日本自然能源财团：2026日本电网级电池储能研究报告：市场扩容政策建议（英文版）（48页）.pdf

核心结论速览： 日本电网级储能并网申请量激增至172GW，形成“市场泡沫”：截至2025年12月，日本一般输配电运营商收到的电网级储能系统并网咨询总量已达172GW。这一数字远超实际需求，反映出市场对储能项目盈利前景的极高预期。然而，真正进入合同阶段的仅约28.7GW（约17%），实际并网运行容量仅为0.62GW。 并网申请处理能力严重不足，仅10-20%项目能推进至合同阶段：大量项目在可行性尚未充分论证前就提交了系统影响评估申请，部分申请仅为“占位”后转卖并网权。经济产业省已出台多项强化措施——要求提交用地相关文件、提高保证金比例至预估并网负担金的10%、设定单一企业申请上限等，自2026年1月起陆续实施。 平衡市场是储能当前核心收入来源，但规则频繁变动：一次调整力市场自2024年4月启动以来，中标均价维持在约5日元/ΔkW·30分钟附近，最高中标价长期触及19.51日元/ΔkW·30分钟的价格上限。但2026年3月14日起价格上限已下调至15日元，并计划进一步降至7.21日元。规则的频繁调整正在削弱项目收益的可预测性。 “非固接”规则尚未覆盖储能充电场景，制约并网效率：光伏等发电设施已广泛采用“非固接”方式——接受弃电即可不等电网改造直接并网。但这一规则仅适用于反向潮流（放电），储能充电涉及的正向潮流尚无对应框架。引入充电侧非固接规则，预计需要约5年的系统开发和部署时间。 三类储能系统各有挑战，市场边界正在模糊：电网级储能以平衡市场收益为主；可再生能源配套储能（光伏+储能）通过FiP制度下的时移操作最大化收益，但面临场地不足、制度转换负担等挑战；用户侧储能通过VPP聚合参与市场，未来在GHG Protocol Scope 2修订背景下重要性将显著提升。 超长时储能（LDES）进入政策视野：英国已设定2030年4-6GW的LDES部署目标并引入Cap and Floor机制。日本2025年度长期脱碳电源拍卖（LTDA）已将LDES纳入对象，但市场参与者的兴趣目前仍相对有限。 可再生能源研究所提出11项政策建议，涵盖部署目标、并网改革与市场设计：建议包括在战略能源计划中明确设定电网级和配套储能部署目标、定期发布部署统计、引入充电侧非固接规则、加速探讨现货市场负电价引入、建立GFM逆变器认证标准等。H2：研究背景——全球储能浪潮中的日本市场。电网级电池储能系统（BESS）正在全球范围内快速扩张。受波动性可再生能源（VRE）大规模部署和电池成本持续下降的驱动，BESS已成为电力系统灵活性的重要来源，其快速响应平衡服务和电力时移能力受到高度重视。日本可再生能源研究所于2026年6月发布《日本电网级电池储能：市场规模化政策建议》报告。这是该研究所继2025年7月发布基础性报告后，基于对电网级储能、可再生能源配套储能和用户侧储能运营商、电池制造商、聚合商、EPC承包商、研究机构和公共机构的深入访谈，形成的首份综合性政策建议报告。报告的核心判断是：日本电网级储能市场正处于“泡沫”阶段——并网申请量远超实际落地能力，市场制度框架尚未成熟，规则频繁变动正在削弱投资的可预测性。H2：并网申请“爆炸式增长”与排队困境。申请量激增的规模。截至2025年12月，日本一般输配电运营商收到的电网级储能系统并网咨询总量已达172GW。2024财年，电池开发商申请的并网总容量达113GW，远超前一年。截至2025年9月底，已受理约1.5万份申请，总容量约1.6361亿千瓦，约为上年同期的三倍。然而，真正进入合同阶段的仅约28.7GW（约17%），实际并网运行容量仅为0.62GW。从70GW（2024年中）到170.8GW（2025年底）——仅一年半时间，申请量增长了144%。