La ERC suspend le marché philippin des réserves face à la hausse des coûts de l’électricité

Gel à partir du 14 octobre des réserves au comptant coûteuses

La Commission de régulation de l’énergie des Philippines (ERC) a ordonné la suspension des opérations du marché des réserves à compter du 14 octobre 2026 à 00 h 05, après avoir constaté que l’achat d’électricité de réserve sur le marché faisait grimper les coûts pour les consommateurs. Dans les seules Visayas, les achats sur le marché des réserves ont totalisé 19,59 milliards de pesos en 2025 et ajouté 1,29 peso par kilowattheure (kWh) aux tarifs de l’électricité, contre 0,02 peso par kWh pour les réserves sous contrat.

Cette mesure met fin à la programmation commerciale et au règlement des réserves au comptant, mais pas au marché de gros de l’électricité lui-même. Les réserves déjà sécurisées par des contrats approuvés continueront de fonctionner. La National Grid Corporation of the Philippines (NGCP), la Philippine Electricity Market Corporation (PEMC) et l’Independent Electricity Market Operator of the Philippines (IEMOP) doivent proposer une refonte du marché des réserves dans un délai de six mois.

La suspension restera en vigueur jusqu’à nouvel ordre de l’ERC. Le délai de six mois correspond donc à la date limite pour présenter une proposition, et non à une date confirmée de reprise des échanges. Le régulateur a indiqué avoir coordonné cette mesure avec le ministère de l’Énergie (DOE).

Le président-directeur général de l’ERC, Francis Saturnino C. Juan, a qualifié la décision de réponse temporaire à des prix restés élevés, notamment dans les Visayas, depuis le lancement des opérations complètes du marché.

« Il s’agit d’une intervention corrective et temporaire, et non d’un retrait du marché des réserves », a déclaré Juan.

L’objectif immédiat est d’éliminer les achats coûteux de réserves au comptant des redevances pour services auxiliaires, tout en maintenant une capacité de réserve suffisante pour stabiliser le réseau. L’ampleur de la baisse éventuelle de la facture totale des ménages dépendra également des coûts de production, des redevances restantes pour les réserves et des autres composantes de la facture.

Ce qui s’arrête et ce qui reste en service

Les services auxiliaires désignent la capacité de réserve et les autres services nécessaires pour équilibrer l’offre et la demande d’électricité. Ils permettent au réseau de réagir à l’arrêt soudain d’une centrale ou à une variation de la demande. Ils se distinguent de l’électricité achetée régulièrement pour alimenter les ménages et les entreprises.

La NGCP peut obtenir ces services sur le marché des réserves ou au moyen de contrats d’achat de services auxiliaires (ASPAs). Ces contrats garantissent une capacité auprès de fournisseurs à des tarifs approuvés. Le marché des réserves, dont les opérations commerciales ont débuté en janvier 2024, permet d’acheter et de vendre des réserves sur le WESM.

Isidro E. Cacho Jr., vice-président des opérations de marché à l’IEMOP, a indiqué que la suspension d’octobre concerne les réserves au comptant, tandis que les réserves sous contrat restent en service. La programmation et la répartition de la composante au comptant des réserves cesseront.

Les informations publiées divergent sur la description des dispositions temporaires. Certaines indiquent que l’approvisionnement en réserves sera limité aux capacités couvertes par les contrats existants. Une autre source mentionne également les capacités désignées comme devant fonctionner, rémunérées sur la base du recouvrement des coûts, pour répondre aux besoins non couverts par ces contrats. Ces capacités seraient tenues de fonctionner pour garantir la fiabilité du réseau, plutôt que pour obtenir un prix sur le marché des réserves.

Cette distinction est importante, car la fin des achats au comptant ne supprime pas le besoin de réserves du réseau. Les contrats existants et toute capacité désignée doivent toujours répondre à cette exigence opérationnelle.

