EPRX公告：2026年4月第三次調整力②必要量及削減係數更新對日前市場的影響

政策背景

日本電力市場在近年經歷了顯著的結構性改革，旨在提升市場效率、確保電力穩定供應並促進再生能源的整合。其中一個關鍵的里程碑是日本電力批發交易所（EPRX）於2026年3月13日廢止了週間市場（Weekly Market），並全面轉向以日前市場（Day-Ahead Market）為核心的交易機制。此舉旨在提供更即時、更精確的價格信號，以應對日益複雜的電力供需動態。在這樣的背景下，調整力市場（Ancillary Services Market）的重要性日益凸顯，特別是負責維持電網頻率穩定和應對突發供需不平衡的第三次調整力（Tertiary Reserve）。EPRX定期更新各類調整力的必要量及相關係數，以反映最新的電力系統需求和市場狀況。此次針對2026年4月第三次調整力②（Tertiary Reserve 2）必要量及募集量削減係數的更新，正是為了適應日前市場的新運作模式，並確保電力系統的穩定性與經濟性。

第三次調整力②主要用於應對預期之外的供需波動，其作用時間較長，對於電網的整體穩定性至關重要。其必要量和削減係數的設定，直接影響到電力公司和發電業者在調整力市場中的競標策略，進而影響到日前市場的整體供需平衡和價格水平。隨著再生能源發電量的增加，其間歇性和不確定性對電網穩定性提出了更高要求，使得調整力市場的精確管理變得更加關鍵。

主要內容

根據EPRX的最新公告，2026年4月的第三次調整力②的必要量及募集量削減係數進行了更新。雖然公告內容的具體數值未在此處提供，但其核心意義在於EPRX根據最新的電力需求預測、發電量預測（包括再生能源）、系統穩定性要求以及市場參與者的歷史行為數據，對調整力市場的參數進行了精細化調整。這些調整通常會涉及以下幾個方面：

• 必要量（Required Volume）的調整： 這是指電力系統為維持穩定運行所需的第三次調整力②的總量。如果必要量增加，意味著系統對備用容量的需求更高；如果減少，則可能反映系統穩定性預期有所改善或預測模型更加精確。
• 募集量削減係數（Bidding Reduction Factor）的更新： 這個係數用於調整市場參與者提交的募集量。例如，如果係數為0.9，則意味著實際採購量會是募集量的90%。這個係數的調整會影響市場的實際採購量，進而影響到市場的流動性和價格。
• 日前市場的影響： 由於週間市場已廢止，所有調整力需求將更緊密地與日前市場的交易結果掛鉤。任何調整力參數的變化，都將直接影響到日前市場的預期價格和交易量，因為市場參與者會在日前市場中考慮到其在調整力市場中的潛在收益或成本。
• 結算單位： 值得注意的是，結算單位仍為日圓/DeltakW，每30分鐘結算一次，這與日前市場的結算方式保持一致，確保了市場運作的連貫性。

這些參數的調整旨在優化調整力市場的運行效率，確保在滿足系統穩定性需求的同時，盡可能降低整體電力成本。對於市場參與者而言，理解這些變化的具體細節至關重要，因為它們將直接影響其競標策略和財務表現。

對電力交易者的影響

此次EPRX對2026年4月第三次調整力②必要量及募集量削減係數的更新，對能源交易者、BESS（電池儲能系統）營運商以及其他電力市場參與者將產生多方面的影響：

• 交易策略的調整： 交易者需要密切關注這些參數的具體數值變化。如果必要量增加，可能預示著調整力價格將上漲，從而鼓勵更多的發電資源或儲能系統參與調整力市場競標。反之，如果必要量減少或削減係數提高，可能導致調整力市場競爭加劇，價格承壓。
• BESS營運商的機遇與挑戰： BESS系統在提供調整力方面具有天然優勢。如果調整力需求增加，BESS營運商將有更多機會參與市場並從中獲利。然而，如果削減係數提高，意味著即使提交了募集量，實際被採購的量可能會減少，這要求BESS營運商在日前市場和調整力市場之間做出更精細的套利決策。其盈利模式將更加依賴於對市場波動的精準預測和快速響應能力。
• 日前市場價格波動： 調整力市場與日前市場緊密相連。調整力需求的變化會影響發電資源在兩市場間的分配。例如，如果調整力市場更有利可圖，部分發電機會從日前市場轉向調整力市場，從而可能推高日前市場的價格。交易者需要將調整力市場的預期收益和成本納入其日前市場的報價策略中。
• 風險管理： 參數的變化增加了市場的不確定性。交易者需要重新評估其風險敞口，並可能需要調整對沖策略。對市場數據的深入分析和預測模型的精確度將成為成功的關鍵。
• 系統穩定性與成本： 從宏觀角度看，這些調整旨在確保電力系統的穩定運行，同時優化成本。對於所有市場參與者而言，理解EPRX的政策意圖有助於更好地適應市場變化，並為未來的投資和運營決策提供依據。

