需給調整市場（EPRX）完全指南：商品介紹、投標機制與最新市場趨勢

什麼是需給調整市場（EPRX）？

需給調整市場（Supply-Demand Adjustment Market）是日本電力系統中負責維持頻率穩定與供需平衡的輔助服務市場，由一般社團法人電力予備力取引所（EPRX，Electric Power Reserve Exchange）負責運營。該市場於 2021 年 4 月 1 日正式創設，目的是讓一般送配電事業者能夠透過公開市場競爭，以透明且具效率的方式採購所需的「調整力」（Ancillary Services），取代過去依賴隨意契約（隨契）的傳統做法。

調整力是指能夠在系統需要時迅速增加或減少出力的電源或需求側資源。隨著再生能源（特別是太陽能與風力）在日本電力系統中的比重持續上升，輸出的不確定性也隨之增加，調整力的重要性因此日益凸顯。EPRX 市場的建立，正是為了在這個背景下確保電力系統的穩定運行。

市場參與者

EPRX 市場的參與者涵蓋多種類型的電力資源，只要符合各商品的技術要件，均可申請成為取引會員並參與投標。主要參與者包括：

值得注意的是，沖繩電力的供給區域目前不在 EPRX 市場的範圍內。此外，自 2025 年 11 月起，METI 修訂了《能源資源聚合商業指南》，正式開放低壓資源（如家用太陽能、電動車）透過聚合商參與需給調整市場，進一步擴大了市場的參與基礎。

五大商品區分

EPRX 市場依照調整力的應動速度（Response Time）與對應的電力系統變動類型，將商品分為五個區分。這五個商品的導入時間不同，最早的三次調整力②於 2021 年 4 月開始交易，最後的一次調整力與二次調整力①②則於 2024 年 4 月才完成全商品上線。

從技術層面來看，一次調整力採用調速器自由運轉（Governor Free）方式，電源在偵測到頻率偏差時自動調整出力，無需外部指令介入，是反應最快的調整力。二次調整力①則透過負荷頻率控制（LFC）信號，每隔數秒接收一次自動指令，用於修正短周期的頻率雜訊。二次調整力②透過經濟調度控制（EDC）信號，以較低頻率接收指令，主要用於補充二次調整力①消耗的容量。三次調整力①②則是較慢速的備用容量，用於應對較大規模的供需失衡。

ΔkW 投標與約定機制

EPRX 市場採用容量市場（Capacity Market）的設計邏輯，交易標的是「調整能力」（ΔkW，Delta Kilowatt），而非實際發出的電量（kWh）。ΔkW 代表資源能夠在接到指令後提供的最大出力變化量，是一種「待命能力」的預約交易。

投標者提交的報價包含兩個要素：

• ΔkW 料金（容量費用）：無論是否實際被調度，只要資源保持待命狀態即可收取的固定費用，相當於固定成本的補償。
• 調整電力量料金（電量費用）：當一般送配電事業者發出上升或下降指令，資源實際響應時，依照實際調整電量支付或收取的變動費用。

約定處理採用價格優先原則，系統從最低報價開始依序約定，直到滿足募集量（Procurement Volume）為止。同一價格的投標則以隨機順序處理，確保公平性。約定後，投標者的 ΔkW 料金即告確定，並在整個合約期間（前日商品為一日；2026 年 3 月前的週間商品為一週）內保持不變。

此外，EPRX 設有複合市場（Composite Market）機制，允許資源同時對多個商品區分進行投標。例如，一座系統用蓄電池可以同時對一次調整力、二次調整力①、二次調整力②進行複合投標，系統會自動選擇最優的商品組合進行約定，以最小化一般送配電事業者的總採購成本。複合市場對於技術上能夠滿足多個商品要件的蓄電池資源特別有利，可以顯著提升收益機會。

交易時程

EPRX 市場的交易時程依商品類型而有所不同，反映了各商品在系統運行中的角色差異。

三次調整力②（前日市場）：這是最早實施前日取引的商品。由於三次調整力②主要對應 FIT 再生能源的前日預測誤差，一般送配電事業者需在前日確認再生能源出力預測後，採購足夠的調整力以應對實際偏差。因此，三次調整力②自創設之初便採用前日取引方式，在實需給前日進行投標與約定。

一次〜三次調整力①（週間商品，2026 年 3 月前）：這四個商品原本採用週間商品方式，投標受付期間為實需給日前週的週一 14:00 至週二 14:00，約定處理於週二 15:00 前完成，合約覆蓋當週週六至下週週五的七天期間。

2026 年 3 月 13 日起：全面前日取引化：自 2026 年 3 月 13 日的交易（受渡日為 3 月 14 日）起，一次〜三次調整力①也正式轉為前日取引方式，與三次調整力②統一為前日市場。這一改革使所有商品的採購時程都更接近實需給時點，有助於提升調整力採購的精度與效率。

蓄電池（BESS）在 EPRX 的角色

系統用蓄電池（Battery Energy Storage System，BESS）是近年來 EPRX 市場中成長最快速的資源類型。根據日本《電気事業法》2022 年修訂，10MW 以上的蓄電池設備已被正式認定為「發電事業」，使其得以同時參與 JEPX 現貨市場、EPRX 需給調整市場及容量市場，實現多重收益疊加（Revenue Stacking）。

