Un prix de référence proposé met le coût de l’électricité au premier plan
La première enchère concurrentielle des Philippines pour l’électricité produite par des centrales au gaz naturel pourrait s’appuyer sur un prix de référence atteignant 10 pesos par kilowattheure. La Commission de régulation de l’énergie (ERC) prépare des règles destinées à éviter que les consommateurs ne paient trop cher les investissements dans les centrales. Le ministère de l’Énergie (DOE) propose de mettre en concurrence 3 840 mégawatts, dont environ 2 900 MW pour Luçon et 940 MW pour Cebu et Panay.
Sommaire
- Un prix de référence proposé met le coût de l’électricité au premier plan
- Ce que le gouvernement prévoit d’acheter
- Pourquoi les heures de fonctionnement influent sur le prix
- Le lien entre le prix de référence et les paiements du marché
- Ce que le montant de 15,50 pesos pour le GNL signifie pour les consommateurs
- Pourquoi les énergies renouvelables et le stockage sont au cœur du débat
- Les échéances et les décisions qui façonneront l’enchère
- À retenir
Le président de l’ERC, Francis Saturnino Juan, a indiqué que le régulateur comptait publier en novembre un projet de directives d’application et un premier calcul du prix de l’enchère gazière, avant de tenir des consultations publiques. Ce prix de référence, appelé GAP, aiderait à fixer les conditions de l’enchère prévue par le gouvernement. Le montant de 10 pesos reste une possibilité : la méthode de calcul et les règles de paiement sont encore en cours d’élaboration.
Francis Saturnino Juan a déclaré que la commission cherchait à concilier une rémunération raisonnable pour les producteurs d’électricité et la protection des consommateurs.
« Nous cherchons à élaborer un cadre réglementaire qui ne pénalise pas les consommateurs et n’accorde pas à nos parties prenantes une rémunération excessive de leurs dépenses d’investissement »,
L’enchère proposée est également contestée par l’Institute for Climate and Sustainable Cities (ICSC). Dans un communiqué publié le 4 novembre 2026, l’organisation a appelé le gouvernement à évaluer les énergies renouvelables, les batteries et les autres solutions de stockage avant de s’engager dans de nouvelles capacités gazières.
Les préoccupations du régulateur comme les objections de l’ICSC portent sur les conséquences de cette procédure d’achat pour les factures d’électricité. Les décisions ne se résument pas à un prix affiché : elles concernent aussi la fréquence de fonctionnement des centrales, la récupération des coûts de construction et la partie qui paiera si les recettes tirées du marché de l’électricité sont insuffisantes.
Ce que le gouvernement prévoit d’acheter
Le DOE cherche à acquérir 3 840 MW de capacités de semi-base, qui devront être disponibles entre 2026 et 2031. Les centrales de semi-base répondent aux besoins en électricité situés entre la demande minimale du réseau et ses pics les plus élevés. Elles contribuent à couvrir les variations de la demande et de la production disponible.
Les 2 900 MW proposés pour Luçon représentent environ 76 % du total. Cebu et Panay se verraient attribuer les 940 MW restants, soit environ 24 %. Cette répartition indique où se concentrerait la procédure d’achat, même si la production réelle dépendrait du fonctionnement des installations.
L’enchère concerne les centrales existantes, celles qui font l’objet d’une extension ou d’une modernisation, ainsi que les nouvelles centrales à gaz. Le DOE a présélectionné 10 entreprises après avoir reçu 14 offres. La présélection permet aux entreprises de poursuivre la procédure d’achat ; l’attribution des contrats déterminera quelles installations fourniront finalement l’électricité.
Les installations existantes qui obtiendront un contrat bénéficieront d’une période de livraison de cinq à dix ans. Pour les nouvelles centrales à gaz, cette période sera de 20 ans. Cet engagement plus long donne aux promoteurs davantage de temps pour récupérer leurs dépenses de construction, mais étend aussi la durée couverte par la procédure d’achat.
Pourquoi les heures de fonctionnement influent sur le prix
Francis Saturnino Juan a désigné le facteur de charge proposé de 42 % comme un enjeu central pour la fixation des prix. Le facteur de charge compare la production d’électricité d’une centrale à celle qu’elle pourrait fournir si elle fonctionnait à pleine puissance pendant toute la période considérée. Avec un facteur de charge de 42 %, une installation produirait autant que si elle fonctionnait à pleine puissance pendant 42 % du temps.
