Philippinischer Markt für erneuerbare Energien – Größen- und Marktanteilsanalyse – Wachstumstrends und Prognose (2027–2032)

Markttrends und Einblicke

Portfolio-Standards für Erneuerbare Energien und Einspeisevergütungen

Tariffinanzierte Zahlungen bieten förderfähigen Erzeugern erneuerbarer Energien einen Einnahmeweg, der Investitionen in zusätzliche netzversorgende Kapazitäten unterstützen kann. Die Energieregulierungskommission ermächtigte die National Transmission Corporation als Fondsverwalter, die Einspeisevergütungszulage 2026 ab der Abrechnung Januar 2026 zu erheben. Gemäß dem Beschluss von 2026 werden förderfähige Erzeuger für das tatsächlich ins Netz eingespeiste Erzeugungsvolumen vergütet. Die Projektliste des Energieministeriums (DOE) garantiert weder die endgültige Tarifberechtigung noch beschränkt sie Zahlungen auf die aufgeführten Projekte. Ein Projekt, das sich beim Netzanschluss verzögert, erhält vor der Stromeinspeisung keine Tarifunterstützung, sodass der Netzzugang bestimmt, wann eine förderfähige Investition beginnen kann, diese Einnahmen zu erzielen.

Sinkende Investitionskosten für Solar-Photovoltaik und Windkraftanlagen

Niedrigere Ausrüstungskosten können die Wirtschaftlichkeit von Projekten für erneuerbare Energien verbessern, ohne eine gleichwertige Senkung des Preises für gelieferten Strom zu bewirken. Die Internationale Agentur für erneuerbare Energien (IRENA) berichtete, dass günstigere Ausrüstung und niedrigere Installationskosten dazu beigetragen haben, die globalen Erzeugungskosten für Onshore-Wind im Jahr 2025 zu senken. Die globalen Stromgestehungskosten für Photovoltaik blieben unverändert, da höhere Kapitalkosten und leicht niedrigere Kapazitätsfaktoren die Vorteile bei Ausrüstung und Installation ausglichen. Die globalen gewichteten durchschnittlichen Stromgestehungskosten im Jahr 2025 betrugen 33 USD pro MWh für Onshore-Wind und 44 USD pro MWh für Photovoltaik. Dieser globale Kostenunterschied stärkt die Investitionsgrundlage für zusätzliche philippinische Onshore-Windkapazität direkter als für den Solarausbau, wo Ausrüstungseinsparungen den Erzeugungskostenmaßstab nicht gesenkt haben.

Steigende Stromnachfrage und hohe Einzelhandelstarife

Stromnachfrage und Tarifdruck stärken unterschiedliche Aspekte der Argumentation für zusätzliche erneuerbare Energieversorgung. Das Energieministerium (DOE) verzeichnete philippinische Stromverkäufe von 105.741 GWh im Jahr 2025, verglichen mit 103.908 GWh im Jahr 2024. Meralcos durchschnittlicher Einzelhandelstarif stieg im ersten Halbjahr 2026 gegenüber dem entsprechenden Zeitraum 2025 um 15 %, hauptsächlich aufgrund höherer durchgeleiteter Erzeugungs- und Übertragungsgebühren sowie damit verbundener Steuern.^[1] Höhere Verkäufe erhöhen das Volumen, das die Erzeugung bedienen muss, während höhere Einzelhandelsgebühren den wirtschaftlichen Anreiz stärken, Alternativen in Betracht zu ziehen. Für gewerbliche Verbraucher ist erneuerbare Energieversorgung folglich eine mögliche Reaktion auf Preisdruck neben der Deckung des zusätzlichen Verbrauchs. Der Kostenvorteil eines Anbieters erneuerbarer Energien muss daher Übertragungsgebühren und andere Rechnungsbestandteile überstehen, bevor er die Stromwirtschaftlichkeit des Käufers verbessern kann.

