La suspensión del 14 de octubre apunta a las costosas reservas del mercado al contado
La Comisión Reguladora de Energía de Filipinas (ERC) ordenó suspender las operaciones del mercado de reservas a partir del 14 de octubre de 2026, a las 00:05, tras determinar que la compra de energía de reserva en el mercado estaba elevando los costos para los consumidores. Solo en las Bisayas, las compras en el mercado de reservas sumaron 19.590 millones de pesos filipinos en 2025 y añadieron 1,29 pesos por kilovatio hora (kWh) a las tarifas eléctricas, frente a 0,02 pesos por kWh de las reservas contratadas.
Contenido
- La suspensión del 14 de octubre apunta a las costosas reservas del mercado al contado
- Qué se detiene y qué sigue en operación
- Las cifras regionales de costos que motivaron la decisión
- Por qué no bastó con reducir el precio máximo
- Treinta días para identificar las brechas de reserva
- Un contrato de baterías en Cebú muestra la alternativa
- Los precios de la energía subieron pese al aumento de la oferta
- Los enlaces de transmisión ayudan a explicar la diferencia de precios
- La reducción de los cargos por reservas no resuelve toda la factura
- Una segunda suspensión tras el proceso de reanudación de 2024
- Puntos clave
La medida detiene el despacho comercial y la liquidación de las reservas del mercado al contado, pero no el propio mercado al contado de electricidad. Las reservas ya aseguradas mediante contratos aprobados seguirán operando. La Corporación Nacional de la Red de Filipinas (NGCP), la Corporación del Mercado Eléctrico de Filipinas (PEMC) y el Operador Independiente del Mercado Eléctrico de Filipinas (IEMOP) deberán proponer un mercado de reservas rediseñado en un plazo de seis meses.
La suspensión seguirá vigente hasta que la ERC emita nuevas órdenes. Por tanto, el plazo de seis meses corresponde a la presentación de una propuesta, no a una fecha confirmada para reanudar las operaciones comerciales. El regulador dijo que coordinó la medida con el Departamento de Energía (DOE).
El presidente y director ejecutivo de la ERC, Francis Saturnino C. Juan, describió la decisión como una respuesta temporal a unos precios que se habían mantenido elevados, en particular en las Bisayas, desde el inicio de las operaciones comerciales plenas.
«Esta es una intervención correctiva y temporal, no un abandono del mercado de reservas», dijo Juan.
El objetivo inmediato es eliminar las costosas compras de reservas en el mercado al contado de los cargos por servicios auxiliares, manteniendo al mismo tiempo suficiente capacidad de reserva para estabilizar la red. Que esto reduzca sustancialmente la factura total de los hogares también dependerá de los costos de generación, los cargos por reservas que se mantengan y otros componentes de la factura.
Qué se detiene y qué sigue en operación
Los servicios auxiliares son la capacidad de reserva y otros servicios que se utilizan para mantener el equilibrio entre la oferta y la demanda de electricidad. Ayudan a la red a responder cuando una central eléctrica deja de operar de repente o cambia la demanda. Se distinguen de la electricidad que se compra habitualmente para abastecer a hogares y empresas.
La NGCP puede obtener estos servicios mediante el mercado de reservas o a través de acuerdos de adquisición de servicios auxiliares (ASPA). Estos acuerdos aseguran capacidad de proveedores a tarifas aprobadas. El mercado de reservas, que inició sus operaciones comerciales en enero de 2024, permite comprar y vender reservas mediante WESM.
Isidro E. Cacho Jr., vicepresidente de Operaciones Comerciales de IEMOP, dijo que la suspensión de octubre se aplica a las reservas del mercado al contado, mientras que las reservas contratadas seguirán operando. Se detendrán la programación y el despacho del componente de reservas del mercado al contado.
Los informes difieren en su descripción de las medidas temporales. Algunos indican que la adquisición de reservas se limitará a la capacidad cubierta por los contratos vigentes. Otro informe también señala como opción la capacidad designada de operación obligatoria, remunerada sobre la base de la recuperación de costos, para cubrir necesidades que esos contratos no contemplen. Se exigiría que dicha capacidad operara para respaldar la confiabilidad, en lugar de recibir un precio del mercado de reservas.
La distinción es importante porque poner fin a las compras al contado no elimina la necesidad de reservas de la red. Los contratos vigentes y cualquier capacidad designada deben seguir cubriendo esa necesidad operativa.
Las cifras regionales de costos que motivaron la decisión
La revisión de la ERC detectó diferencias sustanciales entre las compras en el mercado y las reservas contratadas en 2025. Luzón gastó 24.530 millones de pesos en el mercado de reservas, una cifra descrita como el doble del costo de los servicios auxiliares obtenidos mediante contratos bilaterales. Las Bisayas gastaron 19.590 millones de pesos y Mindanao, 3.710 millones.
Esos tres totales del mercado de reservas suman 47.830 millones de pesos. Luzón representó alrededor del 51% y las Bisayas, cerca del 41%. El mayor gasto total se registró en Luzón, pero las cifras de las Bisayas muestran un efecto especialmente pronunciado en las tarifas eléctricas.
El impacto en las tarifas de las Bisayas, de 1,29 pesos por kWh, fue 64,5 veces mayor que los 0,02 pesos por kWh atribuidos a las reservas contratadas. Los precios de las reservas allí alcanzaron unos 21 pesos por kWh. El precio de compra de un servicio de reserva y su contribución a la factura de un consumidor son medidas diferentes, por lo que no debe interpretarse que los 21 pesos se añaden a cada unidad de electricidad que consume un hogar.
La comparación en Mindanao es más compleja. Sus 3.710 millones de pesos en costos del mercado de reservas fueron 190 millones menos que los 3.900 millones incurridos mediante ASPA, es decir, alrededor de un 4,9% menos. No obstante, la ERC dijo que el mercado tuvo un mayor impacto en las tarifas de los consumidores de las tres regiones. El gasto total, por sí solo, no permite establecer el efecto relativo en las facturas sin conocer las cantidades correspondientes y los detalles de su asignación.
Otra medición publicada sitúa el precio promedio de las reservas en Mindanao en 21,11 pesos por kWh en 2025, frente a 4,39 pesos por kWh a finales de 2024. Esto equivale a unas 4,8 veces el nivel anterior. Estos precios de las reservas no deben confundirse con el precio de la energía de WESM en Mindanao, de 12,61 pesos por kWh en septiembre.
Por qué no bastó con reducir el precio máximo
Antes de suspender el mercado, los reguladores redujeron el precio máximo de oferta de las reservas de 32.000 a 25.000 pesos por megavatio hora (MWh). Como un MWh equivale a 1.000 kWh, esos límites corresponden a 32 y 25 pesos por kWh. La reducción fue de alrededor del 21,9%, pero la ERC dijo que no resolvió el problema.
El regulador señaló un problema relacionado con la contratación, además del de los precios: los elevados pagos del mercado al contado desalentaban a los proveedores a firmar ASPA firmes a precios más bajos. Esto dejó los requisitos de reserva más expuestos a las compras volátiles del mercado.
Un precio máximo fija la oferta permitida más alta. Por sí solo, no asegura suficiente capacidad mediante contratos ni elimina las condiciones que mantienen los precios cerca de ese límite. Por ello, el rediseño ordenado va más allá de otro ajuste del tope e incluye los requisitos de reserva, las reglas de adquisición y la manera en que se trasladan los costos a los consumidores.
La ERC también quiere que las adquisiciones se basen en pronósticos de las futuras necesidades de reserva para respaldar la inversión, incluido el almacenamiento en baterías y otras capacidades flexibles. El desafío consiste en ofrecer pagos previsibles por los recursos que necesita la red sin repetir los altos cargos a los consumidores que motivaron la suspensión.
Treinta días para identificar las brechas de reserva
Se ordenó a la NGCP evaluar las necesidades de reserva que no cubren los acuerdos vigentes y designar capacidad de operación obligatoria en un plazo de 30 días. También deberá gestionar contratos para cubrir la totalidad de los requisitos de reserva mediante pronósticos que tengan en cuenta las necesidades futuras.
Esta tarea es distinta del encargo de rediseño en seis meses, que comparten la NGCP, la PEMC y la IEMOP. El plazo más corto aborda la brecha operativa inmediata; el más largo se refiere a la estructura del mercado.
Las instrucciones publicadas no indican fechas exactas para esos plazos y la suspensión no tiene una fecha de finalización fijada. Todavía no se han especificado el alcance de las necesidades de reserva sin cubrir, las instalaciones que se designarán ni los pagos resultantes por recuperación de costos.
Juan dijo que la ERC y el DOE tenían la intención de mantener las reservas contratadas y de operación obligatoria, al tiempo que modificaban las reglas de adquisición y de cobro a los consumidores. También expuso el objetivo declarado por el regulador para la reapertura del mercado.
«Estamos suspendiendo el mercado ahora para que pueda volver más sólido, con un mejor diseño y un suministro confiable de reservas a un precio que los consumidores puedan pagar», dijo Juan.
Un contrato de baterías en Cebú muestra la alternativa
Otra aprobación de la ERC en Cebú ilustra el impulso del regulador hacia contratos firmes de reservas. La comisión concedió autorización provisional para un ASPA de cinco años entre la NGCP y East Asia Utilities Corporation (EAUC), en Mactán, ciudad de Lapu-Lapu.
El sistema de almacenamiento de energía en baterías de 44,72 MW de EAUC proporcionará hasta 13 MW de reserva de regulación y 13 MW de reserva de contingencia. La reserva de regulación ayuda a gestionar los cambios habituales en la oferta y la demanda; la de contingencia respalda la red tras una pérdida repentina de generación. Una batería puede responder rápidamente a ambas necesidades.
La posición publicada de reservas firmes en las Bisayas era de 40 MW de reserva de regulación frente a un requisito de 67 MW, y de 67,3 MW de reserva de contingencia frente a 75 MW. Esas cifras indican brechas de 27 MW y 7,7 MW, respectivamente. La capacidad firme debe estar disponible conforme al contrato, que contempla sanciones por incumplimiento.
Si estuviera plenamente disponible y se sumara a esas cifras, la contribución de 13 MW de EAUC a la reserva de regulación reduciría la brecha a 14 MW. Su contribución a la reserva de contingencia superaría la brecha indicada de 7,7 MW, aunque la programación y la disponibilidad reales siguen determinando cuánta reserva puede utilizar la red.
La tarifa provisional es de 5,28 pesos por kWh para ambos servicios, alrededor de una cuarta parte del valor de referencia de aproximadamente 21 pesos por kWh del mercado de reservas de las Bisayas. La comparación apunta a una tarifa cotizada mucho menor por el servicio, no a una reducción garantizada del mismo porcentaje en las facturas de los hogares.
Las Bisayas registraron 123 alertas amarillas y rojas desde enero hasta principios de septiembre de 2026. Juan dijo que la solicitud recibió prioridad porque contar con más reservas firmes podría reducir la probabilidad de alertas e interrupciones.
Los precios de la energía subieron pese al aumento de la oferta
La suspensión de las reservas coincide con un aumento de los precios de la energía, lo que muestra por qué unos cargos más bajos por servicios auxiliares no se traducen necesariamente en una reducción equivalente de las facturas totales. En el período de facturación del 26 de agosto al 25 de septiembre, el precio promedio de WESM en el sistema subió de 7,21 a 7,43 pesos por kWh, un aumento del 3,1%.
La oferta promedio aumentó un 2,4%, hasta 20.209 MW, mientras que la demanda creció un 1,8%, hasta 14.188 MW. Rica O. Cagnayo, analista del mercado energético de IEMOP, atribuyó el movimiento de los precios a interrupciones en la generación, restricciones de la red y cambios en los flujos de energía de corriente continua de alta tensión (HVDC).