蓄電池以 1MW 以上規模參與 EPRX 時，依據系統連接方式與運用型態，可選擇以下四種參與模式：第一，作為「發電資源」（逆潮流型），直接向系統注入電力；第二，作為「需求回應資源」（非逆潮流型），透過充電抑制來提供調整力；第三，作為聚合型 DR 資源的一部分，由聚合商統一管理；第四，採用「発電・DR 一体運用」模式，根據系統狀況靈活切換。

BESS 在技術特性上天然適合參與一次調整力與二次調整力①，因為其毫秒級的響應速度遠超傳統火力機組。在複合市場（複合約定）中，蓄電池可同時對多個商品投標，充分發揮其靈活性優勢。根據 2024 年度市場數據，BESS 在複合商品的平均約定單價達到每 ΔkW/30 分 15.70 日圓，遠高於所有資源類型的平均值 5.77 日圓，顯示蓄電池在調整力市場中的稀缺性溢價。

然而，BESS 的 EPRX 收益前景正面臨重大挑戰。METI 提議自 2026 年度起，將一次調整力、二次調整力①及複合商品的上限價格從每 ΔkW/30 分 19.51 日圓大幅下調至 7.21 日圓（降幅約 63%），同時削減募集量至 1σ 標準。這兩項改革合計將顯著壓縮蓄電池的調整力市場收益，促使業者重新評估收益疊加策略，更積極地結合長期脫碳電源拍賣（LTDA）的 20 年固定收益合約與 JEPX 現貨套利。

此外，自 2026 年 3 月起，低壓資源（家用蓄電池、電動車等）在完成機器個別計測系統建置後，也可透過聚合商參與需給調整市場，進一步擴大市場的資源基礎，但同時也意味著競爭加劇。

一次離線框架與複合商品約定機制

一次離線框架（Ichiji Offline）

「一次離線框架」是一次調整力市場中專為特定小型或特殊資源設計的參與框架。一般而言，一次調整力要求資源必須能夠接受線上即時指令，但以下三類資源可豁免此要求，透過「離線框架」參與：

一次離線框架的投標方法與一般一次調整力相同，差異僅在於指令接收方式。這個框架的設立，使得原本因規模或技術限制無法參與一次調整力的中小型蓄電池和需求側資源，也能夠貢獻最快速的頻率調整服務，有助於提升市場的資源多樣性。

複合商品（複合約定）的價格約定機制

複合約定（Composite Clearing）是 EPRX 最具特色的制度設計之一，允許單一資源同時對多個商品投標，其理論基礎在於「不等時性」（Asynchronicity）——各商品的最大需求量不會同時發生，因此同一資源可以在不同時段分別提供不同商品的調整力。

複合投標的操作方式如下：資源首先選擇其應札可能量最大的商品作為「主商品」進行投標；其他商品則以主商品容量為上限，作為「內數」（Subset）全量投標。例如，一座 100MW 的蓄電池若選擇二次調整力①為主商品，可同時以 100MW 的內數對一次調整力和三次調整力①投標。

複合商品的約定價格設定機制如下：

複合約定對 BESS 業者的戰略意義在於：透過同時參與多個商品，可以顯著提升容量的利用效率，在相同的設備投資下獲得更高的總收益。然而，2026 年度的上限價格統一改革將消除一次調整力、二次調整力①等高上限商品的溢價，使複合投標的收益優勢縮小，業者需要更精細的投標策略來維持競爭力。

相對契約（随意契約）的導入與市場影響

2025 年下半年，日本電力市場迎來了一項重要的制度變革：一般送配電事業者獲准在特定條件下，透過「相対契約」（Bilateral Contract，又稱随意契約）直接與資源業者簽訂調整力採購合約，而非完全依賴 EPRX 市場的競爭性投標機制。

相対契約的導入背景，源於 EPRX 市場在某些情況下難以確保特定類型調整力的穩定供給。揚水發電（Pumped Hydro Storage）是最典型的案例：揚水電站具有大容量、長持續時間的調整能力，是電力系統穩定運行的重要支柱，但其運營成本結構與一般火力機組或蓄電池不同，在競爭性市場中的投標行為具有特殊性。

中部電力（Chubu Electric Power）是相対契約制度的重要案例。中部電力在其供給區域內擁有多座大型揚水電站，這些設施在傳統上扮演著系統調整的核心角色。透過相對（雙邊）契約，中部電力的揚水資源可以在 EPRX 市場之外，直接與中部電力 Power Grid（輸配電子公司）簽訂調整力採購合約，確保這些戰略性資源的可用性，同時提供更穩定的收益預見性。

相対契約對市場的影響是雙面的。一方面，它確保了特定戰略性資源（尤其是大型揚水電站）的穩定供給，降低了系統運營風險；另一方面，部分調整力採購從公開市場轉移至雙邊協議，可能降低 EPRX 市場的流動性與競爭強度，進而影響市場的價格發現功能。對於其他市場參與者（如蓄電池業者）而言，相対契約的擴大意味著可競爭的市場容量減少，需要在策略規劃中加以考量。

近期市場趨勢與 2026 年度重大改革

2024 年 4 月全商品上線後，EPRX 市場面臨了嚴峻的應札不足問題。一般送配電事業者在多個商品區分中出現募集量未能完全約定的情況，部分前日商品（三次調整力②）的採購費用也出現高漲。這一背景促使 METI 與 OCCTO 在 2025 年下半年密集推動制度改革，並於 2026 年度正式實施三項重大變更。