Unternehmensbezogene Stromkaufverträge aus BPO/IT-Zentren

Mieter von Business-Process-Outsourcing-Unternehmen (BPO) können die Beschaffung erneuerbarer Energien über den Immobilienbetreiber beeinflussen, der Strom für ihre Gebäude vertraglich beschafft. Im Juli 2026 teilte Araneta City mit, dass seine BPO-Mieter es gebeten hätten, erneuerbare Energie zu beziehen. In diesem Monat unterzeichnete First Gen Verträge zur erneuerbaren Energieversorgung für 4 weitere Araneta-City-Liegenschaften, darunter den Cyberpark Tower 3, mit einer kombinierten Versorgungsleistung von geschätzten 3,4 MW.^[2] Zu den Liegenschaften gehörten auch der gemischt genutzte Aurora Tower und ein Fiesta-Carnival-Standort, der sich im Umbau befindet. Araneta City war der vertragsschließende Käufer, während die BPO-Mieter die Nachfrage durch ihre Anfragen zum Ausdruck brachten. Die Beschaffung über den Immobilienbetreiber kann daher einen Anbieter erneuerbarer Energien mit einem breiteren Mix an Stromnutzungen verbinden, als die Anfragen der BPO-Mieter allein vermuten lassen würden.

Netzüberlastung und begrenzte Übertragungskapazität

Die Sicherung des Netzzugangs kann den kommerziellen Wert von Investitionen in erneuerbare Erzeugungsanlagen verzögern. Die OECD-Umfrage 2026 beschrieb schwierigen Netzzugang für Entwickler erneuerbarer Energien und über 160 Projekte, die auf Systemauswirkungsstudien der National Grid Corporation of the Philippines (NGCP) warten, wobei die Abarbeitung des Rückstands möglicherweise ein weiteres Jahr in Anspruch nehmen könnte. Die NGCP führt diese Studien als Teil des Verfahrens zur Erlangung des Übertragungsnetzzugangs durch. Ein Entwickler sieht sich daher einer separaten Genehmigungsabfolge gegenüber, selbst wenn ein Erzeugungskonzept und eine Kundenmöglichkeit bereits definiert sind. Neue Antragsteller tragen ein zusätzliches Risiko, da die OECD darauf hinwies, dass der Rückstand zu weiteren Verzögerungen für sie führen könnte.

Regulatorische Unsicherheit rund um CREZ-Auktionen

Eine Verzögerung bei der Fertigstellung von Ausschreibungsunterlagen kann den kommerziellen Weg für einen Entwickler von Offshore-Wind mit festem Fundament vor Baubeginn der Anlage aufschieben. Im Juli 2026 setzte das DOE Offshore-Wind-Aktivitäten für die 5. Runde des Green Energy Auction Program (GEA-5) für eine Überprüfung der Hafenbereitschaft, Genehmigungen, Umwelt- und hafenbezogenen Kosten sowie möglicher Lieferkettenunterbrechungen aus. Die Wiederaufnahme erforderte genehmigte Ergänzungsdokumente und aktualisierte Anweisungen, wobei ein vorläufiges Auktionsziel vom 1. Dezember 2026 Änderungen vorbehalten war. Dieses Terminrisiko setzt Entwicklungskapital dem Risiko aus, vor den genehmigten Beschaffungsbedingungen gebunden zu werden, die für ein verbindliches Angebot erforderlich sind.

*Unsere Prognosen behandeln die Auswirkungen von Treibern und Einschränkungen als richtungsweisend und nicht additiv. Die Wirkungsprognosen berücksichtigen Basiswachstum, Mischungseffekte und Wechselwirkungen zwischen Variablen.