Los informes también ofrecen una cifra aparte para el margen promedio de oferta: 3.957 MW, frente a 3.779 MW en agosto. Ese margen no equivale a la simple diferencia entre los totales de oferta y demanda publicados, que es de 6.021 MW. No se explica la base del cálculo, por lo que las dos medidas no deben considerarse intercambiables.
El precio en Luzón subió un 5,7%, de 4,90 a 5,18 pesos por kWh. La oferta aumentó un 4,3%, hasta 15.114 MW, y la demanda creció un 2,6%, hasta 9.899 MW. Pese a la mayor disponibilidad de oferta, las interrupciones en grandes centrales contribuyeron al alza de los precios.
En las Bisayas, la oferta se mantuvo en 2.201 MW mientras que la demanda aumentó un 0,2%, hasta 2.099 MW. Los precios subieron un 5,2%, de 11,81 a 12,42 pesos por kWh, en medio de interrupciones, intervenciones de los operadores y alertas amarillas y rojas. Las interrupciones dejaron hasta 777,2 MW fuera de servicio en la región.
Los enlaces de transmisión ayudan a explicar la diferencia de precios
La electricidad disponible en una región no siempre puede llegar a otra que la necesita. Las interconexiones HVDC transportan energía entre redes, pero los límites operativos pueden restringir las transferencias e impedir que la electricidad más barata reduzca los precios en otros lugares.
El enlace Luzón-Bisayas operó en condiciones de separación de precios durante el 77,6% del período de facturación de septiembre. Las operaciones limitadas por motivos de seguridad del sistema representaron el 73,5% del período. Estas condiciones ayudan a explicar por qué los precios de la energía en las Bisayas siguieron siendo mucho más altos que en Luzón, pese al aumento del suministro promedio nacional.
El enlace Mindanao-Bisayas operó en condiciones de flujo libre durante el 92,82% del período, frente al 91,16% de agosto. El aumento de las transferencias ayudó a acercar los precios de ambas regiones: el promedio de Mindanao fue de 12,61 pesos por kWh, apenas 0,19 pesos por encima del de las Bisayas.
El precio en Mindanao cayó un 1,4%, desde 12,79 pesos por kWh, mientras que las interrupciones dejaron 1.022,6 MW fuera de servicio. Los informes discrepan sobre los cambios en la oferta y la demanda. Uno indica una oferta de 2.190 MW, un descenso del 0,2%, y una demanda de 2.893 MW, una caída del 5%. Otro invierte los porcentajes y señala que la oferta bajó un 5% y la demanda, un 0,2%. Ambos describen descensos de la oferta y la demanda, pero es necesario aclarar las variaciones exactas.
Cacho dijo que la reincorporación de grandes centrales podría acercar los precios de la energía en las Bisayas a entre 9 y 10 pesos por kWh, aunque advirtió que la caída quizá no fuera grande. Esa previsión se refiere a la disponibilidad de energía, no a un resultado garantizado de la suspensión de las operaciones de reservas.
La reducción de los cargos por reservas no resuelve toda la factura
Cacho espera que eliminar los pagos por reservas en el mercado al contado reduzca los cargos por servicios auxiliares que se trasladan a las empresas de distribución y a las cooperativas eléctricas. Describió el efecto inmediato en los cargos de transmisión.
«En la práctica, los cargos de transmisión bajarán porque ya no tendremos que pagar por el mercado de reservas», dijo Cacho.
Los costos de las reservas contratadas se mantendrán y cualquier acuerdo de operación obligatoria podría generar pagos por recuperación de costos. No se ha anunciado una reducción cuantificada para un hogar típico ni un calendario confirmado para que esa reducción se refleje en las facturas.
