EPRX 調整力市場 FY2024 與 FY2025 上期交易實績：複合商品崛起與上限價格改革

前言：全面運開兩周年

電力需給調整力取引所（EPRX）於2024年4月完成全商品上市，涵蓋一次調整力（FCR）、二次調整力①（S-FRR）、二次調整力②（FRR）、三次調整力①（RR）、三次調整力②（RR-FiT）及複合商品，標誌著日本需給調整市場正式全面運開。本文以 EPRX 公佈的「2024年度取引実績」（2025年6月19日）及「2025年度上期取引実績」（2025年12月11日）為基礎，深入分析各商品落標單價動向、複合商品特徵、電源種別價格差異，以及2026年2月實施的上限價格下調之政策意義。

一、各商品落標單價比較：FY2024 vs FY2025 上期

下表比較 FY2024（全年）與 FY2025 上期（4～9月）各商品的全國平均落標單價（日圓/ΔkW·30分）。

FCR 的漲幅最為顯著，FY2025 上期月別數據中7月達到 4.38 日圓 的高點。這反映了夏季需求緊張，以及一次調整力供給高度依賴有限電源（揚水發電、蓄電池）的結構性因素。S-FRR 則較前年同期略有下降，可能源於新進市場者增加帶動應標量上升。

FY2025 上期月別落標單價

二、複合商品深度分析：三品打包的戰略意義

複合商品是可一次採購 FCR、S-FRR、FRR 三品的週間商品，對 TSO（一般送配電事業者）而言兼具降低採購成本與簡化程序的雙重優勢。FY2024 年間平均落標單價為 2.80 日圓/ΔkW·30分，低於 FCR 單獨（3.10 日圓）及 S-FRR 單獨（3.21 日圓）。

這一價格差異源於複合商品應標者的構成特性。複合商品落標量的大宗由火力發電與揚水發電主導，這些電源具備同時提供三品的靈活性，且應標單價相對較低。蓄電池雖在上限價格附近（14～18 日圓）持續落標，但落標量有限，以高單價貢獻少量但高價值的容量。

FY2024 電源種別 複合商品平均落標單價（日圓/ΔkW·30分）

蓄電池的複合商品落標單價遠高於火力、水力、揚水，持續接近上限價格（19.51 日圓）。這一溢價反映了蓄電池是唯一能同時提供 FCR、S-FRR、FRR 三品的電源，其稀缺性直接體現在市場定價上。

FY2025 上期，複合商品落標單價分布約九成在6日圓以下（FY2024 約九成在8日圓以下），顯示火力、揚水以低單價主導市場大部分容量，蓄電池以高單價落標少量容量的「二極化結構」持續存在。

三、上限價格下調：市場設計的轉折點

2026年2月5日，EPRX 將 FCR、S-FRR、複合商品的上限價格從 19.51 日圓 → 15.00 日圓/ΔkW·30分。此次調整的背景是蓄電池持續在上限價格附近落標，政策目標在於提升市場競爭性並抑制採購成本。

METI 制度設計專門會合進一步提出，將在 FY2026 年度中將 FCR、S-FRR 的上限價格段階性下調至與 FRR、RR 相同的 7.21 日圓。若此政策落實，蓄電池現行的高單價落標模式將面臨根本性挑戰，業者必須加速推進容量市場、現貨市場、時間前市場的收益多元化策略。

四、不足率改善：FY2025 上期的顯著變化

FY2024 年間不足率偏高：FCR 達 84%、S-FRR 達 65%、複合商品達 46%，顯示市場採購持續面臨困難。

FY2025 上期，三次調整力②（RR-FiT）的不足率從 FY2024 年間的 36.9% 大幅改善至 2.2%。這一改善源於2025年3月三次調整力②交易單位時間30分化，大幅提升了 FiT 再生能源電源的應標量。各エリア的應標量均持續超過募集量，市場競爭性顯著提升。

五、FY2025 上期主要市場變更

FY2025 上期實施了多項重要的市場設計變更，對各エリア的採購動向產生深遠影響。

其中最值得關注的是6月開始的「自然體剩力扣除」措施。TSO 將市場外持有的調整力（自然體剩力）從週間市場商品的必要量中扣除，使市場募集量減少，應標量相對充裕，有助於不足率的改善。

六、展望：前日市場化與上限價格改革的影響

FY2026年4月，調整力市場預定從週間取引轉移至前日取引。此一變革將使調整力採購更能因應再生能源出力的短期波動，預期可提升市場流動性。

然而，上限價格的段階性下調（15.00 日圓 → 7.21 日圓）對蓄電池事業者而言是一項根本性的收益結構挑戰。現階段調整力市場的高單價收益是蓄電池投資的主要回收來源，若上限價格降至7.21日圓，僅靠調整力市場恐難以獨立支撐投資回收。

