系統用蓄電池ビジネス完全ガイド｜蓄電所の収益モデルまで

系統用蓄電池は、3つの点で定義されます。第一に、需要家の設備としてではなく送配電網に直接つながること。第二に、貯めた電気を自家消費するのではなく、市場や取引相手に売って収益を得ること。第三に、法律上は発電所と同じ扱いを受けることです。2023年4月に施行された改正電気事業法で、大型の蓄電池から系統へ放電することが「発電事業」に位置づけられ、電気設備の技術基準では、系統から受けた電気を貯めて同じ電圧・周波数で系統へ送り返す施設を「蓄電所」と定義しています_（※1）。

蓄電所は、太陽光や風力のように電気を「作る」わけではありません。時間をずらして電気を「動かす」ことに価値があります。昼に余った電気を夕方に移す、需給が崩れたときに数秒で出力を上げ下げする、その待機そのものを供給力として提供する。売り物が複数あるため、収益の構造は発電所より複雑です。

産業用蓄電池は、工場や施設が自社の敷地内（需要側）に置き、基本料金の削減や太陽光の自家消費、BCPを目的にする需要家の設備です。系統用蓄電池は、系統側に置き、市場からの収益を目的にする発電事業です。同じリチウムイオン電池を使っていても、置く場所、収益の出どころ、法律上の位置づけがすべて異なります。自社の施設の電気料金を下げたい方は、産業用蓄電池の解説記事をご覧ください。本記事は、蓄電所を事業として立ち上げる方向けです。

太陽光の導入が進んだ結果、春や秋の晴れた休日の昼間には電気が余り、再エネの出力制御が行われるようになりました。資源エネルギー庁の2026年度見通しでは、出力制御率は九州で6.9%、東北で4.0%に達し、東京エリアでも2026年3月に初めて実施されました_（※9）。余る時間帯の市場価格は最低水準まで下がり、夕方には上がります。この価格差こそが、系統用蓄電池の最も基本的な収益源です。出力制御の仕組みと見通しは出力制御の解説記事で扱っています。

需給のずれを秒から分の単位で埋める調整力は、これまで火力発電が担ってきました。火力の休廃止が進み、調整力を市場で確保する需給調整市場では応札の未達が問題になっています_（※3）。蓄電池は指令を受けてから応動するまでが速く、最も速い一次調整力から三次調整力まで幅広い商品に参加できます。資源エネルギー庁の資料では、前日取引化後も蓄電池の平均応札単価は火力より高く、上限価格に近い応札の多くを蓄電池が占めていることが示されています。調整力の担い手として存在感が増している一方、その価格のあり方が2026年の制度変更の引き金になりました。

制度の面では3つの動きがあります。長期脱炭素電源オークションでは、蓄電池が原則20年の固定収入を得られる枠が設けられ、2026年5月に公表された第3回の約定結果では蓄電池19件が落札しました_（※4）。国の補助事業（SIIの系統用蓄電池・水電解装置導入支援事業）は、令和6年度の27件・約346億円から令和7年度の37件・約363億円へ拡大しています_（※5）。

なお、2025年12月末時点で連系済みの系統用蓄電池は64万kWにとどまる一方、契約申込みは約3,000万kWに達しており、資源エネルギー庁は2040年度の導入見通しとして外部機関の試算による280万〜1,000万kWという幅を示しています（これは、目標ではありません）_（※8）。系統接続については注意が必要です。蓄電池の充電側（順潮流側）で系統容量を確保せずに接続できるノンファーム型接続は、計画値制御による導入を目指す方針ですが、システム構築に5〜7年を要するとされています。それまでは、早期連系追加対策と、従来どおりの系統容量の確保が前提です。早期連系追加対策とは、系統の増強を待たずに早く接続できる代わりに、混雑する時間帯には一般送配電事業者の指示で充電を止めることに同意する仕組みで、2025年4月に始まりました。ただし、この対策が適用された案件は2026年1月末時点で189件・約91万kWと、契約申込み全体の容量の約3%にとどまっています_（※2）。「系統の空きを待たずに接続できる」段階には、まだありません。

