Von Ricardo G. Barcelona und Monalisa Dimalanta

(Teil 1)

Systemverluste im philippinischen Stromsektor sind weit mehr als ein Abrechnungsproblem. Sie sind ein Test dafür, ob die Regulierung ineffiziente Betreiber diszipliniert oder ob sie es zulässt, dass die Kosten schwacher Governance, von Diebstahl und betrieblicher Vernachlässigung direkt auf die Verbraucher überwälzt werden. In einem Land, in dem die Strompreise für Haushalte zu den höchsten in Südostasien zählen, reicht die Bedeutung dieses Tests weit über die Buchhaltung hinaus — er wirkt sich direkt auf die Bezahlbarkeit für Haushalte und die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie aus.

Der Ausgangspunkt ist einfach. Wettbewerbsfähige Märkte belohnen effiziente Anbieter, legen ineffiziente Anbieter offen und zwingen dauerhaft schwache Unternehmen zu Umstrukturierung, zur Stilllegung von Vermögenswerten oder zum Marktaustritt. Technische Verluste sind innerhalb effizienter Grenzen ein normaler Bestandteil der Versorgungskosten. Verluste über diesen Grenzen — insbesondere solche, die durch Diebstahl, schwache Governance oder mangelhafte Betriebsführung entstehen — sollten nicht über Verbrauchertarife oder Subventionen sozialisiert werden.

Der zentrale politische Prüfstein lässt sich klar formulieren: Verbraucher sollten nur effiziente, benchmarkte technische Verluste tragen, während vermeidbare kommerzielle Verluste von Stromlieferanten, Betreibern, Anteilseignern und Kreditgebern zu tragen sind. Dieser Rahmen verbindet die Regulierung von Systemverlusten, Marktdisziplin, Regulierungsreform, Netzinvestitionen und die Umstrukturierung von Genossenschaften zu einer einzigen legislativen Reformlogik.

Wie wettbewerbliche Strommärkte funktionieren

Marktdisziplin beginnt mit Preisbildung und Einsatzreihenfolge. Im wettbewerblichen Marktdesign, das für die Philippinen im Rahmen des Electric Power Industry Reform Act (EPIRA, Republic Act No. 9136) vorgesehen ist, werden die Stromerzeugungspreise in jedem Handelszeitraum durch den Grenzanbieter bestimmt. Die Dispatch-Reihenfolge sollte der ökonomischen Merit-Order folgen: günstigere und effizientere Erzeuger liefern zuerst, während teurere Kraftwerke nur dann eingesetzt werden, wenn die Nachfrage es erfordert.

Die Wirkung ist unmittelbar: Effizienz wird belohnt, Ineffizienz offengelegt. Erzeuger mit niedrigeren Kosten erzielen höhere Einsatzmengen und bessere Erlösmöglichkeiten. Strukturell nicht wettbewerbsfähige Anbieter dagegen sehen sich geringerer Auslastung, schwächeren Margen und bei anhaltender Minderleistung schließlich der Insolvenz gegenüber.

Dieselbe Disziplin sollte auch für die Systemkosten gelten. Die Stromversorgung umfasst die Deckung fixer Kosten, variable Betriebskosten, Brennstoffkosten, soweit anwendbar, und die effizienten technischen Verluste, die für den Betrieb des Netzes erforderlich sind. Die politische Frage lautet, ob diese Kosten eine effiziente Leistung widerspiegeln oder vermeidbare Minderleistung verschleiern.

Richtig gestellt geht es also nicht darum, ob Verluste existieren, sondern ob das zur Weitergabe zugelassene Niveau effizient, transparent und korrekt zugeordnet ist. Sobald die Frage so gefasst wird, werden Systemverluste von einer Abrechnungsstreitigkeit zu einem Test der regulatorischen Architektur.

Systemverluste verstehen

Systemverluste entstehen, weil die Stromlieferung eine integrierte Produktions- und Logistikkette ist. Das System muss mehr Energie erzeugen, als die Kunden letztlich verbrauchen, weil Anlagenbetrieb, Zusatzdienste, Netzausrüstung und physische Lieferbeschränkungen Energie verbrauchen, bevor der Strom den Endkunden erreicht. Wenn Verluste effiziente Niveaus überschreiten, verlagert sich die Frage von der technischen Realität zur regulatorischen Verantwortung.

In der Erzeugung sind technische Verluste typischerweise gering und resultieren aus Zusatzdiensten und dem Betrieb von Anlagen. Übertragungs- und Verteilverluste sind höher, weil die Netzanlieferung physisch komplexer ist. Effiziente städtische Verteilnetze können mit relativ niedrigen Verlusten betrieben werden; schwach geführte oder schlecht gewartete Systeme in der Regel nicht. Auf den Philippinen erscheinen Systemverlustgebühren als eigener Posten auf den Stromrechnungen der Verbraucher, wodurch die Kosten sichtbar — und politisch sensibel — werden, anders als bei gebündelten Gebühren. Elektrische Genossenschaften, die einen großen Teil der ländlichen Gebiete versorgen, haben historisch höhere Systemverlustniveaus gemeldet als private Verteilungsunternehmen wie Meralco, was Unterschiede bei Kapitalausstattung, Governance und Durchsetzungskapazität widerspiegelt.

