EPRX需給調整市場入門：調整力商品類型與交易機制全解析

一、為什麼需要需給調整市場？

電力的物理特性決定了其無法大量儲存，因此發電量與用電量必須在每一個瞬間保持精確平衡。日本的電力系統採用「計畫值同時同量制度」，要求發電事業者與小売電気事業者以30分鐘為單位，使計畫值與實績值一致。然而，現實中的需求預測誤差、再生能源出力變動、以及30分鐘內的瞬間波動，都無法完全透過計畫來消化。

一般送配電事業者（TSO）必須在這些計畫外的偏差發生時，即時調整電源出力，以維持系統頻率（東日本50Hz、西日本60Hz）的穩定。這種「最後一道防線」的調整能力，就是調整力（Ancillary Services）。

需給調整市場（EPRX）正是為了讓這種調整力能夠透過市場機制、以競爭方式透明取得而設立的交易所。從2021年度開始運作，並於2024年度起將所有調整力的採購全面移轉至市場化。

### 調整力的四大對應事象

TSO需要調整力來應對四類情境：

## 二、調整力商品的五種類型

EPRX 將調整力依照應動速度與對應頻率變動周期分為五種商品，各有不同的技術規格要求。

### 2-1 一次調整力（GF機能）

一次調整力對應極短周期（數秒至數分鐘）的頻率偏差。其最大特徵是自端制御——電源設備在偵測到本地頻率變化時，無需等待TSO指令，即自動調整出力。

應動時間要求10秒以內（離線監視時為30秒以內），持續時間5分鐘以上。這是維持系統慣性的第一道防線，傳統上由大型旋轉機組（火力、水力）的調速器（Governor）自動執行。

### 2-2 二次調整力①（LFC機能）

二次調整力①對應短周期（數分鐘至十數分鐘）的負荷變動。TSO透過中央給電指令所（給電指令）以0.5秒至數十秒的間隔發出指令，電源必須在5分鐘以內完成應動，並持續30分鐘。

LFC（Load Frequency Control）是維持系統頻率在允許偏差範圍內的核心機制，需要快速且精確的出力調整能力。

### 2-3 二次調整力②（EDC機能）

二次調整力②同屬EDC（Economic Dispatch Control）機能，但與三次調整力①的差異在於應動速度較快。指令間隔為數秒至數分鐘（或5分鐘），應動時間5分鐘以內，持續30分鐘。

此商品設計允許應動速度較快的資源（如蓄電池、快速起動型燃氣機組）選擇入札，與三次調整力①形成互補。

### 2-4 三次調整力①（EDC機能・標準型）

三次調整力①是最常見的調整力商品，對應電源脱落等較大規模的需給偏差。指令間隔數秒至數分鐘（或5分鐘），應動時間15分鐘以內，持續30分鐘。

大多數火力發電機組的起動特性符合此商品的技術要件，是目前市場交易量最大的商品類型。

### 2-5 三次調整力②（再生能源預測誤差對應）

三次調整力②是專為應對閘口關閉（GC）前的再生能源預測誤差而設計的商品，也是五種商品中應動時間最長（60分鐘以內）、指令間隔最長（30分鐘）的類型。

正因為技術要件相對寬鬆，三次調整力②允許更多樣化的資源參與，包括需要較長起動時間的電源、以及透過聚合業者整合的分散型資源。

## 三、ΔkW交易的核心邏輯

### 3-1 ΔkW是什麼？

需給調整市場交易的標的是ΔkW（差分千瓦），而非電力量（kWh）本身。ΔkW代表的是：

在實需給時點的各時間帶，預先確保具備必要能力的電源等，使其處於「可調整出力的狀態」。

換言之，TSO購買的是調整能力的預約權，而非實際發出的電力。這與容量市場（kW價值）和卸電力市場（kWh價值）形成三層互補的市場體系。

### 3-2 買賣雙方的角色

ΔkW的賣方（發電事業者、聚合業者）在落札後，有義務在指令發出時依照約定量進行出力調整。作為預約確保的對價，賣方收取ΔkW料金。

ΔkW的買方（一般送配電事業者）取得在必要時發出調整指令的權利，並支付對應的對價。

此外，當TSO實際發出運轉指令時，調整力被實際發動所產生的電力量（kWh），另外以調整電力量費用計費。調整電力量費用的單價由賣方依照經濟產業省的需給調整市場指導方針自行設定。

