MIKUNHOD ang presyo sa kuryente sa Luzon samtang misaka sa Visayas ug Mindanao atol sa Disyembre 2025, tungod sa nagkalain-laing kahimtangan sa suplay ug panginahanglan sa matag rehiyon, sumala sa pinakabag-ong datos sa power market.
Sa tibuok sistema, misaka ang average supply ngadto sa 20,233 megawatts (MW) o 1.2% mas taas kumpara sa Nobyembre 2025. Samtang, mikunhod ang electricity demand sa 13,440 MW, o 0.5% mas ubos kaysa miaging bulan.
Tungod niini, misaka ang overall system supply margin ngadto sa 4,798 MW, gikan sa 4,572 MW sa Nobyembre. Bisan pa sa mas maayong supply-demand balance sa tibuok nasud, nagkalahi ang kahimtangan sa matag rehiyon.
Sa Visayas ug Mindanao, mikunhod ang supply margins og 136 MW ug 245 MW, matag-usa, ilabina tungod sa planned ug forced outages sa mga planta sa kuryente. Ang maong kahimtangan, uban sa mga transmission constraint nga nagpugong sa pag-abot sa mas barato nga kuryente gikan sa Luzon, mipataas sa system-wide average energy price ngadto sa PHP 4.38/kWh, gikan sa PHP 3.98/kWh sa miaging billing month.
Sa Luzon, padayon ang pagsaka sa suplay samtang mikunhod ang demand, hinungdan nga mipaubos ang average market price ngadto sa PHP 2.98/kWh, gikan sa PHP 3.52/kWh sa Nobyembre 2025.
Laing kahimtangan ang nasinati sa Visayas ug Mindanao. Sa Visayas, misaka ang available supply og 106 MW, apan mas dako ang pagsaka sa demand nga 181 MW, hinungdan sa net nga pagkakunhod sa supply margin. Sa Mindanao, mikunhod ang supply og 245 MW samtang misaka ang demand og 25 MW, nga dugang mipahugot sa supply-demand balance.
Kasagaran, ginatabangan ang Visayas sa suplay gikan sa Luzon pinaagi sa Leyte–Luzon HVDC interconnection. Apan sa Disyembre, ang maong linya nag-operate sa pinakataas nga limit nga 250 MW o naka-offline tungod sa maintenance sa 69% sa billing period, mas taas kumpara sa 34% sa Nobyembre. Kini mipugong sa pagbalhin sa mas barato nga kuryente gikan sa Luzon, nga mitultol sa price separation tali sa Luzon ug Visayas–Mindanao grids.
Sa unang bahin sa Disyembre, sabay-sabay nga outages sa daghang generating units ang nakapakunhod sa baseload availability. Sa Visayas, 238 MW sa planned coal plant outages ug 110 MW sa forced outages ang natala. Sa Mindanao, 699 MW nga coal ug hydro capacity ang wala magamit, uban pa sa 257 MW nga forced outages gikan sa ubang teknolohiya.
Tungod sa kakulang sa suplay, mas kanunay nga gi-dispatch ang Battery Energy Storage Systems (BESS) ug ubang mas mahal nga generation, hinungdan nga misaka ang regional prices ngadto sa PHP 7.86–8.53/kWh. Dugang pa, ang congestion sa 230 kV Leyte–Cebu transmission corridor mipugong sa internal power transfers sa Visayas, ilabina sa Leyte, nga mipataas sa localized nodal prices.
Nakasinati usab og reserve deficiencies ang Visayas ug Mindanao. Ang Visayas adunay kakulang sa dispatchable reserves, samtang ang Mindanao nag-atubang og kakulang sa regulating ug dispatchable reserves, nga mipataas sa reserve market prices.
Sa katapusan nga semana sa Disyembre 2025, nakaayo ang kahimtangan sa suplay ug transmission sa Visayas ug Mindanao. Tungod niini, mikunhod ang presyo sa kuryente ngadto sa PHP 3.08/kWh hangtod PHP 3.21/kWh. Bisan pa, ang taas nga presyo sa sayong bahin sa bulan nakapaandar sa Secondary Price Cap (SPC) sa 213 intervals sa Visayas ug 216 intervals sa Mindanao, hinungdan nga misettle ang monthly average prices sa PHP 7.22/kWh sa Visayas ug PHP 7.82/kWh sa Mindanao.
Sa Disyembre 2025, misaka usab ang spot market volume ngadto sa 13.2% sa total traded quantity, gikan sa 12.3% sa Nobyembre. Ang total spot trading amount misaka gikan sa PHP 13.13 bilyon ngadto sa PHP 14.19 bilyon.
Sa reserve market, mikunhod ang total transactions gikan sa PHP 4.10 bilyon sa Nobyembre ngadto sa PHP 3.92 bilyon sa Disyembre 2025. (RTB)
