ERC Hentikan Pasar Cadangan Listrik Filipina di Tengah Tingginya Biaya yang Membebani Tagihan

Penghentian mulai 14 Oktober menyasar cadangan listrik spot yang mahal

Komisi Regulasi Energi Filipina (ERC) memerintahkan penghentian operasi pasar cadangan mulai 14 Oktober 2026 pukul 00:05, setelah menyimpulkan bahwa pembelian daya siaga melalui pasar tersebut meningkatkan biaya konsumen. Di Visayas saja, pembelian di pasar cadangan mencapai P19.59 miliar pada 2025 dan menambah tarif listrik sebesar P1.29 per kilowatt-jam (kWh), dibandingkan P0.02 per kWh dari cadangan yang dikontrak.

Intervensi ini menghentikan dispatch komersial dan penyelesaian transaksi cadangan spot, bukan pasar spot listrik itu sendiri. Cadangan yang sudah diamankan melalui kontrak yang disetujui akan tetap beroperasi. National Grid Corporation of the Philippines (NGCP), Philippine Electricity Market Corporation (PEMC), dan Independent Electricity Market Operator of the Philippines (IEMOP) harus mengajukan rancangan ulang pasar cadangan dalam enam bulan.

Penghentian ini akan berlaku sampai ada perintah ERC lebih lanjut. Artinya, tenggat enam bulan merupakan batas waktu pengajuan proposal, bukan tanggal pasti dimulainya kembali perdagangan. Regulator mengatakan telah mengoordinasikan langkah tersebut dengan Departemen Energi (DOE).

Ketua sekaligus CEO ERC Francis Saturnino C. Juan menyebut keputusan itu sebagai respons sementara terhadap harga yang terus tinggi, terutama di Visayas, sejak operasi pasar penuh dimulai.

"Ini adalah intervensi korektif dan sementara, bukan langkah mundur dari pasar cadangan," kata Juan.

Tujuan langsungnya adalah menghapus pembelian cadangan spot yang mahal dari biaya layanan penunjang, sekaligus mempertahankan kapasitas siaga yang cukup untuk menstabilkan jaringan listrik. Besarnya penurunan pada total tagihan rumah tangga juga akan bergantung pada biaya pembangkitan, biaya cadangan yang masih berlaku, dan komponen tagihan lainnya.

Yang dihentikan dan yang tetap beroperasi

Layanan penunjang adalah kapasitas siaga dan layanan lain yang digunakan untuk menjaga keseimbangan pasokan dan permintaan listrik. Layanan ini membantu jaringan merespons ketika pembangkit listrik tiba-tiba berhenti beroperasi atau permintaan berubah. Layanan tersebut berbeda dari listrik yang rutin dibeli untuk memenuhi kebutuhan rumah dan usaha.

NGCP dapat memperoleh layanan ini melalui pasar cadangan atau melalui perjanjian pengadaan layanan penunjang (ASPAs). Perjanjian tersebut mengamankan kapasitas dari penyedia dengan tarif yang disetujui. Pasar cadangan, yang memulai operasi komersial pada Januari 2024, memungkinkan cadangan dibeli dan dijual melalui WESM.

Wakil Presiden Operasi Perdagangan IEMOP Isidro E. Cacho Jr. mengatakan penghentian pada Oktober berlaku untuk cadangan spot, sedangkan cadangan yang dikontrak tetap beroperasi. Penjadwalan dan dispatch komponen cadangan spot akan dihentikan.

Laporan berbeda dalam menjelaskan pengaturan sementara. Beberapa menyebut pengadaan cadangan dibatasi pada kapasitas dalam kontrak yang sudah ada. Laporan lain juga menyebut kapasitas wajib operasi yang ditetapkan, dengan pembayaran berdasarkan pemulihan biaya, sebagai opsi untuk memenuhi kebutuhan yang tidak tercakup dalam kontrak tersebut. Kapasitas seperti itu wajib beroperasi untuk mendukung keandalan, bukan untuk memperoleh harga pasar cadangan.

Perbedaan ini penting karena berakhirnya pembelian spot tidak menghapus kebutuhan jaringan listrik akan cadangan. Kontrak yang ada dan kapasitas apa pun yang ditetapkan tetap harus memenuhi kebutuhan operasional tersebut.

