Umbau des Energiesektors bietet Geschäftschancen

Die Transformation des Energiesektors ist eine der drängendsten Aufgaben für die philippinische Regierung. Im Zuge steigender Öl- und Gaspreise - ausgelöst durch den Nahostkonflikt - rief Präsident Ferdinand Marcos Junior Ende März 2026 den nationalen Energienotstand aus und kündigte den zügigen Umbau der Energieversorgung an. Ziel ist es, die Importabhängigkeit bei den fossilen Energieträgern zu verringern, die erneuerbaren Energien auszubauen und die Treibhausgasemissionen zu senken. Der Strombedarf dürfte bis 2030 im Schnitt um 5,4 Prozent jährlich steigen.

Ambitionierte Pläne für Wind und Solar

Die Philippinen decken 60 Prozent ihres Primärenergiebedarfs über Importe. Zwei Drittel der Kohle und nahezu sämtliche Ölerzeugnisse werden im Ausland bezogen. Um die Abhängigkeit von Lieferungen, vor allem aus Indonesien und den Golfstaaten, zu verringern, will das Land heimische Energiequellen stärker nutzen. Im Fokus stehen dabei Solar- und Windenergie. Die Regierung hat sich in ihrem Philippine Energy Plan 2023-2050 zum Ziel gesetzt, den Anteil der Erneuerbaren an der Stromerzeugung bis 2050 auf 50 Prozent zu verdoppeln.

Im Stromsektor sind die Philippinen bereits auf einem guten Weg: Ein Drittel der Erzeugungskapazitäten entfielen 2024 auf Wasserkraft, Geothermie, Solar, Wind und Biomasse. Die netzgebundene Leistung von Photovoltaik (PV) hat sich binnen fünf Jahren auf 2,7 Gigawatt verdreifacht. Bis 2030 sollen die Kapazitäten weiter auf 10 Gigawatt steigen, so die Pläne der Energiebehörde Department of Energy (DOE). Deutlich langsamer geht es bei der Windstromerzeugung voran. Der Ausbau von aktuell 0,5 auf 7,7 Gigawatt bis 2030 ist ambitioniert. Die International Energy Agency (IEA) rechnet bis dahin mit einer installierten Kapazität von höchstens 4 Gigawatt. 

Erdgas und Atomkraft als Grundlast

Zur Sicherstellung der Grundlast werden die Philippinen auf absehbare Zeit nicht auf Großkraftwerke verzichten können. Statt Kohle soll dabei eigenes Erdgas aus dem Malampaya-Gasfeld zum Einsatz kommen. Bereits seit 2020 besteht ein Moratorium für den Bau neuer Kohlekraftwerke. Zudem erwägt die Regierung den Wiedereinstieg in die Atomkraft. Laut ihrer 2024 vorgestellten Nuclear Energy Roadmap könnten bis 2050 Kraftwerke mit einer Leistung von 4,8 Gigawatt ans Netz gehen. 

Im Rahmen des Transmission Development Plan 2025-2050 will die Regierung das Stromübertragungs- und -verteilungsnetz ausbauen und modernisieren. Neben einer Integration der Netze in den Hauptregionen Luzon, Visayas und Mindanao strebt sie eine Anbindung an die Stromnetze der Nachbarstaaten im Rahmen des ASEAN Power Grid (APG) Projekts an.

Die Transformation des philippinischen Energiesektors bietet Beteiligungschancen entlang der gesamten Wertschöpfungskette. Der Internationale Währungsfonds (IWF) schätzt den Investitionsbedarf bis 2050 auf 200 Milliarden US-Dollar (US$). Bei den erneuerbaren Energien zählen die Philippinen zu den attraktivsten Märkten weltweit. Im Climatescope-Ranking von Bloomberg NEF belegt das Land 2025 den 4. Platz unter den Schwellenländern und in Asien den 2. Platz hinter Indien. Im Juni 2026 befanden sich 46 Erneuerbare-Energien-Vorhaben mit einem Investitionsvolumen von 6 Milliarden US$ im Bau, so die Investitionsbehörde Board of Investment (BOI). Deutsche Unternehmen sind bereits in vielen Segmenten aktiv und bewerten Marktentwicklung und Investitionsbedingungen überwiegend positiv. 

