Von Ricardo G. Barcelona und Monalisa Dimalanta (Teil 2)

Meralco, Genossenschaften und asymmetrische Gewinnwirkung

Die finanziellen Auswirkungen eines Verbots ineffizienter Systemverluste werden asymmetrisch ausfallen. Die aktuelle Debatte wird durch Obergrenzen geprägt, die die Energy Regulatory Commission (ERC) seit 2021 für private Verteilungsunternehmen auf 5,50 % und für elektrische Genossenschaften auf höhere Werte festgesetzt hat. Meralco — die Manila Electric Company, das größte private Verteilungsunternehmen des Landes, das über sieben Millionen Kunden in der Metropolregion Manila und den umliegenden Provinzen versorgt — hat Systemverluste von rund 5,68 % des Durchsatzes gemeldet. Nach Anerkennung effizienter technischer Verluste und der VAT-Durchwälzungsbehandlung unterscheidet sich die unmittelbare Gewinnaussetzung effizient geführter Versorgungsunternehmen erheblich von derjenigen von Anbietern, deren Verluste die effizienten Benchmarks übersteigen. Da die Obergrenze Kosten oberhalb der Schwelle auf das Versorgungsunternehmen und nicht auf die Verbraucher abwälzt, stehen Betreiber, die bereits nahe an oder über dem Grenzwert liegen, unter dem größten finanziellen Druck, Verluste weiter zu senken.

Elektrische Genossenschaften — mitgliedergetragene Verteilungseinrichtungen, die die meisten ländlichen und provinziellen Gebiete außerhalb des Meralco-Konzessionsgebiets versorgen — stellen die schwierigere Reformherausforderung dar, da ihre Leistung uneinheitlich ist. Einige operieren nahe den Standards effizienter Versorgungsunternehmen; andere weisen hohe Verluste, schwache Governance und begrenzte Rechenschaftspflicht auf. Wenn Verluste auf Diebstahl, schlechtes Management oder Governance-Versagen zurückzuführen sind, sollten diese Kosten nicht unbegrenzt auf die Verbraucher abgewälzt werden. Ein System kann nicht dauerhaft hohe Verluste mit vollständiger Kostendeckung belohnen und erwarten, dass sich Effizienz später von selbst einstellt.

Finanzielle Disziplin wird erst wiederhergestellt, wenn wirtschaftliche Anreize wirken. Wenn Governance-Versagen ein Versorgungsunternehmen dauerhaft ineffizient macht, muss das Scheitern als mögliches politisches Ergebnis verfügbar sein: notleidende Genossenschaften können saniert, übernommen, fusioniert oder umstrukturiert werden, und Kreditgeber, die schwache Einrichtungen finanziert haben, sollten angemessene Verluste durch Haircuts, Umschuldungen oder Vermögensverkäufe tragen. Die Genossenschaftsreform sollte daher weniger als Eigentumsdebatte denn als Mechanismus zur Leistungsbewertung und Rechenschaftspflicht betrachtet werden: Die institutionelle Form muss Verluste sichtbar machen, Verantwortung zuweisen und Korrekturen ermöglichen, bevor Verbraucher zur Kasse gebeten werden.

Governance-Reform für elektrische Genossenschaften

Die Ursache des Governance-Problems im Genossenschaftsmodell liegt in der Vermischung von Eigentum und Kundenzugang. Die Mitgliedschaft ist oft Voraussetzung für die Versorgung, dennoch haben Mitglieder häufig keinen übertragbaren wirtschaftlichen Anspruch, der monetisiert, diszipliniert oder zur effektiven Einflussnahme auf eine professionelle Governance genutzt werden könnte. Die Reform sollte das Recht der Kunden auf Strombezug von den Eigentumsrechten der Aktionäre entkoppeln.

Ein glaubwürdiger Reformpfad würde einerseits das Recht auf Stromzugang respektieren und schützen und andererseits die Genossenschaftsmitgliedschaft in übertragbare Anteile umwandeln, Genossenschaften in Kapitalgesellschaften nach den Regeln der Securities and Exchange Commission umwandeln, qualifizierte Vorstände nach bestehenden Corporate-Governance-Standards wählen und diese Vorstände und Geschäftsführer für Entscheidungen zu Sanierung, Umstrukturierung, Fusion oder Verkauf in die Pflicht nehmen.

