ERC สั่งระงับตลาดสำรองไฟฟ้าฟิลิปปินส์ หลังต้นทุนสูงดันค่าไฟ

ระงับตลาด 14 ตุลาคม มุ่งลดต้นทุนสำรองไฟฟ้าแบบซื้อขายทันที

คณะกรรมการกำกับดูแลพลังงานของฟิลิปปินส์ (ERC) มีคำสั่งระงับการดำเนินงานของตลาดสำรองไฟฟ้าตั้งแต่วันที่ 14 ตุลาคม 2026 เวลา 00:05 น. หลังพบว่าการซื้อกำลังไฟฟ้าสำรองผ่านตลาดทำให้ต้นทุนผู้ใช้ไฟฟ้าสูงขึ้น เฉพาะในเขตวิซายัส การซื้อผ่านตลาดสำรองมีมูลค่ารวม 19.59 พันล้านเปโซในปี 2025 และเพิ่มค่าไฟ 1.29 เปโซต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (kWh) เทียบกับ 0.02 เปโซต่อ kWh จากกำลังไฟฟ้าสำรองที่ทำสัญญาไว้

มาตรการนี้ระงับการจ่ายไฟเชิงพาณิชย์และการชำระบัญชีของกำลังไฟฟ้าสำรองแบบซื้อขายทันที ไม่ได้ระงับตลาดซื้อขายไฟฟ้าแบบทันที กำลังไฟฟ้าสำรองที่จัดหาไว้แล้วผ่านสัญญาที่ได้รับอนุมัติจะยังดำเนินการต่อไป บริษัท National Grid Corporation of the Philippines (NGCP), Philippine Electricity Market Corporation (PEMC) และ Independent Electricity Market Operator of the Philippines (IEMOP) ต้องเสนอรูปแบบตลาดสำรองที่ปรับปรุงใหม่ภายในหกเดือน

การระงับจะมีผลจนกว่า ERC จะมีคำสั่งเพิ่มเติม ดังนั้นกำหนดเวลาหกเดือนจึงเป็นกำหนดส่งข้อเสนอ ไม่ใช่วันที่ยืนยันว่าจะกลับมาซื้อขายกันอีกครั้ง หน่วยงานกำกับดูแลระบุว่าได้ประสานมาตรการนี้กับกระทรวงพลังงาน (DOE)

ฟรานซิส ซาตูร์นิโน ซี. ฮวน ประธานและประธานเจ้าหน้าที่บริหาร ERC ระบุว่า การตัดสินใจนี้เป็นมาตรการชั่วคราวเพื่อรับมือกับราคาที่อยู่ในระดับสูงมาอย่างต่อเนื่อง โดยเฉพาะในเขตวิซายัส นับตั้งแต่เริ่มดำเนินตลาดเต็มรูปแบบ

"นี่คือมาตรการแก้ไขชั่วคราว ไม่ใช่การถอยออกจากตลาดสำรอง" ฮวนกล่าว

เป้าหมายเร่งด่วนคือกำจัดการซื้อกำลังไฟฟ้าสำรองแบบซื้อขายทันทีที่มีราคาแพงออกจากค่าบริการเสริม พร้อมคงกำลังสำรองไว้ให้เพียงพอเพื่อรักษาเสถียรภาพของโครงข่ายไฟฟ้า อย่างไรก็ตาม การดำเนินการนี้จะช่วยลดบิลค่าไฟครัวเรือนได้มากเพียงใด ยังขึ้นอยู่กับต้นทุนการผลิต ค่าใช้จ่ายกำลังสำรองส่วนที่เหลือ และองค์ประกอบอื่น ๆ ในบิล

