2020年是日本第五輪電力體制改革的收官之年，從4月1日起，一般輸配電企業(yè)與各大電力公司實現(xiàn)法定脫鉤，標(biāo)志著1995年以來的日本電力自由化改革基本完成。日本電力體制改革的核心是電力市場建設(shè)，經(jīng)過前四輪的電改，日本已建立競爭性電力批發(fā)市場（JEPX），形成日前、日內(nèi)市場以及遠(yuǎn)期市場的多市場交易體系。福島核事故以來的第五輪電改又創(chuàng)建了非化石電力交易市場、基荷電力市場、間接輸電權(quán)市場、容量市場、供需調(diào)節(jié)市場5個新市場。這些新市場發(fā)揮了哪些作用，是進一步放松了管制還是對自由化改革的背離？本文從評估當(dāng)前日本電力體制改革以及電力市場建設(shè)成效入手，探討日本創(chuàng)建電力相關(guān)新市場的目的、意義及其存在的問題。
一、日本電力自由化與電力市場新發(fā)展
長期以來，日本電力行業(yè)普遍采用“發(fā)輸配售”垂直一體化的經(jīng)營模式，在一個地區(qū)只有一家電力公司，實行“成本加成”的政府定價模式，形成了東京電力、關(guān)西電力、中部電力、東北電力、九州電力、中國電力、四國電力、北海道電力、北陸電力、沖繩電力等全國十大電力公司壟斷經(jīng)營的格局。從1995年起，日本進行過四輪電力體制改革，實現(xiàn)了發(fā)電側(cè)部分市場化，放開了特高壓和高壓輸電領(lǐng)域的市場交易，但電力行業(yè)的競爭水平仍然偏低。
2011年的東日本大地震和福島核事故導(dǎo)致關(guān)東地區(qū)不得不采取大規(guī)模計劃性停電措施，充分暴露了日本“諸侯割據(jù)”式電力體制的弊端。2013年4月，日本政府通過《關(guān)于電力體制改革的方針》，開啟日本第五輪電力體制改革進程。日本電力改革分為三個階段推進：
第一階段，2015年4月，日本設(shè)立了推動全網(wǎng)跨區(qū)調(diào)度的“電力廣域運營推進機構(gòu)”（OCCTO）；第二階段，2016年4月，6000V以下的低壓市場實現(xiàn)自由化，全面放開售電市場；第三階段，2020年4月，一般輸配電企業(yè)（系統(tǒng)運營商）采用控股公司或子公司的形式與其母公司實現(xiàn)法定脫鉤。
此輪日本電改最重要的目標(biāo)就是通過放松政府管制，創(chuàng)造良好的競爭環(huán)境，推動電力市場全面自由化。
（一）形成發(fā)現(xiàn)價格、品種齊全、體系完備的統(tǒng)一電力市場
2003年11月，日本在第三輪電改中就設(shè)立了發(fā)、售電企業(yè)交易的電力批發(fā)市場（JEPX），但仍以中長期合約雙邊交易為主。經(jīng)過多年培育，現(xiàn)已形成以日前市場為主，包括日內(nèi)市場、遠(yuǎn)期市場以及場外公告牌市場的電力交易體系。從2012年到2018年，日本交易所電能量交易年均增長73.9%，占全社會用電量比重，由2016年4月的0.5%快速增長至2019年12月的39.5%，一改中長期合約一統(tǒng)天下的局面。
“日前市場”（又稱現(xiàn)貨市場）于2005年4月1日正式啟動，全天以30分鐘為單位進行48個時段交易，日前市場價格作為指標(biāo)價格已成為整個日本電力市場的重要風(fēng)向標(biāo)。2012年至2018年日前市場交量電量年均增加75.2%。2019年度交易電量為2925億kWh，同比增加40%以上。2019年第四季度交易量為728億kWh，平均價格為8.1日元/kWh，比上一年同期9.9日元/kWh略有所下降。但今年1月以來，價格波動較大，波動區(qū)間為0.01-17日元之間，2月23日10：30-15：30交易時段竟然出現(xiàn)了0.01日元的極端低價現(xiàn)象。
