日本的储能电站没有"PPA" —
用哪种合约、锁定几年、能锁定多少钱

与日本国内外投资者开会时，几乎必定会出现的一个词是"long-term PPA"。想以长期固定收入持有储能电站，这个意图本身没有错。只是其中一个词用偏了：储能电池净值上并不发电，因此像光伏、风电那样按电力量(kWh)固定价格卖断的PPA，并不能直接套用到储能电站上。

而不锁定时的回报，官方测算已经给出了答案。三菱综合研究所(MRI，日本大型综合智库)向经济产业省的研讨会提交的敏感性分析显示，即便加上容量市场收入，在CAPEX 6万日元/kWh的基准情形下，IRR为−1.5%。单靠市场化运营(merchant)，在官方前提下也无法盈利。正因如此，"用哪种合约锁定收益"成了事业成败的分水岭。

01 — "PPA"与储能电站的合约，是两回事

先把词对齐。电源的PPA，是把电力量(kWh)按固定价格买卖的合约。至于虚拟PPA，电力本身根本不流动，只交易环境价值(非化石证书)。2026年6月ENEOS Renewable Energy(ENEOS可再生能源)与NSK(日本精工)在九州签的虚拟PPA就是典型：从一座约54MW光伏配套约130MWh储能的电站，仅供应环境价值、期限约15年。这里的储能扮演的是抬升光伏出力的角色，并不是为储能电站本身锁定收益的合约。

储能电站的长期合约，锁定的不是电力量，而是容量与运营权。由谁承担市场价格风险——这是看懂一份合约真身的唯一坐标。

在日本，"包销合约"(offtake)与"容量租赁合约"(tolling)在实务中几乎当作同义使用(并非监管定义上的完全等同)。东京燃气(Tokyo Gas，日本最大城市燃气企业，目前是日本储能包销市场的绝对主导者)所称的"包销合约"，与火电的tolling同型(持有储能的SPC让渡运营权、收取固定费用，市场价格风险由对方承接)。本文中两者按同义处理。

02 — 把5个选项，放进一张图

把词对齐之后，再把这些选项放到"收益稳定度(可预见性)"与"股权上行空间"两个坐标上，性格的差异就显现出来了。电源的词汇"PPA"，在这里无处安放。

这张图表明：可预见性与上行空间未必负相关。容量租赁因为收益确定、能厚厚地加杠杆，即便项目IRR只有6%出头，股权IRR也能达到18%上下(右上)。而LDA可预见性最强，却在制度设计上交出了上行空间(右下，后述)。市场化运营上行余地最大，代价是波动到按官方测算都可能亏损(左上)。

把同样这些选项，按合约·年限·价格·回报·日本实绩五点并列，结果如下。

日元换算以1英镑≈200日元、1美元≈155日元为前提的示例，非真实合约值。日本国内租赁／包销／保底的单价在当事方之间未披露。47MW的股权IRR为明示前提的示例测算。

03 — 是什么样的合约：4种类型，与要谈定的条款

储能电站的长期合约，可按"谁承担市场价格风险"归为四类。设备原则上由持有方(SPC)持有、运营权移交给包销方，这一点是共通的。

合约要谈定的，是可用率保证(未达则扣减费用)、容量保证(含老化衰减)、费用是否与CPI挂钩、充电电源的供给责任、调度权与循环上限，以及信用增级(母公司担保、L/C、评级触发条款)。由于标准合约不公开，具体水平只能从披露更充分的海外去推断。德国的tolling合约大致为每年11万〜15万欧元/MW、期限5〜7年(最长10年)，已有Stendal(104.5MW·7年·合约额8,500万〜9,500万欧元)、Vattenfall、RWE(50MW·5年)等签约案例。

04 — 锁定几年：日本国内包销以20年为标准

关于年限，已确认的日本国内包销全部是20年。广原、石狩、芦屋，以及2026年4月新加入的HDRE(泓德能源)案例，都是约20年，与容量市场和LDA的20年相齐。10〜15年这类较短的日本国内包销，目前尚未见公开案例。唯有保底合约较短，为10年，但这是与包销不同的形态。海外的tolling在5〜15年之间不等，能获得融资的门槛大致是10年以上且包销方为投资级。由于年限规定了融资期限(tenor)，保底的10年会成为项目融资设计上的约束。

05 — 能赚多少：不锁定的下限、海外的水平、LDA的天花板

这里是核心。依次摆出：不锁定时、海外的固定水平、LDA的实质回报，以及同一个47MW的测算。

不锁定的下限。官方测算的基准IRR为 −1.5%。要转为盈利，须把CAPEX降到5万日元/kWh以下，或批发价差向上行波动(上行前提下CAPEX 3万日元/kWh时IRR约14%)。市场化运营有上行的梦想，但在官方前提下下限是亏损的。

