电力系统必须时刻维持需求与供给一致，否则频率将紊乱，最坏情况导致大规模停电。辅助服务市场（日本称“需给调整市场”）正是交易填补此“落差”的调整力的市场。
买方为一般输配电业者（东北电力Network、东京电力PowerGrid 等 TSO），卖方为发电业者或储能业者。卖方因“在指定时段、以指定出力、随时保持可动作的待命状态”而获得报酬。
2024 年 4 月全部商品开始交易。辅助服务市场共有 5 项商品：一次调整力、二次调整力①、二次调整力②、三次调整力①、三次调整力②。商品间的差异由“反应多快”与“持续多久”两轴决定。此外，将一次〜三次①四项商品捆绑的“复合商品”投标方式，可在一次投标中同时报名多项商品。一次调整力另有在线（专线连接）与脱机（简易指令系统）两种参与方式。
| 商品 | 反应时间 | 持续时间 | 对应的系统现象 | 储能适性 |
|---|---|---|---|---|
| 一次调整力 在线 | 10 秒以内 | 5 分以上 | 瞬时频率变动（GF：自动回应） | ◎ 最擅长 |
| 一次调整力 脱机 | 10 秒以内（监视时 30 秒以内） | 5 分以上（监视时无设置） | 瞬时频率变动（GF：简易指令） | ◎ |
| 二次调整力① | 5 分以内 | 30 分 | 短周期需供变动（LFC：中央控制） | ◎ |
| 二次调整力② | 5 分以内 | 30 分 | 经济性出力配分（EDC：高速回应型） | ○ |
| 三次调整力① | 15 分以内 | 30 分 | 经济性出力配分（EDC：低速回应型） | ○ |
| 三次调整力② | 60 分以内 | 30 分 | 因应再生能源预测误差（GC 后的需供调整） | △ |
表中的略语，是维持电力系统频率的控制功能，以及市场的时间切点。储能业者要理解各商品的定位，需先掌握这些概念。
GF（Governor Free，调速器自由）是发电机检测频率变动后自动调整出力的功能，不经人为判断、由机械瞬时反应。电力系统频率应恒保 50Hz（东日本）或 60Hz（西日本），需供一旦瞬间失衡频率即上下波动。GF 是自动吸收此“秒级落差”的第一道防线，对应一次调整力。
LFC（Load Frequency Control，负载频率控制）是中央给电指令所监视频率偏差、对发电机下达增减出力指令的功能，因应 GF 无法吸收的“分钟级变动”。若 GF 是自动的个别回应，LFC 即是调度中枢综观全局的调整，对应二次调整力①。
EDC（Economic Dispatch Control，经济调度控制）是将多部发电机的出力配分优化、使成本最低的功能。相对于 GF、LFC 以“守住频率”为最优先，EDC 在维持稳定供给之余，也纳入“尽量使用便宜电源”的经济性。其负责较长时间轴（数十分〜数小时）的需供调整，分为二次调整力②（高速回应型 EDC-H）与三次调整力①（低速回应型 EDC-L）。
GC（Gate Close，关门时刻）指电力交易的“截止时刻”。GF、LFC、EDC 为发电控制功能，GC 则是市场的时间切点，性质不同。GC 设于实际供需的 1 小时前，此后发电业者、零售电业者不得变更发电计划、需求计划。GC 后残留的“预测与实绩落差”由输配电业者以调整力填补。三次调整力② 即为因应 GC 后再生能源发电量预测误差等而设的商品。
储能在物理上可“以毫秒级改变出力”，故在反应速度快的一次（GF）、二次①（LFC）具压倒性优势。火力发电与燃气轮机难以在 10 秒内回应，储能因此拥有结构性的竞争优势。
一次调整力有“在线”与“脱机”两种参与方式。这直接牵动储能的设备构成与成本，市场实绩上也出现显著差距。二次调整力以后皆以在线连接为前提。
与输配电业者以专用通信线路连接，即时接收指令并回应，检测频率变动自动调整出力。专线敷设需数千万日元级成本，但能在所有时段（48 个 30 分时段）投标。