Der entscheidende Unterschied besteht zwischen effizienten technischen Verlusten und vermeidbaren kommerziellen Verlusten. Effiziente technische Verluste sind legitime Kosten einer zuverlässigen Versorgung. Kommerzielle Verluste durch Diebstahl, schwache Einziehung oder Governance-Versagen sind betriebliche Mängel und sollten keinen automatischen Kostenausgleich über die Strompreisbildung erhalten.

Dieser Grundsatz gilt besonders für Übertragung und Verteilung — die Netzunternehmen, die in der Regel als natürliche Monopole arbeiten. Da Kunden keine konkurrierenden Netzanbieter wählen können, muss die Regulierung Marktdisziplin durch Preisformeln nachbilden, die Effizienz belohnen und Minderleistung bestrafen. Ein solches Instrument ist der inflationsangepasste RPI – X-Ansatz, der in vielen liberalisierten Strommärkten verwendet wird.

Die Logik von RPI – X ist einfach. Für einen Regulierungszeitraum wird ein Referenzpreis festgelegt, jährlich um die Inflation angepasst und um einen Effizienzfaktor reduziert, der erwartete Produktivitätsgewinne abbildet. Ein Referenzpreis von P10/kWh, 6% Inflation und ein Effizienzfaktor von 2% würden beispielsweise im ersten Jahr einen Preis von P10.40/kWh ergeben. Dieser vorhersehbare Rahmen gibt Versorgern Spielraum für die Investitionsplanung und erhält zugleich den finanziellen Vorteil, den Effizienzzielwert zu übertreffen.

Unter diesem Modell werden Systemverluste zu einer Frage von Management und Governance und nicht zu einem Anspruch auf Weitergabe. Wenn ein Versorger Verluste unter den Benchmark senkt, behält er die Einsparungen; wenn er schlechter abschneidet, trägt er die finanziellen Folgen, statt die Kosten automatisch auf die Verbraucher zu übertragen.

Deshalb kann ein System mit hohen Verlusten einen stärkeren Effizienzfaktor rechtfertigen. In frühen Phasen der Liberalisierung von Strommärkten sind oft erhebliche Effizienzgewinne möglich, weil bessere Messung, gezielte Investitionen, Diebstahlreduzierung und professionelles Management Verluste schneller senken können, als die Inflation die Kosten steigen lässt.

Die philippinische Praxis schwächt dieses Anreizmodell, wenn die Tarifweitergabe als Cost-Plus-Schutz funktioniert. Wenn übermäßige Verluste weitergereicht werden können, wird aus dem kommerziellen Problem des Lieferanten die Rechnung des Verbrauchers; wenn die Weitergabe gedeckelt und benchmarkt ist, hat das Management einen direkten finanziellen Anreiz, zu investieren, durchzusetzen, einzuziehen und Verluste zu verringern.

Wer für Systemverluste zahlt

Die Zuordnungsregel sollte nun ausdrücklich festgelegt werden. Verbraucher sollten für effiziente technische Verluste zahlen, weil diese bei einer zuverlässigen Stromversorgung unvermeidbar sind. Verluste oberhalb effizienter Benchmarks sollten den Anbietern über geringere Margen, niedrigere Rentabilität, Umstrukturierung oder Marktaustritt angelastet werden.

In einem funktionierenden Markt verstärkt sich diese Zuordnung selbst. Anbieter und Betreiber mit hohen Verlusten sehen sich höheren Kosten und schwächeren Margen gegenüber. Effiziente Betreiber gewinnen Marktanteile. Ineffiziente Vermögenswerte werden stillgelegt, umgerüstet, verkauft oder außer Betrieb genommen. Die Rolle des Regulators besteht nicht darin, die Profitabilität von Anbietern oder Betreibern zu schützen, sondern transparente Regeln durchzusetzen, die Investitionen, Leistung und Verbraucherwohl in Einklang bringen.

Wenn die Verluste dauerhaft hoch bleiben, sollte die Reaktion der Politik nicht in einer automatischen Weitergabe oder einer unbegrenzten öffentlichen Unterstützung liegen. Eine Erstattung oberhalb effizienter Benchmarks sollte eine abgestufte Folge auslösen: strengere Berichtsanforderungen, durchsetzbare Pläne zur Verlustreduzierung, Grenzen für anrechenbare Kosten, Eingriffe ins Management, Umstrukturierung, Fusion, Verkauf oder Marktaustritt.

