同样的2MW，年营收可以是2.9亿日元，也可以是6千万日元
── 分水岭：放在哪个分区，怎么赚

电网侧储能的收益，取决于"以何种合同运营"——直到上一篇，我们都这样写。还有一个同等分量的变量：放在哪个分区。

先把答案放在前面。以最近12个月的实测搭建，这台基准机组的年营收按分区合计的中位数为2.7～2.9亿日元，综合首位是东北，约2.9亿日元。构成上，平衡调整市场约占八成，JEPX与容量市场合计约两成——业主的损益表从平衡调整开始，所以本文也从这里开始。而在JEPX居首的北海道，这根主柱却用不上：平衡调整市场的招标本身，被抽蓄的议价合同削得极细——而那扇市场之门，就在今年4月，以实测可确认的形式打开了。套利的地图与ΔkW的地图，并不重合——本文按收益从大到小确定三大市场：对将要买入的人，回答"该买哪里"；对已经持有的人，回答"该如何运营"，从季节与制度两面，用实数说话。

01 — 前提与阅读方法

JEPX的实测，统一采用如下计算口径。每天1个循环、完全预见，放电取各日价格最高的8个时段（2MW×0.5h×8＝8,000kWh），充电取价格最低时段起累计9,412kWh（8,000÷0.85，即最低9个时段＋第10时段按比例）。日毛利＝放电收入−充电成本。因为是完全预见，这个值是理论上限——本文称之为"容器"。实际运营中会因预测误差、开工率、聚合商手续费而缩水，所以"容器"与实现收益始终分开呈现（常有人说实现值约为容器的六至八成，但这在实测中并非确立值，故不下断言）。

这12个月中途，平衡调整市场存在一处断层。一次～三次①的采购从"周度·3小时块"转为"前日·30分钟商品"，同时一次（含离线档）·二次①·复合商品的ΔkW报价上限从19.51日元降至15日元/ΔkW·30分钟，二者均自2026年3月14日交割分起生效（据EPRX 2026年2月5日公布的条文确认。二次②·三次①维持7.21日元，三次②无上限）。本文将旧制度期（2025/7/1～2026/3/13，256天）与新制度期（2026/3/14～6/30，109天）分别汇总，不制作跨越断层的平均值。

02 — 平衡调整市场：收益的主体，就在这里

按收益从大到小，先看最大的进项。先说断层之后的条件。自2026年3月14日交割分起，一次·二次①·复合商品的上限从19.51日元下调至15.00日元（"一次·离线"档亦适用一次的上限，为15日元；二次②·三次①维持7.21日元），三次②照旧无上限。买卖手续费自2026年4月1日实供需分起从0.03日元翻倍至0.06日元/ΔkW·30分钟（3月14日变动的是商品、上限、招标量；4月1日仅手续费），一次与二次①的招标量则从3σ削减至相当于1σ的水平（约减13%；1σ以上至3σ相当的部分，改由容量市场的余力活用合同承接）。单价、数量、成本三个方向同时收紧，新制度期就此开局。

单位：日元/ΔkW·30分钟。EPRX每日公布的成交结果CSV（交割456天分）由ScienceX汇总。单价＝按电源属地的中标量加权平均，短缺率＝相对招标量（按TSO）的未达比例（是买方侧的未达，而非卖方的落选率）。校准：2025财年全年的一次，我方汇总为4.03日元／59.6%，EPRX确报为3.93日元／60.4%（属汇总口径差2～3%的范围）。未制作跨越制度断层（3/14）的平均值。另据成交结果CSV，超出上限15日元的成交占量的0.3～0.5%，其中97%集中在中国地区分区（最高23.61日元·26天）。这是因为EPRX系统在应标阶段不判定是否超限，超限成交在结算环节按上限价格计费（EPRX公布注记，即结算上为15日元）。

