花多少钱买，能回来多少

答案因项目而异。所以我们放了一个只以公开数值为刻度的计算器。拨动它的，是读者这一方。

18个问题讲的是日本为什么需要储能，以及收益结构为什么在变。读到这里的人，接下来问的大多是同一个问题：“那么，花多少钱买，能回来多少？”项目的价格因项目而异。所以这篇文章不把数字说死。我们把决定回报的刻度用公开数值排出来，做成可以拨动的形式。无论特别高压还是高压，都能用同一个计算器来读。

自己算一算

回报是待机费、座位费和价差减去费用之后的部分。下面的计算器只以已公开的水平作为刻度。初始值为50MW·4小时·单价9日元·中标率90%。若拨到聚合商的判断（以座位费为轴，中标率20%前后），回收期就会变长。拨动它的，是读者这一方。

刻度的出处全部是公开数值。单价取自EPRX的成交结果，座位费取自容量市场的成交价格，价差取自本公司2MW的实测，建设费取自经济产业省研讨会资料（补贴项目平均6.8万日元/kWh，超50MWh的系统4.9万日元＋工程1.4万日元，海外产·无补贴为2〜4万日元）。选2小时还是4小时，取决于靠什么赚钱。一次调整力（10秒响应·持续5分钟以上）和二次①（30分钟）用2小时就能坐进去；若要做持续3小时的复合商品并把座位费拿厚，则需要3〜4小时，建设费也随之增加。

本公司会把填入项目实际数值（区域招募量、座位空余、并网年份、建设费估算、中标率实测）的三种情景，随项目一并提供。

中标率由什么决定

表的纵轴（单价）可以按公开数值来读。横轴（中标率）则因项目而异。决定它的是“相对该区域的招募量，自己有多少MW”和“与谁竞争”。

10MW以下的高压储能，有储能专用的额度（一次离线）。全国约500MW／时段，截至2026年8月，东京已坐满八成，中部·九州为4〜5成，关西·中国地方·北海道则有6〜8成空座（47-3）。10MW以上的特别高压进不了这个额度，只能坐在线的座位，在那里与火电·抽蓄同台报价竞争。北海道·四国·九州·中国地方的在线座位缺口率在1%以下，也就是已被抽蓄和火电填满，东北·北陆还有约四分之一空余。火电的中标单价2025年度为2.05〜3.39日元（EPRX）。大型储能要拿到高中标率，就必须报出低于火电的价格，这正是表格下方两行（3日元·4.4日元）的含义。

这里正是本公司与聚合商判断分歧的地方。聚合商以座位费为轴，把调整力当作叠加项，按较低的中标率来看。本公司则把调整力放在轴上，用三种情景来摆动中标率和单价。谁对谁错，要把区域招募量（47-2）和座位的填满程度（47-3）与项目规模并排来看才知道。所以本公司会针对每个项目，指出它位于表格的哪一格。

高压2MW的实测

高压2MW/8MWh的年营收实测是可以公开的。9个管区最近12个月，每2MW约为4,000万〜8,600万日元（每kW 2.0万〜4.3万日元/年）。首位与末位相差2倍，其中仅容量市场和价差构成的“地板”就有4,340万〜5,841万日元，调整力叠加在其上（专栏《同样是2MW，年收入可以是2.9亿日元，也可以是6千万日元》）。建设费以5〜6亿日元为参考（日经能源Next），按6.8万日元/kWh计为5.4亿日元。

买方既有日本国内的事业公司，也有海外资金。对国内事业公司而言，2026年7月31日施行的“大胆投资促进税制”的即时折旧是有效的。若由自己取得并用于自身业务，取得价额有可能在首年度一次性计入损金（要件和适用方式见专栏45·22）。分配和回收的时点不会改变，起作用的是投资者一侧的税。

已公开的回报水平

回报的绝对水平，引用已公开的数值。三菱综合研究所提交给经济产业省研讨会的敏感性分析显示：在收益不通过合同固定的情况下，即便计入容量市场收入，基准IRR为−1.5%（建设费6万日元/kWh·4小时）。建设费5万日元/kWh时为0.4%，3万日元/kWh且批发价差上行时约为14%。若用合同固定，以特别高压47MW/188MWh（4小时）的一般案例，在租赁（Tolling）之上叠加容量市场、借款75%时，股东回报为18%出头（专栏30）。把上面按1kW计的表套用到2小时型的建设费上，会落到这些公开水平之外。差别来自对中标率和单价的判断，本公司会按项目以三种情景呈现。没有写明前提的回报率，无论出自哪家公司，都还是地基未定的数字。

