日本有9個電力交易市場，東、西部兩邊電網頻率並不相同。（圖片來源：freepik）
2011年311大地震後，日本東部陷入嚴重缺電，西日本的發電廠明明有餘力，卻送不過去，因為兩邊電網頻率不同。而這場災難也成為日本電力改革的轉折點。
兩邊電網頻率不同的原因要回溯至1890年代。當時日本開始建設現代電網，東京的電力公司（東京電燈）向德國AEG買了50Hz的發電機、而大阪的電力公司（大阪電燈）向美國GE買了60Hz的發電機。
從此，日本東部是50Hz，西部是60Hz，以富士川和糸魚川一帶為分界。
一個國家兩種頻率，311如何震出電力問題？
為什麼一直沒有統一？倒不是沒有討論過，但問題向來是成本－全面更換家電、工業設備、發電機的費用估算下來是天文數字，如果維持現狀，邊際損失雖然每年都有，但是分散在不同環節裡，沒有哪一刻（除了天災時）讓人覺得「現在非統一不可」，於是就這樣照「沒有壞就不要修」的精神傳承下來了。
東西電網並非完全切開，中間有幾座「頻率變換所（Frequency Converter，以下簡稱 FC）」負責轉換，讓電力可以跨頻率流動。從最早的佐久間FC在1965年啟用，容量30萬kW。後來陸續建了新信濃FC（1977 年）、東清水FC（2006 年）。
311之後，日本才真的感受到這條窄門有多危險，開始加快擴建。飛驒信濃FC在2021年啟用後，東西方向的總換頻容量來到約210萬kW，目前規劃擴建至300萬kW，預計FY2027完工。
聽起來好像還行？實際上210萬kW對比東日本的尖峰需求動輒五、六千萬kW，這條窄門只有 3–4%的容量。311當下能從西日本救援的電力，就是被這道瓶頸卡住的。
台灣雖然沒有頻率問題，但也有南電北送的壅塞問題。中港溪以北是台灣用電密度最高的區域，南電北送的物理中樞限制，在邏輯上和FC的角色很像－區域間的聯絡線就是電力市場的物理邊界。如果台灣未來走向自由市場化，這條線的容量或許也會決定「市場能有多大」。
9大市場交易變化多，綠電使價格波動更劇烈
除了東西頻率不同外，日本總共有九加一個電網系統。
要理解當前日本電力市場的結構，得先知道它是從什麼狀態改革過來的。1951年，日本將戰時統一的電力體制拆解為9家民營地區電力公司（後來沖繩加入變成10家），每一家負責特定區域的發電、輸電、配電、零售，垂直整合、區域壟斷。這個設計在高度成長期非常有效，電力公司有穩定的收入，可以做長期投資，日本的供電品質也因此長期維持在世界頂尖水準。
這個體制一路撐到2011年。福島核電廠事故之後，「電力公司壟斷是否合理」的辯論再也壓不下去。日本從2013年開始推動三階段改革：成立廣域的電力系統管理機構OCCTO（電力広域的運営推進機関）、2016年開放全面零售自由化（一般家庭也可以換電力公司）、2020年在法律上強制要求輸配電業務從電力公司獨立出來。
如今的「舊電力」（東京電力、關西電力等）已經把輸、配電業務拆分成子公司，在法律上和其他發電業者站在同一基礎。
日本的電力市場是區域市場（zonal market），全國根據九個區域電網分成9個交易市場，每個區域有各自的現貨市場價格（エリアプライス，area price），每天都在JEPX上透明公開交易，所有歷史交易都可以一鍵下載。
正常情況下，各區域價格接近，但一旦連接不同電網系統的「連系線」出現壅塞，電力流動受阻，兩個區域的價格就會分裂，即所謂的「市場分斷（市場分断）」。
歷史上最常發生市場分斷的是北海道和九州。北海道對外只有HVDC海底電纜連到東北，容量有限，再生能源大量出力的時候常常塞車，北海道的電就只能在當地賣，價格下跌；缺電的時候又拉不進去，價格飆升。九州因為太陽能密度高，白天有時出現負電價，而這些電能送出去的量同樣受「連系線」限制。
不過市場分斷的地圖一直在變。2019年3月「新北本連系設備」啟用，北海道與本州間的容量從 60萬kW提高到90萬kW，北海道分斷率就從高峰期的八、九成大幅下降，目前約在一成，也就是北海道面臨市場分斷的頻率大幅降低。
近年分斷率最高的反而落在中部與關西間，2024年的數字已接近65%，東北與東京間、中部與北陸間的分斷頻率也都在上升中。這些在做專案投資評估時，都是必備的基礎概念。
「市場分斷」風險自己扛，合約載明應對措施
這對跨區交易的參與者很頭痛，尤其是physical PPA。假設在北海道有發電資產、合約是賣給東京的用戶，當兩個區域的價格脫鉤，就暴露在價差裡，這就是所謂的「basis risk」。
為了讓市場參與者有工具對沖這個風險，日本在2019年導入「間接送電権（間接 auction）」制度，讓跨區交易者可以透過拍賣取得「區域間價差補償權利」，邏輯上類似歐美電力市場的FTR（Financial Transmission Right）。2025年做了制度檢討，FY2026起新增北海道→東北、東北→東京等更多路線的交易商品。
即便如此，此類商品的流動性還是個問題，某些路線的報價和成交量低落，避險效果有限。這也是市場還在持續討論的地方。
剛來日本的時候，我是從PPA的角度開始認識這個破碎的電網。在台灣，PPA中的電力輸配是很直觀的，機組發電出力到併網點，購電端照理來說就收得到電，電網有什麼問題那是台電的責任。
到了日本，第一次認真研究怎麼寫一份跨區合約的條款，才發現這個假設根本不成立。
電網限制不是台電的問題，而是要自己在合約裡規劃處理。發電端在哪個電網？用電端在哪個電網？兩個區域之間的「連系線」平常的壅塞程度？壅塞具有什麼樣的特性（日夜？季節性？）？送電量被curtail的風險誰承擔？basis risk怎麼分配？能不能用對沖商品避險？電力零售商的服務架構如何設計？商品存貨量取得難不難？成本怎麼反映在電度單價上？專案能不能吸收？客戶能不能接受？
日電力交易震撼教育，台自由化市場前車之鑒
這些在台灣根本不是問題的問題，在日本是day 1就得寫進合約架構。再生能源還有VPPA可以走 financial settlement繞開物理輸電，非再生能源就沒有這條路，更要正面處理。（VPPA其實本身也有basis的問題，之後可另外撰文討論）。
當然在PPA、電力交易之外，這個根本的物理架構特性，深深影響著日本電力系統的方方面面，包括最近資料中心的選址也是火熱的話題。
台灣現階段仍接近2011年改革前的日本－電力公司垂直整合、國營壟斷。希望這些討論，可以用來定位「台灣現在在改革路徑的哪個位置」－我們在哪？我們可以往哪走？日本電力自由化的路上，我們有什麼可以借鏡的經驗？或是可以避免的錯誤？
扣回本篇主題，台灣在討論電力市場改革的時候，輸電壅塞和區域定價幾乎不在主要議程上。但如果有一天真的走向自由化，這個問題遲早會浮現：台灣南、北的輸電限制，要怎麼在市場設計裡處理？用行政方式管制，還是讓價格訊號發揮作用？
這兩條路的選擇，將會決定台灣電力市場的基本形狀。
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