フィリピンの電力部門

ケソン州マウバンのバランガイ・カグシアイIにある石炭火力ケソン発電所。
ヌエバ・エシハ州サン・レオナルドの電柱

フィリピンの電力部門は、発電、送電、配電を通じて国内の多くの地域に電力を供給しています。フィリピンは、ルソン島、ビサヤ諸島、ミンダナオ島にそれぞれ1つずつ、計3つの電力網に分かれています。[ 1 ]

2016年6月現在、フィリピンの総設備容量は20,055メガワット（MW）で、そのうち71.5%はルソン島の電力網で利用されています。フィリピン人の約12%は電力にアクセスできません。フィリピンはまた、2006年以来、フィリピン卸電力スポット市場（WESM）と呼ばれる完全に機能する電力市場を有し、独立した市場運営者によって運営されている世界有数の国です。2017年までに、国内の発電量の50%以上を石炭火力発電が占めるようになりました。

2025年現在、フィリピンはシンガポールに次いで東南アジアで2番目に電気料金が高い。[ 2 ]

歴史

2022年1月、ロドリゴ・ドゥテルテ大統領は、全国の未電化地域および不十分な電化地域におけるマイクログリッド開発を促進し、国の100％電化という政府の目標を達成することを目的とした共和国法11646号に署名した。[ 3 ]

マニラ

ラ・エレクトリシスタ

1892年に設立されたラ・エレクトリシスタは、マニラで電力を供給した最初の電力会社でした。同社は、マニラのサン・セバスティアン通り（現在のイダルゴ通り）に、フィリピン初の発電所であるセントラル発電所を建設しました。[ 4 ]

メラルコ

メラルコは1903年にマニラ電気鉄道・電灯会社として設立されました。マニラに電灯と電気鉄道システムを提供するために設立されました。

第二次世界大戦中、メラルコの輸送インフラは破壊され、同社は鉄道を再建する代わりに、電気サービスに力を注ぎました。

1960年代、エウヘニオ・ロペス・シニア率いるフィリピン人投資家グループが、アメリカの投資家からメラルコを買収しました。メラルコはこの時期に事業を拡大し、フィリピンで初めて時価総額10億ペソの企業となりました。

1970年代、フィリピン政府は主要な発電施設の国有化を国家政策としました。メラルコは保有するすべての発電所を国営電力公社（NAPOCOR/NPC）に売却し、電力供給が同社の中核事業となりました[ 5 ]。これは2003年3月1日の電力市場自由化まで続きました。

発電

フィリピンでは、発電は公益事業とはみなされていないため、利害関係者は発電会社を運営するために議会の認可を取得する必要はありません。しかし、発電はエネルギー規制委員会（ERC）によって規制されており、ERCは利害関係者に対し、2001年電力産業改革法（EPIRA）に定められた基準が遵守されていることを確認するための適合証明書を発行する必要があります。また、ERCは権力の濫用や反競争的行為の調査も担当しています。[ 6 ]

フィリピンの電力は、石炭、石油、天然ガス、バイオマス、水力、太陽光、風力、地熱など、様々なエネルギー源から生産されています。エネルギー省電力統計局のデータによると、電力生産の配分は以下の表の通りです。 [ 7 ]

1990年以降のフィリピンにおける電力源別発電量
ソースパーセンテージ
石炭42.8%
油性7.4%
天然ガス24.2%
水力発電11.8%
地熱13.3%
その他の再生可能エネルギー（風力、太陽光、バイオマス）0.05%

表1. 2014年時点の発電量（電源別）

ソース運用
水力発電29
地熱11
太陽光発電2
風4
石炭11
ディーゼル5
天然ガス3
油1

表2.フィリピンの稼働中の発電所数

化石燃料

フィリピンで 最も豊富な化石燃料は石炭、石油、天然ガスです。

石炭

石炭は最大の埋蔵量を有し、多くの場合最も安価な化石燃料です。環境への懸念にもかかわらず、石炭の需要は長年にわたり安定しています。Energy Globalによると、石炭資源の潜在的埋蔵量は約2,700億トンです。