不过，把这个平均单价直接套到电池上，就会偏离市场实态。原因在于市场的"倾斜"。一次、二次①、复合都是采购短缺型市场，短缺率显示的是买方侧的未达（旧制度期，满足要件的报价几乎全量成交；新制度期因应标增加，通过率已降至56～85%——后述）。电池实际面对的单价，不是含火电、抽蓄在内的市场平均，而是电池的实勢中标单价。按分电源种类CSV的实测：旧制度期（有分电源种类公布的2025年10月～2026年3月13日）为月度8.83～13.50日元/ΔkW·30分钟，新制度期为9.4日元（一次·复合）～12.1日元（一次·离线）。以此搭建12个月，JEPX并用型（除充放电18时段外应标30时段）约为9.7万～13.2万日元/kW/年——换成2MW的年营收，约1.9亿～2.6亿日元（中位约2.3亿日元）。若全押平衡调整（48时段），则约15.5万～21.1万日元/kW/年＝每年3.1亿～4.2亿日元。作个对照：若以复合的市场平均（2.88～3.15日元）搭同样的30时段，则每年约6,300万～6,900万日元——这约4倍之差，就是"监管的统计"与"从业者的体感"之间的距离。

扣减一侧也先行披露。能够确定的部分都很小——EPRX买卖手续费0.06日元/ΔkW·30分钟（按指引可计入报价转嫁）、JEPX现货手续费0.03日元/kWh、输配电（过网费）因储能特例仅对充电损耗部分计费。按年额看，都不足以撬动显示单位。真正撬动的是不公开的那一张——聚合商手续费。公开费率只有RE100电力的5%，而据称实勢为10～30%（二手信息❓）；以中位口径下的年营收约2.3亿日元套算，每年2,300万～6,800万日元会落入受托方。在讨论上限价格是第几档之前，是这项费率谈判在左右收益。

与外部数据也能相互印证。矢野经济研究所把储能电站业务的市场规模（以运营方收入计）推算为2024财年450亿日元，除以同期并网容量约25万kW，约合18万日元/kW/年——换成2MW约合每年3.6亿日元。与全押型的实勢区间（3.1亿～4.2亿日元）落在同一数量级（含财年与容量的时点错位，仅作粗略印证⚠️）。能够解释"接入申请一年内暴增约3.9倍、至2,431万kW"的，不是复合平均的6千万日元，而是这一侧的数字。

分区差异怎么看？分区×商品的成交单价，没有公布可俯瞰全年的数表——审议会资料也止于图表。于是我们从日度CSV的全量出发，自制了数表。就一次调节力，把"招标的未达（＝报价能通过的余地）"与"该分区电源实际拿到的平均单价"，按制度期并列如下。

一次调节力（在线）。属地平均单价＝立地于该分区的电源（含广域成交部分）实际中标单价的量加权平均。日元/ΔkW·30分钟。据EPRX成交结果CSV由ScienceX汇总。

从这张表能读出三点。第一，东北之门，在全部期间里始终是全国开得最大的——短缺率在12个月的任何一个月都处于52～79%，属地单价在新制度期以7.64日元居首。第二，唯有北海道，是市场本身就细。1.9%的短缺率并非"被填满"，而是抽蓄的议价合同（市场外采购）从招标量中被扣除，一次的招标只有每月10～38GW·时段，仅为东北的十分之一上下（扣减的制度构造见第109回制度研讨工作组资料6）。那些议价合同于2026年3月底到期，4月的招标一举扩大3～10倍，至95～109GW·时段——门被打开这件事，从招标量的实测中原样可以确认。但打开的市场随即被填满（4～6月短缺率0.6～4.1%），属地单价也只有3.5～4.7日元，未出现东京型的高单价。东京也因同一个3月底的议价合同到期，一次招标从每月532～584GW·时段（12～2月）扩大到901GW·时段（4月）。第三——新制度期，全国范围的充足化正在急速推进。6月单月短缺率：四国0.0%、北海道0.6%、中国地区1.0%、九州2.2%、中部8.0%。旧制度期"应标即成交"的九州、中部之门，在这3个月里收窄了。应标→中标的通过率，新制度期也只有56～85%（属地·一次＋复合）——即便满足要件，仍有两至四成的报价落选，市场已然变质。

