Sinuspinde ng ERC ang Reserve Market sa Pilipinas Dahil sa Mataas na Gastos na Nagpapabigat sa Singil sa Kuryente

Tinarget ng suspensyon sa Oktubre 14 ang magastos na spot reserves

Ipinag-utos ng Energy Regulatory Commission (ERC) ng Pilipinas ang pagsuspinde sa operasyon ng reserve market simula Oktubre 14, 2026, alas-00:05, matapos matuklasan na nagpapataas sa gastos ng mga konsyumer ang pagbili ng standby power sa pamamagitan ng merkado. Sa Visayas pa lamang, umabot sa P19.59 bilyon ang mga biniling reserve sa merkado noong 2025 at nagdagdag ito ng P1.29 kada kilowatt-hour (kWh) sa singil sa kuryente, kumpara sa P0.02 kada kWh mula sa mga kinontratang reserve.

Ititigil ng hakbang ang komersyal na dispatch at settlement ng mga spot reserve, hindi ang mismong spot market ng kuryente. Patuloy na gagana ang mga reserve na nakuha na sa pamamagitan ng mga aprubadong kontrata. Kailangang magpanukala ang National Grid Corporation of the Philippines (NGCP), Philippine Electricity Market Corporation (PEMC) at Independent Electricity Market Operator of the Philippines (IEMOP) ng muling idinisenyong reserve market sa loob ng anim na buwan.

Mananatiling ipinatutupad ang suspensyon hanggang sa maglabas ng mga susunod na kautusan ang ERC. Dahil dito, takdang panahon ang anim na buwan para sa paghahain ng panukala, hindi kumpirmadong petsa ng muling pagsisimula ng kalakalan. Sinabi ng regulator na iniugnay nito ang hakbang sa Department of Energy (DOE).

Inilarawan ni ERC Chairman and Chief Executive Officer Francis Saturnino C. Juan ang desisyon bilang pansamantalang tugon sa mga presyong nanatiling mataas, lalo na sa Visayas, mula nang magsimula ang buong operasyon ng merkado.

"Isa itong pansamantala at nagwawastong hakbang, hindi pag-atras sa reserve market," sabi ni Juan.

Layunin ng agarang hakbang na alisin sa mga singil para sa ancillary services ang magastos na pagbili ng spot reserve, habang tinitiyak na may sapat na standby capacity para patatagin ang grid. Magdedepende rin sa gastos sa generation, natitirang singil sa reserve at iba pang bahagi ng bill kung malaki ang ibababa ng kabuuang bayarin ng isang sambahayan.

Ano ang ititigil at ano ang magpapatuloy

Ang ancillary services ay standby capacity at iba pang serbisyong ginagamit upang mapanatiling balanse ang suplay at demand ng kuryente. Tinutulungan ng mga ito ang grid na tumugon kapag biglang tumigil ang isang planta ng kuryente o nagbago ang demand. Iba ang mga ito sa kuryenteng regular na binibili para matustusan ang mga tahanan at negosyo.

Maaaring kumuha ang NGCP ng mga serbisyong ito sa pamamagitan ng reserve market o ng mga ancillary service procurement agreement (ASPA). Tinitiyak ng mga kasunduang ito ang capacity mula sa mga provider sa mga aprubadong rate. Sa reserve market, na nagsimula ng komersyal na operasyon noong Enero 2024, maaaring bumili at magbenta ng reserve sa pamamagitan ng WESM.

Sinabi ni IEMOP Vice President for Trading Operations Isidro E. Cacho Jr. na para sa spot reserve ang suspensyon sa Oktubre, habang magpapatuloy ang mga kinontratang reserve. Ititigil ang pag-iiskedyul at dispatch ng bahagi ng spot reserve.