2017年には、石炭から生産された総電力エネルギーは、全国の総発電量の50％以上を占め始め、[ 8 ] 2024年までには、フィリピンはインドネシアを上回り、東南アジアで最も石炭に依存した電力網を持つことになる。[ 9 ]政府は、他のエネルギー源への投資を奨励するために2020年に新しい石炭火力発電所の受け入れを停止したが、石炭火力発電の増加は、サンミゲル社とアボイティスグループの石炭火力ベンチャーによるものとされている。[ 10 ] [ 2 ]

石油と天然ガス

2011年6月、フィリピンエネルギー省（DOE）は、石油総量を279億立方フィート、ガス総量を53.9兆立方フィートと推定しました。2011年6月のフィリピンの石油生産量は推定6,300万バレルでした。

再生可能資源

政府は2014年に風力、太陽光、水力、バイオマスエネルギーの再生可能エネルギーに対する固定価格買い取り制度（FIT）を、再生可能エネルギー開発者が求めているよりも低い料金で承認した。フィリピンでは水力、地熱、バイオマス、風力、太陽光発電所が稼働している。フィリピンのネットメータリングは2008年の再生可能エネルギー法（共和国法第9513号）に基づいて導入された。これにより、資格のあるエンドユーザーは再生可能エネルギーシステム（主に太陽光発電）を設置し、余剰電力をキロワット時単位で送電網に売却することができる。[ 11 ]商業用屋上太陽光発電の規制枠組みと市場普及の詳細については、「フィリピンの商業用太陽光発電」を参照。

地熱発電

ネグロス・オリエンタル州バレンシアのパリンピノン地熱発電所

地熱発電はフィリピンにおける主要な再生可能エネルギー源です。[ 12 ] DOEによると、フィリピンはアメリカ合衆国に次いで世界第2位の地熱発電生産国です。DOEは、未開発の地熱資源の潜在的総量を約2,600MWと推定しています。

水力発電

マガット発電所

水力発電はフィリピンにおいて2番目に主要な再生可能エネルギー源です。全国各地に様々な水力発電所が点在しています。大規模水力発電所（発電容量50MW以上）は幹線送電網に直接接続されていますが、小規模水力発電所（発電容量10～50MW）およびミニ水力発電所（発電容量101kW～10MW）は地域配電網に接続されています。[ 13 ]国際再生可能エネルギー機関（IREA）によると、フィリピンには未開発の水力発電の潜在能力が合計10GWあります。[ 12 ]

バイオマス発電

フィリピンは、農作物残渣、森林残渣、動物性廃棄物、農業関連産業廃棄物、都市固形廃棄物、水生バイオマスなど、豊富なバイオマス資源を有しています。最も一般的な農業廃棄物は、米ぬか、バガス、ココナッツ殻・殻、ココナッツ繊維です。

DOEによると、農務省と環境天然資源省の情報に基づき、フィリピンでは燃料として利用可能な残留物が相当量生成される可能性がある。その大きな可能性にもかかわらず、市町村レベルでの資金と運営支援の不足、そして都市廃棄物の焼却を禁止する現行の「フィリピン大気浄化法（RA 8749）」との抵触により、これまで稼働中の廃棄物発電プロジェクトは存在しない。[ 14 ]都市固形廃棄物（MSW）100トン/日の廃棄物発電プラントは、焼却で年間21GWh、ガス化で年間24GWh、熱分解で年間24GWhのエネルギー生成ポテンシャルがあると推定されている。これらのエネルギー生成ポテンシャルは、プラントの処理能力が想定される1日100トンのMSWよりも高ければ、さらに増加する可能性がある。[ 14 ]

風力

イロコス・ノルテ州バンギにあるバンギ風力発電所

フィリピンはアジア太平洋モンスーンベルトの端に位置しており、76.6GWの風力エネルギーの潜在能力が期待できます。[ 12 ]風力発電所はフィリピンで3番目に多く稼働している再生可能エネルギー源です。

太陽エネルギー

2015年には、フィリピンで3つの太陽光発電所が建設されました。フィリピンでは、ピークとなる4月には1平方メートルあたり1日7kWh以上の電力が供給され、オフピークとなる12月には1平方メートルあたり1日3kWhと最も低いことが、 Schadow1 Expeditionsによる国内33都市での観測で明らかになりました。[ 15 ]フィリピンの地理的優位性と太陽光発電の潜在性を考慮すると、太陽光発電は現在の23GWの1.2%から、2040年までに43GWの少なくとも3.5%に増加すると予想されています。フィリピンの公式エネルギー統計によると、2024年時点で、フィリピンの太陽光発電設備容量は2,500MWを超えています。[ 16 ] [ 17 ]