### 3-3 ΔkW供出可能量的計算

賣方能夠入札的最大量（ΔkW供出可能量）依資源類型而異：

單獨發電機： $Delta kW_{供出可能量} = 発電上限 - 発電計画$

需求抑制（需求回應）： $Delta kW_{供出可能量} = 合計基準値$

蓄電池（提出發電計畫情形）： $投標可能量 = 蓄電池（放電）的發電上限電力 - 發電計畫$

蓄電池（提出需求計畫情形）： $投標可能量 = 蓄電池（放電）的發電上限電力 + 需求計畫$

## 四、市場參加者與聚合機制

### 4-1 參加資格

需給調整市場的參加資格要件相對寬鬆：

• 具備法人格
• 純資產額1,000萬日圓以上
• 持有電力廣域的運営推進機関（OCCTO）的事業者代碼（或聚合業者事業者代碼）

值得注意的是，不需要發電事業者執照，且初期費用（入會金、信認金）、年會費、系統費用均為零。這大幅降低了新興資源（蓄電池、VPP、DR）的市場進入門檻。

### 4-2 資源類型

市場接受三種資源類型的入札：

### 4-3 聚合入札規則

單一資源的容量決定了是否需要聚合：

• 1,000kW以上：可單獨入札
• 1,000kW未満：必須透過聚合業者整合後入札

資源整合業者（聚合商）扮演連接一般家庭、中小企業與市場的橋梁角色。透過VPP（虛擬電廠）技術，將分散的太陽光發電、家用蓄電池、電動車（V2G）等資源整合為可交易的調整力商品。

## 五、余力活用制度

除了正式的ΔkW市場交易外，還有一個重要的補充機制——余力活用。

余力活用是指在GC後，一般送配電事業者可以活用發電事業者計畫外的剩餘出力能力，以降低社會成本、提升需給調整效率。余力活用的合約由電源保有者與TSO直接簽訂，不透過市場交易。

在實需給時點，TSO會從ΔkW約定電源與余力活用電源中，依照kWh價格由低至高的順序發出稼働指令，實現最低成本的調整力運用。

## 六、2026年4月改訂的重點

EPRX於2026年4月1日發布了需給調整市場解說書第2版，主要更新內容如下：

商品要件的變更（第11頁）：調整力商品的技術規格有所更新，特別是各商品的應動時間與繼續時間要件。

供出可能量的明確化（第17頁）：明確規定ΔkW供出可能量係指事前審查合格值，而非理論最大值。這意味著資源必須通過EPRX的事前審查程序，才能以審查合格的容量進行入札。

複合商品的前日化（第20頁）：複合市場（一次〜三次調整力①）的交易時間軸改為前日化，與三次調整力②的市場結構進一步分離。這一變更對於需要在前日現貨市場與調整力市場之間進行資源分配的發電事業者，具有重要的策略意涵。

## 七、小売電気事業者的策略意涵

對於小売電気事業者而言，需給調整市場主要有以下三個戰略切入點：

第一，透過聚合業者參與三次調整力②：若持有需求端資源（工廠、商業設施的DR能力），可透過聚合業者將這些資源整合入札，在不影響本業的前提下創造額外收益。

第二，BESS（蓄電池儲能系統）的多重收益疊加：自有或租用的BESS可同時參與卸電力市場（kWh套利）與需給調整市場（ΔkW確保），實現多層次的收益最大化。關鍵在於精確計算各時間帶的最優資源分配。

第三，理解調整力市場對不平衡費用的影響：當系統整體調整力不足時，TSO可能需要以更高成本取得調整力，這會間接推升不平衡費用單價。掌握調整力市場的供需動態，有助於更精確地預測不平衡費用風險。

## 參考資料

• 電力需給調整力取引所（EPRX）需給調整市場解説 ver.2（2026年4月1日）
• 需給調整市場指引（經濟產業省）
• 餘力活用相關契約（輸配電網協議會）
• 需給調整市場常見問題（EPRX）

EPRX需給調整市場入門：調整力商品の種類と取引メカニズム完全解説

一、なぜ需給調整市場が必要なのか？

電力は大量に貯蔵できないという物理的特性から、発電量と消費量を瞬時に一致させ続ける必要があります。日本の電力システムでは「計画値同時同量制度」が採用されており、発電事業者と小売電気事業者は30分単位で計画値と実績値を一致させることが求められています。しかし現実には、需要予測誤差、再生可能エネルギーの出力変動、30分以内の瞬時変動は計画だけでは完全に吸収できません。

