odbiorców.

Wniosek operacyjny ma więc bezpośrednie znaczenie dla projektowania polityki: straty spadają wtedy, gdy odpowiedzialność jest lokalna, bodźce są wiarygodne, a brak wyników pociąga za sobą konsekwencje finansowe.

(Ciąg dalszy nastąpi.)

Ricardo G. Barcelona, FEI, PhD, został wybrany na członka Energy Institute w Wielkiej Brytanii i jest adiunktem w Asian Institute of Management na Filipinach. Kierował praktyką energetyczną w SBC Warburg oraz ABN Amro/Rothschild w Londynie, był wysoko ocenianym analitykiem dla European Utilities i członkiem wiodącej grupy prywatyzacyjnej w energetyce. Jest autorem przełomowych książek — Energy Investment i Dynamic Decisions — opublikowanych odpowiednio w Londynie przez Palgrave Macmillan oraz World Scientific Publishing Europe. Kontakt:

Monalisa Dimalanta jest byłą przewodniczącą i dyrektor generalną Energy Regulatory Commission (August 2022-August 2025). Obecnie jest felietonistką Businessworld, starszą partnerką PJS Law, profesorką Ateneo Law School oraz doradczynią Institute for Climate and Sustainable Cities. W latach 2019–2021 była również przewodniczącą National Renewable Energy Board (Philippines). Kontakt: