我们只把公开的数字代入条文的公式。对象是高压2MW/8MWh、经由聚合商投标一次离线的储能电站。问题只有一个：“只用公开数值，一定额是多少日元？”公式和术语的含义见50-2 条文篇。
先写答案。以东京分区估算，一定额为投运第1年1.411日元、第2年0.959日元、第10年0.809日元、第17年0.711日元。第18年折旧结束后，可收回的金额变为负数，降到A类的0.33日元。单位均为日元/ΔkW·30分钟（每一个“预留1kW、30分钟”的承诺）。
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1. 代入的数字
只代入有公开单价的费目。没有公开单价的费目不是0，而是空栏，留给您填入自己储能电站的数字。
| 费目 | 设定值 | 出处与设定方法 |
|---|---|---|
| 建设费 | 6.8万日元/kWh×8,000kWh＝5亿4,400万日元 | 经济产业省《固定式储能系统的现状与课题》（2025年3月12日 资料6）p.5。电池4.1万日元、PCS 0.6万日元、其他0.7万日元、工程费1.4万日元（三菱综合研究所的分析。COLUMN 40） |
| 折旧费 | 直线法、17年，每年3,209万6,000日元 | 耐用年限省令附表二“电气业用设备·其他设备·主要为金属制品”为17年。把电网侧储能归入这一行的依据只有报道（转述国税厅的见解） |
| 维修费 | 0.5万日元/kW/年×2,000kW＝每年1,000万日元 | 资源能源厅 2023年6月21日 资料7（长期脱碳电源拍卖中储能的参数） |
| 发电侧收费（按kW部分） | 各公司单价×2,000kW×12个月。东京为100.12日元/kW·月，每年240万2,880日元 | 各一般输配电事业者。2026年11月1日有5家公司上调单价，故按新单价设定。储能免收按kWh部分的费用 |
| 固定资产税 | 税率1.4%。评估额为取得价额×0.936（首年度），此后每年×0.873。投运第1年为0。税额不足1日元的部分四舍五入 | 地方税法第350条、固定资产评估基准附表第15 |
| 容量市场（视同收入） | 2,000kW×调整系数70.8%（用尾数处理前的月度平均计算，不足1kW四舍五入）＝期待容量1,415kW。×分区价格15,111日元/kW＝每年2,138万2,065日元。自第2年起扣除 | 电力广域运营推进机构 2029年度调整系数表、格式2、主拍卖成交结果 |
| 批发电力市场的收入 | 0 | 理由见第5节 |
| 可以投标的量（预计投标量） | 2,000kW×48时段×365天×90%＝3,153万6,000 ΔkW·30分钟 | 本公司的暂定值（90%是考虑充放电制约后的值） |
| 人工成本 | （填入自己数字的栏） | 无公开单价 |
| 委托费（O&M） | （填入自己数字的栏） | 无公开单价 |
| 保险费、土地租金 | （填入自己数字的栏） | 无公开单价。能否计入也未确定 |
| 聚合商费用（经特定的固定成本） | （填入自己数字的栏） | 依合同明细特定 |
加上空栏中的费目，一定额会相应上升。除数是3,153万6,000，所以每增加1年1,000万日元的固定成本，约上升0.32日元。
已计入的费目，设定方法也有幅度。容量市场的期待容量是“各月调整系数×各月可放电出力”的12个月平均，把可放电出力设为设备容量2,000kW，是偏上限的设定。发电侧收费按全部2,000kW计收来设定（签订充电用合同后，对象会变小）。固定资产税不在条文的示例中（未确定），但性质上属于固定成本，长期脱碳电源拍卖也把它算进维持费，所以计入了。若剔除，第2年下降0.226日元。
2. 第2年的明细
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| 东京·基准（日元） | 第1年 | 第2年 | 第10年 | 第17年 | 第18年 |
|---|---|---|---|---|---|
| 折旧费 | 32,096,000 | 32,096,000 | 32,096,000 | 30,463,999 | 0 |
| 维修费 | 10,000,000 | 10,000,000 | 10,000,000 | 10,000,000 | 10,000,000 |
| 固定资产税 | 0 | 7,128,576 | 2,405,009 | 929,429 | 811,392 |
| 发电侧收费（按kW部分） | 2,402,880 | 2,402,880 | 2,402,880 | 2,402,880 | 2,402,880 |
| 固定成本合计 | 44,498,880 | 51,627,456 | 46,903,889 | 43,796,308 | 13,214,272 |