【図1】蓄電所ビジネスの構造

蓄電所の収益は、3つの市場と相対契約から成り立ちます。それぞれ「何を売るか」が違い、対価の性質も違います。ひとつずつ見ていきます。

需給調整市場（EPRX）では、指令に応じて出力を上げ下げする能力（ΔkW）と、実際に上げ下げした電気（kWh）を売ります。商品は応動の速さで一次調整力、二次調整力①②、三次調整力①②に分かれ、蓄電池は速い商品ほど有利です。対価はΔkWの確保に対する固定的な部分と、実際の応動に対する変動部分の組み合わせで、指令に応えられなければペナルティがあります。2026年3月からは前日取引・30分ブロック化が始まり、上限価格が19.51円から15円、9月からは10円/ΔkW・30分へ段階的に引き下げられました（表2）。資源エネルギー庁は系統用蓄電池の課題を「調整力としての活用が中心であり、アービトラージ活用は限定的」と整理しており_（※8）、需給調整市場に寄った収益構造は見直しを迫られています。詳しくは次章で扱います。

容量市場では、実際に発電したかどうかにかかわらず、必要なときに供給できる能力（kW）を売ります。メインオークションは4年後の1年間の供給力を毎年募集する単年度の仕組みで、約定価格はエリアと年度で変わります。これに対し、長期脱炭素電源オークションは新設の脱炭素電源を対象に、原則20年間の固定収入を約束する仕組みです。蓄電池は落札すれば長期の予見性を得られる一方、卸電力市場や需給調整市場で得た収益の約9割を事後的に還付する条件が付きます_（※4）。例えば卸電力市場で100の利益を得ても手元に残るのは約10で、残りは容量市場の費用を負担する側に戻ります。長期脱炭素で落札した蓄電池は、市場で稼ぐ設備ではなく、20年の固定収入で投資を回収する設備として設計することになります。つまり「20年の固定収入か、市場の上振れか」を選ぶ制度であり、後述する市場ミックスの設計が根本から変わります。

ここまでは蓄電所の所有者が自分で市場に出る前提で書きましたが、実際の事業では「誰が市場に出て、誰が市場リスクを持つか」で3つの形態に分かれます。

第一は自社運用です。所有者が自ら市場口座を持ち、需給管理の体制を組んで入札します。収益もリスクもすべて自分で持ちますが、体制の負担が大きく、大手電力や商社系の事業者に限られます。

第二は相対契約です。蓄電池の使用権を小売電気事業者や商社、トレーダーなどに貸し、月額固定（円/kW・月）の対価を受け取る形が代表で、トーリング契約と呼ばれます。相手が充放電の指令権を持ち、市場に出ます。所有者は市場価格がどう動いても固定収入を得られる代わりに、上振れは相手のものになります。派生として、一定額までは相手が保証し、それを超えた分を分け合うフロア型や、供給力（kW）だけを相対で売買する形もあります。

第三は運用委託と収益分配です。所有者が市場リスクを持ったまま、入札と運用をアグリゲーターや運用受託者に委託します。受託者が自らの名義で市場に出て収益を受け取り、充電した電気の代金、インバランス、市場手数料、受託者の報酬を差し引いた残りを、契約で決めた分配率で所有者に渡します。上振れは取れますが、今年のように上限価格が下がれば収入はそのまま減ります。

需給調整市場の上限価格引き下げで市場収益の予見性が落ちたことから、金融機関が固定収入を裏付ける相対契約を求める動きが強まっていると言われます。なお、長期脱炭素電源オークションで落札した蓄電池は、20年の固定収入と引き換えに他市場の収益の約9割を還付するため、収益分配の設計はこの3形態とは別に考える必要があります。3形態の契約で何を決めるかは事業化の章で、小売電気事業者から見た相対契約の使い方は後半の章で扱います。

表1　系統用蓄電池の収益源の比較

出典：EPRX「需給調整市場の商品要件と取引スケジュール」、OCCTO「長期脱炭素電源オークションの制度詳細について（応札年度2025年度）」「約定結果（2026年5月13日）」_{（※3、※4）}。

2026年は、系統用蓄電池の収益モデルの前提が3か所で同時に変更された年です。それぞれの変更内容、公表日、事業性への影響を表2にまとめ、順に解説します。

表2　2026年の3つの転換点（2026年9月時点）

※需給調整市場の商品は、応動の速さで一次調整力、二次調整力①、二次調整力②、三次調整力①、三次調整力②の5つに分かれます。二次調整力①は、指令から5分以内に応動して周波数を制御する商品で、応動の速い蓄電池が参加しやすい商品です。

出典：資源エネルギー庁 次世代電力系統WG 資料3（2025年12月24日）、資料1-1（2026年2月9日）、資料2（2026年4月16日、6月10日）_（※2）、資源エネルギー庁 電力安定供給WG 資料8（2026年5月13日）、EPRX「ΔkW上限価格について」（2026年7月30日）_（※3）、OCCTO 約定結果と別紙落札電源一覧（2026年5月13日）_（※4）。

