高成本推高电费，ERC暂停菲律宾备用电力市场

10月14日起暂停交易，针对高成本现货备用电力

菲律宾能源监管委员会（ERC）下令自2026年10月14日00:05起暂停备用市场运营。此前，委员会发现，通过市场采购备用电力正在推高消费者成本。仅维萨亚斯地区，2025年备用市场采购总额就达195.9亿比索，使电价每千瓦时（kWh）增加1.29比索；相比之下，合同备用电力带来的增幅为每千瓦时0.02比索。

此次干预将停止现货备用电力的商业调度和结算，但不会暂停电力现货市场本身。已通过获批合同落实的备用电力将继续运行。菲律宾国家电网公司（NGCP）、菲律宾电力市场公司（PEMC）和菲律宾独立电力市场运营商（IEMOP）必须在六个月内提出备用市场改造方案。

暂停措施将持续生效，直至ERC另行下令。因此，六个月期限是提交方案的截止时间，并非交易确定恢复的日期。监管机构表示，此次行动已与能源部（DOE）协调。

ERC主席兼首席执行官Francis Saturnino C. Juan表示，这项决定是对价格持续高企作出的临时应对，尤其是自市场全面运营以来维萨亚斯地区的价格一直居高不下。

Juan说：“这是纠正性临时干预，并非退出备用市场。”

眼下的目标是在保留足够备用容量、维持电网稳定的同时，将昂贵的现货备用电力采购从辅助服务费用中剔除。此举能否大幅降低家庭总电费，还取决于发电成本、剩余备用费用及账单中的其他项目。

哪些业务暂停，哪些继续运行

辅助服务是用于维持电力供需平衡的备用容量及其他服务。当发电厂突然停运或需求发生变化时，这些服务有助于电网作出响应。它们不同于日常为家庭和企业供电而采购的电力。

NGCP可以通过备用市场或辅助服务采购协议（ASPA）获取这些服务。此类协议以获批费率向供应商锁定容量。备用市场于2024年1月开始商业运营，允许通过WESM买卖备用电力。

IEMOP交易运营副总裁Isidro E. Cacho Jr.表示，10月的暂停措施适用于现货备用电力，合同备用电力仍将运行。现货备用部分的排程和调度将停止。

不同报道对临时安排的描述并不完全相同。一些报道称，备用电力采购将仅限于现有合同项下的容量。另有报道还指出，对于合同未覆盖的需求，可采用指定的必须运行容量，并按成本回收方式付费。此类容量必须投入运行以保障可靠性，而非通过备用市场价格获利。

这一差别很重要，因为停止现货采购并不意味着电网不再需要备用电力。现有合同及任何指定容量仍须满足这一运行需求。

决定背后的地区成本数据

ERC的审查显示，2025年市场采购与合同备用电力的成本差异显著。吕宋备用市场支出为245.3亿比索，据称是通过双边合同获得的辅助服务成本的两倍。维萨亚斯支出为195.9亿比索，棉兰老支出为37.1亿比索。

三个地区的备用市场支出合计为478.3亿比索。吕宋约占51%，维萨亚斯约占41%。吕宋总支出最高，但维萨亚斯的数据反映出对电价的影响尤其明显。

维萨亚斯每千瓦时1.29比索的电价影响，是合同备用电力所对应的每千瓦时0.02比索的64.5倍。当地备用电力价格一度达到每千瓦时约21比索。备用服务的采购价格与其对消费者账单的影响是不同的指标，因此不应将21比索理解为每一度家庭用电都会增加的金额。

棉兰老的对比则更为复杂。其备用市场成本为37.1亿比索，比通过ASPA产生的39亿比索低1.9亿比索，约低4.9%。不过，ERC仍表示，市场采购在三个地区都对消费者电价造成更大影响。仅凭总支出无法确定对账单的相对影响，还需要相应的采购数量和费用分摊详情。

另有一项数据称，棉兰老2025年备用电力平均价格为每千瓦时21.11比索，高于2024年末的4.39比索，约为此前水平的4.8倍。这些备用电力价格不应与棉兰老9月WESM能源价格每千瓦时12.61比索混淆。

为何下调价格上限仍不够

暂停市场前，监管机构已将备用电力报价上限从每兆瓦时（MWh）32,000比索下调至25,000比索。由于1兆瓦时等于1,000千瓦时，这两个上限分别相当于每千瓦时32比索和25比索。降幅约为21.9%，但ERC表示，这并未解决问题。