改革一：全面前日取引化

如前所述，一次〜三次調整力①的週間商品方式在 2026 年 3 月正式轉為前日取引。週間商品從投標到受渡之間有約一週的時間差，在此期間若發生重大的需給環境變化，採購的調整力可能與實際需求不符。前日取引化使採購時程更貼近實需給，能夠根據最新的氣象預報、再生能源出力預測與需求預測進行更精確的採購決策。

改革二：募集量削減（1σ 統一）

現行制度中，一次調整力與二次調整力①的市場募集量設定為 3σ（需求變動標準偏差的三倍）相當，而二次調整力②與三次調整力①則設定為最大 1σ。METI 的改革方案將全商品統一為最大 1σ，多餘的調整力需求由一般送配電事業者自身的餘力（揚水等）補充。

這一改革的直接影響是市場規模縮小，對於以需給調整市場為主要收益來源的系統用蓄電池業者而言，可獲得的市場容量將顯著減少，競爭環境也將隨之改變。

改革三：上限價格統一調降

現行的上限價格結構對一次調整力、二次調整力①及所有複合商品給予較高的溢價（上限為 19.51 円/ΔkW・30 分），而二次調整力②與三次調整力①的單一商品則為 7.21 円/ΔkW・30 分。METI 的改革方案將全商品（一次〜三次調整力①）的上限統一調降至 7.21 円/ΔkW・30 分（約合 14.42 円/ΔkW・h），降幅約 63%。三次調整力②則維持無上限設定。

這一改革對系統用蓄電池業者的衝擊尤為顯著。根據 GT Law 的分析，FY2024 年度蓄電池在複合市場的平均約定單價為 15.70 円/ΔkW・30 分，遠高於全資源平均的 5.77 円；即便在 2025 年 4 月募集量削減後，蓄電池仍維持 10.84 円/ΔkW・30 分的平均約定單價。上限價格的統一調降，意味著蓄電池資源過去依賴的稀缺性溢價將不復存在，事業計畫的收益假設需要全面重新評估。

對系統用蓄電池事業者的策略啟示

面對 2026 年度的三重改革，系統用蓄電池業者需要從以下幾個面向調整策略：

多元收益來源：單純依賴需給調整市場的高溢價已不再可行。業者應積極評估同時參與 JEPX 現貨市場（套利交易）、容量市場（長期脫碳電源拍賣，LTDA）以及需給調整市場的複合收益模式。

複合市場參與：技術上能夠同時滿足多個商品要件的蓄電池，應優先考慮複合市場投標，以最大化在縮小的市場規模中的約定機會。

前日取引的精度提升：全面前日取引化後，能夠精確預測次日需給狀況並制定最優投標策略的業者將具有競爭優勢。投資於需給預測技術與自動化投標系統將成為關鍵能力。

持續關注上限價格動向：METI 在改革文件中明確表示，上限價格將「視情況適時檢討修訂」，顯示 7.21 円的水準並非最終定論。業者應密切追蹤 METI 制度設計作業部會的討論進展，及時調整事業計畫。

結語

需給調整市場（EPRX）是日本電力系統轉型過程中不可或缺的基礎設施，其制度設計直接影響著再生能源整合的成本與效率。2026 年度的三重改革——前日取引化、募集量削減、上限價格調降——標誌著市場從「確保調整力不惜成本」向「兼顧效率與成本控制」的政策轉向。對於系統用蓄電池業者而言，這既是挑戰，也是推動業者提升技術能力、拓展多元收益模式的契機。隨著日本邁向 2030 年再生能源 36〜38% 的目標，EPRX 市場的重要性只會持續提升。

需給調整市場（EPRX）完全ガイド：商品区分・応札約定メカニズム・最新市場動向

需給調整市場（EPRX）とは

需給調整市場（Supply-Demand Adjustment Market）は、日本の電力系統において周波数安定と需給バランスの維持に必要な「調整力」を調達するための補助サービス市場です。一般社団法人電力予備力取引所（EPRX：Electric Power Reserve Exchange）が運営しており、2021年4月1日に創設されました。従来の随意契約（随契）に依存した調整力調達から、公開市場競争による透明・効率的な調達への転換を目的としています。

調整力とは、系統が必要とするタイミングで迅速に出力を増減できる電源または需要側リソースのことです。再生可能エネルギー（特に太陽光・風力）の導入拡大に伴い、出力変動の不確実性が増大しており、調整力の重要性はますます高まっています。

市場参加者

EPRX市場には、各商品の技術要件を満たすあらゆるリソースが取引会員として参加できます。主な参加者は以下の通りです。

なお、沖縄電力の供給区域は現在EPRX市場の対象外です。また、2025年11月のガイドライン改定により、低圧リソース（家庭用太陽光・EVなど）のアグリゲーターを通じた参加が正式に開放され、市場参加基盤の拡大が図られています。

5つの商品区分

EPRX市場では、調整力の応動速度と対応する系統変動の種類に応じて、5つの商品区分が設けられています。2021年4月の三次調整力②から始まり、2024年4月に一次調整力・二次調整力①②が追加され、全商品での市場取引が開始されました。