无需专线，经简易指令系统回应。省去专线成本、进入门槛较低。惟就储能而言，设备容量 10MW 以上（特高压连接）必须采一次调整力在线连接，能以脱机参与者仅限 10MW 未满的储能（EPRX 交易规程）。另发电机以单机容量 1MW 未满为脱机对象，阈值与储能不同。脱机额度的调度上限设为一次调整力所需量的 4%，2026 年度起招标量亦已调降（即后述改为 1σ 相当值）。
自 2024 年 4 月起，一次、二次①②、三次① 曾以“周度商品”打包交易（2026 年 3 月 13 日起改为前一日交易）。复合商品是捆绑此 4 项商品的投标方式（复合中标逻辑），并非独立商品区分。
对复合商品投标，可在一次投标中同时报名多项调整力商品。例如储能投标复合商品，可能中标于一次至三次①之任一。中标依“由低到高”堆叠，自最高速商品（一次）依序充足。
另一方面，三次调整力② 以“前一日商品”于独立市场交易，不含于复合商品对象。
一次在线充足率 40.8%、一次脱机仅 3.4%，一次调整力的供给不足尤为突出。对储能而言，意味着“进场即高概率中标”的市场环境仍在持续。
储能因反应速度快，中标单价高于火力。
| 电源种别 | 一次调整力 | 二次① | 二次② | 三次① |
|---|---|---|---|---|
| 储能 | 9.6〜13.5 | 7.4〜18.7 | 8.1〜18.8 | 7.9〜18.2 |
| 火力 | 2.1〜3.4 | 2.5〜3.5 | 2.3〜3.5 | 2.2〜3.5 |
| 抽蓄（抽水蓄能） | 1.3〜2.7 | 1.1〜2.5 | 1.6〜3.4 | 1.5〜3.3 |
| VPP（需量反应等） | 19.2〜19.5 | — | — | — |
储能中标单价达火力的 3〜6 倍。VPP（需量反应等）多在上限价附近投标、单价最高，但中标量有限。储能在“量”与“价”两面，正成为辅助服务市场的主力资源。
自 2026 年 3 月 13 日交易分起，辅助服务市场实施了两大变更。
原以“周度商品”打包投标一周分的一次〜三次①，改为前一日 14 时投标翌日分的“前一日交易”。交易单位亦由 3 小时区块细分为 30 分时段，全商品持续时间统一为 30 分（三次② 自 2025 年度先行变更）。
由此，业者每日须就翌日 48 个时段，逐一判断“于 JEPX（电力批发市场）出售，或于辅助服务市场待命”。因规则为“仅 JEPX 现货投标后的卖剩量”方可投标辅助服务市场，两市场的取舍更趋战略性。
| 项目 | 至 2025 年度 | 2026 年度〜 |
|---|---|---|
| 一次、二次①、复合商品 上限价 | 19.51 日元/ΔkW·30分 | 15 日元/ΔkW·30分 |
| 二次②、三次① 上限价 | 7.21 日元/ΔkW·30分 | 7.21 日元/ΔkW·30分（维持） |
| 招标量（一次、二次①） | 3σ 相当 | 1σ 相当 |
| 未来调降展望 | — | 阶段性研讨至 10 日元 → 7.21 日元 |
σ（sigma）为统计学的标准差。输配电业者以需求预测误差的统计离散为基准，决定应确保的调整力量。3σ 涵盖预测误差的 99.7%（≒ 备至近最坏情况之量），1σ 涵盖 68%（≒ 因应平常变动之量）。一次、二次① 的招标量由 3σ 改为 1σ，意味着市场调度的此类调整力总量大幅削减。二次②、三次① 原即以 1σ 调度。
上限价虽由原案的 7.21 日元缓和至 15 日元，但较原本的 19.51 日元仍调降约 23%。若市场竞争状况未见改善，并已示明将阶段性调降至 10 日元、7.21 日元。
JEPX 将一日以 30 分为单位切成 48 个时段交易；辅助服务市场自 2026 年度亦转为 30 分时段。对储能而言，“48 个时段中能对市场投出几段”直接左右收益。
储能于充电中无法投标。一般运营下，于低价时段（深夜、白天太阳光过剩时段）充电、于高价时段放电。因此无法对全部 48 段投标，用于充电的段数即减少收益机会。
对此制约的技术解，在于聚合商提供的高度运营算法。优化充电时点、对辅助服务市场与 JEPX 两者分配最大段数的运营，已渐成可能。聚合商的选择，是同一储能设备也能在年度收益上产生显著差距的要因。