辅助服务市场的分区成交实绩
— 从9电力分区、5商品的数据看储能的事业环境

分析前提

本文数据基于电力辅助服务交易所（EPRX）公开的2025年度（2025年4月〜2026年2月）交易实绩。不足率以"（募集量 − 中标量）÷ 募集量 × 100"计算。不足率越高，意味着该商品、分区中调整力的供给越不足。

辅助服务市场有7个商品：一次调整力（在线）、一次调整力（离线）、二次调整力①、二次调整力②、三次调整力①、三次调整力②，以及复合商品。其中储能主要参与的是一次（在线＋离线）与复合这3个商品，本文以此为中心分析。

另，辅助服务市场存在广域融通（跨分区采购调整力），故"电源属地别"与"TSO别"数值不同。本文使用TSO别（各分区输配电事业者实际采购量）的数据。

一次调整力（在线）— 分区年间不足率

一次调整力的在线商品，与复合商品并列，是储能交易量最大的市场之一。全国年间不足率（加权平均）为59.2%，分区间差异很大。

（绿色＝充足分。灰色＝不足分。右端数值为年间平均中标单价（有中标的区块的简单平均）。单位: 日元/ΔkW·30分）

东京（不足88.8%）、中部（不足77.4%）、东北（不足76.6%）3个分区不足率超过7成，调整力供给压倒性不足；而四国（不足13.0%）与中国（不足24.8%）则相对充足。北海道因抽蓄发电机的随意合同而处于供给过剩状态。

一次调整力（离线）— 储能独占97.8%的市场

一次调整力除在线外，还有"离线"商品。在线与离线的区分，并非事业者可自由选择。依EPRX交易规程，可参与一次离线的储能限定为设备容量1MW以上10MW未满（电压等级为特别高压或高压），或聚合1MW未满储能的情形。即，10MW以上的储能无法参与一次离线，参与一次调整力必须在线接续。

这一离线市场，实态上储能占中标量的97.8%，火力发电、水力发电的参与为零。

与在线相反，全分区持续90%以上的不足。东京以91.3%为最"好"，这是因东京分区储能参与最多。北陆、东北、中国则募集量几乎全量持续未充足。

单价14〜19日元、为在线的2〜3倍，为何仍持续如此之大的不足？理由是10MW以上的储能在制度上无法参与离线，能进入离线的仅限10MW未满的小型储能。而这类小型储能本身在市场上尚几乎不存在，正是96.6%这一不足率的主因。

另一方面，在线也有离线所无的优点。持有TSO通信线路的储能，不仅一次在线，还可向复合商品、二次①等多个商品投标，可按时段与市场环境作收益堆叠。离线的高单价虽有吸引力，但投标对象限于一次离线1个商品，是其取舍。

看月度推移，随储能参与扩大，不足率逐渐下降，但截至2026年2月仍为91.7%，供给压倒性不足。

中标单价在多数分区贴住上限价（旧制度19.51日元，新制度15.00日元），为在线（2〜10日元）的2〜3倍。对储能事业者而言，一次离线是单价最高、且成交确度最高的商品。

二次调整力① — 分区供给过剩与不足混在

二次调整力①，自2024年4月起ΔkW（容量）的采购本身以广域市场撮合进行，但实运营（LFC控制）在分区内完结。调整力的实效供给依赖分区内电源构成，故分区间差距比一次更大。

东京（不足79.1%）与东北（不足59.1%）处于大幅不足状态，关西（不足2.3%）、四国（不足13.8%）几近充足，北海道、中部、北陆、中国为供给过剩。九州年度通算虽为供给过剩，但年度前半也有发生不足的月份，难言稳定充足。二次①因实运营（LFC控制）在分区内完结，东京、东北若有储能参与，成交确度极高。

二次②、三次①、三次② — 几近充足的市场

余下3商品，对储能而言参与价值有限。二次②全分区大幅供给过剩（全国 -120%），三次②也几近充足（全国1.4%）。三次①除东京（13.7%）外均供给过剩或充足。

