WPS8721 Policy Research Working Paper 8721 Learning from Developing Country Power Market Experiences The Case of the Philippines Hugh Rudnick Constantin Velasquez Energy and Extractives Global Practice January 2019 Policy Research Working Paper 8721 Abstract Deep reforms of the Philippine power sector began in 2001, slowly entered through the opaque and largely regulated aiming at competitive wholesale and retail markets. This market of bilateral contracts. Moreover, following aggres- case study analyzes the Philippine experience with wholesale sive capacity additions, baseload coal generation soared over electricity markets at the generation level, including design, the past decade, reaching 50 percent of total output in 2017, implementation, and outcomes. The spot market began thus raising concerns about environmental sustainability, operation in 2006, amidst adequate generation capacity the optimal capacity mix (due to lack of investments in albeit highly concentrated among few players. The reforms flexible mid-merit and peaking power plants), and long- have successfully introduced market-driven forces to system term supply security of the Philippine power sector (since operation and spot price signals for investments. Invest- coal is imported). The case of the Philippines’ power market ment in new generation has recently been commissioned; highlights the importance of adequate ownership structure generation concentration has plunged since the market’s supportive of competition, the need of effective monitoring inception (mainly due to privatization of generation assets); and oversight, especially during initial phases of the market, and generation supply has been generally secure (barring and the benefits and challenges that open and competi- natural disasters). However, serious conflicts due to market tive wholesale markets can provide over time, especially power abuse occurred in the past; the market remains con- in interaction with vertical integration (whether through centrated in four major players; and new competitors have cross-ownership or through bilateral contracts). This paper is a product of the Energy and Extractives Global Practice. It is part of a larger effort by the World Bank to provide open access to its research and make a contribution to development policy discussions around the world. Policy Research Working Papers are also posted on the Web at http://www.worldbank.org/research. The authors may be contacted at hrudnick@ing.puc.cl. The Policy Research Working Paper Series disseminates the findings of work in progress to encourage the exchange of ideas about development issues. An objective of the series is to get the findings out quickly, even if the presentations are less than fully polished. The papers carry the names of the authors and should be cited accordingly. The findings, interpretations, and conclusions expressed in this paper are entirely those of the authors. They do not necessarily represent the views of the International Bank for Reconstruction and Development/World Bank and its affiliated organizations, or those of the Executive Directors of the World Bank or the governments they represent. Produced by the Research Support Team Learning from Developing Country Power Market Experiences: The  Case of the Philippines1  Hugh Rudnick & Constantin Velasquez2  Keywords: Electricity markets; Competition; Developing countries; Emerging markets  JEL codes: L13, L94, L98, Q4, K21  1 This paper is a product of the “Rethinking Power Sector Reform” knowledge program of the Energy & Extractives Global Practice of the World Bank. Any views presented here are the authors alone and should not be attributed to the World Bank or any other person or institution. The authors are very grateful for financial support from the Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP) and the Public Private Infrastructure Advisory Facility (PPIAF). Special thanks to Rauf Tan, who provided most of the source information, data and analysis used to develop this paper. Thanks are also due to Vivien Foster, Debabrata Chattophadyay, Kamleshwar Khelawan, Yuriy Myroshnychenko and Rowaldo del Mundo who acted as peer reviewers. Any shortcomings are the sole responsibility of the authors. 2 Department of Electrical Engineering, Pontificia Universidad Católica de Chile and Systep. Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines  Contents  Contents ................................................................................................................................................... ii  Figures ..................................................................................................................................................... iii  Tables ...................................................................................................................................................... iii  Abbreviations .......................................................................................................................................... iii  1  ...................................................................................................................................... 1  Introduction  2  Preconditions for power markets ...................................................................................................... 2  2.1  POWER SYSTEM ..................................................................................................................................... 2  2.2  FUEL SUPPLY ......................................................................................................................................... 5  3  Market design ................................................................................................................................... 6  3.1  OVERVIEW ............................................................................................................................................ 7  3.2  GENERATION SCHEDULING AND DISPATCH ................................................................................................. 10  3.2.1  Physical provisions of contracts: maintenance, off‐take and dispatch ....................................... 11  3.2.2  Ancillary Services ........................................................................................................................ 11  3.3  PRICE FORMATION ............................................................................................................................... 12  3.4  DEMAND PARTICIPATION IN THE WHOLESALE MARKET ................................................................................. 12  3.5  CONTRACTS AND BILATERAL TRADING ....................................................................................................... 13  3.6  MARKET SETTLEMENT ........................................................................................................................... 13  3.7  RENEWABLE RESOURCES ........................................................................................................................ 13  4  Power market implementation ....................................................................................................... 15  4.1  POWER MARKET GOVERNANCE ............................................................................................................... 15  4.1.1  Ownership structure of market participants .............................................................................. 16  4.1.2  System and market operators .................................................................................................... 17  4.1.3  Oversight, market intervention and dispute resolution .............................................................. 20  4.2  TRANSITIONAL PROCESS ........................................................................................................................ 22  4.2.1  Evolution of system interconnection  ........................................................................................... 24  4.2.2  Evolution of industry structure ................................................................................................... 25  4.2.3  Retail competition and open access ........................................................................................... 26  4.2.4  Market power concerns .............................................................................................................. 27  4.3  SUMMARY AND INSTITUTIONAL INDICATORS FOR THE PHILIPPINE POWER MARKET ........................................... 29  5  Power market performance ............................................................................................................ 31  5.1  WHOLESALE PRICES AND MARKET EFFICIENCY ........................................................................................... 32  5.2  INVESTMENT AND SECURITY OF SUPPLY .................................................................................................... 36  5.3  SUSTAINABILITY ................................................................................................................................... 39  6  Conclusions on the Philippine Experience with Power Market Reforms ........................................... 41  7  References ...................................................................................................................................... 44  ii  Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines  Figures  Figure 2‐1 Share of electricity demand in Philippine’s major islands during 2017. ............................ 3  Figure 2‐2 Evolution of electricity consumption in Philippines from 2005 to 2015. .......................... 3  Figure 2‐3 Technology‐wise share of electricity generation (in GWh) during 1998 in Philippines. .... 4  Figure 2‐4 Technology‐wise share of electricity generation (in GWh) during 2017 in Philippines. .... 4  Figure 3‐1 Entities governing Philippine's power market. Source: (ADB, 2016) ................................. 9  Figure 4‐1 Pre‐EPIRA power sector organization. ............................................................................. 15  Figure 4‐2 Post‐EPIRA power sector organization. ........................................................................... 16  Figure 4‐3 Governance structure of the Philippine power market. Source: (Fe Villamejor‐Mendoza,  2008) ................................................................................................................................................. 18  Figure  5‐1  Relative  size  of  power  submarkets  in  Philippines  during  2017,  as  percentage  of  total  traded energy. ................................................................................................................................... 33  Figure 5‐2 Evolution of traded energy volumes in contracts and spot market in Philippines. ......... 33  Figure  5‐3  Evolution  of  yearly  average  and  peak  spot  price  (i.e.  in  the  hour‐ahead  market)  in  Philippines (in real terms). ................................................................................................................ 34  Figure  5‐4  Market  share  and  Herfindahl‐Hirschman  Index,  in  terms  of  registered  generation  capacity. ............................................................................................................................................ 36  Figure 5‐5 Evolution of peak power demand, generation capacity and system reserve margin in the  WESM*. ............................................................................................................................................. 37  Figure 5‐6 Evolution of capacity margin in Philippine’s grids. .......................................................... 38  Figure 5‐7 Evolution of technology‐wise generation operational capacity in Philippines. ............... 39  Figure 5‐8 Share of renewable generation capacity by technology in Philippines, 2017. ................ 40  Figure 5‐9 Evolution of technology‐wise power generation in Philippines. ..................................... 41  Tables  Table 1‐1 Philippines power sector summary. .................................................................................... 1  Table 3‐1 Power market design overview, Philippines. ...................................................................... 9  Table 3‐2 Feed‐In‐Tariff levels approved for renewable power plants in 2012. ............................... 14  Table 4‐1 Milestones and other relevant events of Philippine power market evolution. ................ 22  Table 4‐2 Institutional indicators for Philippines’ power market, per level ..................................... 29  Table 4‐3 Overview of power market implementation in Philippines. ............................................. 30  Table 5‐1 Overview of power market outcomes in Philippines. ....................................................... 31  Table 5‐2 Evolution of yearly average and peak spot real price  (i.e. in the hour‐ahead market) in  Philippines. ........................................................................................................................................ 34  Table 5‐3 Evolution of energy demand, peak power demand and generation capacity in Philippines  (including Luzon, Visayas and Mindanao). ........................................................................................ 37  Table 5‐4 Evolution of renewable installed capacity in Philippines. ................................................. 40  Table 5‐5 Technology‐wise gross power generation in Philippines (in GWh).  .................................. 41  Abbreviations  DOE  Department of Energy  iii  Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines  DU  Distribution Utility  ECO  Enforcement and Compliance Office (within PEMC)  EPIRA  Electric Power Industry Reform Act of 2001  ERC  Energy Regulatory Commission  FIT  Feed‐In‐Tariff  IMEM  Interim Mindanao Electricity Market  IPP  Independent Power Producer  LTSO  Legally unbundled Transmission System Operator  NGCP  National Grid Corporation of the Philippines  NPC  National Power Corporation  PEM Board  Philippine Electricity Market Board  PEMC  Philippine Electricity Market Corporation  PLF  Plant Load Factor  PPA  Power Purchase Agreement  PSALM  Power Sector Asset and Liability Management Corporation  RCOA  Retail Competition and Open Access  RPS  Renewable Portfolio Standards  WESM  Wholesale Energy Market  iv  Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines  1 Introduction  The World Bank is seeking to update its understanding on power sector reforms in developing countries,  accounting for emerging challenges and new reform directions over the past decade. Implementation of  power  sector  reforms  in  developing  countries  has  been  varied,  especially  when  it  comes  to  power  markets, with widely different outcomes. This work forms a part of the World Bank’s project “Rethinking  Power  Sector  Reform”,  which  was  commissioned  to  analyze  the  recent  experience  of  developing  countries, including a series of case studies on wholesale power markets. These case studies, including  the incumbent one for the Philippines, were developed based on both qualitative and quantitative inputs  from experienced consultants of each studied country.  The Philippine power sector underwent a serious supply crisis in the early 1990s. Many Philippine regions  experienced brownouts averaging 7 hours per day in 1992‐93, with brownouts up to 12 hours a day. The  government  pursued  private  participation  through  IPPs  by  enacting  law  RA  No.  6947  in  1990.  The  Philippine IPP model considered sovereign guarantees, which were contracted by a negotiated process.  IPPs increased to 46% of total generation in 1997, successfully ending the power crisis. Although the IPP  program  successfully  solved  the  crisis,  chronically  weak  financial  positions  were  further  distressed  by  stranded costs due to high‐priced IPP contracts, the regional economic crisis of 1997 and the parallel surge  of oil prices (Toba, 2007).  Attempting  to  address  the  deep  challenges  facing  its  power  sector,  the  Philippines  undertook  major  reform  of  the  electric  power  industry  in  the  early  2000s,  which  was  directed  by  and  implemented  in  accordance  with  the  Electric  Power  Industry  Reform  Act  of  2001,  or  EPIRA.  EPIRA  envisioned  competitiveness in the power generation and supply segment, under a restructured power sector, based  on  private  investment,  and  with  an  independent  regulator.  The  short‐term  wholesale  power  market  (WESM) was designed as an energy‐only gross power‐pool running in parallel to bilateral supply contracts.  The pool enables hourly bid‐based security‐constrained merit‐order dispatch, which clears market‐based  nodal electricity prices.   The pool was established after extensive preparation in 2006, under the administration of a non‐stock,  non‐profit market operator led by the Department of Energy; while system operation is conferred to the  sole  national  Transco.  Transmission  was  unbundled  from  generation  and  distribution,  but  cross‐ ownership  between  generation  and  distribution  businesses  is  allowed  up  to  a  limit  stipulated  by  the  regulator. On the supply side, 84% of electricity needs continue to be covered by contracts, some of which  include rigidities and clauses from the 1990s IPP program aimed at solving the deep power crisis faced by  the Philippines at the time. Key figures for the Philippines power sector are summarized in Table 1‐1.  Table 1‐1 Philippines power sector summary.  Population (2016)  103 million  Electricity sales (2017)  78 TWh  Electricity sales CAGR (2005‐2017)  4.6%  Coal: 50%  Natural gas: 22%  Major generation technologies1  Geothermal: 11%  Hydropower: 10%  1  Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines  5,549 PhP/kWh  Spot electricity price (2005‐2017)2  (114 USD/MWh)  Source: Worldbank, Department of Energy.  