ERC Gantung Pasaran Rizab Filipina Susulan Kos Tinggi Membebankan Bil Elektrik

Penggantungan pada 14 Oktober sasar rizab spot yang mahal

Suruhanjaya Pengawalseliaan Tenaga Filipina (ERC) mengarahkan operasi pasaran rizab digantung mulai 14 Oktober 2026, pada 00:05, selepas mendapati pembelian kuasa siap siaga melalui pasaran itu meningkatkan kos pengguna. Di Visayas sahaja, pembelian pasaran rizab berjumlah P19.59 bilion pada 2025 dan menambah P1.29 bagi setiap kilowatt-jam (kWh) kepada kadar elektrik, berbanding P0.02 bagi setiap kWh daripada rizab berkontrak.

Campur tangan itu menghentikan penghantaran komersial dan penyelesaian rizab spot, bukan pasaran spot elektrik itu sendiri. Rizab yang telah diperoleh melalui kontrak yang diluluskan akan terus beroperasi. National Grid Corporation of the Philippines (NGCP), Philippine Electricity Market Corporation (PEMC) dan Independent Electricity Market Operator of the Philippines (IEMOP) mesti mengemukakan cadangan reka bentuk semula pasaran rizab dalam tempoh enam bulan.

Penggantungan itu akan berkuat kuasa sehingga ERC mengeluarkan arahan selanjutnya. Ini menjadikan tempoh enam bulan itu tarikh akhir untuk mengemukakan cadangan, bukannya tarikh dagangan disahkan akan disambung semula. Pengawal selia berkata tindakan itu diselaraskan dengan Jabatan Tenaga (DOE).

Pengerusi merangkap Ketua Pegawai Eksekutif ERC, Francis Saturnino C. Juan, menyifatkan keputusan itu sebagai tindak balas sementara terhadap harga yang kekal tinggi, khususnya di Visayas, sejak operasi pasaran penuh bermula.

"Ini campur tangan pembetulan dan sementara, bukannya berundur daripada pasaran rizab," kata Juan.

Matlamat segera adalah menghapuskan pembelian rizab spot yang mahal daripada caj perkhidmatan sampingan, sambil memastikan kapasiti siap siaga yang mencukupi untuk menstabilkan grid. Sama ada langkah itu akan mengurangkan jumlah bil isi rumah dengan ketara turut bergantung pada kos penjanaan, caj rizab yang masih dikenakan dan komponen bil lain.

Perkara yang dihentikan dan yang terus beroperasi

Perkhidmatan sampingan ialah kapasiti siap siaga dan perkhidmatan lain yang digunakan untuk mengimbangi bekalan dan permintaan elektrik. Perkhidmatan ini membantu grid bertindak balas apabila loji jana kuasa tiba-tiba berhenti beroperasi atau permintaan berubah. Ia berbeza daripada elektrik yang dibeli secara rutin untuk membekalkan rumah dan perniagaan.

NGCP boleh mendapatkan perkhidmatan ini melalui pasaran rizab atau perjanjian perolehan perkhidmatan sampingan (ASPA). Perjanjian itu menjamin kapasiti daripada pembekal pada kadar yang diluluskan. Pasaran rizab, yang memulakan operasi komersial pada Januari 2024, membolehkan rizab dibeli dan dijual melalui WESM.

Naib Presiden Operasi Dagangan IEMOP, Isidro E. Cacho Jr., berkata penggantungan Oktober itu meliputi rizab spot, manakala rizab berkontrak akan terus beroperasi. Penjadualan dan penghantaran komponen rizab spot akan dihentikan.

Laporan berbeza dalam cara ia menghuraikan aturan sementara itu. Sesetengahnya menyatakan perolehan rizab akan dihadkan kepada kapasiti di bawah kontrak sedia ada. Satu lagi laporan turut menyebut kapasiti wajib beroperasi yang ditetapkan, dengan bayaran berasaskan pemulihan kos, sebagai pilihan untuk keperluan yang tidak diliputi kontrak tersebut. Kapasiti sedemikian perlu beroperasi untuk menyokong kebolehpercayaan, bukannya memperoleh harga pasaran rizab.

Perbezaan itu penting kerana menamatkan pembelian spot tidak menghapuskan keperluan grid terhadap rizab. Kontrak sedia ada dan sebarang kapasiti yang ditetapkan masih perlu memenuhi keperluan operasi tersebut.

