ERC setzt philippinischen Reservemarkt wegen hoher Kosten für Stromkunden aus

Aussetzung ab 14. Oktober zielt auf teure Spotreserven

Die philippinische Energieaufsichtsbehörde Energy Regulatory Commission (ERC) hat angeordnet, den Betrieb des Reservemarkts ab dem 14. Oktober 2026 um 00:05 Uhr auszusetzen. Zuvor hatte sie festgestellt, dass der Kauf von Reserveleistung über den Markt die Kosten für Verbraucher in die Höhe trieb. Allein in den Visayas beliefen sich die Käufe am Reservemarkt 2025 auf insgesamt 19,59 Milliarden Pesos (P) und schlugen mit 1,29 P pro Kilowattstunde (kWh) auf die Stromtarife durch. Bei vertraglich gesicherten Reserven waren es 0,02 P pro kWh.

Die Maßnahme stoppt die kommerzielle Einsatzplanung und Abrechnung von Spotreserven, nicht aber den Stromspotmarkt selbst. Bereits über genehmigte Verträge gesicherte Reserven bleiben in Betrieb. Die National Grid Corporation of the Philippines (NGCP), die Philippine Electricity Market Corporation (PEMC) und der Independent Electricity Market Operator of the Philippines (IEMOP) müssen innerhalb von sechs Monaten einen neu gestalteten Reservemarkt vorschlagen.

Die Aussetzung gilt bis zu weiteren Anordnungen der ERC. Die Frist von sechs Monaten ist somit eine Frist für einen Vorschlag und kein bestätigter Termin für die Wiederaufnahme des Handels. Nach Angaben der Aufsichtsbehörde wurde die Maßnahme mit dem Energieministerium (Department of Energy, DOE) abgestimmt.

ERC-Vorsitzender und Geschäftsführer Francis Saturnino C. Juan bezeichnete die Entscheidung als vorübergehende Reaktion auf anhaltend hohe Preise, insbesondere in den Visayas, seit der vollständige Marktbetrieb aufgenommen wurde.

„Dies ist ein korrigierender und vorübergehender Eingriff, kein Rückzug aus dem Reservemarkt“, sagte Juan.

Unmittelbares Ziel ist es, teure Spotkäufe von Reserveleistung aus den Zuschlägen für Systemdienstleistungen herauszunehmen und zugleich ausreichend Reservekapazität vorzuhalten, um das Stromnetz zu stabilisieren. Ob dadurch die Gesamtstromrechnung eines Haushalts deutlich sinkt, hängt auch von den Erzeugungskosten, den verbleibenden Reservekosten und weiteren Bestandteilen der Rechnung ab.

Was ausgesetzt wird und was in Betrieb bleibt

Systemdienstleistungen umfassen Reservekapazität und weitere Leistungen, mit denen Stromangebot und -nachfrage im Gleichgewicht gehalten werden. Sie helfen dem Stromnetz, auf den plötzlichen Ausfall eines Kraftwerks oder auf Nachfrageänderungen zu reagieren. Sie unterscheiden sich von dem Strom, der regelmäßig zur Versorgung von Haushalten und Unternehmen gekauft wird.

Die NGCP kann diese Leistungen über den Reservemarkt oder über Verträge zur Beschaffung von Systemdienstleistungen (Ancillary Service Procurement Agreements, ASPAs) beziehen. Diese Verträge sichern Kapazität bei Anbietern zu genehmigten Preisen. Der Reservemarkt, der im Januar 2024 den kommerziellen Betrieb aufnahm, ermöglicht den Kauf und Verkauf von Reserven über den WESM.

Isidro E. Cacho Jr., Vizepräsident des IEMOP für den Handelsbetrieb, sagte, die Aussetzung im Oktober betreffe Spotreserven, während vertraglich gesicherte Reserven in Betrieb blieben. Einsatzplanung und Abruf der Spotreserve-Komponente würden eingestellt.