總之，隨著日本電力市場向日前市場的全面轉型，EPRX對調整力市場參數的每一次更新都具有深遠的影響。市場參與者必須保持高度警惕，不斷優化其策略，以應對這些動態變化，確保在競爭激烈的市場中保持領先地位。

來源：EPRX公告

EPRX発表：2026年4月三次調整力②必要量および削減係数更新が日前市場に与える影響

政策背景

日本の電力市場は近年、市場効率の向上、電力の安定供給確保、および再生可能エネルギーの統合を目的とした大幅な構造改革を経験しています。その重要な節目の一つが、日本卸電力取引所（EPRX）が2026年3月13日に週間市場を廃止し、日前市場を核とする取引メカニズムへと完全に移行したことです。この措置は、ますます複雑化する電力需給のダイナミクスに対応するため、より即時的で正確な価格シグナルを提供することを目的としています。このような背景の中、調整力市場（アンシラリーサービス市場）の重要性が増しており、特に系統周波数の安定維持と突発的な需給不均衡への対応を担う三次調整力（Tertiary Reserve）が注目されています。EPRXは、最新の電力系統のニーズと市場状況を反映させるため、各調整力の必要量および関連係数を定期的に更新しています。今回の2026年4月三次調整力②（Tertiary Reserve 2）の必要量および募集量削減係数の更新は、日前市場の新たな運用モードに適応し、電力系統の安定性と経済性を確保するためのものです。

三次調整力②は主に予期せぬ需給変動に対応するために使用され、その作用時間は比較的長く、系統全体の安定性にとって極めて重要です。その必要量と削減係数の設定は、電力会社や発電事業者の調整力市場における入札戦略に直接影響を与え、ひいては日前市場全体の需給バランスと価格水準に影響を及ぼします。再生可能エネルギー発電量の増加に伴い、その間欠性と不確実性が系統安定性に対してより高い要求を突きつけており、調整力市場の精密な管理がますます重要になっています。

主要内容

EPRXの最新の発表によると、2026年4月の三次調整力②の必要量および募集量削減係数が更新されました。この発表における具体的な数値はここでは提供されていませんが、その核心的な意味は、EPRXが最新の電力需要予測、発電量予測（再生可能エネルギーを含む）、系統安定性要件、および市場参加者の過去の行動データに基づいて、調整力市場のパラメータを詳細に調整したことにあります。これらの調整は通常、以下の側面を含みます：

• 必要量（Required Volume）の調整： これは、電力系統が安定した運用を維持するために必要な三次調整力②の総量です。必要量が増加すれば、系統がより多くの予備容量を必要としていることを意味し、減少すれば、系統安定性の予測が改善されたか、予測モデルがより正確になったことを示唆する可能性があります。
• 募集量削減係数（Bidding Reduction Factor）の更新： この係数は、市場参加者が提出する募集量を調整するために使用されます。例えば、係数が0.9の場合、実際の調達量は募集量の90%になります。この係数の調整は、市場の実際の調達量に影響を与え、ひいては市場の流動性と価格に影響を及ぼします。
• 日前市場への影響： 週間市場が廃止されたため、すべての調整力需要は日前市場の取引結果とより密接に連動します。調整力パラメータのいかなる変更も、市場参加者が調整力市場での潜在的な収益またはコストを考慮に入れるため、日前市場の予想価格と取引量に直接影響を与えます。
• 決済単位： 注目すべきは、決済単位が引き続き円/DeltakWであり、30分ごとに決済されることです。これは日前市場の決済方法と一致しており、市場運営の一貫性を確保しています。