Nächste Ausschreibungsrunden für erneuerbare Energien ab 2027

Die philippinische Regierung hat im Februar 2026 die Fortsetzung ihres Ausschreibungsprogramms für erneuerbare Energien, Green Energy Auction (GEA), angekündigt. In vier Auktionsrunden (GEA-6 bis GEA-9) sollen Projekte mit einer Kapazität von insgesamt 25 Gigawatt vergeben werden, so die Pläne der philippinischen Energiebehörde Department of Energy (DOE). In den ersten vier Ausschreibungsrunden zwischen 2022 und 2025 wurden bereits 22 Gigawatt an Photovoltaik (PV)-, Onshore-Wind-, Wasserkraft-, Geothermie- und Stromspeicherkapazitäten vergeben. Diese sollen bis Ende 2029 ans Netz gehen.

Offshore-Wind-Auktion gestoppt

Das DOE setzte Anfang Juli 2026 die Auktion GEA-5 zur erstmaligen Vergabe von Offshore-Wind-Projekten für unbestimmte Zeit aus. Die Auktion war bereits im November 2025 gestartet und beinhaltete eine Gesamtkapazität von 3,3 Gigawatt. Das DOE hatte bereits neun Bieter auf eine Shortlist gesetzt, die Bezuschlagung war für Ende August 2026 geplant. Die Offshore-Anlagen sollten zwischen 2028 und 2030 ans Netz gehen. Zur Begründung gab das DOE an, dass die Vergabemodalitäten überarbeitet werden sollen. Auch müsste geklärt werden, ob die Infrastrukturbedingungen zum Bau von Offshore-Windparks gegeben sind. Denn in den windreichen Küstenregionen fehlt meist der Anschluss an das Stromnetz und auch Verladehäfen für den Transport sowie Industrieflächen für die Montage der Windkraftanlagen sind oft nicht vorhanden. 

Technologieoffenheit bietet Geschäftschancen

Die ab 2027 laufenden Auktionen werden laut DOE alle zur Verfügung stehenden erneuerbaren Technologien abdecken. Bei GEA-6 liegt der Fokus auf Onshore-Wind und schwimmenden PV-Anlagen. GEA-7 soll Aufdach-PV und PV plus Batteriespeicher (Battery Energy Storage System; BESS) abdecken. Bei GEA-8 sind erstmals Agri-PV und Canal-Top-Solar, also PV-Anlagen über offenen Wasserkanälen, bei der Auktion mit dabei. In der letzten Tranche GEA-9 im Jahr 2035 sollen Biomasse-, Geothermie-, Solar-, Wasserkraft- und Onshore-Windprojekte vergeben werden, so die Informationen des DOE.

Der lange Vorlauf für die Ausgestaltung der kommenden Auktionen soll für mehr Planungssicherheit bei den potenziellen Investoren sorgen. Die Technologieoffenheit dürfte zudem den Markt auch für Lösungsanbieter in unterentwickelten oder neuen Segmenten wie Aufdach-PV, Agri-PV und Canal-Top-Solar ansprechen. Für deutsche Unternehmen, die hier bereits Projekterfahrung mitbringen, könnte der philippinische Markt mit den geplanten Ausschreibungen ab 2027 interessant werden. Die Batteriestromspeicherkapazitäten sollen sich bis 2035 gegenüber 2025 auf 4,5 Gigawatt versechsfachen, so Bloomberg NEF.

Preisobergrenzen bei Ausschreibungen angepasst

Auch der Markt für Freiflächen-PV bleibt attraktiv, da hier der erwartete Zubau mit 10 bis 12 Gigawatt bis 2035 am größten ist. Während bei der Ausrüstung vor allem regionale Hersteller zum Zuge kommen, eröffnen die Bereiche Projektentwicklung und Engineering-Procurement-Construction (EPC) auch internationalen Anbietern Chancen. Allerdings ist der Kostendruck für die Entwickler hoch. Die ERC hat aber die Höchstgebotspreise (reserved price) in der GEA-4-Auktion zum Teil nach oben angepasst, nachdem in früheren Runden auf weniger Megawatt geboten wurde als ausgeschrieben waren.