Der Aktionärsübergang sollte bewusst gesteuert werden. Aus Genossenschaftsmitgliedern gewordene Aktionäre werden praktische finanzielle Beratung, grundlegenden Anlegerschutz und klare Offenlegung ihrer Optionen benötigen, aber das Reformziel sollte kommerzielle Rechenschaftspflicht bleiben: Aktionäre — nicht Regulatoren oder politische Akteure — sollten letztlich entscheiden, ob sie ihre Anteile verkaufen, erwerben oder halten. Vorstandskandidaten sollten Mindestanforderungen an Qualifikation erfüllen, einschließlich Unabhängigkeit und beruflicher Kompetenz im Einklang mit modernen Corporate-Governance-Praktiken. Strategische Entscheidungen sollten bei verantwortlichen Vorständen und Managementteams liegen, nicht bei Regulatoren, lokalen Verwaltungseinheiten oder Behörden, deren Rolle politische Aufsicht statt kommerzielles Tagesgeschäft sein sollte.

Ein Übergangsmechanismus ist notwendig, da die Umstrukturierung Restverbindlichkeiten und gestrandete Verpflichtungen hinterlassen wird. Diese Verbindlichkeiten sollten für einen bestimmten Zeitraum von einer Einrichtung mit Vermögensverkaufs- und Verbindlichkeitslösungskapazität verwaltet werden, ähnlich der Power Sector and Assets Liabilities Management (PSALM) Corp. — der staatlichen Einrichtung, die unter dem EPIRA gegründet wurde, um die Altverbindlichkeiten und gestrandeten Vermögenswerte der National Power Corporation zu übernehmen und zu liquidieren — oder einem zeitlich befristeten Nachfolgemechanismus, während die langfristige Rolle der National Electrification Administration (NEA) nach Abschluss der Genossenschaftsumstrukturierung neu bewertet und weiterentwickelt wird.

EPIRA-Reformprioritäten

EPIRA — Republic Act Nr. 9136, erlassen 2001 — strukturierte die philippinische Stromindustrie um, indem er Erzeugung, Übertragung, Verteilung und Versorgung trennte, staatliche Erzeugungsanlagen privatisierte und den institutionellen Rahmen für den Wettbewerb schuf. Zwei Jahrzehnte später führt die Analyse zu einem EPIRA-Reformprinzip: Verbraucher sollen effiziente Lieferung finanzieren, während Stromanbieter und Finanzierer vermeidbares Scheitern tragen. Die Reformagenda sollte sich auf fünf Prioritäten konzentrieren: benchmark-gestützte Verlustkompensation, echte Großmarktsdisziplin, haftbare Genossenschaftsumstrukturierung, wettbewerbliche Netzinvestitionen bei Monopolversagen und einen Regulator für Marktaufsicht statt passiver Kostenabsegnung.

Erstens sollte der WESM — der Wholesale Electricity Spot Market, die Stromhandelsplattform des Landes, die 2006 in Luzon den Betrieb aufnahm und später auf die Visayas (2011) und Mindanao (2017) ausgeweitet wurde — als Großmarkt gestärkt werden, der Preise entdeckt, die Versorgung effizient disponiert und schwache Leistung aufdeckt. Die Reform sollte die Merit-Order-Disziplin wahren und gleichzeitig Eingriffe überprüfen, die Disposition, Preisbildung oder Marktzugang verzerren, sofern diese nicht durch transparente Zuverlässigkeits-, Sicherheits- oder Transformationsziele gerechtfertigt werden können. Bevorzugungsregeln sollten daher auf ihre Marktwirkung getestet werden. Wenn kostengünstige erneuerbare Energie die Disposition bereits nach wirtschaftlichem Verdienst gewinnt, mag die Bevorzugung überflüssig sein. Wenn aus politischen Gründen an Bevorzugungen festgehalten wird, sollten diese mit transparenter Kostenwirkung, Netzflexibilitätsplanung und regelmäßiger Überprüfung ihrer fortdauernden Relevanz verbunden werden.