面對此一環境變化，蓄電池事業者可採取的策略可歸納為三個方向：第一，透過容量市場參與確保穩定收益（東京エリア容量市場落標單價約14,812日圓/kW）；第二，擴大現貨市場・時間前市場的套利收益；第三，分散應標於多種調整力商品（FCR、S-FRR、複合商品），最大化總收益。能夠成功駕馭此轉型的業者，將是那些把調整力市場視為多元收益組合中一環，而非單一利潤來源的參與者。

結語

EPRX 調整力市場自全面運開以來的兩年間急速成熟。FCR 價格上漲、RR-FiT 不足率大幅改善、蓄電池持續高單價落標，以及上限價格下調政策，四大趨勢共同描繪出市場的結構性演變。複合商品在 TSO 採購效率化與蓄電池收益機會兩個面向均扮演關鍵角色，在 FY2026 前日市場化・上限價格改革後仍將是值得持續關注的核心商品。市場參與者應密切追蹤制度變更時程，積極推進收益組合多元化，以因應即將到來的市場轉型。

EPRX 調整力市場 FY2024・FY2025上期 取引実績：複合商品の台頭と上限価格改革

はじめに：調整力市場の全面運開から2年

電力需給調整力取引所（EPRX）は2024年4月、一次調整力（FCR）・二次調整力①（S-FRR）・二次調整力②（FRR）・三次調整力①（RR）・三次調整力②（RR-FiT）・複合商品の全商品取引を開始し、日本の需給調整市場が本格的に全面運開を迎えた。本稿では、EPRX が公表した「2024年度の取引実績」（2025年6月19日）および「2025年度上期の取引実績」（2025年12月11日）の両レポートをもとに、各商品の落札単価動向、複合商品の特徴、電源種別の価格差、そして2026年2月に実施された上限価格引き下げの政策的意義を詳細に分析する。

1. 商品別落札単価の推移：FY2024 vs FY2025上期

下表は、FY2024（年間）とFY2025上期（4～9月）の全国平均落札単価（円/ΔkW・30分）を商品別に比較したものである。

FCRの上昇が最も顕著であり、FY2025上期の月別データでは7月に 4.38円 という高値を記録した。これは夏季の需給逼迫に加え、一次調整力の供給が限られた電源種（揚水・蓄電池）に依存していることを反映している。一方、S-FRRは前年度比で若干低下しており、応札量の増加が価格抑制に寄与した可能性がある。

FY2025上期 月別落札単価

2. 複合商品の深掘り：三品一括調達の戦略的意義

複合商品は、FCR・S-FRR・FRRの三品を一括で調達できる週間商品であり、TSO（一般送配電事業者）にとって調達コスト削減と手続き簡素化の両面でメリットがある。FY2024の実績では、複合商品の年間平均落札単価は 2.80円/ΔkW・30分 であり、FCR単独（3.10円）やS-FRR単独（3.21円）を下回る水準で推移した。

この価格差は、複合商品の応札者構成に起因する。複合商品の落札量の大宗を占めるのは火力発電と揚水発電であり、これらの電源は三品を同時に提供できる柔軟性を持つ。一方、蓄電池は複合商品においても上限価格付近（14～18円）での落札を継続しており、落札量は限定的ながら高単価で貢献している。

FY2024 電源種別 複合商品 平均落札単価（円/ΔkW・30分）

上表から明らかなように、蓄電池の複合商品落札単価は火力・水力・揚水を大きく上回り、上限価格（19.51円）に近い水準で推移している。これは蓄電池がFCR・S-FRR・FRRの三品を同時提供できる唯一の電源であり、その希少性が価格に反映されているためである。

FY2025上期においても、複合商品の落札単価分布は約9割が6円以下（FY2024は約9割が8円以下）であり、低単価の火力・揚水が市場の大部分を占めつつ、蓄電池が高単価で一定量を落札するという二極化構造が継続している。

3. 上限価格引き下げ：市場設計の転換点

2026年2月5日、EPRXはFCR・S-FRR・複合商品の上限価格を 19.51円/ΔkW・30分 → 15.00円 に引き下げた。この変更は、蓄電池が上限価格付近での落札を継続していた状況を踏まえ、市場の競争性向上と調達コスト抑制を目的としたものである。

さらに、METIの制度設計専門会合では、FY2026年度中にFCR・S-FRRの上限価格をFRR・RRと同水準の 7.21円 まで段階的に引き下げる方針が示されている。この引き下げが実施されれば、蓄電池の現行の高単価落札モデルは根本的な見直しを迫られることになる。