 

Der vorübergehende Stopp der ersten Offshore-Wind-Auktion ist ein Rückschlag für die Branche. Im Philippine Energy Plan 2023-2050 sollten bis Ende 2030 eigentlich 8 Gigawatt Onshore- und Offshore-Kapazitäten am Netz sein. Dieses Ziel dürfte nun kaum noch zu erreichen sein. Generell bietet die Windkraft aber durchaus Wachstumspotenzial. Laut OECD sind in den Philippinen technisch bis zu 180 Gigawatt möglich. Das Segment eröffnet damit weiterhin Geschäftschancen für Ausrüstungs- und Technologieanbieter. 

Ohne Netzausbau keine Energiewende

Der Ausbau der Netzinfrastruktur bietet ebenfalls Beteiligungschancen für deutsche Ausrüster und Projektierer. Um den Anteil der Erneuerbaren im Energiemix wie geplant auf 50 Prozent zu verdoppeln, müssten bis 2040 rund 130 Milliarden US$ in das Übertragung- und Verteilungsnetz investiert werden, so die Berechnung des DOE. Die Investitionen sind Voraussetzung dafür, dass die Ausbauziele für Solar- und Windkraft überhaupt erreicht werden können, ohne die Stabilität des ohnehin anfälligen Stromnetzes zu gefährden. Die wachsende Elektrifizierung des Straßenverkehrs dürfte den Netzumbau zusätzlich beschleunigen. Ziel bis 2040 ist ein Elektrofahrzeuganteil von 50 Prozent bei den Neuzulassungen.

Im Rahmen ihres Transmission Development Plans will die Regierung bis 2050 rund 250 Netzprojekte realisieren. Davon befanden sich Ende 2025 23 im Bau, so die Angaben des Netzbetreibers National Grid Corporation of the Philippines (NGCP). Bis 2034 soll das Leitungsnetz um 5.145 Kilometer verlängert sowie neue Umspannwerke mit einer Gesamtleistung von knapp 64.000 Megavoltampere ans Netz gehen. Der Investitionsbedarf hierfür beziffert NGCP auf rund 18 Milliarden US$.

 

Die Marktakteure im philippinischen Energiesektor reichen von multinationalen Konzernen bis hin zu kleinen, lokalen Ausrüstungs- und Lösungsanbietern. Bei Großvorhaben kooperieren oft inländische Unternehmen mit internationalen Technologieanbietern, die über Projekterfahrung in dem jeweiligen Segment verfügen. Angesichts der ambitionierten Ausbauziele bei den erneuerbaren Energien bietet diese Konstellation Chancen für deutsche Unternehmen. Dies gilt vor allem für Offshore-Wind sowie für Photovoltaik, Biomasse und Geothermie.

Stromerzeugung liegt überwiegend in der Hand großer Industriekonzerne

Wenige, große unabhängige Produzenten (Independent Power Producer; IPP) dominieren die Stromerzeugung. Ihr Anteil an der gesamten Stromproduktion liegt bei rund 90 Prozent. Diese IPPs sind meist Teil führender Industrieholdings. Oft sind sie auch in anderen Geschäftsbereichen wie Stromverteilung und Stromhandel aktiv. Die wichtigsten sind Aboitiz Power und San Miguel Global Power. Sie betreiben neben den eigenen Anlagen auch als Konsortium gemeinsam mit dem führenden philippinischen Stromversorger Meralco weitere Kohle- und Gaskraftwerke. Zusammen halten sie einen Anteil an den gesamten Stromerzeugungskapazitäten von über 40 Prozent.

Der drittgrößte Erzeuger ist die First Gen Holding mit etwa 14 Prozent Anteil an den Erzeugungskapazitäten. Über ihre Tochter Energy Development Corporation (EDC) zählt die Holding zu den größten Produzenten von Strom aus Geothermie weltweit. Daneben ist das Unternehmen an Wasser- und Gaskraftwerken sowie Solar- und Windparks beteiligt. Ein weiterer wichtiger Player ist ACEN. Das zur Ayala-Gruppe gehörende Unternehmen produziert inzwischen nur noch Strom aus erneuerbaren Energien. Während bei fossiler Energie nur die großen IPPs tätig sind, sind bei erneuerbaren Energien auch kleinere lokale Investoren und Entwickler aktiv. Diese kooperieren häufig mit projekterfahrenen Ausrüstungs- und Lösungsanbietern.