固定的水平，在日本国内未披露。东京燃气也好、PowerX也好、Bison／MIRARTH也好，都只记"20年(或10年)·固定金额"，没有一件可正规化到¥/kW的公开值。这不是资料缺失，而是市场现状本身的一项所见。基准只能拿披露更充分的海外来建立。英国的2年tolling大致为£57k/MW年(约11,400日元/kW年)，10年级的保底为£44〜52k/MW年(约8,800〜10,400日元/kW年)。

LDA是唯一卖价能在官方层面确定的合约。加权平均中标价从第1轮5.8、第2轮6.8升到第3轮11.1万日元/kW年(为脱碳电源整体值，储能个别中标值永久不公开)。但LDA把可计入投标价的项目报酬率限制在税前WACC 5%(±1%)，还会把在其他市场获得的收益约9成事后返还。这两重约束，使中标者的实质回报在制度上几乎锚定在5%附近。可预见性最强，上行空间却在设计上从一开始就被封死。自第3轮起，连续运行6小时以上被列为要件，锂离子储能的招募额度从1GW收紧至0.4GW。

日本国内租赁费的实额在当事方之间未披露。47MW的股权IRR为明示前提的示例测算，并非真实项目的确定值。这18.6%是在容量市场收入(约占收益4成)由持有者保留的混合前提下得出的；若把容量市场也一并交给包销方、做成纯租赁，相同租赁费下股权IRR会跌到个位数。要让纯租赁单独冲到18%，需把租赁费提到海外基准(£57k/MW年≈每月950日元/kW)的约2.6倍，或把CAPEX降到约一半(中国系电芯水平)。(详见§06〜07)

06 — 同一个47MW，用4种合约运营

下面是包含那18.6%在内的数字内核。把特别高压47MW／188MWh(4小时)作为一个示例，对同一套设备分别用四种合约——①以供需调整为主、②容量＋现货、③LDA(6小时)、④容量租赁＋容量市场——运营时的项目IRR、股权IRR、DSCR、回收年限，逐一在明示前提下并列。

其余前提如下。实际税率约31.5%(含外形标准课税、防卫特别法人税)，折旧年限17年，年衰减约1%(允许从运营初期的4小时降到合约末期的约3小时)，往返效率85%·DoD 90%。融资方面，确定性高、适合长期贷款的④容量租赁与③LDA为贷款约75%·利率3.0%·还款18年，收益波动、贷款难以拉高的①②市场化为贷款约40%·利率3.5%·还款10年。市场前提(基准)为：调节力 ΔkW 4日元/ΔkW·30分(成交率50%)、容量市场 约1.1万日元/kW年、JEPX日内价差 20日元/kWh、每日1次循环、LDA固定 3万日元/kW年(其他市场收益约9成返还)。其中③LDA按6小时·282MWh·CAPEX约150亿日元计算。另外④容量租赁为在固定对价(租赁费)之上、由持有者保留容量市场收入的"租赁＋容量市场"混合前提，容量市场收入约占④总收益的4成。把容量市场也一并交给包销方的纯租赁回报，将在后文(§07)给出。

下表是核心结果。对同一套47MW设备、用四种合约运营时的投资指标并列如下。

④容量租赁为"租赁费＋容量市场收入(持有者保留)"的混合前提。若把容量市场收入也一并交给包销方、做成纯租赁，相同租赁费下股权IRR会跌到个位数(参见§07)。

单看股权IRR，④容量租赁(18.6%)与①供需调整(17.6%)旗鼓相当。但内核正相反。下图把各合约的项目IRR(事业的赚钱能力)与股权IRR(股东回报)并列。

项目IRR最低的合约，股权IRR反而最高

反过来说，这种反转并非无条件成立。一旦确定性瓦解，高贷款就拉不上去，股权IRR随之沉没。成立的条件有三个。

4种合约的解读

④容量租赁(租赁＋容量市场)是首选。在每月1,500日元/kW(年1.8万日元/kW)的租赁费之上，再加容量市场收入(持有者保留)的混合，股权IRR 18.6%、最小DSCR 1.31x。无需市场运营，且价格波动风险由包销方承担，最为稳定。前提是包销方的信用。但若把容量市场收入也交给包销方、做成纯租赁，相同的每月1,500日元/kW只能拉到四成出头的贷款，股权IRR会跌到个位数(参见§07)。

②容量＋现货是上行选项。可借现货套利与容量市场博取上行。在JEPX价差或容量市场单价较高的区域更有优势，但因收益波动、贷款只能到约40%。

①以供需调整为主，高回报·高波动。项目IRR 13.3%最高、回收也快至7年，但2026年3月施行的供需调整市场修订(上限15日元·招募量1σ)使前提易于崩塌。账面IRR与可复现性是两回事。

③LDA最弱、条件依赖。必须6小时·282MWh，CAPEX约为1.5倍(150亿日元)。把固定收入放到3万日元/kW年则可成立，但在实际中标水平(2万日元中段一带的看法)下DSCR会跌破1、无法组建。事业性押注在中标单价上：只有在设备费能腰斩、或能以高价中标时才成立。

07 — 容量租赁费，决定股权回报的大半(纯租赁仅个位数)