需給調整市場では、2026年3月14日の受渡分から前日取引と30分ブロック化が始まり、同時に一次調整力・二次調整力①・複合商品の上限価格が19.51円から15円/ΔkW・30分へ引き下げられました。資源エネルギー庁は、市場の競争状況に改善が見られなければ10円、7.21円と段階的に引き下げる方針を示しており、2026年7月14日の電力安定供給ワーキンググループで9月1日受渡分からの10円への引き下げが決まりました_（※3）。

背景には、上限価格付近への応札が蓄電池に集中していたことがあります。資源エネルギー庁の資料では、前日取引化後の複合商品で14円以上の応札の37.7%、一次調整力では63.3%を蓄電池が占めていました。蓄電池は固定費の割合が大きく、短い償却期間を設定すると年度の減価償却費が大きくなるため、高い価格で応札せざるを得ない構造があります。一方で、資源エネルギー庁は2026年7月の資料で、系統用蓄電池の主な課題として「調整力としての活用が中心であり、アービトラージ活用は限定的」であることを挙げ、補助金の審査で卸電力市場の活用計画を高く評価する方向を示しました（※8）。上限価格が半分近くまで下がった今、需給調整市場を主軸にした収益前提の計画は見直しを迫られています。

系統用蓄電池の契約申込みは、2025年9月末で約2,431万kWと前年同期の約3.9倍に増え（太陽光は約1.1倍）、2025年12月末には全国で3,759件・約2,869万kWに達しました。エリア別では九州が約590万kW、東京が約517万kW、東北が約492万kWです。資源エネルギー庁は、事業化の見込みが不透明な案件が系統容量を長期間占有する「空押さえ」を問題視し、2026年に5段階の対策を導入しました_（※2）。

第一に、2026年1月5日以降に受け付ける接続検討の申込みから、設置場所の登記簿などを確認した書類の提出が求められます。第二に、2026年4月以降の契約申込みから、保証金が概算工事費負担金の5%から10%に引き上げられ、工事費負担金を分割払いにする場合は初回に50%以上を入金することになりました。第三に、同じく4月から、配電系統に連系する高圧の設備は、申込時に「上位系統の増強を受け入れるか」「工事費負担金の上限額」を提示でき、条件に合わなければ早期に連系否の回答を受けられます。第四に、8月1日から、1事業者がエリアごとに同時に持てる接続検討の件数に上限が設けられました。北海道5、東北6、東京11、中部7、北陸5、関西12、中国5、四国5、九州8件です（2026年7月31日時点で受付済みの分は従来どおり回答されます）。第五に、10月1日以降の契約申込みから、連系承諾後2か月以内に事業用地の使用権原を証する書類（登記簿謄本や賃貸借契約書の写しなど）の提出が必要になり、期限内に提出がなければ連系予約は取り消されます（非FIT・非FIP電源が対象）。

5つの対策に共通するのは、「土地と資金を先に固めた事業者だけが枠を取れる」という方向です。接続検討を数多く申し込んで枠を押さえ、あとから事業性を考える進め方は、2026年以降は成り立ちません。

2026年5月13日に公表された第3回（応札年度2025年度）の約定結果では、脱炭素電源28件とLNG専焼火力4件の計32件・約730万kWが落札しました。落札電源一覧を集計してみると、蓄電池は19件・約125万kWで、件数では全体の6割を占めます。内訳はリチウムイオン蓄電池が10件・約58万kW、それ以外の蓄電池が9件・約67万kWで、最大は14万kW級の案件でした_（※4）。

一覧から読み取れるのは、落札者の顔ぶれです。大手電力に加え、合同会社や投資ファンド系の事業者が多数を占め、大手以外の参入が実績として本格化しています。長期脱炭素電源オークションは原則20年の固定収入を得られる代わりに卸電力市場や需給調整市場で得た利益の約9割を容量市場側に戻す仕組みのため、市場の上振れを狙う事業者には向きません。逆に、金融機関からの調達を重視する事業者には、予見性を担保する有力な選択肢となります。次回（応札年度2026年度）の募集量と蓄電池の上限は、募集要綱の公表を待って確認してみてください。