一般送配電事業者（TSO）は、こうした計画外の偏差が生じた際に電源出力をリアルタイムで調整し、系統周波数（東日本50Hz、西日本60Hz）の安定を維持しなければなりません。この「最後の砦」となる調整能力が調整力（アンシラリーサービス）です。

需給調整市場（EPRX）は、この調整力を市場メカニズムを通じて競争的かつ透明に調達するために設立された取引所です。2021年度から運用を開始し、2024年度からはすべての調整力調達が市場化に移行しました。

### 調整力が対応する4つの事象

TSOが調整力を必要とする場面は4つに分類されます。

## 二、調整力商品の5種類

EPRXでは調整力を応動速度と対応する周波数変動周期に応じて5種類の商品に分類しており、それぞれ異なる技術仕様が設定されています。

### 2-1 一次調整力（GF機能）

一次調整力は極短周期（数秒〜数分）の周波数偏差に対応します。最大の特徴は自端制御——電源設備が自端で周波数変化を検知した際、TSOからの指令を待たずに自動的に出力を調整します。

応動時間は10秒以内（オフライン監視時は30秒以内）、継続時間は5分以上。これは系統慣性を維持する第一の防衛線であり、従来は大型回転機（火力・水力）のガバナーが自動的に担ってきました。

### 2-2 二次調整力①（LFC機能）

二次調整力①は短周期（数分〜十数分）の負荷変動に対応します。TSOは中央給電指令所から0.5秒〜数十秒間隔で指令を発し、電源は5分以内に応動して30分間継続する必要があります。

LFC（負荷周波数制御）は系統周波数を許容偏差範囲内に維持するための中核メカニズムであり、高速かつ精密な出力調整能力が求められます。

### 2-3 二次調整力②（EDC機能）

二次調整力②も同じくEDC（経済負荷配分制御）機能に分類されますが、三次調整力①との違いは応動速度が速い点です。指令間隔は数秒〜数分（または5分）、応動時間5分以内、継続時間30分。

この商品設計は、蓄電池や高速起動型ガスタービンなど応動の速いリソースが入札しやすいよう設計されており、三次調整力①と相補的な役割を果たします。

### 2-4 三次調整力①（EDC機能・標準型）

三次調整力①は最も一般的な調整力商品で、電源脱落などの比較的大規模な需給偏差に対応します。指令間隔は数秒〜数分（または5分）、応動時間15分以内、継続時間30分。

多くの火力発電機の起動特性がこの商品の技術要件を満たしており、現在最も取引量の多い商品タイプです。

### 2-5 三次調整力②（再生能源預測誤差對應）

三次調整力②はGCまでの再エネ予測誤差に対応するために設計された商品で、5種類の中で応動時間（60分以内）・指令間隔（30分）ともに最も長い設計となっています。

技術要件が相対的に緩やかなため、起動に時間を要する電源やアグリゲーターを通じた分散型リソースなど、多様なリソースの参入が可能です。

## 三、ΔkW取引の核心ロジック

### 3-1 ΔkWとは何か？

需給調整市場で取引される対象はΔkW（デルタキロワット）であり、電力量（kWh）そのものではありません。ΔkWとは：

実需給時点で各時間帯毎に必要な能力をもった電源等を、出力を調整できる状態で予め確保すること。

つまりTSOが購入するのは調整能力の予約権であり、実際に発電された電力ではありません。これは容量市場（kW価値）・卸電力市場（kWh価値）と三層の補完的な市場体系を形成しています。

### 3-2 売り手・買い手の役割

ΔkWの売り手（発電事業者・アグリゲーター）は落札後、指令が発せられた際に約定量に従って出力を調整する義務を負います。予約確保の対価としてΔkW料金を受領します。

ΔkWの買い手（一般送配電事業者）は必要時に調整指令を発する権利を取得し、対価を支払います。

また、TSOが実際に稼働指令を発した際、調整力が実際に発動して生じた電力量（kWh）については、別途調整電力量料金が発生します。調整電力量単価は、売り手が経済産業省の需給調整市場ガイドラインに基づいて設定します。