อะไรหยุดดำเนินการ และอะไรยังทำงานต่อ

บริการเสริมหมายถึงกำลังสำรองและบริการอื่น ๆ ที่ใช้รักษาสมดุลระหว่างอุปสงค์และอุปทานไฟฟ้า โดยช่วยให้โครงข่ายตอบสนองเมื่อโรงไฟฟ้าหยุดทำงานกะทันหันหรือความต้องการใช้ไฟฟ้าเปลี่ยนแปลง บริการเหล่านี้แตกต่างจากไฟฟ้าที่จัดซื้อเป็นประจำเพื่อจ่ายให้บ้านเรือนและธุรกิจ

NGCP สามารถจัดหาบริการเหล่านี้ผ่านตลาดสำรองหรือสัญญาจัดซื้อบริการเสริม (ASPAs) สัญญาดังกล่าวรับประกันกำลังไฟฟ้าจากผู้ให้บริการในอัตราที่ได้รับอนุมัติ ตลาดสำรองซึ่งเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ในเดือนมกราคม 2024 เปิดให้ซื้อขายกำลังสำรองผ่าน WESM

อิซิดโร อี. คาโช จูเนียร์ รองประธานฝ่ายปฏิบัติการซื้อขายของ IEMOP กล่าวว่า การระงับในเดือนตุลาคมครอบคลุมกำลังสำรองแบบซื้อขายทันที ส่วนกำลังสำรองตามสัญญายังคงดำเนินการต่อ การจัดตารางและการจ่ายไฟของกำลังสำรองส่วนที่ซื้อขายทันทีจะยุติลง

รายงานต่าง ๆ อธิบายแนวทางชั่วคราวไว้ไม่เหมือนกัน บางรายงานระบุว่าการจัดซื้อกำลังสำรองจะจำกัดอยู่เฉพาะกำลังไฟฟ้าตามสัญญาที่มีอยู่แล้ว อีกแหล่งข่าวยังระบุกำลังผลิตที่กำหนดให้เดินเครื่องเป็นทางเลือกสำหรับความต้องการที่สัญญาเหล่านั้นรองรับไม่ถึง โดยจ่ายค่าตอบแทนตามหลักการชดเชยต้นทุน กำลังผลิตดังกล่าวจะต้องเดินเครื่องเพื่อสนับสนุนความเชื่อถือได้ของระบบ แทนที่จะมุ่งหารายได้จากราคาตลาดสำรอง

ความแตกต่างนี้สำคัญ เพราะการยุติการซื้อขายทันทีไม่ได้ทำให้ความต้องการกำลังสำรองของโครงข่ายหมดไป สัญญาที่มีอยู่และกำลังผลิตที่กำหนดให้เดินเครื่องยังต้องรองรับความจำเป็นด้านการปฏิบัติการดังกล่าว

ตัวเลขต้นทุนรายภูมิภาคที่อยู่เบื้องหลังการตัดสินใจ

การทบทวนของ ERC พบความแตกต่างอย่างมากระหว่างการซื้อผ่านตลาดกับกำลังสำรองตามสัญญาในปี 2025 ลูซอนใช้จ่าย 24.53 พันล้านเปโซในตลาดสำรอง ซึ่งระบุว่าเป็นสองเท่าของต้นทุนบริการเสริมที่จัดหาผ่านสัญญาทวิภาคี ส่วนวิซายัสใช้จ่าย 19.59 พันล้านเปโซ และมินดาเนา 3.71 พันล้านเปโซ

ยอดรวมตลาดสำรองของทั้งสามภูมิภาคอยู่ที่ 47.83 พันล้านเปโซ ลูซอนคิดเป็นประมาณ 51% และวิซายัสประมาณ 41% ยอดใช้จ่ายรวมสูงสุดอยู่ที่ลูซอน แต่ตัวเลขของวิซายัสแสดงให้เห็นผลกระทบต่อค่าไฟที่เด่นชัดเป็นพิเศษ

