上限价格从15日元降到10日元，听说下一档是7.21日元，人们便会在意“再往后能跌到哪里”。也有人说“会跌到火力的3日元”。用数据追下去，地板并不是由火力的价格、而是由储能自身“在别处能赚到的钱”决定的。而且这个金额不是一个数字，而是随时段而不同。
本页只谈价格。房间的大小（募集量）在47-2，来的量在47-3，分开来写。
1. 在上限下调之前，市场就已经动了
图1是作为储能座位的一次离线的实际成交价格（按中标量加权的平均）。从4月到6月，几乎每个时段都有触及上限15日元的报价，全国平均也在12日元前后纹丝不动。原因是投标不足，即便按上限报价也能成交。
7月起情况变了。九州在上限仍为15日元的情况下，8月降至4.9日元。中部与关西也进入9日元区间。另一方面，东京与东北仍停留在11〜14日元。正如47-3所见，储能的座位即便到8月也仍空着一半。即便如此，从投标增加的分区开始，价格已不再由上限、而是由投标来决定。也就是说，不必等座位全部坐满，报价的方式就已经改变了。
9月1日上限降至10日元后，全国平均为6.8日元。东京8.6日元、东北9.4日元紧贴新上限之下，而九州3.4日元、中国4.6日元、关西5.1日元则远离上限。在制度调降天花板的同时，市场本身也开始给价了。
2. 地板是“储能在别处能赚到的钱”
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储能在不进入辅助服务市场的时间里，可以在JEPX（批发电力市场）赚钱。在便宜的时段充电、在昂贵的时段放电，即所谓套利。若在辅助服务市场出售ΔkW，就意味着放弃那个时段的套利。因此，储能为ΔkW开出的最低价格，就是“那个时段能靠套利赚到的金额”。海外的经济学者称之为机会成本。
图2左侧是2026年度JEPX一天的形状。白天便宜，傍晚昂贵。用4小时储能在便宜的8个时段充电、在昂贵的8个时段放电，其差额就是“在别处能赚到的钱”。
右侧是把它换算成ΔkW单位后的结果。只看傍晚的8个时段，按分区为6〜8日元。东北与北海道在8日元区间，高于下一个上限7.21日元。另一方面，摊平到48个时段则是1日元区间。深夜没有套利机会，因此那些时段的地板价接近于零。
也就是说，地板并不是一条线，而是一天的形状。傍晚高，深夜低。
3. 投标增加的分区，已经是那个形状了
图3是把2026年8月一次离线的价格按时段排列。东京在全部时段几乎平坦，为11〜12日元。投标增加的关西、中国、九州，则形成了白天高、夜间低的形状。关西白天在11日元区间，深夜为6日元前后。
白天之所以高，是因为那是储能忙于充电的时段。夜间之所以便宜，是因为没有别的事可做。投标增加时，价格并不会一律崩塌，而是会呈现出储能一天自身状况的形状。海外发生过的事，在日本的30分钟时段中也在同样发生。
最低中标价格（该时段成交的最便宜报价）的中位数为：九州2.4〜3.0日元、关西1.4〜2.5日元、东京2.6〜3.5日元。恰好位于图2的“摊平到48个时段的金额”（1.0〜1.4日元）与“傍晚的金额”（6〜8日元）之间。
4. 天花板与地板的阶梯
图4把天花板与地板排成了一道阶梯。
天花板由制度决定。上限10日元，下一阶段7.21日元。判定的指标与时期如47-2所述。
储能的地板由储能自身决定。傍晚为6〜8日元，摊平到一天则是1日元区间。九州8月的4.9日元，以及最低中标的中位数1.4〜3.5日元，都落在两者之间。
市场之外也有地板。输配电事业者与抽蓄发电直接签订的随意合同，按2025年度实绩为每1kW·1小时0.47〜1.34日元。换算到30分钟为0.2〜0.7日元，2026年度有5家公司合计锁定了266万kW。火力自2025年4月起可对启动费进行事后结算，因此不必再把启动费加到ΔkW的价格上，报价更容易压低。实际上，一次在线中标的7成为火力，8月的全国平均为4.4日元。调速器自由（GF）只是把运转中的火力留出少许余力，因此ΔkW的报价可以出得很便宜。有说法称“火力无法出到10日元以下”，但这与实绩不符。
并不存在“火力的3日元”这样一条地板。火力可以降到扣除启动费后的价格，而储能在傍晚则会停在更高的位置。
5. 海外是如何落地的
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海外有4个市场，储能已使调整力市场饱和。它们的共同点是，价格的地板并非由“最便宜的提供者的成本”、而是由“储能自身的机会成本”决定。
