高コストが電気料金を押し上げる中、ERCがフィリピンの予備力市場を停止

10月14日、コストの高いスポット予備力を停止

フィリピンのエネルギー規制委員会（ERC）は、予備電力を市場経由で調達することが消費者負担を押し上げていると判断し、2026年10月14日午前0時5分から予備力市場の運用停止を命じた。ビサヤ地方だけで、2025年の予備力市場での調達額は195億9,000万ペソに上り、電気料金を1キロワット時（kWh）当たり1.29ペソ押し上げた。契約済み予備力による上昇分は1kWh当たり0.02ペソだった。

今回の措置で停止するのは、スポット予備力の商業 dispatch と精算であり、電力スポット市場そのものではない。承認済み契約を通じてすでに確保されている予備力は引き続き運用される。フィリピン国家送電会社（NGCP）、フィリピン電力市場公社（PEMC）、フィリピン独立電力市場運営者（IEMOP）は、6カ月以内に予備力市場の再設計案を提出しなければならない。

停止措置はERCが追加命令を出すまで続く。このため、6カ月の期限は再開日が確定したことを意味するのではなく、あくまで提案の提出期限となる。規制当局によると、この措置はエネルギー省（DOE）と調整の上で実施された。

ERCのフランシス・サトゥルニーノ・C・フアン委員長兼最高経営責任者は、特にビサヤ地方で市場の全面運用開始以降、高価格が続いていたことへの一時的な対応だと説明した。

「これは是正を目的とした一時的な介入であり、予備力市場からの撤退ではない」とフアン氏は述べた。

当面の目的は、高額なスポット予備力の調達を付帯サービス料金から除きながら、送電網の安定に必要な待機容量を維持することだ。これにより家庭の電気料金全体がどれほど下がるかは、発電コスト、残る予備力料金、その他の請求項目にも左右される。

停止するもの、運用を続けるもの

付帯サービスとは、電力の需給バランスを保つために使われる待機容量やその他のサービスを指す。発電所が突然停止したり、需要が変動したりした際に、送電網が対応できるよう支える。家庭や企業に供給するため日常的に購入される電力とは別のものだ。

NGCPは、予備力市場または付帯サービス調達契約（ASPA）を通じて、こうしたサービスを確保できる。ASPAでは、承認された料金で事業者から容量を調達する。2024年1月に商業運用を開始した予備力市場では、WESMを通じて予備力を売買できる。

IEMOPの取引運営担当副社長、イシドロ・E・カチョ・ジュニア氏によると、10月の停止対象はスポット予備力で、契約済み予備力は引き続き運用される。スポット予備力の計画と給電指令は停止する。

一時的な対応策については、報道によって説明が異なる。既存契約に基づく容量に調達を限定するとする報道がある一方、契約で賄えない需要への選択肢として、コスト回収方式で支払われる指定必須運転容量も挙げる報道がある。そうした容量は、予備力市場価格で収益を得るためではなく、信頼性確保のために運転を求められる。

スポット調達を終了しても、送電網に予備力が必要であることに変わりはないため、この区別は重要だ。既存契約や指定容量を通じて、運用上必要な予備力を引き続き確保しなければならない。

判断の背景にある地域別コスト

ERCの検証では、2025年に市場調達と契約済み予備力の間に大きなコスト差があったことが明らかになった。ルソン地方の予備力市場での支出は245億3,000万ペソで、二者間契約で調達した付帯サービスの費用の2倍とされた。ビサヤ地方は195億9,000万ペソ、ミンダナオ地方は37億1,000万ペソだった。

3地域の予備力市場での支出合計は478億3,000万ペソ。ルソン地方が約51％、ビサヤ地方が約41％を占めた。支出総額はルソン地方が最も大きかったが、電気料金への影響はビサヤ地方で特に顕著だった。

ビサヤ地方の1kWh当たり1.29ペソという料金への影響は、契約済み予備力による0.02ペソの64.5倍に当たる。同地方では予備力価格が1kWh当たり約21ペソに達した。予備力サービスの購入価格と消費者の請求額への上乗せ分は別の指標であり、21ペソが家庭用電力の全ての単位に加算された額という意味ではない。