ผลกระทบต่อค่าไฟในวิซายัสที่ 1.29 เปโซต่อ kWh สูงกว่าตัวเลข 0.02 เปโซต่อ kWh ของกำลังสำรองตามสัญญา 64.5 เท่า ราคากำลังสำรองในพื้นที่ดังกล่าวขึ้นไปถึงราว 21 เปโซต่อ kWh ราคาซื้อบริการสำรองกับจำนวนเงินที่เพิ่มเข้าไปในบิลผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นคนละมาตรวัดกัน จึงไม่ควรตีความว่า 21 เปโซคือจำนวนเงินที่บวกเพิ่มให้กับไฟฟ้าทุกหน่วยที่ครัวเรือนใช้

การเปรียบเทียบของมินดาเนาซับซ้อนกว่า ต้นทุนตลาดสำรอง 3.71 พันล้านเปโซต่ำกว่าต้นทุน 3.90 พันล้านเปโซจาก ASPAs อยู่ 190 ล้านเปโซ หรือต่ำกว่าราว 4.9% อย่างไรก็ตาม ERC ระบุว่าตลาดส่งผลต่ออัตราค่าไฟของผู้ใช้มากกว่าในทั้งสามภูมิภาค ยอดใช้จ่ายรวมเพียงอย่างเดียวไม่เพียงพอที่จะสรุปผลกระทบต่อบิลเมื่อไม่มีข้อมูลปริมาณและรายละเอียดการจัดสรรค่าใช้จ่ายประกอบ

ตัวเลขอีกชุดที่มีการรายงานระบุว่า ราคาเฉลี่ยกำลังสำรองในมินดาเนาอยู่ที่ 21.11 เปโซต่อ kWh ในปี 2025 เพิ่มจาก 4.39 เปโซต่อ kWh ในช่วงปลายปี 2024 หรือราว 4.8 เท่าของระดับเดิม ราคากำลังสำรองเหล่านี้ไม่ควรสับสนกับราคาไฟฟ้า WESM ของมินดาเนาในเดือนกันยายนที่ 12.61 เปโซต่อ kWh

เหตุใดการลดเพดานราคาจึงยังไม่เพียงพอ

ก่อนระงับตลาด หน่วยงานกำกับดูแลได้ลดเพดานราคาข้อเสนอของกำลังสำรองจาก 32,000 เปโซเหลือ 25,000 เปโซต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง (MWh) เนื่องจาก 1 MWh เท่ากับ 1,000 kWh เพดานดังกล่าวจึงเทียบเท่ากับ 32 และ 25 เปโซต่อ kWh ตามลำดับ การลดลงคิดเป็นประมาณ 21.9% แต่ ERC ระบุว่ายังแก้ปัญหาไม่ได้

หน่วยงานกำกับดูแลชี้ถึงปัญหาการทำสัญญาควบคู่กับปัญหาราคา กล่าวคือ ผลตอบแทนที่สูงจากตลาดซื้อขายทันทีทำให้ผู้ให้บริการไม่จูงใจที่จะลงนามใน ASPAs แบบผูกพันในราคาที่ต่ำกว่า ส่งผลให้การจัดหากำลังสำรองตามความต้องการพึ่งพาการซื้อขายในตลาดที่ผันผวนมากขึ้น

เพดานราคากำหนดราคาข้อเสนอสูงสุดที่อนุญาต แต่ไม่ได้ทำให้มีกำลังสำรองตามสัญญาเพียงพอโดยตัวมันเอง และไม่ได้ขจัดเงื่อนไขที่ทำให้ราคาอยู่ใกล้เพดาน คำสั่งให้ออกแบบตลาดใหม่จึงครอบคลุมมากกว่าการปรับเพดานอีกครั้ง โดยรวมถึงความต้องการกำลังสำรอง กฎการจัดซื้อ และวิธีผลักภาระต้นทุนไปยังผู้ใช้ไฟฟ้า

ERC ยังต้องการให้การจัดซื้ออิงกับการคาดการณ์ความต้องการกำลังสำรองในอนาคต เพื่อสนับสนุนการลงทุน รวมถึงระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่และกำลังผลิตที่ปรับเปลี่ยนได้อื่น ๆ ความท้าทายคือการจ่ายผลตอบแทนที่คาดการณ์ได้ให้แก่ทรัพยากรที่โครงข่ายจำเป็นต้องใช้ โดยไม่ทำให้เกิดค่าใช้จ่ายผู้บริโภคสูงแบบเดิมที่นำไปสู่การระงับตลาด

