日本电网侧储能 入门问答

指直接接入电力公司输电网（电力系统）的大型储能设备。它吸收光伏和风电出力的波动，维持频率——作用是支撑电力系统的稳定。

它做的事情有三件。

• 在电力过剩的时段充电
• 保持随时可以响应的状态待机
• 频率一旦紊乱，在10秒以内自动响应

也许出乎意料，赚钱的核心并不是卖电，而是对“保持随时可以响应的状态待机”这件事本身的付费。这一点在Q3里详细说明。

目前普及的主流是被称为“高压2MW级”的规模，占地原则上在1,000平方米前后。具体来说，就是出力约2,000kW、可储存电量约8,000kWh的一套设备。这两个是不同的单位，2,000kW指一次能输出的功率，8,000kWh指能储存的电量。请不要把它们混在一起。

不需要常驻技术人员。因为在这个规模下，法律要求的电气持证人员可以按规定委托给外部。不过冷却风扇会持续运转，所以是有声音的（Q19）。

另外，这个规模不属于电气事业法上的“发电事业者”。成为发电事业者的条件是：出力在1,000kW以上，并且为向零售电力事业者等供电而接入的最大电力合计超过1万kW（10MW）。工程计划申报等繁重手续开始适用的门槛（出力1万kW以上，或容量8万kWh以上），也远远高于这个规模。另一方面，向消防部门的申报是必须的。对象是容量超过20kWh的储能设备，因此8,000kWh级当然包含在内。

最大的区别在于，不确定性落在哪里。

光伏的售电价格，过去是20年固定的。变动的只有发电量，而发电量可以根据日照量的统计以概率来估算。银行当年要核实的东西，归根结底也是日照量。

储能正好相反。运行的电量在一定程度上可以由自己决定，但价格没有固定。收入的大部分取决于每一天的市场行情。请把它理解为：不确定性并没有消失，只是从电量转移到了价格上。

还有一点很重要。储能不是光伏的替代品，而是正因为光伏增加了才变得必要的设备。白天市场价格跌到接近零、傍晚又猛涨的“鸭子曲线”已成为常态，这个价差成了三个收益来源之一（在JEPX上的价差交易）的源头。一天中最高价与最低价之差，已从2020年前后的约4日元/kWh扩大到2024年的平均约20日元/kWh，扩大了5倍。

把光伏的那套感觉原样搬过来，会在一些地方栽跟头。最典型的是接网研究答复书。在光伏里，“答复书＝基本等于并网确定通知”，但储能不是这样。答复书之后，还有另外的合同流程。

另外，虽然没有像20年固定收购价那样的制度，但针对建设费用的补贴制度是另外存在的（Q12）。

销售对象有三个。各自的买方和机制都不一样。

实务中，参与市场、成交、结算一般都通过被称为聚合商的代理公司来进行。也有业主本人成为交易会员、只把日常运行委托出去的做法。

核心是第二个。电力的用量和产量必须时刻一致，否则就会停电，因此作为这个调节角色处于待机状态本身就有钱可拿。即使实际上没有充放电也能拿到。响应速度快的储能在这个市场上具有结构性优势。2025年度上半年的实绩中，一次调频里储能为9.6～13.5日元，火电为2.1～3.4日元（日元/ΔkW・30分钟），拉开了3～6倍的差距。不过这是上限价格还是19.51日元时期的实绩。上限已在2026年3月下调到15日元，并将从2026年9月1日的实际供需部分起变为10日元。

不过，这三项并不能同时赚。这说的是：一台设备的容量，要怎么分配到一天48个时段（每30分钟一个）上。自2026年3月13日起，顺序变成先向JEPX投标，把没卖掉的部分再投向供需调整市场。充电期间无法投向市场，所以也不可能把48个时段全部拿去卖。

第三个容量市场，与实际是否运行无关，是对“存在并处于待机”付费。拍卖在实际供需的4年前举行，合同原则上为1年。价格因区域而异，实际供需2028年度部分中，北海道・东北・东京为14,812日元/kW，北陆・关西・中国・四国为8,785日元/kW。因为是1年合同，所以每年都会变。

但请不要拿这个单价直接乘以2,000kW的出力。签约的是“设备容量×调整系数”，4小时的储能会被系数打折（东京年平均约70.8%）。把系数也算进去之后的实际收入，2MW一年大约是2,000万～2,600万日元。

一年到底是多少，在Q8里说明。

光伏和风电增加了，电量随天气大幅摆动。吸收这种摆动的角色还不够——储能的用武之地就在这里。

“不够”这件事在数字上看得见。截至2025年12月末，实际接入输电网的电网侧储能约为64万kW。而堆积在接网研究受理窗口的量约为1亿7,200万kW，相差约270倍。

不过，把这个差距只读成人气旺盛的证据是错的。这里面大量包含着防灾公园、或者有他人建筑物的土地这类可行性很低的“空占位”。因此国家从2026年开始收紧。1月起申请时必须提交土地的调查结果，4月起保证金已从工程费负担金概算额的5%提高到10%。还要求在获得并网承诺后的2个月以内证明对土地的使用权源。

然后，老实说：油水正朝着变薄的方向走。

• 市场的空缺，从实测来看已经在缩小。一次调频（离线）的缺额率已从2025年度的约96.6%降到2026年4～6月的67.9%
• 收益的天花板被制度压低了。上限价格自2026年3月13日交易部分起从19.51日元降到15日元（下调约23%），并且已确定自2026年9月1日实际供需部分起降到10日元。招标量（市场采购的量）也被大幅压缩，交易所的手续费翻了一倍
• 再往后还提出了7.21日元这一水平，但这个还处于研究讨论的阶段

另一方面，容量市场的价格处于上升基调。背景是数据中心和半导体工厂带来的电力需求增加。赚钱方式的重心正在从“待机的对价”向“存在的对价”转移——这是比较接近实情的看法。

关于“还能持续多久”，我们没有以年数给出的答案。能确定的只有三点：空缺已经在缩小；上限价格还在继续下调的方向上；新拿到电网容量的门槛从2026年起提高了。反过来说，已经取得接网研究答复的项目，其价值相对而言是在上升的方向上。

露面的都是公司。

第一类是上市公司。2026年7～8月，性质各不相同的3家公司的收购与组建，在48小时之内先后披露。一家为成品支付了约7亿日元，一家为耗时3年建设的100MW级项目安排了债务融资，还有一家买下已在运行的2MW并上调了当期业绩预期。

第二类是既不是电力公司也不是发电公司的跨行业企业。住友商事、上组（港湾运输）、石油资源开发、出光兴产、东急不动产、West Holdings——行业五花八门。由于建设、运维、市场运行都可以全部委托给外部，来自电力行业之外的进入者不断出现。

第三类是租赁公司和基金。大型租赁公司提出了很大的投资额度，据报道，东京Century到2030年3月期为1,000亿日元，三井住友金融租赁到2032年3月期为2,000亿日元规模。这是跨年度的投资计划，不是单个项目的价格。伊藤忠商事在2024年组建了日本国内首只电网侧储能专项基金（超过80亿日元）。