Angka kos serantau di sebalik keputusan itu

Semakan ERC menemukan perbezaan ketara antara pembelian pasaran dengan rizab berkontrak pada 2025. Luzon membelanjakan P24.53 bilion untuk pasaran rizab, iaitu dua kali ganda kos perkhidmatan sampingan yang diperoleh melalui kontrak dua hala. Visayas membelanjakan P19.59 bilion, manakala Mindanao membelanjakan P3.71 bilion.

Jumlah pasaran rizab bagi ketiga-tiga wilayah itu ialah P47.83 bilion. Luzon menyumbang kira-kira 51% dan Visayas kira-kira 41%. Jumlah perbelanjaan terbesar dicatatkan di Luzon, tetapi angka Visayas menunjukkan kesan yang amat ketara terhadap kadar elektrik.

Kesan terhadap kadar di Visayas, iaitu P1.29 bagi setiap kWh, adalah 64.5 kali ganda berbanding P0.02 bagi setiap kWh yang dikaitkan dengan rizab berkontrak. Harga rizab di sana mencecah kira-kira P21 bagi setiap kWh. Harga pembelian perkhidmatan rizab dan sumbangannya kepada bil pengguna ialah dua ukuran berbeza; oleh itu, P21 tidak harus ditafsirkan sebagai jumlah yang ditambah kepada setiap unit elektrik isi rumah.

Perbandingan di Mindanao lebih rumit. Kos pasaran rizabnya sebanyak P3.71 bilion adalah P190 juta lebih rendah daripada P3.90 bilion yang ditanggung melalui ASPA, atau kira-kira 4.9% lebih rendah. Namun, ERC berkata pasaran itu memberi kesan lebih besar terhadap kadar pengguna di ketiga-tiga wilayah. Jumlah perbelanjaan sahaja tidak menentukan kesan relatif terhadap bil tanpa butiran kuantiti dan pengagihan yang sepadan.

Satu lagi ukuran yang dilaporkan meletakkan purata harga rizab Mindanao pada P21.11 bagi setiap kWh pada 2025, meningkat daripada P4.39 bagi setiap kWh pada penghujung 2024. Itu kira-kira 4.8 kali ganda paras sebelumnya. Harga rizab ini tidak harus dikelirukan dengan harga tenaga WESM Mindanao pada September, iaitu P12.61 bagi setiap kWh.

Mengapa had harga yang lebih rendah tidak mencukupi

Sebelum menggantung pasaran, pengawal selia menurunkan had harga tawaran rizab daripada P32,000 kepada P25,000 bagi setiap megawatt-jam (MWh). Memandangkan satu MWh bersamaan 1,000 kWh, had itu bersamaan P32 dan P25 bagi setiap kWh. Pengurangan itu kira-kira 21.9%, tetapi ERC berkata langkah tersebut tidak menyelesaikan masalah.

Pengawal selia mengenal pasti isu kontrak selain isu harga: bayaran pasaran spot yang tinggi tidak menggalakkan pembekal menandatangani ASPA yang kukuh pada harga lebih rendah. Ini menyebabkan keperluan rizab lebih terdedah kepada pembelian pasaran yang tidak menentu.

Had harga menetapkan tawaran tertinggi yang dibenarkan. Dengan sendirinya, ia tidak menjamin kapasiti kontrak yang mencukupi atau menghapuskan keadaan yang mengekalkan harga hampir pada paras had tersebut. Oleh itu, reka bentuk semula yang diarahkan melangkaui pelarasan had sekali lagi; ia merangkumi keperluan rizab, peraturan perolehan dan cara kos dipindahkan kepada pengguna.

ERC juga mahu perolehan dibuat berdasarkan ramalan keperluan rizab pada masa depan bagi menyokong pelaburan, termasuk penyimpanan bateri dan kapasiti fleksibel lain. Cabarannya ialah menyediakan bayaran yang boleh dijangka bagi sumber yang diperlukan grid tanpa mengulangi caj pengguna yang tinggi sehingga mencetuskan penggantungan itu.

30 hari untuk mengenal pasti kekurangan rizab

NGCP diarahkan menilai keperluan rizab yang tidak diliputi oleh aturan sedia ada dan menetapkan kapasiti wajib beroperasi dalam tempoh 30 hari. NGCP juga mesti mendapatkan kontrak bagi keseluruhan keperluan rizab berdasarkan ramalan yang mengambil kira keperluan masa depan.

