天花板，下调5日元

在上一篇（COLUMN 35）中我们写道──最能赚钱的收入来源，也最容易被蚕食。如今，这场削减有了明确的日期和金额。自2026年9月1日实际供需（交割）部分起，供需调整市场中一次调整力（含离线额度）、二次调整力①、复合产品的ΔkW价格上限，将从15日元降至10.00日元/ΔkW·30分钟（EPRX已于7月30日正式更新价格上限表✅）。这不是"草案"。由于实行日前交易，首次成交处理在8月31日──只剩两周。

听到"降幅达33%"，很容易以为储能电池的收入会消失三分之一。实测数据说的却是另一回事。我们对EPRX每日公布的成交结果CSV在新制度期158天（交割2026/3/14～8/18）的数据进行全量汇总后发现，市场整体的加权平均价为复合2.92日元、一次4.35日元──平均价早就在10日元以下。消失的只是分布的右端。但这个右端并非均匀散布。用审议会公布的实测分布进行校准后计算，在4个受限产品每年约3,560亿日元规模的ΔkW费用中，中位估算为−8.6%、每年约300亿日元。按产品看，降幅最大的是储能电池份额99%的一次离线，达−22%；按区域×产品看，最大的单元格是东北×一次离线的−32%。

而且，市场并没有等到9月1日。在上限仍为15日元的7～8月，一次离线的15日元顶格（贴着上限）成交占比从83%崩落至10%，中部、关西、中国（指日本中国地区，下同）、九州的价格已率先沉入10日元以下，8月全国平均中标单价为9.80日元，提前钻到了下个月的天花板之下。目前仍站在14日元区间的只有东北──9月1日会"缩水"的，并不是整个日本，而几乎只有两个区域：东北和东京。本文将按以下顺序逐一计算：决定的内容（01）、制度方的逻辑（02）、市场整体的实测（03）、对储能电池的影响方式（04）、提前行动的市场（05）、换算到2MW/8MWh（06）、下一档7.21日元（07）、海外的先例（08）、9月1日前要做的事（09）。

本文范围

01决定了什么 ── 10.00日元的内容

首先，把决定的轮廓固定下来。EPRX公布的价格上限沿革，用下面3行即可说完。

需要把握的要点有五个。第一，对象仅为一次调整力、二次调整力①、复合产品这3个产品。二次②、三次①维持7.21日元不变，三次②本来就没有上限。第二，请注意单位。不是日元/kWh，而是日元/ΔkW·30分钟──这不是对充放电电量的报酬，而是对保持可响应指令的能力（ΔkW）所付报酬的天花板。此次下调的只是储能电站收入中这部分容量报酬，调用时的kWh结算、JEPX套利收入、容量市场均不在此列。第三，一次离线额度适用一次调整力的上限；即便投标复合产品而单独成交，也适用复合产品的上限──没有退路。第四，适用以实际供需日为基准──适用起止日指实际供需日，而非进行投标或成交处理的日期。由于实行日前交易，实务上新上限从8月31日、即9月1日实际供需部分进行成交处理之日起生效。至8月31日实际供需部分的既有成交仍按15日元上限结算，不追溯。第五，供需调整市场系统不会判定投标价格是否超过上限。超过上限的报单即便成交，也会在结算环节被削减至10日元。9月1日之后继续报15日元在制度上是可能的，但能拿到的只有10日元──上限实际上就是限价。

沿革的含义也值得一读。引入时的19.51日元和7.21日元是由计算公式得出的数字──在三次调整力②成交实绩的加权平均单价1.06日元上，加3倍标准差（18.45日元）得19.51日元，加1倍（6.15日元）得7.21日元。然而在投标持续不足的高速产品中，贴近上限的成交成为常态，于是2026年3月14日，与日前交易化同步，上限降至15日元。而不到半年后的9月1日又将降至10日元。15日元和10日元并非由公式机械得出，而是为纠正"顶格成交"，在19.51日元与7.21日元之间酌情切分出的中间水平。这一认识对制定收益测算非常重要──下一步同样不是来自公式，而是来自当局的判断。分阶段下调的方针本身已在第110次制度研讨工作组会议（2026/1/23）上确定，其中还写明了下一档──若市场竞争状况未见改善，将降至7.21日元/ΔkW·30分钟等水平。反之，同一份资料也明确：若确认竞争改善，则不再进一步下调⚠️。10日元不是终点，而是附条件的中间点（详见07）。

