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系統用蓄電池事業の収益構造 — 容量市場・需給調整市場・アービトラージの積み上げ

CTJPN編集部 約22分
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系統用蓄電池は「充放電で儲ける」事業ではなく、複数の制度市場から収益を積み上げる金融商品に近い。しかも容量市場・需給調整市場・卸電力市場の三層は独立ではなく、互いに食い合う。参入検討者が最初に解くべきは「どの順番で、何を諦めて、何を取りにいくか」であり、この配分の巧拙で同じハードウェアの元本回収の可否が分かれる。（本稿の情報は2026年09月時点）

系統用蓄電池は「発電事業」ではなく「市場アクセス権事業」である

2020年6月に成立した「強靱かつ持続可能な電気供給体制の確立を図るための電気事業法等の一部を改正する法律」により、2022年4月1日から出力1万kW以上の系統用蓄電池は発電事業として位置づけられた（経済産業省）。これを境に一般送配電事業者への接続検討申込（電力広域的運営推進機関が集計・公表）は急増し、系統枠は主要エリアで逼迫している。ただし2026年時点で明確になったのは、「土地と系統枠を押さえた者」と「収益化できる者」が別物だという事実だ。系統枠は参入の必要条件に過ぎない。

収益源は三つの価値に分解できる。停電を防ぐために「そこにある」ことへの対価がkW価値で、容量市場が支払う。周波数を維持するために「秒単位で応じられる」ことへの対価がΔkW価値で、需給調整市場が支払う。安い時間に買って高い時間に売る電力量そのものの差益がkWh価値で、日本卸電力取引所（JEPX）のスポット・時間前市場で得る。

価値 意味 市場 収益の性格
kW価値 供給力として存在すること 容量市場（メイン・追加オークション） 実需給の4年前（追加は1年前）に確定する固定収入
ΔkW価値 指令に応じて出力を変えられること 需給調整市場（5商品） 週間・前日単位で変動、上限価格は制度が決める
kWh価値 安値で充電し高値で放電する差益 JEPXスポット・時間前市場 30分コマごとに変動

三層のうち、価格が制度で固定されるのはkW価値だけである。残る二層は市場で決まるが、需給調整市場については上限価格そのものを制度が動かすため、市場というより「制度が価格を決める市場」と呼ぶ方が実態に近い。収益化の7段階で言えば、蓄電池は物理的インパクト（第1段階）が最も弱い技術でありながら、制度接続（第4段階）の設計次第で収益化（第6段階）の結果が大きく分かれる典型例だ。「全部取れる」前提の事業計画が破綻する理由はここにある。

第一層・容量市場 — 「底値」を作る固定収益とその薄さ

容量市場のメインオークションは実需給年度の4年前に実施され、約定価格は年度ごとに大きく振れてきた。

実需給年度 オークション実施年 約定価格（円/kW） 備考
2024年度 2020年 14,137 初回。上限価格に張り付いた
2025年度 2021年 3,495 北海道・九州は5,242
2026年度 2022年 5,832 北海道8,748、九州5,833
2027年度 2023年 7,638 全エリア同一
2028年度 2024年 14,812（北海道・東北・東京） 総平均単価は約11,134円/kW。関西・北陸・中国・四国は低位
2029年度 2025年 15,111（東北・東京） 北海道14,972、九州15,112の4価格帯。約定総額は経過措置控除後で約2.2兆円

出所：電力広域的運営推進機関「容量市場メインオークション約定結果」（2028年度向けは2025年1月29日公表、2029年度向けは2026年1月20日公表）を基に整理