Die Berichte beschreiben die vorübergehenden Regelungen unterschiedlich. Einige stellen die Reservebeschaffung auf Kapazität aus bestehenden Verträgen beschränkt dar. Ein anderer Bericht nennt zusätzlich ausgewiesene, zwingend einzusetzende Kapazität, die auf Kostenerstattungsbasis vergütet wird, als Möglichkeit, den Bedarf abzudecken, der durch diese Verträge nicht gedeckt ist. Diese Kapazität müsste zur Unterstützung der Versorgungssicherheit betrieben werden und würde keinen Preis am Reservemarkt erzielen.

Diese Unterscheidung ist wichtig, denn mit dem Ende der Spotkäufe entfällt nicht der Reservebedarf des Stromnetzes. Bestehende Verträge und gegebenenfalls ausgewiesene Kapazität müssen diesen betrieblichen Bedarf weiterhin decken.

Regionale Kostenzahlen hinter der Entscheidung

Die Prüfung der ERC ergab für 2025 erhebliche Unterschiede zwischen Marktkäufen und vertraglich gesicherten Reserven. Auf Luzon beliefen sich die Ausgaben am Reservemarkt auf 24,53 Milliarden P, laut Bericht doppelt so viel wie die Kosten für über bilaterale Verträge beschaffte Systemdienstleistungen. In den Visayas waren es 19,59 Milliarden P, auf Mindanao 3,71 Milliarden P.

Zusammen ergeben diese drei Beträge für den Reservemarkt 47,83 Milliarden P. Auf Luzon entfielen rund 51 Prozent, auf die Visayas etwa 41 Prozent. Die höchsten Gesamtausgaben verzeichnete Luzon, doch die Zahlen aus den Visayas zeigen besonders deutliche Auswirkungen auf die Stromtarife.

Die Auswirkung auf die Tarife in den Visayas von 1,29 P pro kWh war 64,5-mal so hoch wie die den vertraglich gesicherten Reserven zugeschriebenen 0,02 P pro kWh. Die Reservepreise dort erreichten rund 21 P pro kWh. Der Kaufpreis einer Reserveleistung und ihr Beitrag zur Stromrechnung eines Verbrauchers sind unterschiedliche Kennzahlen. Die 21 P sind daher nicht als Betrag zu verstehen, der auf jede verbrauchte Kilowattstunde eines Haushalts aufgeschlagen wurde.

Auf Mindanao ist der Vergleich komplexer. Die Kosten am Reservemarkt von 3,71 Milliarden P lagen 190 Millionen P unter den 3,90 Milliarden P, die über ASPAs anfielen, also rund 4,9 Prozent niedriger. Die ERC erklärte dennoch, dass der Markt die Verbraucherpreise in allen drei Regionen stärker belastet habe. Allein aus den Gesamtausgaben lässt sich die relative Auswirkung auf die Rechnungen ohne die zugehörigen Mengen- und Verteilungsangaben nicht ableiten.

Eine separate Kennzahl weist für Mindanao 2025 durchschnittliche Reservepreise von 21,11 P pro kWh aus, gegenüber 4,39 P pro kWh Ende 2024. Das entspricht etwa dem 4,8-Fachen des früheren Niveaus. Diese Reservepreise sind nicht mit dem WESM-Energiepreis auf Mindanao von 12,61 P pro kWh im September gleichzusetzen.

Warum eine niedrigere Preisobergrenze nicht ausreichte

Vor der Aussetzung des Marktes senkten die Regulierungsbehörden die Obergrenze für Reserveangebote von 32.000 auf 25.000 P pro Megawattstunde (MWh). Da eine MWh 1.000 kWh entspricht, entsprechen diese Grenzen 32 beziehungsweise 25 P pro kWh. Die Senkung betrug rund 21,9 Prozent, doch nach Angaben der ERC löste sie das Problem nicht.