ミンダナオ地方の比較はより複雑だ。同地方の予備力市場コストは37億1,000万ペソで、ASPAによる39億ペソを1億9,000万ペソ、約4.9％下回った。それでもERCは、3地域全てで市場が消費者料金により大きな負担を与えたと述べた。対応する調達量や費用配分の詳細がなければ、支出総額だけで請求額への相対的な影響は判断できない。

別の報道指標では、ミンダナオ地方の2025年の予備力価格は平均1kWh当たり21.11ペソで、2024年後半の4.39ペソから上昇した。約4.8倍の水準だ。この予備力価格は、ミンダナオ地方の9月のWESM電力価格である1kWh当たり12.61ペソとは区別する必要がある。

価格上限の引き下げだけでは不十分だった理由

市場停止に先立ち、規制当局は予備力の入札価格上限を1メガワット時（MWh）当たり3万2,000ペソから2万5,000ペソに引き下げた。1MWhは1,000kWhに相当するため、この上限は1kWh当たり32ペソと25ペソに当たる。引き下げ幅は約21.9％だったが、ERCは問題の解決には至らなかったと述べた。

規制当局が指摘したのは、価格だけでなく契約上の懸念もある。スポット市場で高額の支払いが発生したことで、事業者がより低価格の確定ASPAを締結する意欲を失っていた。その結果、予備力の必要量が価格変動の大きい市場調達にさらされていた。

価格上限は、提示できる価格の最高額を定めるものだ。それだけでは契約に基づく十分な容量を確保できず、価格が上限近くにとどまる要因も取り除けない。そのため、命じられた再設計は上限の再調整にとどまらず、予備力の必要量、調達規則、消費者への費用転嫁の方法まで対象とする。

ERCはまた、蓄電池など柔軟な容量への投資を後押しするため、将来の予備力需要の予測に基づいた調達を求めている。課題は、送電網が必要とする設備に予見可能な支払いを用意しながら、停止のきっかけとなった高額な消費者負担を繰り返さないことだ。

予備力不足の確認に30日

NGCPには、既存の取り決めで賄われていない予備力の必要量を評価し、30日以内に必須運転容量を指定するよう命じられた。また、将来の需要を考慮した予測に基づき、必要な予備力全量を対象とする契約を進めなければならない。

この作業は、NGCP、PEMC、IEMOPが共同で担う6カ月以内の再設計案の作成とは別だ。短い期限は差し迫った運用上の不足に対応し、長い期限は市場構造の見直しを対象とする。

報道された指示では、これらの期限について具体的な日付は示されておらず、停止措置にも固定の終了日はない。不足する予備力の規模、指定対象の設備、そこから生じるコスト回収方式の支払い額も、まだ明らかにされていない。

フアン氏によると、ERCとDOEは調達方法と消費者への課金ルールを見直す一方、契約済み予備力と必須運転予備力を維持する方針だ。また、市場再開に向けた規制当局の目標も示した。

「消費者が負担できる価格で、より優れた設計と信頼できる予備力の供給を実現し、より強固な市場として再開できるよう、今、市場を停止している」とフアン氏は述べた。

セブの蓄電池契約が示す代替策

ERCがセブで別途承認した案件は、確定契約型の予備力への移行を後押しする規制当局の姿勢を示している。委員会は、NGCPとイースト・アジア・ユーティリティーズ（EAUC）がラプラプ市マクタンで結ぶ5年間のASPAに、暫定的な認可を与えた。

EAUCの出力44.72MWの蓄電池エネルギー貯蔵システムは、調整予備力と事故予備力をそれぞれ最大13MW供給する。調整予備力は日常的な需給変動への対応を助け、事故予備力は発電設備の突然の停止後に送電網を支える。蓄電池はどちらの需要にも迅速に対応できる。

報告されたビサヤ地方の確定予備力は、調整予備力が必要量67MWに対して40MW、事故予備力が必要量75MWに対して67.3MWだった。それぞれ27MW、7.7MWの不足を示す。確定容量は契約に基づいて利用可能にする必要があり、供給できなかった場合には違約金が科される。

