COLUMN 02 — 收益结构
电池储能的三大收益来源
— JEPX・辅助服务・容量市场的堆栈策略
电网级储能的收益无法只靠单一市场完成。如何组合三个市场，决定事业的成败。
储能收益来自「三个口袋」
电网级储能的收益并非来自单一市场，而是由叠加三个市场的「收益堆栈（stacking）」构成。如何设计这三个市场的平衡，是左右整体报酬的最大变量。
口袋①：JEPX 套利（电力批发市场） — 低买高卖
口袋②：辅助服务市场 — 出售电力的「保险」
口袋③：容量市场 —「只要存在」就有固定收入
口袋① JEPX 套利 — 价差扩大至 5 倍
电力批发市场（JEPX）将 24 小时以 30 分钟为单位切成 48 个时段交易。储能在低价时段充电、于高价时段放电，以价差交易（套利）获利。
2024 年的 JEPX 价差：单日最高与最低价差平均约
20 日圆/kWh
（2020 年前后约 4 日圆/kWh → 扩大为 5 倍）
典型价格型态：
・深夜时段：未满 10 日圆/kWh
・太阳光过剩的白天：0.01 日圆/kWh（九州地区尤其常见）
・傍晚尖峰：超过 20 日圆/kWh
充放电循环：每日 1〜2 次（日本经产省 MRI 试算以每日 1〜2 个区块、每区块 3 小时为前提）
出处：日本经产省 定置型储能系统普及扩大检讨会 第4回数据 / borderless.law 2025 年储能投资指南
太阳光发电大量导入，使白天市场价格趋近于零、傍晚尖峰飙升的「鸭子曲线（duck curve）」在日本也已成常态。此一结构正是储能套利收益的来源。
口袋② 辅助服务市场 — 储能的「主战场」，但有剧变风险
辅助服务市场（日本称「需给调整市场」）于 2024 年 4 月开始全部 5 项商品（一次调整力、二次调整力①②、三次调整力①②）的交易。对储能最有利的是一次调整力与二次调整力①。
| 商品 | 反应时间 | 持续时间 | 储能得标价（2024年7-8月） |
|---|
| 一次调整力 | 10 秒以内 | 5 分以上 | 28〜39 日圆/ΔkW·h |
| 二次调整力① | 5 分以内 | 30 分 | 28〜39 日圆/ΔkW·h |
| 二次调整力② | 5 分以内 | 30 分 | 偏低 |
| 三次调整力① | 15 分以内 | 30 分 | 偏低 |
| 三次调整力② | 60 分以内 | 30 分 | 无上限 |
※ 上表为 2024 年 7-8 月价格。2026 年 3 月 13 日起已下调为上限 15 日圆/ΔkW·30分。
出处：日本经产省 MRI 2024 年 11 月 11 日数据
一次・二次①因投标量不足，不足率达 7〜8 成，2024 年度上半接近可任意定价的「卖方市场」。惟 FY2025 起趋于改善，上限价格下调（15 日圆）与招标量缩减（1σ 化）使市场环境改变。储能得标价 28〜39 日圆/ΔkW·h，曾达火力 4.1〜8.1 日圆的数倍。
※ 2026 年 3 月 13 日起适用 15 日圆/ΔkW·30分 上限，已无法以此水准得标。
⚠ 重大风险：2026 年 3 月起的上限价格下调
自 2026 年 3 月 13 日交易分起，一次〜三次①的上限价格由现行
19.51 日圆 → 15 日圆/ΔkW·30分（2026/3/13 施行）。当初统一为 7.21 日圆的草案虽因业界强烈反对而缓和，但对收益的影响仍大。
此外，一次・二次①的招标量亦由 3σ → 1σ 相当缩减，为储能事业的收益展望投下不确定性。
出处：日本资源能源厅（2026 年 1 月 23 日）
口袋③ 容量市场 — 持续刷新新高的「稳定收入」
容量市场（主拍卖，Main Auction）在实际供需的 4 年前举办拍卖，对电源「存在」本身支付对价。储能于 1,000kW 以上即可参与，得标率达 96% 以上，几乎可全量得标。
第 5 回主拍卖（2028 年度实际供需分）：
总平均单价：
11,134 日圆/kW（历史新高・扣除过渡措施后）
得标总额：
1 兆 8,506 亿日圆（历史新高）
分区得标价格：
・北海道・东北・东京：14,812 日圆/kW（上限价）
・九州：13,177 日圆/kW
・中部：10,280 日圆/kW