Die Aufsichtsbehörde benannte neben dem Preisproblem auch Schwierigkeiten bei der Vertragsvergabe: Hohe Auszahlungen am Spotmarkt hielten Anbieter davon ab, ASPAs zu niedrigeren Preisen abzuschließen. Dadurch war der Reservebedarf stärker schwankenden Marktkäufen ausgesetzt.

Eine Preisobergrenze legt das höchste zulässige Angebot fest. Sie sichert für sich genommen weder ausreichend vertraglich gebundene Kapazität noch beseitigt sie die Bedingungen, unter denen die Preise nahe an dieser Grenze bleiben. Die angeordnete Neugestaltung geht deshalb über eine weitere Anpassung der Obergrenze hinaus und umfasst den Reservebedarf, die Beschaffungsregeln und die Weitergabe der Kosten an die Verbraucher.

Die ERC will die Beschaffung außerdem auf Prognosen des künftigen Reservebedarfs stützen, um Investitionen, auch in Batteriespeicher und andere flexible Kapazitäten, zu fördern. Die Herausforderung besteht darin, für die vom Stromnetz benötigten Ressourcen vorhersehbare Zahlungen zu gewährleisten, ohne erneut die hohen Verbraucheraufschläge zu verursachen, die zur Aussetzung geführt haben.

30 Tage zur Ermittlung von Reservelücken

Die NGCP wurde angewiesen, innerhalb von 30 Tagen den durch bestehende Regelungen nicht gedeckten Reservebedarf zu ermitteln und zwingend einzusetzende Kapazität auszuweisen. Außerdem muss sie Verträge für den gesamten Reservebedarf anstreben und dabei Prognosen berücksichtigen, die den künftigen Bedarf einbeziehen.

Diese Aufgabe ist vom sechsmonatigen Auftrag zur Neugestaltung des Marktes getrennt, den sich NGCP, PEMC und IEMOP teilen. Die kürzere Frist betrifft die unmittelbare Betriebslücke, die längere die Marktstruktur.

In den veröffentlichten Anweisungen werden keine genauen Kalenderdaten für diese Fristen genannt, und für die Aussetzung ist kein festes Enddatum vorgesehen. Umfang und Anlagen des ungedeckten Reservebedarfs sowie die daraus entstehenden Kostenerstattungszahlungen sind noch nicht beziffert.

Juan sagte, ERC und DOE wollten vertraglich gesicherte und zwingend einzusetzende Reserven beibehalten und zugleich Beschaffungs- und Verbraucherabrechnungsregeln ändern. Er formulierte auch das erklärte Ziel der Aufsichtsbehörde für die Wiederaufnahme des Marktes.

„Wir setzen den Markt jetzt aus, damit er mit einer besseren Ausgestaltung und einer zuverlässigen Reserveversorgung zu Preisen, die Verbraucher tragen können, gestärkt zurückkehren kann“, sagte Juan.

Batterievertrag auf Cebu zeigt eine Alternative

Eine separate Genehmigung der ERC auf Cebu veranschaulicht das Bestreben der Aufsichtsbehörde, auf verbindliche Reserveverträge zu setzen. Die Kommission erteilte vorläufig die Genehmigung für einen auf fünf Jahre angelegten ASPA zwischen der NGCP und der East Asia Utilities Corporation (EAUC) in Mactan, Lapu-Lapu City.

Das Batteriespeichersystem der EAUC mit einer Leistung von 44,72 MW wird bis zu 13 MW Regelleistung und 13 MW Kontingenzreserve bereitstellen. Regelleistung hilft, gewöhnliche Schwankungen von Angebot und Nachfrage auszugleichen; Kontingenzreserve stützt das Stromnetz nach einem plötzlichen Erzeugungsausfall. Eine Batterie kann auf beide Bedarfe schnell reagieren.