技術的には、一次調整力はGovernor Free（GF）制御により、周波数偏差を検知した電源が自動的に出力調整を行います。二次調整力①はLFC信号を数秒ごとに受信し、短周期の周波数ノイズを修正します。二次調整力②はEDC信号により低頻度で指令を受け、二次調整力①が消費した容量を補充します。三次調整力①②は比較的応動の遅い予備力として、大規模な需給不均衡に対応します。

ΔkW応札・約定メカニズム

EPRX市場は容量市場（Capacity Market）の設計思想に基づいており、取引対象は実際に発電した電力量（kWh）ではなく、「調整能力」（ΔkW：デルタキロワット）です。ΔkWは、指令を受けた際に提供可能な最大出力変化量を表す「待機能力」の予約取引です。

応札者が提出する入札には2つの料金要素が含まれます。ΔkW料金（容量料金）は、実際に稼働指令が出るかどうかに関わらず、待機状態を維持することで受け取れる固定費相当の報酬です。調整電力量料金（電力量料金）は、一般送配電事業者から上げ指令または下げ指令が発令され、リソースが実際に応動した際に、調整した電力量に応じて支払いまたは請求される変動費相当の料金です。

約定処理は価格優先原則に基づき、最低応札価格から順に約定し、募集量を満たすまで続きます。同一価格の応札はランダム処理で優先順位が付けられます。約定後のΔkW料金は合約期間（前日商品は1日；2026年3月以前の週間商品は1週間）を通じて固定されます。

また、複合市場（Composite Market）では、複数の商品区分に同時に応札することができます。例えば、系統用蓄電池が一次調整力・二次調整力①・二次調整力②に複合応札した場合、システムが最も調達コストを最小化できる商品組合せを自動選択して約定します。複数商品の要件を満たせる蓄電池にとって、複合市場は収益機会を最大化する重要な手段です。

取引スケジュール

EPRX市場の取引スケジュールは商品区分によって異なります。三次調整力②は創設当初から前日市場として運用されており、実需給前日に翌日分の応札・約定が行われます。これはFIT再エネの前日予測誤差に対応するという商品の性格上、前日に調達タイミングを設定することが合理的であるためです。

一次〜三次調整力①（旧週間商品方式、2026年3月前）：これら四商品は当初週間商品方式を採用していました。応札受付は実需給日の前週月曜日（14：00）から火曜日（14：00）まで、約定処理は火曜日15：00までに完了。合約は当週土曜日から翘週金曜日までの7日間でした。

2026年3月13日より全商品前日取引化：一次〜三次調整力①も前日取引に移行し、全商品が前日市場に統一されました。週間商品方式では入札から受渡しまで約1週間のタイムラグがあり、その間の需給環境変化への対応が困難でしたが、前日取引化によりスポット市場の結果や翌日の需給見通しに基づいた精度の高い調達が可能になります。

蓄電池（BESS）のEPRXにおける役割

系統用蓄電池（Battery Energy Storage System、BESS）は、近年のEPRX市場において最も急速に成長しているリソース類型です。2022年の電気事業法改正により、10MW以上の蓄電池設備は正式に「発電事業」として認定され、JEPX現物市場・EPRX需給調整市場・容量市場への同時参加が可能となり、複数の収益源を組み合わせるレベニュースタッキングが実現しました。

蓄電池が1MW以上の規模でEPRXに参加する場合、系統接続方式と運用形態に応じて以下の4つのパターンが考えられます。第一に、系統に逆潮流する発電リソースとして単体参加する方式。第二に、系統に逆潮流しないDRリソースとして単体参加する方式。第三に、アグリゲーターが管理するアグリDRリソースの一部として参加する方式。第四に、発電・DRの一体運用として柔軟に切り替える方式です。

BESSは技術特性上、一次調整力・二次調整力①への参加に適しており、ミリ秒単位の応答速度は従来の火力機組を大幅に上回ります。複合市場（複合約定）では、複数商品への同時入札が可能であり、BESSの柔軟性を最大限に活用できます。2024年度の市場データによれば、BESSの複合商品における平均約定単価はΔkW/30分あたり15.70円に達し、全リソース平均の5.77円を大きく上回っており、調整力市場におけるBESSの希少性プレミアムを示しています。

しかしながら、BESSのEPRX収益見通しは重大な課題に直面しています。METIは2026年度より、一次調整力・二次調整力①および複合商品の上限価格を19.51円/ΔkW/30分から7.21円/ΔkW/30分へ引き下げ（約63%削減）、かつ募集量を1σ基準に削減することを提案しています。この二重改革により蓄電池の調整力市場収益は大幅に圧縮され、長期脱炭素電源オークション（LTDA）の20年固定収益契約やJEPX現物市場のアービトラージを組み合わせた収益モデルの再構築が求められています。

また、2026年3月からは低圧リソース（家庭用蓄電池・EVなど）も機器個別計測の整備を条件に、アグリゲーターを通じて需給調整市場への参加が可能となり、市場のリソース基盤が拡大する一方、競争も激化することが予想されます。

一次オフライン枠と複合商品の約定メカニズム

一次オフライン枠

「一次オフライン枠」は、一次調整力市場において特定の小規模・特殊リソース向けに設けられた参加枠組みです。通常、一次調整力はオンライン指令（リアルタイム制御信号）への対応が必須ですが、以下の3類型に該当するリソースはこの要件が免除され、オフライン枠を通じた参加が認められています。