2025年度向けの3,495円/kWから2029年度向けの15,000円/kW台まで、4年で4倍以上の振れ幅がある。この表から読み取れるのは、容量市場は蓄電池にとって「底値」ではあっても、価格が安定した主収益にはなり得ないことだ。10MW/40MWhの蓄電池を2027年度向け価格7,638円/kWで試算すると、満額で年約7,638万円、継続時間に応じた調整係数とアセスメント控除を差し引けば年0.6〜0.7億円程度に収まる（推計）。総投資40億円規模の設備に対して2%弱の粗利回りに過ぎない。2029年度向けの東京エリア価格15,111円/kWを当てはめれば満額で年約1.5億円、控除後でも1.2億円前後（推計）に膨らむが、この水準が4年後も続く保証はどこにもない。

キャッシュフロー面ではさらに厳しい。メインオークションでは落札から受取までに4年の空白があり、新設案件の多くは実需給1年前の追加オークションに応札するため、そこでの価格はメインより読みにくい。供出義務（リクワイアメント）を満たせなければ経済的ペナルティで減額され、需給逼迫時に放電を求められる義務は、後述する需給調整市場やアービトラージの運用と正面から衝突する。金融機関のDSCR評価では、容量市場収入は確実性が高い一方で薄く、「借入の元利返済を支えるには足りない」というのが実務上の共通認識になっている。

第二層・需給調整市場 — 上限価格の切り下げが示した「制度が価格を決める」現実

需給調整市場は2021年度の三次調整力②から段階的に開場し、2024年度に一次調整力・二次調整力①②を含む全5商品が揃った。応動速度に優れる蓄電池は、揚水や火力のガバナフリーと並び、一次・二次の高速商品で新規参入電源として最も適合性が高い。

商品 応動時間 継続時間 蓄電池の適合性 価格動向（2024〜2026年度）
一次調整力 10秒以内 5分以上 高い 開場直後は上限19.51円/ΔkW・30分近辺、2026年3月以降は上限15円、9月から10円
二次調整力① 5分以内 30分以上 高い 一次と同様に上限が15円、10円へ引き下げ
二次調整力② 5分以内 30分以上 高い 高速2商品より変動が小さい
三次調整力① 15分以内 3時間 中（SOC拘束が大きい） 火力との競合で低位
三次調整力② 45分以内 3時間 低〜中 DR・火力が主力

出所：電力需給調整力取引所「需給調整市場 取引概要」、資源エネルギー庁「需給調整市場について」（2025年10月29日・2026年1月23日 制度検討作業部会、2026年5月13日 安定供給WG）を基に整理

2024年度の全商品開場当初、一次調整力と二次調整力①は募集量に対する約定量の未達が続き、約定価格は上限価格の19.51円/ΔkW・30分近辺に張り付いた。初期参入した蓄電池は計画を上回る収益を得たが、同時に一般送配電事業者の調達費用が高騰し、それが託送料金を通じて需要家負担になるという批判を招いた。資源エネルギー庁は2025年10月29日の制度検討作業部会で上限価格を全商品一律7.21円/ΔkW・30分へ引き下げる案を示し、2026年1月の審議を経て、一次・二次①・複合商品について上限を15円/ΔkW・30分、募集量を従来の3σ相当から1σ相当に絞ったうえで、2026年3月から前日調達へ移行した。競争状況が改善しなければ段階的に引き下げるという条件は現実のものとなり、2026年9月1日からは上限が10円/ΔkW・30分に下がっている（資源エネルギー庁）。

価格が下がった原因は蓄電池同士の競争というより、制度が上限を切り下げたことにある。高速商品の必要量は系統規模で決まり、需要が固定された市場に供給が積み上がれば、いずれ価格は限界供給者のコストまで下がる構造を持つ。ただ日本ではその市場メカニズムを待たず、制度側が先に価格を決めた。これが2024〜2026年度の最大の教訓である。

実効利回りをさらに削るのが、ΔkW収入とkWh収入の分離、そしてアセスメントだ。ΔkW収入は「待機していること」への対価で、実際に指令を受けて出力した電力量は別途精算される。待機中はSOC（充電残量）を一定帯域に保つ義務があり、指令未達はペナルティで減額される。前日調達への移行で入札の粒度は細かくなり、収益は「持っているか」ではなく「毎日どう入札するか」で決まる。初期参入者の超過利潤は、制度設計上、構造的に消える。