Angka biaya regional di balik keputusan

Peninjauan ERC menemukan perbedaan besar antara pembelian pasar dan cadangan yang dikontrak pada 2025. Luzon menghabiskan P24.53 miliar di pasar cadangan, yang disebut dua kali lipat biaya layanan penunjang yang diperoleh melalui kontrak bilateral. Visayas menghabiskan P19.59 miliar, sementara Mindanao menghabiskan P3.71 miliar.

Total dari tiga wilayah tersebut mencapai P47.83 miliar. Luzon menyumbang sekitar 51% dan Visayas sekitar 41%. Pengeluaran total terbesar tercatat di Luzon, tetapi angka Visayas menunjukkan dampak yang sangat tajam terhadap tarif listrik.

Dampak tarif di Visayas sebesar P1.29 per kWh adalah 64.5 kali angka P0.02 per kWh yang dikaitkan dengan cadangan yang dikontrak. Harga cadangan di sana mencapai sekitar P21 per kWh. Harga pembelian layanan cadangan dan kontribusinya terhadap tagihan konsumen merupakan dua ukuran yang berbeda, sehingga angka P21 tidak boleh dianggap sebagai tambahan untuk setiap unit listrik rumah tangga.

Perbandingan di Mindanao lebih rumit. Biaya pasar cadangan sebesar P3.71 miliar lebih rendah P190 juta dibandingkan P3.90 miliar yang dikeluarkan melalui ASPAs, atau sekitar 4.9% lebih rendah. Meski demikian, ERC mengatakan pasar tersebut lebih membebani tarif konsumen di ketiga wilayah. Pengeluaran total saja tidak cukup untuk memastikan dampak relatif pada tagihan tanpa data jumlah terkait dan perinciannya dalam alokasi biaya.

Ukuran lain yang dilaporkan menunjukkan harga rata-rata cadangan Mindanao sebesar P21.11 per kWh pada 2025, naik dari P4.39 per kWh pada akhir 2024. Angka ini sekitar 4.8 kali tingkat sebelumnya. Harga cadangan tersebut tidak boleh disamakan dengan harga energi WESM Mindanao pada September yang sebesar P12.61 per kWh.

Mengapa penurunan batas harga tidak cukup

Sebelum menghentikan pasar, regulator menurunkan batas harga penawaran cadangan dari P32,000 menjadi P25,000 per megawatt-jam (MWh). Karena 1 MWh sama dengan 1,000 kWh, batas itu setara dengan P32 dan P25 per kWh. Penurunannya sekitar 21.9%, tetapi ERC mengatakan langkah tersebut tidak menyelesaikan masalah.

Regulator mengidentifikasi masalah kontrak selain masalah harga: pembayaran pasar spot yang tinggi membuat penyedia enggan menandatangani ASPAs dengan harga lebih rendah. Akibatnya, pemenuhan kebutuhan cadangan lebih terpapar pada pembelian pasar yang harganya bergejolak.

Batas harga menentukan penawaran tertinggi yang diizinkan. Dengan sendirinya, batas tersebut tidak menjamin kapasitas yang cukup melalui kontrak atau menghilangkan kondisi yang membuat harga bertahan di dekat batas itu. Karena itu, rancangan ulang yang diperintahkan mencakup lebih dari sekadar penyesuaian batas harga, termasuk kebutuhan cadangan, aturan pengadaan, dan cara biaya dibebankan kepada konsumen.

ERC juga menginginkan pengadaan berdasarkan prakiraan kebutuhan cadangan di masa mendatang untuk mendukung investasi, termasuk penyimpanan baterai dan kapasitas fleksibel lainnya. Tantangannya adalah memberikan pembayaran yang dapat diprediksi untuk sumber daya yang dibutuhkan jaringan tanpa mengulangi tingginya biaya konsumen yang memicu penghentian ini.

Waktu 30 hari untuk mengidentifikasi kekurangan cadangan

NGCP diperintahkan untuk menilai kebutuhan cadangan yang tidak tercakup dalam pengaturan yang ada dan menetapkan kapasitas wajib operasi dalam 30 hari. NGCP juga harus mengupayakan kontrak untuk memenuhi seluruh kebutuhan cadangan dengan menggunakan prakiraan yang memperhitungkan kebutuhan masa depan.

