COLUMN 07 — 收益与投资判断
储能事业的20年现金流结构
— IRR、DSCR的思路
储能事业的投资判断，离不开对20年现金流结构的理解。LDA型与全市场型的IRR（内部收益率）与DSCR（还本付息覆盖率）根本不同。本文不讲特定项目的数字，而解说投资判断的框架。
两种商业模式，两种现金流结构
电网级储能事业的现金流（CF），其性质会因所选商业模式而根本不同。作为投资判断的出发点，首先须正确理解这两种模式的现金流特性。
| 项目 | LDA型（固定收入型） | 全市场型（市场交易型） |
|---|
| 收入性质 | 20年固定（容量支付） | 联动市场价格（波动） |
| 现金流预测精度 | 高（成交额已确定） | 低（依赖市场波动） |
| IRR参考 | 2〜4%（债券型回报） | 8〜15%（波动幅大） |
| DSCR组成 | 容易（固定现金流） | 困难（现金流不确定） |
| 适合的融资 | 项目融资（PF） | 公司融资（CF） |
| 风险特征 | 低风险、中回报 | 高风险、高回报 |
LDA型的20年现金流结构
在LDA（长期脱碳电源拍卖）中标后，可在20年间领取固定的容量支付。此外，市场收益的一部分（约一成）作为追加收入留在手中。
LDA型的现金流结构（概念模型）：
【收入侧】
·LDA容量支付（20年固定）：成交单价 × 容量（kW）
·市场收益的实得部分：全部市场收益中约5〜15%
【支出侧】
·还本付息（PF的情形）
·运维费：以CAPEX的1〜2%/年为参考
·保险费
·聚合商费用
·输电费、可再生能源附加费等
·因储能衰减的更换费用（第10〜15年）
返还率的三阶段结构
LDA中标事业者，有义务返还在市场所得收益的一定比例。这一返还率分三阶段变化。
第1阶段（返还率95%）：至投标价中所计入的事业报酬额为止。事业者实得5%。
第2阶段（返还率90%）：超过事业报酬额、至LDA成交单价与主拍卖成交价之差额为止。事业者实得10%。
第3阶段（返还率85%）：超出上述的超额利润部分。事业者实得15%。
出处：TMI综合法律事务所解说 / OCCTO制度详细说明资料（2024年9月）
重要的是，返还的对象仅为市场售电收益，LDA容量支付本身100%留在事业者手中。KPMG的分析认为，LDA型的IRR仅凭容量支付收敛于约3.2%的"债券型回报"。
全市场型的20年现金流结构
不投标LDA时，便是全额享有JEPX、辅助服务市场、容量市场三个市场收益的全市场型。因无返还义务，若市场行情向好，可期待远超LDA型的回报。
全市场型的现金流结构（概念模型）：
【收入侧 — 三市场堆叠】
·JEPX套利：低价时段充电、高价时段放电
·辅助服务市场：ΔkW、kWh两者的报酬
·容量市场（主拍卖）：年度固定收入（中标率超96%）
【支出侧】
·还本付息（资产负债表融资的情形）
·运维费：CAPEX的1〜2%/年
·聚合商费用：市场收入的10〜15%
·输电费、可再生能源附加费等
·因储能衰减的更换费用
⚠ 全市场型现金流预测的不确定性
预测全市场型的20年现金流时，须计入以下波动要因：
·
JEPX价差：储能大量导入致价差收窄的风险
·
辅助服务市场：上限价自2026年3月由19.51日元降至15日元。今后或进一步下调
·
容量市场：分区差距趋于扩大。北海道、东北、东京高，关西、中国、四国低
·
储能成本：电芯价格处下降趋势，但更换时点的成本假设对收益影响巨大
日本经产省MRI警示"收益展望的不确定性高"。
出处：经产省MRI 2024年8月29日资料 / 资源能源厅 上限价下调决定（2026年1月23日）
IRR — 内部收益率的思路
IRR（Internal Rate of Return）是衡量投资收益性最常用的指标。使20年现金流的现值等于投资额的折现率，即为IRR。
| 模型 | IRR参考 | 性质 | 对标对象 |
|---|
| LDA型 | 2〜4% | 债券型回报 | 与国债、基础设施债竞争 |
| 全市场型（保守） | 8〜10% | 股票型回报 | 与房地产、PE投资竞争 |
| 全市场型（乐观） | 12〜15%+ | 创投型回报 | 高风险投资类别 |