海外投资者也在来看项目。不过电力业属于外汇法的指定行业，很可能成为事前申报的对象，审查原则上为30天，若涉及安全保障方面的议题最长可延至5个月。付款交割的安排必须与之匹配。

也许出乎意料，在这个市场里，能用现金当场拍板是一种优势。卖方多半要求在1个月前后完成结算，而靠借款购买的一方，光是内部审批和银行审查就要1.5～2个月，若是项目融资则需要半年到1年。并不是贷不到款，而是来不及。

还有一点。在购买成品的交易中，被审查的其实不是买方，而是卖方和建设公司的信用。因为要在交付之前先付出数亿日元，所以在这一关卡住内部审批的项目并不少。如果卖方是上市公司的集团公司，即使是同样的标的、同样的价格，审批也更容易通过。

审查期限的数值、现金当场拍板成为优势的这种力学、以及因授信而卡住审批的说法，都没有可信的公开统计，是我们在现场的观测。

高压2MW级的话，占地原则上在1,000平方米前后。到了特高压的50MW级，大致需要1万平方米（约3,000坪）以上。规模不同数量级就不同，所以面积的数字务必和规模一起看。

不过，面积并不是决定性因素。在决定土地价值的各项条件中，影响压倒性大的是“到接电位置的距离”。

关于市街化调整区域，常有人说“不能放”，但这并不准确。只要通过地方政府的开发许可和消防这两关就可以放。不过高压2MW级不属于电气事业法上的“发电事业者”，因此用不上面向发电设备的适用除外，只能作为第一种特定工作物正面申请开发许可。而在地方政府尚未制定审查标准的地区，既然没有标准，就无从发放许可。请在签约之前，向地方政府取得书面答复。

消防这道关卡与开发许可是分开的。容量超过20kWh的储能设备需要提交设置申报，室外设置时原则上与建筑物保持3m以上间距是一条标准。也有放宽和免除的情形，多个集装箱的容量如何合并计算，各辖区消防的做法不同，因此要在设计之前先行协商。

到住宅的距离并不是合格与否的界线。请把它理解成一个“旋钮”：越近，需要做的确认就越严。真正构成放弃界线的，只有超过夜间噪声标准、并且靠措施也无法解决的时候（Q19）。

灾害风险地图也一样，请不要以有没有上色来一刀切。那张图是为避难而做的，画的是一年发生概率不到0.1%的最坏的一幕。把着色区域全部排除掉，候选地就会集中到山边和台地，结果只是换成了土砂灾害、场地平整费、并网距离这些别的成本。不过“房屋倒塌等泛滥设想区域”“土砂灾害特别警戒区域”，以及超出垫高极限的深度浸水（参考标准：设想最大规模下超过3m～5m级以上），是靠措施也救不回来的放弃界线。

在找人商量之前，有3件事可以自己先确认。用Google Earth量一下到最近的输电铁塔、变电站的直线距离。看输配电事业者公开的电网空余容量地图。用登记簿确认土地用途和面积。不过这只是初步筛选。空余容量地图往往没有反映储能特有的双向问题，最终确定的是接网研究的答复（申请一个地点约20万日元，出答复原则上需要2～3个月，答复书的有效期为1年）。

土地没有统一的每平方米单价行情。价格取决于电网条件、接网容量、区位与场地平整、市场环境、权利推进的程度。

以高压2MW/8MWh级来说，请把两个数字分开看。“自己建要多少钱”和“买要多少钱”是两回事。

作为实际成交额被公开的，只有以约7亿日元取得约2MW/约8MWh建成项目的1宗（2026年7月30日的及时披露公告）。5亿～6亿日元是《日经能源Next》报道的初期投资参考值。权利阶段的1.5亿～2亿日元、带实绩的8亿～10亿日元，以及成品的价格上限，是我们在买卖中介现场看到的观测值，并不是公开统计。

有时会听到“只买权利的话1.5亿～2亿日元就能起步”的说法。这里要注意。那1.5亿～2亿日元是首付。在此之后不再往设备和工程投入3.5亿～4.5亿日元，就成不了成品，而且建成的风险和电网的风险都要自己承担。

3.5亿～4.5亿日元是从初期投资参考值5亿～6亿日元中减去权利部分倒算出来的数值，不是汇总报价得出的数字。

除标示价格之外，还有两项要放进资金计划。一是设备部分产生的消费税（如果是纳税事业者，可以通过进项税额抵扣拿回来，但在退税之前要先垫付），二是付款时点带来的价格差。同一个标的，现金即时结算与交付时付款之间，有时会看到约6%的差距。这个差不是折扣，而是卖方承担买方结算风险的对价。

另外，仅凭这个规模的1套设备去做银行的项目融资，目前在结构上是不利的。审查和合同文本制作的固定成本很重，几亿日元的项目无法把它完全转嫁到利率上。已公开的大额融资，要么是特高压项目，要么是把全国14处捆在一起的组合型（Q11）。

指望补贴而从总额里打折扣也很危险。补贴对象只有施工设计费、设备费、工程费这三项，土地、场地平整、并网工程费负担金、受变电设备、基本设计费、消费税都不在对象内。总成本的3～5成会落到不在对象内的费目上，这是现场的体感（Q12）。

先说清楚。以下讲的是“营业额”，不是到手的净收入。

我们把JEPX和EPRX的成交结果做了全量汇总（2025年7月～2026年6月的365天），高压2MW/8MWh级的年营业额，在9个电力管区的中位数为2.7亿～2.9亿日元。汇总上最高的是北海道的约2.86亿日元，但北海道在这12个月里供需调整市场本身就很薄，并不是一个能把这份行情吃满的管区。招标量、缺额率、单价三点全部满足的只有东北，我们认为东北的约2.85亿日元才是实质上的第一。而其中约8成来自的不是电力买卖，而是供需调整市场——对“处于待机”这件事的对价。

从这里开始，有三点要注意。

第一。这是营业额。要从中扣掉给运行代理公司（聚合商）的手续费。公开的费率只有1家公司的“市场利润的5%”。由于这家公司提到竞争对手是“10%前后”，我们估计大约在市场利润的5～15%左右。另有二手信息谈到10～30%这样的水平，但这个我们没有取得佐证。假设把10～30%套用在仅供需调整市场的年营业额（中位数・约2.3亿日元）上，算下来每年会有2,300万～6,800万日元落到运行公司一侧。此外还要扣除运维、保险、输电服务费等。

第二。并不是区域之间差好几倍。9个管区的合计，从最高的北海道约2.86亿日元到最低的关西约2.71亿日元，落在一个很窄的区间里。差别明显的是容量市场和JEPX这两层，第一名与最后一名之间一年相差1,502万日元左右。

不过，这个区间看起来窄，也有汇总方法上的原因。占收益8成的供需调整市场，并没有公布仅针对储能的分区域单价，因此我们对所有管区都放了同一个数字。实际上能不能把那份行情吃满，各管区并不相同，要用招标量、缺额率、属地单价这三点来判断。