一次オフライン枠の入札方法は通常の一次調整力と同一であり、相違点は指令受領方式のみです。この枠組みにより、規模・技術的制約から従来は一次調整力に参加できなかった中小型蓄電池や需要側リソースも、最速の周波数調整サービスに貢献できるようになり、市場のリソース多様性向上に寄与しています。

複合商品（複合約定）の価格約定メカニズム

複合約定（Composite Clearing）はEPRXの最も特徴的な制度設計の一つであり、単一リソースが複数商品に同時入札することを可能にします。その理論的根拠は「不等時性」にあります。各商品の最大必要量が発生するタイミングは必ずしも一致しないため、同一リソースが異なる時間帯に異なる商品の調整力を提供できるという考え方です。

複合入札の具体的な方法は次のとおりです。まず、当該リソースにおける応札可能量が最も大きい商品を「主商品」として入札します。次に、他の商品については主商品容量を上限として「内数」として全量入札します。例えば、100MWの蓄電池が二次調整力①を主商品とした場合、一次調整力と三次調整力①に対しても100MWの内数として同時入札が可能です。

複合商品の約定価格設定メカニズムは以下のとおりです。

複合約定がBESS事業者にとって戦略的に重要な理由は、同一設備で複数商品の容量を同時に確保できるため、設備投資効率が大幅に向上する点にあります。ただし、2026年度の上限価格統一改革により、一次調整力・二次調整力①等の高上限商品のプレミアムが消滅することで複合入札の収益優位性は縮小します。事業者にはより精緻な入札戦略の構築が求められます。

相対契約（随意契約）の導入と市場への影響

2025年下半期、日本の電力市場に重要な制度変革が導入されました。一般送配電事業者が特定の条件下で、EPRX市場の競争入札を経ずに「相対契約」（Bilateral Contract、随意契約とも呼ばれる）によりリソース事業者と直接調整力調達契約を締結することが認められたのです。

相対契約導入の背景には、EPRX市場だけでは特定タイプの調整力の安定供給を確保しにくいケースが存在するという課題があります。揚水発電（Pumped Hydro Storage）はその典型例です。揚水電源は大容量・長時間の調整能力を持ち、電力系統の安定運用に不可欠な存在ですが、そのコスト構造は一般的な火力機組や蓄電池と異なり、競争市場における入札行動に特殊性があります。

中部電力（Chubu Electric Power）は相対契約制度の重要な事例です。中部電力は供給区域内に複数の大型揚水電源を保有しており、これらは従来から系統調整の中核を担ってきました。相対契約の枠組みにより、中部電力の揚水リソースはEPRX市場外で中部電力 Power Grid（中部電力パワーグリッド）ッド（送配電子会社）と直接調整力調達契約を締結でき、戦略的リソースの可用性確保と収益予見性の向上が実現しています。

相対契約が市場に与える影響は二面的です。一方では、大型揚水電源など特定の戦略的リソースの安定供給が確保され、系統運用リスクが低減します。他方では、一部の調整力調達が公開市場から二者間協議に移行することで、EPRX市場の流動性と競争強度が低下し、価格発見機能に影響を与える可能性があります。蓄電池事業者など他の市場参加者にとっては、競争可能な市場容量の縮小を意味するため、事業戦略の立案において考慮すべき重要な要因となっています。

近時の市場動向と2026年度の制度改革

2024年4月の全商品上線後、EPRX市場では深刻な応札不足が発生しました。複数の商品区分で募集量に対する約定量の未達が続き、前日商品（三次調整力②）では調達費用の高騰も見られました。こうした状況を受け、METIとOCCTOは2025年下半期に集中的な制度見直しを行い、2026年度より3つの重大な制度改定を実施しました。

改革①：全商品前日取引化

2026年3月13日より、一次〜三次調整力①の週間商品が前日取引に移行しました。これにより、全商品の調達タイミングが実需給に近づき、最新の需給予測に基づく効率的な調整力確保が可能になります。

改革②：募集量の削減（1σへの統一）

現行制度では一次・二次調整力①の市場募集量は3σ相当でしたが、2026年度以降は全商品（一次〜三次調整力①）を最大1σ相当に統一する方針が示されています。不足分は一般送配電事業者の保有余力（揚水等）で補う設計です。市場規模の縮小により、系統用蓄電池事業者が市場から得られる収益機会は限定される可能性があります。

改革③：上限価格の引き下げ（7.21円/ΔkW・30分に統一）

現行の上限価格は、一次・二次調整力①および複合商品が19.51円/ΔkW・30分、二次調整力②・三次調整力①の単一商品が7.21円/ΔkW・30分と区分されていましたが、2026年度以降は全商品（一次〜三次調整力①）を7.21円/ΔkW・30分（≒14.42円/ΔkW・h）に統一する方向で検討されています。三次調整力②は引き続き上限価格なし。

この引き下げは系統用蓄電池事業者に大きな影響を与えます。FY2024年度、蓄電池は複合商品で平均15.70円/ΔkW・30分の約定単価を達成していましたが（全リソース平均5.77円）、上限価格統一後はこの稀少性プレミアムが消滅します。事業計画の収益性評価の見直しが急務です。

系統用蓄電池事業者への戦略的示唆

2026年度の3重改革を踏まえ、系統用蓄電池事業者には以下の戦略的対応が求められます。

収益多様化：需給調整市場の高単価約定に依存したビジネスモデルの見直しが必要です。JEPXスポット市場（アービトラージ）、容量市場（LTDA）、需給調整市場の複合的な収益モデルへの転換を検討すべきです。