第三層・JEPXアービトラージ — スプレッドは再エネ出力制御の関数である

JEPXスポット市場のスプレッドは全国一律ではない。太陽光が集中する九州・東北・中国エリアでは、春秋の晴天日に昼間価格が下限の0.01円/kWhまで落ち、夕方には20円/kWh前後まで跳ね上がる。スプレッドは出力制御の量にほぼ比例して拡がる。

エリア 昼間最安値の水準 夕方ピークの水準 平均スプレッド（試算前提） 年間粗収益（試算・億円）
九州 0.01円/kWh（春秋多発） 20〜25円/kWh 15円/kWh 2.8
中国 0.01円/kWh（春秋） 18〜22円/kWh 12円/kWh 2.2
東北 0.01円/kWh（春秋） 18〜22円/kWh 11円/kWh 2.0
東京 8〜10円/kWh 18〜22円/kWh 8円/kWh 1.5

試算前提：10MW/40MWh、1日1.5サイクル、往復効率85%、365日稼働。価格水準はJEPXスポット市場の2024年度〜2026年度上半期の実績レンジを基にした推計。平均スプレッドは1サイクル目の水準を全量に当てた上振れ寄りの前提で、2サイクル目のスプレッドは通常これより小さい

表が示すとおり、同じ設備でも九州と東京では粗収益が約1.9倍違う。「何台置くか」より「どこに置くか」が収益を決める。ただし粗収益から劣化コストを引いた純収益はさらに縮む。1日1.5サイクルは年548サイクル、15年で約8,200サイクルに達し、LFP電池の設計寿命に近い。劣化引当を充放電量1kWh当たり2〜3円と置けば、九州の純収益は年約2.2億円に落ちる（試算）。サイクル数を増やせば粗収益は伸びるが、劣化が加速して寿命が縮む。アービトラージは「上限のある収益」だ。

FIP併設型では、発電側の余剰を安価に充電でき、出力制御で失うはずだった電力量を夕方に売れる点で単独系統用と収益構造が異なる。非化石価値はFIP電源の発電量を基準に発電事業者へ帰属するもので、蓄電池が新たに生むわけではない。系統から充電した電力に非化石価値は付かず、併設の利点はあくまで出力制御回避と充電コストの低さにある。系統側の充電に制約が残るため、純粋なアービトラージの自由度は単独系統用に劣る。

三層の相互干渉 — 「積み上げ」ではなく「最適配分」の問題

三層は同時に最大化できない。需給調整市場でΔkWを供出している時間帯はSOCを拘束され、その分のアービトラージ機会を失う。容量市場のリクワイアメントは需給逼迫時の放電を強制し、需給調整の待機義務と重なれば片方を放棄するしかない。三層のトレードオフを解くのは電池ではなく入札アルゴリズムであり、事業者の競争力はハードからアグリゲーター・最適化ソフトの選定に移っている。

運用戦略 容量市場 需給調整市場 アービトラージ 年間収益合計 税前IRR（試算）
需給調整重視型 0.6 2.6 0.7 3.9 約1%
アービトラージ重視型（九州） 0.7 0.8 2.2 3.7 約0%
容量市場ベース型（保守運用） 0.7 1.2 1.0 2.9 マイナス
長期脱炭素電源オークション型 5.0（固定収入） 0.2 0.1 5.3 約8〜9%（20年）

単位：億円/年。試算前提：10MW/40MWh、総投資40億円（系統連系費含む）、運転費1.0億円/年、運転期間15年（長期脱炭素型は20年）。容量市場は2027年度向け価格7,638円/kWを基準に調整係数・控除を見込んだ値。需給調整市場は一次・二次①中心に平均約定価格2.5円/ΔkW・30分（上限10円の下での保守的な水準）を置き、年間コマの落札比率を戦略別に約6割・約2割弱・約3割弱と仮定した推計。長期脱炭素型の固定収入は5.0万円/kW/年と仮定し、他市場収益は90%還付後の10%相当を計上