上限価格引き下げの影響は、蓄電池の収益構造に直接的に作用する。現状では蓄電池が調整力市場から得る収益の大部分がFCR・複合商品の高単価落札によるものであり、上限価格が 7.21円 まで引き下げられた場合、調整力市場単独での収益性は大幅に低下する。蓄電池事業者は、容量市場・スポット市場・時間前市場との組み合わせによる収益多様化を一層加速させる必要がある。

4. 不足率の改善：FY2025上期の顕著な変化

FY2024の年間不足率は、FCR が 84%、S-FRR が 65%、複合商品が 46% と高水準であった。これは、TSO の募集量に対して応札量が不足し、市場調達が困難な状況が続いていたことを示す。

一方、FY2025上期では三次調整力②（RR-FiT）の不足率が 2.2%（前年度36.9%）と劇的に改善した。これは2025年3月の三次調整力②の取引単位時間30分化（ブロック時間の30分化）に伴い、応札量が大幅に増加したためである。また、各エリアとも応札量が募集量を上回る状態が続いており、市場の競争性が向上していることを示している。

5. FY2025上期の主要な市場変更点

FY2025上期には、市場設計に関する複数の重要な変更が実施された。

特に注目すべきは、6月から開始された「自然体余力の控除」である。これは各エリアのTSOが市場外で保有する調整力（自然体余力）を週間市場商品の必要量から差し引く措置であり、市場への募集量が減少することで、応札量の相対的な余裕が生まれ、不足率の改善に寄与している。

6. エリア別動向と蓄電池の戦略的ポジション

エリア別の動向を見ると、東京・中部エリアではFCR・S-FRRの不足率が依然として高く、市場調達が困難な状況が続いている。これらのエリアでは、蓄電池が高単価で落札できる機会が相対的に多い。一方、北海道・東北・北陸・中国・四国エリアでは一定量の市場調達が可能であり、価格競争が比較的活発である。

蓄電池のFCR落札単価はFY2024を通じて 11～19円/ΔkW・30分 の範囲で推移し、上限価格（19.51円）付近での落札が多かった。これは蓄電池がFCRの高速応答要件（±0.1Hz以内での周波数維持）を最も効率的に満たせる電源であり、競合電源が限られているためである。

7. 今後の展望：前日市場化と上限価格改革の影響

FY2026年4月には、調整力市場が週間取引から前日取引へと移行する予定である。この変更は、再生可能エネルギーの出力変動に対してより短期的な調整力調達を可能にするものであり、市場の流動性向上が期待される。

一方、上限価格の段階的引き下げ（15.00円 → 7.21円）は、蓄電池事業者にとって収益構造の根本的な見直しを迫るものである。現状では調整力市場の高単価収益が蓄電池投資の主要な収益源となっているが、上限価格が 7.21円 まで引き下げられた場合、調整力市場単独での投資回収は困難になる可能性がある。

このような環境変化の中で、蓄電池事業者が取り得る戦略は以下の三つに集約される。第一に、容量市場との組み合わせによる安定収益の確保（容量市場落札単価：東京エリア約14,812円/kW）。第二に、スポット市場・時間前市場でのアービトラージ収益の拡大。第三に、複数の調整力商品（FCR・S-FRR・複合商品）への分散応札による収益最大化である。

まとめ

EPRX 調整力市場は、FY2024の全面運開から2年間で急速に成熟しつつある。FCRの価格上昇、RR-FiTの不足率劇的改善、蓄電池の高単価落札継続、そして上限価格引き下げという四つのトレンドが、市場の構造変化を象徴している。特に複合商品は、TSO の調達効率化と蓄電池の収益機会の両面で重要な役割を果たしており、FY2026の前日市場化・上限価格改革後も引き続き注目すべき商品である。市場参加者は、制度変更のスケジュールを注視しながら、収益ポートフォリオの多様化を図ることが求められる。

EPRX Balancing Market FY2024 & FY2025 H1 Trading Results: Rise of Composite Products and Price Cap Reform

Introduction: Two Years Since Full Market Launch

The Electric Power Reserve eXchange (EPRX) achieved full market launch in April 2024, initiating trading across all products: Frequency Containment Reserve (FCR), Synchronized Frequency Restoration Reserve (S-FRR), Frequency Restoration Reserve (FRR), Replacement Reserve (RR), Replacement Reserve-for FIT (RR-FiT), and composite products. This article provides a detailed analysis based on EPRX's published reports: "FY2024 Annual Trading Results" (June 19, 2025) and "FY2025 First Half Trading Results" (December 11, 2025). We examine clearing price trends by product, composite product characteristics, price differences by resource type, and the policy significance of the price cap reduction implemented in February 2026.

1. Clearing Price Trends by Product: FY2024 vs FY2025 H1

The table below compares national average clearing prices (¥/ΔkW per 30 min) by product between FY2024 (full year) and FY2025 H1 (April–September).

