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，一般輸配電企業與各大電力公司實現法定脫鉤，標志著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，經過前四輪的電改，日本已建立競爭性電力批發市場（JEPX），形成日前、日內市場以及遠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建了非化石電力交易市場、基荷電力市場、間接輸電權市場、容量市場、供需調節市場5個新市場。這些新市場發揮了哪些作用，是進一步放松了管制還是對自由化改革的背離？本文從評估當前日本電力體制改革以及電力市場建設成效入手，探討日本創建電力相關新市場的目的、意義及其存在的問題。

一、 日本電力自由化與電力市場新發展

長期以來，日本電力行業普遍采用“發輸配售”垂直一體化的經營模式，在一個地區只有一家電力公司，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營的格局。從1995年起，日本進行過四輪電力體制改革，實現了發電側部分市場化，放開了特高壓和高壓輸電領域的市場交易，但電力行業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致關東地區不得不采取大規模計劃性停電措施，充分暴露了日本“諸侯割據”式電力體制的弊端。2013年4月，日本政府通過《關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，日本設立了推動全網跨區調度的“電力廣域運營推進機構”（OCCTO）；

第二階段，2016年4月，6000V以下的低壓市場實現自由化，全面放開售電市場；

第三階段，2020年4月，一般輸配電企業（系統運營商）采用控股公司或子公司的形式與其母公司實現法定脫鉤。

此輪日本電改最重要的目標就是通過放松政府管制，創造良好的競爭環境，推動電力市場全面自由化。

（一）形成發現價格、品種齊全、體系完備的統一電力市場

2003年11月，日本在第三輪電改中就設立了發、售電企業交易的電力批發市場（JEPX），但仍以中長期合約雙邊交易為主。經過多年培育，現已形成以日前市場為主，包括日內市場、遠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天下的局面。

“日前市場”（又稱現貨市場）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價格已成為整個日本電力市場的重要風向標。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交易時段竟然出現了0.01日元的極端低價現象。

2009年5月日本開啟了“日內市場”。日內市場是日前市場關閉后對發用電計劃進行微調的交易平臺，全天分割為48個時段。日內市場交易受電網傳輸容量約束，采用價格優先、時間優先的連續競價交易模式。2012-2018年日內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年遠期市場交易電量呈現不斷下降態勢，年均增長率為-12.3%，2019年第四季成交量為7242MWh。

此外，交易所還設有場外電力交易經紀業務的“公告牌市場”，這一市場適合小規模的發電企業以及自備電廠參與交易，售電價格、數量、條件不限，通過郵件或交易網站自由設定，一般由交易所中介撮合成交。

由于現貨市場價格波動劇烈，新增的電力公司面臨巨大經營壓力。2019年9月，東京商品交易所開設了試驗板的電力“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）和不分節假日的全天候基荷電力交易，并細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避了價格波動帶來的風險，有助于新增的電力公司穩定經營。

（二）批發市場交易電量規模快速提高

近年來，日本電力批發市場現貨交易量節節攀升。完全放開售電業務之初，如圖1所示，2016年4月1日的現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%，交易電量由當初的0.5億kWh快速增至7-9億kWh。另外，日本跨區交易量實現零的突破并逐年穩步擴大，大型電力公司跨區交易電量占比達到4.0%（2019年12月），尤其是高壓輸電領域達到了7.5%。新增的電力公司跨區交易電量占比為15.8%，其中低壓跨區交易電量占比實現了顯著提升，2019年達到16.0%。

▲圖一電力現貨市場交易量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，推動批發市場擴大交易，要求大電力公司向市場釋放發電資源，增加批發市場的流動性和透明性。

（三）新興市場主體數量不斷增加，形成多方參與的競爭格局2016年4月，日本根據新修訂的電氣事業法（電力法），取消了按經營規模的縱向分類法。如表1所示，新電力法將舊電力企業橫向分解為發電（報備制）、輸配電（許可制）、售電（登記制）三大類企業，其中輸配電企業仍沿用過去分類，細分為3類：第1類“一般送配電事業者”是由原來十大電力公司的輸配電部門脫鉤成立新的電網企業（共10家，實行許可制）；第2類“輸電事業者”是由原來“卸電氣事業者”的輸電部門獨立出來成立新的配電企業（現有3家，實行許可制）；第3類“特定送配電事業者”則由原來“特定電氣事業者”的輸配電部門脫鉤成立輸配電企業（現有32家，實行報備制）。因此，重新分類后的電力企業共有5類牌照：“發電事業者”、“一般送配電事業者”、“送電事業者”、“特定送配電事業者”、“零售電氣事業者”等。十大電力公司從此被陸續分拆為發電、輸配電、售電三類企業。