制度走向要分阶段来写。上限15日元、招标量1σ、手续费0.06日元已施行。而进一步降至10日元、7.21日元，则是"竞争状况若未见改善"的附条件情形，处于方针已定——未公布·未施行阶段。判断框架是前日交易开始后第1、2、3、6个月的实绩检验，三条轴线为：逼近上限的应标是否分散、短缺率是否改善、有无业者退出。第1个月时点的评价是"有所改善但尚未完全消解"（稳定供应工作组资料8），因而暂缓下一阶段；但按我方实测，改善不等夏天就已在跑——一次的全国短缺率从旧制度期54.5%降至新制度期32.7%，6月主要分区大多接近充足（见前表）。预计经夏季高峰（7～8月）实绩后于2026财年下半期判断，但触发的材料正在累积，应当如此解读。每下调一档，ΔkW收益几乎等比缩小。对平衡调整依赖度高的收支计划，仅此一个变量，就足以让IRR判若两物。

03 — 把9分区×3市场，压成一张表

把三大市场按收益从大到小叠成一张表。主体＝平衡调整市场（02的实测）、核心＝JEPX套利（04实测）、底座＝容量市场（05以FY2029成交单价×调整系数确定）。主体之中，市场整体的分区单价已在02做成数表，但仅电池的分区单价，公开资料与CSV中均不存在（分电源种类数据只有全国口径）。因此主体按全国共通的实测区间摆放，分区差异交给02的实测三点（招标规模、短缺率、属地单价）与底座＋核心处理。

把02的电池实勢（旧制度期8.83～13.50日元、新制度期9.4～12.1日元/ΔkW·30分钟）以JEPX并用型（30时段）叠12个月，增益约为9.7万～13.2万日元/kW/年（中位约11.4万＝2MW每年约2.3亿日元）。分电源种类未公布的2025年7～9月，以实测最低月（8.83日元）为下限、旧制度期加权值（12.30日元）为上限夹逼。将其作为全分区共通的行情，叠加到各分区的底座＋核心（04、05确定）之上，即为下表。

单位：日元/kW/年（名义kW）。主体＝以实测的电池中标单价按30时段×365天累计（幅度9.7万～13.2万日元/kW/年，中位≈11.4万；7～9月的处理见正文）。电池单价不存在分区口径，故主体取全分区共通的区间、未乘分区系数——能否吃满，由最右列（02的实测三点）判断。含底座＋核心的合计大致为11.9万～16.1万日元/kW/年＝2MW每年约2.4亿～3.2亿日元。EPRX手续费（0.03→0.06日元/ΔkW·30分钟）的扣减约为每年▲400日元，不足显示单位。聚合商手续费为扣减前（参见02）。

主体被制度削减之后，还剩什么。把底座＋核心两层单独拎出来。

底座＝FY2029分区成交单价×4小时电池的调整系数（年平均·概算🚩，参见05）。核心＝04的实测容器。均以名义2,000kW计。不含平衡调整市场的增益。

04 — JEPX：能在哪里赚钱，这一年被改写了

第二根支柱，JEPX。它是分区差异最鲜明的一层，最近12个月势力版图发生了对调。下面把基准机组的套利容器（日元/kW/年）及其同比，在9个分区并排列出。

出处：JEPX现货交易结果CSV（2024～2026财年），由ScienceX按01计算口径汇总。完全预见的理论上限（容器）。上年窗口＝2024.07–2025.06。

有两种读法。按水平看，九州仍居全国第3。光伏过剩压低日间价格、充电成本全国最低的结构依然健在，"九州已经赚不到钱"言过其实。但按方向看，它是9个分区中唯一明确收缩的。北陆、关西、中国地区、四国也有3～5%的小幅下滑，真正增长的只有东日本3个分区。这里也要订正我们自己的前提：上一篇之前的梳理认为"收缩只发生在九州"，但以最新窗口重算后，西日本5个分区齐齐落入小幅负值。收缩不是九州一家，而是西日本整体的趋势，九州是其中的极值。增长的主因是2026年春东日本价格骤涨（07详述），九州收缩的结构性成因在09处理。

同是"容器"，取法却因分区而异。我们把分区价偏离系统价的时段，分为高价侧（区内偏高＝进口受限）与低价侧（区内偏低＝过剩被挤出）分别计数。这套按方向的统计在一手资料中并不存在，是我们把JEPX的分区价／系统价逐时段比对后自制的。