02为什么是10日元 ── "量3.4%、费用16.8%"那一页

制度方的逻辑，浓缩在资源能源厅第4次电力稳定供应工作组会议（2026/7/14）资料6的一张分布图里。在日前交易化之后的期间③④（2026/5/9～7/3），复合产品中超过14日元的成交仅占总成交量的约3.4%，却占了总采购费用的约16.8%。日前交易化之前这两个数字是量约6.2%、费用约35.0%，可见有所改善──但问题仍在。而且这一高价区间（超过14日元）的投标中约七到九成来自储能电池（复合68～80%、一次81～91%，期间②～④、按投标量计）。本公司的实测也确认了同样的格局──在时段均价超过10日元的时段中，储能电池的中标份额在复合产品为25.0%（10日元以下的时段为8.2%），在一次调整力为38.8%（同24.2%）。时段价格越高，站在那里的越是储能电池。由于采购费用会通过输配电费广泛转嫁，官方的逻辑是：连同天花板一起，砍掉"对量没有贡献的高价报单"。上限下调后火电、抽水蓄能的投标可能部分减少，但当局的整理是：这部分可通过余力活用合同（2026年4月平均3.01日元/kW·30分钟）在市场外替代采购予以确保。

表明制度性质的一手资料也留存在案。在第二十三次中期总结的公众意见答复（2026年3月13日公示、共收到90件意见）中，能源厅明言──审议会展示的储能电池收益性示范案例，是为了让各方对新增资源的商业性与上限价格水平之间的关系有具体印象，"并非旨在通过设定上限价格来保障储能电池运营商的经营收益性"（原文如此）。上限价格不是保证投资回收的地板，而是压低采购费用的天花板──制度的性质，已在公文中写得明明白白。

反对声音并非没有。最初方案（2025年10月29日制度研讨工作组）是将一次～三次①的上限一举统一至7.21日元；能源资源聚合事业协会于2025年11月14日向能源厅提交紧急建议，正面警告量与价格同时变更将损害新增资源的投资可预见性与融资。公众意见中也出现了"与物价、利率、人工成本高涨背道而驰，与吸引GX投资不相协调""美国PJM通过容量市场的投标义务保障回收机会，日本也应为新建资源提供参入初期的风险缓释措施""规则应至少固定3年，'竞争改善'的判定标准应事前定量明示"等意见；在指南修订侧的意见征集中，还有人正面指出对融资的波及──"固定成本占比高的新增资产，其投资可预见性将严重受损，金融机构的贷款风险加大，即项目融资的利率会升高"。当局的回复始终是"以第110次会议的措施与监测应对"。落点是15日元──此后半年，参照实绩，才有了这次的10日元。

另一个成为判断基础的，是听证中的不对称。当上限下调时，火电、抽水蓄能若按机会成本报价超过上限，将放弃投标；而储能电池、VPP则"在比较与其他市场的收益性之后，下调投标价格并继续参与市场投标"（资料6，原文如此）──制度方的判断是：即便下调，电池也会留下。这个判断是否正确，05节的实测已经开始给出答案。

