✅ 粗略地说
- ⚡ 供需调整市场商品组合、一次调整功率、二次调整功率的上限价格已从2026年9月1日的实际供需价格下调至10。00日元/ΔkW,持续30分钟（来源:关于电源供需调整电源交换（EPRX）ΔkW 价格上限)。
- 📉 这不是一次性的降价,而是逐步降价19。51日元(2024年）→15日元(2026年3月）→10日元(2026年9月）的里程碑,而且系统并没有说“停在10日元”（来源:自然资源和能源署,第四稳定电力供应工作组,文件 6)。
- 🔍 降低的核心是成本结构,接近价格上限的高价格分配约占采购成本的 16。8%,尽管采购量仅为 3。4% 左右,而且据解释,许多高价格标签都充满了电池（来源:文件6)。
- 🔋 对于电网电池存储运营商来说,现在可能他们不仅会将收入和支出模型假设转换为 10 日元,还会重新考虑他们的资本政策和投标策略,超越投标单价会更高的原因（折旧期和固定成本回收之间的关系）。
介绍
这次,我们将从电网电池存储运营商的角度解释供需调整市场价格上限的降低。
从2026年9月1日实际供需期开始,供需调整市场复合商品、一次调整功率、二次调整功率①的上限价格已降至10。00日元/ΔkW,持续30分钟（来源:EPRX)。
这里提到的“yen/ΔkW·30 min”不是为实际输送的电量（kWh）支付的价值单位,而是为等待和作为调节力做出反应的能力（ΔkW）支付的价值单位。
换句话说,这次实施的是电池通过“待机”赚取的份额的上限
关于这一点,您真正需要阅读的不是“价格下跌”方面。
系统此时移动上限有两个原因,以及为什么依赖于接近上限的高价格调整的收入假设在未来会变得不那么有效。
下面,我们将使用主要数据中确认的数字来深入研究系统的逻辑以及电池存储运营商应该采取的行动。
决定什么 – 在价目表上设定固定价格
首先,检查已确认的数字。
根据电力储备交易所（EPRX）2026年7月30日公布的价格上限表,价格上限趋势如下（来源:EPRX)。
合并产品、一次调整力和二次调整力①从19。51日元(2024年4月生效）减少至15。00日元(2026年3月14日生效）,然后减少至10。00日元(2026年9月1日生效）。
另一方面,二次调整力②及三次调整力①将维持在7。21日元不变,三次调整力②将继续没有上限。
这里需要注意的是,“二次调整力②不包括在本例中”的解释是指。
这并不意味着价格尚未确定,也不意味着价格将保持在15日元。
关于二级调整能力②和三级调整能力①,第96次机构审查工作组会议的结果已经得到解决,目前的7。21日元将暂时保持不变（来源:EPRX)。
决定削减电力的论坛是 2026 年 7 月 14 日举行的第四次电力稳定与供应工作组会议（文件 6,“关于供需调整市场”,自然资源和能源署）（来源:第四电源稳定电源WG)。
可以安全地保持两级方法:数字中的主要信息是 EPRX 价格表,而决策的背景是自然资源和能源署的会议材料。
为什么降低–"改善了,但竞争不够"
减少的原因在文件 6 中非常坦率地写明。
出发点是2026年3月复合商品日前交易后的市场变化（来源:文件6)。
比较日前交易前后时期,复合商品的“短缺率”（即相对于报价量的投标不足）从 14。6% 提高到 5。3%,初级调整力的“短缺率”从 46。3% 提高到 16。1%。
仅从数字来看,市场显然正在改善。
然而,文件 6 的结论是,虽然投标数量超过了一天的报价数量,但有时 30 分钟的框架下仍会出现短缺,这使得“难以评估市场竞争形势是否有所改善”
换句话说,该系统的评估是“已经有所改进,但还不能说具有竞争力”
此外,该系统最大的问题是成本结构的扭曲。
对于复合产品来说,超过14日元/ΔkW·30分钟的高值量仅占周期③④总量体积的3。4%左右。
然而,少量高价值合同约占采购总成本的16。8%。
在前一天交易之前,这一比例甚至更高,占成本的 35。0%,而交易量的 6。2%。
小价格不成比例地推高了总体采购成本。
虽然市场价格本身是免费的,但对成本适当性的问责并不是免费的,因为采购成本最终是通过委托费用广泛收回的。
很自然地,降低上限价格是从成本方面进行检查,以限制这种“小额、高成本”的承诺。
为什么蓄电池的价格接近上限
电网电池运营商不能忽视的事实是,他们的许多高价产品都充满了电池。
文件 6 将电池列为投标价格通常接近上限的电源,并阐述了原因（来源:文件6)。
主要原因是电池占固定成本的很大一部分。
特别是,如果折旧期较短,该财政年度的折旧费用将会很大。
根据供需调整市场指南,固定费用回收的计算方式为从本财年的固定费用（包括折旧费用）中减去其他市场收入所得的金额。因此,折旧期越短,当年应回收的固定费用就越多,这是投标单价上涨的一个因素。