排队问题的根源。并网排队问题的根源在于：大量项目在可行性尚未充分论证前就提交了申请，部分项目仅为“占位”后转卖并网权。开发商也有其现实考量——不先提交申请就无法确定并网是否可行，也无法获得并网成本估算。这种“先占位、后评估”的模式导致了所谓的“投机性预约”现象。政府的应对措施。经济产业省已出台一系列强化措施：用地文件要求（2026年1月5日起生效） ：申请系统影响评估时须提交用地调查结果和土地登记文件。并网成本上限预先声明：申请人须提前表明是否愿意承担上游电网加固费用，并指定并网成本负担上限。保证金提高（2026年4月起） ：合同申请阶段的保证金从预估并网成本负担金的5%提高至10%。申请数量上限（2026年8月1日起） ：同一企业向每家一般输配电运营商提交的系统影响评估申请数量设置上限。行业参与者对这些改革普遍表示支持，但同时也指出更根本的解决方案在于引入充电侧的“非固接”规则——储能充电期间也接受限电，从而无需等待电网改造即可快速并网。H2：市场运营与收入结构的演变。平衡市场：当前的核心收入来源。日本平衡市场于2021年4月启动。电网级储能项目可通过平衡市场（需給調整市場）、日前现货市场和容量市场三大渠道获取收入。一次调整力市场自2024年4月启动以来，中标均价维持在约5日元/ΔkW·30分钟附近。对于一座2MW的储能设施，假设全天48个结算时段均以该价格成交，日收入可达约200万日元。即便扣除充电电费和运维成本后净收入减半，约100万日元/日的收入水平也意味着6亿日元的初始投资可在约两年内回收。这一盈利能力甚至超过了FiT鼎盛时期的光伏项目。规则频繁变动削弱可预测性。2025年10月，经济产业省在制度设计工作组会议上提出将一次调整力价格上限从19.51日元/ΔkW·30分钟降至7.21日元。最终决定分步实施：2026年3月14日起降至15日元，后续进一步降至7.21日元。同时采购量也有所减少。与此同时，2026年4月起所有平衡市场产品过渡至30分钟结算和日前采购。更根本的改革——包括引入“同步市场”（同時市場）——也在讨论中。收入来源的多元化趋势。随着平衡市场盈利能力的预期下降，储能项目的收入来源将趋于多元化：日前现货市场：通过低价充电、高价放电的套利操作获利。但日本尚未引入负电价，限制了价差幅度和套利机会。容量市场：2025年度主拍卖中储能签约容量达1.69GW。但主拍卖收入为补充性收入且仅限单年，运营商对此重视程度有限。长期脱碳电源拍卖（LTDA） ：自2023年度起引入，提供最长20年的固定收入合同。储能项目在第一轮中签约1.09GW，第二轮签约1.37GW。H2：配套储能与用户侧储能的现状与挑战。可再生能源配套储能。配套储能（光伏+储能）主要通过FiP制度下的“时移”操作实现收益最大化——在现货价格低或弃电发生时用自发电充电，在价格高时放电。然而，光伏电站场地往往被太阳能板占满，无空间安装电池。一个突出的问题是：日前现货市场价格跌至0.01日元/kWh的时段与可再生能源实际弃电发生的时段并不一致。用户侧储能。用户侧储能主要通过屋顶光伏+电池的组合降低电费、支持RE100承诺并提供应急备用电源。通过虚拟电厂（VPP）聚合后参与平衡市场是更有前景的方向。GHG Protocol Scope 2标准的修订正在受到关注。如果修订后更强调小时级匹配和可交付性，储能电池的重要性将显著提升。H2：行业共同挑战与技术前沿。电池成本与经济安全。全球电池储能项目成本已下降超过90%。日本国家政府和东京都政府的补贴计划是市场快速扩张的重要因素——国家补贴可覆盖最高50%的安装成本，东京都政府补贴最高可达三分之二。补贴政策与供应链安全密切相关。