10月14日起凍結市場，劍指高成本現貨備轉
菲律賓能源管制委員會（ERC）下令自2026年10月14日00:05起，暫停備轉市場運作。委員會認定，透過市場採購備用電力正推高消費者成本。光是維薩亞斯群島，2025年備轉市場採購金額就達195.9億披索（P），使電價每度（kWh）增加1.29披索；相較之下，合約備轉電力每度僅增加0.02披索。
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這項措施停止的是現貨備轉電力的商業調度與結算，不是電力現貨市場本身。透過核准合約取得的備轉電力仍會繼續運作。菲律賓國家電網公司（NGCP）、菲律賓電力市場公司（PEMC）及菲律賓獨立電力市場營運商（IEMOP）必須在六個月內提出重新設計的備轉市場方案。
暫停措施將持續至ERC另行下令。因此，六個月期限是提出方案的期限，並非確認恢復交易的日期。監管機關表示，這項措施已與能源部（DOE）協調。
ERC主席兼執行長Francis Saturnino C. Juan表示，這項決定是對價格持續高漲所採取的暫時措施，尤其是自市場全面運作以來，維薩亞斯群島的價格一直居高不下。
「這是矯正性、暫時性的介入措施，並非退出備轉市場。」Juan說。
眼前目標是排除昂貴的現貨備轉採購，降低附加服務費，同時維持足夠備用容量以穩定電網。這是否能大幅降低家庭總電費，也取決於發電成本、剩餘備轉費用及其他帳單項目。
哪些措施停止，哪些仍持續運作
附加服務是用來維持電力供需平衡的備用容量及其他服務。發電廠突然停機或需求變化時，這些服務有助電網應變。附加服務不同於平時供應家庭與企業、例行採購的電力。
NGCP可透過備轉市場或附加服務採購協議（ASPA）取得這些服務。這類協議以核准費率向供應商確保容量。備轉市場於2024年1月開始商業運作，讓備轉電力能透過WESM買賣。
IEMOP交易營運副總裁Isidro E. Cacho Jr.表示，10月的暫停措施適用於現貨備轉，合約備轉則維持運作。現貨備轉部分的排程與調度將停止。
各報導對暫時安排的說法不盡相同。部分報導指出，備轉採購將限於現有合約所涵蓋的容量；另有報導也將指定必須運轉容量列為合約未涵蓋需求的選項，並以成本回收方式支付。這類容量須為維持供電可靠度而運轉，而非以備轉市場價格賺取收益。
這項區別很重要，因為停止現貨採購並不代表電網不再需要備轉。現有合約及任何指定容量仍須滿足營運需求。
決策背後的區域成本數據
ERC審查發現，2025年市場採購與合約備轉成本差異顯著。呂宋島備轉市場支出245.3億披索，據稱是透過雙邊合約取得附加服務成本的兩倍。維薩亞斯群島支出195.9億披索，民答那峨島則為37.1億披索。
三地備轉市場支出合計478.3億披索。呂宋島約占51%，維薩亞斯群島約占41%。支出總額最高的是呂宋島，但維薩亞斯群島的數據顯示，備轉成本對電價的影響尤其明顯。
維薩亞斯群島每度1.29披索的電價影響，是合約備轉每度0.02披索的64.5倍。當地備轉價格曾達每度約21披索。備轉服務的採購價格與其對消費者帳單的影響是不同指標，因此不應將21披索解讀為每度家庭用電都增加的金額。
民答那峨島的比較則較為複雜。當地備轉市場成本為37.1億披索，比透過ASPA支出的39億披索少1.9億披索，約低4.9%。不過，ERC仍表示，三個區域的市場成本對消費者電價造成的壓力都較大。若沒有相應的電量與分攤細節，單看總支出無法判定對帳單的相對影響。
另有一項報導數據指出，民答那峨島2025年備轉平均價格為每度21.11披索，高於2024年底的4.39披索，約為先前的4.8倍。這些備轉價格不應與民答那峨島9月WESM電力價格每度12.61披索混為一談。
為何降低價格上限仍不夠
暫停市場前，監管機關已將備轉報價上限從每兆瓦小時（MWh）32,000披索調降至25,000披索。1 MWh等於1,000 kWh，因此上限分別相當於每度32披索與25披索。降幅約21.9%，但ERC表示，這並未解決問題。
監管機關指出，問題不只有價格，也涉及簽約誘因：現貨市場的高額支付，使供應商不願以較低價格簽訂具約束力的ASPA，導致備轉需求更容易受到波動的市場採購價格影響。
