自2026年9月1日实际供需部分起，一次离线的上限变为10.00日元/ΔkW·30分钟。本文用EPRX（电力供需调整力交易所）的交易结果，清点上限下调前后一次离线的报价落在了哪里。问题只有一个：“上限变为10日元的9月，储能的报价降到了哪里，又留在了哪里？”
汇总窗口有两个：上限15日元的4月1日〜8月31日（153天），以及上限10日元的9月1日〜29日（29天）。均为EPRX速报值，分区按电源所在区域划分，价格为按中标量加权的平均值（Σ平均中标价格×中标量÷Σ中标量）。上限下调的经过与影响金额见COLUMN 41。
1. 全国降了一半
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一次离线的全国加权平均，从4〜8月的11.07日元变为9月的5.81日元。4〜8月按确报值为11.08日元，与速报值相差0.01日元。9月的确报值将在10月底前公布。
| 分区 | 4月 | 5月 | 6月 | 7月 | 8月 | 9月 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 东北 | 13.49 | 14.86 | 14.66 | 14.49 | 14.52 | 9.51 |
| 东京 | 11.47 | 11.59 | 12.09 | 11.76 | 11.42 | 8.58 |
| 中部 | 14.57 | 14.34 | 13.15 | 10.25 | 9.08 | 3.69 |
| 九州 | 11.94 | 10.87 | 6.89 | 5.67 | 4.97 | 3.04 |
| 全国 | 12.29 | 12.53 | 11.71 | 10.25 | 9.63 | 5.81 |
全国从5月的12.53日元开始，在上限下调之前的7月、8月就已经降到10日元区间、9日元区间。中部、九州在夏季就大幅下降，9月又降了一级。东北和东京到8月都没有动，9月1日随上限一起下降。全国的数字，是这两种不同走势相加的结果。
2. 分成了两组
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| 分区 | 4〜8月 | 9月 | 中标比例（9月） |
|---|---|---|---|
| 北海道 | 5.50 | 1.39 | 77.2% |
| 东北 | 14.51 | 9.51 | 95.6% |
| 东京 | 11.67 | 8.58 | 85.1% |
| 中部 | 11.75 | 3.69 | 45.6% |
| 北陆 | 9.38 | 3.19 | 66.0% |
| 关西 | 11.67 | 3.26 | 62.6% |
| 中国 | 10.02 | 3.34 | 48.5% |
| 四国 | 5.92 | 2.74 | 33.8% |
| 九州 | 7.54 | 3.04 | 53.9% |
| 全国 | 11.07 | 5.81 | 63.2% |
东北和东京留在了上限正下方。东北在9月的全部29天里，都有10日元以上的报价中标，共1,260个时段，其中显示超过10日元的只有9月1日的21个时段，其余恰好为10.00日元，紧贴上限。东京为8.58日元，出现10日元以上成交的有11天。
其余7个分区降到了1〜3日元区间。中部从11.75日元降到3.69日元，关西从11.67日元降到3.26日元。在上限降为10日元的这个月，它们在离上限6日元以上的位置中标。
最高中标价格的显示，9月也变了样。4〜8月，9个分区的最高价全都达到过15.00日元。9月显示超过10日元的，只有东北的15.00日元和关西的12.50日元，都在9月1日。EPRX的系统不会拒收超过上限的报价，而是在结算时削至上限，因此实收为10.00日元。从第2天起，再没有出现超过10日元的显示。
3. 为什么会分组 ── 中标比例
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如果只举一个把两组分开的数字，那就是“中标比例”，即所投报价中中标的比例：东北95.6%，东京85.1%。在所投报价几乎全部中标的分区，价格会贴近上限。在中部45.6%、中国（指日本中国地区）48.5%、九州53.9%这样约一半报价落标的分区，价格在3日元区间。
