Rekordpreise für Strom in den Visayas: Ausfälle bei Kohlekraftwerken treiben Kosten in die Höhe

In der Region Visayas auf den Philippinen sind die Strompreise im WESM im August 2026 auf ein Rekordhoch gestiegen. Laut dem IEMOP lag der Durchschnittspreis im Abrechnungszeitraum vom 26. Juli bis zum 25. August bei 18,59 PHP pro Kilowattstunde (kWh). Im Vergleich dazu betrug der Durchschnittspreis in Luzon im selben Zeitraum lediglich 4,80 PHP/kWh. Damit zahlten die Verbraucher in den Visayas fast das Vierfache der Preise in Luzon, obwohl beide Netze über eine Hochspannungs-Gleichstrom-Verbindung (HVDC) miteinander verbunden sind.

Isidro Cacho Jr., Vizepräsident des IEMOP, bezeichnete den August als den schlechtesten Monat seit der Einführung des Spotmarktes. Für die Visayas, die seit 2010 am WESM teilnehmen, markiert dies den höchsten Preiswert der bisherigen Geschichte. Der gemeldete Wert von 18,59 PHP/kWh ist bereits durch die Anwendung einer systemweiten Preisobergrenze (Secondary Price Cap, SPC) gedämpft worden, die die Preise für etwa 33 Stunden des Abrechnungszeitraums niedrig hielt. Ohne diese systemweite Deckelung hätte die Energy Regulatory Commission (ERC) den Monatspreis auf 19,72 PHP/kWh beziffert.

Die massiven Preissteigerungen wurden primär durch den Ausfall mehrerer Kohlekraftwerke ausgelöst. Zwischen dem 11. Mai und dem 1. Juli meldete die National Grid Corporation of the Philippines (NGCP) den gleichzeitigen Ausfall von vier Einheiten: Therma Visayas Inc. (TVI) mit den Einheiten 1 und 2 (jeweils 169 MW), Panay Energy Development Corp. (PEDC) Einheit 3 (150 MW) und Kepco SPC Power Corp. (KSPC) Einheit 1 (103 MW). Dies entsprach einem Ausfall von insgesamt 591 MW, was etwa 22 % der Spitzenlast von 2.691 MW im Jahr 2025 ausmachte. Während die TVI-Einheiten über den gesamten Zeitraum vom 1. Juni bis zum 25. August offline waren, verursachten andere Kohleausfälle im August zusätzliche Defizite von durchschnittlich 142 MW, verglichen mit nur 62 MW im Juli.

Besonders kritisch war die Situation in Cebu, wo die beiden TVI-Einheiten über den gesamten Zeitraum von Juni bis August eine Versorgungslücke von 338 MW hinterließen. Die Stromversorgung in den Visayas war im August extrem angespannt: Die verfügbare Kapazität lag im Durchschnitt bei 2.201 MW gegenüber einer Nachfrage von 2.094 MW. Nach Abzug der Reserven und Transfers verblieb eine Versorgungsmarge von nur 62 MW, was einen deutlichen Rückgang gegenüber den 252 MW im Juli darstellt. Da die geplanten Mengen für die Notfallreserve (131 MW) und die steuerbare Reserve (105 MW) unterschritten wurden, konnte die geringe Marge den Ausfall selbst einer einzelnen großen Kohleinheit nicht abfedern.

Aufgrund dieser knappen Reserven musste die NGCP im August insgesamt 86 Stunden im „Gelben Alarmzustand“ und 53 Stunden im „Roten Alarmzustand“ ausrufen. Die hohen Preise hielten zudem über diese Warnphasen hinaus an: In etwa 202 Stunden, was 27 % aller gemessenen Zeitintervalle entspricht, lagen die Preise in den Visayas bei oder über 30 PHP/kWh. Dies war im Vergleich zu den 52 Stunden im Juli eine deutliche Zunahme der extremen Preisphasen. Ein interessanter Nebeneffekt war, dass dieser Monat ein Rekordmonat für die Arbitrage durch Batteriespeicher war, da diese bei Preisen über 30 PHP/kWh die höchsten Erträge erzielten.