在英国，调频响应的收益从2022年的£150k/MW·年降至2023年的约£50k，但价格并未跌至提供成本（£0.5〜1.5/MW/h），而是止步于机会成本水平的约£5/MW/h（Modo Energy推算）。在美国CAISO，储能收益从2022年的$103/kW·年减至2024年的$53，其中82%来自电量（套利）（CAISO市场监视部门）。在ERCOT，辅助服务的收益占比从84%降至48%（Enverus推算）。无论哪一个，储能都在持续被使用，收益的主轴转向了套利与容量。各国的系统运营者正在追加新商品（英国的Quick Reserve与Balancing Reserve、ERCOT的ECRS）。
与日本最接近的是德国。储能以低于火力、又高于自身机会成本的水平成交，尚在饱和之前——分析机构Modo Energy所描述的这一状态，与在上限附近成交、同时开始探寻地板的日本当下相重合。
6. 日本与海外不同之处
有三点。
天花板先起作用。 海外没有上限、价格自由下落；日本则由制度分阶段调降天花板。天花板与地板之间较窄，价格的变动因而更平缓。
30分钟时段。 英国与德国是4小时的区块，日本是30分钟。市场能更快地追上各时段的地板。这正是图3的形状在饱和后1〜2个月就出现的原因。
存在市场之外的地板。 抽蓄随意合同与余力活用合同是海外没有的机制，市场价格越高，采购就越往市场之外走。反之，若投标变厚，也会出现像北海道那样回归市场采购的分区。
还有一件稍远的事：同时市场。目前的研讨方向是在2030年代前半，转向将kWh与ΔkW同时成交的机制。在那里，上限价格与募集量这两个概念本身，将被基于机会损失（逸失利益）的最优化成交所取代。那是一个储能“在别处能赚到的钱”直接成为市场定价的世界。
7. 持有者能做的事
如果价格不是一条线、而是一天的形状，那么报价的方式也不必是一条线。
- 按时段改变价格。 傍晚不以低于在JEPX能赚到的金额出售，深夜即便薄利也要投出。30分钟时段，正是为此而设的单位。
- 换座位。 在一次离线额度趋于填满的分区，还有在线的座位（一次在线1,500MW、复合3,700MW）。那里是与火力、抽蓄的替换之战，因此在不低于JEPX能赚到的金额的范围内下调报价，才是顺序（47-3）。
- 与固定收入组合。 容量市场、长期脱碳电源拍卖、容量租赁（tolling）合同是与ΔkW价格涨跌无关的另一份收入。
小结
- 在上限下调之前，投标增加的分区就已由投标决定价格。九州在上限仍为15日元的情况下，8月为4.9日元。
- 地板是“储能在别处能赚到的钱”。傍晚为6〜8日元，摊平到一天则是1日元区间。不是一条线，而是一天的形状。
- “火力的3日元”并不是地板。火力可以逼近零，而储能在傍晚则会停在更高的位置。
- 在海外4个市场中，储能都在持续被使用，收益的主轴转向了套利与容量。日本因为有天花板，变动更为平缓。
参考表
参考表1 一次离线的成交价格（按中标量加权的平均，日元/ΔkW·30分钟，2026年）
| 分区 | 4月 | 6月 | 8月 | 9月（1〜7日） |
|---|---|---|---|---|
| 北海道 | 3.9 | 5.3 | 4.0 | 1.5 |
| 东北 | 13.5 | 13.3 | 13.6 | 9.4 |
| 东京 | 11.5 | 12.1 | 11.5 | 8.6 |
| 中部 | 14.6 | 13.3 | 9.0 | 6.3 |
| 北陆 | 14.5 | 12.7 | 8.8 | 5.4 |
| 关西 | 13.3 | 12.5 | 9.3 | 5.1 |
| 中国 | 12.2 | 10.1 | 6.6 | 4.6 |
| 四国 | 3.7 | 3.2 | 4.0 | 4.0 |
| 九州 | 12.1 | 7.5 | 4.9 | 3.4 |
| 全国 | 12.3 | 11.7 | 9.6 | 6.8 |
出处：依EPRX 交易实绩（速报值）由本公司计算。上限价格至8月为15日元，自9月1日起为10日元。与COLUMN 41的8月值（全国9.80日元，交割至8/17）的汇总窗口不同
参考表2 将JEPX套利换算为ΔkW的金额（4小时储能，上位8时段·下位8时段，效率0.85，2026年度4〜9月）