動力伝達

パンパンガ州アパリットにある北ルソン高速道路(NLEx)のカンダバ高架橋沿いにあるエルモサ - デュハット - バリンタワク 230,000 ボルト送電線の鋼柱。バルシク・マリラオ・サンノゼ・タヤバス・パグビラオ送電線のバルシク・マリラオ・サンノゼ区間の50万ボルト送電線が、高架橋内のパンパンガ・ブラカン州境界で前記23万ボルト送電線と交差する箇所に見られる。

フィリピンにおける送電はコモンキャリア事業（すなわち、政府によって規制され、フランチャイズエリアに差別なくサービスを提供し、供給中に発生した損失について責任を負う事業）である。ERC（電力会社委員会）によって規制されており、ERCは料金設定権と送電資産の評価に関する最終決定権を有する。電力産業改革法（EPIRA）および送電開発計画（TDP）に基づき、[ 18 ]全国送電システムの保守および運用は、電力セクター資産負債管理局（PSALM）による競争入札の対象となった。[ 19 ]

歴史

フィリピンの電力網およびその関連資産と施設の運営と保守は、 1936年11月3日から2009年1月15日までの72年2か月間、フィリピン政府（国家電力公社（NAPOCOR/NPC）および国家送電公社（TransCo）を通じて）によって運営と保守されていました。2009年1月15日以降、送電網の運営と保守は民間部門であり、フィリピン国営送電会社（NGCP）によって運営と保守が行われており、同日以降に取得および指定された送電網資産、部分、構造物またはコンポーネントは、一時的にNGCPの所有権となります。ただし、引き継ぎ日前のものは、TransCoを通じて国が引き続き所有します。これにより、引き継ぎ以降、送電網の一時的な二重所有権が発生し、民営化前の部分はTransCoが所有し、運用期間中はNGCPが所有します。

1936年～2009年：フィリピン政府による電力網の運用と保守

1936 年 11 月 3 日から 2003 年 3 月 1 日まで、政府所有の National Power Corporation (NAPOCOR/NPC) が送電網と関連資産および施設を所有、運営、保守していました。

1 年 9 か月前の 2001 年 6 月 8 日にグロリア・マカパガル・アロヨ大統領 が署名した電力産業改革法 (EPIRA) または共和国法 9136 の施行により、2001年 6 月 26 日にこの法律が承認されてから 18 日後に、別の政府所有の法人である National Transmission Corporation (TransCo) が設立されました。その結果、業界を発電、送電、配電、供給の 4 つの部門に組織した RA 9136 または EPIRA で義務付けられているとおり、2003 年 3 月 1 日に NAPOCOR/NPC は TransCo に電力網の運用、保守、所有権を引き継ぎました。 TransCo は、2003 年 3 月 1 日から 2009 年 1 月 15 日まで送電網の運営と保守を担当し、2003 年 3 月以降は送電網の既存部分の所有者としての役割も担い、NGCP との譲渡契約、議会のフランチャイズ権、およびその他の関連法で定められた基準に NGCP が準拠していることを確認する責任を負っています。

2009年～現在：民間セクターによる電力網の運用・保守

RA9511の施行と、さらに25年更新可能で合計50年の25年間の議会によるフランチャイズ権により、トランスコはアロヨ政権時代の2009年1月15日に、電力網の運用、保守、収用権を民間企業のフィリピン国営電力会社（NGCP）に引き渡した。NGCPは2009年1月の同日以降、電力網の運用と保守を行い、政府から民間部門に移管した。[ 20 ] [ 21 ]期間中にNGCPが取得し指定した資産、部分、部品の所有権は暫定的である。更新が確保された場合、NGCPのフランチャイズ権は2058年12月1日に終了し、取得したすべてのものがトランスコに譲渡される。