この表の結論は明快で、三層の積み上げだけでは投資適格の利回りに届かない。需給調整重視型でも約1%、上限価格19.51円の下で二桁に届いた戦略が、2026年時点では元本回収がやっとの水準まで落ちている（試算）。容量市場を2029年度向けの東京価格で置き換えれば需給調整重視型の合計は4.5億円程度、IRRは約3〜4%まで改善する（試算）が、それでも投資適格には遠い。リスクは需給調整市場の上限が7.21円へさらに下がる方向に偏っており、アービトラージ重視型も出力制御の減少やJEPX価格の平準化で上振れより下振れの余地が大きい。経済産業省の「再生可能エネルギー導入拡大に向けた系統用蓄電池等の電力貯蔵システム導入支援事業」（令和7年度補正予算および令和8年度当初予算で措置）で投資額の3分の1が補填されると仮定した場合、需給調整重視型のIRRは約7%まで改善する（試算・補助率や公募時期は区分により異なる）。市場収益ではなく補助金か固定収入が利回りを決めているというのが、現在の収益構造の実態である。

第四の選択肢・長期脱炭素電源オークション — 収益変動を制度に売り渡す

長期脱炭素電源オークションは2023年度に開始され、蓄電池と揚水は当初から対象に含まれた。初回の落札結果では蓄電池が約110万kW、揚水が約58万kW落札し、第2回（2025年4月公表）でも蓄電池は27件・137万kWと脱炭素電源の中核を占めた。応札が募集量を大きく超えたことを受け、第3回（2026年5月13日公表）では蓄電池の募集上限が80万kW、うちリチウムイオン電池は40万kWに絞られ、脱炭素電源全体では募集500万kWに対し426万kWが落札された（電力広域的運営推進機関、資源エネルギー庁）。3回累計で脱炭素電源1,330万kW、LNG火力1,010万kWが落札している。

制度の核心は、20年間の固定的な容量収入と引き換えに、他市場で得た収益の90%を還付する仕組みにある。上の表で長期脱炭素型のIRRが飛び抜けて高いのは、収益変動リスクを制度に売り渡し、固定収入で投資回収を確定させるからだ。裏返せば、需給調整市場やアービトラージで大きく稼ぐ余地は10%分しか残らない。「市場で勝つ」戦略ではなく「市場から降りる」戦略であり、金融機関のプロジェクトファイナンスが最も付きやすいのもこの型になる。蓄電池向けの上限価格は初回で10万円/kW・年に設定されたが、制度側が先に動かしたのは価格より募集量で、リチウムイオン電池の枠は初回の100万kWから第3回の40万kWへ6割減った。落札できなければ三層市場に戻るしかないという意味で、この選択肢は誰にでも開かれているわけではない。

課題・反論・代替視点

ここまでの分析には反論がある。需給調整市場の上限価格引き下げは調達費用の高騰を抑える一時的措置で、火力の退出と再エネ比率の上昇で調整力需要そのものが増えれば、募集量も価格も回復するという見方だ。この可能性は否定できないが、2026年の制度改定は「競争が改善しなければ段階的に下げる」という片方向の条件付きであり、上げる側の条件は示されていない。需要増による回復を事業計画の前提に置くのは、制度の設計思想そのものに賭けることになる。

試算の前提にも限界がある。総投資40億円という水準はセル価格の下落を織り込んだもので、系統連系工事費や用地条件によって上下に大きく振れる。需給調整市場の平均約定価格2.5円/ΔkW・30分は上限10円の下での保守値であり、落札比率と併せて動かせば表のIRRは数ポイント単位で変わる。1日1.5サイクルという前提も、実際の最適化運用では季節や商品配分によって変わる。IRRの絶対値より、戦略間の相対的な順位と「三層だけでは足りない」という構造を読み取るべき数値だ。