價格上限設定的是允許報價的最高價，但光靠上限本身，既無法確保有足夠容量簽約，也無法消除使價格接近上限的因素。因此，下令進行的重新設計不只是再次調整價格天花板，還涵蓋備轉需求、採購規則及成本轉嫁給消費者的方式。
ERC也希望依據未來備轉需求預測進行採購，以支援投資，包括電池儲能及其他彈性容量。難題在於，如何為電網所需資源提供可預期的收益，同時避免再次出現促使當局暫停市場的高額消費者費用。
30天內盤點備轉缺口
NGCP接獲指示，須在30天內評估現有安排未涵蓋的備轉需求，並指定必須運轉容量。該公司也必須根據納入未來需求的預測，設法為全部備轉需求取得合約。
這項工作與NGCP、PEMC及IEMOP共同負責、為期六個月的市場重新設計任務不同。較短期限處理的是眼前營運缺口；較長期限則關乎市場結構。
相關指示報導並未列出這些期限的確切日曆日期，暫停措施也沒有固定終止日期。尚未公布未獲涵蓋的備轉需求規模、將指定哪些設施，以及因此產生的成本回收款項。
Juan表示，ERC與DOE打算保留合約備轉與必須運轉備轉，同時調整採購方式與消費者收費規則。他也說明監管機關所訂下的市場重啟目標。
「我們現在暫停市場，是為了讓它以更完善的設計、更可靠的備轉供應，以及消費者負擔得起的價格重新運作。」Juan說。
宿霧電池合約展現替代方案
ERC在宿霧另行核准的一項合約，展現監管機關推動具約束力備轉合約的方向。委員會暫准NGCP與East Asia Utilities Corporation（EAUC）在拉普拉普市麥克坦簽訂為期五年的ASPA。
EAUC的44.72 MW電池儲能系統將提供最高13 MW調頻備轉及13 MW事故備轉。調頻備轉有助因應日常供需變化；事故備轉則在發電突然中斷後支援電網。電池能迅速回應這兩類需求。
據報導，維薩亞斯群島具約束力的備轉容量中，調頻備轉為40 MW，低於67 MW的需求；事故備轉為67.3 MW，低於75 MW的需求。這代表缺口分別為27 MW與7.7 MW。依合約，具約束力的容量必須備妥，未能履約將受罰。
若EAUC的容量全數可用，且可額外計入上述數據，其13 MW調頻備轉將使缺口降至14 MW；事故備轉則會超過所述的7.7 MW缺口，但實際排程與可用性仍決定電網能使用多少備轉容量。
兩項服務的暫定費率均為每度5.28披索，約為維薩亞斯群島備轉市場每度約21披索基準的四分之一。這項比較顯示報價的服務費率低得多，但不代表家庭帳單也必然按相同比例下降。
2026年1月至9月上旬，維薩亞斯群島共發布123次黃色與紅色警報。Juan表示，由於新增具約束力的備轉容量有助降低警報與供電中斷風險，因此該申請獲優先處理。
供電增加，能源價格仍上漲
備轉市場凍結之際，能源價格也在上漲，顯示附加服務費下降未必會等比例反映在總電費上。8月26日至9月25日的帳單期間，系統平均WESM價格從每度7.21披索升至7.43披索，漲幅3.1%。
平均供電量增加2.4%，達20,209 MW；需求則增加1.8%，達14,188 MW。IEMOP能源市場分析師Rica O. Cagnayo將價格變動歸因於發電機組停機、電網限制，以及高壓直流（HVDC）電力流向變化。
報導另列出一項獨立的平均供電餘裕數據，為3,957 MW，高於8月的3,779 MW。這個餘裕並不等於所列供電量與需求量的簡單差額，後者為6,021 MW。報導未說明計算基礎，因此不應將兩項數據視為可互換的指標。
呂宋島價格上漲5.7%，從每度4.90披索升至5.18披索。供電量增加4.3%，達15,114 MW；需求增加2.6%，達9,899 MW。儘管供電情勢較為寬鬆，主要發電廠停機仍推升價格。
維薩亞斯群島供電量維持在2,201 MW，需求則微增0.2%，達2,099 MW。受機組停機、營運商介入及黃紅色警報影響，價格上漲5.2%，從每度11.81披索升至12.42披索。停機使該區最多有777.2 MW無法供電。
輸電連結有助解釋區域價差
某個區域電力充足，不代表電力總能送到另一個有需求的區域。HVDC互聯線可在不同電網間輸送電力，但運轉限制可能阻礙輸電，使較便宜的電力無法壓低其他地區的價格。