電力網の所有権

全面売却とは異なり、トランスコとのNGCP譲許契約により、フィリピン政府はトランスコを通じて既存の送電資産の所有を継続することができました。

2009年1月15日までに取得または指定された送電線路の権利（ROW）または一部、および送電構造物がまさに建っているか位置している土地は、トランスコの1つの任務として、電力網の運用と保守をNGCPに移管する前に発生した権利と請求を含む既存のすべてのケースを処理することであるため、国有地として残りますが、2009年1月15日以降（中古（NAPOCOR/NPCおよびトランスコ時代）を使用しているか、完全に新しい構造であるかに関係なく）は、フランチャイズ（共和国法9511）および譲許契約で規定されているように、一時的にNGCPの所有下にあり、トランスコによってまだ処分されていない送電システムとグリッドの建設、拡張、効率的な保守と運用、および準送電システムの効率的な運用と保守に必要な収用権を行使することが承認されているため、NGCPはこれらの資産と施設の一時的な所有者として機能し、NGCPの譲許期間が終了するとトランスコに移管されます。 2003年3月1日のトランスコへの譲渡以前のものは、トランスコに所有権が継続または譲渡され、NAPOCOR/NPCの名称で所有権が付与されているか、その名称が使用されています。[ 22 ] [ 23 ] [ 24 ] [ 25 ] [ 26 ] [ 27 ] [ 28 ]

電力網の所有者と運営者のタイムライン

National Grid Corporation of the PhilippinesNational Transmission CorporationNational Power CorporationGovernment of the Philippines

グリッド

フィリピンの送電系統は、ルソン系統、ビサヤ系統、ミンダナオ系統の3つの系統から構成されています。これらの系統の特徴の一つは、主要な発電所のほとんどが需要地から遠く離れているため、長距離送電線が必要となることです。ルソン系統の一部の送電線は、その需要地であるマニラ首都圏に接続しているか、マニラ首都圏内に位置しています。例えば、架空送電線であるスカット・アラネタ・バリンタワク（2000年運用開始）、ヘルモサ・ドゥハット・バリンタワク（1994年6月運用開始）のドゥハット・バリンタワク区間、サンホセ・バリンタワク（1～3号線）、ビニャン・モンテンルパ、ダスマリニャス・ラスピニャス（2001年11月30日運用開始）などが挙げられます。ルソン系統には 1994 年以来 500,000 ボルトの送電線網もあり、この 500,000 ボルトの電圧レベルは、ルソン系統およびフィリピン電力系統の最高動作電圧であり、最初に建設された 500,000 ボルトの回線は、1982 年に建設が開始され、1994 年に完成したサンホセ – タヤバス – ナガ送電線です。ルソン系統は、ナガとオルモックの間に 440 MW の送電容量を持つ高圧直流送電線および海底ケーブルであるレイテ – ルソン HVDCを通じて、ビサヤ系統と相互接続されています。ビサヤ系統は、海底ケーブルで接続された 5 つの小さな系統 (サブグリッド) で構成されていますが、放射状に配置されているため、1 つの海底ケーブル相互接続で障害が発生した場合、1 つのサブグリッドが切断される可能性があります。ミンダナオ系統は長距離送電用の13万8000ボルト送電線で構成され、主に水力発電に依存しており、通常はイリガンのアグス水力発電所とブキドノンのプランギIV水力発電所からの電力が利用されている。フィリピン国営送電会社（National Grid Corporation of the Philippines）は、ビサヤ諸島とミンダナオ島間の海底ケーブル接続を提案し、3つの主要系統を統合した。[ 29 ]また、オフグリッド島の電力信頼性を高めるため、オフグリッドのミンドロ島とルソン島間の海底ケーブル接続を提案した。 [ 30 ] 3つの主要系統が各島群を網羅しているが、多くの島は依然としてオフグリッドのままであり、供給をローカルな発電所や電力バージに依存している。