出处：JEPX成交结果CSV由ScienceX汇总（2025.07–2026.06，以|分区−系统|＞0.009日元作为割裂的代理指标，按方向计数）。

东京有85%的时段处在高价侧——是一个连充电都在高价侧完成的分区。价差不靠割裂，只能靠日内形态（春季日间的下沉与傍晚的抬升）来制造。与之相反的四国、九州、中国地区，7～8成时段在低价侧，跌破5日元的深谷时段以四国4,584、九州2,464的量级遥遥领先，但顶部立不起来——属于"在谷底捡货"的型。而唯有北海道与东北，深谷与高顶都在区内同时具备。首位更替的机理，尽在这一张表里。北海道还有一层：2025年12月8日青森县东方近海地震导致北本联络设备停运的期间（至2026年1月31日恢复），高价侧割裂跳升至79.8%（平时68.6%）。这正是"联络线过细"的直接证据。

05 — 容量市场："15,112日元"只是名义

从底座开始确定。FY2029主拍卖（2026年1月20日公布、1月23日订正）：成交总额约2兆2,094亿日元（同比+19%）、计入过渡措施后的总平均单价约13,303日元/kW，创历史新高；除第1回外，首次出现全部分区的成交单价都高于指标价格（Net CONE：10,075日元/kW）。严格贴住上限价格（指标价格的1.5倍＝15,112.5日元，舍去不足1日元为15,112日元/kW）的只有九州，东北与东京为15,111日元/kW——比上限低1日元的成交。多家行业媒体写作"3个分区都到上限15,112日元"，与OCCTO原文相差1日元。实务意义几近于无，但可作为"数字一经二手信息中转，原文便悄然失真"的实例留存。按分区、按年度排列如下，已持有者可就FY2026～28各列确认计入交割收入。

单位：日元/kW（分区价）。※为适用多价制的分区。FY2029不适用多价制。出处：OCCTO各年度成交结果PDF、FY2029调整系数表（2025年7月31日公布）。实收＝成交单价×（2,000kW×年平均系数）的概算🚩——正式须按月度系数逐月累加。

右两列是本节主题。若把电池以"稳定电源"（期望容量1,000kW以上、每天1次连续3小时以上）登录，合同容量不按名义、而按期望容量＝设备容量×调整系数确定。系数表沿用与纯抽蓄相同者（分区×月份×可放电时长），4小时机组因分区与月份而只有约56～90%。尤其东京年平均仅约70.8%被认可。结果是，成交单价最高的东京（15,111日元）实收约2,139万日元，与单价12,388日元的中国地区同额。实收第1的是单价与系数双高的东北。"15,112日元×2,000kW＝3,022万日元"这种名义计算只是上限值，不能用于决策。

从新进入者的角度看，过渡措施（对2010财年末以前建成电源的扣减）在FY2029拍卖为最后一届，而新建电池本就不属于经过年数扣减对象。长期脱碳电源拍卖自第3回起，把电池要件统一为设备容量30MW以上、连续放电6小时以上，故2MW·4小时机组不在其列——容量收入的入口只剩主拍卖一条。其下一届，即面向FY2030的主拍卖，是"将要买入者"的首次报名机会，时间线如下。

另一个入口，是已成交项目的承继。依据容量确保合同约款第26条，经OCCTO同意可转让合同上的地位，未来的容量收入与实供需年度随之继承——按履约要求的达成状况一并继承，是尽调的核查项。在我们经手的项目转让实务中，剩余合同年数、成交价格、有无余力活用合同，是价格依据的核心。新建应标（2026年秋）与既有承继——买方的入口，就是这两条。

06 — 写给将要买入的人：战略一变，分区就变

把02～05叠起来，答案的结构如下。分区合计的中位数落在2.7～2.9亿日元的带内，综合首位是东北。因此"该买哪里"取决于三点：是否是能吃满ΔkW行情的分区（招标、短缺率、单价的实测三点）、主体被削减后还剩什么（底座＋核心）、以及采用哪种运营战略去取。

07 — 春季，成了最大的收获期

转到已经持有的人。季节的常识，在这12个月被改写了。把基准机组的毛利按季节切分，9个分区无一例外，春季（3～5月）为全年最大、冬季（12～2月）为全年最小。

单位：日元/kW/期（基准机组·完全预见的容器）。出处：据JEPX公开数据由ScienceX测算。

"冬季傍晚赚钱"这条旧常识，至少在这个窗口里不成立。用高价事件来验证。东京的30日元/kWh以上时段：春279次、夏154次、秋35次、冬4次。若收紧到50日元以上，则春30次、夏4次、秋冬0次（全年34时段）。而且上年同期的东京，30日元超为春0次、全年101次——也就是说，这种偏向春季并非常态属性，而是2026年春新出现的结构（2026年4～6月东京平均分区价为19.35日元/kWh，远高于分析窗全年的14.32日元）。