Les chiffres régionaux à l’origine de la décision

L’examen de l’ERC a mis en évidence d’importants écarts entre les achats sur le marché et les réserves sous contrat en 2025. Luzon a dépensé 24,53 milliards de pesos sur le marché des réserves, soit, selon les termes employés, le double du coût des services auxiliaires obtenus par contrats bilatéraux. Les dépenses se sont élevées à 19,59 milliards de pesos dans les Visayas et à 3,71 milliards dans Mindanao.

Ces trois montants totalisent 47,83 milliards de pesos. Luzon en représente environ 51 % et les Visayas environ 41 %. C’est à Luzon que les dépenses totales ont été les plus importantes, mais les chiffres des Visayas montrent un effet particulièrement marqué sur les tarifs de l’électricité.

Dans les Visayas, l’incidence tarifaire de 1,29 peso par kWh était 64,5 fois supérieure aux 0,02 peso par kWh attribués aux réserves sous contrat. Les prix des réserves y ont atteint environ 21 pesos par kWh. Le prix d’achat d’un service de réserve et sa contribution à la facture d’un consommateur sont deux indicateurs différents : les 21 pesos ne doivent donc pas être interprétés comme le montant ajouté à chaque unité d’électricité consommée par un ménage.

La comparaison est plus complexe pour Mindanao. Ses 3,71 milliards de pesos de coûts sur le marché des réserves étaient inférieurs de 190 millions aux 3,90 milliards de pesos engagés au titre des ASPAs, soit environ 4,9 % de moins. L’ERC a néanmoins déclaré que le marché pesait davantage sur les tarifs des consommateurs dans les trois régions. Les dépenses totales ne suffisent pas à établir l’effet comparé sur les factures sans connaître les quantités correspondantes et les modalités de répartition.

Un autre indicateur publié fait état d’un prix moyen des réserves dans Mindanao de 21,11 pesos par kWh en 2025, contre 4,39 pesos par kWh à la fin de 2024. Il s’agit d’une hausse d’environ 4,8 fois. Ces prix des réserves ne doivent pas être confondus avec le prix de l’énergie sur le WESM dans Mindanao, qui s’élevait à 12,61 pesos par kWh en septembre.

Pourquoi la baisse du plafond tarifaire n’a pas suffi

Avant de suspendre le marché, les régulateurs ont abaissé le plafond des offres de réserves de 32 000 à 25 000 pesos par mégawattheure (MWh). Un MWh équivalant à 1 000 kWh, ces plafonds correspondent respectivement à 32 et 25 pesos par kWh. La baisse était d’environ 21,9 %, mais l’ERC a estimé qu’elle ne réglait pas le problème.

Le régulateur a relevé un problème lié aux contrats en plus de la question des prix : les paiements élevés sur le marché au comptant dissuadaient les fournisseurs de signer des ASPAs fermes à des tarifs inférieurs. Les besoins en réserves dépendaient ainsi davantage d’achats sur un marché volatil.

Un plafond fixe l’offre maximale autorisée. À lui seul, il ne garantit pas une capacité suffisante par contrat et ne supprime pas les conditions qui maintiennent les prix proches de cette limite. La refonte ordonnée va donc au-delà d’un nouvel ajustement du plafond : elle porte sur les besoins en réserves, les règles d’approvisionnement et la manière dont les coûts sont répercutés sur les consommateurs.

L’ERC souhaite également que les achats s’appuient sur des prévisions des besoins futurs en réserves afin de soutenir les investissements, notamment dans le stockage par batteries et d’autres capacités flexibles. Le défi consiste à garantir des paiements prévisibles pour les ressources dont le réseau a besoin, sans reproduire les charges élevées pour les consommateurs qui ont motivé la suspension.

Trente jours pour recenser les besoins en réserves non couverts

La NGCP a reçu pour instruction d’évaluer, dans un délai de 30 jours, les besoins en réserves non couverts par les dispositifs existants et de désigner les capacités devant fonctionner. Elle doit également rechercher des contrats couvrant l’intégralité des besoins en réserves, sur la base de prévisions tenant compte des besoins futurs.

Cette tâche est distincte de la mission de refonte du marché confiée à la NGCP, à la PEMC et à l’IEMOP dans un délai de six mois. Le délai le plus court vise à combler les besoins opérationnels immédiats ; le plus long concerne la structure du marché.