对IRR影响最大的变量是"并网工程费"
同为50MW的项目，并网工程费2亿日元与20亿日元的项目，总投资额相差18亿日元。这一差额直接反映在分母上，对IRR的影响极大。
例如，年度现金流相同时：
·总投资额 100亿日元 → IRR 10%
·总投资额 118亿日元 → IRR 7.8%
"工程费越低、IRR越高"这一简单的算术，决定着储能事业的成败。
DSCR — 还本付息覆盖率的思路
DSCR（Debt Service Coverage Ratio）是项目融资中金融机构最重视的指标。计算式为"年度净现金流÷年度还本付息额"。DSCR低于1.0，意味着当年无法还本付息。
金融机构一般要求的DSCR水平：
·最低DSCR：1.1〜1.2（全期间不得低于此）
·平均DSCR：1.3〜1.5
·光伏PF的实绩：FIT项目中平均DSCR 1.3〜1.4为标准
LDA型储能因有20年固定容量支付，可作与光伏FIT类似的DSCR设计。另一方面，全市场型因市场波动，存在DSCR低于1.0的年份风险，PF组成困难。
LDA型适合PF的原因
LDA型储能的现金流结构，与光伏发电的FIT项目在结构上类似。
| 比较项目 | 光伏FIT | 储能LDA |
|---|
| 固定收入的依据 | FIT收购价（20年固定） | LDA成交单价（20年固定） |
| 波动要因 | 日照量（年度波动±5〜10%） | 容量支付固定。市场收益波动但实得约一成 |
| SPC组成 | 合同公司＋匿名组合（TK-GK）为标准 | 可沿用同一架构 |
| 贷款人的理解 | 已确立（数千件实绩） | 发展中（实绩少，但结构性理解在推进） |
敏感性分析的思路
构建20年现金流模型时，对主要变量的敏感性分析不可或缺。建议就以下变量，检验基准情景、乐观情景、保守情景三套。
敏感性分析应检验的主要变量：
① 并网工程费（直接关系CAPEX）
接续研讨回复的确定额为基准情景。以±10〜20%计入现场调查后的变动风险。
② 储能电芯价格的下降率（影响更换费用）
BloombergNEF预测2030年为$69/kWh。第10〜15年更换时或进一步下降。
③ JEPX价差（全市场型的主要收入）
储能大量导入致价差收窄的风险。保守情景下设为较现状▲30〜50%。
④ 辅助服务市场的成交率、单价
计入上限价的分阶段下调、募集量的削减（3σ→1σ）。
⑤ 容量市场的成交价
分区差距的扩大趋势。参照设置地区的实绩变迁。
⑥ 利率
PF的情形，考虑基准利率（TIBOR等）＋利差的变动。
投资判断的框架
Q1：是否需要组成项目融资？
→ YES → 优先LDA型。20年固定现金流便于DSCR设计。
→ NO（自有资金、利用资产负债表）→ 转Q2
Q2：是否具备市场运营专业（或聚合商）？
→ YES → 全市场型可进入选项。可瞄准高IRR。
→ NO → LDA型更安全。规避运营风险、确保固定收入。
Q3：IRR目标是？
→ 3〜4%即足够（重视稳定）→ LDA型
→ 希望8%以上（重视增长）→ 全市场型
共同前提：无论哪种模型，并网工程费越低的项目，IRR越高、DSCR越有余地。选址是投资判断的最大杠杆。
结语
储能事业的20年现金流，在LDA型与全市场型之间具有根本不同的性质。LDA型是"可预测的稳定现金流"，全市场型是"高回报但波动大的现金流"。
要提升投资判断的精度，需要以项目专属的并网工程费、电网条件为输入的个别现金流模型。请将本文解说的框架，作为具体投资判断的出发点加以运用。
出处、参考资料：
·KPMG"脱碳电源拍卖分析" https://kpmg.com/jp/ja/home/insights/2024/10/decarbonized-power-auction.html
·TMI综合法律事务所"LDA解说" https://www.tmi.gr.jp/eyes/blog/2023/15106.html
·OCCTO 制度详细说明资料（2024年9月）
·经产省MRI 2024年8月29日资料
·资源能源厅 上限价下调决定（2026年1月23日）
·BloombergNEF 电池组价格调查（2024年）
·经产省 定置式储能系统普及扩大研讨会 第5回资料（2025年1月30日）