Eine Geschichte zweier Systeme

"Das Gesetz allen Fortschritts" bezieht sich nicht auf ein Gesetz in unseren Büchern oder ein bestimmtes wissenschaftliches oder wirtschaftliches Prinzip. Das Konzept stammt aus den Schriften eines jesuitischen Philosophen, Teilhard de Chardin, und fördert die Idee, dass, einfach ausgedrückt, alle guten Dinge Zeit brauchen und Phasen der Instabilität durchlaufen, um Reife zu erlangen. In dieser Kolumne hoffe ich, zu einem tieferen Verständnis beizutragen und/oder alternative Ansätze zu Schlüsselthemen zu präsentieren, um letztendlich den demokratischen Diskurs zu beleben und stärkere Institutionen aufzubauen.

Im Januar 2024 war Präsident Ferdinand R. Marcos, Jr. Zeuge der feierlichen Energetisierung des 450-MW Mindanao-Visayas Interconnection Project (MVIP), das die Stromsysteme der Hauptinseln von Mindanao physisch mit denen der Visayas verbindet, die seit 1998 über Leyte mit Luzon verbunden sind. Das Ereignis war wirklich historisch, wenn man bedenkt, dass zum ersten Mal in der Geschichte des Landes überschüssiger Strom aus Mindanao über die 184 Schaltkreis-Kilometer (km) lange Unterwasser-Übertragungsleitung und 500 Schaltkreis-km Überlandleitungen des MVIP in die Visayas exportiert werden kann, wobei weiterer Überschuss von den Visayas zur Ergänzung des Bedarfs von Luzon gesendet wird (oder Überschuss von Luzon zu den Visayas, wie es häufiger der Fall ist).

Man kann dann leicht den Eindruck von dieser Entwicklung und aus den Mainstream-Diskussionen über die Energiebranche gewinnen, dass es heute ein einheitliches Stromsystem gibt, das die gesamten Philippinen im Rahmen eines privatisierten und wettbewerbsorientierten Rahmens gemäß dem Electric Power Industry Reform Act von 2001 oder EPIRA versorgt - ein vernetztes Netz, ein dynamischer Markt, auf dem mehrere Akteure konkurrieren, die alle auf eine gemeinsame Energieentwicklungsreise zusteuern.

Doch das ist nicht genau der Fall.

Während es stimmt, dass das MVIP die Hauptregionen Luzon, Visayas und Mindanao unter dem Betrieb der National Grid Corp. of the Philippines (NGCP) in ein Stromnetz integriert, was den Handel mit Elektrizität im Wholesale Electricity Spot Market (WESM) alle fünf Minuten für jeden Tag des Jahres ermöglicht, mit einer steigenden Anzahl von Kunden, die ihren eigenen Strombedarf direkt von WESM oder unter Einzelhandelsverträgen kaufen, und bedeutende Investitionen für neue Erzeugungskapazitäten von ausländischen und inländischen Akteuren anzieht, spielt sich in vielen Teilen des Landes eine andere Geschichte ab.

In fast 200 Gemeinden, verteilt auf 35 Provinzen der Philippinen, bleibt fast 25 Jahre nach Verabschiedung des Gesetzes eine Einrichtung aus der Zeit vor EPIRA bestehen. In diesen geografisch isolierten Inseln oder Gemeinschaften gibt es keinen Rund-um-die-Uhr-Handel mit Elektrizität in einem WESM - in vielen Gebieten ist die Stromversorgung instabil und nur zu bestimmten Stunden des Tages verfügbar. Es hat auch keinen Sinn, über Stromaustausch oder -verstärkung zwischen oder unter Inseln zu sprechen, da es kein Übertragungssystem gibt, das die Inseln verbindet, um solche Stromübertragungen zu ermöglichen. In diesen Gebieten bleiben alle Endverbraucher gefangene Kunden (nach EPIRA-Begriffen) ihrer Verteilungsunternehmen/Elektrizitätsgenossenschaften (DUs), ohne die Möglichkeit, nach dem besten Preis für die Einzelhandels-Stromversorgung zu suchen und zu verhandeln, da in vielen dieser Gebiete nur ein Generator oder Stromlieferant tätig ist.

Darüber hinaus zahlen die Endverbraucher in den netzfernen Gebieten, anders als in den Hauptnetzen, wo die Verbraucher die vollen Kosten und Preisschwankungen der Stromversorgung tragen, nicht die wahren Stromkosten. Stattdessen zahlen netzferne Verbraucher einen festen Satz oder den Subsidized Approved Generation Rate (SAGR) für den von der National Power Corp. (NPC) oder privaten Generatoren - New Power Providers (NPPs) oder Qualified Third Parties (QTPs) - gelieferten Strom. Jeder Fehlbetrag, der zur Deckung der Versorgungskosten von NPC, NPPs oder QTPs erforderlich ist, wird dann allen Hauptnetzkunden im Rahmen der Universal Charge Missionary Electrification (UCME) in Rechnung gestellt und von ihnen eingezogen.

Basierend auf den Einreichungen der NPC bei der Energy Regulatory Commission zur Deckung des UCME-Defizits für 2023 betrugen die Gesamtkosten für die Stromversorgung der netzfernen Gebiete 39,62 Milliarden P, wovon etwa 60% an NPPs und QTPs gezahlt wurden. Doch von den 39,62 Milliarden P wurden nur 12,67 Milliarden P (oder 32%) von netzfernen Verbrauchern über SAGR eingezogen. Dies erforderte eine UCME-Finanzierungssubvention von 26,95 Milliarden P für 2023.