Ein weiteres Problem stellte die begrenzte Importkapazität dar. Obwohl die Versorgungsmarge in Luzon im August um 632 MW anstieg, blieben die Nettoimporte in die Visayas bei durchschnittlich 73 MW. Die Hochspannungs-Gleichstrom-Verbindung (HVDC) zwischen Leyte und Cebu war etwa 80 % der Zeit durch Lastbeschränkungen limitiert. Während die Leitung für 440 MW ausgelegt ist, liegt die praktische Betriebsgrenze laut dem Department of Energy (DOE) bei etwa 250 MW, wobei die Ströme in nur 16 % der Zeitintervalle 150 MW erreichten. Die Importe aus Mindanao über das Mindanao-Visayas Interconnection Project waren zwar meist ungehindert möglich, fielen aber im August aufgrund von Ausfällen bei GNPower Kauswagan und steigender Nachfrage in Mindanao zeitweise stark ab, sodass die NGCP bis zum 4. September gar keine Importe mehr aus Mindanao meldete.

Da die Grundlast durch Kohle und Gas nicht ausreichend gedeckt werden konnte, mussten vermehrt teure Ölkraftwerke zur Preisbildung beitragen. Die ERC gab an, dass ölbetriebene Anlagen im August etwa 78 % der preisbestimmenden Einsätze in den Visayas ausmachten. Während Kohle und Gas in früheren Monaten oft die Preise setzten, stieg die Leistung von Gas- und Ölkraftwerken als Spitzenlastquellen im August auf durchschnittlich 114 MW an, verglichen mit 46 MW im Juli. In Zeitintervallen mit Preisen über 25 PHP/kWh lag die Spitzenlast aus diesen Quellen sogar bei 209 MW.

Die ERC hat reagiert, um die Preisbelastung regional zu begrenzen. Mit einer Anordnung vom 10. September (Case No. 2026-048 MC) wurde die Preisobergrenze (SPC) nun spezifisch für die Region Visayas angewandt, anstatt sie systemweit zu berechnen. Nach der Regelung der ERC Resolution No. 26, s. 2025, greift der Cap, sobald der gewichtete Durchschnittspreis der Generatoren über 72 Stunden 12,413 PHP/kWh überschreitet. Dies führt dazu, dass der Durchschnittspreis für die Visayas rückwirkend auf 8,47 PHP/kWh sinkt. Das IEMOP wurde angewiesen, die endgültigen Abrechnungen für August bis zum 20. September neu zu erstellen. Ein regionaler Cap wäre deutlich effektiver, da er die Visayas-Preise für etwa 875 Stunden hätte deckeln können, statt nur für die etwa 190 Stunden unter dem bisherigen systemweiten Test.

Parallel dazu hat die ERC das Market Surveillance Committee der Philippine Electricity Market Corporation (PEMC) beauftragt, die Gebote und die Einspeisung auf mögliches wirtschaftliches Zurückhalten von Kapazitäten zu prüfen. Die Ergebnisse dieser Untersuchung werden innerhalb von 60 Tagen erwartet. Die vorläufige Einschätzung der ERC lautet jedoch, dass die Knappheit und nicht das Marktverhalten die Preise getrieben habe. Die Untersuchung läuft jedoch ohne Vorurteil gegenüber den Marktteilnehmern weiter.

Experten sehen langfristige Herausforderungen für die Infrastruktur. Die NGCP plant den Ausbau der Leitungen zwischen Cebu und Leyte in drei Phasen, die erst zwischen 2031, 2033 und 2035 abgeschlossen sein werden. Für Energieentwickler ergeben sich aus der aktuellen Lage zwei wesentliche Erkenntnisse: Erstens ist der Abschluss von Verträgen über feste Kapazitäten für die Abendstunden wichtig, um sich gegen die hohen Kosten der Spitzenlastzeiten abzusichern. Im August lagen die Preise zwischen 17:00 und 22:00 Uhr im Durchschnitt bei 28,05 PHP/kWh, während sie zwischen Mitternacht und 06:00 Uhr nur 9,83 PHP/kWh betrugen. Zweitens ist die strategische Platzierung von Batteriespeichern entscheidend, insbesondere in Cebu, um die Versorgungslücken bei Kraftwerksausfällen besser abfedern zu können. Aktuell sind in Cebu nur 110 MW der landesweit 419,9 MW an Standalone-Speichern untergebracht, was angesichts der Versorgungslücken als suboptimal gilt.