✅ 粗略地說
- ⚡ 供需調整市場綜合商品價格、一次調整能力、二次調整能力①的上限價格已從2026年9月1日的實際供需價格下調至10。00日圓/ΔkW,持續30分鐘（資料來源:關於電力供需調整電力交換（EPRX）ΔkW上限價格)。
- 📉 這不是一次性的降價,而是逐步降價19。51日圓(2024年）→15日圓(2026年3月）→10日圓(2026年9月）的里程碑,而且系統並沒有說「停在10日圓」（資料來源:自然資源與能源署,第四穩定電力供應工作小組,文件 6)。
- 🔍 降低的核心是成本結構,接近價格上限的高價格分配約佔採購成本的 16。8%,儘管採購量僅為 3。4% 左右,而且據解釋,許多高價格標籤都充滿了電池（來源:文件 6)。
- 🔋 對於電網電池儲能營運商來說,現在他們不僅可能會將收入和支出模型假設改為 10 日元,還會重新考慮他們的資本政策和投標策略,超越他們的投標單價會更高的原因（折舊期和固定成本回收之間的關係）。
介紹
這次,我們將從電網電池儲能業者的角度來解釋供需調整市場價格上限的降低。
從2026年9月1日實際供需期間開始,供需調整市場複合商品、一次調整能力、二次調整能力①的上限價格已降至10。00日圓/ΔkW,持續30分鐘（資料來源:EPRX)。
這裡提到的「日元/ΔkW·30分鐘」不是實際輸送電量（kWh）的支付價值單位,而是作為調節力等待和反應的能力（ΔkW）。
換句話說,這次實施的是電池透過「待機」獲得的部分的上限
關於這一點,你真正需要閱讀的不是「價格下跌」方面。
目前系統上調上限的原因有兩個,以及依賴上限附近高價格調整的收入假設在未來會變得不那麼有效的原因。
下面,我們將使用原始資料中確認的數字來深入研究系統的邏輯以及電池儲存操作員應採取的行動。
決定什麼 – 在價目表上設定固定價格
首先,檢查確認的數字。
根據電力儲備交易所（EPRX）2026年7月30日公佈的價格上限表,價格上限趨勢如下（資料來源:EPRX)。
綜合產品、主要調整力和次要調整力①從19。51日圓（自2024年4月起生效）降至15。00日圓（自2026年3月14日起生效）,然後降至10。00日圓（自2026年9月1日起生效）。
另一方面,二次調整力②及三次調整力①將維持不變,為7。21日元,三次調整力②將繼續沒有上限。
這裡要注意的是,「二次調整力②不包括在這種情況下」的解釋的意思是。
這並不意味著價格尚未確定,也不意味著價格將維持在15日圓。
關於二級調整能力②和三級調整能力①,第96次機構審查工作小組會議的結果已解決,目前的7。21日圓將暫時維持不變（資料來源:EPRX)。
決定這項削減的論壇是2026年7月14日舉行的第四屆電力穩定與供應工作小組會議（文件6,“關於供需調整市場”,自然資源與能源署）（資料來源:第四電源穩定供應器WG)。
保持雙層方法是安全的:數據中的主要資訊是EPRX價目表,決策的背景是自然資源和能源局的會議資料。
為何降低 – “有所改善,但競爭不夠”
文件 6 中坦率地說明了減少的原因。
起點是2026年3月複合商品日前交易後的市場變化（資料來源:文件 6)。
比較日前交易前後,複合商品「短缺率」即相對於報價量缺乏投標,從14。6%提高到5。3%,主要調整力從46。3%提高到16。1%。
僅從數字來看,市場顯然正在改善。
然而,文件6的結論是,雖然投標數量超過了一天的投標數量,但仍有30分鐘出現短缺的情況,因此「很難評估市場競爭狀況是否有所改善」
換句話說,該系統的評估是「已經有所改進,但還不能說具有競爭力」
此外,該系統最大的問題是成本結構的扭曲。
對於複合產品,超過14日圓/ΔkW·30分鐘的高值量僅佔總週期量的3。4%左右③④以體積計算。
然而,少量高價值合約約佔採購總成本的16。8%。
在前一天交易之前,這一比例甚至更高,為成本的 35。0%,而交易量的 6。2%。
價格低廉不成比例地推高了整體採購成本。
雖然市場價格本身是免費的,但對成本適當性的責任並不是免費的,因為採購成本最終是透過委託費用廣泛收回的。
很自然地,降低上限價格是從成本方面來限制這種「小額、高成本」承諾的檢查。
為什麼蓄電池的價格接近上限
電網電池營運商不能忽視的事實是,他們的許多高價標籤上都裝滿了電池。
文件 6 將電池列為投標價格經常接近上限的電源,並闡述了原因（來源:文件 6)。
主要原因是電池佔固定成本的很大一部分。
特別是,如果折舊期限縮短,該財政年度的折舊費用將會很大。
根據供需調整市場指引,固定費用回收的計算金額等於本財政年度從包括折舊費用在內的固定費用中減去其他市場收入所獲得的金額。因此,折舊期限越短,當年應收回的固定費用越多,這是投標單價上漲的因素。
會計折舊期限因企業而異,一般設定為6〜20年左右,取決於稅法期限、製造商保固期等。