2009年5月日本開啟了“日內(nèi)市場”。日內(nèi)市場是日前市場關(guān)閉后對發(fā)用電計劃進行微調(diào)的交易平臺，全天分割為48個時段。日內(nèi)市場交易受電網(wǎng)傳輸容量約束，采用價格優(yōu)先、時間優(yōu)先的連續(xù)競價交易模式。2012-2018年日內(nèi)交易電量年均增長達到38.5%，2019年全年交易量為21.4億kWh，其中2019年第四季度交易量為6.8億kWh，平均價格為8.18日元/kWh。
日本的“遠(yuǎn)期市場”交易于2009年4月啟動，包括年度、月度、周等不同交割周期（從運行前的3年至3天），以及白天型和24小時型不同交易時間段的5個電能量交易品種。2018年8月，為增加遠(yuǎn)期市場的流動性，政府將市場范圍分割為東日本和西日本兩個板。盡管如此，2012年至2018年遠(yuǎn)期市場交易電量呈現(xiàn)不斷下降態(tài)勢，年均增長率為-12.3%，2019年第四季成交量為7242MWh。
此外，交易所還設(shè)有場外電力交易經(jīng)紀(jì)業(yè)務(wù)的“公告牌市場”，這一市場適合小規(guī)模的發(fā)電企業(yè)以及自備電廠參與交易，售電價格、數(shù)量、條件不限，通過郵件或交易網(wǎng)站自由設(shè)定，一般由交易所中介撮合成交。
由于現(xiàn)貨市場價格波動劇烈，新增的電力公司面臨巨大經(jīng)營壓力。2019年9月，東京商品交易所開設(shè)了試驗板的電力“期貨市場”，計劃用三年時間培育市場后再正式推出。目前上市的商品有兩大類：限于工作日交易的峰荷電力（8－18時）和不分節(jié)假日的全天候基荷電力交易，并細(xì)分為東日本和西日本兩個板塊。期貨交易將在一定程度上規(guī)避了價格波動帶來的風(fēng)險，有助于新增的電力公司穩(wěn)定經(jīng)營。
（二）批發(fā)市場交易電量規(guī)?？焖偬岣?
近年來，日本電力批發(fā)市場現(xiàn)貨交易量節(jié)節(jié)攀升。完全放開售電業(yè)務(wù)之初，如圖1所示，2016年4月1日的現(xiàn)貨交易電量占總電力需求的比重僅為2%，到2020年1至2月，這一比重已提高到30%-36%，交易電量由當(dāng)初的0.5億kWh快速增至7-9億kWh。另外，日本跨區(qū)交易量實現(xiàn)零的突破并逐年穩(wěn)步擴大，大型電力公司跨區(qū)交易電量占比達到4.0%（2019年12月），尤其是高壓輸電領(lǐng)域達到了7.5%。新增的電力公司跨區(qū)交易電量占比為15.8%，其中低壓跨區(qū)交易電量占比實現(xiàn)了顯著提升，2019年達到16.0%。
圖一 電力現(xiàn)貨市場交易量K線圖
自由化改革之后，過去的大電力公司反而市場壟斷地位進一步增強，擁有強大的市場力。為此，日本政府采取各種措施增強電力市場競爭，推動批發(fā)市場擴大交易，要求大電力公司向市場釋放發(fā)電資源，增加批發(fā)市場的流動性和透明性。
（三）新興市場主體數(shù)量不斷增加，形成多方參與的競爭格局
2016年4月，日本根據(jù)新修訂的電氣事業(yè)法（電力法），取消了按經(jīng)營規(guī)模的縱向分類法。如表1所示，新電力法將舊電力企業(yè)橫向分解為發(fā)電（報備制）、輸配電（許可制）、售電（登記制）三大類企業(yè)，其中輸配電企業(yè)仍沿用過去分類，細(xì)分為3類：第1類“一般送配電事業(yè)者”是由原來十大電力公司的輸配電部門脫鉤成立新的電網(wǎng)企業(yè)（共10家，實行許可制）；第2類“輸電事業(yè)者”是由原來“卸電氣事業(yè)者”的輸電部門獨立出來成立新的配電企業(yè)（現(xiàn)有3家，實行許可制）；第3類“特定送配電事業(yè)者”則由原來“特定電氣事業(yè)者”的輸配電部門脫鉤成立輸配電企業(yè)（現(xiàn)有32家，實行報備制）。因此，重新分類后的電力企業(yè)共有5類牌照：“發(fā)電事業(yè)者”、“一般送配電事業(yè)者”、“送電事業(yè)者”、“特定送配電事業(yè)者”、“零售電氣事業(yè)者”等。十大電力公司從此被陸續(xù)分拆為發(fā)電、輸配電、售電三類企業(yè)。