Tugas itu berasingan daripada mandat reka bentuk semula enam bulan yang dikongsi NGCP, PEMC dan IEMOP. Tempoh lebih singkat menangani kekurangan operasi segera, manakala tempoh lebih panjang melibatkan struktur pasaran.

Tarikh kalendar tepat bagi tempoh akhir itu tidak dinyatakan dalam arahan yang dilaporkan, dan penggantungan itu tidak mempunyai tarikh tamat tetap. Jumlah keperluan rizab yang belum diliputi, kemudahan yang akan ditetapkan dan bayaran pemulihan kos yang terhasil masih belum diperincikan.

Juan berkata ERC dan DOE berhasrat mengekalkan rizab berkontrak dan rizab wajib beroperasi, sambil mengubah peraturan perolehan dan caj pengguna. Beliau turut menyatakan matlamat pengawal selia bagi pasaran yang dibuka semula.

"Kami menggantung pasaran sekarang supaya ia dapat kembali dengan lebih kukuh, reka bentuk yang lebih baik dan bekalan rizab yang boleh dipercayai pada harga yang mampu ditanggung pengguna," kata Juan.

Kontrak bateri Cebu menunjukkan alternatif

Kelulusan berasingan ERC di Cebu menggambarkan usaha pengawal selia beralih kepada kontrak rizab yang kukuh. Suruhanjaya itu memberikan kuasa sementara bagi ASPA lima tahun antara NGCP dengan East Asia Utilities Corporation (EAUC) di Mactan, Lapu-Lapu City.

Sistem penyimpanan tenaga bateri EAUC berkapasiti 44.72 MW akan menyediakan sehingga 13 MW rizab pengawalan dan 13 MW rizab kontingensi. Rizab pengawalan membantu mengurus perubahan rutin bekalan dan permintaan; rizab kontingensi menyokong grid selepas kehilangan penjanaan secara mendadak. Bateri boleh bertindak balas dengan pantas terhadap kedua-dua keperluan.

Kedudukan rizab kukuh Visayas yang dilaporkan ialah 40 MW rizab pengawalan berbanding keperluan 67 MW, dan 67.3 MW rizab kontingensi berbanding 75 MW. Angka itu menunjukkan kekurangan masing-masing sebanyak 27 MW dan 7.7 MW. Kapasiti kukuh mesti disediakan di bawah kontrak, dengan penalti sekiranya gagal.

Jika tersedia sepenuhnya dan ditambah kepada angka tersebut, sumbangan pengawalan EAUC sebanyak 13 MW akan mengurangkan kekurangan itu kepada 14 MW. Sumbangan kontingensinya pula akan melebihi kekurangan 7.7 MW yang dinyatakan, walaupun penjadualan dan ketersediaan sebenar tetap menentukan jumlah rizab yang boleh digunakan grid.

Kadar sementara ialah P5.28 bagi setiap kWh untuk kedua-dua perkhidmatan, kira-kira satu perempat daripada penanda aras pasaran rizab Visayas sekitar P21 bagi setiap kWh. Perbandingan itu menunjukkan kadar perkhidmatan yang disebut jauh lebih rendah, bukannya jaminan pengurangan bil isi rumah pada kadar peratusan yang sama.

Visayas mencatatkan 123 amaran kuning dan merah dari Januari hingga awal September 2026. Juan berkata permohonan itu diberi keutamaan kerana tambahan rizab kukuh boleh mengurangkan kemungkinan amaran dan gangguan.

Harga tenaga meningkat walaupun bekalan bertambah

Penggantungan rizab itu berlaku serentak dengan kenaikan harga tenaga, menunjukkan mengapa caj perkhidmatan sampingan yang lebih rendah mungkin tidak diterjemahkan secara langsung kepada penurunan bil keseluruhan pada kadar yang sama. Bagi tempoh bil 26 Ogos hingga 25 September, purata harga WESM sistem meningkat daripada P7.21 kepada P7.43 bagi setiap kWh, iaitu kenaikan 3.1%.

Purata bekalan meningkat 2.4% kepada 20,209 MW, manakala permintaan naik 1.8% kepada 14,188 MW. Penganalisis pasaran tenaga IEMOP, Rica O. Cagnayo, mengaitkan perubahan harga itu dengan gangguan penjanaan, kekangan grid dan perubahan aliran kuasa arus terus voltan tinggi (HVDC).