回復力とセキュリティ

フィリピンの送電網は、自然災害、老朽化、そして鉄塔や木塔の腐食や劣化を引き起こす外部要因の影響を受けやすく、また、不法占拠者や反乱グループによって送電網の安全性が損なわれています。不法占拠者、いわゆる「非公式居住者」は、特にマニラ首都圏において、送電線に危険をもたらし、送電線の保守を阻害しています。ミンダナオ送電網は、反乱グループや正体不明の襲撃者による破壊工作を受けやすく、多くの送電塔が相次ぐ爆撃で損傷したり倒壊したりしており、送電網の連鎖的な障害を引き起こす可能性があります。[ 31 ] 2017年4月にバタンガス州で発生した地震群発により、複数の発電所と送電線が被害を受け、電力のレジリエンス（回復力）の必要性が浮き彫りになりました。その結果、エネルギー省は電力供給のレジリエンス向上のための政策を策定しました。[ 32 ]また、ほとんどの送電インフラは外部要因や老朽化の影響を受け、時間の経過とともに腐食の兆候が現れるため、鉄柱、格子鉄塔、ポータル鉄塔を灰色またはより光沢のあるアルミニウム塗料で塗装して、構造物の腐食を引き起こす要因から保護し、耐用年数を延ばす必要がありました。木製の柱は、特に69,000ボルトシステムで引き続き使用されていますが、腐敗や自然災害、特に台風や地震の影響を受けやすく、より安定した鉄柱やコンクリート柱、または場所によっては新しい木製の柱に交換されているものが多くあります。

フィリピン国営電力公社

フィリピン国営送電会社（NGCP）は、フィリピンの送電網を構成する3つの送電網の送電システムオペレーターであり、フランチャイズホルダーおよび送電サービスプロバイダーとして、国の電力網の運用、保守、開発を担当し、2009年1月15日以降に取得および指定した電力網資産、コンポーネント、部分を一時的に所有しています。[ 33 ]オンラインにする発電所の選択を通じて電源ミックスを決定することで電力の供給と需要を制御します（発電所はNGCPの指示がある場合にのみ発電するか、送電網に電力を供給します）。また、ルソン、ビサヤ、ミンダナオの電力網の毎日の電力状況見通しを更新します（これは、Facebookページや、フィリピンスター、フィリピンデイリーインクワイアラー、マニラブレティンなどの新聞のビジネスセクションで見ることができます）。利用可能な発電容量、システムピーク需要、および営業利益（営業利益は利用可能な発電容量からシステムピーク需要を差し引いて算出されます）を決定します。送電容量とシステムピーク需要（いずれもMWまたはメガワット単位）に基づいて算出されます。公共事業者として、送電システムへの差別のないアクセスを提供しなければなりません。フィリピン送電網規則および送電開発計画で定められた基準が適用されます。

ナショナルトランスミッションコーポレーション

国立送電公社（TransCo）は、国有・国営企業であり、国の電力網の権利、送電線の一部、構成部品、それらの正確な土地または所在地、および2009年1月15日までに取得および指定された部分を所有しています。TransCoは、国立電力公社（NAPOCOR/NPC）の変電所および送電資産のすべてを引き継ぎました。TransCoはまた、NGCPとのコンセッション契約、議会のフランチャイズ権、およびその他の関連法で設定された基準へのNGCPの準拠を監視することにより、国の利益を保護する責任があり、残りの二次送電資産を技術的および財務的に資格のある全国の電力供給業者に売却し、フィリピン経済特区庁（PEZA）およびバターン自由港区域庁（AFAB）のために運用、保守、コンサルティング、およびその他の技術サービスを実施します。また、再生可能エネルギー発電業者へのFITの管理も担当しています。

電力配分

タガイタイの電線柱

最終消費者への電力供給は、全国的なフランチャイズを必要とする管理された公共輸送事業である。[ 34 ]全国的なフランチャイズを付与する権限は、フィリピン議会にのみ与えられている。すべての最終消費者または電力消費者への電力供給は、ERCの規制の下、民間の配電事業者、協同組合、現在この機能を担っている地方自治体、およびその他の正当に認可された団体によって行われる。[ 35 ]

配電事業者は、フランチャイズエリア内のあらゆるエンドユーザーに対し、配電サービスとシステムへの接続を提供する義務を負います。これは、配電規約に基づき、地域ごとに異なる配電事業者が利用可能であるためです。配電事業者は、すべてのユーザーに対し、配電システムへのオープンかつ差別のないアクセスを提供することが求められます。

