Benchmark für philippische Gasauktion könnte 10 Pesos je kWh erreichen, während die ERC Verbraucherschutz prüft

Ein vorgeschlagener Preisbenchmark rückt die Stromkosten in den Fokus

Bei der ersten wettbewerblichen Auktion der Philippinen für Strom aus Erdgaskraftwerken könnte ein Benchmark von bis zu 10 Pesos je Kilowattstunde angesetzt werden. Die Energieaufsichtsbehörde Energy Regulatory Commission (ERC) arbeitet an Regeln, die verhindern sollen, dass Verbraucher zu viel für Kraftwerksinvestitionen bezahlen. Die geplante Beschaffung des Energieministeriums Department of Energy (DOE) umfasst 3.840 Megawatt, davon rund 2.900 MW für Luzon und 940 MW für Cebu und Panay.

ERC-Vorsitzender Francis Saturnino Juan sagte, die Behörde rechne damit, im November Entwürfe für die Durchführungsrichtlinien und eine erste Berechnung des Gasauktionspreises zu veröffentlichen. Anschließend seien öffentliche Konsultationen vorgesehen. Der Benchmark, bekannt als GAP, soll die Grundlage für die Bedingungen der geplanten Auktion der Regierung bilden. Die Marke von 10 Pesos ist weiterhin nur ein möglicher Wert; Berechnung und Zahlungsregeln werden noch ausgearbeitet.

Juan zufolge versucht die Kommission, angemessene Renditen für Stromerzeuger mit dem Schutz der Stromkunden in Einklang zu bringen.

„Wir versuchen, einen Regulierungsrahmen zu schaffen, bei dem die Verbraucher nicht den Kürzeren ziehen und unsere Interessengruppen ihre Kapitalkosten nicht übermäßig wieder hereinholen“,

Die geplante Auktion stößt auch auf Kritik des Institute for Climate and Sustainable Cities (ICSC). In einer am 4. November 2026 veröffentlichten Erklärung forderte die Gruppe die Regierung auf, erneuerbare Energien, Batterien und andere Speicheroptionen zu prüfen, bevor sie sich auf zusätzliche Gaskapazitäten festlegt.

Sowohl die Bedenken der Regulierungsbehörde als auch die Einwände des ICSC drehen sich darum, wie sich die Beschaffung auf die Stromrechnungen auswirkt. Es geht um mehr als einen Schlagzeilenpreis: Entscheidend ist auch, wie oft die Kraftwerke laufen, wie Baukosten wieder hereingeholt werden und wer zahlt, wenn die Erlöse am Strommarkt nicht ausreichen.

Was die Regierung beschaffen will

Das DOE sucht 3.840 MW Mittellastkapazität für die Lieferung im Zeitraum von 2026 bis 2031. Mittellastkraftwerke decken den Strombedarf zwischen der Mindestlast des Netzes und den höchsten Lastspitzen ab. Sie gleichen Veränderungen des Bedarfs und der verfügbaren Stromerzeugung aus.

Die geplante Zuteilung von 2.900 MW für Luzon entspricht etwa 76 Prozent der Gesamtmenge. Cebu und Panay sollen die verbleibenden 940 MW beziehungsweise rund 24 Prozent erhalten. Diese Anteile zeigen, wo sich die Beschaffung konzentriert; wie viel Strom tatsächlich erzeugt wird, hängt jedoch vom Betrieb der Anlagen ab.

Die Auktion umfasst bestehende Kraftwerke, Anlagen, die erweitert oder modernisiert werden, sowie neue Gaskraftwerke. Das DOE hat nach Eingang von 14 Geboten zehn Unternehmen vorqualifiziert. Durch die Vorqualifizierung können Unternehmen im Beschaffungsverfahren weiterkommen; erst die Vergabe der Verträge entscheidet, welche Anlagen letztlich Strom liefern.

Bestehende Anlagen, die einen Vertrag erhalten, sollen über einen Zeitraum von fünf bis zehn Jahren Strom liefern. Für neue Gaskraftwerke sind Lieferzeiträume von 20 Jahren vorgesehen. Die längere Laufzeit gibt Entwicklern neuer Anlagen mehr Zeit, ihre Baukosten wieder hereinzuholen, verlängert aber auch den Zeitraum, den die Beschaffung abdeckt.

Warum die Betriebsdauer den Preis beeinflusst

Juan bezeichnete den geplanten Kapazitätsfaktor von 42 Prozent als zentrale Frage für die Preisgestaltung. Der Kapazitätsfaktor misst die Stromerzeugung im Verhältnis zu der Menge, die ein Kraftwerk im selben Zeitraum bei durchgehendem Betrieb mit voller Leistung erzeugen könnte. Bei 42 Prozent würde eine Anlage so viel Strom erzeugen, wie sie bei voller Leistung während 42 Prozent der Zeit produzieren könnte.

