为何如今"全市场型"进入选项
第01篇专栏解说的LDA，是可获得20年固定收入的稳定收益模式。但LDA有三项结构性约束。
LDA的结构性约束
·中标率20%：第2回LDA中，储能投标6,956MW、中标1,370MW（中标率20%），竞争激烈
·趋向优待长时型：自第2回LDA起分为"3〜6小时未满"与"6小时以上"两档。满3小时即可投标，但第3回以后的讨论正朝着制度性有利于长时型的方向推进
·约九成收益返还国家：市场收益的大部分作为LDA返还金被扣除，留在手中的仅约一成
·30MW以上：第2回以后的最低投标容量为3万kW（30MW）。2MW级的高压项目无法参与
·中标率20%：第2回LDA中，储能投标6,956MW、中标1,370MW（中标率20%），竞争激烈
·趋向优待长时型：自第2回LDA起分为"3〜6小时未满"与"6小时以上"两档。满3小时即可投标，但第3回以后的讨论正朝着制度性有利于长时型的方向推进
·约九成收益返还国家：市场收益的大部分作为LDA返还金被扣除，留在手中的仅约一成
·30MW以上：第2回以后的最低投标容量为3万kW（30MW）。2MW级的高压项目无法参与
出处：OCCTO 长期脱碳电源拍卖成交结果（投标年度：2024年度）/ 资源能源厅 制度研讨工作组资料
考虑到这些约束，在"未能中标LDA时""项目本就不足30MW时""希望100%市场收益归己时"，全市场型便成为唯一选项。实际上，市场中"从一开始就不瞄准LDA"的事业者正在增多。
全市场型的收益结构
全市场型的收益，由JEPX（批发电力市场）、辅助服务市场、容量市场三市场组合构成。与LDA不同，市场收益的100%归自有收益。
| 收益源 | LDA型 | 全市场型 |
|---|---|---|
| 容量收入 | LDA容量支付（20年固定） | 主拍卖（4年远期、单年成交） |
| JEPX套利 | 约九成收益作为LDA返还金扣除 | 100%归自有收益 |
| 辅助服务市场 | 同上（返还对象） | 100%归自有收益 |
| 预期IRR | 约3〜5%（稳定型） | 8〜12%以上的潜力 |
| 风险 | 低（固定收入） | 全数承受市场价格波动 |
| 项目融资 | 易于组成 | 因现金流预测不确定而难以组成 |
50MW级全市场型收支示意
50MW/200MWh 东北地区 年度收支模型（概算、以上限价15日元为基础）
【收入】
JEPX套利：8〜15亿日元（取决于JEPX价差、充放电循环次数）
辅助服务市场：3〜8亿日元（以上限价15日元/ΔkW·30分为基础。取决于一次〜三次②的成交状况）
容量市场：约7亿日元（东北地区成交价14,812日元/kW × 50MW）
收入合计：18〜30亿日元
【支出】
运维费、保险费、管理费等：▲3〜5亿日元
聚合商费用（收入的10〜15%）：▲2〜4亿日元
输电费（托送费）、可再生能源附加费等：▲2〜3亿日元
年度营业利润：9〜18亿日元
※ 辅助服务市场以2026年3月起的上限价15日元/ΔkW·30分为前提。若今后分阶段下调至10日元、7.21日元，存在跌破下限的可能。
【收入】
JEPX套利：8〜15亿日元（取决于JEPX价差、充放电循环次数）
辅助服务市场：3〜8亿日元（以上限价15日元/ΔkW·30分为基础。取决于一次〜三次②的成交状况）
容量市场：约7亿日元（东北地区成交价14,812日元/kW × 50MW）
收入合计：18〜30亿日元
【支出】
运维费、保险费、管理费等：▲3〜5亿日元
聚合商费用（收入的10〜15%）：▲2〜4亿日元
输电费（托送费）、可再生能源附加费等：▲2〜3亿日元
年度营业利润：9〜18亿日元
※ 辅助服务市场以2026年3月起的上限价15日元/ΔkW·30分为前提。若今后分阶段下调至10日元、7.21日元，存在跌破下限的可能。
全市场型的判断要点
优势
可享有市场收益的100%。不受LDA长时要求约束，3〜4小时型亦可成立事业。可参与容量市场的主拍卖（面向2028年度的拍卖中标率96.6%）。具备瞄准IRR超10%的潜力。
风险
因无20年固定收入，须全数承受市场价格波动风险。辅助服务市场的上限价处于下调方向（19.51日元→15日元，并在讨论10日元、7.21日元）。因项目融资难以组成，将以自有资金或公司融资为主。须具备高度的市场运营专业（或与聚合商签约）。
辅助服务市场上限价下调风险
辅助服务市场对储能而言是高收益来源，但上限价的分阶段下调正在推进。
·2026年3月起：19.51日元/ΔkW·30分 → 15日元（已实施）
·今后讨论：10日元，乃至7.21日元亦在研究之列
降至15日元，是在当初草案7.21日元的基础上、因业界对投资不确定性的担忧而被压缩的结果。制度每变动一档，IRR便判若两物，因此收支计划中以多情景进行敏感性分析不可或缺。
辅助服务市场对储能而言是高收益来源，但上限价的分阶段下调正在推进。
·2026年3月起：19.51日元/ΔkW·30分 → 15日元（已实施）
·今后讨论：10日元，乃至7.21日元亦在研究之列
降至15日元，是在当初草案7.21日元的基础上、因业界对投资不确定性的担忧而被压缩的结果。制度每变动一档，IRR便判若两物，因此收支计划中以多情景进行敏感性分析不可或缺。
出处：资源能源厅 第110回制度研讨工作组资料（2026年1月23日）
2MW级的全市场型
2MW/8MWh级的高压项目，因不满足LDA最低投标容量（30MW），属100%全市场型。规模虽小，但初期投资也小，且易于活用补贴（约设备费的1/3），故作为新进入者的首个项目而被选择的情形正在增多。
2MW/8MWh 年度收支模型（概算、以上限价15日元为基础）
JEPX套利：3,000〜5,000万日元
辅助服务市场：1,000〜2,000万日元（以上限价15日元为基础）
容量市场（东京地区 14,812日元/kW）：约2,960万日元
收入合计：7,000〜10,000万日元
支出合计：▲1,500〜2,500万日元
年度营业利润：4,500〜7,500万日元
JEPX套利：3,000〜5,000万日元
辅助服务市场：1,000〜2,000万日元（以上限价15日元为基础）
容量市场（东京地区 14,812日元/kW）：约2,960万日元
收入合计：7,000〜10,000万日元
支出合计：▲1,500〜2,500万日元
年度营业利润：4,500〜7,500万日元
该选哪一种
| 判断标准 | 适合LDA型 | 适合全市场型 |
|---|---|---|
| 风险承受度 | 重视低风险、稳定收益 | 能够承担市场风险 |
| 资金筹措 | 希望以项目融资筹措 | 具备自有资金、公司融资 |
| 市场运营力 | 不具备交易（trading）职能 | 可由自有或聚合商进行高度运营 |
| 项目规模 | 30MW以上（LDA最低投标容量） | 规模不限（2MW〜逾50MW） |
| 目标IRR | 3〜5%即足够 | 瞄准超8% |
重要的是，同一项目也可能同时是LDA型与全市场型的选项。对于30MW以上的项目，先投标LDA、未中标则切换为全市场型的"两段式"策略也行之有效。并网成本越低的项目，无论哪种策略都越易成立事业。