Les instructions publiées ne précisent aucune date calendaire exacte pour ces échéances, et la suspension n’a pas de date de fin fixée. L’ampleur des besoins en réserves non couverts, les installations qui seront désignées et les paiements correspondants au titre du recouvrement des coûts n’ont pas encore été précisés.

Juan a déclaré que l’ERC et le DOE entendaient maintenir les réserves sous contrat et celles devant fonctionner, tout en modifiant les règles d’approvisionnement et de facturation aux consommateurs. Il a également exposé l’objectif affiché par le régulateur pour la réouverture du marché.

« Nous suspendons le marché dès à présent afin qu’il puisse reprendre avec une structure améliorée et un approvisionnement fiable en réserves à un prix supportable pour les consommateurs », a déclaré Juan.

Un contrat de batteries à Cebu illustre une solution de rechange

Une autre approbation de l’ERC à Cebu illustre la volonté du régulateur de privilégier les contrats fermes de réserves. La commission a accordé une autorisation provisoire pour un ASPA de cinq ans entre la NGCP et East Asia Utilities Corporation (EAUC), à Mactan, dans la ville de Lapu-Lapu.

Le système de stockage d’énergie par batteries de 44,72 MW d’EAUC fournira jusqu’à 13 MW de réserve de réglage et 13 MW de réserve de contingence. La réserve de réglage aide à gérer les variations courantes de l’offre et de la demande ; la réserve de contingence soutient le réseau après une perte soudaine de production. Une batterie peut répondre rapidement à ces deux besoins.

Selon les chiffres publiés, les réserves fermes disponibles dans les Visayas s’élevaient à 40 MW pour le réglage, pour un besoin de 67 MW, et à 67,3 MW pour la contingence, pour un besoin de 75 MW. Ces chiffres font apparaître des déficits de respectivement 27 MW et 7,7 MW. La capacité ferme doit être disponible conformément au contrat, sous peine de pénalités en cas de défaillance.

Si elle est entièrement disponible et s’ajoute aux capacités indiquées, la contribution de 13 MW d’EAUC au réglage ramènerait le déficit à 14 MW. Sa contribution à la réserve de contingence dépasserait le déficit annoncé de 7,7 MW, même si la programmation et la disponibilité réelles déterminent toujours la quantité de réserves utilisable par le réseau.

Le tarif provisoire est de 5,28 pesos par kWh pour les deux services, soit environ un quart du niveau de référence d’environ 21 pesos par kWh observé sur le marché des réserves dans les Visayas. Cette comparaison indique un tarif de service affiché beaucoup plus bas, mais ne garantit pas une réduction équivalente des factures des ménages.

Les Visayas ont enregistré 123 alertes jaunes et rouges entre janvier et début septembre 2026. Juan a déclaré que la demande d’EAUC avait été traitée en priorité, car des réserves fermes supplémentaires pourraient réduire les risques d’alerte et de perturbation.

Les prix de l’énergie ont augmenté malgré une offre en hausse

Le gel des réserves intervient parallèlement à une hausse des prix de l’énergie, ce qui montre pourquoi une baisse des redevances pour services auxiliaires ne se traduit pas nécessairement par une baisse équivalente de la facture totale. Pour la période de facturation allant du 26 août au 25 septembre, le prix moyen du WESM pour l’ensemble du réseau est passé de 7,21 à 7,43 pesos par kWh, soit une hausse de 3,1 %.

L’offre moyenne a progressé de 2,4 %, à 20 209 MW, tandis que la demande a augmenté de 1,8 %, à 14 188 MW. Rica O. Cagnayo, analyste du marché de l’énergie à l’IEMOP, a attribué cette évolution des prix aux indisponibilités de centrales, aux contraintes du réseau et aux variations des flux d’électricité à courant continu haute tension (HVDC).