Magkakaiba ang paglalarawan ng mga ulat sa mga pansamantalang kaayusan. Ayon sa ilan, lilimitahan ang pagkuha ng reserve sa capacity na saklaw ng mga umiiral na kontrata. Tinutukoy naman sa isa pang ulat ang itinalagang must-run capacity, na babayaran batay sa cost recovery, bilang opsyon para sa mga pangangailangang hindi saklaw ng mga kontratang iyon. Kailangang paandarin ang naturang capacity upang masuportahan ang pagiging maaasahan ng grid, sa halip na kumita mula sa presyo ng reserve market.

Mahalaga ang pagkakaibang ito dahil hindi nawawala ang pangangailangan ng grid sa mga reserve kapag itinigil ang pagbili ng spot reserve. Kailangan pa ring matugunan ng mga umiiral na kontrata at anumang itinalagang capacity ang operasyonal na pangangailangang iyon.

Mga bilang ng gastos sa mga rehiyong pinagbatayan ng desisyon

Nakita sa pagsusuri ng ERC ang malalaking pagkakaiba sa pagitan ng mga binili sa merkado at mga kinontratang reserve noong 2025. Gumastos ang Luzon ng P24.53 bilyon sa reserve market, na inilalarawan bilang doble ng halaga ng ancillary services na nakuha sa pamamagitan ng mga bilateral na kontrata. Gumastos ang Visayas ng P19.59 bilyon, habang P3.71 bilyon naman ang ginastos ng Mindanao.

Umaabot sa kabuuang P47.83 bilyon ang mga halagang ginastos sa reserve market sa tatlong rehiyon. Humigit-kumulang 51% ang bahagi ng Luzon at 41% naman ang sa Visayas. Pinakamalaki ang kabuuang ginastos sa Luzon, ngunit ipinakikita ng mga bilang sa Visayas ang partikular na matinding epekto sa singil sa kuryente.

64.5 na beses na mas mataas ang epekto sa singil sa Visayas na P1.29 kada kWh kaysa P0.02 kada kWh na iniuugnay sa mga kinontratang reserve. Umabot sa humigit-kumulang P21 kada kWh ang mga presyo ng reserve doon. Magkaibang sukatan ang presyo ng biniling reserve service at ang idinadagdag nito sa bill ng konsyumer, kaya hindi dapat ipakahulugan ang P21 bilang halagang idinadagdag sa bawat yunit ng kuryenteng ginagamit ng sambahayan.

Mas masalimuot ang paghahambing sa Mindanao. P190 milyon na mas mababa, o humigit-kumulang 4.9% na mas mababa, ang P3.71 bilyong gastos nito sa reserve market kaysa P3.90 bilyong nagastos sa pamamagitan ng ASPA. Gayunman, sinabi ng ERC na mas mabigat ang epekto ng merkado sa singil ng mga konsyumer sa lahat ng tatlong rehiyon. Hindi sapat ang kabuuang ginastos upang matukoy ang relatibong epekto sa mga bill kung walang kaukulang datos sa dami at detalye ng alokasyon.

Ayon sa hiwalay na iniulat na sukatan, umabot sa average na P21.11 kada kWh ang mga presyo ng reserve sa Mindanao noong 2025, mula sa P4.39 kada kWh noong huling bahagi ng 2024. Humigit-kumulang 4.8 na beses ito ng dating antas. Hindi dapat ipagkamali ang mga presyong ito ng reserve sa presyo ng enerhiya sa WESM ng Mindanao na P12.61 kada kWh noong Setyembre.

Bakit hindi sapat ang pagbaba ng price cap

Bago suspindihin ang merkado, ibinaba ng mga regulator ang reserve offer price cap mula P32,000 tungong P25,000 kada megawatt-hour (MWh). Dahil katumbas ng 1,000 kWh ang isang MWh, katumbas ng P32 at P25 kada kWh ang mga limitasyong ito. Humigit-kumulang 21.9% ang ibinaba ng cap, ngunit sinabi ng ERC na hindi nito nalutas ang problema.

Tinutukoy ng regulator ang suliranin sa pagkontrata bukod pa sa usapin ng presyo: pinanghihinaan ng loob ang mga provider na pumirma ng mga nakapirming ASPA sa mas mababang presyo dahil sa malalaking bayad sa spot market. Dahil dito, mas nalantad sa pabago-bagong pagbili sa merkado ang mga pangangailangan sa reserve.