商品×分区交叉汇总 — 不足率热力图

就主要5商品，按分区汇总年间不足率。红色越浓，不足率越高（＝储能成交确度越高）。

一次离线在全分区持续90%以上的不足，热力图上全部染成最浓的红。在线中北海道为供给过剩，但离线中北海道也是98.8%的不足，对储能而言参与余地不挑分区。

储能的参与状况 — 不仅一次，也分散至复合

看电源种别中标数据（2025年10月〜2026年4月速报值），储能的中标量在一次调整力与复合商品中几乎等量分配。

看储能以中标量为基准的分配，复合（37.7%）与一次在线（37.1%）几近等量居首，一次离线（17.8%）第三。二次①以下合计仅7.4%。一次离线的单价为在线的2〜3倍之高，但能参与离线的仅是无TSO通信线路的小型储能，而当前运转的储能大半是10MW以上的大型项目，制度上限于在线。这一分配比例并非储能事业者的"偏好"，而是反映基于设备容量的制度性分流。

一次在线中储能的份额为19.7%，而一次离线达97.8%。看月度推移，储能在一次在线的份额半年内由14.3%扩至22.5%，制度变更（2026年3月13日）后仍维持该水平。

值得注意的是，即便储能份额超过20%，一次在线的不足率仍为88.8%、离线为96.6%。储能的追加参与余地依然很大。

广域融通（联络线）的利用状况

辅助服务市场中，经联络线（分区间输电线）进行广域融通。就主要走廊，列示周间交易中联络线确保量的利用率（年间汇总，确保量÷上限值）。

北海道→东北（逆方向47.2%）与中国→九州（顺方向23.3%）的利用率高。这显示北海道的抽蓄余剩流向东北、九州的调整力流向中国。东北→东京的顺方向（20.8%），反映东北的余剩调整力部分补填东京的不足。

储能选址时，也须把这一广域融通的流向纳入考量。比起调整力流入的分区（如东京），在流出源增加供给，有时更不易受联络线制约。

某一天的快照 — 2026年4月1日（48时段）

仅看年间平均，难见每日市场处于何种状态。这里就2026年4月1日（周三，2026年度首日），以30分时段为单位可视化各分区的募集量与中标量。

在图上移动鼠标（或点按），即显示各时段的详细数据。绿色条为中标量（充足分），灰色为不足分。供给过剩的时段以蓝色显示超出分。用标签切换商品，可比较各分区不足状况如何变化。

切换至一次离线，四国48个时段全部中标量为零（不足率100%）。四国分区2025年8月首座电网级储能（12MW）投运，但未确认其向一次调整力的投标。另一方面，东京的不足率为33.2%，改善至接近一次在线（36.3%）的水平，但仍有3成以上未充足。

季节快照 — 夏季高峰日与冬季高峰日

仅凭4月1日的快照，看不出季节变动。这里就2025年度中不足率特别高的夏、冬各1日，比较商品别、分区别的募集量与中标量。

另，此期间为旧制度（周间区块投标），每日时段数与春季快照（48时段）不同。这里不按时段，而以1日合计值看分区间差异。

一次调整力（在线）夏季（全国62.8%）的不足比冬季（47.0%）更严重。东京分区夏季96.6%、冬季亦75.7%，全年慢性不足。中部夏季96.7%，与东京同档。

二次调整力①夏季东京97.7%、募集量几近全量不足，而冬季全国转为供给过剩（-10.8%）。三次①即便夏季全国17.8%、不足有限，冬季则完全供给过剩（-26.7%）。

这一季节变动模式，直接关系储能事业者的运营战略。以一次、二次①为主力时，夏季是最大收益机会；依赖三次①时，春季以外的成交确度大幅下降。

容量市场的分区成交单价

除辅助服务市场外，构成储能收益的另一支柱是容量市场。列示2024年度实施主拍卖（2024年10月实施，2028年度实际供需分）的分区成交单价。

北海道、东北、东京以上限价14,812日元/kW成交，与最低分区（北陆、关西、中国、四国的8,785日元/kW）相差约7成。意味着即便设置同一储能，来自容量市场的年间收入也因分区大不相同。

以3市场的组合看分区特性

储能的事业性，由辅助服务市场、JEPX、容量市场3市场的组合（堆叠）决定。从3市场的视角汇总分区特性。一次调整力记载在线＋离线的合算不足率。

把一次调整力以在线＋离线合算来看，中部（90.3%）超过东京（89.5%）成为最大不足率。这反映中部在离线募集量中的大权重（62%）。结合容量市场单价综合评价，东京、东北是辅助服务市场与容量市场两面最有利的分区。

数据的注意点