要过的关卡有5道

1. 外汇法。电气业属于对内直接投资的指定行业，外国资本取得很可能需要事前申报。不过“核心行业”仅限最大出力5万kW以上的发电事业者，因此数十MW的特别高压和2MW的高压，按规模预计都不属于核心。手续繁琐，但是可以通过的关卡（专栏24）。
2. 收入课税。地方税法把卖电视为“电力供应业”，即便没有利润也按营业额课税（标准0.75%）。供需调整市场的收入是否计入课税对象，需向县税事务所事前咨询以确定（专栏31）。
3. 消防与选址。容量超过20kWh须向消防部门提交设置申报，室外原则上距建筑物3m以上。市街化调整区域只要通过开发许可和消防即可设置，但取决于各自治体。用地签约之前先做事前协商。
4. 等并网。相对于接入研究的1亿7,200万kW，已并网的只有64万kW（48-13）。有些项目电网侧工程要等3〜5年。海外资金应该买的是“并网日期已确定的项目”或“已经在运行的项目”，本公司的技术尽职调查正是看这一点。
5. 运营委托。每天47个时段的报价以及容量市场的规则应对，不是业主自己该干的活。应委托给聚合商，报酬为市场收入的5〜15%（公开的只有RE100电力的5%）。选择实绩披露详细的聚合商，在引入银行时同样有帮助。

有没有退出通道

有。买方是电力公司及其周边的资金。关西电力提出在2030年代早期开发约100万kW储能电站的目标，并与近电·MUFG设立了约25万kW·65亿日元的基金（2026年6月）。东京燃气把20年租赁累积到3个项目·110MW，计划运营6个项目·300MW。多奈川99MW（关西电力出资40%）获得了日本首笔全市场化型项目融资，新潟的49MW获得了100亿日元公司债。还有伊藤忠商事的储能基金（逾80亿日元），以及芙蓉综合租赁等8家公司6个地点·174MW的SPC。开发途中进入的资金和临近建成时买入的资金，都有各自的座位，价格差就是时间与施工风险的对价。

本公司的位置

本公司持有90余个项目信息，从事已并网·并网确定的储能电站的技术尽职调查与买卖。面向海外资金以特别高压为主、同时也做高压；面向国内事业公司则提供适用即时折旧的结构。各项目的数字，会以明示位于上表哪一格的三种情景，随项目一并提供。

出处

• EPRX 成交结果（2026年3〜8月：储能的一次调整力 全国加权平均9.3日元，全电源加权平均4.4日元，最低中标价中位数3日元档）／EPRX《关于2025年度的交易实绩》2026年6月18日（火电的一次调整力 平均中标单价2.05〜3.39日元）／资源能源厅 第4次电力稳定供给WG 资料6 2026年7月14日（上限10日元，下一档7.21日元为附条件）
• 据EPRX 交易实绩（2026年8月·速报）本公司汇总：一次离线额度的座位与中标（47-3），一次在线招募量 约1,500MW／时段（47-2）
• OCCTO 容量市场主拍卖成交结果（面向2029年度：北海道·东北·东京14,812日元/kW，九州15,112日元，中部10,280日元，北陆·关西·中国地方·四国8,785日元）／FY2029 调整系数表（2025年7月31日）
• 经济产业省 2024年度第5次 固定式储能系统普及扩大研讨会 资料3（2025年1月30日：6.8万日元/kWh，超50MWh 系统4.9万日元/kWh）／第3次 资料3（2024年8月29日：海外产·无补贴2〜4万日元/kWh）／日经能源Next（高压2MW/8MWh级初期投资 5〜6亿日元）
• 本公司专栏《同样是2MW，年收入可以是2.9亿日元，也可以是6千万日元》（9个管区2MW年营收 约4,000万〜8,600万日元，地板4,340万〜5,841万日元，JEPX部分1.1〜1.7万日元/kW/年）／专栏30（4小时·一般案例·借款75%时股东IRR 18%出头）／专栏40（建设费）·07（O&M 1〜2%、聚合商报酬）·24（外国资本的关卡）·31（收入课税·选址）·45·22（即时折旧）
• 三菱综合研究所提交给经济产业省研讨会的敏感性分析（无固定时基准IRR −1.5%，建设费5万日元/kWh时0.4%，3万日元/kWh且价差上行时约14%）
• 经济产业省《大胆投资促进税制》2026年7月31日施行／财务省 对内直接投资指定行业·核心行业告示／地方税法（电力供应业的收入课税 标准税率0.75%）／消防法·火灾预防条例
• 关西电力·MUFG 新闻稿 2026年6月16日／日经BP 2025年6月（关西电力 2030年代早期约100万kW）／东京燃气 新闻稿 2025年6月30日／三菱UFJ银行 2025年5月7日（多奈川99MW）／瑞穗证券 2026年4月17日／日本蓄电池·理光租赁 2026年4月27日／伊藤忠商事 2024年9月30日／芙蓉综合租赁 2026年3月26日
• RE100电力（聚合商报酬5%）