### 3-3 ΔkW供出可能量の計算

売り手が入札できる最大量（ΔkW供出可能量）はリソースの種類によって異なります。

単独発電機の場合： $Delta kW_{供出可能量} = 発電上限 - 発電計画$

需要抑制（デマンドレスポンス）の場合： $Delta kW_{供出可能量} = 合計基準値$

蓄電池（発電計画提出ケース）： $入札可能量 = 蓄電池（放電）の発電上限電力 - 発電計画$

蓄電池（需要計画提出ケース）： $入札可能量 = 蓄電池（放電）の発電上限電力 + 需要計画$

なお、ΔkW供出可能量とは事前審査に合格した値であることが2026年4月改訂で明記されました。

## 四、市場参加者とアグリゲート

### 4-1 参加資格

需給調整市場の参加資格要件は比較的緩やかです。

• 法人格を有すること
• 純資産額1,000万円以上
• 電力広域的運営推進機関（OCCTO）の事業者コード（またはアグリゲータ事業者コード）を保有

注目すべきは、発電事業者のライセンスは不要であり、初期費用（入会金・信認金）・年会費・システム費用もすべてゼロである点です。これにより蓄電池・VPP・DRといった新興リソースの市場参入障壁が大幅に低下しています。

### 4-2 リソース種類

市場では3種類のリソースからの入札を受け付けています。

### 4-3 アグリゲート入札ルール

リソースの容量によって単独入札かアグリゲートかが決まります。

• 1,000kW以上：単独入札可能
• 1,000kW未満：アグリゲーターを通じてアグリゲートして入札

リソースアグリゲーターは、一般家庭・中小企業と市場をつなぐ橋渡し役です。VPP（仮想発電所）技術を活用し、分散した太陽光発電・家庭用蓄電池・電気自動車（V2G）などを取引可能な調整力商品として束ねます。

## 五、余力活用制度

正式なΔkW市場取引に加え、重要な補完メカニズムとして余力活用があります。

余力活用とは、GC後に一般送配電事業者が発電事業者の計画外の余剰出力能力を活用することで、社会コストの低減と需給調整の効率化を図る仕組みです。余力活用に関する契約は電源保有者とTSOの間で直接締結され、市場取引を経ません。

実需給時点では、TSOはΔkW約定電源と余力活用電源の中からkWh価格の安い順に稼働指令を発し、最低コストでの調整力運用を実現します。

## 六、2026年4月改訂のポイント

EPRXは2026年4月1日付で需給調整市場解説書第2版を発行しました。主な改訂内容は以下のとおりです。

商品要件の変更（11ページ）：各調整力商品の技術仕様が更新されました。特に各商品の応動時間・継続時間要件が見直されています。

供出可能量の明確化（17ページ）：ΔkW供出可能量は事前審査に合格した値であることが明記されました。リソースはEPRXの事前審査プロセスを経て、審査合格容量の範囲内でのみ入札できます。

複合商品の前日化（20ページ）：複合市場（一次〜三次調整力①）の取引タイムラインが前日化されました。これにより三次調整力②市場との構造的分離が進み、前日市場（スポット市場）と調整力市場の間でリソース配分を行う発電事業者にとって重要な戦略的意味を持ちます。

## 七、小売電気事業者への戦略的示唆

小売電気事業者にとって、需給調整市場には主に3つの戦略的切り口があります。

第一に、アグリゲーターを通じた三次調整力②への参加：需要側リソース（工場・商業施設のDR能力）を保有している場合、アグリゲーターを通じてこれらのリソースを束ねて入札することで、本業に支障をきたすことなく追加収益を創出できます。

第二に、BESSの多重収益スタッキング：自社保有または賃借のBESSを卸電力市場（kWhアービトラージ）と需給調整市場（ΔkW確保）に同時参加させることで、多層的な収益最大化が可能です。各時間帯の最適なリソース配分を精緻に計算することが鍵となります。

第三に、調整力市場がインバランス料金に与える影響の把握：システム全体の調整力が不足すると、TSOはより高コストで調整力を調達せざるを得なくなり、これがインバランス料金単価の上昇に間接的につながります。調整力市場の需給動向を把握することで、インバランスリスクをより精度高く予測できます。

## 参考資料

• 電力需給調整力取引所（EPRX）需給調整市場解説 ver.2（2026年4月1日）
• 需給調整市場指引（經濟產業省）
• 餘力活用相關契約（輸配電網協議會）
• 需給調整市場常見問題（EPRX）

EPRX Balancing Market Primer: A Complete Guide to Ancillary Service Products and Trading Mechanisms

1. Why Does the Balancing Market Exist?

The physical nature of electricity — it cannot be stored at scale — means that generation and consumption must be balanced at every instant. Japan's power system operates under the "simultaneous equal-volume planning system" (keikaku-chi dōji dōryō seido), which requires generators and retailers to match their planned and actual values in 30-minute intervals. In practice, however, demand forecast errors, renewable output variability, and sub-30-minute fluctuations cannot be fully absorbed by planning alone.