03实测① ── 市场整体：平均值轻，右端重

从这里进入正题。先看市场整体（全部电源、按电源属地划分、按中标量计）的全国概要。

复合、一次、二次①的加权平均价为2.78～4.35日元──平均价早就在10日元以下。"33%的降价"不会发生在市场整体层面。不过，供需调整市场采用按报价结算（Pay-as-bid，按报单价格直接结算），而EPRX的公开数据只到各时段（30分钟）×区域×产品的成交量与平均、最高、最低中标价格──没有单笔报价的分布。因此我们对每个时段作如下处理：①若最高价不超过10日元，削减为零；②若最低价不低于10日元，削减额严格等于量×（平均−10日元）；③跨越10日元的时段，用"集中于平均值"（削减下限）与"分布于最低、最高两点并复现平均值"（削减上限）两端夹逼，并以能复现资料6实测分布（复合、超14日元＝量3.4%、费用16.8%）的内插系数校准后取中位值。我们已确认该校准系数也能独立复现一次调整力的公布值（超14日元的量占比：期间③11.3%／④8.2%）。结果见表1、表2。

比例＝削减额中位估算相对于各单元格ΔkW费用（按电源属地划分、量×平均单价）的比值。括号内为全国值的（下限～上限）。ScienceX基于EPRX成交结果CSV估算。

年化＝将158天实测换算为365天。4个受限产品的ΔkW费用约为每年3,562亿日元的规模（参考：不受限的二次②409.7亿、三次①552.7亿、三次②100.2亿／158天）。

解读有三点。第一，金额的主战场在东京──因市场规模全国最大，即便比率仅列第3，消失的绝对额（每年约−117亿日元规模）也格外突出。第二，比率的主战场是一次离线，尤其是东北。在东北，一次、复合的成交时段中94%的最高价触及15日元（东京75%、中部48%、关西36%、九州24～29%），是一个天花板长期起作用的市场。天花板下降5日元，顶格报单的所得将机械性地减少三分之一。第三，九州、北陆、四国伤势轻微──本就供给充足、单价立不起来的区域，可砍的高价原本就少。回到上一篇的说法：ΔkW行情越厚的区域，这次被削得越多。行情的地图与削减的地图，几乎重合。

04实测② ── 对储能电池的影响，深于市场平均

表1、表2是市场整体（全部电源）的数字。储能电池的业主，请分两步来换算。第一，按报价结算（Pay-as-bid）。该市场按报单价格直接结算，各公司的所得取决于自己的报单而非市场平均。而储能电池，恰恰站在分布的高价一侧。

※1 该时段储能电池最高中标价格达14.9日元以上的时段占比。※2 一次离线的储能电池份额为99.3%（7～8月为100%），故市场整体值≈储能电池实际行情。因以复合产品成交后再分配至各产品的处理方式，各产品之间未做简单加总。

解读方法如下。在复合产品中，储能电池的中标量仅占市场的8%，但由于单价是市场平均（2.92日元）的3倍，收入占到市场的26%。而且几乎所有时段（94.9%）都有某家储能电池恰好以15日元成交。平均9日元的背后，是一条从0.39日元延伸到15日元的厚实分布──上限10日元不是"削减平均值的税"，而是"砍掉上行部分的天花板"。被砍掉的是这条分布的右端，资料6中超14日元投标的七到九成也来自储能电池。也就是说，表2削减额的大部分是储能电池一侧的减收，仅就储能电池而言的降幅将深于市场平均的−8.6%。二次①在市场整体看来只有−3.3%、似乎伤势轻微，但仅就储能电池的报单而言，过半（53.5%）超过10日元──这里被削的同样是储能电池一侧。

受到直接冲击的，尤其是一次离线。这是一个无需通过专用线路在线化（经由简易指令系统）即可提供一次调整力的额度，储能电池以装机容量1MW以上、10MW以下（高压、部分特别高压）为对象。中标量的99%以上是储能电池──也就是说，这是一个以高压2MW/8MWh级储能电池为主角、只有储能电池的市场。全国加权平均11.27日元，是唯一一个平均价本身就高于新上限的产品，这一单价水平在9月1日之后将无法在结构上维持。它在4个受限产品收入中的占比仅约一成，但坐在那里的几乎全是储能电池，上限之痛集中在这一成上。另外，表1的离线行（全国−22.1%）由于最低价不低于10日元的时段（严格计算）较多，区间仅17～27%、较窄，是4个产品中确定性最高的数字──几乎可以直接当作储能电池的减收率来读。