Die gemeldete gesicherte Reservekapazität in den Visayas lag bei 40 MW Regelleistung gegenüber einem Bedarf von 67 MW und bei 67,3 MW Kontingenzreserve gegenüber einem Bedarf von 75 MW. Daraus ergeben sich Lücken von 27 MW beziehungsweise 7,7 MW. Vertraglich gesicherte Kapazität muss bereitgestellt werden; bei Nichterfüllung drohen Vertragsstrafen.

Wenn die 13 MW Regelleistung der EAUC vollständig verfügbar sind und zusätzlich zu diesen Zahlen gerechnet werden können, würde sich die Lücke auf 14 MW verringern. Der Beitrag zur Kontingenzreserve würde die ausgewiesene Lücke von 7,7 MW übersteigen. Wie viel Reserve das Stromnetz tatsächlich nutzen kann, hängt jedoch weiterhin von Einsatzplanung und Verfügbarkeit ab.

Der vorläufige Tarif beträgt für beide Leistungen 5,28 P pro kWh und damit etwa ein Viertel des Referenzwerts von rund 21 P pro kWh am Reservemarkt der Visayas. Der Vergleich deutet auf einen deutlich niedrigeren angebotenen Leistungspreis hin, nicht aber auf eine garantierte Senkung der Haushaltsstromrechnung um denselben Prozentsatz.

Von Januar bis Anfang September 2026 gab es in den Visayas 123 gelbe und rote Warnmeldungen. Juan sagte, der Antrag sei vorrangig behandelt worden, weil zusätzliche gesicherte Reserven die Wahrscheinlichkeit von Warnmeldungen und Versorgungsunterbrechungen verringern könnten.

Energiepreise stiegen trotz höherer Versorgung

Die Aussetzung der Reservegeschäfte fällt mit einem Anstieg der Energiepreise zusammen. Das zeigt, warum niedrigere Zuschläge für Systemdienstleistungen nicht automatisch zu einer gleich hohen Senkung der Gesamtstromrechnung führen. Im Abrechnungszeitraum vom 26. August bis zum 25. September stieg der durchschnittliche WESM-Preis des Systems von 7,21 auf 7,43 P pro kWh, ein Plus von 3,1 Prozent.

Das durchschnittliche Angebot stieg um 2,4 Prozent auf 20.209 MW, während die Nachfrage um 1,8 Prozent auf 14.188 MW zunahm. Die Energieanalystin des IEMOP, Rica O. Cagnayo, führte die Preisbewegung auf Kraftwerksausfälle, Netzengpässe und Veränderungen der Stromflüsse über Hochspannungs-Gleichstromverbindungen (HVDC) zurück.

Berichte nennen zudem eine separat ausgewiesene durchschnittliche Angebotsreserve von 3.957 MW, nach 3.779 MW im August. Diese Reserve entspricht nicht der einfachen Differenz zwischen den gemeldeten Angebots- und Nachfragewerten, die 6.021 MW beträgt. Da die Berechnungsgrundlage nicht erläutert wird, sollten die beiden Kennzahlen nicht gleichgesetzt werden.

Auf Luzon stieg der Preis um 5,7 Prozent von 4,90 auf 5,18 P pro kWh. Das Angebot nahm um 4,3 Prozent auf 15.114 MW zu, die Nachfrage um 2,6 Prozent auf 9.899 MW. Trotz des größeren Angebots trugen Ausfälle in wichtigen Kraftwerken zu höheren Preisen bei.

In den Visayas blieb das Angebot mit 2.201 MW unverändert, während die Nachfrage um 0,2 Prozent auf 2.099 MW zunahm. Die Preise stiegen angesichts von Ausfällen, Eingriffen des Netzbetreibers sowie gelben und roten Warnmeldungen um 5,2 Prozent von 11,81 auf 12,42 P pro kWh. Durch Ausfälle standen in der Region zeitweise bis zu 777,2 MW nicht zur Verfügung.

Übertragungsverbindungen erklären einen Teil des Preisgefälles

Ausreichend Strom in einer Region kann eine andere Region mit Bedarf nicht immer erreichen. HVDC-Verbindungen übertragen Strom zwischen Netzen, doch Betriebsgrenzen können die Übertragung einschränken und verhindern, dass günstigere Elektrizität die Preise anderswo senkt.