1 As share of 2017 energy generation.  2 Average spot electricity prices from 2006 to 2017, expressed in 2015 currency.  The  objective  of  this  paper  is  to  document  and  analyze  the  experience  of  the  Philippines  with  power  markets, regarding design, implementation and outcomes of the market. Ultimately, the analysis in this  paper is expected to be useful for developing countries which are currently developing or considering the  development  of  a  power  market.  However,  the  paper  does  not  aim  at  providing  policy  or  market  recommendations  for  improving  the  performance  of  the  Philippines  power  market.  Furthermore,  the  scope of this paper is limited to assessing competitive power markets, with an emphasis on the generation  and supply segment. Hence, retail competition, as well as the transmission and distribution segments, are  not the primary focus of this paper. Moreover, the paper does not directly address several power sector  reform  issues,  such  as  regulation,  privatization,  and  political  economy.  These  and  other  subjects  are  addressed elsewhere for each country, as part of the wider project.   This  case  study  is  structured  as  follows.  First,  section  2  describes  the  basic  pre‐conditions  for  power  markets, referring to both power system infrastructure and ownership (section 2.1), and to fuel supply  (section 2.2). Section 3 describes the power market design. Section 4 describes the implementation of the  power market, referring to both the governance of the market (section 4.1) and the transitional process  towards a power market (section 4.2). Section 5 assesses the performance of the power market, from the  perspective  of  prices  and  efficiency  (section  5.1),  investment and  security  of  supply  (section  5.2),  and  sustainability (section 5.3). Section 6 concludes this case study.   2 Context and conditions for power markets  2.1 Power System  As the 12th‐largest nation in the world, the Philippines has a population of more than 100 million people  spread over 7,000 islands, presenting several electricity infrastructure challenges. Luzon (which includes  Manila),  Visayas  and  Mindanao  are  the  three  main  Philippine  islands,  of  which  Luzon  and  Visayas  are  currently interconnected. The transmission grid in these three major islands is operated by the National  Grid Corporation of the Philippines (NGCP). The island of Luzon accounts for 75% of Philippine’s energy  demand and 73% of installed capacity, with Visayas and Mindanao accounting for 13% and 12% of power  demand,  respectively  (see  Figure  2‐1).  It  is  worth  noting  that  about  70%  of  Luzon’s  demand  is  concentrated in the franchise area of the major Disco Meralco.  The  major  transmission  grid  addressed  in  this  case  study  comprises  Luzon  and  Visayas,  which  are  interconnected via a submarine HVDC link since 1997. The Visayas grid is in turn composed of five sub‐ grids in different islands, interconnected via submarine AC lines (NGCP, 2015). Besides the three major  islands, there are more than 120 small island and isolated power grids. These smaller systems are not  addressed in this case study, since the focus is on wholesale markets and therefore focus on the main  power grids.   2  Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines  Figure 2‐1 Share of electricity demand in Philippine’s major islands during 2017.  Source: Department of Energy. Electricity consumption in Philippines reached 78 TWh in 2017, growing at a CAGR of 4.6% from 2005 (see  Figure  2‐2Error!  Reference  source  not  found.).  Residential,  industrial  and  commercial  consumptions  account  for  most  of  Philippines  electricity  consumption  in  similar  amounts  (35%,  27%  and  35%  respectively during 2005, with little changes until 2017Error! Reference source not found.).  GWh  80,000 10%  70,000 9% 8%  60,000 7%  50,000 6%  40,000 5%  30,000 4% 3%  20,000 2%  10,000 1%  ‐ 0% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Total Electricity Consumption (GWh) Electricity Demand Growth (%) Figure 2‐2 Evolution of electricity consumption in Philippines from 2005 to 2015.  Source: Department of Energy.  In 1998 (two years before power sector reform in Philippines), 47% of electricity was generated by oil‐ fired  power  plants;  19%  from  imported  coal‐fired  plants;  4%  from  local  coal‐fired  plants;  10%  from  3  Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines  hydropower;  and  20%  from  geothermal  (see  Figure  2‐3).  Philippines  is  a  major  geothermal  electricity  producer.  Indeed,  Philippines  is  the  second  country  by  geothermal  installed  capacity  with  14%  of  the  world’s installed capacity, only surpassed by the USA (BP, 2016).  Figure 2‐3 Technology‐wise share of electricity generation (in GWh) during 1998 in Philippines.  Source: (Toba, 2007) Other  Renewables 3% Hydro 10% Geothermal 11% Coal 50% Natural Gas 22% Oil‐Based 4% Figure 2‐4 Technology‐wise share of electricity generation (in GWh) during 2017 in Philippines.  Source: Department of Energy  4  Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines  As of 2017, electricity generation in Philippines was dominated by coal, natural gas, geothermal and hydro  (see Figure 2‐4). The three main island regions of Luzon, Visayas, and Mindanao each have historically  distinct generation profiles (EIA, 2015). In the northern part of the  country, Luzon's capacity is mainly  powered by fossil fuels. On the other hand, Visayas, in central Philippines, historically relied heavily on its  geothermal resources which accounted for 57% of the Visayas’ grid dependable generation capacity in  2005; and in the south, Mindanao historically relied on its hydropower resources, which accounted for  60%  of  dependable  generation  capacity  in  2005.  However,  coal‐based  generation  has  become  more  important  in  recent  years  in  both  Visayas  and  Mindanao,  accounting  for  35%  and  40%  of  dependable  generation capacity in 2017, respectively in each grid.  The diverse generation fleet provides enough scope for a competitive wholesale market on the supply  side. Almost 60 power plants (mostly privately‐owned) are marginal resources during baseload, shoulder  and  peak  hours,  providing  enough  scope  for  a  competitive  wholesale  market.  Baseload  and  shoulder  hours are supplied primarily by coal, while peak‐load hours are supplied by both coal and oil. Furthermore,  at least 41 power plants are partly dispatched often (i.e. plants with less than or equal to 50% scheduled  capacity  on  average  during  peak‐load  hours),  providing  scope  for  competition  among  such  generators  under the wholesale market. However, the ownership structure of these resources matters and, in the  case of Philippines, horizontal and vertical integration has worked to the detriment of competition, as  discussed later.  Inadequate  transmission  capacity is  a  persistent  issue  in  the  Philippine  power  industry.  The  Philippine  transmission grid has many weaknesses and bottlenecks which in some cases result in power plants being  declared as must‐run to preserve security of system operation (Roxas & Santiago, 2010). Power sector  reforms were undertaken in the 2000s amidst a mismatch of generation and transmission capacity. Two  major bottlenecks currently persist in the Philippine power market, namely at the HVDC link between the  Luzon  and  Visayas  islands  (which  transports  power  mostly  from  Visayas  to  Luzon);  and  at  the  Zapote  substation in Luzon due to frequent N‐1 radial congestion (PEMC, 2016c).  2.2 Fuel Supply  Philippines  is  a  net  importer  of  energy,  with  the  Philippine  power  system  being  highly  dependent  on  imported coal and oil. The country produces small volumes of oil (nearly all locally produced crude oil is  exported), natural gas (used for domestic power generation), and coal.3 The Philippines has tried to reduce  its dependence on fuel imports, increasing its self‐supply of total energy mix from 8% in 1973 to over 40%  by 1997 (Toba, 2007).   Coal‐based generation capacity in Philippines has grown over the past decade and particularly over the  past  few  years  (accounting  for  50%  of  power  generation  in  2017),  driving  up  coal  consumption  and  imports. Coal in Philippines is primarily used for baseload power generation,4 which accounted for 77% of  total coal consumption. The recent increase in coal importation and usage results from the commissioning  of 5 new coal power plants with total capacity of about 1 GW. Almost 99% of imported coal was sourced  3 EIA, Philippines. Available online at https://www.eia.gov/beta/international/country.cfm?iso=PHL [accessed on June 21, 2017. 4 Coal-fired power plants reached an average capacity factor of 63% (with respect to registered capacity) during 2016 (Market Assessment Group, 2017). 5  Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    from Indonesia while the remaining was coming from Australia, Vietnam and the Russian Federation (DoE,  2017).5   The mid‐term outlook for Philippines remains reliant on coal‐fired generation to match demand growth.  As of December 2017, the Department of Energy (DOE) reports that committed coal‐fired power plants  for a total of 6.3 GW are planned to be commissioned between 2018 and 2022 in Philippines, equal to  73% of on‐grid committed generation projects.6 It is worth noting that a tax hike on coal was passed in  late 2017 in the Philippines. Nevertheless, figures on planned capacity additions refer to power generation  projects in advanced development or construction stages.  Natural gas has also become important for power supply (accounting for 22% of power generation during  2017), especially in the Luzon island where the 3 GW of gas‐fired generating capacity of the Philippines is  located. Three gas‐fired power plants were commissioned in the early 2000s in Luzon for a total of 2,700  MW,  and  two  more  power  plants  during  2016  for  a  total  of  520  MW,  reaching  16%  of  dependable  generation capacity of Philippines in 2017, and 23% in the Luzon Island. These gas‐fired power plants have  rather inflexible supply arrangements to access natural gas from the Malampaya deepwater gas‐to‐power  field, compelling those plants to run as baseload resources, especially the 1.5 GW of Santa Rita and San  Lorenzo power plants with high take‐or‐pay quantities.7 Maintenance shutdown of the Malampaya gas  field had, among other factors, led to tight power supply conditions and high spot prices in Philippines in  2010  and  2013,  as  further  discussed  later.  However,  inflexible  gas‐supply  has  been  at  least  partially  alleviated  recently  due  to  the  2010  IPP  administration  contract  of  the  1.2  GW  Ilijan  plant,  and  the  commissioning of two new power plants in 2016 (The Lantau Group, 2011, 2013).  Hydrological conditions also affect the power sector due to the significant share of run‐of‐river and dam  hydro  power  plants,  which  account  for  16%  of  dependable  generation  capacity  in  2017.  Hydrological  conditions are especially important during El Niño meteorological phenomena which result in unusually  hot  and  dry  weather  in  Philippines.  Such  an  event  coincided  with  maintenance  shutdown  of  the  Malampaya  gas  field  during  2010,  leading  to  high  spot  prices  and  tight  supply  conditions,  as  further  discussed later.  3 Market design  The Philippine power market is composed of bilateral contracts, and an energy‐only bid‐based power pool  (the  Wholesale  Electricity  Spot  Market,  or  WESM).  The  market  operator  (PEMC)  develops  a  least‐cost  generation schedule and determines the market‐clearing spot price considering all power injections and  withdrawals from the grid, based on generation offers. However, the spot price is used to settle traded  quantities net of bilateral contracts (that is, quantities not covered by contracts). In turn, contracts are  settled privately by the parties.                                                                 5 Department of Energy, “2016 Coal Statistics”. Available online: https://www.doe.gov.ph/energy-resources/2016- coal-statistics 6 Department of Energy, “Private Sector Initiated Projects” as of December 2017. Available online: https://www.doe.gov.ph/private-sector-initiated-power-projects 7 Natural gas-fired power plants reached an average capacity factor of 70% (with respect to registered capacity) during 2016 (Market Assessment Group, 2017). 6    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    This section further describes the power market design adopted in Philippines, focusing on the technical  and economic dimensions of the reform. Section 3.1 provides an overview followed by a description of  each  of  the  following  elements  of  the  market:  market  participants  and  governance  of  the  market;  generation  scheduling  and  dispatch  (section  3.2);  price  formation  (section  3.3);  demand  participation  (section  3.4);  contracts  and  bilateral  markets  (section  3.5);  market  settlement  (section  3.6);  and  renewable resources (section 3.7).  3.1 Overview  Market participants and their roles in the Philippine power market are the following:   Gencos: own and operate power plants and compete in both the pool market and the market for  financial contracts. Private Gencos coexist along government‐owned power plants, which have  been progressively privatized. There are IPPs with long‐term contracts awarded during the 1990s,  besides privatized power plants and new entrants after the market reform.   Retail  Electricity  Suppliers  (RES):  engage  in  the  supply  of  electricity  to  end‐users  in  the  Contestable Market after securing an RES license from the regulator (ERC).  Retail Competition  and Open Access (RCOA) allows contestable customers in the Luzon and Visayas grids to choose  their supplier of electricity under agreed terms and rates.   Discos  (Distribution  Utilities):  own  and  operate  distribution  networks  as  a  regulated  natural  monopoly. Open access to the distribution network is established under RCOA. Discos also own  and operate sub‐transmission assets and can be integrated with generation / retailing businesses  within regulatory limits.   Transmission:  all  transmission  assets  in  Philippines  are  owned  by  the  government  company  National  Transmission  Corp.  (TRANSCO)  as  a  regulated  natural  monopoly.  The  transmission  systems are operated by the National Grid Corporation of the Philippines (NGCP) through a 25‐ year O&M concession agreement. Open access to the transmission network is established.   Final customers:  o Directly Connected Customers (DCCs or Bulk customers connected to the transmission  grid): participate in the pool (can opt for demand bidding in the pool or a rather passive  participation) and can voluntarily engage in bilateral contracting.  o Contestable  customers  (large  customers  can  opt  for  the  liberalized  supply  regime):  customers  with  at  least  750  kW,  connected  to  the  distribution  grid  (down  from  the  original threshold of 1 MW), which can choose their retail supplier under agreed terms  and prices.  o Captive  customers:  electricity  end‐users  who  do  not  have  choice  of  a  supplier  of  electricity (mostly households and small businesses connected to distribution networks),  as may be determined by the ERC in accordance with the EPIRA.  Entities governing the Philippine power market are the following (further details in section 4.1.2.2):   Department of Energy (DOE): government agency in charge of planning and policy making for the  electricity  sector.  In  addition  to  its  existing  powers  and  functions,  EPIRA  mandated  DOE  to  supervise the restructuring of the electricity industry. In particular, DOE is mandated by EPIRA to  “organize and establish the appropriate market design and governance structure of the WESM”.   Energy Regulatory Commission (ERC): regulatory agency created by the EPIRA as an independent,  quasi‐judicial regulatory body. ERC regulates natural monopolies (distribution and transmission  7    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    wires business), issues generation and supply licenses, oversees competition in the power market  (including penalization of market power abuse), and enforces the implementing rules (IRR) and  regulations of the EPIRA. Specific ERC’s tasks related to power markets include the following:  o Approve the Price Determination Methodology for the WESM  o Promulgate and enforce the Grid Code & Distribution Code  o Promulgate  and  implement  Rules  for  Setting  Transmission  Wheeling  Rates  and  Distribution Wheeling Rates  o Promulgate the following rules:   Open Access Transmission Service Rules   Distribution Services and Open Access Rules   Rules for the Issuance of Licenses to Retail Electricity Suppliers   Code of Conduct for Competitive Retail Market Participants   Rules for Contestability   Rules for Customer Switching   Rules for the Supplier of Last Resort (SOLR)   Competition Rules and Complaint Procedures   System operator (SO) under NGCP.   Market operator (MO) currently the Philippine Electricity Market Corp. (PEMC), expected to be  transferred  to  an  Independent  Market  Operator  (IMO);  governed  by  the  Philippine  Electricity  Market Board.  8    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines      Figure 3‐1 Entities governing Philippine's power market.   Source: (ADB, 2016)    A broad overview of power market design in Philippines is summarized in Table 3‐1.  Table 3‐1 Power market design overview, Philippines.  