Une centrale supporte des coûts même lorsqu’elle produit peu d’électricité. Le financement de sa construction et d’autres dépenses fixes doivent toujours être payés. Lorsque ces coûts sont récupérés sur un volume réduit d’électricité vendue, chaque kilowattheure en supporte une part plus importante.
À titre d’exemple, une centrale d’une puissance nominale de 100 MW produirait, en moyenne sur la période, l’équivalent de 42 MW avec un facteur de charge de 42 %. Les frais de construction seraient répartis sur cette production plus faible, et non sur le volume qu’une exploitation continue à pleine puissance permettrait d’atteindre.
Francis Saturnino Juan a averti que la récupération d’importants coûts de construction sur des périodes de fonctionnement limitées pourrait faire grimper les tarifs. Il a également estimé que les tarifs des énergies renouvelables pourraient s’aligner sur ceux du gaz naturel si les règles définitives de l’enchère reprennent le dispositif proposé par le DOE. La comparaison finale dépendra des modalités tarifaires et d’exploitation retenues pour chaque technologie.
Le lien entre le prix de référence et les paiements du marché
Le calcul du prix de l’enchère gazière que prépare l’ERC remplirait un rôle comparable au prix de référence utilisé dans le programme d’enchères pour l’énergie verte (GEAP). Ce programme permet aux producteurs d’énergies renouvelables de concourir pour des contrats de fourniture d’électricité assortis de tarifs garantis pendant 20 ans. Pour le gaz, l’ERC élabore des règles portant sur la méthode de calcul du prix seuil, le prix de référence du gaz et le mécanisme de règlement.
Le règlement consiste à calculer les sommes dues aux fournisseurs d’électricité et à organiser leur paiement. Ces modalités sont importantes, car les centrales à gaz peuvent percevoir des recettes sur le marché de gros de l’électricité au comptant (WESM), où l’électricité est négociée pour répondre aux besoins variables du réseau.
Francis Saturnino Juan a signalé le risque qu’un producteur récupère deux fois le même investissement. Si le prix garanti par l’enchère gazière couvre déjà les coûts d’investissement de la centrale, toute récupération de ces coûts au moyen des recettes du WESM devrait être déduite, a-t-il déclaré. L’ERC met encore au point le mécanisme d’ajustement.
L’ICSC a soulevé une préoccupation connexe concernant l’autre volet de ce calcul. Si les recettes du marché au comptant sont inférieures aux sommes dues aux exploitants des centrales selon le dispositif proposé, les consommateurs pourraient être appelés à couvrir le manque à gagner, a averti l’organisation. Les règles définitives détermineront comment s’articuleront les recettes du marché, les paiements garantis et les sommes facturées aux consommateurs.
Ce que le montant de 15,50 pesos pour le GNL signifie pour les consommateurs
L’ICSC a cité sa plateforme de suivi des prix de l’électricité PRESYO-PH, indiquant que l’électricité produite à partir de gaz naturel liquéfié (GNL) et achetée par Manila Electric Co. (Meralco) avait atteint jusqu’à 15,50 pesos par kWh pendant la période de facturation d’octobre 2026. L’organisation s’est appuyée sur ce montant pour étayer son avertissement concernant le coût d’une dépendance accrue aux combustibles importés.
Le GNL est du gaz naturel refroidi jusqu’à l’état liquide afin d’être transporté par bateau. Son prix peut varier selon l’offre et la demande mondiales. Les acheteurs philippins sont également exposés au risque de change : les variations de la valeur du peso modifient le coût local des achats libellés en devises étrangères.
L’ICSC a déclaré que la diminution des réserves nationales de gaz pourrait accentuer la dépendance du pays à l’égard du GNL importé. Un dispositif d’achat conclu pour plusieurs années s’appliquerait donc dans un contexte d’évolution des prix des combustibles et des taux de change, deux facteurs susceptibles d’influer sur le coût de production de l’électricité.