配電事業者が請求する小売料金は、完全回収原則に基づき、経済規制委員会（ERC）の規制対象となります。完全回収原則に基づき、配電事業者は小売料金をパススルー料金と託送料金の2つの異なるカテゴリーに分類します。パススルー料金は完全経済回収原則に基づき、配電事業者は電力価格、送電料金、システムロス料金など、配電で発生したすべての料金を顧客に転嫁することができます。託送料金は、配電事業者が取得した電力コストに上乗せしたような、顧客に請求する追加保険料です。託送料金は、ERCが定めるとおり配電事業者が健全に運営できるようにする、合理的収益率（RORB）原則に基づきます。

フィリピン国家電化庁（NEA）によると、2009年現在、配電部門は119の電力協同組合、16の民営公益企業、および6つの地方政府所有の公益企業で構成されている。[ 36 ]これらの配電企業は​​、住宅、商業、工業およびその他のユーザーへの配電のために、電力供給契約（PSA）またはフィリピン卸電力スポット市場（WESM）を通じて発電会社から電力を取得することができる。配電には全国的なフランチャイズが必要であるため、認定されている場合。地方電力協同組合の技術力と財務的実行力を強化するプログラムを実施する政府機関であるNEAは、信用力をサポートするために、電力協同組合または小規模配電企業によるWESMでの電力購入の保証人となることができる。これらの配電企業は​​、直接WESMメンバーまたは間接WESMメンバーになることができる。直接WESMメンバーは、WESMから直接電力を取引（購入）し、実勢スポット価格で支払うことができる。これらの直接メンバーは保証金を提供する必要がある。間接 WESM メンバーは発電会社を通じて取引することができ、保証金を提供する必要はありません。

現在、メラルコはフィリピン最大の配電事業者であり、マニラ首都圏、ブラカン州、リサール州、カビテ州全域、ラグナ州、ケソン州、バタンガス州の一部、そしてパンパンガ州の17のバランガイをカバーする9,337平方キロメートルのフランチャイズエリアを有しています。フランチャイズエリアには2,300万人が居住しており、これはフィリピン全体の人口8,900万人の約4分の1に相当します。

メラルコの供給エリア外の電力供給は、民間の配電会社と電力協同組合によって行われます。

電力協同組合（EC）

電力協同組合（EC）は、当該事業体の管轄区域内の会員である消費者が所有する事業体です。ECは会員である消費者によって選出された理事会によって統制され、その管理と運営は国家電化庁（NEA）によって監督されます。2012年現在、NEAとERCによって認定された協同組合は121あります。

民間配電設備（PDU）

民間配電公社（Private Distribution Utilities）は、民間企業が所有する配電会社です。2025年現在、フィリピンには30の民間投資家所有の配電会社があります。[ 37 ]

地方自治体公益事業（MU）

MUは地方自治体が所有する事業体です。自治体内の最終利用者によって選出された地方自治体職員が、公益事業を規制、統制、管理します。2012年現在、ERC（環境・エネルギー・規制委員会）に認定されている公益事業体はオロンガポ市のみです。

供給部門

供給部門は、競争市場への電力供給者です。EPIRA（電気事業法）に基づき、小売競争と自由アクセスの導入により、競争市場の確立が可能になります。競争市場は、全国規模のフランチャイズを有していなくても、関心を持つあらゆる事業者がサービスを提供できます。ただし、事業者はERC（電気事業規制委員会）の認可を受ける必要があります。供給部門は公益事業活動とはみなされないため、ERCは料金設定を規制しません。しかし、ERCは依然として反競争的行為を監視し、判断します。

競争対象となる市場は、月平均ピーク需要が750キロワットのエンドユーザーです。ERCは、このレベルを平均的な家庭の需要に達するまで引き下げる計画です。

電力供給不足（2014～2015年）

複数の記事やニュースサイトによると、フィリピンは2014年から2015年にかけて電力供給不足に見舞われ、全国で計画停電が発生しました。2014年末、アキノ大統領は議会に対し、政府が追加供給を行い2015年の電力不足を回避できるよう、大統領に緊急権限を与える決議を可決するよう要請しました。しかし、決議の可決は遅れ、アキノ大統領は当初の計画がもはや実現不可能であることを認めました。彼の提案は修正され、ルソン島の電力網では代わりに無停電負荷プログラム（ILP）の導入が推奨されました。ILPは、基本的に、自家発電機を保有する大規模事業所（政府所有・管理企業を含む）を登録し、停電が予測された場合に、自主的に主送電網から切断し、自家発電機に切り替えるものです。停電が発生した場合、いずれにせよこれらの事業所は発電機で稼働することになるため、組織的に発電機を稼働させる方が有益であるという考え方です。[ 38 ] [ 39 ] [ 40 ]