补贴评审标准中包括“关键电池部件供应链中断风险低”等条件，这对国产电池系统有利。2025年度起，储能设备须获得JC-STAR★1（Level 1）网络安全认证方可申请补贴。NIMBY问题。与大型太阳能项目相比，储能电站占地面积小得多，选址不受太阳能资源条件限制。但火灾隐患和噪音问题值得关注。2024年3月鹿儿岛县的配套储能设施发生火灾引发关注。充电放电时PCS和冷却风扇会产生较大噪音。构网型逆变器（GFM）。随着VRE占比提高，同步发电机减少导致系统惯量不足。GFM逆变器可通过数字控制技术提供合成惯量。澳大利亚和英国已开始利用GFM逆变器提供合成惯量服务，德国2026年1月启动了“瞬时备用”市场机制。日本NEDO自2022年度起开展技术开发和实证项目，但认证标准尚未建立。超长时储能（LDES）。在VRE占比超过50%的场景下，能够应对连续多日低可再生能源出力（Dunkelflaute）的超长时储能将变得至关重要。英国已设定2030年4-6GW的LDES部署目标。日本2025年度LTDA已将LDES纳入对象。H2：11项政策建议——系统性的市场改革框架。报告提出了涵盖四大领域的11项政策建议：一般性建议：在战略能源计划中明确设定电网级和配套储能部署目标；定期发布电网级和配套储能的部署统计数据。并网排队问题建议：定期发布并网申请最新信息及新项目推荐选址和容量；强化用地权利要求、提高系统影响评估申请费并考虑引入保证金制度；考虑在并网过程中建立项目优先级机制；标准化各一般输配电运营商的并网程序并实现数字化；尽早引入充电侧“非固接”规则。市场运营与项目收益建议：以尊重市场机制同时保持投资可预测性的方式设计平衡市场框架；加速探讨现货市场负电价引入。其他建议：制定电网级储能设施安装运营的社区参与和地域考量指南；建立GFM逆变器认证标准和并网规则，考虑惯量等电网支撑服务的采购机制。延伸阅读。以上为报告核心趋势分析，如需获取完整报告详细数据及全部政策建议，请访问下载页下载完整PDF报告。FAQ区块。Q1：日本电网级储能并网申请量有多大？A：截至2025年12月，一般输配电运营商收到的并网咨询总量已达172GW。但真正进入合同阶段的仅约28.7GW（约17%），实际并网运行容量仅为0.62GW。Q2：为什么并网申请量远大于实际落地容量？A：大量项目在可行性尚未充分论证前就提交了申请，部分申请仅为“占位”后转卖并网权。经济产业省已出台多项措施加强监管。Q3：日本储能项目的主要收入来源是什么？A：主要通过平衡市场（一次调整力市场等）、日前现货市场套利和容量市场获取收入。目前平衡市场是核心收入来源。Q4：平衡市场的价格上限发生了什么变化？A：一次调整力价格上限从19.51日元/ΔkW·30分钟降至15日元（2026年3月14日起），并计划进一步降至7.21日元。Q5：什么是“非固接”规则？为什么对储能很重要？A：“非固接”允许发电设施在电网改造完成前并网，前提是接受限电。目前该规则仅适用于反向潮流（放电），储能充电涉及的正向潮流尚无对应框架。Q6：报告提出了哪些核心政策建议？A：11项建议涵盖四大领域：设定储能部署目标、解决并网排队问题（引入充电侧非固接规则等）、优化市场运营以保持投资可预测性、以及GFM逆变器认证和社区参与指南等。数据来源说明。本文数据来源于可再生能源研究所（Renewable Energy Institute）于2026年6月发布的《日本电网级电池储能：市场规模化政策建议》（Grid-Scale Battery Storage in Japan: Policy Recommendations for Scaling the Market）报告。报告基于对行业利益相关者的访谈和其他研究，识别了日本电池储能市场面临的关键挑战并提出了一套政策建议。