代替視点として、蓄電池を単独事業ではなく既存事業の付属設備と見る立場がある。小売電気事業者が調達コストのヘッジとして保有する、再エネ発電事業者がFIP併設で出力制御回避と充電コストの低減を狙う、データセンター事業者が電力品質確保と系統接続の交渉材料に使う。いずれも蓄電池単体のIRRを問わず、本業のリスク低減や調達コスト削減で投資を正当化する形であり、収益化モデルとしては「クレジット販売」ではなく「調達コスト削減」に近い。三層市場での価格が制度によって抑えられるほど、この付属設備型の相対的な合理性が高まる。

日本市場・日本企業への示唆

海外の蓄電池事業モデルを日本にそのまま持ち込めない理由は、市場の構造にある。英国や豪州では、系統慣性の低下と周波数応答市場の早期整備で蓄電池が高速調整力を高値で売る時期が長く続いたが、日本では需給調整市場の全商品開場から上限価格の切り下げまでがわずか2年だった。米国テキサスのようなリアルタイム市場の極端な価格スパイクも、前日の単一価格で約定し、リアルタイム市場を持たず、インバランス料金にも上限が置かれている日本のスポット市場では発生しにくい。海外の「レベニュースタッキングで二桁IRR」という事例は、日本では制度の設計思想そのものが再現を許さない。

日本市場で成立するのは、固定収入を軸に据えたモデルである。長期脱炭素電源オークションでの落札、経済産業省や地方自治体の導入支援補助金、あるいは電力会社との長期の調整力契約のいずれかを取り込んだうえで、三層市場の収益を上乗せする。この順序を逆にして、市場収益を主、固定収入を従に置いた計画は、上限10円/ΔkW・30分の価格水準では金融機関の審査を通りにくい。

企業側の判断は、参入するかどうかより「どの型で参入するか」の選択になる。単独系統用で市場収益を狙うなら、九州・東北・中国エリアの立地と最適化アグリゲーターの選定が収益の大半を決める。長期脱炭素型なら、落札後20年間の運用義務と収益還付を前提に、資本コストの低さで競争することになる。本業への付属設備型なら、蓄電池のIRRではなく本業の調達コストや系統接続の交渉力で投資を正当化する。GX-ETSが2026年度から本格稼働し排出コストが顕在化するほど、再エネの出力制御分を無駄にしない付属設備型の価値は相対的に上がる。

まとめ

系統用蓄電池の収益は容量市場・需給調整市場・アービトラージの三層に分かれるが、三層は独立ではなく相互に干渉し、しかも需給調整市場は制度が上限価格を直接動かす構造を持つ。2024年度の全商品開場で生まれた初期参入者の超過利潤は、2026年3月の上限15円/ΔkW・30分への引き下げと9月の10円への再引き下げで消え、2026年時点で三層の積み上げだけでは投資適格の利回りに届かない。同じ設備でも立地と入札アルゴリズムで収益が2倍近く変わる一方、その差を埋めても元本回収がやっとという水準が試算の示すところだ。

収益構造を安定させるのは市場ではなく制度である。長期脱炭素電源オークションの固定収入、導入支援補助金、本業への付属設備としての位置づけのいずれかを軸に据え、三層市場は上乗せと割り切る事業設計が、現在の日本市場では最も現実的だ。蓄電池事業の競争力はハードウェアから離れ、制度接続の設計と運用ソフトの選定に移っている。

今後3年に向けては、需給調整市場の上限価格が7.21円/ΔkW・30分まで下がるのか、そして長期脱炭素電源オークションのリチウムイオン電池枠が40万kWからさらに絞られるのかが分水嶺となる。前者が下がり後者が絞られれば、固定収入を確保できなかった単独系統用蓄電池の淘汰と、付属設備型への収斂が2029年度までに進むことになる。

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