Power Market Element  Philippines Design Choice  Overall Market  Centralized  and  mandatory  energy‐only  bid‐based  power  pool;  with  Organization  privately‐agreed bilateral contracts. The spot market and price is cleared  considering all physical injections and withdrawals, but the spot price is  only used to settle quantities not covered by bilateral contracts.  Demand Participation  Discos  and  bulk  customers  (Directly  Connected  Customers,  DCCs)  can  engage in voluntary bilateral contracting (i.e. there is no contracting nor  forward  procurement  obligations  on  Discos).  Inelastic  consumption  forecasts must be provided by demand. To this date, demand has been  passive in the pool.  Customer choice enabled since 2013 for small consumers.  Coordination of Operations  Least‐cost  hourly  schedule  developed  by  the  market  operator  under  PEMC,  based  on  generation  bids,  and  considering  transmission  and  security constraints. Schedule and dispatch implemented by the system  operator NGCP, based on generator capabilities and the real‐time state  of the system.  9    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    Congestion management  Financial  transmission  rights  allowed  in  the  market  rules  but  not  yet  implemented.  Reserves and ancillary  Reserve  prices  are  based  on  the  approved  rates  under  the  Ancillary  services  Services  Procurement  Agreement  of  NGCP  with  various  reserve  providers.  The  cost  is  currently  paid  by  all  electricity  consumers.  Co‐ optimization of reserves and energy scheduling is envisioned but yet to  be implemented in practice.  Contracts and Bilateral  Gencos  and  demand  can  voluntarily  engage  in  financial  bilateral  Markets  contracts, with confidential terms, and regulated prices / approval in the  case of Discos. Bilateral Contract Quantities are netted out of the spot  market for the purpose of settlement.  Price Formation  Hourly nodal prices cleared by bid‐based, centralized optimization of the  market  operator.  Gencos  bid  price‐quantity  pairs  in  1  MW  blocks,  but  must  offer  their  entire  available  generating  capacity.  Genco  offers  are  capped at 62,000 PhP/MWh (cap lowered in 2014 following price spikes  in November ‐December 2013).  Capacity Markets  No  specific  capacity  market  currently  exists,  besides  privately  agreed  provisions in bilateral contracts.  Settlement  The Market Operator administers a two‐settlement system (ex‐ante and  ex‐post)  to  settle  physical  transactions  of  electricity  in  the  gross  pool,  based on ex‐ante / ex‐post system locational marginal prices; and pool  quantities net of bilateral contracted quantities.   Bilateral Contract Quantities are settled privately by the parties, outside  the power pool, at regulated prices for Discos, and agreed prices in the  case of DCCs and Contestable Customers.  Non‐Conventional  Renewable  power  plants  are  paid  at  the  approved  Feed‐in‐Tariff  Renewable Generation  regardless of market prices. RE plants enjoy priority dispatch and access  status.   Recently,  Renewable  Portfolio  Standards  (RPS)  impose  obligations  on  Discos to source an agreed‐upon portion of its energy supply from eligible  renewable suppliers.    3.2 Generation scheduling and dispatch  The  WESM  uses  a  Market  Dispatch  Optimization  Model  (MDOM)  which  performs  market  clearing  computations. It receives information on system conditions and requirements from the System Operator,  and market offers from trading participants. It then processes the submitted information to come up with  an  optimal  scheduling  of  energy  that  will  maximize  economic  gains  for  the  trading  participants,  considering  the  physical  limitations  of  the  transmission  network  and  of  the  facilities  of  the  trading  participants.   The optimization process produces the following outputs:    system marginal price   generation output levels for each generating resource   transmission line flows   transmission losses   energy prices at each market trading node (considering transmission losses and congestions)   10    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    All generators submit price and quantity offers to the market for all the energy they intend to produce,  irrespective  of  their  contracts  with  customers.  The  Market  Operator  then  schedules  all  available  generation  to  meet  the  forecasted  load,  considering  technical  constraints  in  order  to  maintain  power  balance in the grid.   Submission of price and quantity offers and bids is done through the market interface provided by the  market operator. Through the MDOM, the offers submitted by the generators are ranked from lowest to  highest price offer. Generating facilities that are scheduled to run are stacked based on their price offers  until the total generation matches the total load requirement for a particular trading interval. The Market  Operator maintains and publishes a Market Network Model, used for central scheduling and dispatch,  pricing  and  settlement.  The  Market  Network  Model  is  an  approximate  physical  representation  of  the  power system elements, including minimum stable load levels and ramping capabilities of power plants.  Prices  differ  across  nodes  in  the  network  due  to  the  presence  of  both  physical  losses  and  network  constraints (congestion). Under an unconstrained system, the market clearing price (MCP) is set by the  system marginal price. If the system is constrained, different plants will be setting the MCPs in different  nodes  in  the  system  due  to  line  constraints.  Although  most  transmission  and  system  constraints  are  considered during market scheduling, local issues (e.g. voltage, local emergency) are handled by the SO.  The  Philippine  Electricity  Market  Corporation  (PEMC),  which  serves  as  the  Market  Operator  of  the  Philippine WESM, provides NGCP with the generation schedule, but the actual dispatch is implemented  by the System Operator (NGCP) taking into consideration the congestion and state of the system. The  generators  are  scheduled  and  dispatched  based  on  their  capabilities  as  determined  during  NGCPs  accreditation and evaluation process.   3.2.1 Physical provisions of contracts: Maintenance, off‐take and dispatch  Bilateral contracts normally provide for the number of days that the plant will undertake its preventive  maintenance and the allowed number of days for forced outage. However, the schedule as to when this  maintenance is going to be undertaken is within the generation company's discretion in coordination with  the System Operator (NGCP) . The agreed maintenance schedule forms part of the Grid Operating and  Management Program (GOMP).  Some contracts include provisions for minimum energy off‐take and/or minimum guaranteed demand.  There are also contracts which provide for the preferential dispatch over other suppliers of the Discos for  economic and technical considerations.  3.2.2 Ancillary Services  The  System  Operator  (NGCP)  has  the  obligation  to  identify  and  arrange  for  a  provision  of  adequate  ancillary services for each region either:    By competitive tendering process administered by the System Operator;   By negotiating contracts directly with an Ancillary Services Provider who is a direct WESM member  Payments for ancillary services are made by the Market Operator via the settlements system. The Market  Operator in coordination with the System Operator, shall establish and administer a spot market for the  purchase of certain reserve categories. While reserves are co‐optimized with energy the scheduling and  dispatch still remains with the NGCP and the prices are based on the approved rates under the approved  11    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    Ancillary Services Procurement Agreement (ASPA) of NGCP with various reserve providers. The cost of  these Ancillary Services is currently paid by all electricity consumers.  3.3 Price formation  Hourly nodal prices are cleared by centralized optimization of the market operator, based on bidding by  Gencos and inelastic demand. Gencos bid price‐quantity pairs in 1 MW blocks, monotonically increasing  in price. It is worth noting that DOE has recently mandated the reduction of the trading interval to 5‐ minutes to determine dispatch and spot prices.8  It is important to note that the Philippine spot market is a hybrid between a gross pool for generation  scheduling, with bilateral contracts which often include minimum off‐take requirements (Abrenica, 2014).  Unlike  bilateral  power  markets  where  generators  can  self‐dispatch  based  on  physical  contracted  quantities  (and  can  offer  excess  capacities  in  the  spot  market),  scheduling  in  Philippines  is  based  on  economic  dispatch  of  all  the  offered  generation  capacities.  Hence,  many  power  plants  offer  zero  or  negative prices to ensure dispatch in order to fulfill minimum off‐take requirements of bilateral contracts.9  On the other hand, a must‐offer rule requires Gencos to offer their entire available generation capacity,  in order to prevent capacity withholding from the market. Furthermore, the regulator established offer  and price caps in 2013‐2014 following sharp spot price spikes (see section 4.1.3).  Market‐clearing nodal prices are determined by the Market Operator’s optimization model, considering  transmission  losses  and  congestions  (although  a  price‐substitution  methodology  is  in  place  to  avoid  extreme  nodal  price  separation).  Gencos  are  paid  at  the  nodal  price  for  produced  quantities  net  of  Bilateral Contract Quantities (BCQs), while buyers pay a zonal price (weighted average of nodal prices at  all off‐take nodes within the pricing zone) for consumed quantities net of quantities traded in bilateral  contracts.  Retail tariffs are regulated for captive customers, and the generation charge is passed‐through by Discos  to final customers (mostly households and small businesses). The energy charge to final customers covers  both payments for bilateral contracts and purchases from the spot market (WESM).   3.4 Demand participation in the wholesale market  Demand participates directly in the financial bilateral contracts market; while retail customers can choose  their retail supplier. Discos and bulk customers (i.e. connected to the transmission grid) can engage in  contracting directly with suppliers. Discos and bulk customers are also forced to participate in the gross  power pool for settling physical energy transactions not covered by bilateral contracts.  Direct  demand  participation  in  the  wholesale  market  is  envisioned  in  the  market  rules  but  is  not  yet  implemented in practice. It is noteworthy that Discos tend to be passive buyers due to the pass‐through  of  the  generation  charge  to  captive  customers  (PEMC,  2014).  Moreover,  cross‐ownership  between                                                                 8 DoE circular No. 2015-10-0015. Available online: https://www.doe.gov.ph/sites/default/files/pdf/issuances/dc_2015-10-0015.pdf 9 For example, PEMC’s 2016 Annual Market Assessment Report indicates that all geothermal power plants in Luzon priced their capacity offers at zero or negative prices during the year; while Luzon coal plants priced 45% of its capacity offers between 0 and 5,000 PhP/MWh, and 53% were priced at zero or negative (2% bid higher than 5,000 PhP/MWh). 12    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    generation and distribution businesses is allowed up to limits established by the electricity reform law  (Republic Act No. 9136 – Electric Power Industry Reform Act of 2001 or EPIRA Law).  3.5 Contracts and bilateral trading  Bilateral contracts cover most of electricity demand in Philippines (84% during 2017). Bilateral contracts  in  Philippines  power  market  are  mostly  Power  Supply  Agreements  (i.e.  physical  contracts)  at  the  wholesale level. However, bilateral contract accounting in the WESM is financial since it allows customers  to sell generating capacities in excess of contract quantities (or buy electricity not covered by contracts).  The contract terms are privately agreed upon by the parties and remain confidential, although contracts  for  the  supply  of  captive  customers  (mostly  households  and  commercial  customers)  are  subject  to  regulatory  reviews  and  approval.  Regulated  contracts  are  priced  based  on  actual  costs  of  generation  (variable and fixed) with allowable return on capital. Actual generation costs are indexed to their fuel costs  (e.g. coal, diesel), inflation and foreign exchange rates. Generation costs are passed‐through by Discos to  final customers.  3.6 Market settlement  Settlement in the spot market is undertaken by the market operator, while payment for ancillary services  is  settled  by  the  market  operator  according  to  the  rate  contracted  by  the  system  operator.  Bilateral  contracts are settled outside of the market, based on the agreement between sellers (the generators) and  buyers (distribution utilities, bulk customers or retailers).   The settlement process involves determining ex‐ante and ex‐post prices and quantities (net of bilateral  contract  quantities).  Ex‐ante  billing  is  based  on  the  ex‐ante  price  determined  by  expected  system  conditions on an hourly basis, and is commonly positive for generators and negative for customers. Ex‐ post billing is based on realized system operation (particularly actual demand levels) and may be either  positive or negative for generators and demand alike. It is worth noting that WESM enhancements ruled  by DOE in 2017 establish ex‐ante pricing only, in 5‐minute intervals, although such enhancements are not  yet implemented.  Total trading amounts arising in the spot market (including ex‐ante and ex‐post energy trading amounts,  among  others)  are  administered  by  the  market  operator.  WESM  members  with  a  negative  settlement  amount must pay that amount to the market operator on a monthly basis. Likewise, WESM members with  a positive settlement amount receive a payment for that amount from the market operator.  Generic  instruments  to  ensure  timely  payment  in  the  wholesale  market  include  insurances,  penalties,  suspension from the market and disconnection from the grid.   3.7 Renewable resources  The energy generated by Feed‐In‐Tariff (FIT) eligible renewable power plants (i.e. wind, solar, run‐of‐river  hydro  and  biomass)  is  paid  at  the  approved  FIT  rate  for  the  respective  Renewable  Energy  (RE)  plants  regardless of the market prices. The difference between the spot price and the FIT rate is paid by TRANSCO  through the FIT‐ALL Fund which comes from collection from all electricity users as universal charge (i.e.,  users tax), thus making the RE developers whole.  The level of FIT approved by the regulator (ERC) on 2012 (updated downwards for solar and wind in 2015,  see Table 3‐2) is well above average generation costs in Philippines (USAID, 2013). Approved FIT levels  13    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    apply for a period of at least 12 years. However, the DOE Secretary decided to suspend the allocation of  new FIT contracts.  Table 3‐2 Feed‐In‐Tariff levels approved for renewable power plants in 2012.   Renewable  Approved FIT in  FIT update in  Approved FIT (2015  Technology  2012  2015  USD/MWh)  (P/kWh)  (P/kWh)  Run‐of‐river  5.90  ‐  130  hydro  Biomass  6.63  ‐  146  Wind  8.53  7.40  163  Solar  9.68  8.69  191  Source: ERC Resolutions    RE  plants  must  register  with  the  WESM  and  must  comply  with  NGCP  and/or  the  Host  Disco’s  interconnection requirements (in the case of embedded RE plants). RE plants enjoy priority dispatch status  since May 2015 (PEMC, 2017a). Registered capacity of preferential dispatch resources in the WESM totals  about 1.2 GW as of June 2017.  The  DOE  issued  in  December  2017  the  Renewable  Portfolio  Standards  (RPS)  rules  for  On‐Grid  areas  (circular DC2017‐12‐0015), mandating suppliers to source or produce a certain percentage share of their  total energy sales from eligible renewable energy sources. The RE percentage grows at a minimum of 1%  annually in order meet an “aspirational target” of 35% by the year 2035. The rules also envision a market  for trading Renewable Energy Certificates (REC). RPS shall be enforced beginning in 2020, with a transition  phase during 2018‐2019.      14    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    4 Power market implementation  This section describes the implementation of the power market design in Philippines. First, governance  and structure of the power market are described in section 4.1. Then, the process of transition towards  the envisioned power market is described in section 4.2. Indicators of the Philippines’ power market and  a summary of its implementation are then presented in section 4.3.  4.1 Power market governance and structure  The  Philippine  power  sector  evolved  from  a  vertically  integrated  industry  to  a  partially  unbundled  industry, after the introduction of IPPs in the 1990s to solve the deep power supply crisis, by means of the  major reform undertaken in 2001 by enactment of EPIRA (as further described in section 4.2). After the  power sector reform, generation was deregulated and a wholesale market (WESM) was established in  2006, with open access to the transmission grid (see Figure 4‐1 and Figure 4‐2). Transmission ownership  was unbundled from generation and distribution. Generation and distribution companies are allowed to  remain (vertically) integrated, within limits imposed to trading between related companies (see section  4.2.2).   Wholesale market operation was separated from transmission ownership and system operation (which  remain  integrated).  