极值本身也消失了。100日元/kWh以上的时段，12个月内全国为零（上年同期仅中部2个时段），即便放宽到75日元以上，也只有北海道的1个时段（80.0日元，2025年10月23日）。机理也能用一手资料追踪——继女川2号、岛根2号之后，柏崎刈羽6号发送电（2026年2月）使备用率回升、顶部的稀缺性消失，光伏又把日间谷底压得更深。高价从"罕见的一击"变为"春季的宽价差"，赚钱的方式本身发生了质变。另一件"头一回"：东京于2026年3月1日实施分区首次的可再生能源出力控制（1,180MW），至此控制实绩在全部9分区出齐。春季的谷底，在东部也仍有加深的方向。

在季节常识崩塌之中，唯一的例外是北海道，冬季也立起73个30日元超时段。但其中71个集中在2025年12月8日～2026年1月31日北本联络设备的非计划停运期间（即04的地震停运），属一过性事件，而非季节常态。把"北海道冬季也能赚"读作恒常的立地优势，是危险的；平时的冬季，北海道与其他分区一样单薄，才是实测。

充电侧也在春季。贴住下限0.01日元/kWh的时段数（全年），以四国1,148次、九州1,146次最为突出，东北646次、北海道598次较上年增4～5成，且大多发生在春季。光伏过剩使日间下沉、傍晚跳升——鸭型曲线的加深，把充电成本的最小化与售价的上冲，运到了同一个季节。把以上落到一张日历上。

08 — 从3月14日起，每天早上的活儿

前日·30分钟化，改变了运营的时间轴本身。原先以周为单位决定的ΔkW供出，如今成了每天早上要决定"次日48个时段中，给JEPX几段、给ΔkW几段"的日常业务。制度上，余电被要求全量应标现货、卖不掉的部分再应标平衡调整市场，故"完全放弃JEPX、把48段全给ΔkW"这种运营本就难以成立，实态收敛为"充放电18段＋ΔkW 30段"的并用型。ΔkW是容量（预留）类商品，只要保持可供出状态即可应标而不消耗放电电量，因此能与套利并用。手续费0.06日元/ΔkW·30分钟按指引可计入报价，并非纯粹的自掏腰包。

分配的骨架，由充电时段的反转来揭示。把"日度最低时段落在日间（10～14时）"的比率在东京实测：10月35%→11月83%→1月87%→2月79%——秋冬的电池是"日间便宜地灌满、傍晚点灯高峰时吐出"的机器。而这一比率到5月反转为29%（全年最低），充电时段回到凌晨的谷底（9分区平均同样是11月84%→5月29%的同型）。出力控制高峰期，日间的负值区与0.01日元、傍晚的暴涨区间达到全年最大，日间遂转为放电侧的主战场。这道"日间⇄凌晨"的往返，构成季节运营的脊梁。

ΔkW侧的实务只提两点。评估以"指令值±10%、驻留率90%"为适配线（方式Ⅱ），同一商品每月3次不适配，即直接触发新交易停止与实机测试重做——冬季提高ΔkW比重的同时，这里正是季节风险。另一点：北海道、东京的抽蓄议价合同于2026年3月底到期，一次招标在实测中随之扩大——北海道3～10倍，东京从每月532～584升至901GW·时段（4月）。对这两个分区的持有者，是本财年ΔkW侧的顺风（但两个分区的充足化都很快——参见02的6月值）。

这套分配判断，是每天都要做SOC管理、评估合规、pay-as-bid报价设计的活儿。无论自运营还是委托，聚合商（运营方）的选择标准只有一条：日度协同优化（co-optimize）能以多高精度跑起来——02里10～30%的手续费，正是这份高下的对价——把这一条摆在这个制度环境下作结论最为妥当。"同比+40%的东京"与"−11%的九州"在同一个12个月并存的事实，也从反面说明：运营的高下，与立地同样地左右着结果。

