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一次离线的报价，自2026年9月1日实际供需（交割）部分起，有10.00日元/ΔkW·30分钟的上限。到这里为止是“市场的天花板”，对所有人高度相同。

在它下面，还有一层高度因事业者而异的天花板，那就是《供需调整市场指南》（2026年3月13日修订）的Ⅲ.2。本文只读条文。问题只有一个：“储能电站报价的上限，条文是怎么规定的？”代入数字的估算，另放在50-3 试算篇。

1. 公式只有一行

条文的公式就是这一行。

ΔkW价格 ≦ 该电源等的逸失利益（机会成本）＋ 一定额等
图1　报价的公式（《供需调整市场指南》p.4、p.6）

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报价的公式 ΔkW价格最好不超过以下三项之和：机会成本（在批发电力市场少赚的部分）＋一定额（收回固定成本的部分：A类0.33日元或B类的计算值）＋交易手续费0.06日元。与市场上限10日元相比，较低者才是实际的天花板。 报价（ΔkW价格）　≦　机会成本　＋　一定额　＋　交易手续费 机会成本（逸失利益） 因预留能力而在批发电力市场 少赚的部分。没有储能专用公式 ＋ 一定额 收回固定成本的部分。A类0.33日元， B类（固定成本−其他市场收入）÷投标量 ＋ 交易手续费 2026年度为（不含税） 0.06日元／ΔkW·30分钟 条文示例讲的是发电机 收回当年固定成本后降为0.33日元 公式以内的报价被视为“并非以影响市场行情为目的”，不成为业务改善命令的对象（安全港）。 与市场上限10日元相比，较低者才是实际的天花板。
“等”指交易手续费。2026年度EPRX的交易手续费为0.06日元/ΔkW·30分钟（不含税）。与市场上限10日元相比，较低者才是实际的天花板。

条文写道：满足这个公式的报价“被视为并非以影响市场行情为目的”，只要遵守，就不会成为业务改善命令的对象（p.4）。开头的Ⅰ把这称为“安全港”（Safe Harbor）（p.1）。

公式针对谁，也写明了。对被认为很可能拥有较大市场力量的事业者，以这个价格登记是“理想的”；对其他事业者也是“理想的”（p.4〜5）。2025年3月版对前者的措辞是“要求”，所以说法稍微变弱了。

不过，同一次修订补写了“成为问题的行为”。Ⅳ.1把“通过不合理地设定调整力ΔkW市场中的投标价格或投标量……而不正当获取收益的行为”，列为可能成为业务改善命令或劝告对象的行为（p.9）。这里没有按市场力量的大小来划分。公式不是义务，但偏离公式的报价，如果说明不了偏离的理由，就有风险。把它读成在实务上起着天花板的作用，最为直接。

2. 机会成本 ── 没有储能专用的公式

公式第1项“逸失利益（机会成本）”，是指为辅助服务市场预留能力，因而在别处少赚的部分。条文将其定义为“伴随向辅助服务市场投标而产生者”（p.5），并列举了两种类型。一种是追加启动本来不运转的发电机时的启动费等；另一种是降低原本要投入批发电力市场的出力时，批发电力市场价格与燃料费等之间的差额。

批发电力市场价格是“日内市场价格的预计价格”，并规定“以现货市场价格为基础计算”（p.6）。储能相当于燃料费的部分（边际成本）是充电所花的电费，用不平衡补给充入的电不能使用（p.3）。

这两种类型讲的都是发电机。储能减少放电、预留能力时的机会成本该怎么算，没有任何公式写明。未确定确认对象是电力·燃气交易监视等委员会事务局网络事业监视课。本公司认为，在47-4 地板价篇中算过的“储能在JEPX能赚到的金额”最接近这一项，但这不是条文的说法。

3. 一定额 ── A类0.33日元与B类

“一定额”为0.33日元/ΔkW·30分钟（A类电源），或依据“为回收固定成本的合理金额”的思路计算出的金额（B类电源）；“等”指交易手续费。《供需调整市场指南》2026年3月13日修订 p.6

A类是谁都能用的0.33日元。B类是只有在固定成本尚未收回期间才能使用的“计算出的金额”。紧接着下面有一句：“当年度固定成本回收后的一定额，按A类电源处理。”当年的固定成本一旦收回，从那一刻起就降为0.33日元。

B类的金额由三句话确定（p.6）。条文没有写成数学式，而是用文字来定义。

把它们合成一个式子“（当年度固定成本－从其他市场得到的收益）÷预计投标量”的写法，见第21次制度设计·监视专门会合（2026年6月19日）资料6 p.4的注释。本系列中说“一定额的公式”时，指的就是这三句话。