| 减去容量市场（视同） | 0 | −21,382,065 | −21,382,065 | −21,382,065 | −21,382,065 |
| 可收回的上限 | 44,498,880 | 30,245,391 | 25,521,824 | 22,414,243 | 负数 |
| 可投标量（ΔkW·30分钟） | 31,536,000 | 31,536,000 | 31,536,000 | 31,536,000 | 31,536,000 |
| 一定额（日元/ΔkW·30分钟） | 1.411 | 0.959 | 0.809 | 0.711 | 0.33（A类） |
第1年不扣除容量市场，固定成本4,449万8,880日元直接相除，得1.411日元。第2年虽然加上了固定资产税，但要减去容量市场视同收入2,138万2,065日元，于是降到0.959日元。此后只随固定资产税逐年变小而缓慢下降。
第18年折旧结束后，固定成本变为1,321万4,272日元，比容量市场视同收入还小。上限额为负数的年份如何处理，条文中没有规定（未确定）。根据“当年度固定成本回收后的一定额，按A类电源处理”这句话，这里取0.33日元。计算值低于0.33日元的年份，也取0.33日元。
3. 最大的台阶，在开始扣除的那一年
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20年里下降最多的，是开始扣除容量市场视同收入的那一年。本估算中为第2年，从1.411日元降到0.959日元，下降0.452日元。比折旧结束的第18年的台阶（从0.711日元降到0.33日元，下降0.381日元）更大，9个分区无论哪里都一样。
不过，台阶的位置会随从第几年开始扣除而移动。条文规定“可以不扣除”的是“因新投运，在时间上来不及参加容量市场投标的电源等”，但适用到第几年并未写明（未确定）。开始扣除的年份推迟，台阶也会随之后移到那一年。
4. 比较9个分区
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| 分区 | 第1年 | 第2年 | 第10年 | 第17年 | 第18年 |
|---|---|---|---|---|---|
| 北海道 | 1.419 | 0.851 | 0.701 | 0.602 | 0.33 |
| 东北 | 1.406 | 0.798 | 0.648 | 0.550 | 0.33 |
| 东京 | 1.411 | 0.959 | 0.809 | 0.711 | 0.33 |
| 中部 | 1.408 | 0.985 | 0.835 | 0.736 | 0.33 |
| 北陆 | 1.406 | 0.957 | 0.807 | 0.709 | 0.33 |
| 关西 | 1.423 | 1.000 | 0.850 | 0.751 | 0.33 |
| 中国 | 1.400 | 0.948 | 0.798 | 0.699 | 0.33 |
| 四国 | 1.419 | 0.965 | 0.815 | 0.716 | 0.33 |
| 九州 | 1.410 | 0.868 | 0.718 | 0.619 | 0.33 |
第1年为1.400〜1.423日元，分区之间的差异只来自发电侧收费单价的不同。第2年起差距拉开，从东北的0.798日元到关西的1.000日元。以期待容量×分区价格扣除的金额越大的东北、北海道、九州，一定额越低。东京的分区价格虽高，但4小时的调整系数为70.8%，是9个分区中最低的，扣除额因而较小。
5. 改变什么，会怎样变化
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- 建设费。±20%时，第1年在1.207〜1.615日元、第2年在0.710〜1.208日元之间变动。这是影响最大的输入。
- 可投标比例。除数估得越小，一定额越高。但分母是“可以投标的ΔkW”，不允许把中标量估低来压小分母。
- 调整系数。把系数设为100%（上限）时，第2年为0.679日元，比按公布表格数值设定的0.959日元低0.28日元。仅系数的设定方法，就能带来这么大的变化。
批发电力市场的收入设为0。条文把“批发电力市场收益”列为其他市场收益的示例，但没有写明是预计值还是实绩。既然设定把48时段×90%投向辅助服务市场，这些时间就不能在批发电力市场放电。批发市场的收益作为机会成本进入天花板的第1项，如果在这里也扣除，就会重复计算。如果在不投标的其余时段获得批发市场收入，存在被要求扣除这部分的余地（未确定）。
6. 年中降为0.33日元
B类的一定额，只适用到收回当年固定成本为止。收回之后，即使在年中也会降到A类的0.33日元。何时算作已收回，取决于把ΔkW收入的哪一部分算作回收，条文没有写明（未确定）。