Itinatakda ng price cap ang pinakamataas na pinapahintulutang alok. Hindi nito awtomatikong tinitiyak ang sapat na capacity sa ilalim ng mga kontrata o inaalis ang mga kondisyong nagpapanatili sa presyo malapit sa limitasyong iyon. Kaya higit pa sa isa pang pagbabago sa cap ang ipinag-utos na muling pagdidisenyo: saklaw nito ang mga pangangailangan sa reserve, mga tuntunin sa pagkuha at paraan ng pagpapasa ng gastos sa mga konsyumer.

Nais din ng ERC na ibatay ang pagkuha sa mga pagtataya sa pangangailangan sa reserve sa hinaharap upang masuportahan ang pamumuhunan, kabilang ang battery storage at iba pang flexible capacity. Hamon ang magbigay ng mahuhulaang bayad para sa mga resource na kailangan ng grid nang hindi nauulit ang matataas na singil sa mga konsyumer na nag-udyok sa suspensyon.

30 araw para tukuyin ang kakulangan sa reserve

Inatasan ang NGCP na suriin sa loob ng 30 araw ang mga pangangailangan sa reserve na hindi saklaw ng mga umiiral na kaayusan at magtalaga ng must-run capacity. Kailangan din nitong magsikap na makakuha ng mga kontrata para sa buong pangangailangan sa reserve, gamit ang mga pagtatayang isinasaalang-alang ang mga pangangailangan sa hinaharap.

Hiwalay ang gawaing ito sa atas na muling idisenyo ang merkado sa loob ng anim na buwan, na ibinigay sa NGCP, PEMC at IEMOP. Tinutugunan ng mas maikling takdang panahon ang agarang kakulangan sa operasyon; ang mas mahabang panahon naman ay para sa estruktura ng merkado.

Walang binanggit na tiyak na petsa sa kalendaryo para sa mga takdang panahong ito sa mga iniulat na tagubilin, at walang nakatakdang petsa ng pagtatapos ang suspensyon. Hindi pa tinutukoy ang laki ng pangangailangan sa reserve na hindi saklaw, ang mga pasilidad na itatalaga at ang magreresultang mga bayad para sa cost recovery.

Sinabi ni Juan na nilayon ng ERC at DOE na panatilihin ang mga kinontrata at must-run reserve habang binabago ang mga tuntunin sa pagkuha at pagsingil sa mga konsyumer. Inilahad din niya ang nakasaad na layunin ng regulator para sa muling pagbubukas ng merkado.

"Sinuspinde namin ang merkado ngayon upang makabalik ito nang mas matatag, na may mas mahusay na disenyo at maaasahang suplay ng mga reserve sa presyong kaya ng mga konsyumer," sabi ni Juan.

Kontrata sa baterya sa Cebu bilang alternatibo

Ipinakikita ng hiwalay na pag-apruba ng ERC sa Cebu ang pagtulak ng regulator sa mga nakapirming kontrata para sa reserve. Nagbigay ang komisyon ng pansamantalang pahintulot para sa limang taong ASPA sa pagitan ng NGCP at East Asia Utilities Corporation (EAUC) sa Mactan, Lapu-Lapu City.

Magbibigay ang 44.72 MW na battery energy storage system ng EAUC ng hanggang 13 MW na regulating reserve at 13 MW na contingency reserve. Tumutulong ang regulating reserve na pamahalaan ang karaniwang pagbabago sa suplay at demand; sinusuportahan naman ng contingency reserve ang grid matapos ang biglaang pagkawala ng generation. Mabilis na makatutugon ang baterya sa alinman sa mga pangangailangang ito.