Tugas ini terpisah dari penugasan rancangan ulang enam bulan yang diberikan kepada NGCP, PEMC, dan IEMOP. Tenggat yang lebih singkat menangani kesenjangan operasional saat ini; tenggat yang lebih panjang berkaitan dengan struktur pasar.

Instruksi yang dilaporkan tidak menyebutkan tanggal kalender pasti untuk tenggat tersebut, dan penghentian ini tidak memiliki tanggal akhir tetap. Besarnya kebutuhan cadangan yang belum tercakup, fasilitas yang akan ditetapkan, dan pembayaran pemulihan biaya yang dihasilkan belum dirinci.

Juan mengatakan ERC dan DOE bermaksud mempertahankan cadangan yang dikontrak dan kapasitas wajib operasi, sembari mengubah aturan pengadaan dan pembebanan biaya kepada konsumen. Ia juga menjelaskan tujuan regulator untuk pasar yang dibuka kembali.

"Kami menghentikan pasar sekarang agar dapat kembali dengan lebih kuat, melalui rancangan yang lebih baik dan pasokan cadangan yang andal dengan harga yang mampu ditanggung konsumen," kata Juan.

Kontrak baterai di Cebu menunjukkan alternatif

Persetujuan ERC terpisah di Cebu menggambarkan upaya regulator mendorong kontrak cadangan yang terjamin. Komisi tersebut memberikan wewenang sementara untuk ASPA lima tahun antara NGCP dan East Asia Utilities Corporation (EAUC) di Mactan, Lapu-Lapu City.

Sistem penyimpanan energi baterai EAUC berkapasitas 44.72 MW akan menyediakan hingga 13 MW cadangan pengatur dan 13 MW cadangan kontingensi. Cadangan pengatur membantu mengelola perubahan rutin pada pasokan dan permintaan; cadangan kontingensi mendukung jaringan setelah kehilangan pembangkitan listrik secara tiba-tiba. Baterai dapat merespons dengan cepat untuk memenuhi kedua kebutuhan tersebut.

Posisi cadangan terjamin di Visayas yang dilaporkan adalah 40 MW cadangan pengatur, dibandingkan kebutuhan 67 MW, dan 67.3 MW cadangan kontingensi, dibandingkan kebutuhan 75 MW. Angka tersebut menunjukkan kekurangan masing-masing sebesar 27 MW dan 7.7 MW. Kapasitas terjamin harus tersedia berdasarkan kontrak, dengan penalti jika kewajiban tidak dipenuhi.

Jika tersedia sepenuhnya dan ditambahkan ke angka tersebut, kontribusi pengaturan EAUC sebesar 13 MW akan mengurangi kekurangan menjadi 14 MW. Kontribusi kontingensinya akan melampaui kekurangan sebesar 7.7 MW, meski penjadwalan dan ketersediaan aktual tetap menentukan berapa banyak cadangan yang dapat digunakan jaringan.

Tarif sementara ditetapkan sebesar P5.28 per kWh untuk kedua layanan, sekitar seperempat dari patokan pasar cadangan Visayas yang berkisar P21 per kWh. Perbandingan ini menunjukkan tarif layanan yang ditawarkan jauh lebih rendah, bukan jaminan penurunan tagihan rumah tangga dengan persentase yang sama.

Visayas mencatat 123 peringatan kuning dan merah dari Januari hingga awal September 2026. Juan mengatakan permohonan tersebut diprioritaskan karena tambahan cadangan terjamin dapat mengurangi risiko peringatan dan gangguan.

Harga energi naik meski pasokan bertambah

Penghentian pasar cadangan terjadi bersamaan dengan kenaikan harga energi. Hal ini menunjukkan mengapa penurunan biaya layanan penunjang belum tentu langsung menghasilkan penurunan tagihan total dalam jumlah yang sama. Untuk periode penagihan 26 Agustus hingga 25 September, harga rata-rata WESM sistem naik dari P7.21 menjadi P7.43 per kWh, meningkat 3.1%.