FCR showed the most pronounced increase, reaching a peak of ¥4.38 in July 2025. This reflects both summer demand tightness and the limited supply of resources capable of providing primary frequency regulation (primarily pumped hydro and battery storage). S-FRR, conversely, declined slightly year-on-year, likely due to increased bid volumes from new market entrants.

FY2025 H1 Monthly Clearing Prices

2. Deep Dive: Composite Products and Their Strategic Significance

The composite product enables TSOs to procure FCR, S-FRR, and FRR in a single weekly transaction, offering both cost efficiency and administrative simplicity. In FY2024, the composite product's annual average clearing price of ¥2.80/ΔkW per 30 min was notably lower than standalone FCR (¥3.10) and S-FRR (¥3.21).

This price differential stems from the composition of composite product bidders. Thermal and pumped hydro generators—which can simultaneously provide all three services—dominate composite product volumes at relatively low prices. Battery storage, while clearing at premium prices near the cap (¥14–18), contributes limited volume but at high unit prices.

FY2024 Composite Product Clearing Prices by Resource Type (¥/ΔkW per 30 min)

Battery storage's composite product clearing prices far exceed those of thermal, hydro, and pumped hydro, consistently approaching the price cap (¥19.51). This premium reflects battery storage's unique ability to simultaneously provide FCR, S-FRR, and FRR with fast response times, commanding scarcity rents in a market with limited competing resources.

In FY2025 H1, approximately 90% of composite product clearing prices fell below ¥6 (compared to 90% below ¥8 in FY2024), confirming the persistence of a bipolar market structure: thermal and pumped hydro dominating volume at low prices, while battery storage clears limited but high-value capacity at premium prices.

3. Price Cap Reduction: A Policy Inflection Point

On February 5, 2026, EPRX reduced the price cap for FCR, S-FRR, and composite products from ¥19.51 → ¥15.00/ΔkW per 30 min. This change was motivated by battery storage's persistent clearing near the cap, with the policy objective of improving market competitiveness and reducing procurement costs.

METI's System Design Working Group has further indicated plans to reduce FCR and S-FRR caps to ¥7.21—aligning them with FRR and RR—during FY2026. If implemented, this would fundamentally challenge battery storage's current high-price clearing model, requiring operators to diversify revenue across capacity markets, spot markets, and intraday markets.

4. Shortage Rate Improvement: Dramatic Change in FY2025 H1

FY2024's annual shortage rates were elevated: FCR at 84%, S-FRR at 65%, and composite products at 46%. These figures indicate persistent difficulty in procuring sufficient balancing capacity through market mechanisms.

FY2025 H1 saw a dramatic improvement in RR-FiT (Replacement Reserve-for FIT type) shortage rates, falling from 36.9% (FY2024 annual) to just 2.2%. This improvement followed the March 2025 change to 30-minute block trading units for RR-FiT, which significantly increased bid volumes from FiT renewable energy sources. Across all areas, bid volumes now consistently exceed procurement volumes, signaling improved market competitiveness.

5. Key Market Changes in FY2025 H1

Multiple significant market design changes were implemented during FY2025 H1, reshaping procurement dynamics across regions.

The "natural surplus capacity deduction" introduced in June deserves particular attention. By subtracting the balancing capacity held outside the market (natural surplus) from weekly market procurement requirements, TSOs reduced market procurement volumes, creating relative surplus in bid volumes and contributing to shortage rate improvement.

6. Outlook: Day-Ahead Market Transition and Price Cap Reform

The transition from weekly to day-ahead trading, scheduled for April 2026, is expected to improve market liquidity and enable more responsive procurement aligned with renewable energy output variability. Combined with the phased price cap reduction (¥15.00 → ¥7.21), these changes will fundamentally reshape the economics of balancing market participation.

For battery storage operators, the path forward involves three strategic pillars: securing stable revenue through capacity market participation (Tokyo area capacity price: approximately ¥14,812/kW); expanding arbitrage revenue in spot and intraday markets; and optimizing across multiple balancing products (FCR, S-FRR, composite) to maximize total revenue. The operators who successfully navigate this transition will be those who treat the balancing market as one component of a diversified revenue portfolio rather than a standalone profit center.

Conclusion

The EPRX balancing market has matured rapidly in the two years since full launch. Four trends define this evolution: rising FCR prices, dramatic improvement in RR-FiT shortage rates, battery storage's persistent premium clearing, and the price cap reduction policy. Composite products play a pivotal role both in TSO procurement efficiency and battery storage revenue opportunities. Market participants must closely monitor the FY2026 day-ahead transition and price cap reform timeline while accelerating revenue portfolio diversification.