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フィリピンの電力部門は、発電、送電、配電を通じて国内の多くの地域に電力を供給しています。フィリピンは、ルソン島、ビサヤ諸島、ミンダナオ島のそれぞれに1つずつ、 3つの電力網に分かれています。[ 1 ]
2016年6月現在、フィリピンの総設備容量は20,055メガワット（MW）で、そのうち71.5%がルソン島の送電網に接続されています。フィリピン人の約12%は電気を利用できません。フィリピンはまた、2006年から完全に機能する電力市場であるフィリピン卸売電力スポット市場（WESM）を有し、独立した市場運営者によって運営されている世界でも数少ない国の1つです。2017年までに、石炭火力発電は国内の発電量の50%以上を占めるようになりました。
1892年に設立されたラ・エレクトリシスタは、マニラで最初に電気を供給した電力会社でした。同社は、マニラのサン・セバスティアン通り（現在のフェリックス・レスレクシオン・イダルゴ通り）に、国内初の発電所である中央発電所を建設しました。[ 3 ]
メラルコは1903年にマニラ電気鉄道照明会社として設立された。その目的は、マニラに照明と電気鉄道システムを提供することだった。
第二次世界大戦中、メラルコの輸送インフラは破壊されたが、同社は鉄道の再建ではなく、電力事業に注力した。
1960年代、エウヘニオ・ロペス・シニア率いるフィリピン人投資家グループが、アメリカ人投資家からメラルコ社を買収した。メラルコ社はこの時期に事業を拡大し、フィリピンで初めて売上高10億ペソを達成した企業となった。
1970年代、フィリピン政府は主要な発電施設を国有化することを国家政策とした。Meralcoはすべての発電所をNational Power Corporation（NAPOCOR/NPC）に売却し、電力配電が中核事業となった[ 4 ]。2003年3月1日の電力市場の自由化により、TransCoがNAPOCORからフィリピンの電力網を引き継ぐまで続いた[ 5 ] 。
2022年1月、ロドリゴ・ドゥテルテ大統領は、全国の未サービス地域およびサービス不足地域でのマイクログリッド開発を促進し、国内の100％電化という政府の目標を達成することを目的とした共和国法11646号に署名し、これを法律とした。 [ 6 ]
フィリピンにおける発電は公共事業とはみなされていないため、発電会社を運営する関係者は議会の認可を得る必要はありません。ただし、発電はエネルギー規制委員会（ERC）によって規制されており、ERCは関係者に対し、2001年電力産業改革法（EPIRA）に定められた基準が遵守されていることを確認するための適合証明書を発行しなければなりません。ERCはまた、電力の濫用や反競争的行為の有無を判断する責任も負っています。[ 7 ]
フィリピンの電力は、石炭、石油、天然ガス、バイオマス、水力、太陽光、風力、地熱などのさまざまな供給源から生産されています。エネルギー省電力統計のデータによると、電力生産の配分は以下の表に示されています。[ 8 ]
表1．2014年時点の発電量（電源別）
表2．フィリピンにおける稼働中の発電所の数
石炭、石油、天然ガスは、フィリピンで最も豊富な化石燃料である。
石炭は最大の埋蔵量を誇り、多くの場合、最も安価な化石燃料です。環境問題への懸念にもかかわらず、長年にわたり石炭の需要は安定しています。Energy Globalによると、潜在的な石炭資源量は約2700億トンに上ると推定されています。
2017年には、石炭から生産される総電力エネルギーが全国の総発電量の50%以上を占めるようになり[ 9 ]、2024年までにフィリピンは東南アジアで最も石炭依存度の高い電力網を持つ国としてインドネシアを追い抜いた[ 10 ] 。政府は他のエネルギー源への投資を促進するために2020年に新しい石炭火力発電所の受け入れを停止したが、石炭火力発電の増加はサンミゲル社とアボイティス・グループの石炭主導の事業によるものとされている[ 11 ] [ 2 ]。
2011年6月、フィリピンエネルギー省（DOE）は、石油の総埋蔵量を279億立方フィート、天然ガスの総埋蔵量を53兆9000億立方フィートと推定した。2011年6月のフィリピンにおける石油生産量は推定6300万バレルであった。
