问题：随着新能源占比提高，电力系统对灵活调节能力的需求明显增加。调频等辅助服务如果缺少清晰的定价边界和监管机制，容易出现两类风险：一是调节资源特定时段、特定区域过度集中，形成“卡口式”溢价；二是报价成本难以核验，价格可能偏离真实成本，推高全社会用能成本并削弱市场公信力。日本推出供需调整市场，核心就是在保障系统可靠性的同时，把调节能力纳入可核查、可追责的市场化交易框架。 原因：从电网物理约束看，联络线剩余容量决定调频资源能否跨区流动；一旦出现拥塞，市场自然被切割，竞争强度随之下降。從经营行为看，调频资源既包含“功率可调能力”，也包含“能量实际交付”，成本结构较复杂，尤其机会成本、启动费用等项目弹性大，容易成为报价的“灰区”。，日本经济产业省通过发布并多次修订指南，把“规则可执行”放在制度设计前面：一上要求参与者报价时提交可验证的成本支撑材料；另一方面市场结构上，将可能具备支配力的主体纳入更严格的事前审查。 影响：一上，市场被划分为两条相互独立但规则一致的交易路径：其一是ΔkW市场，侧重提前出售可上调或下调的调节能力指标；其二是kWh市场，实际调频触发后按能量结算，并按价格排序调用资源。两类市场共用同一套“推荐行为”和合规标准，减少经营主体利用不同环节规则差异套利的空间。另一上，价格机制更强调与成本的对应关系。在kWh市场中，未提前锁量的富余产能被界定为“非预订电源”，其申报价需同时满足不高于边际成本、上浮不超过固定比例，并能提供可核验材料等要求。边际成本拆分为燃料成本与机会成本，后者覆盖因蓄水、抽水等约束导致的批发收益损失，以及需求响应引起的产量减少等情形。对已在ΔkW市场获得合同的“预订电源”，其kWh报价同样要遵守与非预订电源一致的约束，并要求在合同条款中明确约定，体现出“拿到能力合同不等于获得定价自由”的监管思路。 在ΔkW市场，日本采用分层定价安排：部分电源适用统一固定金额标准，以减少博弈空间；另一部分电源则采取与监管机构“一对一”协商方式，固定金额不得高于合理的固定成本回收水平，并需在事前提交启动费用等支出证明材料。针对机会成本核算，规则强调采用“启动边际成本与预期批发市场价格差额”等方法估算，并对启动费用计入次数设定限制；对后续补记则提出额外证明与监管确认要求。整体上，这些细则意在把“能报什么价、为何能报这个价”落实到可检查的凭证体系中，提高监管与执法的可操作性。 对策：为抑制局部市场的定价权滥用，指南设置了市场支配力测试的关键机制——按月划定地理范围并识别市场分割。一旦某时段区域间联络线剩余容量为零，即认定形成独立市场；在该范围内占据显著份额的经营者，将被视为“极有可能具备市场支配力”的对象，接受更严格的事前报价审查。同时，对所有参与者开展事后抽查，形成“重点对象从严、全体主体可查”的监管组合，增强威慑与纠偏能力。配套上，监管强调支撑材料真实性并进行逐笔核验，压缩“形式合规、实质不符”的空间。 前景：随着新能源并网规模持续扩大，辅助服务市场在各国电力改革中的重要性还将上升。日本的做法表明，调频市场要实现“既保安全、又保效率”，关键在三点：其一，交易品种与结算规则要覆盖能力与能量两个维度，避免责任错配；其二，定价机制必须与可核验成本挂钩，并对机会成本、启动费用等敏感项目设定清晰边界；其三，将电网物理约束纳入竞争评估，通过动态划分市场、前置审查与事后监管联动，防止拥塞时段出现非理性价格。预计涉及的规则仍将随电源结构变化、储能与需求响应参与度提升而持续迭代，更强调数据透明、模型可审计与跨市场的一致性约束。
日本调频市场的制度设计反映了能源转型中的治理取向——在激发市场作用与维护公共利益之间，监管需要像电网调度一样精确把握平衡；其经验提示，新型电力系统的规则构建既要贴合本国电网的物理特性，也要提前防范技术迭代可能带来的新型垄断。这场持续推进的电力市场化实践，或将成为观察东亚能源治理模式演进的重要窗口。