表1：日本電力企業分類制度

完全放開售電業務之后，日本新增電力公司注冊數量快速增長，截z至2019年12月達到了630家。新增電力公司由燃氣、石油、通信、工程建設、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%，預計到2030年新增電力公司銷售電量占比將增加到27.6%。

▲圖二新增電力公司售電量占比變化

（四）用戶平均電價未能降低，但出現結構性降價

▲圖三十大電力公司平均電價變化

（五）用戶自主選擇權擴大，商業模式不斷創新

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不同商業服務的融合，以居民用戶為主的低壓市場用戶轉換率較高截至2019年12月，由大型電力公司轉換至新增電力公司的客戶數量達到1266萬個，2019年12月轉換率達到13.9%；大型電力公司內部之間的合同轉換客戶數量也達到706萬個。由新增電力公司轉換為大型電力公司的數量為51萬個，新增電力公司之間的互相轉換為124萬個。

二、 新電力市場制度設計與構建

2017年2月，日本提出新電力市場建設方案，如圖4所示，新電力市場設計理念改變了傳統電力市場統一以kWh體現價值的體系，明確將電力價值區分為kW價值（容量價值）、kWh價值（度電價值）和⊿kW價值（平衡服務價值），并分別設計了與體現這些價值相對應的新電力市場規劃，2017 年２月]。經過反復論證，政府完成了相關市場的整體架構設計。與此同時陸續開啟了非化石價值交易市場（2018年5月）、間接輸電權市場（2019年4月）、基荷電力市場（2019年8月）、容量市場（2020年7月）、供需調節市場（2021年4月），向統一大電力市場的建設目標進一步邁進。

▲圖四新電力市場設計的價值理念

（一）基荷電力市場

日本基荷電力市場設立是為解決大小電力企業競爭不平等的問題，提高售電市場競爭。日本政府規定傳統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劃目標制定，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，政府對基荷電力規定了價格上限，即價格不能超過基荷電力平均發電成本，目的是保證新增電力企業獲得價格水平較低、合約期較長的穩定電源。

日本基荷電力市場的購買方主要為新增電力企業。2019年12月，新增電力公司供電來源的88.6%依賴JEPX的現貨市場。2018年日本現貨市場平均價格為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營風險。與現貨市場不同，基荷電力市場的交易以年為單位，是一種遠期市場交易產品。新增電力企業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，可以對沖現貨市場價格變動的風險；基荷電力交易雙方通過現貨市場進行交割，按照現貨市場價格與基荷市場的競價之差，統一由JEPX結算。

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域市場進行。北海道地區價格達到12.37～12.47日元/kWh、東京?東北地區為9.40～9.95日元/kWh、西日本地區為8.47～8.70日元/kWh。而2018年度三區域現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議價格相差無幾，基荷市場并未突顯現出價格優勢。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）間接輸電權交易市場長期以來，日本十大電力公司更關注在各自壟斷經營的區域建設電網，因而造成跨區域電網容量十分有限。2018年10月1日，日本輸配電改革開始輸電權間接競價（“直接競價”是指輸配電企業直接競價取得輸電權，而“間接競價”則是指輸配電企業通過電力批發市場競價取得輸電權），過去輸電調度的“先到先得”計劃模式被更改為根據“優先次序”（Merit Order)的市場定價模式，即按照現貨市場約定的價格高低，對電網中的所有發電設施進行先后排序。從此，發電、售電企業不用再事先向OCCTO報送電網輸配電計劃，新增電力公司可以獲得公平的電網接入和輸配電服務。

由于間接競價須通過現貨市場，日本現貨市場跨區電力交易也隨之迅速擴大。現貨市場屬于全國統一市場，在不計輸電線路約束的情況下，可以認為不同地理位置的發電機組上網電價基本一致，如圖5所示，假如A地區和B地區的現貨市場價格均為12日元，原來雙方協議的固定價格為10日元，通過現貨市場交易之后，為實現賬戶平衡發電企業須從收入中另行支付給售電企業2日元。但電網發生阻塞時，市場分裂為兩個報價區，就會造成區域節點電價不同，如果A地區為11日元，B地區為12日元，JEPX按分區電價進行結算，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，不僅對此線路有使用的優先權，而且在阻塞發生時還將獲得1日元的補償。因此，輸電權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用戶間公平合理地分攤阻塞費用，還可以保障用戶獲得確定的價格，同時通過輸電權競價還能有效預防阻塞。