政府は2014年に、風力、太陽光、水力、バイオマスエネルギーに対する固定価格買取制度（FIT）料金を、再生可能エネルギー開発業者が要求した料金よりも低い料金で承認した。フィリピンでは、水力発電所、地熱発電所、バイオマス発電所、風力発電所、太陽光発電所が稼働している。フィリピンのネットメータリングは、2008年の再生可能エネルギー法（共和国法第9513号）に基づいて導入された。これにより、適格なエンドユーザーは、主に太陽光発電などの再生可能エネルギーシステムを設置し、余剰電力をキロワット時単位で電力網に売電することができる。[ 12 ]
地熱発電はフィリピンにおける主要な再生可能エネルギー資源である。[ 13 ] DOEによると、フィリピンはアメリカ合衆国に次いで世界で2番目に大きな地熱発電国である。DOEは、未開発の地熱資源の総潜在能力は約2,600MWと推定している。
水力発電はフィリピンで2番目に主要な再生可能エネルギー源です。国内にはさまざまな水力発電所が点在しています。大規模水力発電所（発電容量50MW以上）は主要送電網に直接接続されていますが、小規模（発電容量10～50MW）およびミニ（ 発電容量101kW～10MW）水力発電所は地域の配電システムに接続されています。[ 14 ]国際再生可能エネルギー機関によると、フィリピンには合計10GWの未開発の水力発電ポテンシャルがあります。[ 13 ]
フィリピンには、農作物残渣、森林残渣、畜産廃棄物、農業産業廃棄物、都市固形廃棄物、水生生物バイオマスなど、豊富なバイオマス資源が存在する。最も一般的な農業廃棄物は、籾殻、バガス、ココナッツの殻／外皮、ココナッツ繊維である。
DOEによると、農務省と環境天然資源省からの情報に基づくと、フィリピンでは燃料として使用できる相当量の残渣が生産される可能性がある。その大きな可能性にもかかわらず、市や自治体レベルでの資金と管理サポートの不足、およびMSWの焼却を禁止する現行の「フィリピン大気浄化法（RA 8749）」との矛盾のため、現在まで稼働中のWtEプロジェクトは存在しない。[ 15 ]都市固形廃棄物（MSW）の廃棄物発電（W2E）に関する実現可能性調査によると、フィリピンの1日100トンのW2Eプラントでは、焼却によるエネルギー生成ポテンシャルは年間21GWh、ガス化によるポテンシャルは年間24GWh、熱分解によるポテンシャルは年間24GWhと推定されている。プラントの処理能力が想定される1日100トンのMSWよりも高い場合、これらのエネルギー生成ポテンシャルはさらに増加する可能性がある。[ 15 ]
フィリピンはアジア太平洋モンスーン帯の端に位置しており、76.6 GWの風力エネルギーの有望な可能性を示している。[ 13 ]風力発電所は、同国で3番目に多く稼働している再生可能エネルギー源である。
2015年にフィリピンで3つの太陽光発電所が建設されました。Schadow1 Expeditionsが国内33都市で観測したところ、フィリピンではピーク月の4月には1平方メートルあたり1日7kWh以上、オフピーク月の12月には1平方メートルあたり1日3kWhと最低の太陽光エネルギーが供給されています。[ 16 ]フィリピンの地理的な優位性と太陽光発電の可能性を考慮すると、太陽光発電は現在の23GWの1.2%から2040年までに43GWの容量の少なくとも3.5%に増加すると予想されています。エネルギー省の公式統計によると、2024年時点でフィリピンの太陽光発電設備容量は2,500MWを超えています。[ 17 ] [ 18 ]
フィリピンの送電は、共通搬送事業者事業（すなわち、政府によって規制され、差別なくフランチャイズ区域にサービスを提供し、送電中に発生した損失に対して責任を負う）である。送電は、料金設定権限と送電資産の評価に関する最終決定権を持つERCによって規制されている。電力産業改革法（EPIRA）および送電開発計画（TDP） [ 19 ]に基づき、全国送電システムの保守および運用は、電力セクター資産負債管理（PSALM）が実施する競争入札の対象となった。[ 20 ]