Les informations publiées font également état d’une marge d’approvisionnement moyenne distincte de 3 957 MW, contre 3 779 MW en août. Cette marge ne correspond pas à la simple différence entre les totaux publiés de l’offre et de la demande, qui est de 6 021 MW. La méthode de calcul n’étant pas expliquée, ces deux indicateurs ne doivent pas être considérés comme interchangeables.

À Luzon, le prix a augmenté de 5,7 %, passant de 4,90 à 5,18 pesos par kWh. L’offre a progressé de 4,3 %, à 15 114 MW, et la demande de 2,6 %, à 9 899 MW. Malgré une situation de l’offre plus favorable, les indisponibilités de grandes centrales ont contribué à la hausse des prix.

Dans les Visayas, l’offre est restée stable à 2 201 MW, tandis que la demande a légèrement progressé de 0,2 %, à 2 099 MW. Les prix ont augmenté de 5,2 %, passant de 11,81 à 12,42 pesos par kWh, dans un contexte d’indisponibilités, d’interventions de l’opérateur et d’alertes jaunes et rouges. Jusqu’à 777,2 MW de capacités sont restés indisponibles dans la région en raison de ces arrêts.

Les interconnexions expliquent en partie l’écart de prix

Une région qui dispose d’une quantité suffisante d’électricité ne peut pas toujours l’acheminer vers une autre région qui en a besoin. Les interconnexions HVDC transportent l’électricité entre les réseaux, mais les limites d’exploitation peuvent restreindre les transferts et empêcher une baisse des prix ailleurs grâce à l’accès à une électricité moins chère.

La liaison Luzon-Visayas a fonctionné dans des conditions de séparation des prix pendant 77,6 % de la période de facturation de septembre. Les restrictions d’exploitation pour des raisons de sécurité du système ont concerné 73,5 % de cette période. Ces conditions contribuent à expliquer pourquoi les prix de l’énergie dans les Visayas sont restés bien supérieurs à ceux de Luzon, malgré la hausse de l’offre moyenne nationale.

La liaison Mindanao-Visayas a fonctionné en flux libre pendant 92,82 % de la période, contre 91,16 % en août. Le renforcement des transferts a rapproché les prix des deux régions : Mindanao a enregistré une moyenne de 12,61 pesos par kWh, soit seulement 0,19 peso de plus que les Visayas.

À Mindanao, le prix a reculé de 1,4 %, après avoir atteint 12,79 pesos par kWh, tandis que des indisponibilités ont laissé 1 022,6 MW hors service. Les informations divergent sur les variations de l’offre et de la demande. Une source fait état d’une offre de 2 190 MW, en baisse de 0,2 %, et d’une demande de 2 893 MW, en baisse de 5 %. Une autre inverse les variations en pourcentage, indiquant une baisse de 5 % de l’offre et de 0,2 % de la demande. Les deux sources font état d’un recul de l’offre et de la demande, mais les variations exactes doivent être clarifiées.

Cacho a déclaré que le retour en service de grandes centrales pourrait rapprocher les prix de l’énergie dans les Visayas de 9 à 10 pesos par kWh, tout en soulignant que la baisse pourrait rester limitée. Cette prévision concerne la disponibilité de l’énergie et ne constitue pas un résultat garanti de la suspension des échanges de réserves.

La baisse des redevances pour les réserves ne règle pas toute la facture

Cacho s’attend à ce que la suppression des paiements pour les réserves au comptant fasse baisser les redevances pour services auxiliaires répercutées sur les distributeurs et les coopératives électriques. Il a décrit l’effet immédiat sur les frais de transport de l’électricité.

« En pratique, les frais de transport vont baisser, car nous n’aurons plus à payer pour le marché des réserves », a déclaré Cacho.

Les coûts des réserves sous contrat resteront à la charge des consommateurs, et les dispositifs imposant le fonctionnement de certaines capacités pourraient donner lieu à des paiements au titre du recouvrement des coûts. Aucune baisse chiffrée pour un ménage type ni aucun calendrier de facturation confirmé pour cette baisse n’ont été annoncés.