Die Verbindung Luzon–Visayas wurde während 77,6 Prozent des September-Abrechnungszeitraums unter Bedingungen betrieben, die zu Preisunterschieden zwischen den Regionen führten. Auf den Zeitraum beschränkte Betriebsweise aus Gründen der Systemsicherheit entfielen 73,5 Prozent. Diese Bedingungen erklären mit, warum die Energiepreise in den Visayas trotz des landesweit gestiegenen durchschnittlichen Angebots deutlich über denen auf Luzon blieben.

Die Verbindung Mindanao–Visayas wurde während 92,82 Prozent des Zeitraums im freien Stromfluss betrieben, nach 91,16 Prozent im August. Die stärkeren Übertragungen trugen dazu bei, die Preise in den beiden Regionen einander anzunähern: Auf Mindanao lag der Durchschnitt bei 12,61 P pro kWh und damit nur 0,19 P über dem Wert der Visayas.

Auf Mindanao sank der Preis gegenüber 12,79 P pro kWh um 1,4 Prozent, während durch Ausfälle 1.022,6 MW nicht verfügbar waren. Die Berichte widersprechen sich bei den Veränderungen von Angebot und Nachfrage. Ein Bericht nennt ein Angebot von 2.190 MW, 0,2 Prozent weniger, und eine Nachfrage von 2.893 MW, 5 Prozent weniger. Ein anderer vertauscht die Prozentangaben und meldet einen Angebotsrückgang von 5 Prozent sowie einen Nachfragerückgang von 0,2 Prozent. Beide beschreiben sinkendes Angebot und sinkende Nachfrage, doch die genauen Veränderungen müssen geklärt werden.

Cacho sagte, die Rückkehr wichtiger Kraftwerke könne die Energiepreise in den Visayas in Richtung 9 bis 10 P pro kWh senken, warnte jedoch, dass der Rückgang möglicherweise nicht groß ausfalle. Diese Einschätzung betrifft die Verfügbarkeit von Energie und ist kein garantiertes Ergebnis der Aussetzung des Reservehandels.

Niedrigere Reservekosten sind nicht gleich eine niedrigere Gesamtrechnung

Cacho erwartet, dass durch den Wegfall der Zahlungen für Spotreserven die Zuschläge für Systemdienstleistungen sinken, die an Verteilnetzbetreiber und Stromgenossenschaften weitergegeben werden. Er beschrieb die unmittelbare Auswirkung auf die Übertragungsentgelte.

„Die Übertragungsentgelte werden effektiv sinken, weil wir nicht mehr für den Reservemarkt zahlen müssen“, sagte Cacho.

Die Kosten vertraglich gesicherter Reserven bleiben bestehen, und Regelungen für zwingend einzusetzende Kapazität können Kostenerstattungszahlungen nach sich ziehen. Eine bezifferte Senkung für einen typischen Haushalt oder ein bestätigter Abrechnungszeitraum für diese Entlastung wurden nicht bekannt gegeben.

Auch die Energiezahlen für September zeigen, dass ein geringerer Anteil des Spotmarkts nicht zwangsläufig einen niedrigeren Abrechnungspreis am Spotmarkt bedeutet. Der Spotanteil an der gehandelten Menge sank von 13,4 auf 12,2 Prozent, während der effektive Spot-Abrechnungspreis von 8,48 auf 9,32 P pro kWh stieg. Das gesamte Handelsvolumen erhöhte sich von 13,94 auf 26,62 Milliarden P.

Auch die Zusammensetzung der Stromerzeugung änderte sich. Erneuerbare Energien stellten 28 Prozent der Erzeugung. Der Anteil der Kohle sank von 56 auf 51,7 Prozent, während Erdgas 17 Prozent, Wasserkraft 11,3 Prozent, Solarenergie 5,3 Prozent und Geothermie 8,3 Prozent erreichten. Diese Veränderungen fielen mit Ausfällen und Übertragungsbeschränkungen zusammen und erklären den Preisanstieg daher nicht allein.