Zweitens sollten Querverflechtungs- und Marktanteilsbeschränkungen durch dieselbe Disziplinline geprüft werden. Da Erzeugung, Übertragung und Verteilung bereits strukturell getrennt sind, sollten verbleibende Grenzen regelmäßig gegen tatsächlichen Wettbewerb, Systemgröße und Investitionsbedarf in ganz Luzon, Visayas und Mindanao überprüft und kalibriert werden, anstatt als statistische Beschränkungen beibehalten zu werden.

Drittens sollten Netzinvestitionen sowohl als Zuverlässigkeits- als auch als Marktzugangsproblem behandelt werden. Wenn der bestehende Übertragungsnetzbetreiber — die National Grid Corporation of the Philippines (NGCP), die die Netzkonzession seit 2009 unter einer 25-jährigen Vereinbarung hält — nicht effizient arbeiten kann oder will, sollten qualifizierte alternative Netzinvestoren/-betreiber zum Bau und Betrieb von Übertragungsanlagen zugelassen werden, um Wettbewerbsdruck zu erzeugen, der Investitionen beschleunigen und die Leistung verbessern kann. Die Erfahrung der Telekom-Liberalisierung unter Präsident Fidel V. Ramos verdeutlicht den Punkt: glaubwürdiger Marktzugang kann die Verbraucherwahl erweitern, Reaktionen der etablierten Akteure erzwingen und Investitionen freisetzen, die Monopolschutz verzögern oder verhindern könnte.

Viertens sollte die ERC-Reform Marktdesign, -überwachung und -durchsetzung von der Rechtsprechung trennen. Ein Regulator, der hauptsächlich als quasi-gerichtliches Organ konzipiert ist, ist für die kontinuierliche Arbeit des Aufbaus wettbewerblicher Institutionen, der Überwachung des Marktverhaltens und der Korrektur von Fehlern, bevor diese zu Verbraucherkosten werden, schlecht geeignet. Unabhängige Regulierung sollte sich auf transparente Regeln, wettbewerbliche Ergebnisse und Schutz vor politischer oder Inkumbenten-Einflussnahme konzentrieren.

Ein Nachfolgemodell für die ERC sollte institutionelle Disziplin, technische Kompetenz und Unabhängigkeit betonen. Das Monetary Board liefert eine nützliche Governance-Analogie: ein fokussiertes Gremium mit klarem Mandat, professionellen Standards und Verantwortung für Systemstabilität. Auf die Stromregulierung angewandt, würde dieses Modell die ERC für das Funktionieren des Wettbewerbsmarktes, die Resilienz des Energiesystems und die Verbraucherwohlfahrt verantwortlich machen, während quasi-gerichtliche Funktionen bei ordnungsgemäß mandatierten Rechtsprechungsorganen wie den Sondergerichten der Justiz oder der Philippine Competition Commission angesiedelt würden. Jede Einrichtung, die Rechtsprechungsfunktionen übernimmt, muss angemessen ausgestattet, organisiert und personiert sein.

Die EPIRA-Novellierung sollte daher als Marktarchitektur und nicht als regulatorische Verwaltungstätigkeit behandelt werden. Jede Änderung sollte danach beurteilt werden, ob sie Preisentdeckung, Disziplin bei der Disposition, Verlustrechnenschaft, Investitionseinstieg und Risikoverteilung verbessert, ohne Verbraucherschutz in eine weitere Form der Inkumbenten-Kompensation umzuwandeln.

Von der Krisenbewältigung zur Marktarchitektur

Die Philippinen — wo die Stromendkundenpreise nach wie vor zu den höchsten in Südostasien gehören — sollten über episodische Streitigkeiten über VAT, Tarifkomponenten und die Mechanik der Systemverlustkompensation hinausgehen. Diese Fragen sind wichtig, aber sie sind Symptome. Die zentrale Reformherausforderung besteht darin, eine disziplinierte Marktarchitektur aufzubauen, in der Effizienz belohnt, Ineffizienz bestraft und Verbraucher vor den Kosten vermeidbaren Scheiterns geschützt werden.