Le montant de 15,50 pesos concerne l’électricité produite à partir de GNL et achetée pendant une période de facturation donnée, tandis que le GAP de 10 pesos envisagé correspond à un prix de référence pour une enchère encore en cours de préparation. Pour les ménages, la question concrète est de savoir comment le dispositif définitif influera sur les coûts de production et, par conséquent, sur leur facture d’électricité. Celle-ci comprend aussi des frais de transport, de distribution et d’autres charges qui ne relèvent pas de la production.
Pourquoi les énergies renouvelables et le stockage sont au cœur du débat
Selon l’ICSC, la nécessité d’un système électrique plus flexible devrait conduire à évaluer plusieurs technologies. La flexibilité consiste à pouvoir répondre aux hausses et aux baisses de la demande, ou aux variations de la production d’un autre producteur. L’organisation demande au DOE de déterminer les besoins réels du réseau avant de décider quelle capacité gazière supplémentaire acheter.
Alberto Dalusung III, conseiller de l’ICSC pour la transition énergétique, a déclaré que la production solaire et le stockage pouvaient être associés pour fournir de l’électricité à différents moments.
« Le solaire peut fournir de l’électricité pendant la journée, tandis que les batteries peuvent stocker la production excédentaire et la restituer lorsque la demande augmente ou que la production solaire baisse »,
Les batteries permettent de décaler l’électricité de son moment de production vers celui où elle est nécessaire. Les stations de transfert d’énergie par pompage remplissent une fonction similaire avec de l’eau : l’électricité sert à pomper l’eau vers un réservoir situé en hauteur, puis celle-ci s’écoule à travers des turbines pour produire de l’électricité.
Alberto Dalusung a cité les stations de transfert d’énergie par pompage incluses dans la quatrième enchère pour l’énergie verte, dite GEA-4, comme une autre ressource susceptible de renforcer les capacités de stockage. Il a également déclaré que la production solaire permettait d’éviter l’exposition aux fluctuations des prix internationaux des combustibles. L’ICSC propose d’évaluer comment ces ressources pourraient être combinées pour répondre aux besoins du système.
Les échéances et les décisions qui façonneront l’enchère
La procédure d’achat prévoit une période de livraison, prend en compte une observation récente des prix et s’accompagne de travaux réglementaires attendus en novembre. Les principales échéances sont les suivantes :
- 2026 à 2031 : période de livraison prévue pour l’achat de 3 840 MW de capacité gazière.
- Octobre 2026 : période de facturation durant laquelle, selon l’ICSC, les achats d’électricité produite à partir de GNL par Meralco ont atteint jusqu’à 15,50 pesos par kWh.
- 4 novembre 2026 : l’ICSC a appelé à évaluer les solutions de remplacement fondées sur les énergies renouvelables et le stockage.
- Novembre : l’ERC prévoit de publier un projet de règles et un premier calcul du prix de l’enchère gazière, soumis à consultation publique.
Aucune date précise n’a été annoncée pour la consultation ni pour l’enchère. Le régulateur doit maintenant soumettre sa méthode aux parties prenantes afin que le calcul du prix et les modalités de paiement puissent être examinés avant la finalisation du cadre réglementaire.
Pour les producteurs, les règles détermineront les recettes disponibles pour récupérer leurs investissements. Pour les consommateurs, les principales décisions porteront sur le coût des capacités de production, la réduction des sommes dues grâce aux recettes du marché et la répercussion éventuelle d’un manque à gagner sur leurs factures.
À retenir
- Le premier prix de référence de l’enchère gazière envisagé par l’ERC pourrait atteindre 10 pesos par kWh ; un projet de règles et des consultations publiques sont prévus.
- Le DOE propose l’achat de 3 840 MW, répartis entre Luçon, Cebu et Panay.
- Le facteur de charge proposé de 42 % suscite des inquiétudes quant à la répartition des coûts de construction sur une production électrique limitée.
- L’ERC élabore un mécanisme pour déduire les coûts d’investissement déjà récupérés sur le marché au comptant.
- L’ICSC a alerté sur le coût du GNL importé et sur le risque que les consommateurs aient à couvrir les manques à gagner du marché.
- L’organisation demande au gouvernement d’évaluer le solaire, les batteries et les stations de transfert d’énergie par pompage en complément du gaz.