Netzbetreiberkonsortium mit chinesischer Beteiligung 

Das philippinische Stromnetz befindet sich über die National Transmission Corporation (TransCo) im staatlichen Besitz. Der Netzbetrieb wurde 2007 an ein privates Konsortium, der National Grid Corporation of the Philippines (NGCP), vergeben. Daran ist auch die State Grid Corporation of China mit 40 Prozent beteiligt. Angesichts der Spannungen zwischen beiden Ländern im Südchinesischen Meer wird diese Beteiligung aber zunehmend kritisch gesehen. China könnte durch die Beteiligung kritische Infrastruktur des Landes kontrollieren.

Die Stromverteilung ist hingegen kleinteiliger organisiert. Laut Energy Regulatory Commission (ERC) gab es 2024 rund 150 Verteilnetzbetreiber (Distribution Utilities; DU) in den Philippinen. Es gibt rund 20 private DUs und etwa 120 Elektrizitätsgenossenschaften (Electric Cooperatives). Kleine Stromverbraucher (Captive Consumer) mit einer Spitzenlast von weniger als 100 Kilowatt werden direkt von den lokalen DUs beliefert. 

Mit 8 Millionen Kunden ist Meralco der mit Abstand größte private Anbieter und versorgt einen Großteil der Haushalte in Metro Manila und den umliegenden Provinzen mit Strom. Weitere private Verteilnetzbetreiber sind beispielsweise Visayan Electric Company oder Davao Light and Power. Die meisten Haushalte werden über eine der Elektrizitätsgenossenschaften mit Strom versorgt. Die größte ist Batangas II Electric Cooperative mit knapp 300.000 Kunden. Die meisten Genossenschaften haben weniger als 100.000 Kunden. 

 

Deutsche Unternehmen können mit spezieller Expertise punkten

Mit der wachsenden Attraktivität des philippinischen Energiesektors, insbesondere bei den erneuerbaren Energien, ist auch die Zahl der Unternehmen in diesem Industriezweig in den letzten Jahren stark gestiegen. Entlang der gesamten Wertschöpfungskette finden sich lokale und internationale Akteure. Die philippinischen Industriekonglomerate wie Ayala, San Miguel oder Lopez Holding decken über ihre breit diversifizierten Firmennetzwerke bereits viele Projektschritte wie Planungs-, Bau- und Ingenieursdienstleistung intern ab.

Nicht vorhandene Expertise wird extern zugekauft, was deutschen Unternehmen mit Projekterfahrung und Spezialtechnologie Geschäftschancen eröffnet. So hat Bauer Spezialtiefbau Bohrungen für Geothermieprojekte durchgeführt. Wind- und Solarparks müssen an die herausfordernden Standortbedingungen auf den Philippinen mit jährlich 20 Tropenstürmen, häufigen Überschwemmungen und Erdbeben angepasst werden. Bei den geplanten Offshore-Projekten könnten deutsche Partner ihre Technologie und Erfahrung einbringen, zum Beispiel Fundamentlösungen für Windparks in Taifun-Regionen.

Regierung will Importabhängigkeit bei Energietechnik verringern

Bei konventioneller Kraftwerkstechnik, erneuerbaren Energien sowie Stromübertragungs- und Verteilungstechnik bleiben die Philippinen auf ausländische Lieferungen angewiesen. Chinesische Unternehmen sind in allen Segmenten stark vertreten. Beispielsweise war der Importwert von Solarmodulen aus China in den ersten fünf Monaten 2026 mit 524 Millionen US$ mehr als doppelt so hoch wie im Vorjahreszeitraum.

Daneben sind Ausrüstungshersteller aus Japan, Südkorea, den USA und Europa oft über eigene Service- und Wartungscenter im Markt aktiv. Die philippinische Regierung will die Importabhängigkeit im Energiesektor verringern. Im Rahmen des Strategic Investment Priority Plan fördert sie unter anderem die Produktion von Komponenten und Modulen für Solar- und Windkraft sowie von Batteriespeichern.