| 分区 | 傍晚的8时段（日元/ΔkW·30分钟） | 48时段平均 |
|---|---|---|
| 东北 | 8.5 | 1.4 |
| 北海道 | 8.2 | 1.4 |
| 九州 | 6.9 | 1.2 |
| 四国 | 6.8 | 1.1 |
| 东京 | 6.6 | 1.1 |
| 中部 | 6.6 | 1.1 |
| 中国 | 6.4 | 1.1 |
| 北陆 | 5.9 | 1.0 |
| 关西 | 5.9 | 1.0 |
出处：依JEPX 现货市场 分区价格由本公司计算。不含输配电费（托送费）、劣化费用与手续费。扣除充电侧的托送电量费（特别高压、不含税；放电侧依各公司条款的特别措施免除电量电费）后，傍晚的8时段降至5.5〜8.0日元，48时段平均降至0.9〜1.3日元
注：图1、图3与参考表1的9月为9月1〜7日的速报值。图2左侧的JEPX形状为系统价格的2026年度4〜9月平均。图4的抽蓄随意合同单价，为将2025年度实绩换算至每30分钟的数值。海外数字依据各市场运营者与监视机构的公开资料及Modo Energy的分析（详见出处）。
出处
- EPRX 交易实绩（分区成交数据） https://www.eprx.or.jp/information/results.php
- EPRX 关于辅助服务市场的ΔkW上限价格 https://www.eprx.or.jp/information/post.php
- EPRX《关于启动费等及经济替代时处理的事后结算》（2025年4月1日开始运用，2026年7月31日修订版） https://www.eprx.or.jp/outline/docs/kidouhi_sashikae_20260731.pdf
- JEPX 现货市场 交易结果（分区价格） https://www.jepx.jp/electricpower/market-data/spot/
- 资源能源厅 制度研讨工作组 第110次 资料4（2026年1月23日，上限价格的阶段与判定） https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/jisedai_kiban/system_review/pdf/110_04_00.pdf
- 电力·燃气交易监视等委员会 制度设计·监视专门会合 第19次（2026年3月30日）资料5-1〜5-5、第20次（5月29日）资料5（抽蓄随意合同的实绩单价） https://www.egc.meti.go.jp/activity/emsc_systemsurveillance/
- 送配电网协议会《关于余力活用的合同概要与申请》 https://www.tdgc.jp/yoryoku/outline/
- 同时市场的应有形态等研讨会 第二次中间汇总（2025年10月15日） https://www.meti.go.jp/shingikai/energy_environment/doji_shijo_kento/pdf/20251015_1.pdf
- CAISO Department of Market Monitoring《2024 Special Report on Battery Storage》（2025年5月29日）
- AEMO《Quarterly Energy Dynamics》Q3 2024、Q4 2024、Q1 2026
- NESO《Balancing Cost Winter Report 2023/24》、NESO Data Portal（Dynamic Containment／Moderation／Regulation）
- regelleistung.net（德国 FCR·aFRR 采购结果）
- Modo Energy《Germany: Europe's biggest merchant market》《German aFRR market data explained》等（二次资料）
- Enverus Intelligence Research（ERCOT 储能收益，二次资料）
- Ascend Analytics（关于辅助服务机会成本的解说，刊载于Energy-Storage.news，二次资料）