Customer  choice  was  eventually  enabled  for  large  customers  in  distribution  grids;  while bulk customers connected to the transmission grid have directly participated in the power market  since its inception (although only through bilateral contracting). Transmission and distribution are treated  as natural monopolies regulated by the ERC.    Figure 4‐1 Pre‐EPIRA power sector organization.    15    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines      Figure 4‐2 Post‐EPIRA power sector organization.    EPIRA establishes open access for the use of the transmission and distribution systems and associated  facilities, subject to the payment of wheeling rates duly approved by the ERC. Indeed, transmission is a  regulated common carrier business that provides open and non‐discriminatory access to all electric power  industry  participants.  Distribution  to  end‐users  is  a  regulated  common  carrier  business  requiring  a  national  franchise  and  provides  open  and  non‐discriminatory  access  to  all  users.  Open  access  at  the  distribution level, however, was designed as a phased transition after required preconditions are met in  the power sector, as further described in section 4.2.   The  WESM  is  a  self‐governing  institution,  governed  by  the  PEMC  which  is  in  turn  chaired  by  the  government  through  the  Department  of  Energy.  PEMC  is  composed  by  WESM  members  (including  generators, distributors, etc.) who participate in the PEMC board and also in committees which govern  specific aspects of the market. Market operation is performed by PEMC and is expected to be transferred  to an Independent Market Operator in the near future. The regulator oversees the market.  The ownership structure  of the Philippine electricity industry  is further  described in section 4.1.1. The  system and market operators, and the governance of the market, are further described in section 24.1.2.  Market  oversight,  enforcement,  intervention  and  conflicts  due  to  market  power  exercise  are  further  described in section 4.1.3.  4.1.1 Ownership structure of market participants  Ownership limitations.  EPIRA forbids government investment in new generation or the underwriting of  new capacity with take‐or‐pay contracts or operating/financial guarantees. Furthermore, EPIRA forbids  cross‐ownership  of  transmission  and  generation.  However,  EPIRA  allowed  for  limited  generation  and  distribution integration, by allowing Discos to source a maximum of 50% of its total demand from bilateral  contracts with associated Gencos. Taking advantage of such provision, the controlling shareholders of the  16    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    dominant Disco Meralco also own significant generation capacity, a strategy that has been argued to lead  to  a  conflict  of  interest  for  competition  and  open  access  to  distribution  networks  (i.e.  by  curbing  the  practical extent of retail customer choice) (Toba, 2007).  ERC  established  in  2007  limits  on  the  maximum  market  share  in  the  generation  segment  in  terms  of  generating capacity, at 30% for each of the three major islands, and 25% for the country as a whole. Later  on, a limit of about 600 MW of installed capacity was imposed for new generation facilities in Luzon and  150 MW for facilities in Visayas and Mindanao, for security of supply reasons.  WESM liquidity‐enhancing provisions. The EPIRA law required all DUs to source from WESM at least 10%  of their demand in the first 5 years of the WESM. After 5 years, there is no requirement on the quantities  procured by DUs from the WESM, allowing DUs to purchase 100% from bilateral contracts or 100% from  the  WESM.  Bilateral  contracts  between  Gencos  and  Discos  are  subject  to  ERC’s  Individual  review  of  bilateral  contracts  or  Power  Supply  Agreements  (PSAs).  However,  there  is  a  dichotomy  in  generation  which is supposed to be competitive. Although in the WESM, generation is competitive, PSAs (about 90%  of the generation output) entered into by distribution utilities are subject to review by ERC on the basis  of  costs,  for  reasons  indicated  in  EPIRA  as:  “A  distribution  utility  shall  have  the  obligation  to  supply  electricity  in  the  least  cost  manner  to  its  captive  market,  subject  to  the  collection  of  retail  rate  duly  approved by the ERC”.    4.1.2 System and market operators  Per  the  EPIRA,  the  Market  Operator  (the  Autonomous  Group  of  Market  Operator  or  AGMO,  prior  to  establishment of the Independent Market Operator or IMO) is currently the Philippine Electricity Market  Corporation (PEMC), a non‐stock, non‐profit organization, which governs and administers the operation  of the WESM in accordance with  the WESM  Rules enacted  by  the DOE in 2002. All Gencos, Suppliers,  Discos  and  bulk  customers  (i.e.  withdrawing  power  from  the  transmission  system)  have  to  register  as  WESM  members.  PEMC  is  the  governing  entity  of  the  WESM,  whereas  the  market  operation  function  currently performed by PEMC is expected to be transferred to an Independent Market Operator in the  near future. The system operator of Philippines is the National Grid Corporation of the Philippines (NGCP),  a different entity than PEMC.  4.1.2.1 Functional description  Under the WESM Rules, the System Operator (under the National Grid Corporation of the Philippines, or  NGCP) shall:   Be responsible for and operate the power system in accordance with the WESM Rules, the Grid  Code and any instruction issued by the Market Operator or the ERC.   Provide central dispatch to all generation facilities and loads connected, directly or indirectly, to  the  transmission  system  in  accordance  with  the  dispatch  schedule  submitted  by  the  Market  Operator.   Contribute towards the development of procedures, processes or systems, or to assist with any  aspect of the operation of the spot market, in coordination with the Market Operator.  In other words, the system operator performs the following functions:   Maintaining short‐term reliability    Least‐cost dispatch and system operation   17    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines     Congestion management    Coordinate the operation of ancillary services   Accountability of system operations  Under the WESM Rules, the Market Operator shall, generally and non‐restrictively:   Administer the operation of the WESM in accordance with the WESM Rules;   Allocate resources to enable it to operate and administer the WESM on a non‐profit basis;   Determine  the  dispatch  schedule  of  all  facilities  in  accordance  with  the  WESM  Rules.  Such  schedule shall be submitted to the System Operator;   Monitor daily trading activities in the market;   Oversee transaction billing and settlement procedures; and   Maintain and publish a register of all WESM Participants and update and publish the register.  4.1.2.2 Governance of the wholesale market  The governance of the Philippines wholesale market is illustrated in Figure 4‐3.    Figure 4‐3 Governance structure of the Philippine power market.   Source: (Fe Villamejor‐Mendoza, 2008)    The Philippine Electricity Market Board (PEM Board) governs the PEMC. The PEM Board is chaired by the  Secretary of Energy, and is a 15‐member body consisting of an equitable representation from the different  segments  of  the  power  supply  chain  (generation,  distribution  and  electric  cooperatives,  supply,  transmission, and the market operator) and independent members (independent of the power sector and  the  government).  The  PEM  Board  provides  the  policies  and  guidelines  of  the  WESM  contained  in  the  Implementing  Rules  and  Regulations  of  the  Act,  WESM  Rules,  and  such  other  relevant  laws,  rules  and  regulations.  Looking at the composition of the PEM Board, there would still be that question of independence which  is quite a important issue to ensure power market competition. Indeed, the PEM Board, being chaired by  the Secretary of Energy, is open to government intervention. This vulnerability should be  addressed if  operation  of  the  WESM  is  turned  over  to  the  independent  market  operator  (IMO).  Unfortunately,  as  reported by the DOE, there have been some delays in achieving the goals of the EPIRA, which concern the  18    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    transition  of  PEMC  to  an  Independent  Market  Operator  (IMO,  see  section  4.2).  Only  very  recently,  in  February 2018, did the PEM Board approve the creation of the Independent Market Operator.10  The WESM Rules provide for the creation of committees with specific responsibilities to support the PEM  Board in the exercise of its governance functions. Governance committees oversee the varied activities of  the  electricity  market  (PEMC,  2017b).  More  precisely,  the  PEM  Board  shall  form  working  groups  and  appoint qualified personnel who shall act as the following (Adviento, 2015):   PEM Auditor  o Supervised the conduct of audits of the operation of the spot market and of the Market  Operator in order to reinforce trading participants’ confidence in the transparency and  adequacy of WESM operations  o Conducts Metering Arrangement Review in the WESM and the Retail Market   Market Surveillance Committee (MSC), whose members must be independent from both market  participants and the government  o Monitors activities conducted by WESM Participants in the spot market  o Monitors possible breaches of the WESM Rules   o Defines and reviews market monitoring data and indices   Technical Committee (TC)   o Monitors  and  reviews  technical  matters  of  the  Spot  Market  to  ensure  attainment  of  WESM objectives   o Assists the PEM Board by providing expertise in relation to IT, metering technology and  metering data and other technical matters   Rules Change Committee (RCC): assists the PEM Board and DOE in relation to the revision and  amendment of the WESM Rules, market manuals, procedures and guidelines   Dispute Resolution Administrator (DRA)  o Administers  the  dispute  resolution  process  as  provided  for  in  the  Dispute  Resolution  Market Manual and the WESM Rules  o Facilitates the mediation and arbitration of disputes between WESM participants to reach  resolution in accordance with the market objectives  The Market Assessment Group (MAG) within the PEMC serves as the primary support unit of the PEM  Committees and the PEM Board, and it is responsible of the following tasks:   Conduct market research and studies;    Provision of data processing capability;    Drafting of Technical Reports and Studies for the Committees;    Advisory and secretariat support during Committee meetings;   Assist  the  PEM  Board  or  the  Market  Surveillance  Committee  to  establish  the  procedures  for  monitoring  and  assessing  the  performance  of  the  WESM  and  the  activities  conducted  by  the  WESM members with the goal of ensuring the effective functioning or overall efficiency of the  WESM;                                                                  10 http://www.manilatimes.net/new-wesm-operator-approved-pemc-board/377989/ 19    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines     Regularly collect and process market monitoring data and indices; and    Prepare periodic assessment reports on overall market performance and competitiveness.  The  MAG  issues  monthly  and  annual  reports  assessing  the  market.  The  market  assessment  reports  comprise figures and analyses of outages, spot prices and traded quantities, concentration and structural  indices (such as HHI, Price‐Setting Frequency, Pivotal Supply and Residual Supply Index), among others.  However,  the  reports  fall  short  of  analyzing  bidding  behavior  (beyond  identifying  generation  offer  patterns) and assessing market outcomes, particularly whether or not these outcomes are deemed to be  competitive.11 The Market Surveillance Committee does analyze events of unusual spot prices detected  by the MAG, but again their annual reports fall short of more in‐depth and comprehensive analyses of  market outcomes.  4.1.3 Oversight, market intervention and dispute resolution  4.1.3.1 Rule‐based market intervention  There have been interventions of the market during natural calamities or international / national security  emergencies, based on explicit provisions laid out in market rules. There are no publicly known instances  of  distortion  of  the  system  or  market  operation  by  political  pressures  or  other  criteria  unrelated  to  reliability  standards  and  economic  efficiency.  Market  rules  establish  the  conditions  for  market  intervention and suspension, during which market‐based prices are replaced by an administered price cap  set by the Market Operator, to be used as basis for settlements.  4.1.3.2 Regulatory oversight  The  regulator  (Energy  Regulatory  Commission,  ERC)  is  responsible  for  the  oversight  of  the  Philippine  wholesale  market.  The  ERC  has  the  primary  jurisdiction  to  impose  the  rules  and  regulations  of  the  electricity  spot  market  and  to  investigate  and  act  against  any  participant  or  player  in  the  electricity  industry for  violations of any law, rule or regulation governing  the same, including the rules on  cross‐ ownership, anti‐competitive behavior, abuse of market positions, must‐offer rule of the pool, and other  similar  or  related  acts.  In  compliance  with  its  responsibility  under  the  EPIRA,  the  ERC  promulgated  in  August  2006  competition  rules  and  complaint  procedures  (ADB,  2016).  The  Philippine  Competition  Commission, a new anti‐trust agency, was created by law in 2017. The Commission oversees mergers and  acquisitions  and  has  primary  responsibility  to  investigate  and  rule  on  market  competition,  including  uncompetitive behavior.  Enforcement  is  targeted  towards  two  types  of  breach  that  are  believed  to  have  the  most  impact  on  efficiency of the market and its ability to achieve its objectives, namely compliance with offer rule and  with dispatch schedules, and dispatch tolerance by scheduled generating units. Deterrence of breach is  anticipated  to  be  achieved  through  regular  monitoring  of  compliance  and  immediate  initiation  of  investigations  for  probable  breach;  and  imposition  of  stiff  financial  penalties  (ADB,  2016).  ERC  has                                                                 11 See for example market monitoring reports for PJM (http://www.monitoringanalytics.com/reports/PJM_State_of_the_Market/2018/2018q1-som-pjm.pdf) and CAISO (http://www.caiso.com/Documents/2017FourthQuarterReport-MarketIssues-PerformanceFebruary2018.pdf), which focus on the performance and competitiveness of the markets (energy, capacity, etc.). 20    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    conducted two major investigations on market power allegations, first in 2007 and then in 2013, following  steep spot price hikes (see section 4.2.4).   4.1.3.3 Dispute resolution  Decisions by the market or system operator can be appealed to the regulator (ERC) and the Department  of Energy. This shall first undergo the Dispute Resolution Process under the WESM Rules before filing a  formal complaint to the ERC. There are dispute resolution procedures set out in the WESM Rules which  apply to all disputes relating to or in connection with transactions in the WESM which may arise between  or among market / system operators, WESM members. However, several disputes have escalated to the  Supreme Court, such as those regarding allegations of market power abuse.      21    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    4.2 Transitional process  The Philippine power market was established with the ultimate goal of attaining open access and retail  competition  in  the  electric  power  industry.  Wholesale  competition  commenced  in  2006  with  the  commercial operation of WESM (managed by PEMC), while retail competition was opened in 2013. The  evolution of the Philippine power market is summarized in Table 4‐1 by highlighting reform milestones  and other major events.  Table 4‐1 Milestones and other relevant events of Philippine power market evolution.  Year  Milestone (or major event related to power markets)  1986  Introduced IPP Program which allowed private sector participation in the  generation sector, which was previously a monopoly of NPC.  1990  Power supply crisis, with brownouts averaging 7 hours per day in 1992‐93  in many Philippine regions.  1993  Electric Power Crisis Act (R.A. 7648) granted the Philippine President an  emergency power which allowed NPC to negotiate PPAs with IPPs.  1997  IPP increased to 46% of total generation, successfully ending the power  crisis (Toba, 2007).  2001  Electric Power Industry Reform Act of 2001 (EPIRA)   July 2001  The Power Sector Assets and Liabilities Management Corporation (PSALM)  began operations after being formally established on June 26, 2001  December 2001  Grid Code & the Distribution Code was promulgated by the Energy  Regulatory Commission (ERC)   2002  WESM operations planned to start in 2002. WESM rules promulgated by  DOE on June 2002.  March 2003  The National Transmission Corporation started its operation as monopoly  transmission company   May 2003  Transmission Wheeling Rate Guidelines was promulgated by the ERC  October 2003  Start of implementation of the unbundled retail tariff of the distribution  utilities as well as the removal of intra‐grid and inter‐class cross subsidy  November 2003  The Philippine Electricity Market Corporation was incorporated.  October 2004  Open Access Transmission Service Rules was promulgated by the ERC  December 2004  Distribution Wheeling Rate Guidelines was promulgated by the ERC  June 2006  Wholesale Electricity Spot Market commences commercial operation in  Luzon  2007  ERC rules out PEMC’s allegation of market power abuse by PSALM.  2007  ERC sets limits on market share per grid (Resolution 20).  