9月帳單期間，呂宋島與維薩亞斯群島之間的連線，有77.6%的時間處於價格分離狀態；因系統安全而限制運轉的時間占該期間73.5%。這些狀況有助解釋，為何全國平均供電量增加，維薩亞斯群島能源價格仍遠高於呂宋島。
民答那峨島與維薩亞斯群島之間的連線，有92.82%的時間處於自由流動狀態，高於8月的91.16%。較強的跨區輸電使兩地價格更接近：民答那峨島平均每度12.61披索，只比維薩亞斯群島高0.19披索。
民答那峨島價格從每度12.79披索下跌1.4%，同時機組停機造成1,022.6 MW無法供電。關於供電與需求變化，報導說法不一。一份報導指出供電量為2,190 MW，下降0.2%；需求為2,893 MW，下降5%。另一份則將兩者的變動百分比對調，稱供電下降5%，需求下降0.2%。兩份報導都指出供需下滑，但確切變動仍待釐清。
Cacho表示，主要發電廠恢復運轉後，維薩亞斯群島能源價格可能降至每度9至10披索，但提醒跌幅未必很大。這項展望關乎能源供應，並非暫停備轉交易就能保證達成的結果。
備轉費降低，不代表帳單問題全解決
Cacho預期，取消現貨備轉款項後，轉嫁給配電事業與電力合作社的附加服務費將下降。他說明了對輸電費用的直接影響。
「實際上，輸電費會下降，因為我們不再需要支付備轉市場費用。」Cacho說。
合約備轉成本仍會存在，任何必須運轉安排也可能產生成本回收款項。目前尚未公布一般家庭可省下多少費用，也未確認減費何時會反映在帳單上。
9月能源數據也顯示，現貨市場占比降低，不一定代表現貨結算價格下跌。現貨交易量占交易總量的比重從13.4%降至12.2%，但有效現貨結算價格從每度8.48披索升至9.32披索。交易總額則從139.4億披索增至266.2億披索。
發電結構也有所變化。再生能源占發電量28%；燃煤占比從56%降至51.7%，天然氣占17%，水力占11.3%，太陽能占5.3%，地熱占8.3%。這些變化與機組停機和輸電限制同時發生，不能單獨用來解釋價格上漲。
2024年重啟程序後再度暫停
10月的介入措施，接續備轉市場開始商業運作後不久的一次暫停。先前暫停的原因，是ERC價格計算方法要求仍待符合，並非這次所述的備轉成本持續偏高。
- 2024年1月：備轉市場開始商業運作。
- 2024年3月26日：ERC暫停備轉交易，但依其裁定由ASPA供應及調度的備轉電力除外。
- 2024年7月26日：ERC決議通知指出，PEMC與IEMOP遵照指示後，暫停措施的理由已不復存在。
- 2024年7月30日：ERC宣布解除對WESM價格決定方法第8節的暫停措施；該節涉及帳單與結算。
- 2026年10月14日00:05：IEMOP表示，最新一輪現貨備轉運作暫停措施將開始生效。
在2024年的程序中，IEMOP奉命重新計算2月與3月帳單期間的備轉交易金額，並調整3月剩餘的70%。當時的ERC主席Monalisa Dimalanta解釋，DOE負責營運，ERC則負責執行價格計算方法；復運生效日期由DOE宣布。
菲律賓獨立電力生產商協會歡迎2024年解除暫停措施，認為此舉有助能源安全。協會主席Anne Escoro Montelibano代表28家電力公司，這些公司的電網裝置容量共18,132 MW。最新一輪暫停措施則使投資者信心、價格可負擔性與可靠備轉供應，成為市場重新設計的核心考量。
重點整理
- 現貨備轉調度與結算自2026年10月14日00:05起暫停，直到ERC另行下令。
- 合約備轉維持運作；未獲涵蓋的需求也可透過必須運轉容量支應。
- 2025年呂宋島、維薩亞斯群島與民答那峨島的備轉市場採購總額為478.3億披索。
- 維薩亞斯群島備轉市場對電價的影響為每度1.29披索，合約備轉則為每度0.02披索。
- NGCP須在30天內評估備轉需求；NGCP、PEMC與IEMOP則須在六個月內提出重新設計方案。
- 宿霧電池合約暫定費率為每度5.28披索，可提供最高13 MW調頻備轉及13 MW事故備轉。
- 9月WESM全國能源價格升至每度7.43披索。備轉市場凍結能為家庭帳單省下多少費用，以及何時反映，目前尚未說明。