有时会有这样一种说法：“同样是2MW，一年可以是2.9亿日元，也可以是6千万日元”，但这6千万日元讲的不是区域差异。对同样的运行方式，是套用储能的实际中标单价，还是套用包含火电和抽蓄在内的市场整体平均单价——这是取单价方式的差别。约4倍的这个落差，就是“监管的统计”与“从业者的体感”之间的距离。

第三。产生这些数字的制度，已经在改变。实测的365天中，有256天处在上限价格为19.51日元的旧制度之下，变成15日元的只有最后的109天。也就是说，这2.7亿～2.9亿日元是靠一个已经结束的单价水平撑起来的数字。而且从2026年9月1日的实际供需部分起，上限将下调到10日元（到8月31日实际供需部分为止是15日元）。既然收益的约8成来自供需调整市场，那么上限每下调一档，来自供需调整市场的收益就会几乎按比例缩水。

因此我们另外推算了在下调推进、并且储能的实际单价进一步靠向市场整体平均之后，3～5年后的巡航水平。这并不是说仅凭9月1日降到10日元，就会一下子掉到这个水平。

这同样是年营业额（销售额）的概算。乐观＝上限维持15日元、容量市场指标价格翻倍得到体现、同时市场延后；中性＝下调一档到10日元、翻倍得到体现、竞争缓慢增加；悲观＝降到7.21日元、竞争急剧增加、同时市场在期间内部分适用。这是标明了前提的推算，不是确定值，会因个别项目的接网费、工程费负担金、运行能力而大幅变化。

所以，请不要照单全收“收益率是百分之几”这一句话。该问的是：这是哪个时点的数字、是营业额还是到手的净收入、以及手续费是按百分之几来计算的。

关于高压2MW/8MWh，我们的专栏只给出过一个回收年数。在把建设费设为6.4亿日元、年营业利润设为4,000万～8,000万日元（年营业额6,000万～1亿1,000万日元）的粗算模型里，是8～16年。这是2026年4月时的数字，前提是供需调整市场的上限价格为15日元。

这里希望您注意到的是，这个年营业额6,000万～1亿1,000万日元，与Q8的实测值（每年2.7亿～2.9亿日元）相差3倍以上。同样是2MW/8MWh，仅仅是单价的设定不同，结果就会有这么大的变动。问回收年数的时候，请务必连带确认“这是把年营业额设成多少算出来的”。

这个数字里还有一些没算进去的东西：税金、贷款的还款，以及第10～15年预计会发生的电池更换费用。请把它理解为用年营业利润去除建设费的简单计算。

市面上也流传着“能更快回本”的说法。作为其他公司的试算，介绍过这样一种情景：如果投标的量全部中标（满额成交），年收益约4.5亿日元、回收约1.5年。不过这不是实绩而是试算，前提很极端。上限价格下调之后，结果会有很大变化。

也说一下不能这么算的做法：把7亿～8亿日元的买价，除以Q8的年营业额2.7亿～2.9亿日元，得出“3年回本”。2.7亿～2.9亿日元是营业额而不是利润；而且这本来就是前提和时点都不同的两篇专栏的数字，相除在逻辑上不成立。

影响回收的变量如下。

• 接入电网所需的工程费。即使每年赚的钱一样，总投资额变了收益率也会动（以50MW级为例，总投资额100亿日元时IRR为10%，118亿日元时为7.8%）
• 收入侧的制度变更。供需调整市场的上限价格已从19.51日元降到15日元，并将从2026年9月1日的实际供需部分起变为10日元。再往后还提出过7.21日元这一水平，但那是有条件的，尚未确定
• 从开始受电到能在市场上赚钱之间的空白期。通常需要1～3个月
• 第10～15年的电池更换费用

也写一下不能指望的东西。20年这个运营期限，不能当作理所当然的前提。既然没有20年的固定收入合同，做多少年就要由合同和收支来决定（税务上的17年是另一回事。见Q23）。最后靠卖掉设备来回收，这个指望也立不起来。因为处置二手储能电池的市场还没有发育起来。

再说一个不中听的事实。在不通过合同锁定收益的情况下，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，即使把容量市场的收入算进去，基准情景的IRR也是负1.5%（前提是建设费6万日元/kWh）。要转为盈利，条件是把建设费降到5万日元/kWh以下，或者批发电力的价差高于预期。

收益率指标（IRR）和“几年能收回本金”是两回事。在特别高压47MW的试算中，IRR13.3%对应回收7年、6.6%对应11年、3.5%对应14年，并不是简单的倒数关系。

运营开始之后要花出去的钱，大致有6类。

• 维护管理（O&M）— 监视、巡检、故障时的到场处理、确保持证人员
• 支付给运营代理公司（聚合商）的报酬
• 保险费
• 输电网的使用费和发电侧收费等
• 有贷款时的还款
• 第10～15年预计发生的电池更换与扩容

各个费用项目可以给出大致水平，但先说清楚：请不要把这些加起来算成一个“每年◯万日元”的总额。它们各自的前提（规模、区域、合同设计、有无折扣）都不同，加起来就会得出一个并不存在的精度。

最该老实写出来的是维护管理费。这个领域还没有公开确立的标准单价。能参照的，只有国家拍卖中为计算上限价格而设定的模型里的人工费单价（每1kW每年5,000日元），以及美国NREL的“约为建设费的2.5%”。后者包含电池扩容费用、且以运营15年为前提，不能原样当作日本的维护费。现场也有含保险每年500万日元前后的看法，也有不含保险每年250万～300万日元的看法，但两者都是从业者给出的数字，并不是经过官方核实的水平。

所以看报价时，请不要用总额来比较。把持证人员、监视、到场处理、通信、保险按项目分开并列出来，才谈得上贵还是便宜。

在运营代理的报酬上，请务必确认“是对什么收的百分之几”。同样是“5%”，是对营业额总额的5%，还是扣掉充电成本等之后对利润的5%，支付的金额会差近一倍。如果按总额计算，业内行情据说是3～10%。签约前要看四点：容量市场的收入是否计入计算对象；充电成本是扣除之前还是之后；罚款由谁承担；交易所的手续费是否另计。

还有一项会随设计变动的费用。为使用输电网而签订的合同电力怎么定，高压情况下会产生每年1,000万～1,900万日元级别的差额（10家公司平均约1,536万日元）。这不是费用的总额，而是因设计高下而变动的幅度。

电池的更换费用不是每年都有，但第10～15年可能会出现。看20年的计划时，请确认这笔费用有没有算进去。

专栏的2MW/8MWh模型，把O&M费和保险费等设为每年1,000万～2,000万日元，把输电服务费等设为每年数百万日元（另一个模型把支出合计设为每年1,500万～2,500万日元）。不过运营代理的报酬、电池更换、贷款还款并没有算进这个模型，所以请不要把它读成年度费用的全部。

能贷到。不过如果是“只做一座高压2MW级”，情况就不一样了。

先纠正一个常听到的说法：“因为没法设定担保，所以贷不到款”——这个因果关系是错的。设定担保本身是可以做到的。有把设备本身作为担保的办法（也可以登记），如果土地是自己的，还可以把土地和设备合在一起作为一个担保。稀缺的不是能不能设定担保，而是卖掉这套设备来收回贷款的指望。因为处置二手储能电池的市场还没有发育起来。