フィリピンの送電システムは、ルソン送電網、ビサヤ送電網、ミンダナオ送電網の3つの送電網で構成されています。これらの送電網の特徴の1つは、大規模発電所のほとんどが負荷中心地から遠く離れているため、長距離送電線の使用が必要となることです。ルソン送電網の一部の送電線は、負荷中心地であるメトロマニラに接続しているか、メトロマニラ内に位置しています。例えば、スカット-アラネタ-バリンタワク架空送電線（2000年運用開始）、エルモサ-ドゥハット-バリンタワク送電線のドゥハット-バリンタワク区間（1994年6月運用開始）、サンホセ-バリンタワク送電線（1～3号線）、ビニャン-ムンティンルパ送電線、ダスマリニャス-ラスピニャス送電線（2001年11月30日運用開始）などがあります。
ルソングリッドには1994年以来50万ボルトの送電線網も存在しており、50万ボルトの電圧レベルは、同年以来ルソングリッドおよびフィリピンの電力網における最高動作電圧となっている。最初に建設された50万ボルトの送電線は、1982年に建設が開始され1994年に完成したサンホセ-タヤバス-ナガ送電線である。
ナガとオルモック間の送電容量440MWの高電圧直流送電線と海底ケーブルであるHVDCレイテ・ルソン線を通じて、ルソングリッドはビサヤグリッドと相互接続されています。ビサヤグリッドは、海底ケーブルで接続された5つの小規模グリッド（サブグリッド）で構成されていますが、放射状に配置されているため、いずれかの海底ケーブルの相互接続で障害が発生した場合、1つのサブグリッドが切断される可能性があります。ミンダナオグリッドは、長距離送電用の138,000ボルトの送電線で構成されており、主に水力発電に依存しており、通常はイリガンのアグス水力発電所とブキドノンのプランギIV水力発電所からの電力を使用しています。
フィリピンのナショナル・グリッド・コーポレーションは、3つの主要グリッドを統合するためにビサヤ諸島とミンダナオ島を結ぶ海底ケーブルリンク[ 21 ]、およびオフグリッドのミンドロ島とルソン島を結ぶオフグリッドの島での電力信頼性を向上させるための海底ケーブルリンク[ 22 ]を提案した。3つの主要グリッドは各島群を網羅しているが、多くの島は依然としてオフグリッドのままであり、供給を局所的な発電所や発電船に頼っている。
フィリピンの送電網は、鉄塔や木造鉄塔の腐食や劣化を引き起こす自然災害、老朽化、外部要因の影響を受けやすく、また、不法占拠者や反乱グループによって送電網の安全性が損なわれている。不法占拠者、すなわち「非公式居住者」は、特にメトロマニラにおいて、送電線に危険をもたらし、送電線の保守を妨げる。ミンダナオの送電網は、反乱グループや正体不明の襲撃者による破壊行為を受けやすく、連続爆撃によって多くの送電塔が損傷または倒壊しており、送電網の連鎖的な故障を引き起こす可能性がある。 [ 23 ]
2017年4月のバタンガスでの群発地震による複数の発電所と送電線の被害は、電力の回復力の必要性を反映しており、エネルギー省は電力供給の回復力を向上させるための政策を策定した。[ 24 ]
また、送電インフラのほとんどは外部要因や経年劣化の影響を受け、時間の経過とともに腐食の兆候が現れるため、鋼鉄製の電柱、格子塔、門型鉄塔を灰色またはより光沢のあるアルミニウム塗料で塗装し、構造物の腐食の原因となる要因から保護し、耐用年数を延ばす必要が生じています。木製の電柱は、特に69,000ボルトシステムでは依然として使用されていますが、腐敗や自然災害、特に台風や地震の影響を受けやすく、より安定性の高い鋼鉄製またはコンクリート製の電柱、あるいは一部の地域ではより新しい木製の電柱に交換されています。
フィリピンの電力網および関連する資産と施設の運用と保守は、当初、 1936年11月3日から2009年1月15日までの72年2ヶ月間、フィリピン政府（国家電力公社（NAPOCOR/NPC）および国家送電公社（TransCo）を通じて）によって運用および保守されていました。
1936年11月3日から2003年3月1日まで、NAPOCOR/NPCは送電網および関連する資産と施設を所有、運営、保守していた。