マランパヤ不足

Rapplerなどの複数の記事によると、マランパヤのガス施設の不足は、電力消費の観点からルソン島の電力網の40～45%を占めています。パイプの不具合や漏れは、深海ガス発電プロジェクトの安全な運用のためのガス流量制限に影響を与えるため、電力不足の大きな要因となっています。マランパヤのガス供給に対する制限は、フィリピンの最終消費者または家庭の電力予備力と電力消費に大きな影響を与えます。施設は通常運転に復旧できますが、事故が再発しないという保証はありません。マランパヤのガス施設が完璧に稼働するという保証はないため、主に電力不足と料金値上げのために、エネルギーの効率化と節約を実践することが推奨されています。[ 41 ]

国営電力公社

NAPOCOR 動力船 No. 119 、バシラン州イザベラ

複数の記事によると、EPIRAは電力部門の再編を含む改革を導入したが、高額な維持費のために州予算に大きな打撃を与えた。東南アジア問題研究者のメナンドロ・アバネス氏は、「予測される需要を満たすには5,000メガワットが必要であり、不足分を補うために政府は電力産業の発展に年間約380億ペソを投入する必要があった。これがなければ、1980年代や1990年代を彷彿とさせる電力危機が再び発生すると予想されていた」と述べている。しかし、当時の財政赤字が1,450億ペソに達したため、政府は資金を投入することができなかった。さらに、2000年12月までにNPCは9,000億ペソの負債を抱えており、これは当時の政府総負債2兆1,790億ペソのほぼ半分に相当した。政府はこの問題を解決するために他の選択肢を無視し、電力産業の民営化という選択肢に頼ることを選択した。

政府が実施した解決策の一つは、最終消費者の請求書にユニバーサルチャージを組み込むことです。ユニバーサルチャージは、NPCの行き詰まりコストの一部を賄うために使用されます。行き詰まりコストとは、商品の販売価格が生産コストを下回った場合に発生し、通常は企業に純損失をもたらします。ユニバーサルチャージは、NPCの長期債務の一部の支払いにも使用されます。[ 42 ]

フィリピン卸売電力スポット市場 (WESM)

WESMは、WESM参加者間で公平な競争条件が確保され、価格が可能な限り商業力と市場原理によって左右される、競争力があり、効率的で、透明性と信頼性に優れた電力市場を確立するために開発されました。WESMは、共和国法第9136号（2001年電力産業改革法（EPIRA）としても知られる）第30条に基づいて創設されました。WESMは、発電事業者が契約でカバーされていない余剰容量を販売し、顧客が契約に加えて追加の容量を購入する場所です。WESMは、競争を通じて電力供給の効率化を促進します。現在、ルソン島とビサヤ諸島で運用されていますが、ミンダナオ島でも運用する計画が進行中です。WESMは、小売競争とオープンアクセス（RCOA）実施の先駆けです。

WESM での取引は、WESM 規則によって制限されています。WESM 規則は、ERC によって承認された取引のメカニズムと価格決定方法を規定しています。WESM 取引は 24 時間 365 日、毎時間行われます。ルソン島とビサヤ諸島のすべての発電機は、スケジュールされるオファー (MW 量と対応する価格) を提出し、それによって電力網に電力を供給します。オファーは、独立市場オペレーター (IMO) によるその時間の予測需要が満たされるまで、最も安いオファーから最も高いオファーまでランク付けされます。供給と需要が交わる点がシステム限界価格 (SMP) になります。ただし、価格は、市場取引ノード (MTN) で表される電力網の各場所の損失または混雑価格に合わせてさらに調整されます。この価格は、ロケーション限界価格 (LMP) として知られています。月末には、電力メーターで測定された取引参加者のすべての時間スケジュールが決済のために計上されます。発電事業者は、毎日、二国間契約数量（BCQ）をIMOに提出します。これによりIMOは、スポット価格に基づいて決済される電力量と、市場決済から差し引かれるBCQ量を把握できます。このBCQ量は、発電事業者とその相手方である配電事業者（DU）によって、ERC（エネルギー・規制委員会）が承認した契約価格に基づいて決済されます。