Rata-rata pasokan naik 2.4% menjadi 20,209 MW, sementara permintaan meningkat 1.8% menjadi 14,188 MW. Analis pasar energi IEMOP Rica O. Cagnayo mengaitkan pergerakan harga dengan pemadaman pembangkit, keterbatasan jaringan, dan perubahan aliran daya arus searah tegangan tinggi (HVDC).

Laporan juga mencantumkan angka terpisah untuk rata-rata margin pasokan sebesar 3,957 MW, naik dari 3,779 MW pada Agustus. Margin itu tidak sama dengan selisih sederhana antara total pasokan dan permintaan yang dilaporkan, yakni 6,021 MW. Dasar perhitungannya tidak dijelaskan, sehingga kedua ukuran tersebut tidak boleh dianggap sama.

Harga Luzon naik 5.7% dari P4.90 menjadi P5.18 per kWh. Pasokan meningkat 4.3% menjadi 15,114 MW dan permintaan naik 2.6% menjadi 9,899 MW. Meski posisi pasokan lebih kuat, pemadaman pembangkit utama turut mendorong harga naik.

Di Visayas, pasokan bertahan di 2,201 MW sementara permintaan naik tipis 0.2% menjadi 2,099 MW. Harga naik 5.2%, dari P11.81 menjadi P12.42 per kWh, di tengah pemadaman, intervensi operator, serta peringatan kuning dan merah. Pemadaman membuat hingga 777.2 MW tidak tersedia di wilayah tersebut.

Jalur transmisi membantu menjelaskan kesenjangan harga

Ketersediaan listrik yang memadai di satu wilayah tidak selalu dapat disalurkan ke wilayah lain yang membutuhkannya. Interkoneksi HVDC mengalirkan daya antarjaringan, tetapi batas operasional dapat membatasi transfer dan menghalangi listrik yang lebih murah menurunkan harga di wilayah lain.

Jalur Luzon-Visayas beroperasi dalam kondisi pemisahan harga selama 77.6% periode penagihan September. Operasi yang dibatasi demi keamanan sistem mencakup 73.5% dari periode tersebut. Kondisi ini membantu menjelaskan mengapa harga energi di Visayas tetap jauh lebih tinggi daripada di Luzon meski rata-rata pasokan nasional meningkat.

Jalur Mindanao-Visayas beroperasi dalam kondisi aliran bebas selama 92.82% periode tersebut, naik dari 91.16% pada Agustus. Transfer yang lebih kuat membantu mendekatkan harga kedua wilayah: rata-rata Mindanao sebesar P12.61 per kWh, hanya P0.19 di atas Visayas.

Harga Mindanao turun 1.4% dari P12.79 per kWh, sementara pemadaman membuat 1,022.6 MW tidak tersedia. Laporan berbeda mengenai perubahan pasokan dan permintaan. Satu laporan mencatat pasokan 2,190 MW, turun 0.2%, dan permintaan 2,893 MW, turun 5%. Laporan lain membalik persentase perubahan tersebut, dengan menyebut pasokan turun 5% dan permintaan turun 0.2%. Keduanya menyebut pasokan dan permintaan menurun, tetapi angka perubahannya perlu diklarifikasi.

Cacho mengatakan kembalinya pembangkit utama dapat menurunkan harga energi Visayas ke kisaran P9 hingga P10 per kWh, sembari mengingatkan bahwa penurunannya mungkin tidak besar. Prospek tersebut berkaitan dengan ketersediaan energi, bukan hasil yang dijamin dari penghentian perdagangan cadangan.

Biaya cadangan yang lebih rendah belum menyelesaikan seluruh tagihan

Cacho memperkirakan penghapusan pembayaran cadangan spot akan menurunkan biaya layanan penunjang yang dibebankan kepada perusahaan distribusi dan koperasi listrik. Ia menjelaskan dampak langsungnya terhadap biaya transmisi.

"Pada praktiknya, biaya transmisi akan turun karena kami tidak lagi harus membayar pasar cadangan," kata Cacho.

Biaya cadangan yang dikontrak akan tetap ada, dan pengaturan kapasitas wajib operasi dapat menimbulkan pembayaran pemulihan biaya. Belum ada angka penurunan untuk rumah tangga tipikal atau jadwal penagihan yang pasti untuk pengurangan tersebut.