กำหนด 30 วันเพื่อระบุช่องว่างกำลังสำรอง

NGCP ได้รับคำสั่งให้ประเมินความต้องการกำลังสำรองที่ยังไม่ได้รับการรองรับจากข้อตกลงที่มีอยู่ และกำหนดกำลังผลิตที่ต้องเดินเครื่องภายใน 30 วัน นอกจากนี้ยังต้องดำเนินการจัดทำสัญญาให้ครอบคลุมความต้องการกำลังสำรองทั้งหมด โดยใช้การคาดการณ์ที่คำนึงถึงความต้องการในอนาคต

ภารกิจนี้แยกจากงานออกแบบตลาดใหม่ภายในหกเดือน ซึ่ง NGCP, PEMC และ IEMOP รับผิดชอบร่วมกัน กำหนดเวลาที่สั้นกว่ามุ่งแก้ช่องว่างด้านการปฏิบัติการเฉพาะหน้า ส่วนกรอบเวลาที่ยาวกว่าครอบคลุมโครงสร้างตลาด

คำสั่งที่มีการรายงานไม่ได้ระบุวันปฏิทินที่แน่นอนของกำหนดเวลาเหล่านี้ และการระงับก็ไม่มีวันสิ้นสุดที่กำหนดไว้ ยังไม่มีการระบุขนาดความต้องการกำลังสำรองที่ขาดการรองรับ โรงไฟฟ้าที่จะถูกกำหนดให้เดินเครื่อง หรือเงินชดเชยต้นทุนที่จะเกิดขึ้น

ฮวนกล่าวว่า ERC และ DOE ตั้งใจคงกำลังสำรองตามสัญญาและกำลังผลิตที่ต้องเดินเครื่องไว้ พร้อมปรับเปลี่ยนกฎการจัดซื้อและการเรียกเก็บเงินจากผู้บริโภค เขายังกล่าวถึงเป้าหมายที่หน่วยงานกำกับดูแลระบุไว้สำหรับการเปิดตลาดอีกครั้ง

"เราระงับตลาดในตอนนี้เพื่อให้กลับมาได้แข็งแกร่งขึ้น ด้วยการออกแบบที่ดีขึ้นและมีอุปทานกำลังสำรองที่เชื่อถือได้ในราคาที่ผู้บริโภครับไหว" ฮวนกล่าว

สัญญาแบตเตอรี่ในเซบูสะท้อนทางเลือกอีกแบบ

การอนุมัติแยกต่างหากของ ERC ในเซบูสะท้อนความพยายามของหน่วยงานในการผลักดันสัญญากำลังสำรองแบบผูกพัน คณะกรรมการอนุญาตเบื้องต้นให้ NGCP ทำ ASPA ระยะห้าปีกับ East Asia Utilities Corporation (EAUC) ในเมืองมักตัน เมืองลาปู-ลาปู

ระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ขนาด 44.72 MW ของ EAUC จะให้บริการกำลังสำรองปรับสมดุลได้สูงสุด 13 MW และกำลังสำรองฉุกเฉิน 13 MW กำลังสำรองปรับสมดุลช่วยจัดการการเปลี่ยนแปลงตามปกติของอุปสงค์และอุปทาน ส่วนกำลังสำรองฉุกเฉินช่วยพยุงโครงข่ายเมื่อเกิดการสูญเสียกำลังผลิตอย่างกะทันหัน แบตเตอรี่สามารถตอบสนองต่อความต้องการทั้งสองประเภทได้อย่างรวดเร็ว