Iniulat na 40 MW ang nakapirming regulating reserve sa Visayas, kumpara sa kinakailangang 67 MW, at 67.3 MW naman ang contingency reserve, kumpara sa 75 MW. Ipinahihiwatig ng mga bilang na ito ang kakulangan na 27 MW at 7.7 MW, ayon sa pagkakasunod. Kailangang gawing available ang nakapirming capacity alinsunod sa kontrata, at may multa kapag hindi ito naibigay.

Kung lubos na available at idaragdag sa mga bilang na iyon, mababawasan ng 13 MW na regulating reserve mula sa EAUC ang kakulangan tungong 14 MW. Lalampas naman ang 13 MW na contingency reserve nito sa nakasaad na kakulangan na 7.7 MW, bagaman nakadepende pa rin sa aktuwal na pag-iiskedyul at availability kung gaano karaming reserve ang magagamit ng grid.

P5.28 kada kWh ang pansamantalang rate para sa parehong serbisyo, o humigit-kumulang sangkapat ng benchmark na halos P21 kada kWh para sa reserve market ng Visayas. Ipinahihiwatig ng paghahambing ang mas mababang nakasaad na singil sa serbisyo, hindi garantisadong pagbaba ng katumbas na porsyento sa mga bill ng sambahayan.

Nagtala ang Visayas ng 123 yellow at red alert mula Enero hanggang unang bahagi ng Setyembre 2026. Sinabi ni Juan na binigyang-prayoridad ang aplikasyon dahil maaaring mabawasan ng karagdagang nakapirming reserve ang posibilidad ng mga alert at pagkaantala.

Tumaas ang presyo ng enerhiya sa kabila ng pagdami ng suplay

Kasabay ng pagtaas ng presyo ng enerhiya ang pagpigil sa reserve market, na nagpapakita kung bakit maaaring hindi katumbas na pagbaba sa kabuuang bill ang mas mababang singil sa ancillary services. Para sa panahon ng pagsingil mula Agosto 26 hanggang Setyembre 25, tumaas nang 3.1% ang average na presyo ng WESM sa sistema, mula P7.21 tungong P7.43 kada kWh.

Tumaas nang 2.4% ang average na suplay at umabot sa 20,209 MW, habang tumaas naman nang 1.8% ang demand at umabot sa 14,188 MW. Iniugnay ni IEMOP energy market analyst Rica O. Cagnayo ang pagbabago sa presyo sa mga pagkawala ng generation, limitasyon sa grid at pagbabago sa daloy ng kuryente sa high-voltage direct current (HVDC).

Nag-uulat din ang mga ulat ng hiwalay na average supply margin na 3,957 MW, mula sa 3,779 MW noong Agosto. Hindi katumbas ng simpleng diperensya ng iniulat na kabuuang suplay at demand, na 6,021 MW, ang margin na ito. Hindi ipinaliwanag ang batayan ng pagkalkula kaya hindi dapat ituring na magkakapareho ang dalawang sukatan.

Tumaas nang 5.7% ang presyo sa Luzon, mula P4.90 tungong P5.18 kada kWh. Tumaas nang 4.3% ang suplay at umabot sa 15,114 MW, habang umakyat nang 2.6% ang demand at umabot sa 9,899 MW. Sa kabila ng mas malaking suplay, nakatulong sa pagtaas ng presyo ang mga pagkawala ng malalaking planta.

Nanatili sa 2,201 MW ang suplay sa Visayas habang bahagyang tumaas nang 0.2% ang demand at umabot sa 2,099 MW. Tumaas nang 5.2% ang mga presyo, mula P11.81 tungong P12.42 kada kWh, sa gitna ng mga pagkawala, interbensyon ng operator at yellow at red alert. Dahil sa mga pagkawala, umabot sa 777.2 MW ang hindi magagamit na capacity sa rehiyon.

Tumutulong ipaliwanag ng mga linya ng transmisyon ang agwat ng presyo

Hindi laging naipapadala ang sapat na kuryente mula sa isang rehiyon tungo sa ibang nangangailangan nito. Naglilipat ng kuryente sa pagitan ng mga grid ang mga interkoneksyon ng HVDC, ngunit maaaring limitahan ng mga hangganan sa operasyon ang paglilipat at hindi mapababa ng mas murang kuryente ang mga presyo sa ibang lugar.