Les chiffres de septembre pour l’énergie montrent également qu’une part plus faible du marché au comptant ne signifie pas nécessairement un prix de règlement au comptant plus bas. Le volume au comptant est passé de 13,4 % à 12,2 % des quantités échangées, tandis que le prix de règlement au comptant effectif a progressé de 8,48 à 9,32 pesos par kWh. Le montant total des échanges a augmenté, passant de 13,94 à 26,62 milliards de pesos.

Le bouquet de production a lui aussi évolué. Les énergies renouvelables ont représenté 28 % de la production. La part du charbon a reculé de 56 % à 51,7 %, tandis que le gaz naturel a atteint 17 %, l’hydroélectricité 11,3 %, le solaire 5,3 % et la géothermie 8,3 %. Ces changements sont intervenus parallèlement aux indisponibilités et aux restrictions de transport ; ils ne suffisent donc pas à expliquer, à eux seuls, la hausse des prix.

Une deuxième suspension après la reprise du marché en 2024

La mesure d’octobre fait suite à une première suspension, intervenue peu après le début des opérations commerciales du marché des réserves. Cette suspension précédente portait sur le respect encore attendu des exigences de l’ERC en matière de méthode de tarification, et non sur les coûts durablement élevés des réserves invoqués cette fois-ci.

• Janvier 2024 : début des opérations commerciales du marché des réserves.
• 26 mars 2024 : l’ERC suspend les échanges de réserves, à l’exception des réserves proposées et réparties au titre des ASPAs couvertes par ses décisions.
• 26 juillet 2024 : une décision de l’ERC conclut que les motifs de cette suspension ne sont plus réunis, après que la PEMC et l’IEMOP ont respecté les directives.
• 30 juillet 2024 : l’ERC annonce la levée de la suspension de la section 8, consacrée à la facturation et au règlement, de la méthodologie de détermination des prix du WESM.
• 14 octobre 2026 à 00 h 05 : l’IEMOP indique que la dernière suspension des opérations sur les réserves au comptant entrera en vigueur.

Dans le cadre de la procédure de 2024, l’IEMOP avait reçu l’ordre de recalculer les montants des échanges de réserves pour les périodes de facturation de février et mars, et d’ajuster les 70 % restants pour mars. Monalisa Dimalanta, alors présidente de l’ERC, avait expliqué que le DOE contrôlait les opérations tandis que l’ERC mettait en œuvre la méthode de tarification ; il revenait au DOE d’annoncer la date effective de reprise.

La Philippine Independent Power Producers Association avait salué la levée de la suspension en 2024, la qualifiant d’étape vers la sécurité énergétique. Sa présidente, Anne Escoro Montelibano, représentait une association de 28 entreprises de production d’électricité disposant d’une capacité installée de 18 132 MW raccordée au réseau. La dernière suspension place désormais la confiance des investisseurs, l’accessibilité des prix et la fiabilité des réserves au cœur de la refonte.

À retenir

• La programmation et le règlement des réserves au comptant sont suspendus à compter du 14 octobre 2026 à 00 h 05, jusqu’à nouvel ordre de l’ERC.
• Les réserves sous contrat restent en service ; les capacités devant fonctionner sont également présentées comme une solution pour les besoins non couverts.
• Les achats sur le marché des réserves ont totalisé 47,83 milliards de pesos à Luzon, dans les Visayas et à Mindanao en 2025.
• Dans les Visayas, l’incidence tarifaire du marché des réserves était de 1,29 peso par kWh, contre 0,02 peso pour les réserves sous contrat.
• La NGCP doit évaluer les besoins en réserves dans un délai de 30 jours ; la NGCP, la PEMC et l’IEMOP doivent proposer une refonte dans les six mois.
• Un contrat provisoire de batteries à Cebu prévoit un tarif de 5,28 pesos par kWh et peut fournir jusqu’à 13 MW de réserve de réglage et 13 MW de réserve de contingence.
• En septembre, les prix de l’énergie sur le WESM ont atteint 7,43 pesos par kWh à l’échelle nationale. L’ampleur et le calendrier des économies sur les factures des ménages découlant du gel des réserves ne sont pas encore précisés.