储能电站收入的支柱，是辅助服务（供需调整）市场。为了瞬时填平发电方与用电方之间的偏差，输配电事业者会在前一天买下“随时能放出的能力”，这就是这个市场。2MW/8MWh级的储能电站，向其中名为一次离线的额度投标。这些报价自2026年9月1日起有一层上限10日元（每1kW·30分钟）的天花板。这是对所有人高度相同的、市场的天花板。
本系列讲的是在它下面的另一层天花板。日本政府的《供需调整市场指南》（2026年3月13日修订）写道：报价最好控制在“机会成本＋一定额＋手续费”以内。这不是义务。但在同一次修订中补写了一条：以不合理的高价报价、不正当获利的行为，可能成为业务改善命令的对象。
本公司只把公开的数字代入这个公式，为2MW/8MWh的储能电站算了一遍。“一定额”在东京为投运第1年1.4日元、第2年0.96日元、第18年0.33日元，与10日元的上限差了一个数量级。而且这层天花板压不到火电等其他电源，只压在储能身上。
ΔkW（Delta千瓦）──为了随时能放电而预留出来的能力的量。在这个市场里，与实际放出的电量分开，“预留”这个承诺本身就能拿到钱。单位是“日元／ΔkW·30分钟”。
一次离线──不必铺设专用线路也能参与的额度。对象是高压1MW以上、不足10MW的储能电站，2MW/8MWh就投在这里。
一定额──指南认可的、“为了收回固定成本，可以加到这个程度”的金额。它是本系列的主角。
机会成本（指南原文为“逸失利益”）──因为给辅助服务市场预留能力，而在批发电力市场（JEPX）少赚的部分。
预计投标量──1年里可以投标的量。储能在1天48个时段的大部分都能投标，所以这个量很大。
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一定额是这样确定的
一定额的算法只有减法和除法。从1年的固定成本（折旧费、维修费等）中，减去在其他市场能得到的收入（容量市场收入等），再用剩下的部分除以1年里可以投标的量。得出的金额，就是每个时段可以加上的“一定额”。
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这里重要的有两点。第一，即使没有参加容量市场，参加了本可得到的收入也会被扣除（例外只有“刚投运、来不及投标的年份”和“投了标但未中标”两种情形）。第二，除数不是“实际中标的量”，而是“可以投标的量”。储能在1天的大部分时段都能投标，除数大，一定额就算得小。
为什么只压在储能身上
火电等电源固定成本高，又有检修等停机期间，可以投标的量少。所以一定额大，天花板远在市场价格之上。实际上，2024、2025年度与委员会事务局协议一定额的34件中，有28件是储能、储能VPP以外的电源，委员会对协议金额的评价是“实质上难以成交的高价水平”（50-5 监视篇）。因为太高，所以压不到。
储能正好相反。固定成本小，几乎每个时段都能投标。用公开数值估算的一定额在1日元上下。另一方面，2026年9月一次离线的实际价格，在中部、北陆、关西、中国（指日本中国地区，下同）、四国、九州这6个分区为2.74〜3.69日元，东北为9.51日元、东京为8.58日元（50-4 市场篇）。市场价格与一定额之间的差额，必须能用机会成本来解释。在天花板附近投标的，正是储能。
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为什么是现在
2026年度，是事业者自己计算一定额的第一年。到2025年度为止，大型事业者都与委员会事务局协议确定一定额（B类电源协议）。这一做法结束了，改为自己保留计算依据。2026年6月的专门会合上，事务局要求4〜6月以高价中标的事业者重新审视其计算。9月1日的上限10日元又叠加了上来。
上限下调后的9月，一次离线的价格按分区分成了两组。东北9.51日元、东京8.58日元留在上限正下方，其余7个分区在1〜3日元区间。越是留在上限附近的报价，越会被追问“能否用公式解释”。9月的确定值（确报值）将在10月底前公布。
本系列的读法
导读（本页）只放结论。依据分成了4篇。顺序是 50-2 → 50-5，但从您关心的问题读起也读得通。
常听到的说法，与资料的回答
- “公式是这次修订才有的”──从固定成本中减去其他市场收入再相除的公式，2021年的制定草案里就有了。新的是两点：除数变成了“可以投标的量”，以及固定成本计入、不计入的费目写进了条文。→ 50-2 条文篇
- “一定额有好几日元”──用公开数值估算，第1年也只有1日元多，第2年起不到1日元。人工成本、聚合商费用等没有公开单价的费目没有计入，那是需要您自己加上的栏目。→ 50-3 试算篇
- “聚合商的成功报酬可以计入固定成本”──条文写的是“在特定固定成本的基础上计入”。不是把分成直接加上，而是从明细中挑出人工成本、系统费用等固定成本再计入。→ 50-2 条文篇
- “降得最多的是折旧结束那年”──最大的台阶出现在开始扣除容量市场视同收入的那一年（估算中为第2年）。因为即使没有参加容量市场，也要扣除参加了本可得到的金额。→ 50-3 试算篇
尚未确定的事项
把条文读完，仍有一些事项无法确定：储能的机会成本怎么算；“电源等”指聚合商的投标单位还是单个储能电站；折旧按会计还是按税务计提；“已收回固定成本”如何判定，等等。正文中标为“未确定”，并列出了确认对象（50-2 条文篇末尾）。使用即时全额折旧时的处理也是其中之一，制度本身见COLUMN 45。
本估算的设定
一定额的数字，以高压2MW/8MWh、经由聚合商投标一次离线的储能电站为对象。计入的只有建设费（折旧）、维修费、发电侧收费、固定资产税，以及容量市场的视同收入。全部是国家、广域机构、输配电事业者公开的单价，没有自行设定的单价。
人工成本、O&M委托费、保险费、土地租金，以及聚合商费用中可特定为固定成本的部分，因为没有公开单价，留作空栏。加上这些，一定额会相应上升：每年1,000万日元约0.32日元。所以请不要把这个数字当作天花板本身的高度，而要当作下限一侧的参考。
致持有者、买方、卖方
- 持有者。通过协议确定金额的机制在2025年度结束，2026年度起改为自己计算并保留依据。固定成本明细、可投标量的计算方法、能否参加容量市场投标的记录——手边备齐这三样，被要求说明时就不会为难。
- 买方。收支测算中的ΔkW单价，不要用上限10日元，取“所在分区的实际价格”与“能用公式解释的高度”两者中较低的一个更稳妥。9月的实际价格，按分区从1日元区间到9日元区间不等。
- 卖方。买方把这层天花板计入收支后，ΔkW单价会设得比上限低。如果有参加容量市场投标的记录、聚合商费用的明细，就能有依据地说明天花板的高度。
数字均由本公司依据EPRX、电力·燃气交易监视等委员会、电力广域运营推进机构等的公开资料清点得出，计算脚本也已公开。出处见各页末尾。