④容量租赁的回报，几乎与租赁费水平成正比变动。每月几百日元之差，就能把股权IRR大幅拉动。先看容量市场收入由持有者保留的混合情形。

上表为容量市场收入由持有者保留的混合前提，容量市场收入约占总收益4成。对价的kW单价在当事方之间未披露。

那么，把容量市场收入也交给包销方的"纯租赁"会是多少？由于收益只剩租赁费，相同的每月1,500日元/kW只能拉到四成出头的贷款(DSCR约束使其无法伸到75%)，股权IRR几乎沉到0%。在海外纯租赁基准(£57k/MW年≈每月950日元/kW)水平下则为负。

纯租赁(无容量市场)要把股权IRR冲到18.6%，需把租赁费提到约每月2,500日元/kW(年约3万日元/kW＝海外基准的约2.6倍)，或在租赁费维持1,500日元/kW的前提下、把CAPEX降到约52亿日元(≈2.8万日元/kWh＝中国系电芯水平·约为现状的一半)。在日本的CAPEX(100亿日元·约5.3万日元/kWh)下，以现实的纯租赁费做不出两位数IRR。海外资本能在日本博取高股东回报，前提是能在采购端把CAPEX压下来。纯租赁的公开基准大致为年1.0〜1.5万日元/kW(海外)，对价的kW单价在当事方之间未披露。

08 — 谁，以几年期，在做这件事

要锁定，就得有能锁定的对手方。在系统级储能电站领域，以包销方(取得运营权一侧)身份、就20年·运营权移交·固定对价型的包销、跨多个案例并以大规模公开的，目前以东京燃气一家突出。广原30MW、石狩30MW、芦屋50MW三件之外，2026年4月又加上了与HDRE(泓德能源)的约190MW。

出处：东京燃气(2024-04-24·2025-06-30)、HDRE(2026-04-16)、MIRARTH(2025-09-08)、共同社PR Wire(Bison·2025-07-07)。未披露者标注为"未披露"。

把目光转向其他形态，垄断已开始松动。MIRARTH与PowerX是容量租赁，Bison与Engelhart CTP是日本首例的10年保底。"锁定收益的发包方＝只有东京燃气"这一格局，已经不再准确。发包方的层面，也正以出资、运营的形式日渐变厚。

出处：各公司适时披露·IR、报道(2024〜2026年)。西部燃气×福冈银行处于框架协议阶段，SPC设立·合约尚未公开。

融资的先例也已齐备。皆由三菱UFJ银行组建：(1)广原以包销作为授信基础的收益固定型(日本储能电站项目融资第1号)；(2)石狩为包销型(约50亿日元)；(3)多奈川为仅以市场收益作为还款来源的全市场化·无追索(日本首例)。以固定收入做信用增级是惯用打法，全市场化则以关西电力级的运营经验为前提。

09 — CAPEX，与为固定合约助力的制度

对回报压制最重的是CAPEX。日本国内的系统级总包推算约6.8万日元/kWh(约$440)。BloombergNEF的总包全球均值(含系统安装)为$117/kWh，中国制为$73/kWh(约1.1万日元/kWh)，内外相差3倍以上。LDA第3轮把连续运行6小时以上列为要件，把锂离子储能的招募额度从1GW收紧至0.4GW，并加上"单一国家电芯制造30%上限"。这等于由制度把"对廉价中国制的依赖"与"安全保障"作为一组权衡带了进来。

制度还在另一处为固定合约助力。供需调整市场的上限价格已从19.51日元下调至15日元/ΔkW·30分(已施行)，若竞争未改善，将分阶段下调至10日元、7.21日元的讨论仍在继续。招募量也被收紧。市场化运营的上行空间被削得越多，固定收入(容量租赁·保底·LDA)的相对价值就越高。

10 — 外国投资者特有的三道关卡

只对海外资本竖起的关卡，仅列要点。三者都属于事前掌握后即可纳入计划的项目。需要补充的是，下列三道是日本一侧的关卡；中国投资者还须在母国一侧另行完成对外投资(ODI)的相应手续，宜在时间表上一并预留。

JC-STAR(安全认证)——电池本体不在对象之列。认证对象是通信·控制层(PCS·EMS·网关等IP通信设备)，储能的电芯·电池包本体不在对象之内。采用海外制电芯本身并不因此受限。特高·高压定于2027年4月，起点拟以"接续合约的申请"为准、研讨会已审议通过，但系统并网规程等条文尚未公布。要件化的起点不是"并网日"而是"申请日"，这一点会把采购·EPC工序提前锁住，因此越是想在年内并网的案例，越需要尽早确认。

11 — 用数字管理风险

结语 — 不看合约的名字，用数字来选

投资者在日本最先该提的问题，不是"能不能组long-term PPA"。储能电站没有PPA。该问的是：用市场化、容量租赁、保底、LDA中的哪一种，锁定几年、锁定多少钱，以及对手方是谁。不锁定，按官方测算也会亏损；锁定，则靠杠杆把股权撑起来。把这套结构——不看合约的名字、而用数字去核实——投资判断便由此开始。