รายงานสถานะกำลังสำรองแบบผูกพันของวิซายัสระบุว่ามีกำลังสำรองปรับสมดุล 40 MW เทียบกับความต้องการ 67 MW และกำลังสำรองฉุกเฉิน 67.3 MW เทียบกับความต้องการ 75 MW ตัวเลขดังกล่าวแสดงช่องว่าง 27 MW และ 7.7 MW ตามลำดับ โดยต้องจัดให้มีกำลังสำรองแบบผูกพันพร้อมใช้งานตามสัญญา และมีบทลงโทษหากไม่สามารถปฏิบัติตามได้

หากพร้อมใช้งานเต็มที่และนำมาบวกเพิ่มจากตัวเลขดังกล่าว กำลังสำรองปรับสมดุล 13 MW ของ EAUC จะลดช่องว่างเหลือ 14 MW ส่วนกำลังสำรองฉุกเฉินจะมากกว่าช่องว่างที่ระบุไว้ 7.7 MW แม้การจัดตารางจ่ายไฟและความพร้อมใช้งานจริงยังเป็นตัวกำหนดว่าโครงข่ายจะใช้กำลังสำรองได้มากเพียงใด

อัตราเบื้องต้นอยู่ที่ 5.28 เปโซต่อ kWh สำหรับบริการทั้งสองประเภท หรือราวหนึ่งในสี่ของราคาอ้างอิงตลาดสำรองในวิซายัสที่ประมาณ 21 เปโซต่อ kWh การเปรียบเทียบนี้ชี้ว่าอัตราค่าบริการที่เสนอไว้ต่ำกว่ามาก ไม่ได้หมายความว่าบิลค่าไฟครัวเรือนจะลดลงในสัดส่วนเดียวกันอย่างแน่นอน

วิซายัสมีการแจ้งเตือนระดับเหลืองและแดง 123 ครั้งตั้งแต่เดือนมกราคมถึงต้นเดือนกันยายน 2026 ฮวนกล่าวว่าใบสมัครนี้ได้รับการพิจารณาเป็นลำดับต้น ๆ เพราะกำลังสำรองแบบผูกพันที่เพิ่มขึ้นอาจลดโอกาสเกิดการแจ้งเตือนและการหยุดชะงัก

ราคาไฟฟ้าสูงขึ้นแม้อุปทานเพิ่ม

การระงับตลาดสำรองเกิดขึ้นพร้อมกับราคาไฟฟ้าที่สูงขึ้น ซึ่งแสดงให้เห็นว่าแม้ค่าบริการเสริมจะลดลง ก็ไม่ได้หมายความว่าบิลรวมจะลดลงในสัดส่วนเท่ากัน ในรอบบิลระหว่างวันที่ 26 สิงหาคมถึง 25 กันยายน ราคา WESM เฉลี่ยทั้งระบบเพิ่มจาก 7.21 เป็น 7.43 เปโซต่อ kWh หรือเพิ่มขึ้น 3.1%

อุปทานเฉลี่ยเพิ่มขึ้น 2.4% เป็น 20,209 MW ขณะที่อุปสงค์เพิ่มขึ้น 1.8% เป็น 14,188 MW ริกา โอ. คักนาโย นักวิเคราะห์ตลาดพลังงานของ IEMOP ระบุว่าราคาเปลี่ยนแปลงจากการหยุดเดินเครื่องของโรงไฟฟ้า ข้อจำกัดของโครงข่าย และความเปลี่ยนแปลงของการไหลของไฟฟ้ากระแสตรงแรงดันสูง (HVDC)

รายงานยังระบุค่าเฉลี่ยส่วนต่างกำลังสำรองอีกตัวเลขหนึ่งที่ 3,957 MW เพิ่มจาก 3,779 MW ในเดือนสิงหาคม ตัวเลขดังกล่าวไม่เท่ากับผลต่างโดยตรงระหว่างยอดอุปทานกับอุปสงค์ที่รายงาน ซึ่งอยู่ที่ 6,021 MW ไม่มีคำอธิบายหลักเกณฑ์การคำนวณ จึงไม่ควรถือว่าตัวชี้วัดทั้งสองใช้แทนกันได้

