蓄電池の3つの収益源
— JEPX・需給調整市場・容量市場のスタッキング戦略

蓄電池の収益は「3つのポケット」から入る

系統用蓄電池の収益は、単一の市場ではなく3つの市場を重ね合わせる「スタッキング」で構成されます。この3市場のバランスをどう設計するかが、IRR（内部収益率）を左右する最大の変数です。

ポケット① JEPXアービトラージ — 価格差が5倍に拡大

卸電力市場（JEPX）は24時間を30分刻み48コマで取引します。蓄電池は安値コマで充電し、高値コマで放電する価格差取引（アービトラージ）で利益を得ます。

太陽光発電の大量導入により、昼間の市場価格がほぼゼロに下がり、夕方のピーク時に跳ね上がる「ダックカーブ」が日本でも常態化しています。この構造が蓄電池のアービトラージ収益の源泉です。

ポケット② 需給調整市場 — 蓄電池の「主戦場」だが激変リスクあり

需給調整市場は2024年4月に全5商品（一次調整力、二次調整力①②、三次調整力①②）の取引を開始しました。蓄電池にとって最も有利なのは一次調整力と二次調整力①です。

一次・二次①は応札量不足により不足率が7〜8割と極めて高く、2024年度前半時点ではほぼ任意の価格で約定できる「売り手市場」でした。ただしFY2025以降は改善傾向にあり、上限価格引き下げ（15円）と募集量削減（1σ化）により市場環境は変化しています。蓄電池の約定価格28〜39円/ΔkW·hは、火力の4.1〜8.1円の数倍に達していました。
※ 2026年3月13日以降は上限価格15円/ΔkW·30分が適用され、この水準での約定は不可。

ポケット③ 容量市場 — 過去最高を更新し続ける「安定収入」

容量市場（メインオークション）は、実需給の4年前にオークションを実施し、電源が「存在する」ことに対して対価を支払う市場です。蓄電池は1,000kW以上で参加可能で、落札率は96%超とほぼ全量落札できます。

約定価格は第1回14,137円（全国一律・批判を受ける）→ 第2回3,495円に急落（北海道・九州は5,242円） → その後エリア別に分断され、第3回5,226円 → 第4回7,847円 → 第5回11,134円と継続的に上昇。背景にはデータセンター・半導体工場等の電力需要増があります。

ただし蓄電池のメインオークション応札容量は全体の約0.1%（約24万kW）にとどまり、大型蓄電池の多くはLDAに流れている構図です。

2MW案件での3市場スタッキング収支イメージ

経産省MRIは3つのユースケースを分析しています。容量市場＋需給調整市場の組み合わせ（パターン2）では、容量市場収入8,348円/kW/年を基盤として、ΔkW価格15円、1ブロック/日、落札率60%の条件下で、建設費7万円/kWh以下であれば概ねIRRがプラスになるとの結果が示されています。

アグリゲーターの選択が収益を左右する

3市場への同時参加には高度な運用ノウハウが必要です。多くの事業者はアグリゲーター（市場取引代行事業者）を活用します。

LDA型（30MW超）との収益構造の違い

30MW超のLDA落札案件は、20年固定収入で年間数億〜十数億円が確定し、市場収益の約1割が追加で手元に残る構造です。IRRは2〜4%の「債券的リターン」ですが、収入の予測可能性が圧倒的に高いため、プロジェクトファイナンスが組みやすい利点があります。

対照的に2MW級のフルマーチャント型はIRR10%超を狙える可能性がある一方、需給調整市場の上限価格引き下げ等の制度変動リスクを直接受けます。