Segmentanalyse

Wasserkraft hatte im Jahr 2026 einen Anteil von 38,9 % an der Marktgröße des philippinischen Marktes für erneuerbare Energien. Der Umsatz der Wasserkraftsparte von First Gen stieg zwischen dem ersten Quartal 2025 und dem ersten Quartal 2026 um 8,4 %. Der Anstieg spiegelte hauptsächlich eine höhere Erzeugung in den FG-Hydro-Anlagen wider, was die Spotmarktverkäufe und die für Hilfsdienste im Reservemarkt verfügbare Kapazität erhöhte. Eine geringere Erzeugung bei Casecnan, einer weiteren Anlage in der Wasserkraftsparte von First Gen, glich diesen Umsatzgewinn teilweise aus. Betreiber im größten Segment können aus Stromverkäufen Einnahmen erzielen und gleichzeitig verfügbare Kapazität für Reservedienste anbieten, wodurch nutzbare Betriebsflexibilität eine Rolle im Wert installierter Anlagen spielt.

Meeresenergie, die Gezeiten- und Wellentechnologien umfasst, wird voraussichtlich das am schnellsten wachsende Segment sein, mit einem CAGR von 106 % zwischen 2027 und 2032. Die Prognose impliziert eine Kommerzialisierung aus einer noch nicht entwickelten Gezeitenbranche, da im Juni 2026 in Südostasien keine kommerziellen Gezeitenkraftwerke in Betrieb waren. Eine Studie der Ateneo-Universität aus dem Jahr 2025 identifizierte die Meerengen San Bernardino, San Juanico und Cebu in den Visayas als potenzielle Standorte für die Gezeitenstromerzeugung. Für Gezeitenentwickler erfordert die Realisierung dieses Wachstums kommerzielle Projekte, wobei die potenziellen Visayas-Standorte einen Ausgangspunkt für die Bewertung bieten, wo ein Markteintritt erfolgen könnte. Bioenergie hingegen hatte zum 17. April 2026 ein betriebliches Kraft-Wärme-Kopplungsbeispiel in der 8-MW-Erweiterung im Zusammenhang mit der Central Azucarera de San Antonio.

Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind nach dem Berichtskauf verfügbar

Versorgungsunternehmen repräsentierten im Jahr 2026 einen Marktanteil von 62,3 % am philippinischen Markt für erneuerbare Energien. MTerra Solar Phase 1, ein integriertes Solar- und Speicherprojekt, nahm am 26. August 2026 den kommerziellen Betrieb auf, und zwar im Rahmen eines Stromversorgungsvertrags mit Meralco über 600 MWac Mittellaststromkapazität.^[3] Die Anschlussgenehmigung der Anlage umfasste 950 MWac Solarkapazität und 825 MW Batteriespeicher. Die Lieferung des vereinbarten Mittellastprofils ist daher für die Versorgungsbeziehung des größten Segments von zentraler Bedeutung, da der vertraglich vereinbarte Versorgungsservice von der Solar- und Speicheranlagenkapazität des Projekts abweicht.

Gewerbe- und Industriekunden bilden das am schnellsten wachsende Segment mit einem prognostizierten CAGR von 22,3 % zwischen 2027 und 2032. ACEN Renewable Energy Solutions (ACEN RES) bediente im Geschäftsjahr 2025 753 Gewerbe- und Industriekunden. Sein gesamtes philippinisches Einzelhandels-Stromversorgungsportfolio erreichte im ersten Halbjahr 2026 587 MW. Diese Expansion von fast 22 % gegenüber Ende 2025 innerhalb von sechs Monaten unterstützt die Einzelhandelsversorgungsmöglichkeit des Segments, bei der die Beschaffung von mehr Strom die Unternehmensnachfrage bedienen kann, ohne dass Käufer eine eigene Erzeugung betreiben müssen.

Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind nach dem Berichtskauf verfügbar

Geografische Analyse

Markt für erneuerbare Energien in Luzon

Luzon ist die größte geografische Region für erneuerbare Energien, wobei seine kommerzielle Bedeutung sowohl mit installierten Anlagen als auch mit dem Umfang der Stromversorgung zusammenhängt. Das DOE verzeichnete im Jahr 2025 eine installierte erneuerbare Kapazität von 10.533 MW auf Luzon in netzgebundenen und netzunabhängigen Systemen. Über alle Erzeugungstechnologien hinweg produzierte das Luzon-Netz im Jahr 2025 89.614 GWh Bruttostromerzeugung. Für Entwickler verbindet dies einen etablierten Bestand an erneuerbaren Energieanlagen mit einem erheblichen Stromsystem, in dem ein neues Projekt seine kommerzielle Rolle finden muss.