EAUCの13MWの調整予備力が全量利用でき、上記の数値に加算されるなら、不足は14MWに縮小する。同社の事故予備力は示された7.7MWの不足を上回るが、送電網が利用できる予備力の量は実際の運用計画と稼働状況にも左右される。

両サービスの暫定料金は1kWh当たり5.28ペソで、ビサヤ地方の予備力市場の指標価格である約21ペソの約4分の1だ。この比較が示すのは提示されたサービス料金が大幅に低いことだが、家庭の電気料金も同じ割合で下がると保証するものではない。

ビサヤ地方では、2026年1月から9月初旬にかけて、黄色および赤色警報が計123回発令された。フアン氏は、確定予備力の追加により警報や供給中断の可能性を下げられるとして、申請を優先的に審査したと述べた。

供給増にもかかわらず電力価格は上昇

予備力の凍結と並行して電力価格は上昇しており、付帯サービス料金が下がっても電気料金全体が同じ幅で下がるとは限らないことを示している。8月26日から9月25日までの請求期間に、システム全体のWESM平均価格は1kWh当たり7.21ペソから7.43ペソに上がり、3.1％上昇した。

平均供給量は2.4％増の20,209MW、需要は1.8％増の14,188MWだった。IEMOPの電力市場アナリスト、リカ・O・カグナヨ氏は、発電設備の停止、送電網の制約、高圧直流（HVDC）送電の潮流変化が価格変動の要因だと説明した。

別途報じられた平均供給余力は3,957MWで、8月の3,779MWから増加した。この供給余力は、報告された供給量と需要量の単純な差である6,021MWとは一致しない。算出方法の説明がないため、両者を同じ指標として扱うべきではない。

ルソン地方の価格は1kWh当たり4.90ペソから5.18ペソへ5.7％上昇した。供給量は4.3％増の15,114MW、需要は2.6％増の9,899MWだった。供給余力が拡大したにもかかわらず、主要発電所の停止が価格上昇の一因となった。

ビサヤ地方では供給量が2,201MWで横ばいとなり、需要は0.2％増の2,099MWだった。価格は1kWh当たり11.81ペソから12.42ペソへ5.2％上昇し、設備停止、運営上の介入、黄色および赤色警報が重なった。設備停止により、同地方では最大777.2MWが利用できなくなった。

送電連系が地域間の価格差を左右

ある地域に十分な電力があっても、別の地域の需要に常に届けられるとは限らない。HVDC連系線は送電網間の電力移送を可能にするが、運用上の制限が送電を妨げ、安価な電力が他地域の価格を引き下げられない場合がある。

ルソン・ビサヤ連系線は、9月の請求期間の77.6％に当たる時間、価格分離の条件下で運用された。期間の73.5％は、システムの安全確保を理由に運用が制限されていた。こうした条件は、全国平均の供給量が増えたにもかかわらず、ビサヤ地方の電力価格がルソン地方を大きく上回った理由の一端を説明する。

ミンダナオ・ビサヤ連系線は、期間の92.82％で自由潮流の条件下にあり、8月の91.16％から上昇した。送電量の増加は両地域の価格差を縮め、ミンダナオ地方の平均価格は1kWh当たり12.61ペソと、ビサヤ地方をわずか0.19ペソ上回った。

ミンダナオ地方の価格は1kWh当たり12.79ペソから1.4％下落した一方、設備停止により1,022.6MWが利用できなくなった。供給量と需要量の変化については報道内容が食い違っている。一方の報道は供給量が0.2％減の2,190MW、需要が5％減の2,893MWとしている。別の報道は変化率を逆にし、供給量が5％減、需要が0.2％減と伝えた。いずれも供給と需要の減少を伝えているが、正確な変化幅の確認が必要だ。

カチョ氏は、主要発電所が復帰すればビサヤ地方の電力価格は1kWh当たり9～10ペソ程度に近づく可能性があると述べる一方、下落幅は大きくないかもしれないと注意を促した。この見通しは電力供給状況に関するもので、予備力取引の停止によって確実に実現するものではない。