Las cifras de energía de septiembre también muestran que una menor proporción del mercado al contado no implica necesariamente un precio de liquidación al contado más bajo. El volumen al contado cayó del 13,4% al 12,2% de la cantidad negociada, mientras que el precio efectivo de liquidación al contado subió de 8,48 a 9,32 pesos por kWh. El monto total de las operaciones aumentó de 13.940 millones a 26.620 millones de pesos.
También cambió la composición de la generación. Las energías renovables aportaron el 28% de la generación. La participación del carbón bajó del 56% al 51,7%, mientras que el gas natural alcanzó el 17%, la energía hidroeléctrica el 11,3%, la solar el 5,3% y la geotérmica el 8,3%. Estos cambios se produjeron junto con interrupciones y restricciones de transmisión, por lo que no explican por sí solos el aumento de los precios.
Una segunda suspensión tras el proceso de reanudación de 2024
La intervención de octubre se produce después de una pausa anterior, poco después de que comenzaran las operaciones comerciales del mercado de reservas. La suspensión anterior se debió al incumplimiento pendiente de los requisitos de la ERC relativos a la metodología de precios, y no a la misma razón declarada ahora: los costos de reserva persistentemente elevados.
- Enero de 2024: El mercado de reservas inició sus operaciones comerciales.
- 26 de marzo de 2024: La ERC suspendió las operaciones de reservas, excepto las reservas ofrecidas y despachadas mediante ASPA amparados por sus resoluciones.
- 26 de julio de 2024: Un aviso de resolución de la ERC determinó que ya no existían los motivos de esa suspensión, después de que la PEMC y la IEMOP cumplieran las directivas.
- 30 de julio de 2024: La ERC anunció el levantamiento de la suspensión de la sección 8, relativa a la facturación y la liquidación, de la Metodología de Determinación de Precios de WESM.
- 14 de octubre de 2026, a las 00:05: La IEMOP dijo que comenzaría la suspensión más reciente de las operaciones de reservas en el mercado al contado.
Durante el proceso de 2024, se ordenó a la IEMOP recalcular los montos de las operaciones de reservas correspondientes a los períodos de facturación de febrero y marzo, y ajustar el 70% restante de marzo. La entonces presidenta de la ERC, Monalisa Dimalanta, explicó que el DOE controlaba las operaciones mientras que la ERC implementaba la metodología de precios; el DOE debía anunciar la fecha efectiva de reanudación.
La Asociación Filipina de Productores Independientes de Energía Eléctrica celebró el levantamiento de la suspensión en 2024 como un paso hacia la seguridad energética. Su presidenta, Anne Escoro Montelibano, representaba a una asociación de 28 empresas eléctricas con 18.132 MW de capacidad instalada en la red. La suspensión más reciente sitúa ahora la certidumbre para los inversionistas, junto con la asequibilidad y la cobertura confiable de reservas, en el centro del rediseño.
Puntos clave
- El despacho y la liquidación de reservas en el mercado al contado se suspenden a partir del 14 de octubre de 2026, a las 00:05, hasta que la ERC emita nuevas órdenes.
- Las reservas contratadas seguirán operando; también se contempla la capacidad de operación obligatoria para cubrir necesidades no atendidas.
- Las compras en el mercado de reservas sumaron 47.830 millones de pesos en Luzón, las Bisayas y Mindanao en 2025.
- El impacto de las reservas del mercado en las tarifas de las Bisayas fue de 1,29 pesos por kWh, frente a 0,02 pesos de las reservas contratadas.
- La NGCP tiene 30 días para evaluar las reservas; la NGCP, la PEMC y la IEMOP deben proponer un rediseño en seis meses.
- Un contrato de baterías en Cebú tiene tarifas provisionales de 5,28 pesos por kWh y puede proporcionar hasta 13 MW de reserva de regulación y 13 MW de reserva de contingencia.
- En septiembre, los precios de la energía de WESM subieron a 7,43 pesos por kWh a escala nacional. Aún no se han especificado el monto ni el calendario de los ahorros que la suspensión de las reservas supondrá para las facturas de los hogares.