东北在4〜8月也有14.51日元，处在接近上限15日元的位置。投标量相对于募集量为0.28倍，是一个报价连募集量三成都不到的市场。9月增加到0.62倍，但仍未达到募集量。在供给不足的市场，没有压低报价的理由，上限下调多少，价格就跟着降多少。东北的9.51日元就是这种形态。东京的投标超过了募集（1.16倍），即便如此，仍有85%的报价中标。
4. 不同时段，几乎没有差别
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| 分区 | 0〜4时 | 4〜8时 | 8〜12时 | 12〜16时 | 16〜20时 | 20〜24时 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 东北 | 9.58 | 9.54 | 9.51 | 9.43 | 9.52 | 9.49 |
| 东京 | 8.50 | 8.50 | 8.59 | 8.57 | 8.63 | 8.64 |
| 中部 | 3.34 | 3.39 | 4.34 | 4.13 | 3.48 | 2.92 |
| 九州 | 2.77 | 2.77 | 3.13 | 3.33 | 3.28 | 2.77 |
| 全国 | 5.68 | 5.76 | 5.95 | 5.90 | 5.82 | 5.70 |
全国在5.68日元到5.95日元之间，东北在半夜0〜4时也有9.58日元。另一方面，储能在JEPX（批发电力市场）能赚到的金额因时段而差别很大：傍晚的8个时段因分区不同为5.8〜8.5日元，平摊到48个时段则为1.0〜1.4日元（47-4 地板价篇）。
指南的天花板是“机会成本＋一定额＋交易手续费”。储能机会成本的算法，条文没有规定（未确定），但如果采用接近“在批发电力市场少赚的部分”的思路，夜间的机会成本就会变小。用公开数值估算的一定额，投运第1年也只有1日元多（50-3 试算篇）。要用公式解释半夜9日元区间的报价，并不轻松。另一层天花板压得最重的，是价格紧贴上限的分区里的夜间报价。
5. 数字的读法
- 这是速报值。9月的确报值将在10月底前公布，届时本文9月的数字将替换为确报值。以4〜8月比较，速报值与确报值之差在0.03日元以内。
- 这是结算前的显示值。EPRX的系统不会拒收超过上限的报价，而是在结算时削至上限。9月一次离线显示超过10日元的，只有9月1日东北的21个时段和关西的2个时段。
- 有些分区的市场很薄。9月的四国，1,392个时段中有880个时段无人中标；北陆为314个时段。分区平均值是由相应较少的时段算出的。
- 只有29天的数据。这是上限10日元下的第1个月，季节差异还看不出来。
6. 对2MW/8MWh的持有者而言
同样是一次离线，9月的位置按分区分成了两组。在东北和东京，市场上限10日元直接就是天花板。在其余7个分区，价格比上限低6日元以上，在碰到天花板之前，竞争已经决定了价格。
无论哪一组分区，指南的另一层天花板都没有消失。在紧贴上限的分区，连半夜的报价都以接近10日元中标。能否用机会成本与一定额来解释这一点，是委员会事后核查高价成交时会追问的问题（50-5 监视篇）。收支计划中使用的单价，不要用上限10日元，取所在分区9月的实际价格与能用公式解释自己报价的高度两者中较低的一个，这样更稳妥。
出处
- EPRX 交易实绩（一次离线的交易结果，速报值与确报值） https://www.eprx.or.jp/information/results.php（2026年9月29日、10月4日获取。交割2026年4月1日〜9月29日）
- EPRX《关于供需调整市场的ΔkW上限价格》（2026年7月30日） https://www.eprx.or.jp/information/docs/14b85fbe8942da7d3bdddda80243e7e170f64d9e.pdf
- 经济产业省《供需调整市场指南》2026年3月13日修订 https://www.egc.meti.go.jp/info/guideline/pdf/20260313001a.pdf
汇总公式、CSV的字段名和汇总结果的全部表格，见本公司公开的汇总脚本说明（scix-web 仓库 scripts/eprx/README.md）。