ราคาของลูซอนเพิ่มขึ้น 5.7% จาก 4.90 เป็น 5.18 เปโซต่อ kWh อุปทานเพิ่มขึ้น 4.3% เป็น 15,114 MW และอุปสงค์เพิ่มขึ้น 2.6% เป็น 9,899 MW แม้อุปทานจะมีส่วนเกินมากขึ้น แต่การหยุดเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ก็มีส่วนผลักดันราคาให้สูงขึ้น

ในวิซายัส อุปทานทรงตัวที่ 2,201 MW ขณะที่อุปสงค์เพิ่มขึ้นเล็กน้อย 0.2% เป็น 2,099 MW ราคาเพิ่มขึ้น 5.2% จาก 11.81 เป็น 12.42 เปโซต่อ kWh ท่ามกลางการหยุดเดินเครื่อง การแทรกแซงของผู้ดำเนินระบบ และการแจ้งเตือนระดับเหลืองและแดง การหยุดเดินเครื่องทำให้กำลังผลิตในภูมิภาคไม่พร้อมใช้งานสูงสุด 777.2 MW

สายส่งเชื่อมโยงช่วยอธิบายช่องว่างด้านราคา

ไฟฟ้าที่มีเพียงพอในภูมิภาคหนึ่งไม่สามารถส่งไปยังอีกภูมิภาคที่ต้องการใช้ได้เสมอไป สายเชื่อม HVDC ใช้ส่งไฟฟ้าระหว่างโครงข่าย แต่ข้อจำกัดด้านการเดินระบบอาจจำกัดการส่งผ่าน และทำให้ไฟฟ้าราคาถูกไม่สามารถช่วยลดราคาในพื้นที่อื่นได้

สายเชื่อมลูซอน-วิซายัสเดินระบบภายใต้ภาวะราคาแยกตัวกันเป็นเวลา 77.6% ของรอบบิลเดือนกันยายน โดยข้อจำกัดการเดินระบบเพื่อความมั่นคงคิดเป็น 73.5% ของช่วงเวลาดังกล่าว ภาวะเหล่านี้ช่วยอธิบายว่าเหตุใดราคาไฟฟ้าในวิซายัสจึงยังสูงกว่าลูซอนมาก แม้อุปทานเฉลี่ยทั่วประเทศเพิ่มขึ้น

สายเชื่อมมินดาเนา-วิซายัสเดินระบบภายใต้ภาวะการไหลอย่างเสรี 92.82% ของช่วงเวลา เพิ่มจาก 91.16% ในเดือนสิงหาคม การส่งผ่านที่เพิ่มขึ้นช่วยให้ราคาของทั้งสองภูมิภาคใกล้เคียงกันมากขึ้น โดยมินดาเนามีราคาเฉลี่ย 12.61 เปโซต่อ kWh สูงกว่าวิซายัสเพียง 0.19 เปโซ

ราคาของมินดาเนาลดลง 1.4% จาก 12.79 เปโซต่อ kWh ขณะที่การหยุดเดินเครื่องทำให้กำลังผลิต 1,022.6 MW ไม่พร้อมใช้งาน รายงานให้ข้อมูลการเปลี่ยนแปลงของอุปทานและอุปสงค์ไม่ตรงกัน แหล่งข่าวหนึ่งระบุว่าอุปทานอยู่ที่ 2,190 MW ลดลง 0.2% และอุปสงค์อยู่ที่ 2,893 MW ลดลง 5% อีกแหล่งหนึ่งสลับอัตราการเปลี่ยนแปลง โดยระบุว่าอุปทานลดลง 5% และอุปสงค์ลดลง 0.2% ทั้งสองแหล่งระบุว่าอุปทานและอุปสงค์ลดลง แต่ต้องชี้แจงตัวเลขการเปลี่ยนแปลงที่แน่นอน