Versorgungsvereinbarungen können einem Wasserkraftwerk einen kommerziellen Fußabdruck verschaffen, der über die Provinz hinausgeht, in der sich seine Anlagen befinden. SNAP-Benguet besitzt und betreibt den Ambuklao-Binga-Wasserkraftkomplex in Benguet, bestehend aus den Anlagen Ambuklao (112,5 MW) und Binga (140 MW). In Ilocos Sur liefert das Bakun-AC-Kraftwerk der Luzon Hydro Corporation Strom an die National Power Corporation im Rahmen eines Stromabnahmevertrags, wobei die Erzeugung über die Übertragungsleitung Bauang-Bakun in das Luzon-Netz eingespeist wird. Die Versorgungsabnahme kann daher den Wert eines Wasserkraftstandorts neben der lokalen Erzeugungskapazität prägen, da die Käuferbeziehung diesen Vermögenswert mit dem weiteren Luzon-Stromsystem verbindet.

Ilocos Norte und Leyte stellen unterschiedliche kommerzielle Aufgaben dar, die Investitionen in bestehende Windanlagen und den Betrieb von Geothermieerzeugung umfassen. ACEN schloss in den Jahren 2025 und 2026 ein zweiphasiges Wartungs- und Reparaturprogramm an seinem 52-MW-NorthWind-Projekt in der Bangui Bay, Ilocos Norte, ab. Das Betriebsportfolio von First Gen für 2025 umfasste geothermische Anlagen auf Leyte unter seiner Tochtergesellschaft Energy Development Corporation (EDC). Die Windarbeiten veranschaulichen Investitionen in eine bestehende Anlage, während das Leyte-Portfolio eine operative Erzeugungspräsenz begründet, die über eine Tochtergesellschaft verwaltet wird. Die Aufrechterhaltung der Anlagenleistung kann unabhängig von der Erweiterung der Nennkapazität kommerzielle Arbeit schaffen und macht den Anlagenzustand zu einer eigenständigen Nachfragequelle neben dem Neubau.

Regulierungsrahmen und Ausblick

Der Vergleich untersucht ausgewählte Rechtsordnungen aus der Perspektive eines registrierten Entwicklers erneuerbarer Energien, der nationale Unterstützung und provinzielle Betriebskosten bewertet. Das Republik-Gesetz Nr. 9513 legt eine Fiskal- und Nichtfiskalanreizpolitik fest, wobei das DOE die federführende Umsetzungsbehörde ist. Der Einnahmencode von Benguet erhebt 1,5 % des Bewertungswertes auf Tiefbauarbeiten, Ausrüstung, Maschinen und andere Verbesserungen, die tatsächlich und ausschließlich für die Anlagen erneuerbarer Energien registrierter Entwickler genutzt werden. Diese Instrumente betreffen unterschiedliche Teile der Investitionsgrundlage, wobei nationale Projektunterstützung und lokale Vermögensteuerbelastung jeweils die kommerziellen Erträge beeinflussen.

Die nationale Bewertung „Mittel” spiegelt Anreizunterstützung wider, die durch Projektförderfähigkeit gemäßigt wird. Geplante jährliche Auktionen ab 2026 und Lieferungen von 2027 bis 2035 unterstützen die Verbesserung durch zusätzliche Beschaffungsmöglichkeiten, obwohl die GEA-5-Offshore-Wind-Aussetzung im Juli 2026 die Wiederaufnahme von genehmigten Ergänzungsdokumenten abhängig machte. Benguets Bewertung „Mittel” balanciert eine definierte steuerliche Behandlung mit einer wiederkehrenden Abgabe auf qualifizierende Anlagenverbesserungen. Seine operative erneuerbare-Energie-spezifische Bestimmung unterstützt eine Richtung „Keine Änderung”, was die lokale Vermögensteuerbelastung zu einem fortlaufenden Bestandteil der Kostenstruktur des Entwicklers macht.

