照搬海外做法，在日本能赚钱吗

需要的理由相同，赚钱的路径不同。海外是电池增加之后价格才动，日本是电池还没来国家就先降了天花板。

我们用同一把尺子，把走在前面的三个市场和日本并排放在一起。尺子是“已并网储能的量，相当于该地区峰值需求的百分之几”。

海外：电池增加了，价格才动

在南澳大利亚，大型储能自2017年开始运行，当储能承担起调整力市场之后，价格在2020年趋于平稳（AEMO）。在英国，1秒商品的价格在2021年顶在上限，2022年12月招标被填满，2023年价格下降（Modo Energy）。在德州，调整力的价格自2022年夏季开始下降。南澳大利亚和英国都是在储能累积到峰值需求的数%时价格开始变动，其后收益结构转向价差和座位，而储能的量持续增加（48-16）。

日本：电池还没来，天花板先降了

日本已并网的储能为64万kW（2025年12月末）。相当于全国冬季最大需求14,784万kW（2024年度。年度最大为2024年8月的约16,084万kW）的0.4%。相比海外的数%〜一成，小了一到两个数量级。即便如此，上限价格仍降到了10日元。背景在于，数量不多的储能却报出了高价。在接近上限（超过14日元）成交的交易，按量只占3.4%，却占了费用的16.8%，而超过14日元的投标中有68〜90%来自储能（2026年5月9日〜7月3日，资源能源厅）。一次调整力的平均中标单价（日元/ΔkW·30分钟），2025年度火电为2.05〜3.39日元，储能为8.82〜13.52日元（EPRX）。国家在给出这一分析之后，下调了天花板。

所以日本走的是与海外不同的路径

海外的顺序是“储能先增加，然后价格在市场中变动”。日本则是在那之前由制度先降了天花板。在47-4看到的三点差异（天花板先起作用、按30分钟细分定价、市场之外有地板）之上，这里再加两点。日本分成9个区域，而且东西频率不同，所以调整力是按区域采购的。连接东西的设备将在2027年度增至300万kW，东北与东京之间增至1,028万kW，但区域差异仍会存在。另外，20年拍卖采用把市场收益约九成返还的机制，与澳大利亚的下限·上限型不是同一种型（意大利的15年固定也要返还调整力利润的八成，但返还对象和比率与日本不同）。

照搬海外做法在日本能赚钱吗？需要的理由相同，所以储能会增加。赚钱的路径不同，所以不能把海外的收益曲线直接套过来，而要用日本的尺子（管区、并网年份、座位费、固定收入、价差）来组。

出处

• 资源能源厅 第4次电力稳定供给WG 资料6，2026年7月14日 p.10-11,14（超过14日元的成交量占3.4%·费用占16.8%〔5月9日〜7月3日〕，超过14日元的投标中68〜90%为储能）
• EPRX《关于2025年度的交易实绩》2026年6月18日 p.14（一次调整力分电源种类的平均中标单价，日元/ΔkW·30分钟：火电2.05〜3.39日元，储能8.82〜13.52日元）
• OCCTO《电力供需及电力系统概况 2024年度实绩》2025年9月（冬季最大需求14,784万kW，年度最大约16,084万kW）／资源能源厅 第9次下一代电力系统WG 2026年3月27日（已并网约64万kW）
• 资源能源厅《关于电力网络的下一代化》资料6，2023年10月31日（FC 210万kW→300万kW，东北东京间1,028万kW）
• AEMO Quarterly Energy Dynamics Q3 2020／Modo Energy（英国 DC价格·FFR价格）／Enverus·Modo Energy（德州）
• 资源能源厅《关于同时市场应有形态的研讨会 第二次中期汇总》2025年10月15日（2030年代前半）