これらのパラメータ調整は、系統安定性の要件を満たしつつ、可能な限り全体の電力コストを削減するために、調整力市場の運用効率を最適化することを目的としています。市場参加者にとって、これらの変更の具体的な詳細を理解することは、入札戦略と財務実績に直接影響するため、極めて重要です。

対電力取引者への影響

今回のEPRXによる2026年4月三次調整力②必要量および募集量削減係数の更新は、エネルギー取引者、BESS（蓄電池エネルギー貯蔵システム）事業者、およびその他の電力市場参加者に対し、多岐にわたる影響を及ぼします：

• 取引戦略の調整： 取引者は、これらのパラメータの具体的な数値変化を綿密に監視する必要があります。必要量が増加すれば、調整力価格の上昇が予想され、より多くの発電リソースや蓄電システムが調整力市場への入札に参加するインセンティブとなります。逆に、必要量が減少したり、削減係数が増加したりすれば、調整力市場での競争が激化し、価格が圧迫される可能性があります。
• BESS事業者の機会と課題： BESSシステムは調整力提供において本質的な優位性を持っています。調整力需要が増加すれば、BESS事業者は市場に参加し、収益を上げる機会が増えます。しかし、削減係数が増加すると、募集量を提出しても実際に調達される量が減少する可能性があり、BESS事業者は日前市場と調整力市場の間でより洗練された裁定取引の意思決定を行う必要があります。その収益モデルは、市場変動の正確な予測と迅速な対応能力に一層依存することになります。
• 日前市場価格の変動： 調整力市場と日前市場は密接に連携しています。調整力需要の変化は、発電リソースの両市場間での配分に影響を与えます。例えば、調整力市場がより有利であれば、一部の発電機会は日前市場から調整力市場へとシフトし、その結果、日前市場の価格を押し上げる可能性があります。取引者は、調整力市場での予想収益とコストを日前市場の入札戦略に組み込む必要があります。
• リスク管理： パラメータの変化は市場の不確実性を高めます。取引者は、リスクエクスポージャーを再評価し、ヘッジ戦略を調整する必要があるかもしれません。市場データの詳細な分析と予測モデルの精度が成功の鍵となります。
• 系統安定性とコスト： マクロな視点から見ると、これらの調整は電力系統の安定運用を確保しつつ、コストを最適化することを目的としています。すべての市場参加者にとって、EPRXの政策意図を理解することは、市場の変化によりよく適応し、将来の投資および運用決定の基盤を築く上で役立ちます。

要するに、日本の電力市場が日前市場へと完全に移行する中で、EPRXによる調整力市場パラメータの更新は、その都度、深い影響を及ぼします。市場参加者は常に警戒を怠らず、戦略を継続的に最適化し、競争の激しい市場で優位性を維持する必要があります。

出典：EPRXお知らせ

EPRX Announcement: Impact of April 2026 Tertiary Reserve 2 Requirement and Reduction Factor Update on the Day-Ahead Market

Policy Background

The Japanese electricity market has undergone significant structural reforms in recent years, aimed at enhancing market efficiency, ensuring stable power supply, and promoting the integration of renewable energy. A key milestone in this transformation was the Japan Electric Power Exchange (EPRX) abolishing the Weekly Market on March 13, 2026, and fully transitioning to a trading mechanism centered on the Day-Ahead Market. This move is designed to provide more immediate and accurate price signals to cope with the increasingly complex dynamics of electricity supply and demand. Against this backdrop, the importance of the Ancillary Services Market has grown, particularly the Tertiary Reserve, which is responsible for maintaining grid frequency stability and responding to sudden supply-demand imbalances. EPRX regularly updates the required volumes and associated factors for various ancillary services to reflect the latest power system needs and market conditions. This update to the required volume and bidding reduction factor for Tertiary Reserve 2 for April 2026 is precisely to adapt to the new operational mode of the day-ahead market and ensure the stability and economic efficiency of the power system.

