投資家さんから、こんな質問をいただきました。

• 低圧蓄電池（例：12kW×18＝216kWh）を100基作って分譲、分譲会社→投資家に運用益、運用はアグリゲーター…リスクは？
• FITみたいに「経産省が枠を作って、電力会社が買って、売電金が支払われる」仕組みと違うけど、どこが危ない？

結論から言うと、この手のスキームは“FIT型の安定収入”ではありません。
（そして、これは私の経験則ですが）この国のルール内の経済では、投資家だけが過度に儲け続ける構造は長続きしません。儲かり過ぎると、だいたい制度側が「バグ修正」を入れてきます。
今回で言うと、まさに“単価キャップ（上限価格）”の話がそれです。

以下、ブログ記事として整理して回答します。

1. まず「需給調整市場」と「一次調整力」を超ざっくり整理

系統連系蓄電池の多くは、電力のスポット売買（JEPX）だけでなく、需給調整市場（調整力の市場）での収益が重要になります。

需給調整市場は、送配電（一般送配電事業者）が周波数維持や需給差の穴埋めをするための「調整力」を市場で調達する仕組みで、**EPRX（電力需給調整力取引所）**が運営しています。市場は2021年に創設され、段階的に商品が揃っていき、2024年度から一次～三次②まで全商品で取引開始と整理されています。 Source

商品区分のイメージ（超重要なところだけ）：

• 一次調整力：応動10秒以内、継続5分以上（超速い） Source
• 二次調整力①/②：応動5分以内、継続30分（速い） Source
• 三次調整力①/②：応動15～60分、継続30分（比較的ゆっくり） Source

そして根っこにあるのが、例の30分同時同量です。

発電事業者、小売電気事業者等は計画値同時同量制度の下、30分単位で計画と実績を一致させることとなっています。
Source

この「計画と実績のズレ」が、いわゆるインバランス（罰金・精算の世界）に繋がってきます。

2. 質問1：分譲×アグリゲーター運用の「リスクはありませんか？」

結論：リスクはあります。むしろ“リスクをとる”のは投資家側です。

分譲会社が「運用はアグリゲーターに頼むので安心です」と言ってくる構図、よくあるんですが、現実はこうなりがちです。

3-1. インバランス（同時同量）リスク：契約で投資家負担になりやすい

需給は瞬時に一致させなきゃいけない一方で、市場参加者側には30分同時同量の枠組みがあり、計画と実績の誤差・再エネ予測誤差・短周期変動などが問題になります。 Source

調整力は、その「読めない差」を埋めるために重要、とEPRX FAQにも明記されています。 Source

で、実務的には、アグリゲーターが“運用”をやっても、インバランスの金銭負担を誰が持つかは契約次第です。
よくあるのは、

• 表面：アグリゲーターが運用を受託
• 実態：罰金・精算（インバランス）を投資家側が負担（または投資家の取り分から控除）

という形です。
「リスクはアグリゲーターが負いますよ」と言われたら、契約書の条文で確認してください。口約束は無意味です。

3-2. アグリゲーター倒産リスク：FITより“カウンターパーティ”が増える

FITは極端に言えば「国の制度×電力会社×固定単価」で、投資家は“制度に乗る”だけでした。

一方、需給調整市場・蓄電池運用の世界は、投資家目線だと

• 分譲会社
• EPC（施工）
• O&M（保守）
• アグリゲーター
• 市場（EPRX等のルール）
• 一般送配電の運用・要請

と、関係者が増える＝倒れる先が増える。

分譲会社が「うちが払います」と言っても、その会社が危うくなれば終わりです。
ここは“利回り”より先に見るべきポイントです。

3-3. バッテリー故障・劣化リスク：保険で完全には消えない

バッテリーは発電所のパネルみたいに「じわじわ落ちる」だけじゃなく、普通に止まります。
止まった瞬間、売上が止まり、場合によっては契約不履行（ペナルティ）にも波及します。

4. 質問3：FITと違う、この仕組み特有のリスク（＝単価が固定じゃない）

ここが今回の本題です。

4-1. 価格変動リスク：「読めない」のが前提

FITは単価が固定でした。
でも需給調整市場は市場取引なので、単価は変動します。これはメリットにもなりますが、投資家からすると**“読めない”**が本質です。

加えて最近の論点が、次です。

4-2. ルール変更リスク：一次調整市場の単価キャップ（上限価格）

需給調整市場は、調達費用の高騰などを受けてルール見直しが継続的に議論されています。
実際に、EneHubの記事によると、EPRXが一次・二次①・複合商品のΔkW上限価格を「19.51円/ΔkW・30分」から「15円/ΔkW・30分」へ引き下げ、2026年3月14日実需給分から適用と報じられています。さらに競争状況次第で10円、7.21円等へ段階的に下げる可能性にも触れています。 Source

同様に、ユーラスエナジーの記事でも、一次調整力・二次調整力①の上限価格が「19.51→15円」へ変更見通しと説明されています。 Source

そして自然エネルギー財団は、上限価格引き下げや募集量削減を“同時に一気にやる”ことが市場の予見性を損ねる、と懸念を表明しています（数値として19.51円/ΔkW・30分にも言及）。 Source

ここで私の言いたいことはシンプルで、

• 儲かり過ぎる → キャップや募集量調整で“制度が勝つ”
• バグった利益（過大インセンティブ）は改修される
• そして改修コスト（収益低下）は、まず投資家に来る

ということです。
「生かさず殺さず」になっていくのが、だいたいこういう市場です。

5. 投資家向け：最低限チェックすべき“契約・構造”チェックリスト

分譲案件の相談を受けたら、私は最低限ここを確認します。

• インバランス（罰金・精算）負担は誰か：投資家？アグリゲーター？上限は？免責は？（条文で）
• 収益分配の定義：「運用益」って何の粗利？どの費用控除後？（手数料、電力費、基本料金、通信費、O&M、保険、税、予備費…）
• アグリゲーター変更権：投資家側に乗換え権があるか／違約金はあるか
• 倒産時のデータ・設備の引継ぎ：制御システム、SIM、アカウント、計測データ、BG関係、再委託先
• バッテリー保証の実態：容量保証・出力保証・免責、交換時の工事費負担、停止期間の扱い
• 制度変更条項：キャップ引下げ等が起きたとき、契約はどう改定されるか（“投資家だけ固定”になってないか）まとめ：この案件、やっていいか？の私の答え

• 分譲×アグリゲーター運用は、構造上「投資家に残るリスク」が必ずある（インバランス、倒産、故障、制度変更）。
• 最大の本質は「制度が固定ではない」こと。実際に一次・二次①などで上限価格見直しが進んでおり、15円/ΔkW・30分への引下げ（＋段階的引下げ可能性）という話が出ています。 Source
  → つまり「儲かり過ぎるスキームは、国がそのままにはしない」可能性が高い。

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