คาโชกล่าวว่า การกลับมาเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่อาจทำให้ราคาไฟฟ้าในวิซายัสลดลงมาอยู่ที่ราว 9-10 เปโซต่อ kWh พร้อมเตือนว่าการลดลงอาจไม่มากนัก การคาดการณ์นี้เกี่ยวข้องกับความพร้อมของไฟฟ้า ไม่ใช่ผลลัพธ์ที่รับประกันจากการระงับซื้อขายกำลังสำรอง

ค่ากำลังสำรองที่ลดลงยังไม่ใช่คำตอบของบิลทั้งใบ

คาโชคาดว่าการยกเลิกการจ่ายเงินสำหรับกำลังสำรองแบบซื้อขายทันทีจะช่วยลดค่าบริการเสริมที่ส่งผ่านไปยังบริษัทจำหน่ายไฟฟ้าและสหกรณ์ไฟฟ้า เขากล่าวถึงผลโดยตรงต่อค่าบริการส่งไฟฟ้า

"กล่าวโดยตรงแล้ว ค่าบริการส่งไฟฟ้าจะลดลง เพราะเราไม่ต้องจ่ายเงินให้ตลาดสำรองอีกต่อไป" คาโชกล่าว

ต้นทุนกำลังสำรองตามสัญญาจะยังคงอยู่ และการจัดให้มีกำลังผลิตที่ต้องเดินเครื่องอาจทำให้เกิดเงินชดเชยต้นทุน ยังไม่มีการประกาศตัวเลขการลดค่าไฟสำหรับครัวเรือนทั่วไป หรือกำหนดเวลาที่แน่นอนว่าจะเริ่มเห็นผลในบิล

ตัวเลขพลังงานเดือนกันยายนยังแสดงให้เห็นว่า สัดส่วนตลาดซื้อขายทันทีที่ลดลงไม่ได้หมายความว่าราคาชำระบัญชีของตลาดส่วนนี้จะลดลงเสมอไป ปริมาณซื้อขายทันทีลดจาก 13.4% เหลือ 12.2% ของปริมาณซื้อขายทั้งหมด ขณะที่ราคาชำระบัญชีทันทีที่แท้จริงเพิ่มจาก 8.48 เป็น 9.32 เปโซต่อ kWh มูลค่าซื้อขายรวมเพิ่มจาก 13.94 พันล้านเป็น 26.62 พันล้านเปโซ

สัดส่วนแหล่งผลิตไฟฟ้าก็เปลี่ยนแปลงเช่นกัน พลังงานหมุนเวียนคิดเป็น 28% ของการผลิต สัดส่วนถ่านหินลดจาก 56% เหลือ 51.7% ขณะที่ก๊าซธรรมชาติอยู่ที่ 17% พลังน้ำ 11.3% พลังงานแสงอาทิตย์ 5.3% และพลังงานความร้อนใต้พิภพ 8.3% การเปลี่ยนแปลงเหล่านี้เกิดขึ้นพร้อมกับการหยุดเดินเครื่องและข้อจำกัดของสายส่ง จึงไม่สามารถอธิบายการเพิ่มขึ้นของราคาได้เพียงลำพัง

ระงับตลาดครั้งที่สอง หลังเริ่มกระบวนการกลับมาดำเนินงานในปี 2024

มาตรการเดือนตุลาคมเกิดขึ้นหลังจากเคยระงับตลาดชั่วคราวไม่นานหลังเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ การระงับครั้งก่อนเกี่ยวข้องกับการรอปฏิบัติตามข้อกำหนดของ ERC เรื่องระเบียบวิธีตั้งราคา ไม่ใช่เหตุผลเรื่องต้นทุนกำลังสำรองที่สูงต่อเนื่องตามที่ระบุในครั้งนี้