Angka energi September juga menunjukkan bahwa pangsa pasar spot yang lebih kecil tidak selalu berarti harga penyelesaian spot yang lebih rendah. Volume spot turun dari 13.4% menjadi 12.2% dari kuantitas yang diperdagangkan, sementara harga penyelesaian spot efektif naik dari P8.48 menjadi P9.32 per kWh. Nilai total perdagangan meningkat dari P13.94 miliar menjadi P26.62 miliar.

Komposisi pembangkitan juga berubah. Energi terbarukan memasok 28% pembangkitan. Porsi batu bara turun dari 56% menjadi 51.7%, sementara gas alam mencapai 17%, hidro 11.3%, surya 5.3%, dan panas bumi 8.3%. Perubahan tersebut terjadi bersamaan dengan pemadaman dan pembatasan transmisi, sehingga tidak menjelaskan kenaikan harga secara tersendiri.

Penghentian kedua setelah proses pembukaan kembali pada 2024

Intervensi Oktober ini menyusul penghentian sebelumnya, tak lama setelah pasar cadangan memulai operasi komersial. Penghentian terdahulu berkaitan dengan kepatuhan terhadap persyaratan ERC yang masih tertunda mengenai metodologi penetapan harga, bukan alasan yang sama seperti biaya cadangan yang terus tinggi saat ini.

• Januari 2024: Pasar cadangan memulai operasi komersial.
• 26 Maret 2024: ERC menghentikan perdagangan cadangan, kecuali cadangan yang ditawarkan dan di-dispatch berdasarkan ASPAs yang tercakup dalam putusannya.
• 26 Juli 2024: Pemberitahuan Resolusi ERC menyatakan bahwa dasar penghentian tersebut sudah tidak ada setelah PEMC dan IEMOP mematuhi arahan.
• 30 Juli 2024: ERC mengumumkan pencabutan penghentian Bagian 8, yang mencakup penagihan dan penyelesaian, dari Metodologi Penetapan Harga WESM.
• 14 Oktober 2026 pukul 00:05: IEMOP menyatakan penghentian terbaru operasi cadangan spot akan mulai berlaku.

Dalam proses 2024, IEMOP diperintahkan untuk menghitung ulang jumlah perdagangan cadangan untuk periode penagihan Februari dan Maret serta menyesuaikan sisa 70% untuk Maret. Ketua ERC saat itu, Monalisa Dimalanta, menjelaskan bahwa DOE mengendalikan operasi sementara ERC menerapkan metodologi penetapan harga; DOE akan mengumumkan tanggal efektif dimulainya kembali operasi.

Asosiasi Produsen Listrik Independen Filipina menyambut pencabutan penghentian pada 2024 sebagai langkah menuju ketahanan energi. Presidennya, Anne Escoro Montelibano, mewakili asosiasi yang terdiri dari 28 perusahaan listrik dengan kapasitas terpasang jaringan sebesar 18,132 MW. Penghentian terbaru ini menempatkan kepastian bagi investor, keterjangkauan, dan keandalan pasokan cadangan sebagai pertimbangan utama dalam rancangan ulang.

Poin Utama

• Dispatch dan penyelesaian transaksi cadangan spot dihentikan mulai 14 Oktober 2026 pukul 00:05, sampai ada perintah ERC lebih lanjut.
• Cadangan yang dikontrak tetap beroperasi; kapasitas wajib operasi juga disebut sebagai opsi untuk kebutuhan yang belum tercakup.
• Pembelian pasar cadangan di Luzon, Visayas, dan Mindanao mencapai total P47.83 miliar pada 2025.
• Dampak tarif pasar cadangan di Visayas sebesar P1.29 per kWh, dibandingkan P0.02 dari cadangan yang dikontrak.
• NGCP mendapat tugas menilai kebutuhan cadangan dalam 30 hari, sementara NGCP, PEMC, dan IEMOP harus mengajukan rancangan ulang dalam enam bulan.
• Kontrak baterai di Cebu menetapkan tarif sementara P5.28 per kWh dan dapat menyediakan masing-masing hingga 13 MW cadangan pengatur dan cadangan kontingensi.
• Harga energi WESM September naik menjadi P7.43 per kWh secara nasional. Besaran dan waktu penghematan tagihan rumah tangga dari penghentian pasar cadangan belum ditentukan.