Kraftwerke verursachen Kosten, die auch dann anfallen, wenn sie nur wenig Strom erzeugen. Die Finanzierung des Baus und andere Fixkosten müssen weiterhin bezahlt werden. Werden diese Kosten über eine geringere Strommenge wieder hereingeholt, entfällt auf jede Kilowattstunde ein größerer Anteil.

Zur Veranschaulichung: Ein Kraftwerk mit einer Nennleistung von 100 MW würde bei einem Kapazitätsfaktor von 42 Prozent über den betrachteten Zeitraum durchschnittlich die Leistung von 42 MW erzeugen. Die Baukosten würden auf diese geringere Strommenge verteilt und nicht auf die Menge, die bei durchgehendem Betrieb mit voller Leistung möglich wäre.

Juan warnte, dass die Erstattung erheblicher Baukosten über begrenzte Betriebszeiten die Tarife in die Höhe treiben könnte. Er sagte außerdem, die Tarife für erneuerbare Energien könnten denen für Erdgas entsprechen, wenn die endgültigen Auktionsregeln den geplanten Entwurf des DOE übernehmen. Der endgültige Vergleich hängt davon ab, welche Preis- und Betriebsregelungen für die einzelnen Technologien beschlossen werden.

Wie Benchmark und Marktzahlungen zusammenhängen

Die geplante Berechnung des Gasauktionspreises durch die ERC soll eine ähnliche Funktion erfüllen wie der Benchmark im Green Energy Auction Program. Dieses Programm ermöglicht es Anbietern erneuerbarer Energien, sich um Stromlieferverträge mit über 20 Jahre garantierten Tarifen zu bewerben. Für Gas erarbeitet die ERC Regeln zur Methodik für den Schwellenpreis, zum Gaspreisbenchmark und zum Abrechnungsmechanismus.

Bei der Abrechnung wird berechnet, welche Beträge den Stromanbietern zustehen, und deren Auszahlung organisiert. Die Einzelheiten sind wichtig, weil Gaskraftwerke über den Wholesale Electricity Spot Market (WESM) Einnahmen erzielen können. Dort wird Strom gehandelt, um den wechselnden Anforderungen des Netzes gerecht zu werden.

Juan verwies auf das Risiko, dass ein Stromerzeuger dieselbe Kapitalinvestition zweimal erstattet bekommen könnte. Wenn der garantierte Gasauktionspreis die Kapitalkosten eines Kraftwerks bereits abdeckt, müssten Einnahmen aus dem WESM, die diese Kosten ebenfalls decken, abgezogen werden, sagte er. Die ERC arbeitet noch an der endgültigen Anpassungsregelung.

Das ICSC äußerte eine verwandte Sorge mit Blick auf die andere Seite dieser Berechnung. Wenn die Erlöse am Spotmarkt unter den Beträgen liegen, die den Kraftwerksbetreibern nach der geplanten Regelung zustehen, könnten die Verbraucher zur Deckung der Differenz herangezogen werden, warnte die Gruppe. Die endgültigen Regeln werden festlegen, wie Markterlöse, garantierte Zahlungen und Verbraucherentgelte zusammenspielen.

Was der LNG-Wert von 15,50 Pesos für Verbraucher bedeutet

Das ICSC verwies auf seine Plattform PRESYO-PH zur Überwachung der Strompreise. Demnach erreichte der Preis für Strom aus Flüssigerdgas (LNG), den die Manila Electric Co. (Meralco) beschafft, im Abrechnungszeitraum Oktober 2026 bis zu 15,50 Pesos je kWh. Die Gruppe führte diesen Wert als Beleg für ihre Warnung vor den Kosten einer stärkeren Abhängigkeit von importierten Brennstoffen an.

LNG ist Erdgas, das durch Abkühlung verflüssigt wird, damit es per Schiff transportiert werden kann. Sein Preis kann sich mit dem internationalen Angebot und der Nachfrage verändern. Philippinische Käufer tragen zudem ein Währungsrisiko, denn Wechselkursänderungen wirken sich auf die Kosten von Käufen in Fremdwährungen aus.

Nach Angaben des ICSC könnten sinkende heimische Gasreserven die Abhängigkeit des Landes von importiertem LNG verstärken. Eine Beschaffungsvereinbarung mit mehrjähriger Laufzeit würde somit mit schwankenden Brennstoffpreisen und Wechselkursen einhergehen, die beide die Kosten der Stromerzeugung beeinflussen können.