複合市場への積極参加：複数商品区分の要件を満たせる蓄電池は、複合市場応札により縮小した市場規模の中でも約定機会を最大化できます。

前日取引への対応力強化：全面前日取引化後は、翌日の需給状況を精度高く予測し、最適な応札戦略を立案できる事業者が競争優位を持ちます。需給予測技術と自動応札システムへの投資が重要です。

上限価格動向の継続監視：METIは「上限価格は状況に応じて適宜見直しを検討」と明示しており、7.21円の水準は暫定的なものである可能性があります。制度設計作業部会の議論を継続的にフォローすることが不可欠です。

まとめ

需給調整市場（EPRX）は、日本の電力システム転換において不可欠なインフラです。2026年度の3重改革——前日取引化・募集量削減・上限価格引き下げ——は、「調整力確保優先」から「効率とコスト管理の両立」への政策転換を示しています。系統用蓄電池事業者にとっては収益環境の変化を意味しますが、同時に技術力向上と多角的な収益モデル構築を促す機会でもあります。日本が2030年の再生可能エネルギー36〜38%目標に向けて進む中、EPRX市場の重要性は今後も高まり続けるでしょう。

EPRX Supply-Demand Adjustment Market: Products, Bidding Mechanism & Latest Trends

What Is the EPRX Supply-Demand Adjustment Market?

The Supply-Demand Adjustment Market (需給調整市場) is Japan's ancillary services market responsible for maintaining grid frequency stability and supply-demand balance. It is operated by the Electric Power Reserve Exchange (EPRX), a general incorporated association established in April 2021 as part of Japan's broader electricity market liberalization. The market was created to replace the traditional bilateral contract (随意契約) approach to procuring balancing capacity with a transparent, competitive market mechanism that ensures fair access for diverse resource types while reducing procurement costs.

Balancing capacity — the ability to rapidly increase or decrease output in response to system needs — is becoming increasingly critical as Japan expands its renewable energy penetration toward the national target of 36–38% by 2030. The variability of solar and wind generation creates new challenges for grid operators, making the efficient procurement of ancillary services a central concern for Japan's energy transition.

Market Participants

Any resource that meets the technical requirements of a given product category can register as a trading member and participate in the EPRX market. The participant base spans a wide range of technologies and business models.

The Okinawa Electric Power service area is currently excluded from the EPRX market. Notably, a November 2025 revision to METI's Energy Resource Aggregation Business Guidelines formally opened the market to low-voltage resources (residential solar, electric vehicles) through aggregators, broadening the participation base significantly.

The Five Product Categories

EPRX products are classified into five tiers based on response speed and the type of grid disturbance they address. The market was rolled out incrementally: Tertiary-2 launched in April 2021, Tertiary-1 in April 2022, and the three faster products (Primary, Secondary-1, Secondary-2) were added in April 2024, completing the full product suite.

From a technical standpoint, the Primary product uses Governor Free (GF) control, where generators automatically adjust output upon detecting frequency deviations without requiring external commands — making it the fastest-responding tier. Secondary-1 operates via Load Frequency Control (LFC) signals received every few seconds to correct short-cycle frequency noise. Secondary-2 uses Economic Dispatch Control (EDC) signals at lower frequency to reload the Secondary-1 reserves consumed during dispatch. The Tertiary products are slower reserves dispatched manually to address larger-scale imbalances and replace secondary reserves.

The ΔkW Bidding and Clearing Mechanism

The EPRX market operates on a capacity market design: the traded commodity is not electricity generation (kWh) but rather adjustment capacity (ΔkW, Delta Kilowatt) — the maximum output change a resource can provide upon receiving a dispatch signal. This represents a reservation of "standby capability" rather than a commitment to generate a specific quantity of electricity.

Each bid submitted to the EPRX market contains two pricing components. The ΔkW charge (capacity payment) is a fixed fee paid to resources for maintaining standby availability, regardless of whether they are actually dispatched — compensating for fixed costs such as capital and maintenance. The adjustment energy charge (energy payment) is a variable fee paid or charged when the transmission system operator issues an upward or downward dispatch signal and the resource actually responds, based on the quantity of energy delivered.

Clearing follows a price-priority principle: bids are accepted in ascending price order until the procurement volume (募集量) is satisfied. Bids at the same price are processed in random order to ensure fairness. Once cleared, the ΔkW charge is locked in for the entire contract period (one day for day-ahead products; formerly one week under the pre-March 2026 weekly product structure).

The Composite Market (複合市場) allows resources to bid simultaneously across multiple product categories. A battery storage system, for example, can submit a composite bid covering Primary, Secondary-1, and Secondary-2 simultaneously; the system automatically selects the optimal product combination to minimize total procurement costs for the transmission operator. For resources technically capable of meeting multiple product requirements — particularly battery storage — the composite market significantly expands revenue opportunities.

Trading Schedule

Tertiary-2 (day-ahead from inception): Since its launch in 2021, Tertiary-2 has operated as a day-ahead market. Because it addresses FIT renewable forecast errors that crystallize on the day before delivery, procuring this product the day before is operationally logical.