表1 日本電力企業(yè)分類制度
完全放開售電業(yè)務(wù)之后，日本新增電力公司注冊數(shù)量快速增長，截z至2019年12月達到了630家。新增電力公司由燃?xì)?、石油、通信、工程建設(shè)、商社、交通和旅游等大型公司出資成立，形成了多元化的市場主體。新增的電力公司銷售電量占全社會售電量的比重穩(wěn)步提高，2019年售電量達1267億kWh，占全部售電量的比重16.2%，其中高壓市場占24.2%，低壓市場占16.4%，預(yù)計到2030年新增電力公司銷售電量占比將增加到27.6%。
（五）用戶自主選擇權(quán)擴大，商業(yè)模式不斷創(chuàng)新
日本零售市場的電價以兩部制為主，但改革后的電價菜單比原來增加了3倍多。除了分時電價、分段電價之外，還有節(jié)點電價、運動電價、特定時段免費電價等各式各樣的電價套餐。零售電商還不斷實現(xiàn)不同商業(yè)服務(wù)的融合，以居民用戶為主的低壓市場用戶轉(zhuǎn)換率較高截至2019年12月，由大型電力公司轉(zhuǎn)換至新增電力公司的客戶數(shù)量達到1266萬個，2019年12月轉(zhuǎn)換率達到13.9%；大型電力公司內(nèi)部之間的合同轉(zhuǎn)換客戶數(shù)量也達到706萬個。由新增電力公司轉(zhuǎn)換為大型電力公司的數(shù)量為51萬個，新增電力公司之間的互相轉(zhuǎn)換為124萬個。
二、 新電力市場制度設(shè)計與構(gòu)建
2017年2月，日本提出新電力市場建設(shè)方案，如圖4所示，新電力市場設(shè)計理念改變了傳統(tǒng)電力市場統(tǒng)一以kWh體現(xiàn)價值的體系，明確將電力價值區(qū)分為kW價值（容量價值）、kWh價值（度電價值）和⊿kW價值（平衡服務(wù)價值），并分別設(shè)計了與體現(xiàn)這些價值相對應(yīng)的新電力市場規(guī)劃，2017年２月，經(jīng)過反復(fù)論證，政府完成了相關(guān)市場的整體架構(gòu)設(shè)計。與此同時陸續(xù)開啟了非化石價值交易市場（2018年5月）、間接輸電權(quán)市場（2019年4月）、基荷電力市場（2019年8月）、容量市場（2020年7月）、供需調(diào)節(jié)市場（2021年4月），向統(tǒng)一大電力市場的建設(shè)目標(biāo)進一步邁進。
圖四 新電力市場設(shè)計的價值理念
（一）基荷電力市場
日本基荷電力市場設(shè)立是為解決大小電力企業(yè)競爭不平等的問題，提高售電市場競爭。日本政府規(guī)定傳統(tǒng)大型電力公司必須向市場銷售一定比例的基荷電力，比例由政府按照電力規(guī)劃目標(biāo)制定，即到2030年基荷電力占全部電力供給的56%。新增電力公司電力需求若按此比例配置，每年預(yù)計可從大電力公司釋放出600-700億kWh，約占全國電力消費的8%左右。與此同時，政府對基荷電力規(guī)定了價格上限，即價格不能超過基荷電力平均發(fā)電成本，目的是保證新增電力企業(yè)獲得價格水平較低、合約期較長的穩(wěn)定電源。
日本基荷電力市場的購買方主要為新增電力企業(yè)。2019年12月，新增電力公司供電來源的88.6%依賴JEPX的現(xiàn)貨市場。2018年日本現(xiàn)貨市場平均價格為9.76日元/kWh，但市場價格波動異常劇烈，達到3～75日元/kWh之間，劇烈變化的價格給日本新增電力公司帶來了巨大經(jīng)營風(fēng)險。與現(xiàn)貨市場不同，基荷電力市場的交易以年為單位，是一種遠(yuǎn)期市場交易產(chǎn)品。新增電力企業(yè)通過基荷電力市場從大型電力公司獲得中長期固定價格的合約電量，可以對沖現(xiàn)貨市場價格變動的風(fēng)險；基荷電力交易雙方通過現(xiàn)貨市場進行交割，按照現(xiàn)貨市場價格與基荷市場的競價之差，統(tǒng)一由JEPX結(jié)算。