経済産業省「2024年度 定置用蓄電システム普及拡大検討会」の結果とりまとめ（2025年1月30日）では、補助事業のデータをもとに、系統用蓄電システムの価格が2024年度で蓄電システム5.4万円/kWh（そのうち、電池部分4.1万円、PCS0.6万円）、工事費1.4万円/kWh、合計で約6.8万円/kWhと分析されています。2023年度と比べて蓄電システム価格は0.8万円/kWh下がり、資源価格の高騰が落ち着いた影響とされています。補助金を使わずに海外製を採用する案件では2〜4万円/kWhの水準も見られる一方、系統連系費用や受変電設備などの付帯費用はエリアと案件で差が出ます_（※7）。産業用蓄電池の2023年度水準（10.6万円/kWh）より安いのは、規模の経済と標準仕様によるものです。価格は年度で大きく動くため、最新の公表値を確認してください。

国の補助は、経済産業省の予算をSII（環境共創イニシアチブ）が執行する「系統用蓄電池・水電解装置導入支援事業」が中心です。令和7年度は2025年8月29日から10月24日まで公募が行われ、37件・約363億円が採択されました。令和6年度は27件・約346億円です_（※5）。補助率は1/3以内が基本で、LDESや大規模案件に別区分があります。要件には運転開始の期限、市場への参加、系統連系の見込みなどが含まれ、令和7年度補正の公募では、将来的に系統混雑の緩和に資する仕組みが整備された場合に一般送配電事業者との協議に応じることが必須要件となり、電力市場で取引する年間電力量のうち卸電力市場の取引量を一定割合以上とする計画、経済安全保障推進法の供給確保計画の認定を受けたメーカーが自社拠点で製造したセルの採用、騒音対策など地域共生への配慮が、採点審査で高く評価されます_（※8）。区分と要件は年度で変わるため、必ず最新の公募要領で確認してください。

東京都の「再エネ導入拡大を見据えた系統用大規模蓄電池導入支援事業」は、助成率2/3以内、上限20億円程度/件で、令和10年度までの継続が予定されています。令和8年度は9月1日から9月30日が申請期間でした_（※6）。国の補助と併用できる場合がありますが、設定される条件は年度の実施要項で確認が必要です。ほかの自治体にも独自の制度があるため、立地候補の自治体を確認してください。

【図2】蓄電所の事業化の流れと2026年のルール

蓄電所の事業化は、土地の確保から運転開始まで、法規制と系統連系の手続きが並行して進みます。図2に全体の流れを示し、法規制、系統連系の6段階、2026年の新ルール、運用体制の契約の順に解説します。

電気事業法では、出力1,000kW以上などの要件を満たし、接続最大電力の合計が1万kWを超える場合に「発電事業」として経済産業大臣への届出が必要になります。一般に出力1万kWを超える蓄電所が該当します。保安面では、蓄電所の設置に電気主任技術者の選任が必要で、出力1万kW以上または容量8万kWh以上の蓄電所は工事計画の届出と使用前安全管理審査の対象になります。事故報告の義務も同じ規模から課されます_（※1）。消防法上の規制や建築基準法、自治体の条例も関わるため、法令の適用は案件ごとに専門家へ確認してください。

系統連系の手続きは6段階です。①一般送配電事業者への事前相談、②接続検討の申込み（書類に不備がなく検討料の入金が確認された日が「受付日」）、③接続検討の回答（受付から3か月以内、逆変換装置を使う500kW未満は2か月以内）、④契約申込み（保証金の納付）、⑤系統連系の承諾、⑥工事費負担金の支払いと工事です。

事業計画で最大の不確定要素は、③の回答で初めて分かる工事費負担金です。系統の増強が必要な場合、負担金が想定を大きく上回り、接続検討まで進んでも事業を断念する例が多いことを資源エネルギー庁も認めています。このため2026年4月から、配電系統に連系する高圧設備は、申込時に「負担できる工事費の上限額」と「上位系統の増強を受け入れるか」を示すことができ、条件に合わないと分かった時点で早期に回答を受けられるようになりました_（※2）。断念する案件を早く見極める仕組みですが、裏を返せば、上限額を提示できるだけの事業計画を申込時点で持っている必要があります。

転換点の章で示した5段階の対策を、実務で何を用意するかの視点で整理します。接続検討の申込みには、設置場所の登記簿などを確認した書類が要ります（2026年1月から）。接続検討は、同じエリアで同時に持てる件数に上限があるため、候補地を絞り込んでから申し込みます（2026年8月から）。契約申込みには、概算工事費負担金の10%の保証金を用意し、分割払いにする場合も初回に50%以上を入金します（2026年4月から）。連系承諾を受けたら、2か月以内に土地の登記簿謄本や賃貸借契約書の写しなど使用権原を証する書類を出します（2026年10月から）。既に事業を行っている土地での増強・更新や、土地を追加取得しても出力が増えない場合は、使用権原の提出が不要になる例外があります_（※2）。