Umandar ang link ng Luzon at Visayas sa ilalim ng mga kondisyong naghihiwalay sa presyo sa loob ng 77.6% ng panahon ng pagsingil noong Setyembre. Umabot naman sa 73.5% ng panahon ang operasyon na nilimitahan para sa seguridad ng sistema. Nakakatulong ang mga kondisyong ito na ipaliwanag kung bakit nanatiling mas mataas ang presyo ng enerhiya sa Visayas kaysa sa Luzon sa kabila ng pambansang pagtaas ng average na suplay.

Umandar ang link ng Mindanao at Visayas sa ilalim ng mga kondisyong malayang dumadaloy ang kuryente sa loob ng 92.82% ng panahon, mula sa 91.16% noong Agosto. Nakatulong ang mas malalakas na paglilipat upang magkalapit ang mga presyo sa dalawang rehiyon: P12.61 kada kWh ang average sa Mindanao, P0.19 lamang na mas mataas kaysa sa Visayas.

Bumaba nang 1.4% ang presyo sa Mindanao mula P12.79 kada kWh, habang 1,022.6 MW ang hindi magagamit dahil sa mga pagkawala. Hindi nagtutugma ang mga ulat tungkol sa pagbabago sa suplay at demand. Ayon sa isang ulat, 2,190 MW ang suplay, na bumaba nang 0.2%, at 2,893 MW ang demand, na bumaba nang 5%. Sa isa pang ulat, binaligtad ang mga porsyento at sinabing bumaba nang 5% ang suplay at 0.2% ang demand. Pareho nilang inilalarawan ang pagbaba ng suplay at demand, ngunit kailangan pang linawin ang eksaktong pagbabago.

Sinabi ni Cacho na maaaring bumaba sa P9 hanggang P10 kada kWh ang presyo ng enerhiya sa Visayas kapag nagbalik ang operasyon ng mga pangunahing planta, ngunit nagbabala siyang maaaring hindi malaki ang ibaba nito. Tungkol ang pagtatayang iyon sa availability ng enerhiya, hindi sa garantisadong resulta ng pagsuspinde sa kalakalan ng reserve.

Hindi pa nalulutas ng mas mababang singil sa reserve ang buong bill

Inaasahan ni Cacho na bababa ang singil sa ancillary services na ipinapasa sa mga distribution utility at kooperatiba ng kuryente kapag inalis ang mga bayad sa spot reserve. Inilarawan niya ang agarang epekto nito sa singil sa transmisyon.

"Sa praktika, bababa ang mga singil sa transmisyon dahil hindi na natin kailangang magbayad para sa reserve market," sabi ni Cacho.

Mananatili ang mga gastos sa kinontratang reserve, at maaaring magkaroon ng mga bayad para sa cost recovery ang anumang kaayusang must-run. Wala pang inanunsyong tiyak na halaga ng ibababa sa bill ng karaniwang sambahayan o kumpirmadong iskedyul ng pagsingil para sa naturang pagbaba.

Ipinakikita rin ng mga bilang sa enerhiya noong Setyembre na hindi nangangahulugang bababa ang presyo ng settlement sa spot kapag lumiit ang bahagi ng spot market. Bumaba ang dami ng spot mula 13.4% tungong 12.2% ng nakalakal na dami, samantalang tumaas ang epektibong presyo ng settlement sa spot mula P8.48 tungong P9.32 kada kWh. Tumaas ang kabuuang halaga ng kalakalan mula P13.94 bilyon tungong P26.62 bilyon.

Nagbago rin ang komposisyon ng generation. Nagmula sa renewable energy ang 28% ng generation. Bumaba ang bahagi ng karbon mula 56% tungong 51.7%, habang umabot sa 17% ang natural gas, 11.3% ang hydro, 5.3% ang solar at 8.3% ang geothermal. Kasabay ng mga pagkawala at limitasyon sa transmisyon ang mga pagbabagong ito kaya hindi sapat ang mga ito lamang upang ipaliwanag ang pagtaas ng presyo.