如表2所示，2020年日本交割的基荷電力分別于2019年8月、9月和11月進行了競價交易，分為北海道、東京?東北和西日本三個區(qū)域市場進行。北海道地區(qū)價格達到12.37～12.47日元/kWh、東京?東北地區(qū)為9.40～9.95日元/kWh、西日本地區(qū)為8.47～8.70日元/kWh。而2018年度三區(qū)域現(xiàn)貨平均價格分別為北海道15.03日元/kWh、東京?東北10.68日元/kWh、西日本8.88日元/kWh。從交易價格來看，基荷電力市場價格盡管低于現(xiàn)貨市場價格1-2日元/kWh，但實際上與新增電力公司同大電力公司簽訂的中長期雙邊協(xié)議價格相差無幾，基荷市場并未突顯現(xiàn)出價格優(yōu)勢。從交易量來看，北海道市場為27.8MW、東京?東北市場308.6MW、西日本市場為197.9MW，三個市場成交電量為534.3MW，相當(dāng)于46.8億kWh/年，僅占新增電力公司2018年度全部售電量（1229億kWh）的3.8%。因此，新增電力公司更傾向通過中長期協(xié)議獲得大電力公司的備用電源，或者通過資本紐帶依附于大電力公司抵御風(fēng)險。
表2 2019年度基荷電力市場交易量與交易價格
（二）間接輸電權(quán)交易市場
長期以來，日本十大電力公司更關(guān)注在各自壟斷經(jīng)營的區(qū)域建設(shè)電網(wǎng)，因而造成跨區(qū)域電網(wǎng)容量十分有限。2018年10月1日，日本輸配電改革開始輸電權(quán)間接競價（“直接競價”是指輸配電企業(yè)直接競價取得輸電權(quán)，而“間接競價”則是指輸配電企業(yè)通過電力批發(fā)市場競價取得輸電權(quán)），過去輸電調(diào)度的“先到先得”計劃模式被更改為根據(jù)“優(yōu)先次序”（Merit Order)的市場定價模式，即按照現(xiàn)貨市場約定的價格高低，對電網(wǎng)中的所有發(fā)電設(shè)施進行先后排序。從此，發(fā)電、售電企業(yè)不用再事先向OCCTO報送電網(wǎng)輸配電計劃，新增電力公司可以獲得公平的電網(wǎng)接入和輸配電服務(wù)。
由于間接競價須通過現(xiàn)貨市場，日本現(xiàn)貨市場跨區(qū)電力交易也隨之迅速擴大?，F(xiàn)貨市場屬于全國統(tǒng)一市場，在不計輸電線路約束的情況下，可以認(rèn)為不同地理位置的發(fā)電機組上網(wǎng)電價基本一致，如圖5所示，假如A地區(qū)和B地區(qū)的現(xiàn)貨市場價格均為12日元，原來雙方協(xié)議的固定價格為10日元，通過現(xiàn)貨市場交易之后，為實現(xiàn)賬戶平衡發(fā)電企業(yè)須從收入中另行支付給售電企業(yè)2日元。但電網(wǎng)發(fā)生阻塞時，市場分裂為兩個報價區(qū)，就會造成區(qū)域節(jié)點電價不同，如果A地區(qū)為11日元，B地區(qū)為12日元，JEPX按分區(qū)電價進行結(jié)算，從B收取12日元，支付A為11日元，這樣就形成了“阻塞盈余”；如果A獲得該阻塞線路的輸電權(quán)，不僅對此線路有使用的優(yōu)先權(quán)，而且在阻塞發(fā)生時還將獲得1日元的補償。因此，輸電權(quán)一方面可以有效解決阻塞盈利的合理分配問題，另一方面可在輸電網(wǎng)用戶間公平合理地分?jǐn)傋枞M用，還可以保障用戶獲得確定的價格，同時通過輸電權(quán)競價還能有效預(yù)防阻塞。