所以决定贷不贷的不是担保，而是通过合同能把现金流看得多清楚。看一看公开的案例就很清楚了。

西乡村的62亿日元／65亿日元这一比例，由于合同能否追索到母公司、有无母公司担保、自有资金有多少均未披露，不能原样套用到其他项目上。

问题从这里开始。上面的例子全都是特别高压的大型项目，或者是把多个站点捆在一起的。只用一座高压2MW级去做项目融资，目前在结构上是不利的。审查、合同文本制作、代理事务等固定成本很重，几亿日元的项目无法把这些成本完全转嫁到利率里。

现金结算之所以是主流，也不是因为贷不到款。卖方要求在1个月前后完成结算，而买方走公司内部审批加银行审查要1.5～2个月，如果是项目融资则要半年到1年。不是贷不到，而是来不及。

现实可行的路径有3条。

• 先用现金拿下，等投运出了实绩之后再做再融资。运行实绩是最管用的授信材料
• 先把长期固定收入合同谈定，然后再去贷款
• 使用租赁或分期付款

在小规模区间，也公开过这样的组成案例：通过贷款型众筹，对应担保评估值6.02亿日元贷出4.95亿日元（折扣率约八成）。不过利率会比银行的项目融资高。

最后有两点提醒。如果土地是租的，担保的设定方式会受限制（租赁权上不能设定抵押权）。另外，用了补贴的项目，把设备拿去做担保也属于“处分”，需要事先批准，因此事后再引入贷款的自由度会下降。

关于卖方、买方的审查期间，没有可靠的公开统计，这是我们在现场的观感。

制度是有的。不过这里想写的不是“怎么拿”，而是“要不要用的判断”。

高压2MW级适用的是“1/3以内、上限10亿日元”这一档。不过请不要拿建设费的总额去乘1/3。能成为补贴对象的只有三项：施工设计费、设备费、工程费。土地费、场地平整费、受变电设备、接网工程负担金、基本设计费、消费税都不在对象内。总成本的三到五成会落在这些对象外的部分，这是现场的体感。

在此之上，用了补贴会附带什么。

• 17年内，出售、出租、拆除、抵押都需要事先批准
• 3年的效果报告，以及5年的资料保存
• 会附加安全规格和认证方面的条件，实质上会把选择推向国产的成套方案

“17年”这个数字，并没有写在招标要领本身里。要领写的是“法定耐用年限的期间”，按省令的分类去解读的结果，对应到17年。

这17年的约束，会作为折价一直体现在将来出售时的价格上。而且，在处分限制期间内出售时返还金额的计算方法，要领里没有明确写，取决于操作惯例。转让SPC股权的形式是否实质上构成处分，也需要逐案去询问确认。

在价格方面，也不一定就划算。国家的资料整理指出，补贴项目的设备加安装工程为每1kWh 6.8万日元，而不使用补贴、选择海外产品的项目也有2万～4万日元的水平。6.8万日元即使减掉1/3也约为4.5万日元，所以用自有资金买海外产品，有时反而更便宜。

这里每1kWh的金额，是储能系统（及安装工程）的价格，不含土地、场地平整、受变电、接网工程负担金。海外产品的2万～4万日元是否包含工程费，从国家的资料里看不出来。Q7的5亿～6亿日元是包含这些在内的总额，所以不能简单比较。

也整理过不用补贴反而更合理的情形：物价上涨或日元贬值、想选海外产品的时候；等待评审通过的6～12个月延迟会致命的时候；与FIT/FIP设备并设的时候；以及打算在几年内通过并购退出的时候。

最后两点。最近一次（令和7年度）的招标已经结束。制度每年都会修订，请以下一次招标发布时的要领为准确认。另外，JC-STAR★1这项网络安全认证，既是补贴的要求条件，同时预计从2027年4月（高压）起，无论有没有补贴，都会成为接入电网的必要条件。

先从“第一年就能全额计入费用（即时折旧）”这个说法说起。

这项制度（大胆投资促进税制）确实会设立，但还没有开始。作为依据的产业竞争力强化法修正案要通过并施行，再加上规定施行日的政令、经济产业省令、申请表格全部齐备，才能提出申请。“通过了”“施行了”“可以申请了”，是三件不同的事。

还有更重要的一点。税制改革大纲的正文里，“电网侧储能”“储能所”这样的词一次都没有出现过。大纲列举的只是“机械装置、工具、器具备品、建筑物……”这类设备种类。是否成为适用对象，要由今后才会定下来的省令标准，和逐个投资计划由经济产业大臣确认这两道关来决定。在现时点上，并不存在能断言“电网侧储能所可以即时折旧”的一手资料。

就算能用，也有4点需要注意。

第一。税金的总额一日元也不会减少。储能电池本体和PCS在税法上要分17年计入费用，即时折旧只是把它提前到第一年。之后年份的费用会减少，利润反而会增加。得到的好处只有“能够延后缴纳”那部分的时间价值，在30亿日元、实际税率30%、折现率5%的试算中，净额为2亿日元前后。

第二。投资规模有下限。需要以投资计划为单位满足35亿日元以上，中小企业者等则为5亿日元以上。并不是说一个站点5亿～6亿日元就够得上5亿日元这条路径。大型企业出资过半的SPC属于“视同大企业”，即使注册资本在1亿日元以下也不能走5亿日元路径，而是35亿日元。

第三。合同的形式会让它变得不可用。大纲把“以出租给他人为目的”排除在对象之外。自己运营的类型倾向于可用，锁定收入的托管（tolling）型倾向于不可用。麻烦之处正在这里：越是容易拿到贷款的合同，离即时折旧就越远。

第四。与补贴并用也不会双重生效。接受补贴的部分在税务上的“购入金额”会缩小，因此预计实质上会被排除在即时折旧的对象之外（这是沿着以往类似税制的处理方式作出的看法，细节还要等今后的政令省令和通知）。

也请把退出考虑进来。把账面价值降到接近零的设备卖掉时，转让收益会被一次性征税。没有可以缓和的特别规定。如果打算在几年内出售，有些情形下选择7%的税额抵免而不是即时折旧更合理（可抵扣的上限是当年法人税的20%）。

另外还有一项与法人税不同、也会产生影响的税。电网侧储能所在地方税法上属于“电气供应业”，法人事业税不是按利润而是按收入金额征收。也就是说，只要有售电收入，即使亏损也要纳税（开始售电之前的建设期间不属于这项征税对象）。标准税率0.75%再加上特别法人事业税，实际大约相当于售电收入的1.05%。不过供需调整市场的“待机的对价”是否计入这一对象，国家还没有给出见解。向县税事务所事先咨询是实务做法。

税务方面请务必咨询税理士。

可以。日常的运行和在市场上的买卖，都可以交给外部去做。

先说在这个规模下不需要做的事。高压2MW级不需要发电事业申报，不需要工程计划申报，不需要使用前自主检查，也不需要安全管理审查。繁重的手续是从出力1万kW／容量8万kWh开始的。