Tertiary Reserve 2 is primarily used to respond to unexpected supply and demand fluctuations, operating over a relatively longer duration, and is crucial for the overall stability of the grid. The setting of its required volume and reduction factor directly influences the bidding strategies of power companies and generators in the ancillary services market, which in turn affects the overall supply-demand balance and price levels in the day-ahead market. With the increase in renewable energy generation, its intermittency and uncertainty place higher demands on grid stability, making precise management of the ancillary services market even more critical.

Key Contents

According to the latest announcement from EPRX, the required volume and bidding reduction factor for Tertiary Reserve 2 for April 2026 have been updated. While specific numerical values from the announcement are not provided here, the core meaning is that EPRX has finely tuned the parameters of the ancillary services market based on the latest electricity demand forecasts, generation forecasts (including renewables), system stability requirements, and historical behavior data of market participants. These adjustments typically involve the following aspects:

• Adjustment of Required Volume: This refers to the total amount of Tertiary Reserve 2 needed for the power system to maintain stable operation. An increase in the required volume means the system demands more reserve capacity; a decrease might reflect improved system stability expectations or more accurate forecasting models.
• Update of Bidding Reduction Factor: This factor is used to adjust the bid volumes submitted by market participants. For example, if the factor is 0.9, it means the actual procured volume will be 90% of the bid volume. Adjustments to this factor will affect the actual procurement volume in the market, thereby influencing market liquidity and prices.
• Impact on the Day-Ahead Market: With the weekly market abolished, all ancillary service requirements will be more closely linked to the outcomes of day-ahead market transactions. Any changes in ancillary service parameters will directly affect the expected prices and trading volumes in the day-ahead market, as market participants will factor in their potential revenues or costs from the ancillary services market when bidding in the day-ahead market.
• Settlement Unit: Notably, the settlement unit remains yen/DeltakW, settled every 30 minutes. This aligns with the day-ahead market's settlement method, ensuring consistency in market operations.

These parameter adjustments aim to optimize the operational efficiency of the ancillary services market, ensuring that system stability requirements are met while minimizing overall electricity costs. For market participants, understanding the specific details of these changes is crucial, as they will directly impact their bidding strategies and financial performance.

Impact on Electricity Traders

EPRX's update to the required volume and bidding reduction factor for Tertiary Reserve 2 for April 2026 will have multi-faceted impacts on energy traders, BESS (Battery Energy Storage System) operators, and other electricity market participants:

• Adjustment of Trading Strategies: Traders need to closely monitor the specific numerical changes in these parameters. An increase in the required volume may signal higher ancillary service prices, encouraging more generation resources or storage systems to participate in ancillary service market bidding. Conversely, if the required volume decreases or the reduction factor increases, it could lead to intensified competition and downward pressure on prices in the ancillary services market.
• Opportunities and Challenges for BESS Operators: BESS systems have a natural advantage in providing ancillary services. If ancillary service demand increases, BESS operators will have more opportunities to participate in the market and profit. However, if the reduction factor increases, it means that even if a bid volume is submitted, the actual procured volume might decrease. This requires BESS operators to make more sophisticated arbitrage decisions between the day-ahead market and the ancillary services market. Their profitability model will increasingly depend on accurate forecasting of market fluctuations and rapid response capabilities.
• Day-Ahead Market Price Volatility: The ancillary services market and the day-ahead market are closely linked. Changes in ancillary service demand affect the allocation of generation resources between the two markets. For example, if the ancillary services market becomes more lucrative, some generation opportunities may shift from the day-ahead market to the ancillary services market, potentially pushing up day-ahead market prices. Traders need to incorporate the expected revenues and costs from the ancillary services market into their day-ahead market bidding strategies.
• Risk Management: Changes in parameters increase market uncertainty. Traders need to re-evaluate their risk exposure and may need to adjust their hedging strategies. In-depth analysis of market data and the accuracy of forecasting models will be key to success.
• System Stability and Cost: From a macro perspective, these adjustments aim to ensure the stable operation of the power system while optimizing costs. For all market participants, understanding EPRX's policy intentions helps them better adapt to market changes and provides a basis for future investment and operational decisions.

In summary, as the Japanese electricity market fully transitions to the day-ahead market, every update by EPRX to the ancillary services market parameters has profound implications. Market participants must remain highly vigilant, continuously optimize their strategies, and respond to these dynamic changes to maintain a leading position in the competitive market.

Source: EPRX Announcement