1年9か月前の2001年6月8日にグロリア・マカパガル・アロヨ大統領 によって署名された電力産業改革法（EPIRA）または共和国法9136号の施行により、2001年6月26日の同法の承認から18日後に別の政府所有企業であるTransCoが設立されたため、NAPOCOR/NPCは、発電、送電、配電、供給の4つのセクターに業界を組織した共和国法9136号またはEPIRAの規定に従い、2003年3月1日に送電網の運営、保守、所有権をTransCoに引き継いだ。TransCoは、2003年3月1日から2009年1月15日まで送電網の運営、保守、収用を行った。
RA 9511の実施と、25年間更新可能で合計50年間の議会認可により、TransCoは2009年1月15日に電力網の運営、保守、収用権を民間のNational Grid Corporation of the Philippines (NGCP)に引き渡した。これもアロヨ政権下でのことである。NGCPは2009年1月15日以降、電力網の運営と保守を行い、政府から民間部門へと移管した。[ 25 ] [ 26 ]
2009年1月15日以降、送電網の運用、保守、および収用権は民間部門にあり、フィリピン国家送電公社（NGCP）が運用および保守を行っています。送電線路の通行権（ROW）または送電網部分、およびコンセッション期間前の当初の指定または使用を放棄した新品または中古のコンポーネント、政府所有（NAPOCOR/NPCおよびTransCo時代）および当該日付から取得および指定された正確な土地または場所は、NGCPのフランチャイズ（共和国法9511）およびコンセッション契約に規定されているとおり、NGCPの一時的な民間所有権を持ちます。NGCPは、送電システムおよび送電網の建設、拡張、効率的な保守および運用、ならびにTransCoによってまだ処分されていないサブ送電システムの効率的な運用および保守に必要な収用権を行使することが認められています。したがって、NGCPはそれらの一時的な所有者として行動し、NGCPのコンセッション期間が終了または取り消された時点でTransCoに譲渡されます。構築・所有・運営・譲渡（BOOT）モデル。[ 27 ] [ 28 ]
しかし、引き渡し日以前のものは、送電網がNGCPに移管される前に発生した通行権や請求を含む既存のすべての案件を処理し、その所有権に関するNGCPとの譲許契約を遵守するという唯一の任務として、 TransCoを通じて国が引き続き管理しています。2003年3月1日のTransCoへの引き渡し前に取得および指定が行われた部分は、TransCoによる継続および移転された所有権の下、NAPOCOR/NPCの名義で登記されています。そのため、2009年1月以前の送電網の部分はTransCoの通行権および法務グループが管理しており、NGCPは一時的な私有権を与えることなく、建設・運営・譲渡（BOT）または建設・リース・譲渡（BLT）が適用される場合に、それらを運営、維持、建設する権利のみを付与しています。[ 28 ] [ 29 ] [ 30 ] [ 31 ] [ 32 ] [ 33 ]
そのため、送電網は現在、民営化以前の部分をTransCoが所有し、運用期間中はNGCPが所有するという、政府と民間による一時的な二重所有または分離所有の状態にある。
エンドユーザーへの電力供給は、国家フランチャイズを必要とする規制対象の共通搬送事業である。 [ 34 ]国家フランチャイズを付与する権限は、フィリピン議会にのみ帰属する。すべてのエンドユーザーまたは電力消費者への電力配給は、現在この機能を担っている民間配電事業者、協同組合、地方自治体、およびERCの規制の下で正式に認可されたその他の団体によって処理される。[ 35 ]
配電事業者は、配電規定に基づき、地域ごとに異なる配電事業者が存在するため、その事業区域内のすべてのエンドユーザーに対し、配電サービスおよび自社システムへの接続を提供する義務を負う。また、すべてのユーザーに対し、配電システムへの公平かつ差別のないアクセスを提供することが求められる。