在电气事业法上必须做的，是以下3件（除此之外，还另有向消防部门的设置申报等）。

• 持续符合技术标准
• 选任电气主任技术者（持证的电气保安监督人员）
• 制定保安规程并申报

其中主任技术者不必自己雇。可以委托给电气保安法人等并取得国家的批准（能用的条件是出力不足5,000kW、电压7,000V以下）。市场上的投标、每30分钟提交计划、偏差的结算，实务也都由聚合商来做。

那么，留给业主自己的是什么？有4件。

第一，用合同定下“谁负责什么”。储能所是靠一束合同运转的，某一时刻同时有3～4份，整整一天算下来累计有8～10种合同在同时发挥作用。尤其是“发生异常时最先行动的是谁”，不写下来就不会成为任何人的职责（Q16）。

第二，把记录留在自己手里。按固定格式记录每月的市场参与实绩，BMS、EMS的日志和运行历史保存3年以上到云端。这不是作为法律义务，而是出事故时能真正拿到保险金的立足点（Q20）。

第三，税的确认。只要在卖电，即使亏损也要按营业额缴纳法人事业税（按收入额课征。实际大约相当于售电收入的1.05%）。而且供需调整市场的“待机的对价”是否计入这一对象，没有官方答复，向总部所在地的县税事务所事先咨询、把它确定下来，就成了业主的工作。

第四，开始之前的准备安排。运营体制、主任技术者、通信，实务上要从接入电网的半年前左右开始着手。运营公司出报价要花2.5～3周。设置好的备用路由器，采购有时要2.5～3个月（这是从网络设备整体交期变长看出的大致水平，储能所专用路由器单品的交期还没能确认）。

最后提醒一点。即使把工程整包（交钥匙）委托出去，也不一定包含投运后的维护、保修和通信图纸。请在合同里确认是否包含。另外，设备就算建成，只要参与市场的手续还有一项没办完，收益就不会开始。

安排充放电、在市场上替您赚钱的，是叫聚合商的代理公司。对高压2MW级来说，这不是“选不选”的问题，而是没有它收益就立不起来的前提条件。因为投标、提交计划、通信这些实务，只有一座是转不起来的。

另外，设备的维护管理不在聚合商的职责范围内。停机时前往现场的主体是另一方（Q16）。

先说手续费。公开费率的只有1家公司，那家公司的说法是“按市场利润的5%”（合同期为1年或5年）。其他公司不公开，但那家公司在自家网站的比较表里把竞争对手写成“10%前后”。如果这是事实，那么可以推算为市场利润的5～15%左右。这不是公开发表的行业统计。而且“市场利润”是扣掉什么之后的，各家并不一致。

同样是“5%”，对什么收的5%不同，实际金额会差近一倍。签约前请以书面确认这4点。

• 容量市场的收入是否计入计算对象
• 是在扣除充电成本（在JEPX购电的费用）之前，还是之后
• 与计划出现偏差时的罚款（不平衡费用）由谁承担。包括聚合商一方的系统故障或指令失误的情形
• 交易所的手续费是另计，还是含在内

不过，有比费率更重要的东西。因为运营水平高低带来的营业额差距，要大得多。在英国，处在同一市场、同一制度下运行的储能电池之间，年收益差距超过30%（每1MW，上位超过£100,000，整体平均为£69,000。这是不含容量市场收入的数字）。而且排在上位的其中一座，充放电次数比垫底的储能电池还少15%，收益却更高。并不是动得越多就赚得越多。

日本还没有同类的比较数据。所以挑选时最管用的，是对方能不能拿出过去12个月的运营实绩——每1MW的年收益、成交率、运行率。费率可以通过谈判改变，运营能力却不容易改变。

在合同上还有2点。请设想20年当中会想更换运营公司的场面，看清楚合同期限，以及中途解约、资源更换的条款。另外，也可以把合同名义保留在自己名下，只把市场参与和计划提交委托出去。

作为聚合商所需的国家登记，截至2026年3月已有142家公司完成。不过拥有电网侧储能运营实绩的公司只是其中一部分。海外还有带保底（floor）、托管（tolling）、混合、SaaS等合同形式，但日本几乎全部是提成制。交出运营权换取固定收入的托管（tolling），主要用于特别高压的大型项目，高压2MW级在日本国内的对价水平没有公开。

这是这项业务里最容易被误解的一点。

人们常说“有聚合商、电气主任技术者、厂商这三方就没问题了”。实际情况是这样的。

这里重要的是，空缺的不是“责任”，而是“实际动手修的人”。在法律上，包括电池侧在内的整套设备保安的监督责任，是加在主任技术者身上的。但加在他身上的是监督，而不是亲自去修PCS或电池本身。

而且，未经厂商认可的人去动设备，即使持证，保修通常也会失效。电池侧不是“不能碰”，而是形成了“一碰就会失去别的东西”的结构。

结果就出现了这样的项目：合同里任何地方都没有写明“出现异常时最先做排查、着手修复的人”是谁。所以，确定一家能把整套设备统一看管、充当单一对接窗口的O&M公司，就成了业主的工作。

现场最容易漏掉的是通信。即使显示“通信异常”，是路由器的问题还是线路的问题，要找的对象完全不同。而且，如果没有交付记录着哪台路由器做了什么设置的竣工文件，故障发生的那一刻谁都修不了。这不是因为有人偷懒不写文件，而是因为保安规程并没有要求写这些。如果现场没有放备用路由器，恢复之前可能会停上几周。

也请看一下修好所需的时间。主要设备的新品采购，PCS（国产）要6～9个月，电池集装箱4～6个月，配电柜和变压器6～12个月。按事故程度划分的恢复期，轻度部分损坏为30～90天，中度为120～180天，全损为240～360天，这是大致水平。

也有保险（机械保险），但承保对象是PCS烧损、BMS故障这类内部原因造成的损坏。自然老化、电池劣化（SOH下降）、制造缺陷、检查不到位、偏离运行条件都属于免责。而且在原因能够被证明之前，保险金不会动。

看合同时给一个参照。在海外成熟的市场，把整套设备一手承包下来的公司，会在排除外部因素之后，以合同保证每年97%前后的运行率。日本还没有培育出这样的承接方。如果对方说“保证不了”，请分辨清楚这是因为免责范围太宽，还是因为根本没有能承担保证的主体。

买之前，也请确认有没有竣工文件（竣工图、单线接线图、试验报告等）。没有图纸的设备，每修一次都要继续支付“没有图纸”的成本。20年的保修，如果保修的公司10年后不存在了，也只是一张废纸。

损失会通过三条路径出现，并不只是没赚到的那部分收入。

第一条，进不来的收入。以2MW/8MWh为例，停机一天的收入损失，有这样一个大致量级：保守估计6.6万日元，标准情形15.1万日元，偏高情形28.8万日元。不过这并不是实际业绩，而是把年营业额分别设为保守2,400万日元、标准5,500万日元、偏高1亿500万日元之后，为设计保险而推算出来的数字，与Q8的实测（每年2.7亿~2.9亿日元）前提不同。由于把三个市场的收入简单相加，这个数字本身偏高，专栏自己也提醒实际收入会低于此。放到自己的项目上时，请把自己收支计划里的年营业额除以365，重新代入。