Der Wert von 15,50 Pesos bezieht sich auf den für einen bestimmten Abrechnungszeitraum beschafften LNG-Strom; der mögliche GAP von 10 Pesos ist ein noch auszuarbeitender Auktionsbenchmark. Für Haushalte kommt es in der Praxis darauf an, wie sich die endgültige Regelung auf die Erzeugungskosten und damit auf die Stromrechnung auswirkt. Eine Stromrechnung umfasst neben der Stromerzeugung auch Kosten für Übertragung, Verteilung und weitere Posten.

Warum erneuerbare Energien und Speicher Teil der Debatte sind

Das ICSC argumentiert, dass der Bedarf an einem flexibleren Stromsystem eine Prüfung verschiedener Technologien erfordert. Flexibilität bedeutet, auf steigenden oder sinkenden Strombedarf sowie auf Veränderungen bei der Leistung anderer Erzeuger reagieren zu können. Die Gruppe fordert das DOE auf, den tatsächlichen Betriebsbedarf des Netzes zu ermitteln, bevor über den Umfang zusätzlicher Gaskapazitäten entschieden wird.

Alberto Dalusung III, Berater des ICSC für die Energiewende, sagte, Solarstrom und Speicher könnten zusammenwirken, um zu unterschiedlichen Zeiten Strom bereitzustellen.

„Solarenergie kann tagsüber Strom liefern, während Batterien überschüssige Erzeugung speichern und dann abgeben können, wenn der Bedarf steigt oder die Solarstromproduktion zurückgeht“,

Batterien verlagern Strom von der Erzeugungszeit auf den Zeitpunkt, zu dem er benötigt wird. Pumpspeicherkraftwerke erfüllen eine ähnliche Aufgabe mithilfe von Wasser: Strom pumpt Wasser in ein höher gelegenes Speicherbecken. Später fließt es durch Turbinen bergab und erzeugt dabei Strom.

Dalusung verwies auf Pumpspeicherkraftwerke, die in der vierten Green Energy Auction, bekannt als GEA-4, berücksichtigt wurden, als weitere Ressource zur Stärkung der Speicherkapazität. Außerdem sagte er, Solarstrom vermeide die Abhängigkeit von Schwankungen der internationalen Brennstoffpreise. Das ICSC schlägt vor, zu prüfen, wie diese Ressourcen gemeinsam den Bedarf des Systems decken könnten.

Termine und Entscheidungen für die Auktion

Die Beschaffung umfasst einen Lieferzeitraum, eine aktuelle Preisbeobachtung und für November erwartete Regulierungsarbeiten. Die wichtigsten Meilensteine:

• 2026 bis 2031: Geplanter Lieferzeitraum für die Gasbeschaffung über 3.840 MW.
• Oktober 2026: Abrechnungszeitraum, in dem die LNG-Stromkäufe von Meralco laut ICSC bis zu 15,50 Pesos je kWh erreichten.
• 4. November 2026: Das ICSC forderte eine Prüfung erneuerbarer Energien und alternativer Speicherlösungen.
• November: Die ERC rechnete damit, Regelentwürfe und eine erste Berechnung des Gasauktionspreises zur öffentlichen Konsultation vorzulegen.

Ein genaues Datum für die Konsultation oder die Auktion wurde nicht genannt. Als Nächstes will die Regulierungsbehörde ihre vorgeschlagene Methodik den Interessengruppen vorlegen, damit Preisberechnung und Zahlungsregelungen geprüft werden können, bevor der Rahmen fertiggestellt wird.

Für Entwickler bestimmen die Regeln, welche Einnahmen zur Wiedererlangung ihrer Investitionen zur Verfügung stehen. Für Kunden geht es vor allem darum, wie viel die Kraftwerkskapazität kostet, wie Markterlöse die geschuldeten Beträge mindern und wie mögliche Zahlungslücken auf ihre Stromrechnungen durchschlagen.

Die wichtigsten Punkte

• Der erste Gasauktionsbenchmark der ERC könnte 10 Pesos je kWh erreichen; Regelentwürfe und öffentliche Konsultationen sind geplant.
• Das DOE plant eine Beschaffung von 3.840 MW, aufgeteilt auf Luzon sowie Cebu und Panay.
• Ein geplanter Kapazitätsfaktor von 42 Prozent hat Bedenken ausgelöst, dass Baukosten auf eine begrenzte Strommenge umgelegt werden.
• Die ERC entwickelt einen Mechanismus, mit dem eine bereits über den Spotmarkt erzielte Erstattung der Kapitalkosten abgezogen werden soll.
• Das ICSC warnte vor den Kosten importierten LNGs und möglichen Zahlungen der Verbraucher bei zu geringen Markterlösen.
• Die Gruppe forderte die Regierung auf, neben Gas auch Solarenergie, Batterien und Pumpspeicherkraftwerke zu prüfen.