• มกราคม 2024: ตลาดสำรองเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์
• 26 มีนาคม 2024: ERC ระงับการซื้อขายกำลังสำรอง ยกเว้นกำลังสำรองที่เสนอและจ่ายไฟตาม ASPAs ซึ่งอยู่ภายใต้คำวินิจฉัยของคณะกรรมการ
• 26 กรกฎาคม 2024: ประกาศมติของ ERC ระบุว่าเหตุแห่งการระงับดังกล่าวหมดไปแล้ว หลัง PEMC และ IEMOP ปฏิบัติตามคำสั่ง
• 30 กรกฎาคม 2024: ERC ประกาศยกเลิกการระงับมาตรา 8 ว่าด้วยการเรียกเก็บเงินและการชำระบัญชี ของระเบียบวิธีการกำหนดราคา WESM
• 14 ตุลาคม 2026 เวลา 00:05 น.: IEMOP ระบุว่าการระงับการดำเนินงานของกำลังสำรองแบบซื้อขายทันทีครั้งล่าสุดจะเริ่มมีผล

ระหว่างกระบวนการในปี 2024 IEMOP ได้รับคำสั่งให้คำนวณยอดซื้อขายกำลังสำรองใหม่สำหรับรอบบิลเดือนกุมภาพันธ์และมีนาคม และปรับยอดส่วนที่เหลืออีก 70% สำหรับเดือนมีนาคม โมนาลิซา ดิมาลันตา ประธาน ERC ในขณะนั้นอธิบายว่า DOE ควบคุมการปฏิบัติงาน ส่วน ERC ดำเนินการตามระเบียบวิธีตั้งราคา โดย DOE จะประกาศวันที่กลับมาเริ่มดำเนินงานอย่างมีผล

สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระแห่งฟิลิปปินส์สนับสนุนการยกเลิกการระงับในปี 2024 โดยมองว่าเป็นก้าวหนึ่งสู่ความมั่นคงด้านพลังงาน แอนน์ เอสโกโร มอนเตลิบาโน ประธานสมาคม เป็นตัวแทนของบริษัทพลังงาน 28 แห่ง ซึ่งมีกำลังผลิตติดตั้งในโครงข่าย 18,132 MW การระงับครั้งล่าสุดทำให้ความเชื่อมั่นของนักลงทุนกลายเป็นประเด็นสำคัญควบคู่กับราคาที่ผู้บริโภคจ่ายไหวและความพร้อมของกำลังสำรองที่เชื่อถือได้ในการออกแบบตลาดใหม่

ประเด็นสำคัญ

• การจ่ายไฟและการชำระบัญชีของกำลังสำรองแบบซื้อขายทันทีถูกระงับตั้งแต่วันที่ 14 ตุลาคม 2026 เวลา 00:05 น. จนกว่า ERC จะมีคำสั่งเพิ่มเติม
• กำลังสำรองตามสัญญายังคงดำเนินการต่อ ส่วนกำลังผลิตที่กำหนดให้เดินเครื่องก็เป็นทางเลือกสำหรับความต้องการที่ยังไม่มีผู้รองรับ
• การซื้อผ่านตลาดสำรองในลูซอน วิซายัส และมินดาเนา มีมูลค่ารวม 47.83 พันล้านเปโซในปี 2025
• ตลาดสำรองส่งผลต่อค่าไฟในวิซายัส 1.29 เปโซต่อ kWh เทียบกับ 0.02 เปโซจากกำลังสำรองตามสัญญา
• NGCP มีเวลา 30 วันในการประเมินกำลังสำรอง ขณะที่ NGCP, PEMC และ IEMOP ต้องเสนอรูปแบบตลาดใหม่ภายในหกเดือน
• สัญญาแบตเตอรี่ในเซบูมีอัตราเบื้องต้น 5.28 เปโซต่อ kWh และจ่ายกำลังสำรองปรับสมดุลกับกำลังสำรองฉุกเฉินได้ประเภทละสูงสุด 13 MW
• ราคาไฟฟ้า WESM เดือนกันยายนเพิ่มขึ้นเป็น 7.43 เปโซต่อ kWh ทั่วประเทศ ขนาดและช่วงเวลาที่ครัวเรือนจะได้รับประโยชน์จากการระงับตลาดสำรองยังไม่ได้ระบุ