第二条，供需调整市场的罚则。无法响应指令时，会被处以与成交金额同额（1.0倍）的罚金。同一设备、同一商品在一个月内有3次以上无法响应，该商品的新交易就会被停止。对于因出力抑制等电网侧原因引起、在投标时点无法预见的事件，有一套把它排除在次数累计之外的缓和机制。

第三条，容量市场的罚则。这是签有容量确保合同时的情形，但它在结构上影响最大。已申报的计划停机按1个时段计1次，而突发故障造成的停机按5倍计。再从中扣除全年8,640个时段（相当于约180天），剩下的部分才是受罚对象。

5倍是时段计数的倍率，并不是说要支付5倍的金额。平常时期的夜间和休息日不计入。

也就是说，制度并不是在说“不许停”，而是在说“把突发变成计划”。如果能抓住征兆、把停机转成计划停机，在容量市场罚则上的暴露最多可以缩小到约五分之一。花钱做维护的经济理由就在这里。

保险能填补的范围也有限。停机期间的收入通常由营业中断保险（BI）来补，但它赔的是因物损事故而停机的情形。通信中断导致停机、被市场规则挡在门外——这类不伴随物损的停机，不在这份保险的构造之内。而且还有免赔期，事故发生后的一定天数（从14天左右开始谈）要自己承担。按赔付天数180天、免赔14天、日额15.1万日元来放，需要准备的总额约为2,507万日元。

还有一点。在欧洲的保险中，如果没有保留逐月的销售明细，赔款就会被“年收入的十二分之一”封顶，这样的条款正在扩散，日本也开始把它当作一个议题。储能的收益集中在夏季和冬季，一旦这个条款启动，赔款与实际损失之间的差距会拉得很大。

还有，如果原因调查拖长，赔付实际上就会被冻结。2024年3月鹿儿岛县发生的火灾中，据报道，尽管投保了火灾保险，事发一年多后赔款仍未支付。同一案例（1MW／6,400kWh的设备全部烧毁）中，停机造成的机会损失被推算为超过4,000万日元。

关于日本的储能电站实际停机多少，并不存在公开的官方数据。

并不是零。日本国内也实际发生过。

2024年3月，鹿儿岛县伊佐市的储能电站起火，扑灭用了约20小时，4名消防队员受伤，储能设备全部烧毁。这是1MW级的设备，电池为NMC（三元系）。

受伤的是参与灭火的消防队员。容量在不同报道中有6,400kWh~7,000kWh的差异。

这里希望你把握的，与其说是火灾本身，不如说是“钱停下来的时间”。在这起事故中，据报道，运营方虽然投保了火灾保险，但事发一年多后赔款仍未支付。热失控引发的火灾，查明起火原因有时要花一年以上，在此期间赔款实际上不会动。在组合了多家厂商设备的储能电站，责任有时也无法归到某一家公司。韩国在2017~2019年发生过23起ESS火灾，但最终未能确证决定性的原因。

电池种类不同，情况也不一样。如今成为保险承保标准的“户外集装箱式LFP（磷酸铁锂）”，在发生热失控时的发展过程比NMC（三元系）平缓，因此保险的承保条件也相对宽松。这并不是说它不会燃烧，而是风险程度不同。反过来，如果用NMC，与消防的协商、保险、向居民说明，每一项难度都会上升。

制度这一侧的框架是这样的。

• 从2024年1月起，超过20kWh的蓄电池需要向消防部门备案。户外设置原则上要与建筑物保持3m以上间距，采用认证式配电柜等可以放宽
• 电解液在消防法上按危险物（第四类）处理，视数量可能受到危险物设施的管制，并需要选任保安监督人
• 从2025年11月起，超过20kWh的蓄电池作为“主要电气工作物”，被纳入向国家报告事故的对象

有一点需要注意。高压2MW级的规模，不在工程计划备案、使用前自主检查、安全管理审查这些国家法定检查的范围之内。不能说“通过了国家检查所以安全”。买方需要自己确认，保安规程的备案、主任技术者的选任、使用前自我确认的文件是否真的齐备。未备案就在运行的既有项目，到这一步就是放弃的界线。

决定保险承保条件的，与其说是买下之后的努力，不如说是设计阶段的选择。电池种类、消防设施与防止延烧的措施、与住宅的距离、有没有24小时远程监控和自动隔离——这些会直接成为保险的承保条件。而且一旦开始运营，请把BMS、EMS的日志和运行记录至少保存3年。这是事故之后拿到赔款的立足点。

水也会成为起火的原因。美国PG&E的储能电站，被查明起火原因是面板施工不良导致雨水进入集装箱内部。

发出声音的并不是电池本身，而是给电池降温的装置，以及装在电力转换设备（PCS）上的风扇。而且电网侧储能基本上要24小时运行，“晚上停下来”在生意上事实上不是一个选项。所以真正起作用的是夜间的标准。

这是在单台设备正侧方1m处的数值，不是在场地边界或住宅位置听到的声音。在几十台集装箱排列的大型场站，合成后的声音会比单台设备大不少。

管制值会随用途地域和时间段变化。

在居住类区域，这个水平意味着必须比空调室外机还安静。实际数值由都道府县知事在范围内规定，所以需要逐个地区确认。夜间的起止时刻各地方政府也不同。

另外，有法律义务的是上面这个“管制标准”。与之不同，还有“环境标准”（一般地区夜间45dB等），这一套虽然没有罚则，但可能成为居民诉讼或行政指导的依据。实务上也有把更严格的环境标准作为管理目标的做法。

噪声管制法里没有“储能电站”这个类别。不过冷却装置很可能被归为“送风机”（额定输出7.5kW以上），那样就会作为特定工厂等受到管制。各地方政府还有自己的条例，请在规划阶段就向环境主管部门事先咨询。

不要只凭距离来判断。理论上距离增加一倍会下降约6dB，但在集装箱排成一列的大型场站，近距离处有时只下降约3dB。夜间还会因高空的逆温层使声音向下折射，衰减比预测更小。所以实务上会用专业模拟（几十万日元起）事先预测场地边界处的声音。

对策和效果的大致量级是这样的。

• 选用低噪声型设备：5~15dB（用设备价差吸收）
• 在布置上下功夫：5~10dB（只需设计费）
• 建隔音墙：10~20dB（数百万日元起）
• 压缩夜间运行：直接影响收益，是最后手段

隔音墙并非万能。只挡住视线大约降5dB，做高一些降10~15dB，最优设计最多降20dB，但对变压器嗡嗡声这类低频声（100~200Hz频段）只有5~8dB左右的效果。而且在设计阶段就纳入进去是数百万日元规模的事，等运行之后有人投诉再加装，就会涨到数百万到超过一千万日元。