Ikalawang suspensyon matapos ang proseso ng muling pagsisimula noong 2024

Kasunod ang hakbang sa Oktubre ng naunang paghinto matapos magsimula ang komersyal na operasyon ng reserve market. Tungkol ang naunang suspensyon sa nakabinbing pagsunod sa mga kahingian ng ERC para sa pamamaraan ng pagpepresyo, hindi sa kaparehong nakasaad na dahilan ng patuloy na mataas na gastos sa reserve.

• Enero 2024: Nagsimula ang komersyal na operasyon ng reserve market.
• Marso 26, 2024: Sinuspinde ng ERC ang kalakalan ng reserve, maliban sa mga reserve na inialok at ipinadala sa ilalim ng mga ASPA na saklaw ng mga resolusyon nito.
• Hulyo 26, 2024: Napagpasyahan sa Notice of Resolution ng ERC na wala na ang mga batayan para sa suspensyon matapos sumunod ang PEMC at IEMOP sa mga direktiba.
• Hulyo 30, 2024: Ipinahayag ng ERC ang pag-alis sa suspensyon sa Section 8, na sumasaklaw sa billing at settlement, ng WESM Price Determination Methodology.
• Oktubre 14, 2026, alas-00:05: Sinabi ng IEMOP na magsisimula ang pinakahuling suspensyon sa operasyon ng spot reserve.

Sa proseso noong 2024, inatasan ang IEMOP na muling kalkulahin ang mga halaga ng kalakalan ng reserve para sa mga panahon ng pagsingil noong Pebrero at Marso, at isaayos ang natitirang 70% para sa Marso. Ipinaliwanag noon ni ERC Chairperson Monalisa Dimalanta na kontrolado ng DOE ang operasyon habang ipinatutupad ng ERC ang pamamaraan ng pagpepresyo; DOE ang mag-aanunsyo ng petsa ng epektibong muling pagsisimula.

Ikinatuwa ng Philippine Independent Power Producers Association ang pag-alis sa suspensyon noong 2024 bilang hakbang tungo sa seguridad sa enerhiya. Kinatawan ito ng pangulo nitong si Anne Escoro Montelibano. Binubuo ang asosasyon ng 28 kompanya ng kuryente na may 18,132 MW na naka-install na kapasidad ng grid. Itinatampok ngayon ng pinakahuling suspensyon sa muling pagdidisenyo ang katiyakan para sa mga mamumuhunan, pagiging abot-kaya at maaasahang saklaw ng reserve.

Mahahalagang Punto

• Sinuspinde ang dispatch at settlement ng spot reserve simula Oktubre 14, 2026, alas-00:05, hanggang sa maglabas ng mga susunod na kautusan ang ERC.
• Magpapatuloy ang mga kinontratang reserve; tinukoy rin ang must-run capacity bilang opsyon para sa mga pangangailangang hindi saklaw.
• Umabot sa P47.83 bilyon ang mga binili sa reserve market sa Luzon, Visayas at Mindanao noong 2025.
• P1.29 kada kWh ang epekto sa singil ng reserve market sa Visayas, kumpara sa P0.02 mula sa mga kinontratang reserve.
• May 30 araw ang NGCP para magsagawa ng pagsusuri sa reserve, habang kailangang magpanukala ang NGCP, PEMC at IEMOP ng muling pagdidisenyo sa loob ng anim na buwan.
• May pansamantalang rate na P5.28 kada kWh ang kontrata sa baterya sa Cebu at maaari itong magbigay ng hanggang 13 MW bawat isa ng regulating at contingency reserve.
• Tumaas sa P7.43 kada kWh ang presyo ng enerhiya sa WESM noong Setyembre sa buong bansa. Hindi pa tinutukoy ang laki at panahon ng posibleng matitipid ng mga sambahayan sa bill dahil sa pagpigil sa reserve market.