通常輸電權(quán)可以分為物理輸電權(quán)和金融輸電權(quán)，分別表現(xiàn)為對于輸電容量的使用權(quán)和收益權(quán)。2019年4月，日本啟動了間接輸電權(quán)交易市場，其中輸電權(quán)是指物理跨區(qū)輸電容量的使用權(quán)，輸電權(quán)所有者僅有自己獲得相關(guān)輸電服務(wù)的權(quán)力，不可以轉(zhuǎn)賣，沒有收益權(quán)。間接輸電權(quán)一般是指當(dāng)電網(wǎng)發(fā)生阻塞時，在現(xiàn)貨批發(fā)市場所約定的電能量范圍內(nèi)，交易方有權(quán)要求JEPX支付區(qū)域市場差價的權(quán)利。因此，日本的間接輸電權(quán)可稱為“責(zé)任型”輸電權(quán)，是分區(qū)電價結(jié)算差價的一種契約，而非歐美國家的權(quán)益型輸電權(quán)。
日本間接輸電權(quán)發(fā)行方為JEPX，購買方為所有電力交易的參加者。市場共設(shè)計了阻塞概率較高的6條輸電線路產(chǎn)品：東北→北海道、東京→中部、中部→東京、四國→關(guān)西、四國→中國、九州→中國等，產(chǎn)品形態(tài)從“周輸電權(quán)”開始，采用單一價格競價方式。原則上所有跨區(qū)電網(wǎng)的輸電權(quán)全部要通過JEPX的現(xiàn)貨市場進行競價，日前市場成交后的余量還可通過日內(nèi)市場進行競價，并且根據(jù)日前市場和日內(nèi)市場約定交易配置容量進行電力系統(tǒng)潮流計算。間接輸電權(quán)發(fā)行容量上限為可傳輸容量，由OCCTO扣除安全運行需要的裕度和部分保留容量后公布，其中所謂保留容量屬于改革過渡性的措施，允許保留部分過去中長期合同的傳輸容量，日后一旦取消了這些保留容量可釋放出更多的市場化可用傳輸容量。開放的電力市場需要輸電網(wǎng)開放和有效管理，輸電權(quán)是實現(xiàn)電網(wǎng)公平開放的重要工具。
圖五 間接輸電權(quán)概念圖
（三）容量市場
為了保障中長期電力穩(wěn)定供給，確保與可再生能源配套的調(diào)節(jié)電源充足，日本決定開設(shè)容量市場，規(guī)定售電企業(yè)有義務(wù)購買一定的容量。容量市場不是能量市場（kWh）的交易，而是裝機容量（kW）價值的交易。市場管理主體為OCCTO，出售方為發(fā)電企業(yè)，OCCTO向中標(biāo)的發(fā)電機組支付容量費，但容量費用由輸配電企業(yè)和售電企業(yè)分擔(dān)，依據(jù)其交付年在電能市場中所占份額進行結(jié)算。這些費用最終分?jǐn)傇陔妰r中轉(zhuǎn)嫁到消費者頭上。
日本容量市場設(shè)計的標(biāo)的物為容量4年或1年后交付的系統(tǒng)所需發(fā)電容量。先于交付年4年的拍賣，滿足絕大部分容量交易，先于交付年1年的拍賣，實現(xiàn)容量調(diào)整。OCCTO在交易年份確定容量需求，容量市場價格通過集中競價拍賣確定，中標(biāo)的容量必須保證在系統(tǒng)需要時能夠提供電能，否則將面臨約定金額10%的處罰。容量費以年度為周期計算，為確保2024年度的發(fā)電裝機容量，目前容量市場已開始接受競價申報，預(yù)計2020年7月開始首拍。
日本容量市場是集中式的容量市場，容量需求和指標(biāo)價格由OCCTO確定。OCCTO根據(jù)2019年度的供電計劃，目前設(shè)定2024年容量需求為1.8億kW，如圖12（左）所示，容量需求的計算依據(jù)是：系統(tǒng)最低備用容量為H3的8%，應(yīng)對極端天氣的備用容量為H3的2%以及應(yīng)對惡性事故的備用容量為H3的1%。圖6（右）為反映容量價格與容量需求量關(guān)系的曲線，OCCTO以新建機組的投資回收年限設(shè)定指標(biāo)價格（Net CONE），現(xiàn)為9444日元/kW，競標(biāo)上限價格不得超過指標(biāo)價格的150%。OCCTO以容量目標(biāo)水平為基礎(chǔ)設(shè)定需求曲線，以發(fā)電企業(yè)投標(biāo)容量形成供給曲線，以投標(biāo)價格與需求價格的相交點確定成交價格，當(dāng)?shù)陀谀繕?biāo)需求量時價格急速跳高，當(dāng)高于需求量時價格緩慢下落，所有交易成功的容量都將按這個價格支付費用。