Während Bemühungen zur Rationalisierung der SAGR-Niveaus und UCME-Raten im Gange sind, glaube ich, dass die Bewältigung der Systemzuverlässigkeit, Versorgungssicherheit und Preiserschwinglichkeit in unseren netzfernen Gebieten erfordert, dass wir uns von einer netzzentrierten Sicht der Energiepolitik und -regulierung lösen.

Es beginnt mit der grundlegenden Erkenntnis, dass wir auf den Philippinen nicht nur ein Stromsystem haben - wir haben vielleicht so viele, wie es Inseln in unserem Archipel gibt! Dies zwingt uns, einen dezentralisierteren Ansatz zur Lösung unserer Energieprobleme zu verfolgen, insbesondere für unsere netzfernen Gebiete. Pauschale Richtlinien und Vorschriften, die in der Anwendung nicht zwischen dem Hauptnetz und netzfernen Gebieten unterscheiden, neigen dazu, die Verwirklichung der wirtschaftlichen Entwicklung und die Kultur der Einhaltung eher zu schwächen als zu unterstützen. Einige Beispiele für Schlüsselrichtlinien, die (meistens) im Hauptnetz funktionieren, aber nicht unbedingt funktionieren, wenn sie in netzfernen Gebieten angewendet werden, sind wie folgt:

1. Competitive Selection Process (CSP)-Richtlinie für die Vertragsgestaltung der Stromversorgung. Das CSP-Richtlinienrundschreiben des Department of Energy (DoE) von 2023 unternimmt konkrete Schritte zur Anerkennung der Tatsache, dass die Bedingungen für einen effektiven CSP, wie er in den Hauptnetzgebieten umgesetzt wird, wo es mehrere Stromerzeuger und einen betriebsbereiten WESM gibt, nicht unbedingt in den netzfernen Gebieten existieren. Die Richtlinie befreit von der CSP-Anforderung die Beschaffung von Stromversorgung für netzferne Gebiete, die von NPPs mit weniger als einem Megawatt Nachfrage versorgt werden oder versorgt werden sollen. Doch diese Ausnahme reicht möglicherweise nicht aus, wenn man bedenkt, dass die Hauptbedingung für einen glaubwürdigen CSP (d.h., dass es mehrere Anbieter gibt, die konkurrieren und den besten Preis und Service anbieten) möglicherweise nicht vorhanden ist, wenn man bedenkt, dass Missionsgebiete, wie sie in den Durchführungsbestimmungen von EPIRA definiert sind, von vornherein nicht lebensfähig sind. Dies sind die Last-Mile-Gebiete, die hauptsächlich aus Wohnkunden bestehen. Vielleicht kann eine separate CSP-Richtlinie für netzferne Gebiete entwickelt werden, die Wettbewerbsprinzipien für verschiedene Stromversorgungsvereinbarungen übernimmt, wie zum Beispiel für DU-eigene Versorgung oder unter Ausrüstungsleasingverträgen oder Bündelung von netzfernen Gebieten unter einem gemeinsamen Anbieter.

2. Power Supply Procurement Plans (PSPP) durch netzferne DUs. Jedes Jahr sind alle DUs verpflichtet, dem DoE ihre PSPPs vorzulegen, um sicherzustellen, dass sie Änderungen der Nachfrageanforderungen in ihren Franchise-Gebieten voraussehen und sich darauf vorbereiten. Für netzferne DUs müssen die PSPPs möglicherweise die Umsetzung und Einhaltung der Subventionsrationalisierungspolitik des DoE von 2019 beinhalten, die mit dem Transmission Development Plan abgestimmt ist, um den Plan, falls vorhanden, für die Verbindung der Insel mit dem Hauptnetz zu integrieren.

Mehr als 20 Jahre nach der Verabschiedung von EPIRA ist es an diesem Punkt klar, dass ein Ansatz, der nur auf Elektrifizierung oder Stromversorgung basiert, nicht ausreicht, um nachhaltiges Wachstum in den netzfernen Gebieten zu fördern. Dies gilt besonders, wenn es keine Pläne gibt oder es in absehbarer Zukunft nicht realisierbar bleibt, bestimmte Gebiete an die Hauptnetze anzuschließen. Die Situation erfordert einen umfassenderen, integrierten Plan, der den Abbau von Silos zwischen Stakeholdern - DUs, nationalen und lokalen Regierungsbehörden - erfordert. Es reicht nicht aus, dass DUs ihre Netze bis zur letzten Meile erweitern und alle Haushalte mit Energie versorgt werden: Wir müssen sicherstellen, dass auch Beschäftigungsmöglichkeiten und Existenzgrundlagenprojekte in den Gebieten eingeführt werden, um sicherzustellen, dass Haushalte weiterhin ihre Stromrechnungen bezahlen können. Dies ist ein weiterer Weg, der als CSP-Variante erkundet werden kann, bei der ein Wettbewerb zwischen Antragstellern für die Stromversorgung und ein Pilot- oder Ankerindustrie-, Handels- oder Existenzgrundlagenprojekt entstehen kann. Dies kann auf der Ebene der regionalen Entwicklungsräte erkundet und entwickelt werden, was die Mobilisierung von Ressourcen und Stakeholdern ermöglicht, die für diese Gebiete notwendig sind, um schließlich von der Bezeichnung der Nichtlebensfähigkeit zur Lebensfähigkeit überzugehen.

Monalisa C. Dimalanta ist Senior Partner bei Puyat Jacinto & Santos Law (PJS Law). Sie war von 2022 bis 2025 Vorsitzende und CEO der Energy Regulatory Commission und von 2019 bis 2021 Vorsitzende des National Renewable Energy Board.