Transmission system operators (TSOs) must adjust power output in real time whenever these unplanned deviations occur, maintaining system frequency stability (50 Hz in eastern Japan, 60 Hz in western Japan). This last-resort adjustment capability is known as ancillary services (調整力, chōsei-ryoku).

The Japan Electric Power Exchange for Balancing (EPRX) was established to procure these ancillary services transparently through competitive market mechanisms. Operations began in fiscal year 2021, and from fiscal year 2024, all ancillary service procurement has been fully transitioned to market-based acquisition.

### Four Scenarios Requiring Ancillary Services

TSOs require ancillary services to address four distinct scenarios:

## 2. Five Ancillary Service Products

EPRX classifies ancillary services into five products based on response speed and frequency deviation cycle, each with distinct technical specifications.

### 2-1 Primary Reserve (Governor Free Function)

Primary Reserve addresses ultra-short-cycle (seconds to minutes) frequency deviations. Its defining characteristic is autonomous local control — the generating unit detects local frequency changes and automatically adjusts output without waiting for TSO instructions.

Response time requirement: within 10 seconds (within 30 seconds for offline-monitored units). Minimum duration: 5 minutes. This is the first line of defense for maintaining system inertia, traditionally provided automatically by the governors of large rotating machines (thermal, hydro).

### 2-2 Secondary Reserve ① (Load Frequency Control)

Secondary Reserve ① addresses short-cycle (minutes to tens of minutes) load fluctuations. The TSO's central dispatch center issues commands at 0.5-second to tens-of-seconds intervals, and resources must respond within 5 minutes and sustain output for 30 minutes.

LFC (Load Frequency Control) is the core mechanism for maintaining system frequency within allowable deviation bands, requiring fast and precise output adjustment capability.

### 2-3 Secondary Reserve ② (Economic Dispatch Control — Fast)

Secondary Reserve ② also falls under EDC (Economic Dispatch Control), but differs from Tertiary Reserve ① in its faster response speed. Command interval: seconds to minutes (or 5 minutes); response time: within 5 minutes; duration: 30 minutes.

This product design accommodates fast-responding resources such as battery storage and rapid-start gas turbines, complementing Tertiary Reserve ①.

### 2-4 Tertiary Reserve ① (Economic Dispatch Control — Standard)

Tertiary Reserve ① is the most common ancillary service product, addressing larger-scale supply-demand imbalances such as generation trips. Command interval: seconds to minutes (or 5 minutes); response time: within 15 minutes; duration: 30 minutes.

Most thermal generation units' startup characteristics meet this product's technical requirements, making it currently the highest-volume product in the market.

### 2-5 Tertiary Reserve ② (Renewable Forecast Error Response)

Tertiary Reserve ② is specifically designed to address renewable forecast errors up to gate closure (GC), and has the longest response time (within 60 minutes) and command interval (30 minutes) of all five products.

Because technical requirements are relatively lenient, Tertiary Reserve ② enables participation by a wider variety of resources, including slower-starting generators and distributed resources aggregated through aggregators.

## 3. The Core Logic of ΔkW Trading

### 3-1 What Is ΔkW?

The commodity traded in the balancing market is ΔkW (delta kilowatt), not electricity volume (kWh) itself. ΔkW represents:

Pre-securing generating units and other resources with the necessary capability for each time slot at the point of actual supply, in a state where output can be adjusted.

In other words, what the TSO purchases is a reservation right for adjustment capability, not the actual electricity generated. This forms a three-tier complementary market system alongside the capacity market (kW value) and the wholesale electricity market (kWh value).

### 3-2 Roles of Buyers and Sellers

ΔkW sellers (generators, aggregators) are obligated, after winning a bid, to adjust output according to the contracted volume when a dispatch instruction is issued. In return for maintaining this reserved state, sellers receive ΔkW fees.

ΔkW buyers (TSOs) acquire the right to issue adjustment instructions when needed and pay the corresponding consideration.