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如果只计一定额部分，回收要到年度末才勉强完成。如果把ΔkW收入全部计入，情况就大不一样。东京第2年的上限额为3,024万5,391日元。若2MW在每个时段都以9月东京一次离线的平均价8.58日元中标，每个时段收入为1万7,160日元，约1,763个时段、37天左右就能填满。按这种读法，一年中的大半时间都要在0.33日元的天花板下投标。
7. 对持有者和买方而言
用公开数值估算的一定额，第1年也只有1日元多，第2年起不到1日元，与10日元的上限差了一个数量级。本页的数字是天花板下限一侧的参考，如果能凭明细把人工成本、聚合商费用等空栏费目特定下来，就会相应上升。能否特定费目，直接决定了定价的空间。
买方测算收支时，不要把ΔkW单价设为上限10日元，而应取所在分区的实际价格（50-4 市场篇）与能用条文公式解释的高度两者中较低的一个，这样更稳妥。一定额会随折旧的设定方法而变化，使用即时全额折旧时的处理尚未确定。制度见COLUMN 45。
所有计算都可以用公开的脚本复现（scix-web 仓库 scripts/column50/ceiling_calc.py，输入为同一位置的 inputs.json）。
出处
- 经济产业省《供需调整市场指南》2026年3月13日修订 p.6〜7 https://www.egc.meti.go.jp/info/guideline/pdf/20260313001a.pdf
- 电力广域运营推进机构《2029年度容量市场主拍卖用调整系数》（2025年7月31日） https://www.occto.or.jp/assets/market-board/market/jitsujukyukanren/files/2029_chouseikeisu.pdf
- 同 格式2《期待容量等计算参数一览（对象实际供需年度：2029年度）》稳定电源（纯抽水蓄能、储能） https://www.occto.or.jp/assets/market-board/market/youryou-system/youryousystem_sankatouroku/files/2029_youshiki2_yousui.xlsx，补充说明（2025年7月） https://www.occto.or.jp/assets/market-board/market/youryou-system/youryousystem_sankatouroku/files/2029_sanko_youshiki2.pdf
- 同《容量市场主拍卖成交结果（对象实际供需年度：2029年度）》（2026年1月20日，1月23日更正） https://www.occto.or.jp/assets/various/capacity-market/jitsujukyukanren/2029_jitsujukyu_kanren/260123_mainauction_youryouyakujokekka_kouhyou_jitsujukyu2029.pdf
- 同 说明会资料《关于容量市场主拍卖》（2025年7月）p.22 https://www.occto.or.jp/assets/market-board/market/oshirase/2025/files/20250709_youryou_seidosetsumei.pdf
- 经济产业省《固定式储能系统的现状与课题》（2025年3月12日 资料6）p.5 https://www.meti.go.jp/policy/mono_info_service/joho/conference/battery_strategy2/shiryo06.pdf
- 资源能源厅《关于长期脱碳电源拍卖》（2023年6月21日 资料7） https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/denryoku_gas/seido_kento/pdf/081_07_00.pdf
- 电力·燃气交易监视等委员会《发电侧收费面向发电者的说明资料（示例）》（2025年1月，2026年5月部分修订） https://www.egc.meti.go.jp/info/public/pdf/20250121002a.pdf；各一般输配电事业者的托送供给等条款与收费单价（东京电力Power Grid《托送供给等条款》2026年10月1日实施版、2026年11月1日实施版 https://www.tepco.co.jp/pg/consignment/notification/index-j.html 等）
- 地方税法第350条（固定资产税税率）、《关于折旧资产耐用年限等的省令》附表二（e-Gov 法令检索）、固定资产评估基准附表第15（减值残存率）