WESMは現在、フィリピン独立電力市場運営機関（IEMOP）によって運営されています。IEMOPは、以下の機能を通じてWESMの運営を担っています。

- WESM参加者を登録し、WESM参加者の登録簿を維持および公開します。

- 最適化エンジンを管理する

- システムオペレータ（SO）に送信するディスパッチスケジュールを準備します。これには、1週間先予測（WAP）、前日予測（DAP）、事前（リアルタイムディスパッチまたはRTD）、およびリアルタイム事後（RTX）から得られたスケジュールが含まれます。

- WESMをサポートするインフラストラクチャである市場管理システム（MMS）と、WESMの運用に使用される補助的なIS / IT施設を管理します。

- WESM Web サイトへのアクセスを管理し、すべてのサブシステムにわたるすべてのインターフェースの動作を保証します。

- 毎日の市場レポートを作成し、履歴データベースを管理します

- WESM参加者の利用に関する市場評価と調査を実施

- 取引金額の計算や決済明細書の作成など、請求および決済を処理します。

- アカウント管理、決済紛争の処理、決済目的の計測データの処理、編集、検証を実行します。

- WESM電子資金振替機能を管理する

- WESM参加者の健全性要件の十分性を監視する

- トレーニングやヘルプデスクサービスなど、WESM参加者向けのその他のサービスも提供します

WESMの運用の中核を成すのは、WESMを支えるインフラストラクチャである市場管理システム（MMS）です。MMSは、WESMの運用に必要なすべての機能を網羅しています。最先端の技術を採用し、二国間契約の宣言と決済のための内部市場システムであるWESM請求・決済システム（WBSS）、システムオペレーターのエネルギー管理システム（EMS）、メーターサービスプロバイダー、電子資金移動施設プロバイダー、取引参加者、その他のWESMメンバーのエネルギー管理システムなど、様々なシステムと連携しています。

現在実施中のソフトウェア監査の完了後、IEMOPは、強化されたWESM設計を実現するために2015年7月に取得した新市場管理システム（NMMS）に移行します。NMMSにより、取引間隔は5分に短縮され、市場におけるスケジュール設定と価格設定の効率性と信頼性が向上します。NMMSは、IEMOPが導入する中央登録決済システム（CRSS）や口座管理システム（AMS）などの他の市場システムと連携し、WESM運用の効率性と透明性を高めます。

IEMOPは、市場情報（市場データ）、参加者リスト、システム運用レポートへのアクセスも提供しています。また、ルソン島とビサヤ諸島におけるWESMの商業運用結果に関する定期レポートに加え、日次市場アップデート、重要な変動レポート、週次および月次サマリーレポート、メータリングサービスプロバイダー（MSP）パフォーマンスレポート、変動性再生可能エネルギー（VRE）予測パフォーマンスレポート、市場ネットワークモデル、メリットオーダーテーブルなど、その他の市場関連レポートも発行しています。

IEMOPは、EPIRAの主要目標の一つである小売レベルでの競争の達成を促進する。

共和国法第9136号で制定された改革は、小売競争とオープンアクセス（RCOA）に集約されます。RCOAは、1MW以上の需要を持つ電力エンドユーザーに、電力供給業者を選択する権利を付与します。この選択権により、エンドユーザーは、キャプティブ市場の一部として配電事業者から電力供給を受けるのではなく、小売電力供給業者（RES）と契約することができます。ますます多くの小売電力供給業者がこれらの競争可能な顧客へのサービス提供に関心を示し、競争可能な閾値が1MWから750kW（このレベルでは集約が許可されます）にさらに引き下げられ、その後500kWまで引き下げられるにつれて、小売レベルと卸売レベルの両方で活発な競争が維持・強化されるでしょう。

参照

脚注

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参考文献

一次資料

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