图2　算出B类一定额的4个步骤（《供需调整市场指南》p.6〜7）

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算出B类一定额的4个步骤 ①1年的固定成本（人工成本、折旧费、维修费、委托费、发电侧收费的按kW部分；不计入法人税与容量缴纳金）。②减去其他市场的收入（容量市场即使未参加也要扣除）。③除以可以投标的量（考虑检修停机和充放电制约）。④一定额。再加上机会成本和0.06日元就是天花板；固定成本收回后降为0.33日元。 ① 加总1年的固定成本 • 计入（示例）：人工成本、折旧费、维修费、委托费、发电侧收费按kW部分 • 附条件：聚合商费用须“在特定固定成本的基础上”，系统改造费须附回收计划 • 不计入：法人税、容量缴纳金（事业报酬、支付利息也未获认可） ② 减去其他市场的收入 • 容量市场收入、批发电力市场收入、双边合同收入等 • 容量市场即使未参加，也要扣除“参加了本可得到的金额”（分区价格×期待容量） • 可不扣除的只有2种：刚投运来不及投标的年份／投了标但未中标 ③ 除以可以投标的量 • 不是“成交的量”，而是“可以投标的量”。只扣除检修停机期间和充放电制约 • 储能在1天48个时段的大部分都能投标＝除数大＝一定额算得小 • 把成交量估低以做大一定额的路，已被2026年修订堵上 ④ 确定一定额 • 报价的天花板＝机会成本＋一定额＋手续费0.06日元。与市场上限10日元相比取较低者 • 收回当年固定成本后，从那一刻起降为0.33日元（A类） • 计算额为负数或低于0.33日元时，按0.33日元理解（本公司的解读）
①〜③按条文顺序。④中“为负数或低于0.33日元时取0.33日元”，条文没有明文规定，是本公司的解读。

4. 固定成本里计入什么、不计入什么

条文写道“例如，包括以下项目”，列举了人工成本、折旧费、维修费、委托费、发电侧收费的按kW收费部分（p.7）。因为有“例如”二字，这只是示例。明确写明排除的只有法人税和容量缴纳金两项。

计入（示例）
固定成本的内容
  • 人工成本
  • 折旧费
  • 维修费
  • 委托费
  • 发电侧收费的按kW收费部分
  • 储能损耗部分的托送基本费（意见征集答复为“可以计入”）
附条件计入
需要特定或计划的项目
  • 聚合商费用（人工成本、系统费用等）须“在特定固定成本的基础上”
  • 为参与市场而进行的系统改造费，须“在制定按年度的回收计划的基础上”
  • 与FIP电源并设的储能，只计储能部分的固定成本
不计入
被条文和协议排除的项目
  • 法人税、容量缴纳金（条文）
  • 事业报酬（意见征集答复）
  • 支付利息、公司债利息（协议中要求剔除的案例）
  • 固定资产税、保险费、土地租金，条文无记载（未确定）

聚合商费用的写法有其来龙去脉。据资料记载，协议中曾有把聚合商的成功报酬（收益分成）直接加进固定成本的案例，事务局核对明细后，只计入了人工成本和系统费用（第15次制度设计·监视专门会合 资料7）。条文并没有写不能计入成功报酬。读成分成中能够特定为固定成本的部分可以计入，最为直接。手续费的机制见COLUMN 17。

5. 减去其他市场的收入 ── 没参加也要扣

其他市场收益“例如，包括容量市场收入、批发电力市场收益及双边交易收益等”（p.7）。对储能影响大的，是容量市场的处理方式。

没有容量市场收入时，以能够获得容量市场收入为前提，作为其他市场收益予以扣除。《供需调整市场指南》2026年3月13日修订 p.7

扣除额为“成交价格（电力广域运营推进机构公布的分区价格）×容量市场中的期待容量”。即使没有参加容量市场的储能电站，也要扣除参加了本可得到的金额。可以不扣除的只有两种：“因新投运，在时间上来不及参加容量市场投标的电源等”，以及“参加了容量市场投标但未成交的电源等”。