現(xiàn)有的、新建的或在建的容量都有資格參加容量市場的競標(biāo)。FIT電源由于接受過國家補助，不得參加容量市場交易。非FIT的光伏、風(fēng)電有效容量以過去20日之內(nèi)的最大3個發(fā)電日所規(guī)定時間段內(nèi)的平均出力值為標(biāo)準(zhǔn)。水電、火電和核電的有效容量須扣除廠內(nèi)用電。自用電廠、DR電源、屋頂光伏等小規(guī)模電源設(shè)備在一定條件下也可參加容量市場競標(biāo)。如DR集成商負(fù)荷在1000kW以上就可參加。新市場開設(shè)后，發(fā)電企業(yè)不僅通過容量市場交易，還可同時參與批發(fā)市場、供需調(diào)節(jié)市場和非化石電力市場的交易，大大增加了發(fā)電企業(yè)收入來源的渠道。
圖六 容量市場的目標(biāo)容量水平與交易價格設(shè)定
（四）供需調(diào)節(jié)市場
日本設(shè)計的供需調(diào)節(jié)市場其實就是一個輔助服務(wù)市場，包括調(diào)頻服務(wù)和備用服務(wù)，供需調(diào)節(jié)市場的作用就是通過市場交易進行電力電量平衡，而平衡服務(wù)具有容量和電量雙重屬性（⊿kW＋kWh）。
一般輸配電企業(yè)（TSO）與電力公司脫鉤之后，為保持中立性就不再擁有獨立電源，調(diào)頻和備用等調(diào)節(jié)電源須在市場上組織招標(biāo)采購。調(diào)節(jié)電源自2016年就開始向社會公開競標(biāo)，可調(diào)度的發(fā)電設(shè)備、儲能設(shè)備、DR及其它資源均可參與。但目前的競標(biāo)僅在區(qū)域市場內(nèi)進行，供需調(diào)節(jié)市場正式啟動之后方能擴大到全國市場競標(biāo)。如表3所列，目前公開實行競標(biāo)的調(diào)節(jié)電源大致分為“電源Ⅰ”和“電源Ⅱ”兩大類，類似我國一次、二次調(diào)頻服務(wù)。
電源Ⅰ由TSO事先公布需求量，對中標(biāo)機組按合同容量支付kW固定基本費，實際運行時再根據(jù)TSO調(diào)度量支付kWh費用。電源Ⅱ主要是面向售電企業(yè)關(guān)閘后的剩余電源，TSO事先不公布需求量，對符合條件的中標(biāo)機組簽約后不另行支付kW基本容量費，僅按實際流量支付kWh費用。調(diào)節(jié)電源每周須申報kWh價格，TSO根據(jù)報價由低到高實時調(diào)度。具體產(chǎn)品分類如表4。自2021年起，這兩大類調(diào)節(jié)電源產(chǎn)品的社會競標(biāo)將分類逐步過渡到統(tǒng)一的供需調(diào)節(jié)市場中進行交易。
表3 2020年度調(diào)節(jié)電源競標(biāo)種類
平衡機制設(shè)計較為復(fù)雜。過去實時平衡的輔助服務(wù)被默認(rèn)為是十大電力公司的義務(wù)和責(zé)任。電力自由化改革之后，日本執(zhí)行發(fā)電側(cè)、售電側(cè)的計劃電量與實際用電需求之間偏差平衡的“計劃值同時同量制度”。這一制度對平衡責(zé)任進行了劃分：市場關(guān)閘前，平衡責(zé)任和資源優(yōu)化由發(fā)用雙方自己進行，即發(fā)電側(cè)、售電側(cè)須保證平衡日前或日內(nèi)市場計劃與各30分鐘交易時段內(nèi)實際負(fù)荷之間的偏差；市場關(guān)閘后，系統(tǒng)運營商繼續(xù)按照調(diào)節(jié)電源報價維護系統(tǒng)平衡。為此，發(fā)電企業(yè)與售電企業(yè)必須在運行日的前一天通過調(diào)度中心遞交發(fā)電計劃或售電計劃，日內(nèi)市場運行1小時前完成最后調(diào)整，承擔(dān)實時平衡責(zé)任。如果發(fā)電計劃與實際負(fù)荷不平衡，TSO將從市場調(diào)度資源完成實時平衡。不平衡費用由TSO與發(fā)電企業(yè)和售電企業(yè)事后清算，出清價格以批發(fā)市場的日前和日內(nèi)價格為基礎(chǔ)進行加權(quán)平均值計算。但FIT電源則例外，由于可再生能源由國家全額固定價格收購，根據(jù)FIT特別條例，發(fā)電計劃由TSO或售電公司制定，發(fā)電側(cè)即使出現(xiàn)不平衡也無需支付不平衡費用。