会计折旧期限因企业而异,一般根据税法期限、制造商保修期等设定为6〜20年左右。
从实际角度来看,这一点极其重要。
电池定价接近上限这一事实不仅仅是看涨价格,而且是固定成本回收机制和摊销设计的结果。
因此,将价格上限从15日元降低到10日元的措施,是直接降低电池存储“收益上限”的变化,对于折旧期较短的情况,影响更大。
仅仅用10日元取代收入和支出模型的假设是不够的,还需要同时检查公司业务折旧期的设定方法和收回固定成本的假设。
竞价行为不对称–电池“被留下并被切断”
如果价格上限降低,谁将采取行动以及如何采取行动。
文献 6 显示,根据商业访谈的结果,投标行为根据电源类型是不对称的。
据说火力和抽水通常根据机会成本计算投标价格,如果价格超过上限,许多人就不会在市场上投标。
另一方面,许多人回应称,在与其他市场相比盈利能力较低后,即使投标价格降低,他们仍将继续竞标电池和VPP（虚拟发电厂）。
这种不对称性说明了当前系统设计背后的意图。
如果降低上限,部分热能和泵送能将从市场上撤出,但可以通过使用剩余电力的采购来取代,而且据称不会立即破坏协调。
换句话说,从制度角度来看,即使上限降低,电池存储和VPP仍将留在市场上,而高毛利率将会降低。
对于电池存储公司来说,这并不是要“被赶出市场”,而是要“落后并降低价格上限”
这就是为什么,在批发电力市场（JEPX、日本批发电力交易所）、容量市场和供需调整市场中,使用哪些面板来获取价值的设计能力对于竞争力比以往任何时候都更加重要,而不是在单一市场上进行竞争。
“10日元只是过关点” – 宣布逐步减价
10日元的涨价并不是突然的。
文件6明确指出,在第110次机构审查工作组会议上,如果前一天交易后市场竞争形势没有改善,初级、二级①和组合产品的上限价格将逐步从15日元降至10日元、7。21日元等。（来源:文件6,第110届机构审查工作组)。
此次削减是这一分阶段政策的延伸。
文件6指出,即使在削减之后,为了确保适当的竞争环境和足够的合同机会,仍将不断审查市场竞争的总体状况和调整权的采购,包括市场外的采购,并在必要时重新考虑报价金额和价格限制（来源:文件6)。
换句话说,10日元被设计为传球点,而不是目标。
对于电网电池运营商来说,切实可行的解决方案不仅仅是考虑“如何适应10日元”
问题似乎可能是超越如何制定可以以 10 日元或下一水平 7。21 日元通过的投资和资本政策的问题。
对企业和投资者的实际影响
在此基础上,我们将总结电网电池存储运营商以及支持他们的投资者和金融机构的实际反应。
首先,我们需要重新调整我们的国际收支。
价格上限下降 33% 不会导致销售额下降 33%,但强烈预期价格上限附近会出现高降价的乐观情况将难以实现。
以10日元为基准、以7。21日元为压力情况进行敏感性分析是现实的。
其次,有折旧期的设计和固定成本回收。
如上所述,折旧期越短,当年收回的固定成本就越多,投标单价就越高,结算难度也就越大。
当价格上限下降时,这种关系直接转化为收入,因此有必要审查会计摊销期、DSCR（债务服务覆盖率、本金和利息偿还覆盖率）的呈现方式以及联合呈现的先决条件。
第三,我们需要向多市场运营转型。
我们需要重新安排我们的运营结构和收入计划,从只关注我们在供需调整市场能获得多少的想法转变为跨越 JEPX、产能市场和供需调整市场的想法,以确定哪些部分可以获得哪些价值。
第四,有合同惯例。
如果与聚合商签订的合同、管理合同以及赞助商和贷款人的解释材料隐含地拖累了 15 日元时代的预期,那么薪酬设计、KPI 和还款假设就会存在差异。
价格修改使得合同在实际实施之前就已经过时。
我们认为,现在适当的行动方针是在收入、支出、合同和投资决策中全面反映价格假设、合同利率假设和多市场运作假设。
概括
此次,供需调整市场商品、一次调整力、二次调整力①合计的上限价格已从2026年9月1日的实际供需金额下调至10。00日元/ΔkW,持续30分钟（来源:EPRX)。
其背景是一种成本结构,其中缺口率在前一天交易后有所改善,但没有收到投标,合同继续接近价格上限,少量高合同（数量3。4%)约占采购成本的16。8%。 该系统正在逐步降低价格上限以纠正这一问题（来源:文件6)。
其中许多高价账单都是电池账单,这是由于固定成本高和折旧期短造成的。
这就是为什么这次审查是一种改变,它将降低电池存储运营商的“收入上限”,并且人们认为它不仅应该可以纠正收入和支出,而且还可以审查折旧设计、资本政策、多市场运营和合同假设。
系统并没有说系统已经改变,而是说“更新依赖于高价值执行的假设”
我相信,将 10 日元视为一个里程碑,并考虑如何创建一个即使在 7。21 日元也不会崩溃的项目,将是从受系统变化影响转向能够纳入系统变化的条件。
评论