Wertschöpfungskettenstufen

Die Wertschöpfungskette vergleicht Bau, Erzeugungsverkäufe und Einzelhandelsversorgung, bei denen Anbieter durch unterschiedliche Vertragsbeziehungen Einnahmen erzielen. Terra Solar Philippines schloss am 23. Oktober 2025 einen Ingenieur-, Beschaffungs- und Bauvertrag (EPC-Vertrag) mit dem Onshore-Auftragnehmer GEDI Construction Development Corporation für den Südblock von MTerra Solar in Zentralluzon ab. Das philippinische Geschäft von ACEN nutzte im Geschäftsjahr 2025 vertraglich vereinbarte Vertriebskanäle für einen erheblichen Teil seiner Kapazität und verkaufte die verbleibende Versorgung über den Großhandels-Stromspotmarkt. Die Wertschöpfung verlagert sich daher von der Lieferung eines physischen Projekts hin zum Verkauf seiner Erzeugung und der Festlegung der Bedingungen der Kundenversorgung.

Markteintritt und Vertragspreisgestaltung schaffen nach dem Projektbau unterschiedliche Risiken. Im April 2026 koordinierte das DOE mit Netz-, Regulierungs- und Marktbehörden die Anforderungen an Übertragung, Netzanschluss, Inspektion, Registrierung und Messung für Projekte, die auf den kommerziellen Betrieb warten. Im Geschäftsjahr 2025 nutzten die Vereinbarungen von ACEN RES mit anfechtbaren Kunden im Rahmen des Wettbewerbs im Einzelhandel und des Green Energy Option Program feste Tarife oder benchmarkindexierte variable Preisgestaltung. Der Schutz der Einzelhandelseinnahmen hängt daher davon ab, die Preisbasis des Kunden mit der zugrunde liegenden Stromexposition des Anbieters abzustimmen.

Wesentliche Chancen für Marktteilnehmer

Die Chancen vergleichen kleinere Solarinstallationen für den Eigenverbrauch mit Angeboten zur erneuerbaren Energieerzeugung für die Stromversorgung abgelegener Gebiete. Im August 2026 vereinfachte das DOE bestimmte Genehmigungen für Mikro-Solarsysteme bis zu 1 Kilowatt und qualifizierende Nulleinspeisungsinstallationen, während die geltenden technischen und sicherheitstechnischen Anforderungen beibehalten wurden. Die vorläufige Mikronetz-Liste des DOE vom September 2026 umfasste 369 Gebiete in 23 Provinzen und rund 101.468 nicht versorgte Haushalte, vorbehaltlich Validierung, Aktualisierung und endgültiger Festlegung für mögliche künftige Ausschreibungen. Diese Entwicklungen eröffnen unterschiedliche Zugangswege zu Kunden, wobei die Installationskonformität das Angebot für kleinere Systeme und die Definition des Versorgungsgebiets das Angebot für die Fernversorgung bestimmt.

Die deutlichste kurzfristige Möglichkeit ist ein konformes Eigenverbrauchs-Solarangebot, das engere Genehmigungsanforderungen in einen praktischen Installationsservice umwandelt. Mikro-Solarsysteme unterliegen weiterhin den geltenden technischen und sicherheitstechnischen Pflichten, während die Baugenehmigungsbefreiung für qualifizierende Nulleinspeisungssysteme von einer bestehenden baulichen Freigabe abhängt. Anbieter müssen daher diese Kundenwege unterscheiden, bevor sie ein standardisiertes Paket anbieten, da der politische Vorteil darin besteht, die Installation der qualifizierenden Kategorie anzupassen.