※机械减额率＝对8月加权平均超过10日元的区域，假设时段均价一律削减至10日元时的减额率（下限）。四国、北陆、北海道中标量小，单月数值易波动。"超出10日元部分（下限）"以时段平均中标价格为基准──因按报价结算，无法捕捉单笔报价的高价尾部，真实值大于此。

反过来，复合、一次在线虽然在市场整体只有−6～12%，但报单越偏向高价一侧被削得越深，15日元顶格的报单按定义就是−33.3%。把 min（报单价格, 10日元）套到自家（或受托方）的成交明细上，是最准确的自我诊断。

05实测③ ── 市场没有等到9月1日

上表最右两列，藏着本文最大的发现。4～6月与7～8月，是两个不同的市场。一次离线中最高中标价格触及15日元的时段（＝顶格）的中标量份额，按月推移如下。

4月 83.1% → 5月 76.4% → 6月 72.2% → 7月 18.4% → 8月 9.7%

7月14日的工作组会议敲定下调至10日元，7月30日EPRX正式公布。就在那个7月，顶格占比崩落至五分之一。在按报价结算的市场里，这意味着投标者自己压低了报单。全国平均中标单价自5月的12.53日元见顶后持续下行，8月为9.80日元──没等到实施，就已跌破10日元。

按区域排列月度数据，可以看出这种下跌有两种方式。

中部、关西在7月正好滑到10日元──这是抢先对标新上限的报单调整。中国、九州则击穿10日元、沉到5～7日元区间──这边是投标量增加带来的竞争本身。对西日本的储能电池而言，"缩水"不是发生在9月1日，而是已经发生在7月。9月1日只是追认。

没有动的是东北和东京。东北8月仍为14.63日元（较4月+8%），东京为11.49日元（±0%）。正如C16《供需调整市场的分区域成交实绩》所示，东北的一次离线不足率为82%──在招标量八成填不满的市场里没有压价的理由，高价会一直持续到上限下调的那一天。因此，结论如下。

9月1日将被机械性削减的，是东北（−31.6%）与东京（−13.0%）的一次离线ΔkW收入。这一数字是"8月时段均价一律削减至10日元"情形下的下限；将单笔报价的高价尾部也纳入的期间估算显示，东京为−22.7%（表1）──东京的实际缩水在−13～23%之间，自家报单越偏高价，缩水越深。东北的8月机械计算与158天期间估算指向同一个−32%──这是5个月间未发生适应的证据。东北在一次在线（8月平均10.16日元、超10日元时段占62%）和复合（同8.87日元、27%）上也纠缠在10日元线附近，影响最集中的区域是东北、这一点不会改变。分时段看，超出10日元部分的约七成发生在7～20时，最厚的是15～18时与8～9时──傍晚的爬坡时段，最先被削。

复合产品的储能电池实际行情也从4月的9.00日元降至8月的8.12日元，本公司估算的削减率也逐月收窄（离线：3月−31%→8月−19%）。如果如听证所言，"降价留下"的动作已经先行，那么9月1日就不是悬崖，而是对一条已经开始的下坡路，由制度加以确定。另外，本文年化−306亿日元是"价格行为不变"前提下的静态估算；这种提前适应越是推进，被砍掉的金额中就有越多被"自主降价"所替代──业主到手的钱变少，这一点不变。

06换算到2MW/8MWh ── 上端缩水17%，下端毫发无损

套用上一篇的基准机组（高压2MW/8MWh、4小时）。在COLUMN 35的实测中，供需调整收入不按市场平均、而按储能电池的实际中标单价构建，JEPX并用型（扣除充放电时段后投标30个时段）约为9.7万～13.2万日元/kW/年＝2MW每年约1.9亿～2.6亿日元（中位约2.3亿日元），相当于东北案例年收入约2.7～2.9亿日元的约八成。