监管机构指出，问题既涉及价格，也涉及签约：现货市场的高额支付令供应商不愿以较低价格签订有约束力的ASPA。这使备用需求更容易受到市场采购价格波动的影响。

价格上限规定了允许报价的最高值，但仅靠这一措施，无法确保通过合同锁定足够容量，也无法消除导致价格接近上限的因素。因此，下令进行的改造不仅限于再次调整上限，还包括备用需求、采购规则以及成本向消费者转嫁的方式。

ERC还希望依据未来备用需求预测开展采购，以支持电池储能及其他灵活容量等领域的投资。难点在于，既要为电网所需资源提供可预测的付款，又要避免重现促使监管机构暂停市场的高额消费者费用。

30天内查明备用缺口

NGCP接到指令，须在30天内评估现有安排未覆盖的备用需求，并指定必须运行容量。它还必须根据纳入未来需求的预测，为全部备用需求落实合同。

这项工作不同于NGCP、PEMC和IEMOP共同承担的六个月改造任务。较短期限针对眼下的运行缺口，较长期限则针对市场结构。

已报道的指令未列明这些期限对应的具体日历日期，暂停措施也没有固定结束日期。未覆盖备用需求的规模、将被指定的设施以及由此产生的成本回收付款，目前均未明确。

Juan表示，ERC和DOE计划保留合同备用电力和必须运行备用容量，同时调整采购和消费者收费规则。他还阐述了监管机构所称的市场重启目标。

Juan说：“我们现在暂停市场，是为了让它以更完善的设计和可靠的备用电力供应重新运作，并确保价格在消费者承受范围内。”

宿务电池合同展示替代方案

ERC在宿务的另一项批准体现了监管机构推动签订有约束力的备用合同。委员会已临时批准NGCP与East Asia Utilities Corporation（EAUC）在拉普拉普市麦克坦签订为期五年的ASPA。

EAUC的44.72兆瓦电池储能系统将提供最高13兆瓦的调频备用和13兆瓦的事故备用。调频备用有助于应对日常供需变化；事故备用则在发电突然中断后支撑电网。电池能够快速响应这两类需求。

据报道，维萨亚斯有约束力的调频备用容量为40兆瓦，低于67兆瓦的需求；事故备用容量为67.3兆瓦，低于75兆瓦的需求。这意味着缺口分别为27兆瓦和7.7兆瓦。合同要求必须提供有约束力的容量，未能履约将受到处罚。

如果EAUC的容量全部可用，且在上述数据基础上新增，其13兆瓦调频备用将把缺口降至14兆瓦；其事故备用贡献则会超过已报的7.7兆瓦缺口。不过，电网实际可用的备用电力数量仍取决于排程和可用情况。

两项服务的临时费率均为每千瓦时5.28比索，约为维萨亚斯备用市场基准价每千瓦时21比索的四分之一。这一对比显示，报价的服务费率低得多，但并不意味着家庭电费一定会按相同比例下降。

2026年1月至9月初，维萨亚斯共出现123次黄色和红色警报。Juan表示，由于增加有约束力的备用电力有望降低警报和供电中断的可能性，该申请获得了优先处理。

供应增加，能源价格仍上涨

暂停备用市场之际，能源价格也在上涨，这表明辅助服务费用下降未必会让总电费等幅下跌。在8月26日至9月25日的计费期间，系统平均WESM价格从每千瓦时7.21比索升至7.43比索，涨幅为3.1%。

平均供电量增加2.4%，达到20,209兆瓦；需求增加1.8%，达到14,188兆瓦。IEMOP能源市场分析师Rica O. Cagnayo将价格变动归因于发电机组停运、电网约束以及高压直流（HVDC）电力流向变化。

另有报道单独列出平均供电裕度为3,957兆瓦，高于8月的3,779兆瓦。该裕度并不等于所报供电量与需求量的简单差值，后者为6,021兆瓦。相关计算依据并未说明，因此不应将这两个指标视为可以互换。

吕宋价格上涨5.7%，从每千瓦时4.90比索升至5.18比索。供电量增加4.3%，达到15,114兆瓦；需求增加2.6%，达到9,899兆瓦。尽管供应状况有所改善，但大型发电厂停运仍推高了价格。

维萨亚斯供电量维持在2,201兆瓦，需求小幅增加0.2%，达到2,099兆瓦。受停运、运营方干预以及黄色和红色警报影响，价格上涨5.2%，从每千瓦时11.81比索升至12.42比索。该地区停运导致最多有777.2兆瓦容量无法使用。

输电联络线有助解释地区价差

一个地区电力充足，并不意味着电力总能输送到有需求的另一个地区。HVDC互联线路可以在不同电网之间输送电力，但运行限制可能制约电力传输，使较便宜的电力无法压低其他地区的价格。