通常輸電權可以分為物理輸電權和金融輸電權，分別表現為對于輸電容量的使用權和收益權。2019年4月，日本啟動了間接輸電權交易市場，其中輸電權是指物理跨區輸電容量的使用權，輸電權所有者僅有自己獲得相關輸電服務的權力，不可以轉賣，沒有收益權。間接輸電權一般是指當電網發生阻塞時，在現貨批發市場所約定的電能量范圍內，交易方有權要求JEPX支付區域市場差價的權利。因此，日本的間接輸電權可稱為“責任型”輸電權，是分區電價結算差價的一種契約，而非歐美國家的權益型輸電權。

日本間接輸電權發行方為JEPX，購買方為所有電力交易的參加者。市場共設計了阻塞概率較高的6條輸電線路產品：東北→北海道、東京→中部、中部→東京、四國→關西、四國→中國、九州→中國等，產品形態從“周輸電權”開始，采用單一價格競價方式。原則上所有跨區電網的輸電權全部要通過JEPX的現貨市場進行競價，日前市場成交后的余量還可通過日內市場進行競價，并且根據日前市場和日內市場約定交易配置容量進行電力系統潮流計算。間接輸電權發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開放和有效管理，輸電權是實現電網公平開放的重要工具。

▲圖五間接輸電權概念圖

（三）容量市場

為了保障中長期電力穩定供給，確保與可再生能源配套的調節電源充足，日本決定開設容量市場，規定售電企業有義務購買一定的容量。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，出售方為發電企業，OCCTO向中標的發電機組支付容量費，但容量費用由輸配電企業和售電企業分擔，依據其交付年在電能市場中所占份額進行結算。這些費用最終分攤在電價中轉嫁到消費者頭上。

日本容量市場設計的標的物為容量4年或1年后交付的系統所需發電容量。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，實現容量調整。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，中標的容量必須保證在系統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年度的發電裝機容量，目前容量市場已開始接受競價申報，預計2020年7月開始首拍。

日本容量市場是集中式的容量市場，容量需求和指標價格由OCCTO確定。OCCTO根據2019年度的供電計劃，目前設定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是：系統最低備用容量為H3的8%，應對極端天氣的備用容量為H3的2%以及應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系的曲線，OCCTO以新建機組的投資回收年限設定指標價格（Net CONE），現為9444日元/kW，競標上限價格不得超過指標價格的150%。OCCTO以容量目標水平為基礎設定需求曲線，以發電企業投標容量形成供給曲線，以投標價格與需求價格的相交點確定成交價格，當低于目標需求量時價格急速跳高，當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。

現有的、新建的或在建的容量都有資格參加容量市場的競標。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、風電有效容量以過去20日之內的最大3個發電日所規定時間段內的平均出力值為標準。水電、火電和核電的有效容量須扣除廠內用電。自用電廠、DR電源、屋頂光伏等小規模電源設備在一定條件下也可參加容量市場競標。如DR集成商負荷在1000kW以上就可參加。新市場開設后，發電企業不僅通過容量市場交易，還可同時參與批發市場、供需調節市場和非化石電力市場的交易，大大增加了發電企業收入來源的渠道。

▲圖六容量市場的目標容量水平與交易價格設定

（四）供需調節市場

日本設計的供需調節市場其實就是一個輔助服務市場，包括調頻服務和備用服務，供需調節市場的作用就是通過市場交易進行電力電量平衡，而平衡服務具有容量和電量雙重屬性（⊿kW＋kWh）。

一般輸配電企業（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，調頻和備用等調節電源須在市場上組織招標采購。調節電源自2016年就開始向社會公開競標，可調度的發電設備、儲能設備、DR及其它資源均可參與。但目前的競標僅在區域市場內進行，供需調節市場正式啟動之后方能擴大到全國市場競標。如表3所列，目前公開實行競標的調節電源大致分為“電源Ⅰ”和“電源Ⅱ”兩大類，類似我國一次、二次調頻服務。

電源Ⅰ由TSO事先公布需求量，對中標機組按合同容量支付kW固定基本費，實際運行時再根據TSO調度量支付kWh費用。電源Ⅱ主要是面向售電企業關閘后的剩余電源，TSO事先不公布需求量，對符合條件的中標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。調節電源每周須申報kWh價格，TSO根據報價由低到高實時調度。具體產品分類如表4。自2021年起，這兩大類調節電源產品的社會競標將分類逐步過渡到統一的供需調節市場中進行交易。