要するに、土地の権原と資金を先に固めることが、2026年以降の接続の前提です。土地の交渉と資金調達を接続検討と並行して進める計画にしておかないと、期限に間に合いません。

収益モデルの章で示した3形態は、契約書に落とし込む段階で差が出ます。相対契約（トーリング型）では、固定料金の水準と改定条件、相手が持つ指令権の範囲、蓄電池の可用率の保証、劣化を抑えるためのサイクル数や充放電深度の制限、契約期間と中途解約の条件を決めます。収益分配契約では、分配率と固定報酬、最低保証の有無、充電した電気の代金とインバランスをどちらが負担するか、市場ルールが変わったとき（上限価格の改定など）の見直し条項、30分値と市場実績の開示方法を決めます。

どの形態でも共通するのは、誰かが「30分ごとの充放電実績を契約条件に当てはめ、毎月お金を計算して明細を出す」仕事を負うことです。相対契約なら相手方の小売電気事業者が、収益分配なら受託者が、この精算を担います。契約交渉では収益の分け方に目が向きがちですが、精算の方法と根拠データの扱いを契約に書いておかないと、運転開始後に揉めます。アグリゲーターの要件と選び方はアグリゲーターの解説記事で扱っています。

ここまでの内容を、自社が参入に向くかを判断する6つの条件にまとめます。表3で「向く」「条件付き」「向かない」を確認してください。

表3　系統用蓄電池事業への参入判断表

精算を回すには、市場価格（JEPX、需給調整市場の約定結果）、蓄電所と需要家の30分値、相対契約の受渡実績、需要家への供給との紐づけを、ひとつの基盤で扱う必要があります。30分値の取得と管理はMDMSの解説記事で扱っています。ひとつのリソースから複数の価値を取り出し、それぞれを別の相手に精算するという構造は、VPPの解説記事で示した論点と同じです。蓄電所との関わり方を検討する小売電気事業者は、メニューや契約の設計と並行して、精算のデータ基盤を確認しておいてください。

ユニファイド・サービスの「Unisrv 電力CIS」は、30分値を基に契約・料金メニュー・需要データを一元管理し、需要家の料金計算と精算を行う小売電気事業者向けの顧客情報管理クラウドシステムです。蓄電池を組み込んだメニューや相対契約の精算をご検討の際は、以下の資料のダウンロードと無料相談をご利用ください。

A. 置く場所と目的が違います。産業用蓄電池は需要家が自社の敷地内に置き、電気料金の削減やBCPに使う需要家の設備です。系統用蓄電池は送配電網に直接つなぎ、市場や相対取引で電気や調整力、供給力を売る発電事業で、施設は蓄電所と呼ばれます。自社の電気料金を下げたい場合は産業用蓄電池の解説記事をご覧ください。

ユニファイド・サービスの「Unisrv 電力CIS」は、電力小売事業者の契約・料金メニュー・需要データを一元管理し、30分値を基に需要家の料金計算と精算を行う顧客情報管理クラウドシステムです。需要家の蓄電池の充放電を需要家の精算とインバランス管理に組み込むメニューは、この料金計算の延長として設計できます。蓄電所との相対契約や市場収益の分配についても、契約情報と市場データを接続すれば同じ精算の構造で扱えますが、契約ごとに項目が異なるため個別の設計になります。まずはご相談ください。

蓄電所を調達と供給力の道具として使うには、精算が止まらないことが前提です。相対契約の設計から精算までを支えるデータ基盤として、Unisrv電力CISをご活用ください。

・ 系統用蓄電池（蓄電所）は、送配電網に直結し、市場や相対取引から収益を得る発電事業。需要側に置いて電気料金を下げる産業用蓄電池とは、置く場所・目的・法律上の位置づけが異なる

・ 収益は卸電力市場（kWh）、需給調整市場（ΔkW）、容量市場・長期脱炭素電源オークション（kW）と相対契約から成り、同じ30分に二重計上できない。運用は自社運用・相対契約（トーリング型）・運用委託（収益分配）の3形態に分かれる

・ 2026年の転換点は3つ。需給調整市場の上限価格が19.51円から10円へ、系統連系の空押さえ対策が土地書類から使用権原まで5段階で導入、長期脱炭素電源オークション第3回で蓄電池19件・約125万kWが落札