配電事業者が請求する小売料金は、完全回収の原則に基づき、エネルギー規制委員会（ERC）の規制の対象となります。完全回収の原則に基づき、配電事業者は小売料金をパススルー料金とウィーリング料金の2つの異なるカテゴリーに細分化します。パススルー料金は、配電事業者が電力価格、送電料金、系統損失料金など、電力配電で発生したすべての料金を顧客に転嫁できるという、完全経済回収の原則に従います。ウィーリング料金は、配電事業者が取得した電力コストに対するマークアップに類似した、顧客に請求される追加のプレミアムです。ウィーリング料金は、ERCが定める妥当な収益率（RORB）の原則に従い、配電事業者が採算が取れるように運営することを可能にします。
国家電化庁（NEA）によると、配電部門は2009年時点で119の電力協同組合、16の民間電力会社、6つの地方自治体所有の電力会社で構成されている。[ 36 ]これらの配電会社は、電力供給契約（PSA）またはフィリピン卸売電力スポット市場（WESM）を通じて発電会社から電力を調達することができる。電力の配電には全国的なフランチャイズが必要であるため、認定を受けた場合、住宅、商業、産業、その他のユーザーに配電する。地方電力協同組合の技術的能力と財務的健全性を強化するプログラムを実施する政府機関であるNEAは、電力協同組合または小規模配電会社によるWESMでの電力購入の保証人となり、信用力をサポートすることができる。これらの配電会社は、直接WESMメンバーまたは間接WESMメンバーのいずれかになることができる。直接WESMメンバーは、WESMから直接電力を取引（つまり購入）し、その時点のスポット価格で支払うことができる。これらの直接メンバーは保証金を提供する必要がある。間接的なWESM会員は発電会社を通じて取引を行うことができ、保証金の提供は不要です。
現在、メラルコはフィリピン最大の配電事業者であり、その事業区域は9,337平方キロメートルに及び、メトロマニラ、ブラカン州、リサール州、カビテ州の全域、ラグナ州、ケソン州、バタンガス州の一部、そしてパンパンガ州の17のバランガイ（最小行政区）をカバーしている。この事業区域には2,300万人が居住しており、これはフィリピンの総人口8,900万人の約4分の1に相当する。
メラルコ社のサービスエリア外における電力配給は、民間の配電事業者および電力協同組合によって行われている。
電力協同組合（EC）は、当該組合が管轄する地域内の組合員である消費者が所有する組織です。これらの協同組合は、組合員である消費者によって選出された理事会によって運営され、その経営と運営は国家電化庁（NEA）によって監督されます。2012年現在、NEAとERCによって認可されている協同組合は121団体あります。
民間配電事業者は、民間企業が所有する配電会社です。2025年現在、フィリピンには民間投資家が所有する配電会社が30社あります。[ 37 ]
MU（公益事業体）は、地方自治体が所有する事業体です。自治体内のエンドユーザーによって選出された地方自治体職員が、公益事業体の規制、管理、運営を行います。2012年現在、ERC（エネルギー規制委員会）に認定されている自治体公益事業体は、オロンガポ市のみです。
供給部門は、競争市場への電力供給者です。EPIRA（電力規制改革法）に基づき、小売競争とオープンアクセスを実施することで、競争市場の設立が可能になります。競争市場は、全国的なフランチャイズ権を持たない事業者であっても、関心のある事業者であれば誰でも参入できます。ただし、事業者はERC（エネルギー規制委員会）の認可を受ける必要があります。供給部門は公益事業とはみなされないため、ERCは料金設定を規制しません。しかし、ERCは依然として反競争的行為を監視し、判断します。
競争市場は、月平均ピーク需要が750キロワットのエンドユーザーを対象としている。ERCは、このレベルを平均的な家庭の需要レベルまで引き下げる計画だ。
複数の記事やニュースサイトによると、フィリピンは2014年から2015年にかけて電力供給不足に直面し、全国で輪番停電が発生した。2014年後半、アキノ大統領は、政府が追加供給を行い、2015年の電力不足を防ぐための緊急権限を与える決議案を議会に提出するよう要請した。しかし、決議案の可決は遅れ、アキノ大統領は当初の計画がもはや実現不可能であることを認めた。彼の提案は修正され、代わりにルソン島の電力網では、中断可能負荷プログラム（ILP）の使用が推奨された。ILPは基本的に、政府所有および管理の企業を含む、独自の発電機を持つ大規模施設を登録し、停電が予測された場合に自主的にメイングリッドから切り離し、代わりに発電機に切り替えるようにするものである。彼らの論理は、停電によってこれらの施設はいずれにせよ発電機で稼働することになるので、組織的に発電機を稼働させる方が彼らにとってより有益であるというものである。[ 38 ] [ 39 ] [ 40 ]