9月计费期间，吕宋—维萨亚斯联络线在77.6%的时间内处于价格分离状态。因系统安全而受限运行的时间占整个期间的73.5%。这些情况有助于解释，尽管全国平均供电量上升，维萨亚斯能源价格为何仍远高于吕宋。

棉兰老—维萨亚斯联络线在该计费期间有92.82%的时间处于自由流动状态，高于8月的91.16%。更强的电力传输推动两地价格趋近：棉兰老平均价格为每千瓦时12.61比索，仅比维萨亚斯高0.19比索。

棉兰老价格从每千瓦时12.79比索下降1.4%，但停运导致1,022.6兆瓦容量无法使用。不同报道对供需变化的数据并不一致。一种说法称，供电量为2,190兆瓦，下降0.2%；需求为2,893兆瓦，下降5%。另一种说法则将两项降幅对调，称供电量下降5%，需求下降0.2%。两种说法都指出供需下降，但具体变化仍有待澄清。

Cacho表示，主要发电厂恢复运行后，维萨亚斯能源价格可能降至每千瓦时9至10比索，但他同时提醒，降幅或许不会很大。这一预期涉及能源供应情况，并不代表暂停备用交易必然带来这一结果。

备用费用下降不等于总电费问题解决

Cacho预计，取消现货备用电力付款将降低转嫁给配电公司和电力合作社的辅助服务费用。他介绍了这一变化对输电费用的直接影响。

Cacho说：“实际上，输电费用会下降，因为我们不再需要为备用市场付费。”

合同备用电力成本仍将保留，任何必须运行安排也可能产生成本回收付款。目前尚未公布典型家庭可节省的具体金额，也未确认相关减费何时反映在账单上。

9月的能源数据还显示，现货市场份额下降并不一定意味着现货结算价格降低。现货交易量占交易总量的比例从13.4%降至12.2%，但有效现货结算价格从每千瓦时8.48比索升至9.32比索。交易总额从139.4亿比索增至266.2亿比索。

发电结构也发生了变化。可再生能源占发电量的28%。煤电占比从56%降至51.7%；天然气占17%，水电占11.3%，太阳能占5.3%，地热能占8.3%。这些变化与机组停运及输电限制同时发生，因此不能单独用来解释价格上涨。

继2024年重启流程后再度暂停

10月的干预措施之前，备用市场商业运营启动不久后曾有过一次暂停。此前的暂停涉及尚未满足ERC对定价方法的要求，与这次所称的备用成本持续高企并非同一原因。

• 2024年1月：备用市场开始商业运营。
• 2024年3月26日：ERC暂停备用交易，但依据其裁定由ASPA提供和调度的备用电力除外。
• 2024年7月26日：ERC决议通知认定，在PEMC和IEMOP遵从指令后，暂停措施所依据的理由已不复存在。
• 2024年7月30日：ERC宣布解除对WESM价格确定方法第8节（涉及计费与结算）的暂停。
• 2026年10月14日00:05：IEMOP称，最新一轮现货备用运营暂停将从这一时间开始。

在2024年的流程中，IEMOP被要求重新计算2月和3月计费期间的备用交易金额，并调整3月剩余的70%。时任ERC主席Monalisa Dimalanta解释说，DOE负责运营，ERC负责实施定价方法；恢复日期将由DOE宣布。

菲律宾独立发电商协会欢迎2024年解除暂停措施，称此举是迈向能源安全的一步。该协会会长Anne Escoro Montelibano代表着28家电力企业，这些企业的电网装机容量为18,132兆瓦。此次最新暂停则让投资者确定性与可负担性、可靠备用供应一同成为市场改造的核心议题。

要点

• 现货备用电力调度和结算自2026年10月14日00:05起暂停，直至ERC另行下令。
• 合同备用电力继续运行；对于未覆盖的需求，必须运行容量也被列为可选方案。
• 2025年，吕宋、维萨亚斯和棉兰老的备用市场采购总额为478.3亿比索。
• 维萨亚斯备用市场对电价的影响为每千瓦时1.29比索，合同备用电力的影响为0.02比索。
• NGCP须在30天内评估备用需求；NGCP、PEMC和IEMOP须在六个月内提出改造方案。
• 宿务电池合同的临时费率为每千瓦时5.28比索，可分别提供最高13兆瓦的调频备用和事故备用。
• 9月WESM能源价格升至全国平均每千瓦时7.43比索。暂停备用市场后，家庭电费节省的幅度和时间尚未明确。