從實際角度來說,這極為重要。
電池價格接近上限的事實不僅僅是看漲價格,而是固定成本回收機制和攤銷設計的結果。
因此,將價格上限從15日圓降低至10日圓的措施是直接降低電池儲存「收益上限」的變化,對於折舊期較短的情況影響更大。
僅僅用10日圓取代收入和支出模型的假設是不夠的；需要同時檢視公司業務折舊期的設定方法和收回固定成本的假設。
競價行為不對稱–電池“被拋在後面並被削減”
如果價格上限降低,誰將採取行動以及如何採取行動。
文件 6 顯示,根據商業訪談的結果,投標行為根據電源類型而不對稱。
據說火力和抽水通常根據機會成本計算投標價格,如果價格超過上限,許多人就不會在市場上投標。
另一方面,許多人回應稱,在將其盈利能力與其他市場進行比較後,即使出價降低,他們也會繼續競標電池和VPP（虛擬發電廠）。
這種不對稱性說明了當前系統設計背後的意圖。
如果上限降低,部分熱能和泵送能將從市場上撤出,但可以透過利用剩餘電力進行採購來取代,而且已經表示,不會立即中斷協調。
換言之,從制度角度來看,即使上限降低,電池儲量和VPP仍將留在市場上,而高毛利率將會降低。
對於電池儲存公司來說,這並不是要“被趕出市場”,而是要“落後並降低價格上限”
這就是為什麼,與其在單一市場競爭,不如利用哪些面板的設計能力來捕捉批發電力市場（JEPX,日本批發電力交易所）、容量市場和供需調整市場的價值,對於競爭力比以往任何時候都更加重要。
「10日圓只是一個轉捩點」–宣布逐步削減
10日圓的升值並不是突然的措施。
文件6明確指出,在第110次機構審查工作小組會議上,如果前一天交易後市場競爭狀況沒有改善,初級產品、二級產品①和組合產品的上限價格將從15日元逐步降至10日元、7。21日元等。（資料來源:文件 6,第110屆機構審查工作小組)。
此次削減是這項分階段政策的延伸。
文件6指出,即使在削減之後,為了確保適當的競爭環境和足夠的合約機會,仍將不斷審查市場競爭的整體狀況和調整權的獲取,包括市場外的調整權,並根據需要重新考慮報價數量和價格限制（資料來源:文件 6)。
換句話說,10日圓被設計為傳球點,而不是進球。
對於電網電池營運商來說,實際的解決方案不僅僅是考慮「如何適應10日圓」
問題似乎在於如何制定能夠以 10 日圓或更高水準 7。21 日圓通過的投資和資本政策。
對企業和投資者的實際影響
在此基礎上,我們將總結電網電池儲能營運商以及支持他們的投資者和金融機構的實際反應。
首先,我們需要重新調整我們的國際收支平衡。
價格上限下降33%不會導致銷售額下降33%,但強烈預期價格上限附近會大幅降價的樂觀案例將難以通過。
以10日圓為基準、7。21日圓為壓力情況進行敏感度分析是現實的。
其次是折舊期的設計和固定成本回收。
如上所述,折舊期限越短,當年收回的固定成本越多,投標單價越高,結算就越困難。
當價格上限下降時,這種關係直接轉化為收入,因此有必要審查會計攤銷期、DSCR（債務服務覆蓋率、本金和利息償還覆蓋率）的列報以及結合提供的先決條件。
第三,我們需要向多市場運作轉型。
我們需要重新安排我們的營運結構和收入計劃,從只考慮我們在供需調整市場能獲得多少的想法,轉變為貫穿 JEPX、產能市場和供需調整市場的想法,以確定哪些部分值得追求哪個價值。
第四,有合約慣例。
如果與聚合商簽訂的合約、管理合約以及贊助商和貸款人的解釋資料隱含地拖累了 15 日圓時代的預期,那麼薪酬設計、KPI 和還款假設就會出現差異。
價格調整使得合約在實際實施之前就已經過時。
我們認為,現在適當的行動方針是在收入、支出、合約和投資決策中全面反映價格假設、合約利率假設和多市場操作假設。
總結
此次,供需調整市場綜合商品、主要調整力、次要調整力①的上限價格已從2026年9月1日的實際供需金額下調至10。00日圓/ΔkW,持續30分鐘（資料來源:EPRX)。
其背景是成本結構,前一天交易後缺口率有所改善,但未收到任何投標,合約繼續接近價格上限,少量高額合約（數量佔3。4%)約佔採購成本的16。8%。 該系統正在逐步降低價格上限以糾正這一問題（資料來源:文件 6)。
其中許多高價帳單都是電池帳單,這是由於固定成本高且折舊期短造成的。
這就是為什麼這次審查是一項將降低電池儲存運營商「收入上限」的變化,人們認為它不僅應該能夠糾正收入和支出,而且應該能夠審查折舊設計、資本政策、多市場操作和合約假設。
該系統並沒有說系統已經改變,而是說「更新依賴高價值執行的假設」
我相信,將 10 日圓視為一個里程碑,並考慮如何創建一個即使在 7。21 日圓也不會崩潰的項目,將是從受系統變化影響轉向能夠納入系統的條件。
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