Zweite Aussetzung nach dem Wiederanlauf 2024

Der Eingriff im Oktober folgt auf eine frühere Unterbrechung kurz nach Aufnahme des kommerziellen Betriebs am Reservemarkt. Bei der damaligen Aussetzung ging es um noch ausstehende Anforderungen der ERC an die Preismethodik und nicht um die nun angeführte Begründung anhaltend hoher Reservekosten.

• Januar 2024: Der Reservemarkt nimmt den kommerziellen Betrieb auf.
• 26. März 2024: Die ERC setzt den Reservehandel aus. Ausgenommen sind Reserven, die im Rahmen von ASPAs angeboten und abgerufen werden, die unter ihre Beschlüsse fallen.
• 26. Juli 2024: In einer Entschließung stellt die ERC fest, dass die Gründe für die Aussetzung nach der Umsetzung ihrer Anordnungen durch PEMC und IEMOP nicht mehr bestehen.
• 30. Juli 2024: Die ERC gibt die Aufhebung der Aussetzung von Abschnitt 8 bekannt, der die Abrechnung und den Ausgleich der WESM-Preiserhebungmethodik regelt.
• 14. Oktober 2026, 00:05 Uhr: Laut IEMOP beginnt die jüngste Aussetzung des Spotreservebetriebs.

Während des Verfahrens 2024 wurde IEMOP angewiesen, die Reservehandelsbeträge für die Abrechnungszeiträume Februar und März neu zu berechnen und die verbleibenden 70 Prozent für März anzupassen. Die damalige ERC-Vorsitzende Monalisa Dimalanta erklärte, das DOE steuere den Betrieb, während die ERC die Preismethodik umsetze; das DOE sollte den Termin für die tatsächliche Wiederaufnahme bekannt geben.

Die Philippine Independent Power Producers Association begrüßte die Aufhebung der Aussetzung 2024 als Schritt hin zu mehr Energiesicherheit. Ihre Präsidentin Anne Escoro Montelibano vertrat einen Verband aus 28 Energieunternehmen mit einer installierten Netzkapazität von 18.132 MW. Mit der jüngsten Aussetzung stehen nun auch Planungssicherheit für Investoren sowie bezahlbare und zuverlässige Reservekapazität im Mittelpunkt der Neugestaltung.

Die wichtigsten Punkte

• Der Abruf und die Abrechnung von Spotreserven werden ab dem 14. Oktober 2026 um 00:05 Uhr bis zu weiteren Anordnungen der ERC ausgesetzt.
• Vertraglich gesicherte Reserven bleiben in Betrieb; bei ungedecktem Bedarf kommt auch zwingend einzusetzende Kapazität infrage.
• Die Käufe am Reservemarkt auf Luzon, in den Visayas und auf Mindanao summierten sich 2025 auf 47,83 Milliarden P.
• Die Auswirkung des Reservemarkts in den Visayas lag bei 1,29 P pro kWh, gegenüber 0,02 P bei vertraglich gesicherten Reserven.
• Die NGCP muss innerhalb von 30 Tagen den Reservebedarf prüfen; NGCP, PEMC und IEMOP müssen innerhalb von sechs Monaten eine Neugestaltung vorschlagen.
• Für einen Batterievertrag auf Cebu gelten vorläufige Tarife von 5,28 P pro kWh. Die Anlage kann jeweils bis zu 13 MW Regelleistung und Kontingenzreserve bereitstellen.
• Die WESM-Energiepreise stiegen im September landesweit auf 7,43 P pro kWh. Höhe und Zeitpunkt möglicher Einsparungen bei den Haushaltsstromrechnungen durch die Aussetzung der Reservegeschäfte sind noch nicht festgelegt.