Stromversorgung in Visayas gefährdet: Kohlekraftwerke und Planungsfehler führen zu Netzwarnungen

Trotz eines hohen Anteils an erneuerbaren Energien steht das Stromnetz der Visayas-Region vor massiven Herausforderungen. Obwohl mehr als 50 Prozent des Energiemixes aus regenerativen Quellen stammen, wird für das Jahr 2027 mit wiederholten kritischen Netzwarnungen gerechnet. Grund dafür sind ein steigender Energiebedarf sowie wiederkehrende Systemausfälle.

Die Energieministerin Sharon Garin führt die instabile Lage auf mangelnde Planung und Versäumnisse der National Grid Corporation of the Philippines (NGCP) zurück. Konkret habe die NGCP es versäumt, Vereinbarungen über Hilfsleistungen (Ancillary Services Procurement Agreements, ASPAs) für Stromreserven in Höhe von 250 MW zu sichern. Diese Reserven seien notwendig, um Versorgungsengpässe in bestimmten Gebieten auszugleichen und die Kraftwerke stabil zu halten, anstatt sie durch ständige Leistungssteigerungen unter enormen Stress zu setzen. Laut einem Situationsbericht der NGCP vom September waren über 1.500 MW aufgrund von erzwungenen Anlagenstillständen und reduzierten Kapazitäten nicht verfügbar, selbst unter Einbeziehung von Importen aus Luzon.

Besonders die unvorhersehbaren und lang andauernden Ausfälle von Kohlekraftwerken belasten das System, vor allem während der Spitzenlastzeiten. Das Institute for Climate and Sustainable Cities (ICSC) verwies unter Berufung auf den Daily Guardian darauf, dass das Netz in diesen Momenten kaum Spielraum habe, den Verlust einer großen Erzeugungseinheit abzufangen. Laut einer Liste des Energieministeriums vom 31. Juli 2026 ist jedes dritte Kraftwerk in den Visayas kohlebefeuert, was eine zuverlässige Kapazität von etwa 1.267 MW beiträgt. Das ICSC nannte mehrere betroffene Anlagen in der Region: So war die Einheit 1 von Therma Visayas Inc. (TVI 1) mit 150 MW seit dem 3. Mai für 125 Tage außer Betrieb und sollte voraussichtlich bis zum 15. September wieder laufen. Die Einheit 2 desselben Unternehmens (TVI 2) mit 150 MW war bereits zwischen dem 24. März und dem 31. August für 161 Tage offline und fiel seit dem 9. September erneut für sechs Tage aus; ein Rückkehrdatum steht nicht fest. Auch die Panay Energy Development Corp. (PEDC 3) mit 150 MW verzeichnete Ausfälle; die Einheit war seit dem 29. August für 16-Tage offline, wobei sich die ursprüngliche Wiederaufnahme zum 3. Oktober auf Ende Oktober verschob. Zudem war die Cebu Energy Development Corp. (CEDC 1) mit 82 MW über 42 Tage vom 24. Juli bis zum 3. September außer Betrieb.

Die Verteilung der Energiequellen variiert stark zwischen den fünf Insel-Teilnetzen der Region. Während in Leyte-Samar Geothermie mit 634 MW und in Negros Solarenergie mit etwa 433,3 MW dominieren, ist die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen in anderen Gebieten hoch. Das Teilnetz von Cebu stützt sich zu 82,03 Prozent auf Kohle, ergänzt durch Diesel (12,94 %), Solar (4,93 %) und Wasserkraft (0,1 %). Cebu beherbergt zudem die Kohlekraftwerke, die in den letzten Monaten die meisten ungeplanten Ausfälle verzeichneten. Laut NGCP trägt Cebu beim Cebu Energy Summit am 12. Oktober zudem den größten Anteil an Lastabwürfen (manual load dropping) im Netz, der bei 42 Prozent lag. In Panay hingegen decken Kohlekraftwerke etwa zwei Drittel des Bedarfs, wobei die Einheiten der Panay Energy Development Corporation (317,4 MW) und der Palm Concepcion Power Corporation (135 MW) maßgeblich sind. Bohol hingegen stützt sich primär auf Dieselkraftwerke, darunter die Mapalad Power Corporation mit 60 MW sowie Anlagen der Salcon Power Corporation mit insgesamt 45 MW.

Als kurzfristige Lösung schlägt Alberto Dalusung III, Berater für Energiewende beim ICSC, den verstärkten Einsatz von Batteriespeichersystemen (BESS) vor, um die Netzstabilität zu erhöhen und die Lastspitzen abzufangen. Langfristig sei jedoch ein dezentrales, verteiltes und flexibles Stromnetz entscheidend, wobei lokale Erzeugungssysteme dort entstehen müssten, wo der Strom benötigt wird. Das Energieministerium plant unterdessen neue Grundlastkraftwerke aus Kohle, Kernkraft, Diesel und Geothermie, deren Inbetriebnahme jedoch erst zwischen 2028 und 2030 erwartet wird.