December 2007  Transco NGCP privatized through a 25‐year O&M concession after four  failed bidding rounds.  2008  Enactment of Renewable Energy Act (R.A. 9513), mandating Feed‐In‐Tariff  and priority connection / dispatch for renewables; besides other fiscal  incentives.  2008  Meralco controversy due to high retail prices allegedly for using its own  expensive power plants instead of cheaper available generation (Fe  Villamejor‐Mendoza, 2008).  January 2009  National Grid Corporation of the Philippines (NGCP) takes over power  transmission function from Transco, as Transmission Service Provider and  at the same time System Operator.  June 2010  Requirement for DUs to source from WESM at least 10% of their power  supply was lifted in accordance with RA 9136.  22    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    December 2010  The island of Visayas is integrated to the Luzon WESM administered by  PEMC.  2011  Price substitution methodology established in the WESM.  December 2012  Commencement of a 6‐month transition period to the Retail Competition  and Open Access (RCOA) on June, 2013.  June 2013   Commercial Operation of Retail Competition and Open Access (RCOA),  after the said 6‐month transition period.   Optional Contestability. Mandatory contestability under RCOA still has  to be declared by the ERC.  November 2013  Mindanao wholesale market (Interim Mindanao Electricity Market or  IMEM) commenced operation (separated from the Luzon‐Visayas market).  November through  Sharp pool price spikes prompted market intervention by the regulator and  December 2013  an investigation which finally ruled 12 market participants to have engaged  in anti‐competitive behavior, to the detriment of final customers.  December 2013  Offer Price Ceiling lowered from 62,000 PhP/MWh to 32,000 PhP/MWh   February 2014  Mindanao wholesale market suspended after three months of operation,  following a grid‐wide power interruption in the region, as well as problems  with settling the market.  May 2014  ERC issued an urgent resolution establishing an interim secondary price cap  of 6,245 PhP/MWh  December 2014  ERC adopted a permanent pre‐emptive mitigation measure, where the  price cap of 6,245 PhP/MWh would be imposed if the average WESM spot  price exceeds 9,000 PhP/MWh over a rolling seven‐day period.  2015  ERC ruled on the FIT Rates for the second round of the FIT program  June 2015  DOE issued Circular No. DC2015‐06‐0008, “Mandating All Distribution  Utilities to Undergo Competitive Selection Process (CSP) in Securing Power  Supply Agreements (PSA)” after several groups of small electric  cooperatives successfully bidded‐out their aggregated demand (150 to 300  MW) resulting in a reduction in generation contract prices  July 2015  Wholesale Aggregation Scheme is discontinued (ERC Resolution No. 12  Series of 2015).  October 2015  DOE issues circular on Enhancement of the WESM, establishing 5‐minute  intervals, ex‐ante pricing only, and economic scheduling of Pmin, among  other enhancements which, however, are not yet implemented in WESM.  December 2015  DOE issued WESM rules on Central scheduling of energy and reserves. Co‐ optimization of reserve with energy has not been implemented yet.   June 2017  DOE declares launch of trial operations of the wholesale spot market in  Mindanao  December 2017  DOE issues resolution on Renewable Portfolio Standards  July 2018  The DOE Secretary turned over the chairmanship of PEM Board to a  representative of the private sector to start the shift from AGMO to IMO.    To achieve open access and retail competition, the electric power industry had to be restructured and the  assets of the National Power Corporation (NPC) privatized. Stranded debt and contract costs resulted from  power market reforms due to both sunk costs by the incumbent utility and contracts awarded to IPPs.   Significant preparations were necessary for putting up the systems and the appropriate infrastructure,  including:   the establishment of WESM Rules (2002) and Procedures, among others,   23    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines     establishing the merit order dispatch instructions for each time period;    determining the market‐clearing price for each time period; and    administering the market.   Considerable efforts also went in looking for the appropriate software for the market bidding procedures  and the price determination algorithm.   Thus, actual start of the WESM took place only on June 26, 2006, five years after the enactment of the  EPIRA  and  not  one  year  as  indicated  therein.  It  is  understandable  that  the  WESM  will  continually  be  improved on, revised, and expanded. In fact, a separate wholesale market for the Mindanao Island was  set up by PEMC in 2013, but the market was suspended after three months of operation following a grid‐ wide power interruption in the region. The target launch date for the Mindanao market was set for June  2017 (PEMC, 2017a). The trial market eventually started on June 30, 2017, but the actual market start has  been delayed and is yet to start.   Philippines is yet to establish a fully Independent Market Operator (IMO) as envisioned in EPIRA. For the  first year, the Market Operator's functions shall be provided by the Autonomous Group Market Operator  (AGMO) under the administrative supervision of the National Transmission Corporation (Transco). After  the first year, the Market Operator shall be an independent entity (the Independent Market Operator).  Thereafter, the administrative supervision of the Transco over such entity ceased.  PEMC, which has been governing and operating the market since 2006, is currently not an independent  entity (as previously discussed), although such lack of independence does not seem to have had adverse  effects. But under EPIRA, WESM operation must be transferred to an independent entity or IMO one year  after  its  establishment.  The  IMO  structure  will  come  out  to  instill  true  independence  without  any  structural  or  political  constraints  to  power  market  competition  in  the  country.  However,  the  ADB  has  argued that a “reassessment and careful choice of the independent marker operator is needed, since the  lack of independence of PEMC has had no obvious adverse repercussions to date, suggesting that it could  be counterproductive to force the pace of change to establish the IMO that the EPIRA and project design  called for, and the government undertook to create but did not” (ADB, 2016). The DOE Secretary has in  July 2018 taken the first step towards establishing the IMO by turning over the chairmanship of the PEM  Board to a representative of the private sector.  Regarding retail competition and customer choice, EPIRA established five specific pre‐conditions to be  met before commencing the competitive supply regime for customers connected to distribution networks  down to 750 kW (see section 4.2.3). The ERC declared the commercial commencement of RCOA on 2013,  but the regime was later postponed. In the meantime, customers with demand above 750 kW are free to  choose their preferred supplier.  The evolution of market coverage, industry structure and retail competition is further discussed under  sections 4.2.1, 4.2.2, and 4.2.3, respectively. Market power concerns in Philippine’s electricity market are  presented in section 4.2.4.  4.2.1 Evolution of market coverage  PEMC  currently  operates  the  country’s  electricity  spot  market  in  the  Luzon  and  Visayas  Regions.  The  WESM  in  Luzon  started  in  June  2006,  while  Visayas  was  incorporated  in  the  Luzon  wholesale  market  administered by PEMC in 2010.  24    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    Mindanao is not part of the WESM and its power grid is not currently connected to the national grid.  Instead, an Interim Mindanao Electricity Market (IMEM) was set up on September 26, 2013 and started  full commercial operations on November 26, 2013 as a trading floor for electricity in the region, similar to  WESM in Luzon and Visayas. However, WESM was introduced in spite of deficiency in power generating  capacity  in  the  Mindanao  Grid.  IMEM  was  suspended  in  February  2014  following  a  grid‐wide  power  interruption  in  the  region,  preventing  power  companies  with  excess  generating  capacity  to  offer  their  output to distribution utilities. Difficulties also occurred with settlements in IMEM.   Mindanao recently entered a period of supply adequacy following investments in coal‐fired generation  power plants since 2015 as a result of bilateral forward contracts of DUs with Gencos, thus enhancing the  conditions  for  the  wholesale  market.  The  Philippine  Electricity  Market  Corp.  (PEMC)  is  awaiting  the  directive from the Department of Energy to start operating the WESM in Mindanao. The DOE confirmed  that  it  will  be  June  2017,  but  as  noted  before,  the  market  start  has  been  delayed  and  is  not  yet  implemented.  4.2.2 Evolution of industry structure  The  industry  structure  and  ownership  prior  to  the  EPIRA  was  dominated  by  the  state‐owned  NPC  (supervised by DOE), a vertically integrated utility (transmission and generation) that was responsible for  central management and control of both generation and transmission of electricity in the whole country.  Supply of electricity came from NPC’s own power plants and from Independent Power Producers (IPPs).  NPC  had  exclusive  ownership  of  the  transmission  grid  and  was  also  responsible  for  central  systems  planning and systems operations.   Under EPIRA, power generation is not considered a public utility operation and is not required to secure  a national franchise. The ERC regulates electricity prices for the captive market; while electricity prices for  the competitive market are liberalized. However, bilateral  contracts between  Discos and suppliers are  subject  to  regulatory  approval  as  mentioned  earlier.  The  distribution  utilities’  obligation  to  supply  electricity is carved out for the contestable market (customers), which shall be open and competitive to  distribution utilities with respect  to their franchise area and retail electricity suppliers  (RES) which are  licensed by the ERC.  NPC’s  generation  and  transmission  functions  had  to  be  unbundled  to  enable  competition  in  both  the  generation  and  supply  segments.  The  Power  Sector  Assets  and  Liabilities  Management  Corporation  (PSALM) was created to take ownership of NPC’s assets and to manage its privatization with the objective  of liquidating all NPC financial obligations and stranded contract costs in an optimal manner.  The prospect  was  that  the  privatization  proceeds  would  at  least  cover  NPC’s  financial  obligations.  PSALM  has  sold  4,601.43 MW of NPC Plants as of June 30, 2016 and has awarded 3,607.52 MW of contracted IPP capacity  to Independent Power Producer Administrators (IPPA) as of December 31, 2015.   The transmission function of the NPC was assumed by the National Transmission Corporation (Transco),  created under the EPIRA. The corresponding liabilities in the transmission assets were assumed by PSALM.   A concession contract for the transmission function was later awarded to the National Grid Corporation  of the Philippines, after an open competitive bidding process.  The central scheduling and dispatch function of the NPC was likewise unbundled into physical and systems  operation dispatch and merit order dispatch. The former was included in the transmission function, while  25    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines  the Wholesale Electricity Spot Market (WESM) was created for the latter.  The Philippine Electricity Market  Corporation (PEMC), composed of the WESM participants, was formed to govern and operate the WESM.   To facilitate initial implementation of the WESM, transitional measures were put in place. To encourage  participation in the WESM, Discos were barred from sourcing over 90% of their power purchases from  bilateral contracts during the first five years of operation (section 6, IRR of EPIRA). Besides, power plants  administered by PSALM were allocated to four independent trading teams within PSALM, in an effort to  reduce the scope of market power. However, following spot price spikes during the first months of WESM  operation there were allegations of collusion and anti‐competitive behavior by these four independent  PSALM trading teams (further discussed in section 4.2.4).  Some degrees of vertical integration persist in the Philippines power market. Privately‐owned Discos have  retained  or  acquired  ownership  of  generation  assets,  since  cross‐ownership  of  Discos  and  Gencos  businesses is allowed in the EPIRA (besides vertical integration through bilateral contracts). One example  is the major Disco Meralco, whose wholly owned subsidiary, Meralco PowerGen Corp. (MGen), is targeting  a portfolio of 3,000 MW by 2020. Furthermore, the Luzon contestable market has been dominated by  Meralco’s  retail  supplier  Mpower,  with  a  share  of  47%  of  contestable  customers  during  2016  (PEMC,  2016b).  Other  examples  of  integration  between  generation  and  distribution  are  the  Aboitiz  Power  ‐‐  Visayan  Electric  Co.,  Subic  Enerzone  Lima  Enerzone,  and  Davao  Light.12  However,  the  regulator  has  established limits on integration of generation and distribution (see section 4.1.1).  4.2.3 Retail competition and open access  The reform brought about by EPIRA envisioned Retail Competition and Open Access (RCOA) for the supply  of contestable customers (i.e. customers above a certain threshold consumption level), who would be  able to choose their supplier. EPIRA established the following levels for mandatory contestable customers  (i.e. forcing contestable customers to choose their supplier, instead of allowing them to stay with their  current distribution utility):   Initial phase: Average monthly peak demand of at least 1 MW over the past 12 months.  Two years thereafter: 750 kW.  Annual  review  by  the  regulator  to  lower  the  threshold  until  the  contestable  market  reaches household demand levels. The EPIRA established that the implementation of retail competition shall be declared by the ERC once  the following five pre‐conditions have been met:   Establishment of the Wholesale Electricity Spot Market (WESM);  Approval of unbundled transmission and distribution wheeling charges;  Initial implementation of the Cross‐Subsidy Removal Scheme;  Privatization of at least seventy percent (70%) of the total capacity of generating assets of NPC in Luzon and Visayas; and 12 Source: http://www.bworldonline.com/content.php?section=Weekender&title=the-philippine-electricity-market- monopoly-and-competition&id=113411#sthash.59hhyC4c.dpuf 26  Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines     Transfer of the management and control of at least 70 percent (70%) of the total energy output  of power plants under contract with NPC to the IPP Administrators.  Retail competition is yet to become fully operational, following postponements and an amendment which  changed  mandatory  to  voluntary  customer  switching.  Originally,  the  ERC  declared  the  commercial  commencement  of  RCOA  on  June  26,  2013,  following  a  6‐month  transition  period  that  started  on  December 26, 2012. ERC later postponed mandatory contestability, which was supposed to come into  force  during  the  first  semester  of  2017.  However,  the  Supreme  Court  issued  a  Temporary  Restraining  Order putting on hold the switching of customers with consumption between 750 kW and 1 MW, while  allowing voluntary switching of customers with consumption at or above 1 MW. Following the restraining  order, ERC repealed mandatory contestability in November 2017 and changed it to voluntary participation  for customers with consumption above 750 kW.   It is worth noting that the retail market is highly concentrated, with the major Disco Meralco accounting  for a 47% market share of contestable customers during 2016, and Aboitiz Energy Solutions accounting  for  an  18%  market  share  (PEMC,  2016b).  It  also  worth  noting  recent  regulations  are  targeting  the  efficiency of supply for captive customers. Captive customers have been historically supplied by a mix of  bilateral contracts between Discos and Gencos (approved by ERC in the basis of reasonable costs), and a  relatively small portion of WESM purchases.13 Recent resolutions by DOE and ERC have mandated Discos  to award contracts by conducting a Competitive Selection Procedure (CSP) through an independent, five‐ person third‐party bids and awards committee, or through an accredited third‐party auctioneer. However,  rules and regulation are yet to be reconciled between ERC and DOE.  4.2.4 Market power concerns  Philippines’ power market has  had  two major  conflicts  due to spot price spikes which may have been  provoked  or  exacerbated  by  market  power  exercise,  first  in  2006  and  later  in  2013.  The  first  conflict  stemmed from a surge of spot prices in initial stages of WESM’s operation in Luzon, when generation was  highly concentrated under PSALM. Market settlements were adjusted after determining spot prices were  altered  by  market  power  exercise;  but  a  related  case  on  the  matter  is  still  pending  resolution  by  the  Supreme Court. The second conflict occurred in late 2013 due to spot price spikes which fed‐through to  regulated  customers.  Price  caps  were  imposed  in  the  market,  the  Supreme  Court  issued  a  restraining  order on the price increase to final customers, and the regulator finally determined that market power  had been exercised.  The first dispute related to market power concerns occurred due to high spot prices during the third and  fourth months of the market’s commercial operation (September and October 2006). Average hourly spot  prices surged by 75% during September 2006, and frequently hovered at about 10,000 PhP/MWh during  peak  hours.  