Rapplerなどの複数の記事によると、マラパヤガス施設の不足は、ルソン島の電力網の電力消費量の40～45％を占めている。不具合やパイプの漏れは、深海ガス発電プロジェクトの安全な操業のためのガス流量制限に影響を与えるため、電力不足に大きく関わっている。マラパヤガス供給に課せられた制限は、電力予備力とフィリピンのエンドユーザーまたは家庭の電力消費に大きな影響を与えている。施設は正常な操業に戻ることができるが、事故が再び発生しないという保証はない。マラパヤガス施設が完全に稼働するという保証はなく、そのため、電力不足と料金値上げを主な理由として、エネルギー効率と節約を実践することが推奨されている。[ 41 ]
複数の記事によると、EPIRAは電力部門の再編を含む改革を導入したが、維持費が高額なため州の予算に大きな打撃を与えた。東南アジア問題の研究者であるメナンドロ・アバネス氏は、「予測される需要を満たすには5,000メガワットが必要であり、不足を抑制するために電力産業の開発に年間約380億ペソの政府投入が必要であった。そうでなければ、1980年代と1990年代を彷彿とさせる別の電力危機が予想された」と述べた。しかし、政府は当時1,450億ペソに達した予算赤字のため、資金を投入することができなかった。さらに、2000年12月までに、NPCは9,000億ペソの負債を蓄積しており、これは当時、政府の総負債2兆1,790億ペソのほぼ半分であった。この問題を解決するために、政府は他の選択肢を無視し、電力産業の民営化という選択肢に頼ることにした。
政府が実施した解決策の1つは、最終消費者の請求書にユニバーサルチャージを含めることです。ユニバーサルチャージは、NPCの固定費の一部を支払うために使用されます。固定費は、商品の販売価格が生産コストを下回る場合に発生し、通常は企業に純損失をもたらします。ユニバーサルチャージは、NPCの長期債務の一部を支払うためにも使用されます。[ 42 ]
フィリピン卸売電力スポット市場 (WESM)
WESMは、競争的で効率的、透明性があり、信頼できる電力市場を確立するために開発されました。この市場では、WESM参加者間で公平な競争条件が確保され、価格は可能な限り商業力と市場原理によって決定されます。WESMは、2001年の電力産業改革法（EPIRA）として知られる共和国法第9136号第30条に基づいて創設されました。WESMは、発電事業者が契約でカバーされていない余剰容量を販売し、顧客が契約容量に加えて追加の容量を購入する場所です。WESMは、競争を通じて電力供給の効率性を促進します。現在、ルソン島とビサヤ諸島で運用されていますが、ミンダナオ島でも運用する計画が進められています。WESMは、小売競争とオープンアクセス（RCOA）の実施における先駆けとなるものです。
WESMでの取引はWESM規則によって制限されます。WESM規則は、ERCによって承認された取引メカニズムと価格決定方法を規定しています。WESM取引は24時間365日、毎時間行われます。ルソン島とビサヤ諸島のすべての発電事業者は、電力供給計画を策定し、電力網に電力を供給するために、オファー（MW量とそれに対応する価格）を提出します。オファーは、独立市場運営者（IMO）によるその時間の予測需要が満たされるまで、最も安いオファーから最も高いオファーへとランク付けされます。供給と需要が交わる点が、システム限界価格（SMP）となります。ただし、価格は、市場取引ノード（MTN）によって表される電力網内の各場所の損失または混雑価格に応じてさらに調整されます。この価格は、場所別限界価格（LMP）として知られています。月末には、電力メーターで測定された取引参加者のすべての時間ごとのスケジュールが、決済のために集計されます。発電事業者は、毎日、国際海事機関（IMO）に対し、二者間契約数量（BCQ）を提出する。これにより、IMOは、スポット価格に基づいて決済される電力量と、市場決済から差し引かれるBCQ数量を把握できる。このBCQ数量は、発電事業者とその取引相手である配電事業者（DU）によって、エネルギー規制委員会（ERC）が承認した契約価格に基づいて決済される。