这一区间的上半段──12日元区间的月份、东北与东京的高价时段──将在9月1日被制度性抹去。由于单价的物理上限变为10日元，按30时段×365天可构建的供需调整收入上端为10.95万日元/kW/年＝2MW约2.19亿日元。区间上端从2.6亿日元压缩至2.19亿日元，约−4,500万日元（−17%）。若全部押注供需调整（48时段），上端约为3.5亿日元、约−7,000万日元。而下端几乎毫发无损──8月的实际行情（复合8.12日元）已在10日元以下，平凡时段的收入不变。变的是"好月份、好区域、好时段"的份额。

若东北的2MW机组、供需调整收入的大半来自一次离线的ΔkW，按简单比例的上限情形计算，将被削去每年7,000万日元规模（投标行为变化、调用kWh、向其他市场重新配置等可使实际减少小于此）。保守地按8日元区间构建的收益测算，9月1日不过是经过点；而按12日元上下的实绩或高价预期构建的测算，将正面承受上端的−17%。自己的收益测算站在区间的哪个位置──这是本周应当确认的事。IRR的重算不要以"如果下降"、而要以"下降之后"为基准──请把收益基准改设为10日元、压力情景改设为7.21日元。

077.21日元，还在条件句里

"下一步是7.21日元"的说法正在独自流传，但一手资料的措辞并非如此。第110次制度研讨工作组（2026/1/23、资料4）的整理是──"若市场竞争状况未见改善，将分阶段下调至10日元、7.21日元/ΔkW·30分钟等水平"。同时也明确写道："若竞争状况出现改善，则不再进一步下调上限价格"。10日元是条件触发后的结果，而7.21日元还在下一个条件句里。7.21日元与二次②、三次①的现行上限同一水平──设计上，下一阶段所有产品将在那里对齐。

判定材料是公开的。投标不足率从日前交易化之前到最近，复合从46.3%降至16.1%、一次从14.6%降至5.3%，改善显著（资料6、快报值）。而05节看到的8月实际行情──顶格9.7%、均价跌破10日元──讽刺的是，恰恰可能作为"竞争正在改善"的证据，成为下一次下调判断的材料。下降的报单，会推远下一次下调。对业主而言，救赎只在这里。

若真的降到7.21日元，按同一校准方法的静态估算，全国−16.8%、每年约600亿日元，一次离线−41.6%──大约是这次的两倍。判断的时点与定量标准在一手资料中没有明示（仅写有"确认1个月、2个月、3个月、6个月等一定期间的实绩后判断"）；以今夏（7～8月）的峰值实绩为材料、在2026财年下半年作出判断──这是本公司的解读⚠️。EPRX规定上限变更须在实际供需日两周前公布，因此一手信息最快的瞭望台是EPRX的上限价格页面。补充一点：在本公司的调查范围内，尚未发现金融机构或海外研究机构将这一上限情景定量纳入的公开报告。投资者可依赖的独立定量基准仍然稀缺，本文的测算区间正是为填补这一空缺提供的参考值。

08悬崖的形状，在海外似曾相识

频率类服务收益骤降的形状，市场早已在别处展示过。在英国，频率响应产品Dynamic Containment的价格贴着软上限£17/MW/h的景气期之后，随着电池装机量在2022～23年超过电网的技术必要量，价格骤跌：DC Low的价格较2022年6月下跌约86%（Modo Energy），频率响应在英国电池收益中的占比从2022年的七至八成缩至2024年的约两成（McKinsey、Rabobank估算）。在美国ERCOT，调频（Regulation）的成交量加权平均价也从2023年到2024年跌至约三分之一（Modo Energy）。共同点在于这样一种结构：频率类服务"电网所需的量"天花板很低，电池一旦超过，价格立刻崩坏。与日本的差别只在顺序──海外是饱和摧毁价格，日本是监管抢先压低天花板。落点的风景相同，因此应对也相同。无论英国还是ERCOT，电池收益的主轴都转向了能量套利──英国套利的收益份额从2022年的不到一成升至2024年的约五成，ERCOT也从2023年的约两成升至2024年的三成多，最近还在继续上升。与其预测上限的下一个数字，不如把运营与选址重组到靠套利和容量赚钱的形态──期望值更高。这是先行市场的教训。