Meralco  raised  concerns  regarding  these  prices  surges  and  requested  PEMC  to  do  an  investigation on whether WESM rules were breached or anti‐competitive behavior had occurred.                                                                  13 Discos were barred from sourcing over 90% of their power purchases from bilateral contracts during the first 5 years of WESM’s operation. The major Disco Meralco sourced about 11% of power purchases from the WESM during 2017, up from 4% during 2014. 27    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    PEMC’s investigation of the events (first through the Market Surveillance Committee, and then by the  Enforcement and Compliance Office) determined that PSALM had exercised market power. Philippines  established an energy‐only bid‐based power market in a highly concentrated generation segment. With  privatization of NPC’s assets and contracts still in early stages, PSALM had high market shares and enjoyed  significant market power in the first years of the market.   In an effort to avoid market power exercise, power plants were allocated to four independent trading  teams within PSALM. However, PEMC determined that PSALM drove a surge of spot prices in peak hours,  in an attempt to recover variable costs of running during the off‐peak hours when prices were zero or  negative. Indeed, three power plants traded by different teams within PSALM were frequent price setters,  and bids submitted to the WESM by these power plants changed radically and in a coordinated fashion  during the third month, driving the surge of spot prices (Abrenica, 2009; Roxas & Santiago, 2010).   After establishing that PSALM had indeed exercised its market power (i.e. profitably altering spot prices  away from the competitive equilibrium), PEMC ruled settlements adjustments. These adjustments were  determined by applying the regulated rate for NPC’s power plant (based on average generation costs),  which was lower than the spot price in the said months.   However, after analyzing the matter, the ERC's conclusion was that there was no prima facie case against  PSALM for anti‐competitive behavior and/or market power abuse.14 A series of exchanges and appeals  took place involving ERC, Meralco and PSALM, and a case is still pending resolution by the Supreme Court  as of 2018.15 It has been argued that the case illustrates the challenges of monitoring and oversight of  power  markets  especially  in  transitioning  stages  and  under  highly  concentrated  structures  (Abrenica,  2009), and that in any case the outcome was good for consumers since high price spikes were not passed‐ through to final customers (Roxas & Santiago, 2010). Furthermore, the concerns regarding market power  is consistent with the high degrees of horizontal concentration in the generation segment, despite high  generation reserve margins at the time that WESM came into operation.  Shortly  thereafter,  concerns  were  raised  regarding  Philippines’  dominant  Disco  Meralco  and  its  integration with the generation segment (Fe Villamejor‐Mendoza, 2008). The generation and distribution  segments  have  tended  towards  vertical  reintegration,  since  EPIRA  allows  cross‐ownership  between  generation and distribution but limits Discos’ supply contracts from affiliate Gencos to a maximum of 50%.  Most of the winning buyers of NPC power plants are owners of distribution utilities, such as Aboitiz and  First Holding. In this context, Meralco blamed NPC and other Gencos for high electricity bills, but concerns  have  been  raised  on  whether  Meralco  respected  the  50%  cap  of  supply  from  affiliate  Gencos.  Furthermore, Meralco’s IPPs often bid zero or negative to ensure being dispatched, since incomes are  determined by a pricing formula approved before enactment of EPIRA (Roxas & Santiago, 2010).  The second major conflict relating to market power in the Philippines electricity market occurred by the  end  of  2013,  when  spot  price  spikes  fed  through  to  Meralco’s  retail  tariffs.16  Maintenance  of  the                                                                 14 ERC Order 421 MC, 2007. Available online: http://www.erc.gov.ph/Files/Render/issuance/2188 15 Meralco, “2017 Annual Report”. Available online: https://meralcomain.s3.ap-southeast-1.amazonaws.com/2018- 06/2017_meralco_omf_annual_reports.pdf?null 16 http://www.manilatimes.net/meralco-blames-high-rate-hike-on-wesm-violations/73732/ 28    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    Malampaya gas‐field and outage of several other gas and coal‐fired power plants led to tight supply during  November and December 2013. The average WESM price ballooned to 33.22 PhP/kWh in November 2013  and 36.08 PhP/kWh in December, against only 13.74 PhP/kWh in October. Therefore, the rate of Meralco,  which comprises almost 70% of demand in Luzon, in December spiked on account of a higher generation  charge for power purchased from WESM (DOE, 2014).   In December 2013 the WESM tripartite committee (consisting of DOE, ERC and PEMC) issued a resolution  setting a reduced price cap of 32,000 PhP/MWh, down from previous levels of 62,000 PhP/MWh. A second  price cap was also implemented to avoid sustained periods of high spot prices, by capping prices to 6,245  PhP/MWh when the previous 72‐hour rolling average hits or surpasses 8,168 PhP/MWh. In late 2014, the  secondary price cap was made permanent with a threshold of 9,000 PhP/MWh over a 168‐hour rolling  average.  The  Supreme  Court  (SC)  issued  a  Temporary  Restraining  Order  (TRO)  on  Meralco’s  record  high  price  increase  in  its  December  generation  charge  of  3.44  PhP/kWh  to  9.10  PhP/kWh.  Furthermore,  ERC  conducted  a  probe  into  the  situation  concluding  that  Meralco,  PSALM  and  other  10  different  Gencos  engaged  in  anti‐competitive  behavior.  ERC  concluded  that  market  power  was  exercised  by  Gencos  by  withholding capacity from the market (either declaring low available capacity or bidding extremely high  prices),  thus  violating  the  must‐offer  rule  by  which  all  available  capacity  must  be  offered  in  the  spot  market.17 Based on these arguments, ERC intervened the spot market by replacing market‐clearing prices  with regulated rates. The probe conducted by the Investigation Unit of the ERC concluded in 2015 that 12  market participants were liable for the 2013 spot price spike by engaging in anti‐competitive behavior.  This case is still pending at the Supreme Court.  4.3 Summary and Institutional indicators for the Philippine Power Market  Philippines  has  adopted  an  advanced  power  market  design  with  strong  governance,  according  to  the  institutional indicators developed and calculated in this study. The high score on power market design  reflects  the  bid‐based  market  design  with  retail  competition,  following  the  text‐book  design  of  power  markets.  The high score on governance is related  to the adoption of best practices regarding decision  making autonomy, transparency, and accountability. It is worth noting that aforementioned institutional  indicators do not capture particularities of the Philippine case. Further details are available in Annex A:  Institutional indicators for the Philippines.  Table 4‐2 Institutional indicators for Philippines’ power market, per level  Level  Philippines score  1  Wholesale Market Design  54%  1.1  Market Architecture  50%  1.2  Market Rules  57%  2  Market Governance  72%  2.1  Decision Making Autonomy  71%  2.2  Transparency  88%                                                                 17 http://www.bworldonline.com/content.php?section=TopStory&title=power-pricing-probe-finds-12- liable&id=109023 29    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    2.3  Accountability and Monitoring  57%    Table 4‐3 summarizes the Philippine approach to implementing the envisioned power market.  Table 4‐3 Overview of power market implementation in Philippines.  Power Market  Philippines  Implementation  Element  Key market participants   PSALM: government‐owned corporation created by EPIRA to manage  and actors  the orderly sale, disposition, and privatization of NPC generation and  other disposable assets, and its IPP contracts; as well as liquidate all  the NPC’s financial obligations and stranded contract costs in an  optimal manner.   Gencos: IPPs, privatized Gencos, newer Gencos.   Discos: Meralco is the dominant buyer in the market, is integrated with  generation assets, and a dominant licensed retail electricity supplier as  well. 18 more private but small DUs and 121 non‐profit small electric  cooperatives owned by consumers.   Open access bulk customers   Retail suppliers   Open access retail customers   Market operator – PEMC   System operator NGCP (ownership unbundled from Gencos and  Discos)   Regulator (ERC)   Planning and policy‐maker (DOE)  Governance of system  Legally‐Unbundled Transmission System Operator (LTSO)  and market operation  Market operation by PEMC (non‐stock, non‐profit organization, although  not fully independent since it is chaired by the DOE); System operation by  NGCP.  Investment  Investment in new generation assets left entirely to private participants  responsibility and risk  after power industry reform.  allocation  Barriers to investment   Country‐wide risks  and entry   Regulatory uncertainty   Complicated and lengthy processes for permits and license   Public opposition   Open access in practice  System and market operators have no conflicts of interest with respect to  grid access, operation and expansion. Open access to distribution networks  may be conflicted for Discos which have cross‐ownership of generation  assets (e.g. Meralco).  Market transparency  System and market operation; dispatch quantities and schedules; pool bid  data; and pool prices; are all publicly available.  Approach to market   Market Operator PEMC is governed by a not‐independent board  monitoring and  (chaired by the DOE) to which an independent market surveillance  oversight  committee reports, regarding anti‐competitive behavior and other  related issues. A unit within PEMC aids the surveillance committee and  the board.   Market oversight by the regulator (ERC). ERC may (and has) conduct  investigations on anti‐competitive behavior and market power abuse.  30    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    Power Market  Philippines  Implementation  Element  Provisions for market  Regulator (ERC) may (and has) substitute spot prices for regulated prices in  intervention and related  case of error or excessive prices spikes; emergency and force‐majeur  events  events. Suspension of the spot market is also allowed.  Year the market was  2006, wholesale market (WESM) introduced  introduced  2013, customer choice allowed down to 1 MW distribution customers  Major reform   2001, enactment of EPIRA laid the foundations of power sector reform  adaptations and   2006, commencement of wholesale market (WESM) operations  milestones   2008, enactment of Renewable Energy Act, mandating Feed‐In‐Tariff  and priority connection / dispatch for renewables; besides other fiscal  incentives   2010, Visayas grid integrated in the WESM   2013, commencement of retail competition down to 1 MW customers    5 Power market performance  Performance of the Philippine power market is assessed in this section, in terms of prices and competition  (section 5.1), investment and security of supply (section 5.2), and sustainability (section 5.3). Table 5‐1  summarizes the performance assessment of the Philippine power market.    Table 5‐1 Overview of power market outcomes in Philippines.  Power Market  Philippines outcome  Outcome Element  Most relevant  1. Bilateral contract transactions amounted to 61 TWh in 2017 (84%), growing at a  markets  CAGR of 20% between 2006‐2017.  2. Spot market transactions amounted to 11 TWh in 2017 (16%), growing at a CAGR  of 6% between 2006‐2017.  Evolution of prices   Spot electricity prices in Philippines fell by 55% in real terms since the inception  and competition  of the power market (from 7,154 PhP/MWh in 2006, to 3,205 PhP/MWh in 2017;  or 116 USD/MWh in 2006 to 65 USD/MWh in 2017). However, spot prices have  been volatile over the past decade, with price spikes in 2010 and 2013.   Market concentration measured by the capacity HHI dropped from over 3,700 in  2006 (highly concentrated) to 1,120 in 2017 (moderately concentrated).  However, the WESM remains dominated by four major players who account for  62% of total registered capacity.   Allegations of market power abuse prompted market intervention in 2013, and it  was later ruled that market players engaged in anti‐competitive behavior  provoking a sharp price hike. Allegations of market power abuse were also raised  against PSALM in 2007.  31    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    Power Market  Philippines outcome  Outcome Element  Stressful events for   May 2013: Blackout in Luzon (main Philippine island) due to the outage of five  power markets  power plants18   November 2013: Visayas blackout and serious damage to electricity facilities  following Super Typhoon Yolanda (Haiyan).   November and December 2013: Spot price spikes in 2013 were later determined  to be the result of anti‐competitive behavior by 12 market participants.   February 2014: grid‐wide blackout in Mindanao due to forced outage of power  plants and insufficient Automatic Load Drop at off‐peak scenario.   July 2014: Luzon is hit by Typhoon Glenda (Rammasun), leaving around 90% of  Meralco’s franchise area experiencing power outages.19  Evolution of   Electricity demand has outpaced installed generating capacity in Philippines over  investment and  the past decade, thus dipping Philippine’s system reserve margin to 17% in 2017,  supply reliability  down from 31% in 2006.    System peak power demand has grown at a CAGR of 4.0% from 2005 to 2017 (14  GW in 2017), whilst generation capacity has grown at a CAGR of 3.5% (21 GW in  2017).    Capacity margins have increased recently in all three islands and especially in  Mindanao, reaching 75% in 2017.   Capacity additions are driven by baseload coal‐fired power plants (CAGR of 6.9%  over years 2005‐2017) backed primarily by bilateral contracts (70%‐80%).  Evolution of   The power sector has become more reliant on fossil fuels and coal over the past  sustainability  decade.  Following  capacity  additions,  coal‐based  generation  grew  at  a  CAGR  of  10%, reaching 50% of total power output in 2017 (with 47 TWh), up from 27% in  2005 (with 15 TWh).    Power generation from renewable resources in Philippines has fallen from 33% of  total  output  in  2005  to  25%  in  2017  (23  TWh).  Renewable  energy  generation  continues to be dominated by hydro and geothermal, amounting to 11% and 10%  in 2017, respectively; while wind, solar and biomass each contributed about 1% to  total power generation in Philippines during 2017.   Rapid penetration of other renewable sources over the past few years, with wind,  solar and biomass totaling 1,243 MW in 2017, up from 93 MW in 2013.    5.1 Wholesale Prices and Market Efficiency  The most relevant power submarkets in Philippines are the following (see Figure 5‐1 and Figure 5‐2 also):  1. Bilateral contract transactions amounted to 60,712 GWh in 2017, up from 8,307 GWh in 2006,  growing at a CAGR of 20% per annum between 2006 and 2017.  2. Spot  market  transactions  amounted  to  11,220  GWh  in  2017  (or  16%  of  total  transactions),  up  from 5,625 GWh in 2006 (or 40% of total transactions), growing at a CAGR of 6% per annum.                                                                 18 http://www.philstar.com/headlines/2013/05/09/939972/luzon-wide-blackout http://www.gmanetwork.com/news/news/nation/307335/widespread-blackout-hits-luzon-due-to-outage-in-five- power-plants/story/ 19 http://www.latimes.com/world/worldnow/la-fg-thousands-flee-typhoon-rammasun-philippines-20140715- story.html 32    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    GWh 70,000 45% Spot market  (GWh) 40% 60,000 16% 35% 50,000 30% 40,000 25% 30,000 20% Bilateral  15% 20,000 contracts  10% (GWh) 10,000 5% 84% 0 0% 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017   Bilateral contracts (GWh) Spot market (GWh) Relative size of spot market (%) Figure 5‐1 Relative size of power submarkets in    Philippines during 2017, as percentage of total traded  Figure 5‐2 Evolution of traded energy volumes in contracts and spot  energy.  market in Philippines.  Source: Own elaboration based on data collected by the  Source: Own elaboration based on data collected by the World Bank.  World Bank.    Contracted  electricity  volumes  are  driven  by  load  growth  (around  85‐95%  of  customer  loads  are  permanently  contracted by most Discos).  Maturity is usually long‐term  (typically 20 yrs.) for coal‐fired  power plants, and short to medium‐term (e.g. 5‐10 yrs.) for peaking plants and also for other existing  plants  (e.g.  coal,  geothermal  and  hydro).  On  the  other  hand,  absent  a  spot  market,  peaking  plants  in  Mindanao  are  bilaterally  contracted  with  a  typical  maturity  of 20  years.  Regulated  contract  prices  are  based on actual generation costs.  Energy traded in the Philippine spot market (hour‐ahead) stood at 16% of total traded energy in 2017.  The spot market shrank over the past decade, partly due to abuse of market power and the tendency to  vertical integration of Gencos and Retailers. As a result, retailers and market participants in general have  relied in bilateral contracts outside the spot power market. Hence, the spot market has been relegated to  a  bare  minimal  existence  with  inadequate  power  to  influence  investment  and  operational  decisions.  