Bei Fertigung in einer der Sonderwirtschaftszonen (Philippine Economic Zone Authority; PEZA) sind Unternehmen für bis zu sieben Jahre von der Steuer befreit und können Maschinen und Vorprodukte zollfrei einführen. Eine Reihe von lokalen und internationalen Firmen produzieren Solarmodule in den Philippinen. Zu den bedeutendsten gehören Tidesolar und Gstar (Singapur) mit Produktionskapazitäten von jeweils 1 Gigawatt sowie Solar Philippines mit 0,8 Gigawatt pro Jahr. Im April 2026 kündigte Genuine Renewable Energy and Eco-Friendly Energy Network Corp. (GREENC) an, umgerechnet 6 Millionen US$ in den Bau einer Solarmodulfabrik zu investieren.

Im Philippine Energy Plan 2023-2050 hat die Regierung ihre Ziele für den Energiesektor formuliert. Bis 2050 soll sich der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung auf 50 Prozent verdoppeln. Daneben steht der Ausbau des Übertragungs- und -verteilnetzes im Mittelpunkt. Die Steuerung und Koordination der Sektorziele ist nicht einfach: Hält der Netzausbau nicht mit dem Kapazitätszubau mit, sind Engpässe bei der Einspeisung aus kleinen, dezentralen Kraftwerken zu erwarten. Bereits heute müssen Wind- und Solaranlagen zum Teil temporär abgeregelt werden, um die Netzstabilität nicht zu gefährden.

Strommarkt ist weitgehend liberalisiert

Mit dem Electric Power Industry Reform Act (EPIRA) fiel 2001 der Startschuss für die Neuorganisation des philippinischen Strommarktes. Die Entflechtung (Unbundling) hat dazu geführt, dass sich Erzeugung, Übertragung, Verteilung und Handel heute überwiegend in privater Hand befinden. Auf Regierungsseite legt das Department of Energy (DOE) die Richtlinien (Circulars) für die Marktteilnehmer fest, ist für die Steuerung des Strommarktes und die Entwicklung und Durchführung von Regierungsprogrammen für den Energiesektor zuständig. Die Regulierungsbehörde Energy Regulatory Commission (ERC) ist unter anderem für die Überwachung des Stromnetzes verantwortlich und legt die Stromtarife fest. Die Philippinen haben neben Singapur die höchsten Strompreise in der Region.

Trotz Entflechtung des Strommarktes können Unternehmen in verschiedenen Segmenten aktiv sein. So kann ein Stromverteiler (Distribution Utility; DU) bis zu 50 Prozent seines Strombedarfs über Eigenproduktion oder über Beteiligungen an anderen Erzeugern decken. Beispielsweise ist die größte DU in den Philippinen, Meralco, auch ein bedeutender Stromproduzent und im Rahmen von Konsortien an Gas- und Kohlkraftwerken beteiligt. Um eine Monopolbildung zu verhindern, darf ein einzelner Stromerzeuger maximal 30 Prozent der Gesamtkapazitäten halten.

Immer mehr Stromkunden können ihren Versorger selbst wählen

Das von der National Grid Corporation of the Philippines (NGCP) betriebene nationale Stromübertragungsnetz besteht aus drei regionalen Netzen in den Hauptregionen Luzon, Visayas und Mindanao, die über Hochspannungskonnektoren und Unterseekabeln miteinander verbunden sind. Bei der Stromverteilung gibt es neben den rund 20 privaten DUs weitere 120 regionale Genossenschaften (Electric Cooperative; EC). Die Verteilstromnetzbetreiber verteilen den Strom weiter an die Versorger (Supplier) in ihren Servicegebieten. Gemäß Renewable Portfolio Standard (RPS) müssen die Versorger mindestens 2,5 Prozent ihres Stroms aus erneuerbaren Energien beziehen.

Bei den Endabnehmern gibt es zwei Kategorien: Großkunden (Contestable Consumer) können ihren Supplier frei wählen, während kleinere Verbraucher (Captive Consumer) an ihren lokalen Versorger gebunden sind. Im Juni 2026 wurde die Untergrenze für Contestable Consumer auf eine Spitzenlast von 100 Kilowatt statt wie bisher 500 Kilowatt abgesenkt. Dadurch können weitere 12.000 Kunden ihren Stromlieferanten künftig selbst auswählen. Im Juli 2026 gab es rund 3.300 Contestable Consumer. Davon waren 2 Prozent Unternehmen mit sehr hohem Strombedarf, die auch direkt Abnahmeverträge mit Stromproduzenten schließen können. 