Primary through Tertiary-1 (formerly weekly products; transitioned to day-ahead March 2026): These four products originally used a weekly trading schedule. Bidding opened on the Monday before the delivery week (14:00) and closed Tuesday (14:00), with clearing completed by Tuesday 15:00. The contract covered Saturday through the following Friday — a seven-day window.

Day-ahead transition from March 13, 2026: Primary through Tertiary-1 products transitioned to day-ahead trading starting with the March 13, 2026 trade (delivery date March 14). This aligns procurement timing with spot market outcomes and next-day supply-demand forecasts, enabling more accurate and responsive balancing capacity procurement. The approximately one-week lag inherent in the weekly product structure — during which significant changes in the supply-demand environment could occur — has been eliminated.

The Role of Battery Energy Storage Systems (BESS) in EPRX

Battery Energy Storage Systems (BESS) have emerged as the fastest-growing resource category in Japan's EPRX balancing market. A 2022 amendment to the Electricity Business Act formally classified BESS facilities of 10 MW or more as "power generation businesses," enabling simultaneous participation in the JEPX spot market, the EPRX balancing market, and the capacity market — unlocking a multi-layered revenue stacking model that has attracted substantial investment interest.

When participating in EPRX at 1 MW or above, a BESS facility can adopt one of four participation modes depending on its grid connection configuration and operational design. The first mode is as a generation resource with reverse power flow to the grid. The second is as a demand response (DR) resource without reverse power flow, providing adjustment capacity through controlled charging. The third is as a component of an aggregated DR portfolio managed by a licensed aggregator. The fourth is a hybrid generation-DR mode that switches flexibly based on system conditions.

BESS assets are technically well-suited for the highest-value products — Primary (FCR) and Secondary-1 (S-FRR) — given their millisecond-level response times, which far exceed those of conventional thermal generators. In the composite market (composite clearing), batteries can simultaneously bid into multiple product categories, maximizing the utilization of their flexible capacity. Market data from fiscal year 2024 illustrates this advantage clearly: BESS assets in composite products achieved average clearing prices of JPY 15.70 per ΔkW/30min, compared to the all-resource average of JPY 5.77, reflecting the scarcity premium that fast-response battery storage commands in the high-value balancing products.

However, the revenue outlook for BESS in EPRX faces a significant structural challenge. METI has proposed reducing the price cap for Primary, Secondary-1, and composite products from JPY 19.51 to JPY 7.21 per ΔkW/30min (a reduction of approximately 63%) from fiscal year 2026, while simultaneously reducing procurement volumes to a 1σ standard. Together, these reforms will substantially compress balancing market revenues for battery storage, necessitating a fundamental reassessment of revenue stacking strategies — with greater emphasis on Long-Term Decarbonization Power Source Auction (LTDA) 20-year fixed contracts and JEPX spot market arbitrage.

Looking further ahead, from March 2026, low-voltage resources including residential batteries and electric vehicles will be eligible to participate in the balancing market through aggregators, provided device-level metering infrastructure is in place. This expansion broadens the market's resource base but also intensifies competition, particularly in the slower-response product categories.

Ichiji Offline Framework and Composite Product Clearing Mechanism

The Ichiji Offline Framework (一次オフライン枠)

The "ichiji offline" framework is a specialized participation pathway within the Primary adjustment product market, designed for small-scale or technically constrained resources that cannot receive real-time online dispatch signals. Standard Primary product participation requires resources to respond to automated online control signals, but three categories of resources are exempt from this requirement and may participate through the offline framework.

The bidding procedure for the offline framework is identical to standard Primary product participation; the only difference lies in the dispatch signal reception method. By creating this pathway, EPRX enables medium-scale batteries and demand-side resources that would otherwise be excluded by technical constraints to contribute to the fastest frequency regulation service, enhancing the diversity and resilience of the market's resource base.

Composite Product (複合商品) Clearing Mechanism

Composite clearing (複合約定) is one of EPRX's most distinctive institutional design features, allowing a single resource to bid simultaneously into multiple product categories. The theoretical foundation is the principle of "asynchronicity" (不等時性): the peak demand for each product category does not occur simultaneously, meaning the same resource can provide different adjustment services at different times without physical conflict.

The mechanics of composite bidding work as follows. A resource first selects the product category for which it has the largest available bid volume as its "primary product" and submits a full bid for that product. For all other eligible product categories, the resource then submits full bids using the primary product's capacity as the ceiling — these are treated as "subsets" (内数) of the primary bid. For example, a 100 MW battery storage system that selects Secondary-1 as its primary product can simultaneously bid 100 MW as a subset into both the Primary product and the Tertiary-1 product.

The price clearing mechanism for composite products operates as follows:

The strategic significance of composite clearing for BESS operators lies in its ability to dramatically improve capacity utilization efficiency: the same physical asset can secure clearing in multiple product categories simultaneously, multiplying revenue per unit of installed capacity. However, the FY2026 price cap unification reform will eliminate the premium previously accorded to high-cap products (Primary and Secondary-1), narrowing the revenue advantage of composite bidding and requiring operators to develop more sophisticated, data-driven bidding strategies to maintain competitiveness.

Bilateral Contracts (相対契約) and Their Market Impact

The second half of 2025 brought a significant institutional development to Japan's electricity market: transmission system operators (TSOs) were authorized under specific conditions to procure adjustment capacity through "bilateral contracts" (相対契約, also referred to as 随意契約), bypassing the competitive bidding mechanism of the EPRX market. This change represents a meaningful departure from the market-based procurement model that has been the cornerstone of EPRX since its establishment in 2021.