09 — 供给：管线堆在了哪里

分区的3～5年，由四股力量决定：供给（电池管线）、需求（大型落地）、系统（联络线）、制度。先看供给。削减未来价差的最大变量，比联络线更靠前的，是电池自身的并网潮。

电网侧储能（高压及以上）。接入申请＝次世代电力系统工作组第7回资料1-1（2026/2/9，2025年12月末断面·全国合计2,868.8万kW），接入研讨＝同第4回资料4（2025/9/24，2025年6月末断面·全国约1.43亿kW）。并网已完成约25万kW（2025年6月末）→约64万kW（2025年12月末⚠️后者需一手确认），管线与实际投运的落差极大。自噬指标的分母为OCCTO 2026年度需求预测中的2035年度最大需求（中部、北陆、九州因详细表未确认，故❓）。

随时点不同，首位在更替。2025年6月末断面的接入申请以东北400万kW为全国最大，但12月末断面已是九州以590万kW居首——半年+285万kW，先行并网的势头在西部最快。接入研讨的首位则一贯是东北的5,660万kW＝全国约四成，而东北需求横盘至微降，堆积的供给无法在区内消化，仰赖向东京送电的格局未变。按需求比看，中国地区以0.408升至最高——接入申请半年内从173翻倍至413万kW，相当于在需求10GW的分区堆上4.1GW。北海道、东北的0.383紧随其后；东京虽绝对量达516.7万kW，但因需求量级悬殊，指标上反而最健康。九州的收缩（−10.9%），读作先行并网叠加高出力控制率（2024财年实绩4.8%、2026财年预测6.9%为全国最高；全国控制量约25.3亿kWh、同比约1.25倍的预测）之结果，与一手资料相符。规律一侧也已出齐——继接入研讨的件数上限、土地权源与保证金的严格化之后，2026年6月起，接入申请要件化为发电侧（放电）＋需求侧（充电）同时受理。空占的排除越推进，剩余名额的稀缺价值越高。

10 — 需求与系统：东部增长的需求，迟到的送电线

需求侧的主角在东部。东京分区最大需求由2025财年54,529MW增至2035财年58,880MW，约增4.3GW（数据中心、半导体单独计列为主因；印西、白井已启动约250MW级的数据中心园区开发）。北海道以年率+1.2%为全国最高增速，坐拥千岁的Rapidus（预定2027年试产）。九州则有熊本的TSMC/JASM第2工厂，按2027年底首次出货、2029年12月建成的日程推进。但Rapidus与TSMC第2工厂的合同电力（MW），在业者一手资料中并未公开（❓仅有报道与测算值），需求增量的规模须留有幅度地看。

出处：OCCTO广域系统整备委员会第96·99·101回资料·2025/12/24新闻稿（HVDC实施案期限延长1年）、广域系统整备计划（2025/10/15报备）、东地域计划编制流程、资源能源厅系统图（2025年5月）等。关门在2024财年实绩中，约24%的时段发生市场割裂。

多数增强集中在2027财年末～2039年，在3～5年的预测期内，系统制约得到根本缓解的场面有限。尤其"北海道、东北的过剩能否流向东京的需求增量"，取决于东北东京间增强（2027年11月）与日本海路线HVDC的走向，而后者的实施案能否如期提交，是分割北海道未来5年的最大分歧点。另一方面，唯有东北东京间将于2027年11月增强完成至1,028万kW，与56.6GW的研讨余量几乎同步推进——不是全国一律的"先行饱和"，东北东京轴宜读作"胶着"，才准确。

11 — 制度：把"已施行·方针已定·审议中"分开，别混为一谈

把会改变收益前提的制度变更，附上监管阶段标签，汇成一张表。阶段一旦混淆，事业计划立刻失准——已施行的"三重收紧"与审议中的"指标价格翻倍"，确定度天差地别。

出处：资源能源厅制度研讨工作组第108～114回·电力稳定供应工作组第1回、同时市场存续方式等研讨会第二次中间总结（2025/10/15）、次世代电力系统工作组第6·7·11回、EPRX（2026/2/5·2/13）、OCCTO FY2030募集要纲（案）（2026/6/30）。