买的时候，判断标准不能是“离民宅有多少米”。距离不是判定线，而是提高你所要求证据水平的旋钮。离得近，就要求这三样：针对夜间标准的预测计算书、隔音对策是否已纳入设计和费用、向居民说明及邻近地权人同意的证据。放弃项目的界线只有一条：即使采取对策，夜间标准的超标也无法消除。

最后一点。事情闹僵的最大原因往往不是声音本身，而是说明不足。卖方说“已经向居民说明过了”，如果没有记录，稳妥的做法是当作没有说明过来处理。因为运行开始后的20年里，一直做那片区域邻居的不是卖方，而是买方。

需要。而且不能沿用光伏那一套设计。理由很明确：光伏常用的动产综合保险，在条款里就把输出500kW以上的发电站排除在外。储能电站的主体，根本不会被承保。

需要的是6类。

• 财产保险 — 火灾、风灾水灾等外部事故造成损坏时
• 机械保险 — 内部损坏导致停机时（PCS烧损、BMS故障、变压器绝缘击穿等）
• 营业中断保险（BI）— 补偿停机期间的收入
• 赔偿责任保险（PL）— 延烧、触电、有毒气体等对第三方的赔偿
• 网络安全保险
• 盗窃

少了任何一项，连锁反应就停不下来。有财产险却没有机械险，PCS烧损要自己掏钱；没有BI，等待修复期间资金会耗尽；没有PL，一次延烧赔偿就能让业务终结。

保费的大致量级，是重置价值的每年0.5%~1.0%。有一个试算是：以2MW/8MWh级、总额6亿日元的示例项目，按费率0.75%计算，每年450万日元。但这是从海外基准倒推出来的估算，日本实际行情的公开数据并不存在（同样是2MW/8MWh级，建设费也有5亿~8亿日元的幅度）。

有四点不能省。

第一，保险金额要按“重置价值”来放。既不是买入价，也不是时价，而是事故发生时点重新买一套同样东西所需的金额。按时价的话会扣掉折旧，出事时会赔得过少。

第二，不要让这个金额低于应有水平。保险金额不足所需额度时，即使是部分损失，也只按那个比例赔（比例赔付）。重置价值6亿日元的设备只投保了设备费的4亿日元，那么2亿日元的损失也只能拿到1.33亿日元赔款，差额6,700万日元要自己承担。

支付给电力公司的接网工程负担金，形成的是电力公司的设备，因此不在财产保险的对象内，计算保险金额时要扣除。不过如果自己这边的事故损坏了电力公司侧的设备，求偿风险请在PL保险一侧确认。重置价值本身也不要一直不动。设备费每年大约下降10%，工程费每年上升2%~5%，所以每年要复核一次。投保过多也是保费的浪费。

第三，要知道BI的漏洞。它有免赔期，最初的14天左右要自己承担。赔付天数也有上限。而且如果没有保留逐月的销售明细，赔款会被“年收入的十二分之一”封顶的条款（Volatility Clause）正在欧洲趋于标准化。储能的收益集中在夏季和冬季，一旦这个条款启动，赔款与实际损失之间的差距会拉得很大。另外，在原因查明之前，赔款不会动。

赔付天数要按事故程度对应的修复期来定。轻度部分损失30~90天，中等程度120~180天，全损则240~360天。所以实务上会按90天、180天、365天这三个点分别取报价来比较。

第四，地震、火山喷发、海啸在标准条款下不在承保范围。海啸不算“水灾”，而被归到地震一侧，液化和地面沉降如果起因于地震，也落在同样的免责一侧。要补上就需要地震危险补偿特约，但它的承保条件并不公开，只能逐个去问保险公司。即使投保了水灾，也拿不回全额（会有缩减支付比例、免赔额、支付上限）。

保费可以靠设计降下来。选用LFP、提交UL 9540A试验数据、消防设施与防止延烧的措施、与住宅保持100m以上间距、24小时远程监控体制——这些都会成为承保的评估项目。

评价保险时，不要看“有没有买”，而要看“什么时候赔、赔多少、以什么为条件才赔”。

你也许会先想到火灾或事故，但我们列为放弃红线的，是更靠前的东西：文件和合同的缺陷。

如今作为“待售项目”被推介的储能电站，大多还没有作为电站运转起来。里面装的是土地、与电网有关的文件，以及一叠事业计划书。截至2025年12月末，实际已并网的约为64万kW；而堆在受理窗口等待研究的约为1亿7,200万kW。这个差额，就是市场上流通之物的真面目。

亏钱的形态主要有6种。

第一，把阶段搞错。被说成“已经取得并网承诺”，实际拿出来的却只有接网研究答复书，这并不罕见。并网的台阶有三级：①已完成接网研究 → ②已提交接网合同申请 → ③已取得并网承诺。搞错了台阶，价格判断也会整个跑偏。

第二，合同的缺陷。定金金额很高，却既没有保护这笔钱的机制，也没有项目告吹时退还的约定。工程费增加或工期延误时的出口，没有用金额和期限的数字写下来。这样一来，变动风险全部由买方承担。在建成之前就付款的买法，同时也意味着承担施工公司倒闭的风险（发电业者的破产、停业歇业在2024年度创下历史最多）。

第三，因选址而建不起来。在市街化调整区域，如果当地政府还没有制定审查基准，就无法发放许可，现状就是建不了。即使权利和文件都完美，如果那块地运不进大型设备，也成不了储能电站。

第四，收支计划过时。收入的前提在2026年沿着单价、数量、成本三个方向同时变动。供需调整市场的上限价格从19.51日元降到15日元，并将从2026年9月1日的实际供需部分起进一步降到10日元（下调的是一次调整力、二次调整力①和复合商品这三项，二次调整力②和三次调整力①从2024年4月起已经是7.21日元）。招标量（市场采购的量）也被大幅压缩，交易所手续费翻了一倍。按19.51日元画出来的计划自不必说，按15日元画出来的计划，也没有反映9月1日之后的样子。

第五，停机。突发故障在容量市场的罚则中，会被按计划停机的5倍时段数计算（Q17）。

第六，质保变成一纸空文。电池的容量质保不是“有没有”的问题，请读它的但书。期末所保证的健康度低于70%的水平，被视为业务后半段会缩水的信号。而且如果质保条件（年循环次数、充放电倍率、SOC范围、温度）与实际运行计划不一致，质保就成了空文。

反过来说，防范办法是这样的。卖方的说明无论听起来多么在理，都只是“主张”，只有被转换成第三方出具的书面文件，才成为“事实”。转换不了的，请当作未确认来处理。而且没有红灯，仅仅是起点。把还没有凭证的问题点，转换成停止条件、价格或陈述与保证，确认工作才真正成为对买方的保护。

高压2MW级无法参加能拿到20年固定收入的拍卖（最低3万kW）。收入全部取决于市场价格，所以制度只要动一格，收益率就会变成另一回事。

卖得掉。不过老实说，这个市场才刚刚起步。

明确写明“从第三方取得了已投运并已参与市场的储能电站”的上市公司披露中，我们能确认到的最早案例是2026年7月31日那一笔。样本还很薄，全量核查很困难，所以我们没有断定这是“日本首例”。日本的储能电站市场，此前一直是“建造”的市场。让持有人发生更替的市场，现在才刚刚开始起步。