Eine funktionsfähige Architektur muss daher die angesammelten Eingriffe überprüfen, die Disposition, Vertragsgestaltung, Beschaffung und Investitionsverhalten prägen. Jeder Eingriff sollte nun an einer einzigen Leitfrage gemessen werden: Stärkt er die Marktdisziplin oder erhält er die Kostendeckung für Unterleistung?

Mehrere kritische Fragen müssen geklärt werden:
a.) Wie sollte sich der WESM von einem Restmarkt für Überschussmengen zum wichtigsten Mechanismus für Preisentdeckung und Mengenzuteilung entwickeln?
b.) Wie sollten die Vorteile unterschiedlicher Kostenstrukturen bei fossilen und kohlenstoffarmen Technologien zwischen Investoren und Verbrauchern geteilt werden?
c.) Sind starre langfristige Lieferverträge nach Etablierung eines funktionsfähigen Spotmarktes noch zwingend erforderlich, um Kapital anzuziehen?
d.) Reduziert die wettbewerbliche Strombeschaffung die Stromkosten wie beabsichtigt, oder erzeugt sie unbeabsichtigte Kosten- und Vertragsverzerrungen?

Die Klärung dieser Fragen ist entscheidend, da der Markt keine effizienten Ergebnisse liefern kann, wenn umgebende Regeln die Preisentdeckung verzerren, Investitionssignale dämpfen oder schwache Betreiber vor den Konsequenzen schützen. Die EPIRA-Revision sollte daher als Marktgestaltungsübung entworfen werden, geleitet von technischer, finanzieller, rechtlicher und regulatorischer Expertise mit dem praktischen Mandat, Anreize zum Funktionieren zu bringen.

Die Reihenfolge sollte bewusst gewählt werden: effiziente technische Verlust-Benchmarks definieren; Kompensation für vermeidbare kommerzielle Verluste verweigern; glaubwürdige Verlustminderungspläne von hochverlustträchtigen Betreibern verlangen; scheiternde Genossenschaften umstrukturieren oder konsolidieren; regulatorische Überwachung von der Rechtsprechung trennen; und wettbewerblichen Netzzugang zulassen, wo die Monopolsleistung unzureichend ist.

Der abschließende Test ist einfach: regulieren Sie Märkte, wenn sie versagen; ermöglichen Sie es Inkumbenten nicht, die Kosten vermeidbaren Scheiterns zu kompensieren. In Monopolsegmenten wie Übertragung und Verteilung sollte die Regulierung einfache, transparente und überprüfbare Formeln verwenden, die Effizienz belohnen, vermeidbare Verluste bestrafen und betriebliche Gewinne in bezahlbaren Strom umwandeln. In Wettbewerbsegmenten sollte die Politik die Preisentdeckung schützen und den Austritt ineffizienter Anlagen zulassen.

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Über die Autoren

Ricardo G. Barcelona, FEI, PhD, wurde zum Fellow des Energy Institute, Vereinigtes Königreich, gewählt und ist Adjunct Professor am Asian Institute of Management, Philippinen. Er war Leiter der Energie-Praxis bei SBC Warburg und ABN Amro/Rothschild, London, Vereinigtes Königreich, Top-Analyst für europäische Versorger und Mitglied der führenden Energieprivatisierungsgruppe. Er verfasste wegweisende Bücher — Energy Investment und Dynamic Decisions — veröffentlicht in London, Vereinigtes Königreich, bei Palgrave Macmillan bzw. World Scientific Publishing Europe. Kontakt über LinkedIn.

Monalisa Dimalanta ist die ehemalige Vorsitzende und CEO der Energy Regulatory Commission (August 2022–August 2025). Sie ist derzeit Kolumnistin bei BusinessWorld, Senior Partner von PJS Law, Professorin an der Ateneo Law School und Beraterin am Institute for Climate and Sustainable Cities. Sie war außerdem Vorsitzende des National Renewable Energy Board (Philippinen) von 2019 bis 2021. Kontakt über LinkedIn.