读法如下。ΔkW侧的逆风全部已施行、不可逆，下一个分歧只有"是否因夏季实绩触发10日元"这一条。容量侧的顺风（指标价格翻倍）尚在审议，能否反映至FY2030主拍卖，要等7月底的需求曲线才首次确定。最近12个月的主柱仍是ΔkW，但一旦实测向底盘（市场平均侧）收敛，主柱便会转向容量——握着这个分歧的，正是夏季实绩与7月底的需求曲线。

最后两行，是开发侧的地壳变动。接入研讨的上限与使用权源的要件化，使新去抢占系统名额的门槛，从今夏起明显抬高。反过来说，已握有接入研讨回复或接入申请的项目，其稀缺价值相对上升。对买方而言，"好立地的接入名额"，比以往更是一种"用时间也买不到"的资产。

12 — 分区逐一研判，与衰减曲线（3～5年）

若把以上如实读出，3～5年的主体，比"分区选择"更靠前的，是衰减曲线。分区合计的快照，中位在13.6万～14.3万日元/kW/年——2MW每年2.7～2.9亿日元。这个数字，会在上限15日元→10日元→7.21日元的分阶段下调、招标量1σ化、同时市场（目标2030年代前半）之下，以多快的速度被削减。下表把那个落点（下调推进、电池实勢向市场平均侧收敛之后的巡航水平），换算为2MW的年营收，给出推算区间。这是标明前提的推算，并非确定值。乐观＝ΔkW上限维持15日元·容量指标价格翻倍反映至FY2030·同时市场延迟；中性＝上限下调1档至10日元·翻倍反映·竞争缓慢增加；悲观＝上限触及7.21日元·竞争激增·同时市场在期内部分适用。

单位：2MW年营收的概算（万日元/年）。换成日元/kW/年，大致在2.0万～4.3万日元区间（按名义2,000kW计）。将一手资料的制度参数与本文实测组合而成的推算区间。个别项目的接入费、工程费分摊金、运营力，会使其大幅变动。

13 — 监视触发点，与仍未可知之事

能改变上述研判的事件，可以带着日期排出来。复选框供监视之用——每有公布或判断出台，我们便更新本文的相应章节。

接着，把查了也查不到的事，如实地悬置。制度的不透明，本身就是投资判断的材料。

空结果（"未发现"本身的报告）：分区×分电源种类的中标单价，公开资料与CSV中均不存在（分区口径只有市场整体，分电源种类只有全国口径——这正是本文的分区论采用"全国电池单价×分区实测三点"双线构成的原因）。JEPX现货在本年与上年均为完整的365天×48时段，缺测与插补为零。EPRX成交结果CSV亦有交割456天分毫无缺损。100日元/kWh超时段在本年窗口全国为零（上年仅中部2个时段）。二次①新制度单独实绩因应标极少而未公布。实供需2027～2029财年的追加拍卖未举办（主拍卖一本化方针的旁证）。北陆·四国无数据中心·半导体的需求单独计列。

结 — 是买一个静态的第1，还是买5年的耐受力

以实测搭建最近12个月，分区合计的中位数落在2.7～2.9亿日元的带内，综合首位是东北，约2.9亿日元。JEPX居首的北海道因ΔkW市场过细而吃不满行情，ΔkW环境居首的东北在JEPX排第2——套利的地图与ΔkW的地图并不重合。收益的主体不在分区、而在平衡调整市场本身，而这个主体，恰恰是制度要分阶段削减的对象。以被削减后仍留下的底座＋核心看，北海道与东北最厚。北海道的门在4月经实测打开、随即被填满——是一个要等市场厚度固化的分区。东北头顶压着全国四成的接入研讨，行情却始终全国最强。东京虽在底座核心里排第5，却是增速、事件、招标规模全部向上的分区。

也就是说，对"哪个分区最推荐"的诚实回答，不是静态排行榜的第1名。当前的名次表，与5年的耐受力，是两张不同的表。是以套利进攻，还是以事件与调节力去取，抑或稳住底座、专做精选买入——先定战略，分区自然就定了。此后，接入名额、工程费分摊金、合同设计这些个别条件，会在同一分区内部再拉开数千万日元级的差距。

ScienceX在9个分区分别从事开发权与项目的中介。本文的统计讲的是市场整体，但最终分割投资判断的，是个别项目的接入条件与合同状态。从分区选定到个别项目的甄别，我们以与实测数据同样的精度提供协助。