Bilateral  contract  prices  dominated  by  generation  tend  to  be  high  and  have  more  influence  than  spot  prices on retail tariffs. However, bilateral contract prices are not publicly available since these contracts  are privately agreed by the parties (and approved by the regulator in the case of contracts for supplying  captive customers).  Spot electricity prices in Philippines have been rather volatile over the past decade. Spot prices have fallen  by 55% in real terms since the inception of the power market (from 7,154 PhP/MWh in 2006, to 3,205  PhP/MWh in 2017; or 116 USD/MWh in 2006 to 65 USD/MWh in 2017, a 44% decrease when expressed  in 2015 USD). However, the annual spot price evolution highlights price hikes in 2010 and 2013, and a  price slump in 2009 to 45 USD/MWh (see Figure 5‐3 and  Table  5‐2). Average spot  prices reached 190  USD/MWh during 2013, and peak spot prices reached 618 USD/MWh in the same year, due to what was  later  determined  to  be  the  result  of  anti‐competitive  behavior  by  market  participants  who  withheld  capacity from the market.  33    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    2015 USD/MWh  700  600  500  400  300  200  100  ‐ 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Average spot price (2015 USD/MWh) Peak spot price (2015 USD/MWh)   Figure 5‐3 Evolution of yearly average and peak spot price (i.e. in the hour‐ahead market) in Philippines (in real terms).  Source: Own elaboration based on data collected by the World Bank.    Table 5‐2 Evolution of yearly average and peak spot real price (i.e. in the hour‐ahead market) in Philippines.  Average spot  Average spot  Peak spot price  Year  price (2015  price (2015  (2015 USD/MWh)  P/MWh)  USD/MWh)  2006  7,154  116  179  2007  6,451  116  189  2008  4,292  84  145  2009  2,372  45  76  2010  8,250  169  269  2011  5,417  117  200  2012  7,684  173  311  2013  8,357  190  618  2014  5,669  126  278  2015  4,465  98  168  2016  3,278  69  121  2017  3,205  65  78  Source: Own elaboration based on data collected by the World Bank.    Spot electricity prices are largely driven by supply‐demand conditions. Investment in baseload coal‐fired  generation and entry of variable renewable energy resources have also caused prices in the market to go  down in recent years. In general terms, spot prices have been driven by:   Increased  wholesale  competition  (due  to  both  new  entry  and  horizontal  unbundling  in  the  generation segment)    More efficient use of generation and transmission resources    Increased investment in power infrastructure (generation or transmission)    Increasing generation by renewable resources with Feed‐in‐Tariffs (FIT) and priority dispatch    34    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines     Ageing and outages of generation and transmission infrastructure    Tariff reform   Contractual positions of market players  Positive price spikes in the Philippines power market have been driven primarily by tight supply due to  forced and scheduled outage of power generation facilities (for example, due to natural disasters, forced  outage, or due to planned periodical maintenance), and slow investment with electricity demand growth  outpacing capacity additions until recent years. Natural calamities result in particularly high spot prices as  expected, although most of those intervals are subjected to administered pricing.  Zero or negative prices have occurred in Philippines as a result of bidding behavior by market participants  who submit zero or negative offers to the pool in order to ensure their power plants are dispatched during  low load conditions. Many bilateral contracts have minimum offtake requirements (MW and/or MWh).  This  results  in  the  submission  of  very  low  offer  prices  (0  to  negative  10  PHP/kWh)  in  the  market  by  generators serving their  minimum offtake.  Even if  there are plants with  cheaper marginal costs in the  market,  they  are  displaced  by  contracted  capacities.  Indeed,  spot  prices  fell  to  a  record  low  of  ‐594  PhP/MWh on average during January 2009, by the combined effect of low demand and high supply, as  fewer plants went on outage (PEMC, 2014).   Due to limited intra‐island transmission capacity and transfer capacity in inter‐island connections, price  separation has been a common occurrence in the market. A robust transmission grid would reduce the  occurrence of price separation resulting in the optimal utilization of available capacities in the grid.  Although  concentration  in  the  Philippine  power  market  plummeted  over  the  past  decade,  the  market  remains relatively concentrated. As of 2017, the WESM remains dominated by four major players who  account for 62% of total registered capacity (i.e. First Gen Corporation – FGC; PSALM; Aboitiz Power – AP;  and San Miguel Corporation – SMC); while other generators account for 38% of registered capacity (see  Figure 5‐4). Market concentration measured by the registered capacity HHI dropped from over 3,700 in  2006  (highly  concentrated)  to  nearly  1,120  in  2017  (moderately  concentrated)  (PEMC,  2016a,  2017b).  Other indices are also calculated by PEMC to reflect market outcomes. For example, the market Residual  Supply Index exceeded 100% during an average of 62% of the hours of 2016. Hence, during 38% of the  hours  there  was  a  pivotal  supplier  who  can  modify  the  market‐clearing  price  either  by  physically  withholding capacity or offering its capacity at a high price (Market Assessment Group, 2017).  It is worth noting that the Visayas grid was incorporated in the WESM in 2010, thus expanding the scope  of the wholesale market and the number of players. Privatization of publicly‐owned generation assets has  also contributed to horizontal disintegration in the generation segment. Furthermore, new competitors  have entered the market during recent years.  Both  market  power  and  vertical  integration  (through  bilateral  contracts  and  cross‐ownership  of  generation and retail / distribution) have lowered liquidity in the spot market. Indeed, vertical integration  has been apparent with most Gencos establishing retail arms, and even customers having their own retail  companies. Discos have also been allowed to establish retail affiliates, and the retail market is currently  dominated by Meralco (the Genco/Disco/Retailer which accounts for about 70% of demand in Luzon) with  a 47% market share of contestable customers.  35    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    100%  4,000 90%  3,500 80%  3,000 70% Market share 60%  2,500 HHI 50%  2,000 40%  1,500 30%  1,000 20% 10%  500 0%  ‐ 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 FGC NPC PSALM AP SMC Others HHI   Figure 5‐4 Market share and Herfindahl‐Hirschman Index, in terms of registered generation capacity.  Source: (PEMC, 2017b)    Some Gencos have also raised concerns on regulatory uncertainty affecting their investment appetite in  the Philippine power market. Spot prices have been previously capped by the ERC after‐the‐fact (Nov‐Dec  2013) and caps have been lowered (from 62 PhP/kWh to 32 PhP/kWh). Delays and the overall shortage  of  available  Power  Supply  Agreements  approved  by  the  ERC  has  also  been  cited  as  an  obstacle  for  investment.20 Moreover, high capital requirements and restrictions on foreign ownership have probably  resulted in only a number of major players.   5.2 Investment and Security of Supply  Electricity demand has outpaced installed generating capacity in Philippines over the past decade (see  Table 5‐3). Demand for electricity has grown at a CAGR of 4.6% from 2005 to 2017 (from 45 TWh in 2005  to 78 TWh in 2017), whilst system peak power demand has grown at a CAGR of 4.0% (from 9 GW in 2005  to 14 GW in 2017). On the other hand, generation capacity has grown at a CAGR of 3.5% (from 14 GW in  2005 to 21 GW in 2017). Given the sluggish growth of generation capacity, the system reserve margin in  the Luzon and Visayas grid dipped to 17% in 2017, down from 31% in 2006 (see Figure 5‐5).21                                                                 20 BPI, 2015, “Financing Energy Projects”. Available online: https://www.doe.gov.ph/sites/default/files/pdf/e_ipo/04_bank_of_the_philippine_islands_financing_facility_for_ene rgy_projects.pdf 21 The reserve margin was calculated as dependable generation capacity divided by peak demand plus reserves. A reserve requirement of 23.4% was considered. Luzon is considered over all the horizon, and Visayas is included since 2010 due to its integration to the WESM. Mindanao is excluded over all the horizon. 36    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    Table 5‐3 Evolution of energy demand, peak power demand and generation capacity in Philippines (including Luzon, Visayas  and Mindanao).  System peak  Dependable  Total Electricity  Year  demand  generation  Consumption  (GW)  capacity (GW)  (TWh)  2005  8.6   13.6   45.2  2006  8.8   13.6   45.7  2007  9.0   13.5   48.0  2008  9.1   13.0   49.2  2009  9.5   13.3   50.9  2010  10.4   13.9   55.3  2011  10.4   14.5   56.1  2012  10.8   15.1   59.2  2013  11.3   15.4   61.6  2014  11.8   15.6   63.3  2015  12.2   16.4   67.8  2016   13.3    19.1   74.2  2017   13.8    20.5   77.8  CAGR 2005‐17  4.0%  3.5%  4.6%  Source: Department of Energy.    GW  20.0 35%  18.0 30%  16.0  14.0 25%  12.0 20%  10.0  8.0 15%  6.0 10%  4.0 5%  2.0  ‐ 0% 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Peak demand + Reserves [MW] Dependable generation capacity [GW] Reserve margin (%)     Figure 5‐5 Evolution of peak power demand, generation capacity and system reserve margin in the WESM*.  * Visayas included since 2010 due to its integration to WESM; Mindanao excluded. A reserve requirement of 23.4% was  considered.  Source: Department of Energy.    37    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    Supply has been secure for Luzon and Visayas in recent years bar occurrence of force majeure events (e.g.  major typhoons and earthquakes). Mindanao has entered a period of supply security starting 2017 with  the  influx  of  new  generating  capacities  in  the  region.  Indeed,  the  breakdown  of  the  capacity  margin  (dependable generation capacity divided by peak demand) for each of the major Philippine power grids  highlights the downward trend in Luzon and Visayas until 2014, down from a situation of high margins  inherited from the IPPs program of the 1990s. From 2015 to 2017 the reserve margin rose, particularly in  Mindanao  reaching  75%  in  2017,  following  aggressive  investments  in  (mostly  coal‐fired)  generation  capacity (see Figure 5‐6Error! Reference source not found.).  Capacity margin 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Luzon Visayas Mindanao   Figure 5‐6 Evolution of capacity margin in Philippine’s grids.  Source: Department of Energy.    However, tight supply conditions have been reflected in episodes of price hikes (EIA, 2015). Tight supply  conditions are common in Philippines in particular when Malampaya gas‐fired power plant is scheduled  for maintenance or faces gas shortage; as well as due to facilities outage (planned and unscheduled), and  hydro availability as an effect of El Niño meteorological phenomena (PEMC, 2016b).   Capacity expansion of generation in Philippines has been driven by coal over the past decade (see Figure  5‐7Error! Reference source not found.). Indeed, coal operational capacity grew by 64%, from 3.4 GW in  2005 to 7.7 GW in 2017 (CAGR of 6.9%), largely surpassing capacity additions from every other technology.  Moreover,  the  pipeline  of  committed  generation  investments  is  dominated  by  6.3  GW  of  coal‐fired  projects (about 73% of on‐grid committed generation projects) to be commissioned over the next four  years. The trend is consistent with an outlook of low coal prices, and the regulatory review of contracts  for regulated customers (focused on costs rather than economic efficiency).  38    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    MW  9,000 8.0%  8,000 7.0%  7,000 6.9% 6.0%  6,000 4.9% 5.0%  5,000 4.0%  4,000 3.0%  3,000  2,000 2.0% 1.5%  1,000 1.7% 1.0% 0.6%  ‐ 0.0% Coal Oil Gas Hydro Non‐hydro renewables 2005 2017 2005‐2017 CAGR     Figure 5‐7 Evolution of technology‐wise generation operational capacity in Philippines.  Source: Department of Energy.    Investments in new generation capacity are primarily backed by bilateral contracts (about 70%‐80%) to  provide  revenue  stability  and  bankability.  Given  the  crucial  impact  of  bilateral  contracts  in  generation  investment decisions, key elements for power market outcomes include (1) the incentives and structure  of the distribution and retailing market (including horizontal and vertical integration); and (2) the role of  the regulator (ERC) in reviewing and approving Power Supply Agreements. Neither of these issues was  extensively  analyzed  in  this  case  study,  since  the  focus  of  the  paper  is  on  wholesale  markets  at  the  generation level. In this regard, it is worth noting that market‐driven spot prices in the Philippine’s WESM  largely  reflect  supply  and  demand  conditions,  thus  providing  complementary  signals  for  generation  investments  (despite  not  being  the  primary  signal  for  investment  decisions).  Indeed,  a  few  merchant  power plants have been recently commissioned, and these projects are thus fully exposed to the volatility  and uncertainty of spot prices.22  Despite the recent trends of investment in new generation capacity, it is worth noting that supply security  and  the  overall  market  performance  hinge  on  the  adequacy  of  both  transmission  and  distribution  infrastructure. However, these issues are out of the scope of this case study.  5.3 Sustainability  Philippine’s  generation  fleet  is  largely  dominated  by  fossil‐fueled  power  plants,  accounting  for  69%  of  installed capacity in 2017 (see Figure 5‐8). Renewables in turn accounted for 31% of installed capacity in  2017, down from 33% in 2006. Such trend of renewable capacity is a mix of the slow decline of large hydro                                                                 22 BPI, 2015, “Financing Energy Projects”. Available online: https://www.doe.gov.ph/sites/default/files/pdf/e_ipo/04_bank_of_the_philippine_islands_financing_facility_for_ene rgy_projects.pdf 39    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    and geothermal generation over the past decade, and the rapid penetration of other renewable sources  in recent years (wind, biomass and solar).   Hydro 16% Geothermal Solar 8% 4% Other renewables Fossil‐fuel power  7% plants Biomass 69% 1% Wind 2%      Figure 5‐8 Share of renewable generation capacity by technology in Philippines, 2017.  Source: Department of Energy.    Generation  capacity  additions  in  Philippines  have  been  primarily  in  coal‐based  power  plants.  Modest  additions of wind, solar and biomass power plants have been completed in the recent years in Philippines,  reaching 6% of total dependable generation capacity with 1,243 MW in 2017, primarily driven by Feed‐in‐ Tariffs. Non‐hydro renewable installed capacity is dominated by 1,752 MW of geothermal power plants  (see Table 5‐4). Investment in renewable energy generating assets are incentivized by the Feed‐in‐Tariff  scheme and other measures adopted by Philippines by enactment of 2008 Renewable Energy Act. As a  result, Philippines has seen rapid penetration of other renewable sources over the past few years, with  wind, solar and biomass totaling 1,243 MW in 2017, up from 93 MW in 2013.   Table 5‐4 Evolution of renewable installed capacity in Philippines.  Year  Hydro  Geothermal  Solar  Wind  Biomass  2005  2,725  1,683  1  9  0  2010  3,021  1,351  1  20  20  2017  2,369  1,752  700  383  160  Source: Department of Energy    Power generation from renewable resources in Philippines has fallen from 32% of total output in 2005 (18  TWh)  to  25%  in  2017  (23  TWh,  see  Table  5‐5).  Most  of  renewable  energy  generation  continues  to  be  produced by hydro and geothermal power plants, amounting to 11% and 10% in 2017, respectively; while  wind, solar and biomass each contributed about 1% to total power generation in Philippines during 2017  (see Table 5‐5Error! Reference source not found.).   40    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    Table 5‐5 Technology‐wise gross power generation in Philippines (in GWh).   Technology  2005  2010  2017  Coal  15,257  23,301   46,847   Oil‐based  6,141  7,101  3,793   Natural Gas  16,861  19,518  20,547  Renewable Energy (RE)  18,308  17,823  23,183  Geothermal  9,902  9,929  10,270  Hydro  8,387  7,803  9,605  Biomass  0  27  1,335  Solar  2  1  1,283  Wind Generation  17  62  690  Total  56,568  67,743  94,370  Source: Department of Energy    In contrast with the low contribution of renewable generation, coal‐based generation soared over the  past decade (see Figure 5‐9). Coal‐fired power generation grew at a CAGR of 10%, reaching 50% of total  power output in 2017 (with 47 TWh), up from 27% in 2005 (with 15 TWh). The power sector has thus  become more reliant on imported fossil fuels (especially coal imported primarily from Indonesia).  GWh 100,000 90,000 80,000 70,000 60,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10,000 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Coal Oil‐based Natural Gas Hydro Geothermal Other renewables     Figure 5‐9 Evolution of technology‐wise power generation in Philippines.   Source: Department of Energy    6 Conclusions on the Philippine Experience with Power Market Reforms  Overall, the Philippine power market has partially delivered the objectives of competitive outcomes and  sustainability. On the other hand, supply has been secure at the generation level, but generation adequacy  41    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    risks remain since demand growth has outpaced capacity additions, which in turn are primarily based on  imported coal. Industry reform brought about by EPIRA in 2001 was very slowly implemented, with the  wholesale spot market beginning operations in 2006, that is, with a 4‐year delay with respect to plans;  and retail competition established only partially in 2013, and yet to become fully operational. Privatization  of government‐owned generation assets has not yet completed.   