表3：2020年度調節電源競標種類

平衡機制設計較為復雜。過去實時平衡的輔助服務被默認為是十大電力公司的義務和責任。電力自由化改革之后，日本執行發電側、售電側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”。這一制度對平衡責任進行了劃分：市場關閘前，平衡責任和資源優化由發用雙方自己進行，即發電側、售電側須保證平衡日前或日內市場計劃與各30分鐘交易時段內實際負荷之間的偏差；市場關閘后，系統運營商繼續按照調節電源報價維護系統平衡。為此，發電企業與售電企業必須在運行日的前一天通過調度中心遞交發電計劃或售電計劃，日內市場運行1小時前完成最后調整，承擔實時平衡責任。如果發電計劃與實際負荷不平衡，TSO將從市場調度資源完成實時平衡。不平衡費用由TSO與發電企業和售電企業事后清算，出清價格以批發市場的日前和日內價格為基礎進行加權平均值計算。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FIT特別條例，發電計劃由TSO或售電公司制定，發電側即使出現不平衡也無需支付不平衡費用。

平衡服務種類較多。日本設計的供需調節市場主要針對不同的響應速度、容量和響應時間等指標設置了多種頻率響應的備用服務。如表4所列，根據啟動時間快慢和持續時間長短，設計了1次頻率控制備用(frequency containment reserve，FCR)、2次頻率恢復備用(frequency restoration reserve，FRR)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和下調共計10個平衡服務產品。從功能上看，一次調節和二次調節為調頻服務產品（相當于電源Ⅰ-a和Ⅱ－a），三次調節為平衡服務產品（相當于電源Ⅰ-b和Ⅱ－b）。

響應時間最快的是一次調節服務，電網的頻率一旦偏離額定值時，機組的控制系統就會自動地根據負荷的變化控制機組有功功率的增減，限制電網頻率變化，響應時間在10秒以內，持續時間5分鐘以上，適用于可變速機組(GF)和可瞬間響應的儲能設備。

其次是響應時間較快的二次調節服務，它通過專用線在線接受中央調度中心調度。二次調節服務包括：接受負荷頻率控制LFC指令，要求晌應時間5分鐘以內，持續時間30分鐘以上，以維持基準頻率和并網潮流基準值為目的；接受經濟調度控制EDC指令，要求響應時間5分鐘以內，持續時間30分鐘以上，以經濟調度控制為目的。

機組啟停調節外的是三次調節服務產品。三次調節包括：接受經濟調度控制EDC指令，要求晌應時間在15分鐘以內，持續時間3小時，具體根據發電機調整能力和調節所需量而定；為解決可再生能源不可控和不確定性帶來的系統可靠性問題，針對可再生能源預測偏差特別設計了三次調節服務產品，要求響應時間45分鐘以內，持續時間3個小時。

表4：供需調節市場輔助服務產品分類

需求調節市場是一個單邊市場，供應方是發電機組、儲能裝置，DR、VPP等可調節負荷，采購方是一般輸配電企業（TSO）。調頻和備用的電力輔助服務與電能量具有一定的耦合性，除保障系統可靠性的三次調節為“日交易”產品（kWh投標）外，其它調節服務均為“周交易”產品(ΔkW+kWh投標)。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 。各類產品的上市計劃根據響應時間由慢到快依次進行，保障系統可靠性的三次調節將于2020年4月在區域市場首先啟動，2021年4月推向全國市場。用于經濟調度的三次調節和二次調節分別從2021年、2023年開始交易。服務于頻率控制的二次調節和一次調節將于2024年啟動。

（五）非化石價值交易市場

日本借鑒其他國家經驗以FIT電力為基礎發行非化石電力證書，開設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為以下三個方面：

一是體現非化石價值。日本政府規劃到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《關于促進能源供給側非化石能源利用以及化石能源高效利用之法律》，售電企業必須依法依規履行清潔能源消納責任，所售電能中必須達到政府規定的非化石能源占比，政府為此還設立了增加非化石能源占比的分階段目標。而非化石價值交易市場為企業提供了非化石電力證書的交易平臺，從而助力企業實現供給結構的清潔化。

二是體現零碳價值。《關于推進全球氣溫變暖對策的法律》規定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整其排放系數。日本電力排放系數的自主目標是到2030年達到0.37kg-CO2/kWh，電力企業可通過購買證書來完成排放系數的目標和任務。

三是體現綠色價值。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證機制（J-credit）。但非化石價值證書的發行規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行范圍。售電企業可以借助證書向用戶宣傳其環境附加值。

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。可再生能源類又可分為FIT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（低碳投資促進機構，GIO），購買方為售電企業，FIT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，FIT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電廠及其發電設備相關信息，這樣既可作為綠色認證，又可規避雙重計量(Double Acing)，因而大大激發了售電企業的購買熱情。但與證書的發行規模相比，證書交易量還是偏低的，2018年度FIT證書發行量為779億kWh，而實際成交量僅為3500萬kWh，僅占發行量的0.04%。最近的一次競拍成交量為8,567萬kWh（2020年2月）。