平衡服務(wù)種類較多。日本設(shè)計的供需調(diào)節(jié)市場主要針對不同的響應(yīng)速度、容量和響應(yīng)時間等指標(biāo)設(shè)置了多種頻率響應(yīng)的備用服務(wù)。如表4所列，根據(jù)啟動時間快慢和持續(xù)時間長短，設(shè)計了1次頻率控制備用(frequency containment reserve，F(xiàn)CR)、2次頻率恢復(fù)備用(frequency restoration reserve，F(xiàn)RR)以及3次替代備用(replacement reserve，RR)等3大類、5個不同層次以及包括上調(diào)和下調(diào)共計10個平衡服務(wù)產(chǎn)品。從功能上看，一次調(diào)節(jié)和二次調(diào)節(jié)為調(diào)頻服務(wù)產(chǎn)品（相當(dāng)于電源Ⅰ-a和Ⅱ－a），三次調(diào)節(jié)為平衡服務(wù)產(chǎn)品（相當(dāng)于電源Ⅰ-b和Ⅱ－b）。
響應(yīng)時間最快的是一次調(diào)節(jié)服務(wù)，電網(wǎng)的頻率一旦偏離額定值時，機組的控制系統(tǒng)就會自動地根據(jù)負(fù)荷的變化控制機組有功功率的增減，限制電網(wǎng)頻率變化，響應(yīng)時間在10秒以內(nèi)，持續(xù)時間5分鐘以上，適用于可變速機組(GF)和可瞬間響應(yīng)的儲能設(shè)備。
其次是響應(yīng)時間較快的二次調(diào)節(jié)服務(wù)，它通過專用線在線接受中央調(diào)度中心調(diào)度。二次調(diào)節(jié)服務(wù)包括：接受負(fù)荷頻率控制LFC指令，要求晌應(yīng)時間5分鐘以內(nèi)，持續(xù)時間30分鐘以上，以維持基準(zhǔn)頻率和并網(wǎng)潮流基準(zhǔn)值為目的；接受經(jīng)濟調(diào)度控制EDC指令，要求響應(yīng)時間5分鐘以內(nèi)，持續(xù)時間30分鐘以上，以經(jīng)濟調(diào)度控制為目的。
機組啟停調(diào)節(jié)外的是三次調(diào)節(jié)服務(wù)產(chǎn)品。三次調(diào)節(jié)包括：接受經(jīng)濟調(diào)度控制EDC指令，要求晌應(yīng)時間在15分鐘以內(nèi)，持續(xù)時間3小時，具體根據(jù)發(fā)電機調(diào)整能力和調(diào)節(jié)所需量而定；為解決可再生能源不可控和不確定性帶來的系統(tǒng)可靠性問題，針對可再生能源預(yù)測偏差特別設(shè)計了三次調(diào)節(jié)服務(wù)產(chǎn)品，要求響應(yīng)時間45分鐘以內(nèi)，持續(xù)時間3個小時。
表4 供需調(diào)節(jié)市場輔助服務(wù)產(chǎn)品分類
需求調(diào)節(jié)市場是一個單邊市場，供應(yīng)方是發(fā)電機組、儲能裝置，DR、VPP等可調(diào)節(jié)負(fù)荷，采購方是一般輸配電企業(yè)（TSO）。調(diào)頻和備用的電力輔助服務(wù)與電能量具有一定的耦合性，除保障系統(tǒng)可靠性的三次調(diào)節(jié)為“日交易”產(chǎn)品（kWh投標(biāo)）外，其它調(diào)節(jié)服務(wù)均為“周交易”產(chǎn)品(ΔkW+kWh投標(biāo))。FIT非化石價值交易采用多種價格競價，按報價高低依次成交（pay-as-bid），非FIT非化石價值交易則采用單一價格競價制度 。各類產(chǎn)品的上市計劃根據(jù)響應(yīng)時間由慢到快依次進行，保障系統(tǒng)可靠性的三次調(diào)節(jié)將于2020年4月在區(qū)域市場首先啟動，2021年4月推向全國市場。用于經(jīng)濟調(diào)度的三次調(diào)節(jié)和二次調(diào)節(jié)分別從2021年、2023年開始交易。服務(wù)于頻率控制的二次調(diào)節(jié)和一次調(diào)節(jié)將于2024年啟動。