WESMは現在、フィリピン独立電力市場運営機関（IEMOP）によって運営されています。IEMOPは、以下の機能を実行することにより、WESMの運営を担っています。
- WESM参加者の登録を行い、WESM参加者登録簿の登録簿を維持・公開する。
- 最適化エンジンを管理します
- 週先予測（WAP）、日先予測（DAP）、事前予測（リアルタイムディスパッチまたはRTD）、およびリアルタイム事後予測（RTX）から得られたスケジュールを含め、システムオペレーター（SO）に送信するディスパッチスケジュールを準備します。
- WESMを支えるインフラストラクチャである市場管理システム（MMS）およびWESMの運用に使用される補助的なIS/IT設備を管理します。
- WESMウェブサイトへのアクセスを管理し、すべてのサブシステムにわたるすべてのインターフェースの動作を保証します。
- 日々の市場レポートを作成し、過去のデータベースを管理する
- WESM参加者の利用を目的とした市場評価および調査を実施する。
請求および決済業務を担当し、取引金額の計算および決済明細書の作成を行う。
- 会計管理、決済紛争の処理、決済目的の計測データの処理、編集、検証を行います。
- WESM電子資金振替システムを管理する
・WESM参加者の健全性要件の十分性を監視する
- トレーニングやヘルプデスクサービスなど、その他のWESM参加者向けサービスも提供しています。
WESMの運営の中核を成すのは、WESMを支えるインフラストラクチャである市場管理システム（MMS）です。MMSは、WESMの運用に必要なすべての機能を網羅しています。最先端の技術を採用し、WESM請求・決済システム（WBSS）、二者間契約の宣言と決済を行う内部市場システム、システムオペレーターのエネルギー管理システム（EMS）、計測サービスプロバイダー、電子資金振替サービスプロバイダー、取引参加者、その他のWESMメンバーのEMSなど、さまざまなシステムと連携しています。
現在進行中のソフトウェア監査が完了次第、IEMOPは2015年7月に導入した新市場管理システム（NMMS）に移行します。NMMSは、強化されたWESM設計を実装するために導入されたシステムです。NMMSにより、取引間隔を5分に短縮し、市場におけるスケジューリングと価格設定をより効率的かつ信頼性の高いものにすることが可能になります。NMMSは、IEMOPが導入する中央登録決済システム（CRSS）や口座管理システム（AMS）などの他の市場システムによって補完され、WESMの運用における効率性と透明性をさらに高めます。
IEMOPは、市場情報（市場データ）、参加者リスト、システム運用レポートへのアクセスも提供しています。また、ルソン島とビサヤ諸島におけるWESMの商業運用結果に関する定期レポートに加え、日次市場アップデート、重要変動レポート、週次および月次サマリーレポート、計測サービスプロバイダー（MSP）パフォーマンスレポート、変動型再生可能エネルギー（VRE）予測パフォーマンスレポート、市場ネットワークモデル、メリットオーダーテーブルなど、その他の市場関連レポートも発行しています。
IEMOPは、EPIRAの主要目標の一つである小売レベルでの競争促進に貢献する。
共和国法第9136号で導入された改革は、小売競争とオープンアクセス（RCOA）へと結実する。RCOAは、1MW以上の電力需要を持つエンドユーザーから始まり、電力供給者を選択する権利をエンドユーザーに与える。この選択権により、エンドユーザーは配電事業者による独占市場への供給を受けるのではなく、小売電力供給者（RES）と契約することができる。競争可能な顧客へのサービス提供に関心を示す小売電力供給者がますます増え、競争の基準が1MWから750kW（ このレベルでは既に集約が認められる）に、さらに500kWに引き下げられるにつれて 、小売レベルと卸売レベルの両方で、健全な競争が維持され、強化されるだろう。
[MWh]