Das ist die zentrale politische Disziplin: Verbraucher werden vor vermeidbaren Fehlern geschützt, effiziente Betreiber behalten den Ertrag guter Leistung, und schwache Betreiber tragen die Folgen mangelhafter Umsetzung.

Warum Systemverluste oft als „Krisen“ missverstanden werden

Dieser Unterschied erklärt, warum Systemverluste häufig als Krise fehlinterpretiert werden. Das Problem ist nicht, dass Stromnetze Verluste aufweisen — effiziente technische Verluste sind unvermeidbar. Das politische Versagen liegt darin, dass vermeidbare kommerzielle Verluste als erstattungsfähige Kosten behandelt werden, statt als Beleg für schwache Betriebsführung, unzureichende Durchsetzung oder schwache Governance.

Ein Cost-Plus-Denken bringt Verbraucher- und Anbieterinteressen auf Kollisionskurs. Verbraucher erwarten verlässliche Stromversorgung zu bezahlbaren Preisen. Anbieter streben die volle Kostenerstattung an, selbst wenn schwache Betriebsführung, erhöhte Verluste oder schlechte Governance die Kostenbasis aufblähen. Das Ergebnis ist kein Marktsignal, sondern eine regulatorische Subvention für Ineffizienz.

Diese Unterscheidung hat echte Folgen für die Reformgestaltung. Ein pauschales Verbot mag eine einzelne Position senken, verlagert die Kosten aber nur anderswohin, wenn technische Verluste nicht finanziert werden. Ein benchmarktes Ablehnungsregime hingegen zielt auf das tatsächliche Problem, indem es Verbraucher vor vermeidbaren Verlusten schützt und zugleich eine finanziell tragfähige Erstattung für den effizienten Netzbetrieb erhält.

Die daraus folgende Reformentscheidung lautet nicht Deregulierung versus Verbraucherschutz. Es geht darum, ob Verbraucherschutz durch disziplinierte Anreize oder durch die dauerhafte Sozialisierung der Kosten aus dem Versagen der Anbieter erreicht wird.

Dieselbe Prüfung gilt für den Wholesale Electricity Spot Market (WESM) und sein institutionelles Umfeld. WESM, das 2006 in Luzon seinen kommerziellen Betrieb aufnahm und sich seitdem auf die Visayas und Mindanao ausgeweitet hat, sollte als echter Großhandelsmarkt funktionieren, in dem Angebot wettbewerblich angeboten, effizient eingesetzt und finanziell diszipliniert wird. Wenn er vor allem als Kostenrückgewinnungsmechanismus arbeitet, kann er die Effizienzgewinne nicht liefern, die mit der Markt­reform beabsichtigt waren.

Betriebliche Lehren aus der Diebstahlreduzierung

Die Erfahrungen von Versorgern, die in schwierigen Versorgungsgebieten Diebstahl erfolgreich reduziert haben, zeigen, dass kommerzielle Verluste angegangen werden können, wenn die Anreize richtig gestaltet sind. Ein praktischer Ansatz besteht darin, die Transformatorenkapazität auf die vertraglich zahlende Nachfrage abzustimmen. Wenn illegale Anschlüsse das System überlasten und Ausfälle verursachen, erhalten zahlende Kunden einen direkten Anreiz, nicht autorisierte Anschlüsse in ihrer Gemeinschaft zu identifizieren und in die zahlende Basis zu überführen, bevor die Kapazität erweitert wird.

Die relevante Lehre aus Lateinamerika, der britischen Verteilungsreform und Meralcos Erfahrung in Tondo ist eng, aber wichtig: Die Reduzierung von Diebstahl gelingt, wenn technische Disziplin, lokale Rechenschaftspflicht und glaubwürdige Durchsetzung zusammenwirken. Sie sollte nicht von einer Tarifweitergabe abhängen, die die Kosten vermeidbarer Verluste auf zahlende Kunden abwälzt.

Die operative Lehre ist daher unmittelbar für die Politikgestaltung relevant: Verluste gehen zurück, wenn die Rechenschaftspflicht lokal ist, die Anreize glaubwürdig sind und Nichterfüllung finanzielle Folgen hat.

(Fortsetzung folgt.)

Ricardo G. Barcelona, FEI, PhD, wurde zum Fellow des Energy Institute, Vereinigtes Königreich, gewählt und ist außerordentlicher Professor am Asian Institute of Management, Philippinen. Er war Leiter der Energiepraxis bei SBC Warburg und ABN Amro/Rothschild, London, Vereinigtes Königreich, ein hoch bewerteter Analyst für European Utilities und Mitglied der führenden Gruppe für Energieprivatisierung. Er verfasste die Bücher Energy Investment und Dynamic Decisions, die jeweils in London, Vereinigtes Königreich, bei Palgrave Macmillan und World Scientific Publishing Europe erschienen sind. Kontakt:

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