099月1日之前，要做的事

无论是已持有电网侧储能电站，还是正考虑收购──要做的事可以收敛为五件。

1. 把收益基准改为10日元，压力情景改为7.21日元。初始值应采用分区域×分产品的实测，而且是7～8月的水平。15日元前提自不必说，"全国平均"这样的单一数值也不要用。如果西日本项目的测算里还留着4～6月的单价，那已是一个不复存在的市场的数字。用截至8月的实绩单价拉长20年的收益表，从9月起就不再成立。固定价格（Tolling，容量租赁）合同的定价也会受到同样压力──因为承购方所承接的市场上行空间在收缩（参见C30）。
2. 拆解"带运营实绩"项目的实绩内容。2026年上半年的供需调整收入，整段包含了10～15日元的尾部。越是以运营实绩为依据卖出高价的项目，其实绩越无法复现。请对方提供业绩记录的月度明细──哪个产品、哪个区域、多少日元──再用min（价格, 10日元）与7.21日元重新折算。C39《储能电站的买法有4种》中整理的"实绩溢价"，应当按重新折算后的数字来支付。若正委托聚合商运营，要求提交这份试算表，就是手续费谈判（业内流传的行情为10～30%⚠️无公开资料佐证的惯例值）的起点。
3. 重新设计产品组合。削减率因产品而异、相差一个数量级（离线−22% vs 二次①−3%）。要做的是：将上限不变的二次②、三次①（7.21日元）和无上限的三次②纳入配置再优化，并把比重移向不会被削的地板（容量市场──面向2030财年的主拍卖投标受理期为2026年10月13～23日）和核心（JEPX套利，参见C35）。
4. 东北、东京的项目，等9月以后的实绩出来再确定单价。机械性减额已成定局的这两个区域，9～10月的成交将揭晓"是转为10日元顶格，还是在竞争中进一步下沉"。如果着急的理由在于价格，那么等两个月是值得的。
5. 监测项只有三个。①9月的成交单价（提前适应会走到哪一步）；②下调至7.21日元的判断（时点无官方明示，本公司解读为2026财年下半年⚠️）；③2030财年容量市场指标价格翻倍（2026年度主拍卖的Net CONE草案20,911日元/kW＝约为现行的2倍。成交方式等仍在审议⚠️──若得到反映，地板将结构性上移，即便降低对ΔkW的依赖，收益也更容易成立）。

结从祈祷天花板高度的生意，到天花板降下仍能站立的生意

把算完的数字重新排一遍。将要消失的，是4个受限产品ΔkW费用的中位−8.6%、每年约300亿日元（区间3～18%）。按产品看是离线−22%，按区域×产品看是东北离线−32%，按金额看是东京的每年−117亿日元。换算到2MW/8MWh的供需调整收入是每年−2,000万～7,300万日元；若降到7.21日元，削减大约翻倍。上一篇写下的"最能赚钱的收入来源，也最容易被蚕食"这一格局，这是它的第一笔实额。而市场的大半，已经通过压低报单提前作答──剩下的是东北和东京，对答案的时刻是9月1日。上限价格由不得运营商选择。能选择的，只有报单的摆法、产品的组合，以及不会被削的层（地板＋核心）足够厚实的选址与合同──用不依赖天花板的收益测算去买，用不依赖天花板的运营去持有。9月1日，是这场切换的截止日。

❓ 未经确认·本文的局限

查无记录说明：不存在明示"一次离线单独的不足率、电源份额"的一手资料表格（一次调整力仅有整体汇总）。本文的离线数值全部来自本公司的CSV全量汇总（与COLUMN 35同一数据管线）。