The rationale for introducing bilateral contracts stems from the recognition that competitive market procurement alone cannot always guarantee stable supply of certain specialized adjustment capacity types. Pumped hydro storage is the paradigmatic case: pumped hydro facilities possess large-capacity, long-duration adjustment capabilities that are indispensable for grid stability, but their cost structure differs fundamentally from thermal generators or battery storage, creating challenges for competitive market participation.

Chubu Electric Power (中部電力) represents a prominent example of the bilateral contract framework in practice. Chubu Electric operates multiple large-scale pumped hydro facilities within its service territory, assets that have historically served as the backbone of system balancing in the Chubu region. Under the bilateral contract framework, Chubu Electric's pumped hydro resources can enter into direct adjustment capacity procurement agreements with Chubu Electric Power Grid (the transmission subsidiary), outside the EPRX market mechanism. This arrangement ensures the availability of these strategically critical resources while providing greater revenue predictability for the facility operator.

The market impact of bilateral contracts is inherently two-sided. On the positive side, the framework secures stable supply of specific strategic resources — particularly large pumped hydro — and reduces system operational risk. On the negative side, shifting a portion of adjustment capacity procurement from the open market to bilateral agreements reduces EPRX market liquidity and competitive intensity, potentially impairing the market's price discovery function. For other market participants such as battery storage operators, the expansion of bilateral contracting effectively reduces the volume of capacity available for competitive bidding, a factor that must be incorporated into long-term business planning and investment analysis.

Recent Market Trends and the 2026 Reforms

Following the April 2024 completion of the full product suite, the EPRX market encountered serious underbidding challenges. Multiple product categories saw procurement volumes go unmet, and day-ahead product (Tertiary-2) costs surged. This backdrop prompted METI and OCCTO to undertake intensive reform discussions through late 2025, resulting in three major structural changes taking effect in fiscal year 2026.

Reform 1: Universal Day-Ahead Transition

As described above, the shift of Primary through Tertiary-1 products to day-ahead trading eliminates the information lag of the weekly product structure. Procurement decisions can now be made with the benefit of the latest weather forecasts, renewable output predictions, and demand projections, improving both accuracy and market efficiency.

Reform 2: Procurement Volume Reduction (Unified 1σ Standard)

Under the current regime, Primary and Secondary-1 products are procured at up to 3σ (three standard deviations) of demand variability through the market, while Secondary-2 and Tertiary-1 are capped at 1σ. The reform proposal unifies all products at a maximum of 1σ, with the transmission operators' own reserve capacity (pumped hydro, etc.) filling the gap. This effectively shrinks the market size, reducing the revenue opportunities available to battery storage operators who have relied on the market for primary income.

Reform 3: Price Cap Reduction (Unified at JPY 7.21/ΔkW/30min)

The current price cap structure grants a premium to faster-response products: Primary, Secondary-1, and all composite products are capped at JPY 19.51/ΔkW/30min, while Secondary-2 and Tertiary-1 single products are capped at JPY 7.21/ΔkW/30min. The reform proposal unifies all products (Primary through Tertiary-1) at JPY 7.21/ΔkW/30min (approximately JPY 14.42/ΔkW/h), a reduction of approximately 63% for the premium products. Tertiary-2 retains no price cap.

The impact on battery storage economics is substantial. During FY2024, BESS assets in the composite market achieved average clearing prices of JPY 15.70/ΔkW/30min — far above the all-resource average of JPY 5.77. Even after mid-year procurement volume reductions, BESS units averaged JPY 10.84/ΔkW/30min in April 2025. The proposed cap unification would eliminate the scarcity premium that battery storage has relied upon, requiring a fundamental reassessment of project economics for both existing and planned BESS developments.

Strategic Implications for Battery Storage Operators

The triple reform of 2026 demands a strategic recalibration for battery storage operators in Japan. Revenue diversification is now essential: the era of relying primarily on high-value balancing market arbitrage is ending. Operators should actively evaluate combined revenue models spanning JEPX spot market arbitrage, the Long-Term Decarbonization Power Source Auction (LTDA) capacity contracts, and EPRX balancing market participation.

Composite market participation remains a key advantage for batteries capable of meeting multiple product requirements simultaneously. Even in a smaller market, composite bidding maximizes clearing opportunities. The day-ahead transition also rewards operators who invest in accurate next-day supply-demand forecasting and automated bidding systems — capabilities that will increasingly differentiate competitive participants.

Finally, operators should monitor METI's ongoing policy discussions closely. The reform documents explicitly note that price caps will be "reviewed as appropriate based on circumstances," suggesting the JPY 7.21 level is not necessarily permanent. The System Review Working Group remains the key venue for tracking these developments.

Conclusion

The EPRX supply-demand adjustment market is an indispensable pillar of Japan's electricity system transformation. The three-pronged 2026 reform — day-ahead transition, procurement volume reduction, and price cap harmonization — signals a policy shift from "secure balancing capacity at any cost" toward "balance efficiency with cost control." For battery storage operators, this represents both a challenge to existing business models and an opportunity to develop more sophisticated, diversified revenue strategies. As Japan advances toward its 2030 renewable energy targets, the EPRX market's role in enabling a stable, low-carbon grid will only grow in importance.