Security of supply. The 1990s IPP program successfully addressed the deep Philippine power supply crisis,  albeit at high costs and introducing rigidities in power supply. Supply at the generation level has been  generally secure for Luzon and Visayas in recent years bar occurrence of force majeure events (e.g. major  typhoon, earthquake), while Mindanao has recently entered a period of supply adequacy with the influx  of new generating capacities in the region. However, the Philippine power system is stressed during peak‐ power  demand  months  in  the  summer,  experiencing  tight  supply  conditions  and  spiking  spot  power  prices.  Several  widespread  blackouts  have  occurred  over  the  past  five  years  during  tight  periods,  for  example  due  to  low  fuel  or  hydro  generation  availability,  maintenance  of  major  power  plants  (e.g.  Malampaya gas‐to‐power plant) and forced facilities outage (due to failure and / or poor maintenance).  Commissioned and committed investment in new generation power plants has improved the Philippine’s  security of supply. Investments in new power plants are largely backed by bilateral contracts to enable  bankability, and contracts with Discos are subject to cost‐based review and approval by the regulator.  Generation investments have been primarily driven by low‐cost coal‐fired plants based on imported coal.  Thus, concerns have been raised regarding dependency on imported coal, the optimal capacity mix (due  to  the  lack  of  investment  in  flexible  mid‐merit  and  peaking  power  plants),  and  environmental  sustainability.  Competition.  The  Philippine  wholesale  spot  market  has  been  successful  in  introducing  market  driven  forces  to  power  system  operation,  providing  spot  prices  which  largely  reflect  demand  and  supply  conditions. Spot electricity prices have fallen by 38% in real terms since the inception of the power market  (from 7,154 PhP/MWh in 2006, to 4,465 PhP/MWh in 2015; or a 15% decrease when expressed in 2015  USD,  from  116  USD/MWh  in  2006  to  98  USD/MWh  in  2016),  following  aggressive  coal‐fired  capacity  additions  and  intensifying  competition.  However,  the  spot  market  has  a  secondary  function  for  investment decisions due to the dominance of contracts, which also feed‐through to the spot market (for  example,  contracted  generators  submit  low  or  negative  bids  to  ensure  dispatch  and  cover  physical  requirements of contracts).  Competition  has  increased  significantly  in  the  Philippine  power  market  over  the  past  decade.  Indeed,  market  concentration  measured  by  the  capacity  of  HHI  dropped  from  over  3,700  in  2006  (highly  concentrated) to nearly 1,120 in 2017 (moderately concentrated). However, the dominance of few major  players across the power supply chain and the possibility of market power abuse are still troubling. Four  major  players  account  for  64%  of  total  registered  generation  capacity,  and  PSALM’s  dominant  seller  position due to slow privatization of its generation assets was reason for concern in the early years of the  market. Furthermore, many of PSALM’s privatized power plants were purchased by incumbent Gencos,  or Gencos‐Discos such as the dominant buyer Meralco (with a franchise over the majority of the demand  of Luzon), leading to further concerns regarding the scope for market power abuse. In fact, the market  was intervened by the regulator in 2013 following a sharp price spike, and it was later ruled that market  players engaged in anti‐competitive behavior to the detriment of final customers.   42    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    New  competitors  have  entered  the  market  albeit  slowly,  probably  due  to  deterrence  by  regulatory  uncertainty  (particularly  ex‐post  interventions  in  spot  prices),  complicated  and  lengthy  processes  for  permits and licenses, high capital requirements, and restrictions on foreign ownership.   Sustainability.  The  Philippine  power  sector  has  become  more  reliant  on  fossil  fuels  and  particularly  imported coal over the past decade. Capacity additions have been primarily in coal power plants, with  coal‐based generation growing at a CAGR of 10% over 2005‐2017, reaching 50% of total power output in  2017 (with 47 TWh). In contrast, power generation from renewable resources in Philippines fell from 32%  of total output in 2005, to 25% in 2017. Most of the renewable energy generating capacity and output  continues to be dominated by hydro and geothermal, amounting to 11% and 10% of energy generation in  2017, respectively; while wind, solar and biomass each contributed less than about 1% to total power  generation in the Philippines during 2017, despite Feed‐in‐Tariffs and other incentives for renewables set  forth  in  the  Renewable  Energy  Act  2008.  Such  evolution  raises  concerns  regarding  the  environmental  sustainability of the power sector.  Future challenges. The Philippines needs to continue to expand its power generation capacity to meet  fast growing electricity demand needs. The bulk of expected capacity additions in the mid‐term are in  coal‐based power plants. It is therefore important for the Philippines to continue to diversify its power  generation mix and harness the potential for renewable generation, to improve both security of supply  and sustainability. Increasing competition in the power generation segment is also crucially important, by  attracting  new  competitors  to  the  market,  improving  short‐term  trading  arrangements,  and  finally  tackling the competitiveness of the contracts market.   Lessons.  The  case  of  the  Philippines  illustrates  the  benefits  and  challenges  that  open  and  competitive  wholesale markets can provide over time, highlighting several structural and institutional issues which are  key for reaping the benefits of competitive power markets in developing countries. First, the ownership  structure of the power sector should support  competition  through vertical and horizontal unbundling.  Vertically,  the  transmission  system  (both  in  terms  of  ownership  and  operations)  should  be  unbundled  from the rest of the power supply chain. In the generation segment, power plants (baseload, shoulder  and  peaking)  should  be  dispersed  among  as  many  sizable  competitors  as  possible,  especially  during  periods of tight supply due to planned maintenance outage. Moreover, vertical integration of generation,  distribution  and  retailing  (whether  through  cross‐ownership  or  through  bilateral  contracts)  can  be  problematic  and  raise  concerns  over  market  power  exercise  in  relatively  concentrated  markets.  The  underpinning problem in the Philippines is related to the bilateral contracts market, which covers most of  the supply of final customers, and may not adequately reap the benefits of competition (for example, due  to  regulation  of  contract  costs  for  Distribution  Utilities).  In  turn,  the  highly  contracted  and  vertically  integrated structure of the Philippine power market relegates the spot market to a role of imbalances  adjustment.   Monitoring, oversight, and effective market assessment and adjustment processes are also important for  enhancing market performance, especially during the initial phases of the market. The Philippine power  market commenced operations in Luzon under a highly concentrated generation segment and has since  suffered  episodes  of  sharp  price  spikes  and  conflicts  over  market  power  exercise.  Although  market  oversight  in  the  Philippines  has  evolved  since  its  inception,  there  is  still  room  for  improvement  by  periodically assessing market performance in terms of outcomes (e.g. how far from perfectly competitive  has been the actual market clearing), and then adjusting the market design and its institutions accordingly.  43    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    Market intervention may be warranted in some situations, such as the sharp spot price spikes which feed  through  to  final  customers  in  the  Philippines.  However,  such  intervention  should  follow  a  clear  and  predefined  process  in  terms  of  acceptable  market  outcomes  and  intervention  measures.  Following  unacceptable  market  outcomes  and  the  respective  assessment,  market  adaptations  should  not  only  address the immediate problems (e.g. by imposing price caps on the spot price as the regulator did in  2013), but also aim at enhancing performance by encouraging competition (e.g. lowering entry barriers  and encouraging competition in the contracts market).    7 References  Abrenica, M. J. V. (2009). Detecting and measuring market power in the Philippine wholesale electricity  market. The Philippine Review of Economics, XLVI(2), 5–46.  Abrenica,  M.  J.  V.  (2014).  Designing  a  Competitive  Electricity  Market  (Policy  Notes)  (Vol.  2014–2).  Retrieved  from  http://icsc.ngo/sites/default/files/resources/0B2Q_bksekBT1SjVobE5DQmlHSXc.pdf  ADB. (2016). Philippines: Electricity Market and Transmission Development Project.  Adviento,  P.  C.  (2015).  WESM  Governance  &  Developments.  Retrieved  from  http://www.upecon.org.ph/epdp/wp‐content/uploads/2016/07/4‐Presentation‐Material‐WESM‐ Governance‐Executive‐Course‐May.pdf  BP.  (2016).  BP  Statistical  Review  of  World  Energy  June  2016.  Retrieved  from  https://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/energy‐economics/statistical‐review‐2016/bp‐ statistical‐review‐of‐world‐energy‐2016‐full‐report.pdf  DoE. (2016).  27 th Electric Power Industry Reform Act (EPIRA) Implementation Status Report. Retrieved  from  https://www.doe.gov.ph/sites/default/files/pdf/electric_power/power_industry_reforms/27th_ep ira_report _30_march_2016‐final.pdf  DoE.  (2017).  Philippine  Energy  Plan  2016‐2030.  Retrieved  from  https://www.doe.gov.ph/sites/default/files/pdf/pep/2016‐2030_pep.pdf  DOE. (2014). 2014 Power Situation Report.  EIA. (2015). Supply shortages lead to rolling power outages in the Philippines. Today in Energy. Retrieved  from https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=20252  Fe Villamejor‐Mendoza, M. (2008). Bringing Electricity Reform to the Philippines.  The Electricity Journal,  21(10), 42–58. https://doi.org/10.1016/j.tej.2008.11.003  Market Assessment Group. (2017). Annual Market Assessment Report For the 2016 Billing Period.  NGCP. (2015).  Transmission Development Plan 2014‐2015 Volume I, Consultation Draft. Retrieved from  http://www.ngcp.ph/beta/cms/Attachment‐Uploads/TDP_2014‐2015_Vol_I ‐_Draft.pdf  PEMC. (2014).  STUDY OF MITIGATING MEASURES FOR THE PHILIPPINE ELECTRICITY MARKET PHILIPPINE  ELECTRICITY.  44    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines    PEMC.  (2016a).  10  Years  of  WESM  Works.  Retrieved  from  http://www.wesm.ph/download.php?download=RExEQjIwMDYtMjAxNl9JZ25pdGluZ19UcmFuc2Zv cm1hdGlvbl9TcGVjaWFsXzEwdGhfQW5uaXZlcnNhcnlfRWRpdGlvbi5wZGY=  PEMC. (2016b). WESM Works 10th Anniversary Special Edition.  PEMC. (2016c). WESM Works Market Report (26 June 2015‐ 25 June 2016).  PEMC.  (2017a).  Electricity  trading  and  pricing  in  the  Philippine  WESM.  Retrieved  from  http://www.upecon.org.ph/epdp/wp‐content/uploads/2017/04/EPDP_MO.pdf  PEMC. (2017b). WESM Works 2016‐2017 Annual Report.  Roxas,  F.,  &  Santiago,  A.  (2010).  Broken  dreams:  Unmet  expectations  of  investors  in  the  Philippine  electricity  restructuring  and  privatization.  Energy  Policy,  38(11),  7269–7277.  https://doi.org/10.1016/j.enpol.2010.08.003  The  Lantau  Group.  (2011).  The  Philippine  WESM.  Retrieved  from  http://www.lantaugroup.com/files/powergen_manu_mt.pdf  The Lantau Group. (2013). Philippines Natural Gas Master Plan Phase One Report: Assessment of the role  of  LNG  within  the  Philippines  energy  market.  Retrieved  from  https://www.doe.gov.ph/sites/default/files/pdf/downstream_natgas/first_report_naturalgasmast erplan.pdf  Toba, N. (2007). Welfare impacts of electricity generation sector reform in the Philippines. Energy Policy,  35(12), 6145–6162. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2007.07.018  USAID. (2013).  Challenges in pricing electric power services in selected ASEAN countries. Retrieved from  http://www.catif.org/wp‐content/uploads/2013/10/Challenges‐in‐Pricing‐Electric‐Power‐ Services.pdf        45    Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines  8 Annex A: Institutional indicators for the Philippines  Based  on  information  gathered  and  provided  by  the  local  consultant  for  this  project,  institutional  indicators were developed and calculated in this study. Questions are aggregated in two levels (see Table  8‐1). Level 2 indicators aggregate responses to individual questions by dividing the number of positive  answers by the total number of questions. Level 1 indicators are the simple average of level 2 indicators.   Detailed results for the Philippines’ power market institutional indicators are provided in Table 8‐2 and  Table 8‐3.  Table 8‐1 Structure of power market institutional indicators  Level 1  Level 2  Wholesale  Market Architecture  Market Design  Market Rules  Decision making Autonomy  Market  Transparency  Governance  Accountability and Monitoring  Table 8‐2 Detail of wholesale market design indicators for Philippines  Level  Philippines score  Wholesale Market Design  54%  Market Architecture   50%  Is there a real‐time or balancing market currently operational?  1  Is there a market for reserves currently operational?  1  Is there a market for ancillary services (other than balancing and reserves) currently  0  operational?  Is there a market for transmission rights currently operational?  0  Is there a market for CO2 emissions permits currently operational?  0  Has retail competition been introduced?   1  Are there hedging instruments available to different market participants in order to  1  manage risks?   Is there a demand response and load control program in place?  0  Market Rules  57%  Is there open access to distribution networks?  1  Do wholesale energy market prices have nodal spatial resolution?  1  Are there take‐or‐pay PPAs or other arrangements that distort reliable and efficient  0  dispatch (e.g. compulsory dispatch of particular generators)?  Are reserves co‐optimized with energy during the scheduling and dispatch process?  0  Is separate contracting for energy and network services allowed with transmission  1  revenues separated from energy and other revenues?  Can the regulator review the details of bilateral contracts (which are often confidential)?   0  Are there mechanisms to enforce payments throughout the electric supply chain?  1  46  Learning from Developing Country Power Market Experiences: The Case of Philippines  Table 8‐3 Detail of wholesale market governance indicators for Philippines  Level  Philippines score  Market Governance  72%  Decision Making Autonomy  71%  Is there an Independent System Operator (ISO), or Independent Transmission System  0  Operator (ITSO)?  Does the system operator hold ultimate authority on real‐time system operation (i.e.  1  above market operator instructions or generator self‐schedules)?   Does the board of the market (or system) operator allow one class vetoes (e.g. allowing a  class of market participants to veto rule changes sought by other classes, thus producing  NAV  deadlocks and impede changes to the system operator and its procedures)?   Is regulatory backstop allowed, whereby the regulator (or minister) can review, revoke or  NAV  modify decisions taken by the board of the market (or system) operator?   Is the market (or system) operator legally independent from market participants and  1  government?  Can the market (or system) operator decisions be appealed?  1  Are there regulatory requirements for the board members of the market (or system)  operator to be independent from market participants and the government to prevent  0  conflicts of interest?  Is there a formally established mechanism for dispute resolution among market  1  participants?   Does the board of the market (or system) operator have real decision‐making authority?  1  Transparency  88%  Are operation procedures publicly available?  1  Is bid data publicly available?  1  Are market prices publicly available?  1  Are dispatch quantities and schedules publicly available?  1  Is settlement information publicly available?  0  Are the grid code and all the operating procedures (including market clearing processes)  1  publicly available to all interested parties?    Are there well‐defined boundaries on acceptable market outcomes?   1   Is the form of regulatory intervention clarified in advance?  1  Accountability and Monitoring  57%  Is there an external overseeing or monitoring entity?  0  Can the external monitoring entity access information from system and market operation,  NAV  including commercially sensitive and confidential information?  Does the external monitoring entity report to the board of directors of the operator?  0  Does the external monitoring entity report to the regulator?  0  Does the system operator report regularly to the regulator, and policy makers?  1  Was sufficient time (> 3 years) allowed for fully phasing in the operation of the wholesale  1  power market?  During the transition to a wholesale power market were any measures taken to reduce  1  market power in the generation segment?  Was any transition mechanism put in place to ensure a minimum degree revenue certainty  1  for generators and acceptable degree of price risks for retailers?  47