予備力料金の引き下げだけでは請求額全体は決まらない

カチョ氏は、スポット予備力への支払いをなくせば、配電事業者や電力協同組合に転嫁される付帯サービス料金が下がると見込んでいる。同氏は送電料金への直接的な影響について、次のように述べた。

「事実上、予備力市場への支払いがなくなるため、送電料金は下がる」とカチョ氏は述べた。

契約済み予備力の費用は残り、必須運転の取り決めによってコスト回収方式の支払いが発生する場合もある。一般家庭の電気料金がどれだけ下がるか、またその引き下げがいつ請求に反映されるかについて、具体的な数値や確定した予定は発表されていない。

9月の電力データは、スポット市場の取引量シェアが縮小しても、スポット精算価格が下がるとは限らないことも示している。取引量に占めるスポット取引の割合は13.4％から12.2％に低下した一方、実効スポット精算価格は1kWh当たり8.48ペソから9.32ペソに上昇した。取引総額は139億4,000万ペソから266億2,000万ペソに増えた。

発電構成も変化した。再生可能エネルギーは発電量の28％を供給した。石炭の割合は56％から51.7％に低下し、天然ガスは17％、水力は11.3％、太陽光は5.3％、地熱は8.3％となった。こうした変化は設備停止や送電制限と同時に起きており、それだけで価格上昇を説明できるわけではない。

2024年の再開手続きに続く2度目の停止

今回の10月の措置に先立ち、予備力市場は商業運用開始から間もない時期にも一時停止された。以前の停止理由は、ERCが求めた価格算定方法への対応が未完了だったことで、今回示された「予備力コストの高止まり」とは異なる。

• 2024年1月：予備力市場が商業運用を開始。
• 2024年3月26日：ERCが予備力取引を停止。ただし、ERCの決定対象となったASPAに基づき提示・給電指令された予備力は除外。
• 2024年7月26日：PEMCとIEMOPが指示に従ったことを受け、停止の根拠はもはや存在しないとするERCの決議通知が出された。
• 2024年7月30日：ERCは、WESM価格決定方法のうち請求と精算を定める第8条について、停止解除を発表。
• 2026年10月14日午前0時5分：スポット予備力の運用に関する最新の停止措置が始まるとIEMOPが発表。

2024年の手続きでは、IEMOPは2月と3月の請求期間の予備力取引額を再計算し、3月分の残り70％を調整するよう命じられた。当時のERC委員長モナリサ・ディマランタ氏は、DOEが運用を管轄し、ERCが価格算定方法を実施すると説明した。再開の発効日はDOEが発表する予定だった。

フィリピン独立系発電事業者協会は、2024年の停止解除をエネルギー安全保障に向けた一歩として歓迎した。同協会のアン・エスコロ・モンテリバノ会長は、送電網に接続された設備容量が1万8,132MWに上る電力会社28社を代表している。今回の停止により、再設計の中心には、料金の手頃さと信頼できる予備力確保に加えて、投資家にとっての予見可能性も据えられた。

要点

• スポット予備力の給電指令と精算は、2026年10月14日午前0時5分から、ERCが追加命令を出すまで停止される。
• 契約済み予備力は運用を継続する。契約で賄えない需要には、必須運転容量も選択肢として挙げられている。
• 2025年のルソン、ビサヤ、ミンダナオ各地方の予備力市場での調達額は合計478億3,000万ペソだった。
• ビサヤ地方では、予備力市場による料金への影響は1kWh当たり1.29ペソで、契約済み予備力による0.02ペソを上回った。
• NGCPは30日以内に予備力を評価し、NGCP、PEMC、IEMOPは6カ月以内に市場の再設計案を提出する。
• セブの蓄電池契約では暫定料金が1kWh当たり5.28ペソで、調整予備力と事故予備力をそれぞれ最大13MW供給できる。
• 9月のWESM電力価格は全国平均で1kWh当たり7.43ペソに上昇した。予備力凍結による家庭の電気料金の値下げ幅と時期は、まだ明らかにされていない。