・北陆・关西・中国・四国：8,785 日圆/kW
出处：OCCTO 2025 年 1 月 29 日公布
得标价由第 1 回 14,137（全国一致・遭批评）→ 第 2 回 3,495 急跌（北海道・九州 5,242）→ 其后分区化，第 3 回 5,226 → 第 4 回 7,847 → 第 5 回 11,134，持续上升。背景为数据中心、半导体厂等用电需求增加。
惟储能在主拍卖的投标容量仅占整体约 0.1%（约 24 万 kW），大型储能多流向 LDA。
2MW 案例的三市场堆栈收支示意
日本经产省 MRI 分析了三种使用情境。在容量市场＋辅助服务市场的组合（情境 2）下，以容量市场收入 8,348 日圆/kW/年为基础，在 ΔkW 价格 15 日圆、每日 1 区块、得标率 60% 的条件下，建置成本约 7 万日圆/kWh 以下时，整体收支大致可转正。
2MW／8MWh 的年度收支试算：
| 收益项目 | 年度金额（概算） |
|---|
| JEPX 套利 | 3,000〜5,000 万日圆 |
| 辅助服务市场 | 1,000〜3,000 万日圆 |
| 容量市场（东京区 14,812 日圆/kW） | 约 2,960 万日圆 |
| 收入合计 | 6,000〜11,000 万日圆 |
| 运维（O&M）・保险费等 | ▲1,000〜2,000 万日圆 |
| 输电费（托送费）等 | ▲数百万日圆 |
| 年度营业利益 | 4,000〜8,000 万日圆 |
※ 试算因地区・市场条件而大幅变动。日本经产省 MRI 明载「辅助服务市场的收益展望不确定性高」。本表为公开分析之示意，非任何案件的收益保证。
集成商（aggregator）的选择左右收益
同时参与三个市场需要高度的运营专业。多数事业者会运用集成商（市场交易代理）。
主要集成商：
・
Eneres（エナリス，KDDI 集团）：日本第一家集成商。需给调整市场全 5 项商品皆有参与实绩。
・
Digital Grid（デジタルグリッド）：计划至 2028 年 7 月期累积储能容量达 38.3 万 kW，投资 100 亿日圆。
・
PowerX（パワーエックス）：制造单机 3MWh 的「Mega Power」。获东急不动产等协作案采用。
・
自然电力（Shizen Connect）：以 EMS 技术见长，展开集成运营。
出处：各公司新闻稿 / pps-net.org
与 LDA 型（30MW 以上）的收益结构差异
30MW 以上的 LDA 得标案，以 20 年固定收入锁定年数亿〜十数亿日圆，市场收益约一成额外留存。属于可预测性极高的债券型稳定报酬；因收入预测性压倒性地高，便于组成项目融资（project finance）。
相对地，2MW 级的全市场型（full-merchant）有机会追求较高的报酬，但会直接承受辅助服务市场上限价下调等制度变动风险。
出处・参考数据：
・日本经产省 定置型储能系统普及扩大检讨会 第4回数据 https://www.meti.go.jp/shingikai/energy_environment/storage_system/pdf/2024_004_03_01.pdf
・日本经产省 MRI 2024 年 11 月 11 日数据（辅助服务市场分析）
・日本资源能源厅 上限价格下调决定（2026 年 1 月 23 日）https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/jisedai_kiban/system_review/pdf/110_04_00.pdf
・OCCTO 第 5 回主拍卖得标结果（2025 年 1 月 29 日）https://www.occto.or.jp/market-board/market/oshirase/2024/20250129_youryouyakujokekka_kouhyou.html
・borderless.law 2025 年储能投资指南 https://www.borderless.law/topics/battery_investment_guide_2025/
・pps-net.org https://pps-net.org/column/123147