Additionally, when the TSO actually issues an activation instruction and ancillary services are deployed, the resulting electricity volume (kWh) is billed separately as adjustment energy fees (調整電力量料金). Sellers set their adjustment energy unit prices in accordance with the Ministry of Economy, Trade and Industry's balancing market guidelines.

### 3-3 Calculating Available ΔkW Supply Capacity

The maximum volume a seller can bid (available ΔkW supply capacity) varies by resource type:

Single generator: $Delta kW_{available} = Generation upper limit - Generation plan$

Demand response: $Delta kW_{available} = Total baseline value$

Battery storage (generation plan submitted): $Biddable volume = Battery (discharge) upper limit - Generation plan$

Battery storage (demand plan submitted): $Biddable volume = Battery (discharge) upper limit + Demand plan$

Note: The April 2026 revision explicitly clarified that available ΔkW supply capacity refers to the value approved through prior screening, not the theoretical maximum.

## 4. Market Participants and Aggregation

### 4-1 Participation Requirements

The eligibility requirements for the balancing market are relatively accessible:

• Corporate legal entity status
• Net assets of at least ¥10 million
• Operator code (or aggregator operator code) from the Organization for Cross-regional Coordination of Transmission Operators (OCCTO)

Notably, no generation business license is required, and there are zero initial costs (membership fees, security deposits), annual fees, or system development/operation fees. This significantly lowers the market entry barrier for emerging resources such as battery storage, VPPs, and demand response.

### 4-2 Resource Types

The market accepts bids from three resource categories:

### 4-3 Aggregation Bidding Rules

Whether single or aggregated bidding is required depends on resource capacity:

• 1,000 kW or above: Can bid individually
• Below 1,000 kW: Must aggregate through an aggregator before bidding

Resource aggregators serve as bridges connecting households and small businesses to the market. Using VPP (Virtual Power Plant) technology, they bundle distributed resources — rooftop solar, home battery storage, electric vehicles (V2G) — into tradeable ancillary service products.

## 5. Surplus Capacity Utilization

Beyond formal ΔkW market trading, there is an important supplementary mechanism: surplus capacity utilization (余力活用).

Surplus capacity utilization allows TSOs to leverage generators' unplanned surplus output capacity after gate closure, reducing social costs and improving balancing efficiency. Contracts for surplus capacity utilization are concluded directly between resource owners and TSOs, bypassing the market.

At the point of actual supply, TSOs issue activation instructions from both ΔkW contracted resources and surplus capacity resources in ascending order of kWh price, achieving minimum-cost ancillary service deployment.

## 6. Key Points of the April 2026 Revision

EPRX published the second edition of its balancing market guidebook on April 1, 2026. The main updates are as follows:

Product specification changes (page 11): Technical specifications for ancillary service products have been updated, particularly response time and duration requirements for each product.

Clarification of available supply capacity (page 17): It is now explicitly stated that available ΔkW supply capacity refers to the value approved through prior screening. Resources must complete EPRX's prior screening process and can only bid within the approved capacity.

Day-ahead transition for composite products (page 20): The trading timeline for the composite market (primary through tertiary reserve ①) has been shifted to day-ahead. This further separates it structurally from the Tertiary Reserve ② market, carrying significant strategic implications for generators allocating resources between the day-ahead market (spot market) and the balancing market.

## 7. Strategic Implications for Electricity Retailers

For electricity retailers, the balancing market offers three primary strategic entry points:

First, participation in Tertiary Reserve ② through aggregators: If demand-side resources are available (DR capacity from factories or commercial facilities), bundling these through an aggregator for bidding can generate additional revenue without disrupting core operations.

Second, BESS multi-revenue stacking: Owned or leased battery energy storage systems can simultaneously participate in the wholesale market (kWh arbitrage) and the balancing market (ΔkW reservation), enabling multi-layered revenue maximization. The key is precisely calculating optimal resource allocation across time slots.

Third, understanding the balancing market's impact on imbalance fees: When system-wide ancillary service capacity is insufficient, TSOs must procure adjustment resources at higher cost, which indirectly drives up imbalance fee unit prices. Monitoring balancing market supply-demand dynamics enables more accurate forecasting of imbalance risk.

## References

• EPRX Balancing Market Guidebook ver.2 (April 1, 2026)
• Balancing Market Guidelines (Ministry of Economy, Trade and Industry)
• Surplus Capacity Utilization Contracts (TDGC)
• Balancing Market FAQ (EPRX)