（五）非化石價值交易市場
日本借鑒其他國家經(jīng)驗以FIT電力為基礎(chǔ)發(fā)行非化石電力證書，開設(shè)了非化石價值證書的交易市場。非化石價值證書的用途可以體現(xiàn)為以下三個方面：
一是體現(xiàn)非化石價值。日本政府規(guī)劃到2030年非化石能源占比達到44%，其中可再生能源24%，核電22%。根據(jù)《關(guān)于促進能源供給側(cè)非化石能源利用以及化石能源高效利用之法律》，售電企業(yè)必須依法依規(guī)履行清潔能源消納責(zé)任，所售電能中必須達到政府規(guī)定的非化石能源占比，政府為此還設(shè)立了增加非化石能源占比的分階段目標(biāo)。而非化石價值交易市場為企業(yè)提供了非化石電力證書的交易平臺，從而助力企業(yè)實現(xiàn)供給結(jié)構(gòu)的清潔化。
二是體現(xiàn)零碳價值?！蛾P(guān)于推進全球氣溫變暖對策的法律》規(guī)定FIT電源為零排放電源，非化石電力證書可用于溫室氣體排放大戶調(diào)整其排放系數(shù)。日本電力排放系數(shù)的自主目標(biāo)是到2030年達到0.37kg-CO2/kWh，電力企業(yè)可通過購買證書來完成排放系數(shù)的目標(biāo)和任務(wù)。
三是體現(xiàn)綠色價值。目前日本碳市場除了非化石證書外，還有綠色證書和碳信用認(rèn)證機制（J-credit）。但非化石價值證書的發(fā)行規(guī)模和范圍都高于或大于綠色電力證書和碳信用市場，而且FIT電力本身并不屬于綠色電力證書和碳信用市場的發(fā)行范圍。售電企業(yè)可以借助證書向用戶宣傳其環(huán)境附加值。
如表5所列，非化石價值證書分為可再生能源，非可再生能源兩大類，核電被劃定為非可再生能源類，其用途僅限于向政府主管部門申報碳排放核減之用?？稍偕茉搭愑挚煞譃镕IT電力（可再生能源）和非FIT電力（包括大水電以及到期的FIT可再生能源）兩類。因此，非化石價值證書總共三種：FIT非化石價值證書（可再生能源），非FIT非化石價值證書（可再生能源），非FIT非化石價值證書（非可再生能源）。其中FIT非化石價值證書從2018年5月起開始交易，出售方為FIT資金管理機構(gòu)（低碳投資促進機構(gòu)，GIO），購買方為售電企業(yè)，F(xiàn)IT非化石證書競拍最高限價為4日元/kWh，最低限價為1.3日元/kWh。原則上競拍每季度舉行一次。非FIT非化石價值證書將從2020年4月開始競拍。政府希望通過市場交易回收部分可再生能源補貼費用。
表5 非化石電力證書種類
迄今為止，F(xiàn)IT類非化石價值證書交易市場共進行了8次集中競拍，分別對2017年度（4-12月）、2018年度、2019年度（1-9月）的FIT電力進行拍賣。交易量由最初的516萬kWh增加到1.87億kWh。其中一個重要的原因是2019年2月，非化石價值證書附加了可追蹤的發(fā)電廠及其發(fā)電設(shè)備相關(guān)信息，這樣既可作為綠色認(rèn)證，又可規(guī)避雙重計量(Double Acing)，因而大大激發(fā)了售電企業(yè)的購買熱情。但與證書的發(fā)行規(guī)模相比，證書交易量還是偏低的，2018年度FIT證書發(fā)行量為779億kWh，而實際成交量僅為3500萬kWh，僅占發(fā)行量的0.04%。最近的一次競拍成交量為8,567萬kWh（2020年2月）。