退出方式有4种。交易的形态本身就是退出方式。

我们在2026年上半年从实务中观测到的行情是：仅权利1.5亿~2亿日元，建成交付7亿~8亿日元，带业绩8亿~10亿日元（均为不含税）。这不是公开统计。公开过金额的交易，只有建成交付约7亿日元的1笔。

希望你注意的是成品与带业绩之间那1亿~2亿日元。这里没有增加一分钱的设备。集装箱、PCS、受变电设备、土地都一样。变化的只有“到参与市场为止的时间”，以及“收支计划能不能被验证”这两点。

所以，如果打算做出业绩之后再卖，有需要注意的地方。业绩分成两层。

• 作为数字的业绩（成交单价、成交率、利用率、已商业运行这一事实）会在买卖中交给买方
• 参与市场的资格和合同上的地位，光买下设备并不会自动跟过来

分水岭在于签约的法人是否发生更替。连公司股权一起卖，资格和合同都原样保留。只卖设备的情况下，如果原样承接负责运营的聚合商，业绩原则上可以维持；但若连运营公司也换掉，审查和试验就要由买方重新来过。制度上明文规定可以承继业绩的，目前只有容量市场，而且还以国家机构的事前同意为条件。供需调整市场的业绩，并不挂在储能电站本身，而是挂在负责运营的聚合商名下。

手续所需的时间也要看进去。仅仅变更权利的名义，输配电事业者的审查大约就要3~6个月。土地的买卖合同和权利的转让合同，实务上是分开签的。分开签，才能对土地的价格和权利的价格分别估值。

绝对不能做的，是握着权利什么都不做。答复书有有效期，过期权利就失效，投入的费用和时间都拿不回来。

用了补贴的项目，17年内出售、出租、设定抵押都需要事先批准，还可能产生返还。转让SPC股权的做法是否构成实质上的处分，也需要逐案询问。二手储能“设备”的转卖市场同样还没有发育起来。健康度的评估方法、能否迁移、质保能否承继都还没有定论，所以不能以拆开卖设备来回收成本为前提。

这不是已经定好的事，而是要在合同和设计里怎么约定的问题。这个领域能说死的东西很少，所以我们老实写。

首先是拆除费。光伏的FIT有把废弃费用预先在外部计提的制度，但不适用于储能电站。锂离子电池的处理，需要比一般产业废弃物更严格的管理。而拆除到底要花多少钱，目前几乎不存在可信的公开行情。

所以我们写不出金额的参考值，能写的只有确认方法。买之前检查清单的最后一项（第43项）是“拆除费是否真实存在”，看有没有针对该项目的拆除报价单，以及合同上有没有通过计提或担保来确保这笔费用。没有报价单这件事本身，就是该停下来的界线。

典型的危险结构是：持有储能电站的公司，其注册资本低于拆除费的报价金额，而且既没有计提也没有担保。这种形态下，20年后从结构上就找不到出这笔拆除费的地方。

接下来是年数。请不要把三个数字混在一起。

17年是计算税金用的年数，既不等于设备能用多少年，也不等于业务要做多少年。而且这个错位会在某些场合造成实际损失。如果在10年前后收摊，即使用余额递减法，到第10年时账面上仍会留下取得额的近三成。设备如果是7亿~8亿日元，那就是2亿日元规模。卖价若低于这个余额，差额就成了亏损。

第三，容量怎么保持。20年运营的出口有两件事要做：为弥补衰减而扩容，以及运营结束后的废弃与回收。20年间不断减少的容量，由谁出钱、由谁负责，通过扩容或整体更换来补上——这是要写进合同的设计项。以特别高压47MW级为题材的长期合同模型里，预计每年约1%的衰减，允许投运时为4小时的放电时长到合同末期降到相当于3小时。不过这只是某一个模型的前提值，另一篇专栏中把每年0.5%~3.5%左右作为业界一般的区间。

第四，土地。如果是租的，要在买之前确认租金调整条款和合同期限是否覆盖了20年的业务期限。同时还要看租赁权或地上权的对抗要件、有无抵押权、地主对转让和转租的同意。

20年的容量质保，如果作保的公司10年后已经不存在，也就是一张废纸。海外厂商要确认其日本法人的实体和资本，EPC则要确认完工保证、瑕疵担保的支撑。另外，也并不是说20年后就一定要拆除。在附带20年固定合同的实例中，20年后重建被定位为退出策略的一种可能（这是特别高压级别的1个案例）。

找项目并不是第一步。这里是有顺序的。

第一，决定在哪个阶段买。只买权利、买成品，还是买带业绩的。这三者不是价格不同，而是不同的商品。不定阶段只比价格，就等于用同一把尺子去量2亿日元的权利和8亿日元的已投运项目。

第二，决定用什么容器来买。是买设备本身，还是连持有储能电站的公司（SPC）的股权一起买。参与市场的资格和合同上的地位是保留还是消失，就在这里决定（Q22）。

为了定下这两件事，准备了4个需要你回答的问题。

• 能不能承担建设风险（自家有没有管理EPC的能力）
• 钱和时间，愿意多付哪一样
• 要不要更换合同主体
• 如果瞄准已投运项目，要不要更换运营体制

第三，索取文件。第一次买的人，最先要做的不是压价，而是分辨手上这叠文件属于哪个阶段、代表多确凿的权利。索取的对象分成6个领域：电网与电力合同、土地、法令与许可、设备与质保、现场、合同与信用。具体是接网研究答复书原件、登记簿和地籍图、开发许可证、容量质保书原件、带拍摄日期的现场照片、拆除报价单这一类实物。

实务上确认要分两段。付定金之前，只凭文件在短时间内判断有没有致命伤；临近交割时，再深入到现场、实测和信用调查。只要看到哪怕一个该停下来的信号，就不该付定金。

自己能做的和做不到的，也先分清楚。

不必所有事都自己做。但是，什么已经用书面确认过、什么还停留在口头——这个区分，请买方本人不要放手。

时间上的大致量级也要知道。如果从空地自己开发：选址1~3个月，取得用地和居民说明、行政确认3~12个月，电网的接网研究与签约6~18个月，设计与采购3~6个月，建设与并网12~48个月。全流程最短2年，通常3~5年。如果取得已经拿到接网研究答复且土地已落实的项目，可以从设计采购阶段开始，把开发期缩短1~3年。即使是买建成的储能电站，从通电到参与市场通常也要1~3个月。

如果你手里有土地，入口就不一样。首先，到输电铁塔和变电站的距离、附近电网的空余情况、登记簿上的地目和面积，你自己就能确认（Q6）。把地址或坐标和面积发给我们，我们会回复一个大致的估值区间和它的前提。不收费，也没有出售的义务。

我们站在买方一侧，从这样的判断开始提供协助。项目特有的信息，会在您来咨询并签署保密协议之后提供。本页没有涵盖的问题，也请直接发过来。