Stromhandel erfolgt vor allem über Abnahmeverträge

Der Stromhandel zwischen den Akteuren erfolgt zu 80 bis 90 Prozent über bilaterale Lieferverträge (Power Supply Agreement; PSA), mit einer Laufzeit von bis zu 20 Jahren. Die restlichen 10 bis 20 Prozent werden über die zentrale Plattform Wholesale Electricity Spot Market (WESM) gehandelt. Dort müssen alle Produzenten ihre nicht über PSA reservierten Kapazitäten anbieten. Der Spot-Preis wird über Angebot und Nachfrage im 5-Minuten-Takt ermittelt. Seit dem Beginn der Nahostkrise ist er rasant gestiegen und war im Juni 2026 mit umgerechnet 0,15 US-Dollar (US$) fast dreimal so hoch wie vor dem Konflikt.

Vielfältige Marktinstrumente für Stromproduzenten

Produzenten von Strom aus erneuerbaren Energien können entweder im Rahmen von Green Energy Auctions (GEA) auf die vom DOE auktionierten Kapazitäten bieten oder über das Green Energy Option Programm (GEOP) direkt an Endverbraucher mit einer Spitzenlast von mindestens 50 Kilowatt verkaufen. Über das Net-Metering-Programm können Produzenten mit einer Kapazität von maximal 100 Kilowatt ihren überschüssigen Strom ins Netz einspeisen.

Mit dem Expanded Roof-mounted Solar Programm können Betreiber von Aufdach-PV-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 100 Kilowatt ihren Strom ins Netz oder an den Versorger abgeben. Statt den Strom direkt zu verkaufen, kann er auch als Renewable Energy Certificate (REC) auf dem Renewable Energy Market (REM) an Supplier veräußert werden, damit diese beispielsweise ihre Mindestquote von 2,5 Prozent an Stromproduktion aus erneuerbaren Energien erreichen.

Die Regierung hält für Investitionen in erneuerbare Energien eine Reihe von Incentives bereit. Im WESM-System wird der Strom bevorzugt gehandelt. Auch sind die Investoren in den ersten sieben Jahren nach Inbetriebnahme von der Einkommensteuer befreit, danach gilt ein reduzierter Gewerbesteuersatz von 10 statt 20 Prozent. Zudem fällt auf den Stromverkauf und andere Dienstleistungen keine Mehrwertsteuer an. Des Weiteren können Sonderabschreibungen auf die Ausrüstung in Anspruch genommen werden. Ausführliche Informationen bietet die Investitionsbehörde Board if Investment (BOI).

Verbesserungen bei Projektfinanzierung

Die Finanzierung von Erneuerbare-Energie-Projekten gestaltet sich zum Teil schwierig, so die Einschätzung des Internationalen Währungsfonds (IWF). Die philippinische Regierung will die Rahmenbedingungen für Investoren verbessern und hat beispielsweise 2025 das Limit zur Vergabe von Einzelkrediten für solche Vorhaben von 25 auf 40 Prozent des Nettovermögens der Bank hochgesetzt. Die philippinischen Banken emittieren verstärkt Anleihen für Nachhaltigkeitsprojekte (Green Bonds) und die Nachfrage danach wächst. Der größte Finanzdienstleister BDO hat seit 2022 grüne Anleihen im Wert von 6,3 Milliarden US$ am Markt platziert.

Landerwerb und Fachkräftemangel sind Hürden

Ausländische Investoren dürfen in den Philippinen kein Land erwerben. Ende 2025 wurde allerdings die Höchstdauer für die Pacht von 75 auf 99 Jahre angehoben. Der Prozess ist aber nach Aussage von Marktkennern weiterhin lang und bürokratisch, was vor allem bei größeren Windkraft- und PV-Projekten häufig zu Verzögerungen führt. Ein weiteres Problem ist die Verfügbarkeit von Fachkräften im Bereich erneuerbare Energien. Um diese Lücke zu schließen, hat die Deutsch-Philippinische Industrie und Handelskammer 2025 eine Kooperationsvereinbarung mit der philippinischen Ausbildungsbehörde TESDA zur Förderung von "Green Jobs" geschlossen - unter anderen für erneuerbare Energien.

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