图3　没参加容量市场也要扣除（《供需调整市场指南》p.7）

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没参加容量市场也要扣除 计算一定额时，即使没有容量市场收入，也视为已得到“分区价格×期待容量”而扣除。例外有两种：刚投运、时间上来不及投标的年份，以及投了标但未成交的情形。 参加容量市场并成交 有实际收入 （2029年度 东京15,111日元/kW） 计算一定额时 扣除实际收入 未参加容量市场 收入为零 计算一定额时 按参加的前提扣除 参加但未中标／刚投运 投了标但未成交 或时间上来不及投标 计算一定额时 可不扣除 “事业者自行决定不参加”不属于例外（对修订案提出的此项意见未被采纳）。 在2MW/8MWh·东京的估算中，这笔2,138万日元的视同收入使第2年的一定额下降0.45日元。
期待容量是设备出力乘以广域机构公布的调整系数所得的值（50-3 试算篇）。

据资料记载，能在短期内投运的储能，大半属于前一种情形（第15次 资料7）。开始扣除的那一年，一定额会大幅下降，在本公司的估算中，这是20年里最大的台阶（50-3 试算篇）。投运后第几年为止可以算作“时间上来不及投标”，条文中没有规定。未确定

6. 除以可以投标的量

除数是“投标事业者考虑定期检修、燃料制约等导致的停机期间以及储能的充放电制约等，以当年度可投标的ΔkW为基础……计算”（p.7）。不是预计能中标的量，而是可以投标的量。这个分母在第15次制度设计·监视专门会合（2025年11月21日）上，由“预计成交量”改为“预计投标量”。把中标量估低、把一定额做大的路，在这里被堵上了。

储能在1天48个时段的大部分都能投标。分母大，一定额就小。这一点与要从分母中扣除定期检修等停机期间的电源不同。

7. 新在哪里

图4　指南的沿革（2021年3月30日制定〜2026年3月13日修订）

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指南的沿革 2021年3月30日制定，2023年3月10日、2024年3月25日、2025年3月24日、2026年3月13日修订。2024、2025年度通过B类电源协议确定金额，2026年度起由事业者自己计算，委员会事后核查。 2021年3月 公式从这时就有 2023年3月 整理机会成本 2024年3月 A类0.33日元与B类协议 2025年3月 固定成本−其他市场收入 2026年3月 ÷投标量、费目示例 2024、25年度：协议确定金额 2026年度起：自己计算
每次修订之前都有委员会的建议（2022年12月13日、2023年11月21日、2024年12月2日、2025年12月10日）。2026年3月13日的修订自3月14日交割部分起适用。

“从固定成本中减去其他市场收入再相除”的公式本身并不新。2021年1月29日公正交易委员会与经济产业省共同征集意见的制定草案（经济产业省编写）中就已经有了。2025年3月版的条文只写到分子，B类的金额是“经与电力·燃气交易监视等委员会事务局协议后确定的金额”。新的有三点：除数变成了“可以投标的量”；固定成本计入、不计入费目的示例写进了条文；与事务局的协议（B类电源协议）取消，改为自己计算并保留依据。修订后的条文自2026年3月14日交割部分起适用（p.9）。

8. 在条文之外已确定的事项

条文的空白，有一部分由专门会合的整理，以及对修订草案的意见征集答复（2026年3月13日公布，以公正交易委员会、资源能源厅联名刊登于e-Gov）填补。下面挑出对储能有影响的几条。

9. 套用到2MW/8MWh、一次离线

一次离线不是独立的产品，而是一次调整力中按“监视方式”划分的类别。高压1MW以上、不足10MW的储能，不铺设专用线路也能以离线方式参与（EPRX《使用抽水蓄能发电设备或储能设备参与供需调整市场时的处理指南》第3版 p.24）。离线监视的要求是：响应时间30秒以内，持续时间“未设定”，最低投标量1MW（EPRX《供需调整市场的产品要求与交易日程》第6版 p.2）。产品的全貌见COLUMN 15。

高压2MW多数经由聚合商投标，这里条文的措辞就不够用了。公式按“该电源等”分别计算，但“电源等”指聚合商的投标单位（清单、模式），还是指一个个储能电站，并无定义。未确定打包后固定成本与投标量如何分配，同样没有规定。

接受事前确认和季度报告的，是被认为很可能拥有较大市场力量的事业者（p.4〜5）。2MW的持有者本人很难被列入，但如果受托的聚合商被列入，报价就会在那个框架内提交。对象事业者在监视等委员会制度设计·监视专门会合的资料中列明。

10. 条文中没有的事项

把读完条文仍无法确定的事项，与确认对象一并列出。正文中的“未确定”都对应这里。

委员会或广域机构的资料公布了答案的事项，我们会逐一更新本文。

出处

本文监修
中岛晋也（Science X Inc. 代表董事、工学博士）

从事日本电网侧储能电站的开发、买卖与技术尽职调查。本文基于实际项目的组建与评估经验撰写并监修。