Laporan turut menyatakan margin bekalan purata berasingan sebanyak 3,957 MW, meningkat daripada 3,779 MW pada Ogos. Margin itu tidak sama dengan perbezaan mudah antara jumlah bekalan dan permintaan yang dilaporkan, iaitu 6,021 MW. Asas pengiraannya tidak dijelaskan, maka kedua-dua ukuran itu tidak harus dianggap saling boleh ditukar ganti.

Harga Luzon meningkat 5.7% daripada P4.90 kepada P5.18 bagi setiap kWh. Bekalan bertambah 4.3% kepada 15,114 MW dan permintaan meningkat 2.6% kepada 9,899 MW. Walaupun kedudukan bekalan lebih kukuh, gangguan loji utama membantu mendorong harga naik.

Di Visayas, bekalan kekal pada 2,201 MW manakala permintaan meningkat sedikit sebanyak 0.2% kepada 2,099 MW. Harga naik 5.2%, daripada P11.81 kepada P12.42 bagi setiap kWh, berikutan gangguan, campur tangan pengendali serta amaran kuning dan merah. Gangguan menyebabkan sehingga 777.2 MW tidak tersedia di wilayah itu.

Sambungan penghantaran membantu menjelaskan jurang harga

Bekalan elektrik yang mencukupi di sesebuah wilayah tidak semestinya dapat disalurkan ke wilayah lain yang memerlukannya. Sambungan HVDC memindahkan kuasa antara grid, tetapi had operasi boleh mengehadkan pemindahan dan menghalang elektrik yang lebih murah daripada menurunkan harga di tempat lain.

Sambungan Luzon-Visayas beroperasi dalam keadaan pengasingan harga selama 77.6% daripada tempoh bil September. Operasi yang dihadkan atas faktor keselamatan sistem meliputi 73.5% daripada tempoh itu. Keadaan ini membantu menjelaskan mengapa harga tenaga Visayas kekal jauh lebih tinggi berbanding Luzon walaupun purata bekalan negara meningkat.

Sambungan Mindanao-Visayas beroperasi dalam keadaan aliran bebas selama 92.82% daripada tempoh itu, meningkat daripada 91.16% pada Ogos. Pemindahan yang lebih kukuh membantu merapatkan harga kedua-dua wilayah: purata Mindanao ialah P12.61 bagi setiap kWh, hanya P0.19 lebih tinggi daripada Visayas.

Harga Mindanao turun 1.4% daripada P12.79 bagi setiap kWh, manakala gangguan menyebabkan 1,022.6 MW tidak tersedia. Laporan bercanggah tentang perubahan bekalan dan permintaan. Satu laporan menyatakan bekalan sebanyak 2,190 MW, turun 0.2%, dan permintaan sebanyak 2,893 MW, turun 5%. Satu lagi membalikkan pergerakan peratusan itu, dengan menyatakan bekalan turun 5% dan permintaan turun 0.2%. Kedua-duanya menggambarkan bekalan dan permintaan yang merosot, tetapi pergerakan tepat perlu dijelaskan.

Cacho berkata loji utama yang kembali beroperasi boleh menurunkan harga tenaga Visayas kepada sekitar P9 hingga P10 bagi setiap kWh, namun memberi amaran bahawa penurunan itu mungkin tidak besar. Unjuran itu berkaitan ketersediaan tenaga, bukannya hasil yang dijamin daripada penggantungan dagangan rizab.

Caj rizab yang lebih rendah tidak menentukan keseluruhan bil

Cacho menjangkakan penghapusan bayaran rizab spot akan mengurangkan caj perkhidmatan sampingan yang dikenakan kepada syarikat pengagihan dan koperasi elektrik. Beliau menyifatkan kesan serta-merta itu terhadap caj penghantaran.

"Secara langsung, caj penghantaran akan turun kerana kami tidak lagi perlu membayar untuk pasaran rizab," kata Cacho.

Kos rizab berkontrak akan kekal, dan sebarang aturan wajib beroperasi mungkin menghasilkan bayaran pemulihan kos. Tiada pengurangan khusus bagi isi rumah biasa atau jadual bil yang disahkan untuk pengurangan itu diumumkan.