・ 事業化は、発電事業の届出と蓄電所の保安、系統連系の6段階、補助金（接続が先）、3形態の契約の順。土地の権原と資金を先に固めた事業者だけが接続の枠を取れる

・ 小売電気事業者にとって蓄電所は、容量拠出金の相殺、価格差の取り込み、インバランス低減、再エネメニューの供給力の道具。持たずに使う相対契約が選択肢になり、30分値に基づく精算の仕組みがその前提

系統用蓄電池は、系統の空きを早く押さえて需給調整市場の高値で回収する事業ではなくなりました。土地と接続を確実にし、市場ミックスと相対契約で予見性を設計する事業へ移っています。蓄電所を作る事業者は収益の前提を複数のシナリオで再試算し、小売電気事業者は蓄電所を使う契約と精算の仕組みを先に整える。この順番が、2026年以降に蓄電所ビジネスを成立させる条件と言えます。

※1 アンダーソン・毛利・友常法律事務所「系統用蓄電池事業に関する法規制」ニュースレター（2026年1月15日）：https://www.amt-law.com/asset/pdf/bulletins12_pdf/260115.pdf ／ 電気事業法27条の27、電気事業法施行規則52条・65条、電気設備に関する技術基準を定める省令1条

※2 資源エネルギー庁 次世代電力系統ワーキンググループ 資料3「発電等設備における系統アクセス手続きの規律強化について」（2025年12月24日）：https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/smart_power_grid_wg/pdf/006_03_00.pdf ／ 同 資料1-1「系統用蓄電池をはじめとする発電等設備の迅速な系統連系に向けた対応について」（2026年2月9日）：https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/smart_power_grid_wg/pdf/007_01_01.pdf ／ 同 資料2（2026年4月16日）：https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/smart_power_grid_wg/pdf/010_02_00.pdf ／ 同 資料2（2026年6月10日）：https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/smart_power_grid_wg/pdf/011_02_00.pdf

※3 資源エネルギー庁 電力安定供給ワーキンググループ 資料8「需給調整市場について」（2026年5月13日）：https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/jisedai_kiban/stable_power_supply_wg/pdf/001_08_00.pdf ／ 同 制度検討作業部会 資料4「需給調整市場について」（2026年1月23日）：https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/jisedai_kiban/system_review/pdf/110_04_00.pdf ／ 電力需給調整力取引所（EPRX）「ΔkW上限価格について」（2026年7月30日）、新着情報：https://www.eprx.or.jp/j_information/

※4 電力広域的運営推進機関「容量市場 長期脱炭素電源オークション約定結果（応札年度：2025年度）」（2026年5月13日）：https://www.occto.or.jp/assets/various/capacity-market/jitsujukyukanren/2025_boshuyoukou_long/260513_longauction_youryouyakujokekka_kouhyou_ousatsu2025.pdf ／ 同 別紙「落札電源一覧」：https://www.occto.or.jp/assets/various/capacity-market/jitsujukyukanren/2025_boshuyoukou_long/260513_longauction_youryouyakujokekka_kouhyou_besshi_ousatsu2025.pdf ／ 同「長期脱炭素電源オークションの制度詳細について（応札年度：2025年度）」説明会資料（2025年9月）：https://www.occto.or.jp/assets/market-board/market/oshirase/2025/files/202509_youryou_syousaisetsumei_long.pdf

※5 一般社団法人環境共創イニシアチブ（SII）「令和7年度 系統用蓄電池・水電解装置導入支援事業」：https://sii.or.jp/chikudenchi07/

※6 東京都環境局「再エネ導入拡大を見据えた系統用大規模蓄電池導入支援事業」（令和8年度）

※7 経済産業省「2024年度 定置用蓄電システム普及拡大検討会の結果とりまとめ」（2025年1月30日、第5回検討会 資料3、三菱総合研究所作成）p.25、p.31：https://www.meti.go.jp/shingikai/energy_environment/storage_system/pdf/2024_005_03_00.pdf

※8 資源エネルギー庁「分散型エネルギー推進戦略ワーキンググループでの議論について」再生可能エネルギー主力電源化制度改革小委員会 第3回 資料1（2026年7月28日）p.2、p.8：https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saiene_shuryoku/pdf/003_01_00.pdf

※9 資源エネルギー庁「2026年度の再生可能エネルギーの出力制御見通し」：https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/smart_power_grid_wg/pdf/008_01_00.pdf