Angka tenaga September turut menunjukkan bahawa bahagian pasaran spot yang lebih kecil tidak semestinya bermaksud harga penyelesaian spot yang lebih rendah. Jumlah dagangan spot turun daripada 13.4% kepada 12.2% daripada kuantiti dagangan, manakala harga penyelesaian spot efektif meningkat daripada P8.48 kepada P9.32 bagi setiap kWh. Jumlah dagangan keseluruhan meningkat daripada P13.94 bilion kepada P26.62 bilion.

Komposisi penjanaan juga berubah. Tenaga boleh baharu membekalkan 28% daripada penjanaan. Bahagian arang batu turun daripada 56% kepada 51.7%, manakala gas asli mencapai 17%, hidro 11.3%, solar 5.3% dan geoterma 8.3%. Perubahan itu berlaku serentak dengan gangguan dan sekatan penghantaran, maka ia tidak menjelaskan kenaikan harga secara bersendirian.

Penggantungan kedua selepas proses penyambungan semula pada 2024

Campur tangan Oktober itu menyusuli jeda terdahulu yang berlaku sejurus selepas pasaran rizab memulakan operasi komersial. Penggantungan terdahulu berkaitan pematuhan tertangguh terhadap keperluan ERC bagi metodologi penetapan harga, bukannya alasan sama yang kini dinyatakan, iaitu kos rizab yang berterusan tinggi.

• Januari 2024: Pasaran rizab memulakan operasi komersial.
• 26 Mac 2024: ERC menggantung dagangan rizab, kecuali rizab yang ditawarkan dan dihantar di bawah ASPA yang diliputi oleh ketetapannya.
• 26 Julai 2024: Notis Ketetapan ERC mendapati alasan bagi penggantungan itu tidak lagi wujud selepas PEMC dan IEMOP mematuhi arahan.
• 30 Julai 2024: ERC mengumumkan pengangkatan penggantungan Seksyen 8, yang meliputi pengebilan dan penyelesaian, dalam Metodologi Penentuan Harga WESM.
• 14 Oktober 2026, pada 00:05: IEMOP berkata penggantungan terbaharu operasi rizab spot akan bermula.

Dalam proses 2024, IEMOP diarahkan mengira semula jumlah dagangan rizab bagi tempoh bil Februari dan Mac serta melaraskan baki 70% bagi Mac. Pengerusi ERC ketika itu, Monalisa Dimalanta, menjelaskan bahawa DOE mengawal operasi manakala ERC melaksanakan metodologi penetapan harga; DOE akan mengumumkan tarikh kuat kuasa penyambungan semula.

Persatuan Pengeluar Kuasa Bebas Filipina mengalu-alukan pengangkatan penggantungan pada 2024 sebagai langkah ke arah keselamatan tenaga. Presidennya, Anne Escoro Montelibano, mewakili persatuan yang terdiri daripada 28 syarikat kuasa dengan kapasiti grid terpasang sebanyak 18,132 MW. Penggantungan terbaharu itu kini meletakkan kepastian pelabur, kemampuan dan liputan rizab yang boleh dipercayai sebagai teras reka bentuk semula.

Perkara Utama

• Penghantaran dan penyelesaian rizab spot digantung mulai 14 Oktober 2026, pada 00:05, sehingga ERC mengeluarkan arahan selanjutnya.
• Rizab berkontrak akan diteruskan; kapasiti wajib beroperasi turut dikenal pasti sebagai pilihan bagi keperluan yang tidak diliputi.
• Pembelian pasaran rizab berjumlah P47.83 bilion di Luzon, Visayas dan Mindanao pada 2025.
• Kesan pasaran rizab terhadap kadar di Visayas ialah P1.29 bagi setiap kWh, berbanding P0.02 daripada rizab berkontrak.
• NGCP diberi tugas menilai rizab dalam tempoh 30 hari, manakala NGCP, PEMC dan IEMOP mesti mencadangkan reka bentuk semula dalam tempoh enam bulan.
• Kontrak bateri Cebu mempunyai kadar sementara P5.28 bagi setiap kWh dan boleh menyediakan sehingga 13 MW setiap satu bagi rizab pengawalan dan kontingensi.
• Harga tenaga WESM September meningkat kepada P7.43 bagi setiap kWh di peringkat negara. Jumlah dan masa penjimatan bil isi rumah hasil penggantungan rizab itu masih belum dinyatakan.