1. 蓄電池在容量市場中的雙重角色：kW 義務與 kWh 約束

蓄電池電源（BESS）在日本電力市場中面臨一個火力電源所沒有的根本性挑戰：必須同時管理 kW 面（輸出功率能力）與 kWh 面（儲存能量容量）兩個維度。這個雙重約束是蓄電池 SOC 管理策略的核心出發點。

火力電源只需考慮 kW 面：在燃料充足的前提下，只要不超過額定功率上限，隨時可以發電。但蓄電池不同——即使輸出功率足夠，若 SOC（State of Charge，荷電狀態）過低，也無法持續供電。因此，蓄電池在容量市場中的義務履行，不僅是「能否在需給ひっ迫時提供指定功率」，更是「能否持續提供該功率達 3 小時以上」。

1.1 容量市場對蓄電池的基本要求

根據 OCCTO 的容量市場規則，蓄電池電源（純揚水・蓄電池グループ）的期待容量算定方式如下：

• 放電継続時間要件：3 時間以上（不足 3 小時的月份，期待容量按比例減少）
• 期待容量算定：送電可能電力量 × 調整係數（月次最小值）
• 管理容量控除：月次管理容量（充放電管理用）需從期待容量中扣除

這意味著，若蓄電池的容量市場登録容量為 P_cap（MW），則必須在需給ひっ迫時確保能以 P_cap 的功率持續放電 3 小時，即需保留至少 SOC_min = P_cap × 3h（MWh）的電量。

1.2 SOC_min 的計算框架

設蓄電池的額定容量為 E_total（MWh），容量市場登録容量為 P_cap（MW），則：

• SOC_min（絕對值） = P_cap × 3（MWh）
• SOC_min（百分比） = (P_cap × 3) ÷ E_total × 100%
• 可用於市場交易的余剩 SOC = E_total × (1 - SOC_min%) - 管理容量

數值範例：蓄電池容量 80 MWh，容量市場登録 10 MW：

• SOC_min = 10 MW × 3h = 30 MWh（37.5%）
• 可用余剩 SOC = 80 MWh × (1 - 37.5%) - 管理容量 ≈ 50 MWh（扣除管理容量後）

2. 跨市場 SOC 管理的四層架構

蓄電池在日本電力市場中面臨四個市場的同時約束，SOC 管理必須在這四個層次中取得平衡：

第一層：容量市場（kW 義務）

容量市場是最優先的義務層。一旦 OCCTO 發出需給ひっ迫警報，蓄電池必須在 3 小時內提供登録容量的供電能力。因此，SOC_min 是不可侵犯的底線——無論日前市場或時間前市場的價格多高，都不能將 SOC 放電至 SOC_min 以下。

第二層：余力活用契約（kWh 提供）

2024 年度起，OCCTO 推出「余力活用契約」制度，允許一般送配電事業者（TSO）在容量市場義務履行後的余剩 SOC 範圍內，調度蓄電池作為調整力使用。余力活用契約的對價以 kWh 精算，是蓄電池在容量市場義務之外的額外收益來源。

余力活用契約的指令優先級低於容量市場義務，但高於日前市場的自由放電計劃。蓄電池業者需在 SOC_min 以上的范圍內，優先響應余力活用契約的指令。

第三層：需給調整市場（調整力提供）

蓄電池可同時登録為需給調整市場的調整力電源（特に三次②）。但三次②的調整力提供會消耗 kWh，因此需在 SOC 管理中為調整力響應預留緩衝空間。2026 年 4 月的市場改革後，調整力的週前採購改為日前採購，蓄電池業者可在前一天確認調整力中標量後，再規劃日前市場的充放電計劃。

第四層：日前市場與時間前市場（自由充放電）

在滿足上述三層約束後，余剩的 SOC 空間可用於日前市場（JEPX スポット市場）和時間前市場（時間前市場）的自由充放電套利。充電集中在深夜低價時段（00:00–06:00），放電集中在早峰（08:00–10:00）和晚峰（17:00–20:00）的高價時段。

2.5 制度基礎：OCCTO「ストレージ式運用」政策框架

上述四層架構的制度依據，源自 OCCTO 第105回「調整力及び需給バランス評価等に関する委員会」（2025年1月28日）所提出的「ストレージ式運用」政策框架。該框架的核心是將 TSO 對蓄電池的掌握程度從「kW 層級」提升至「kWh 層級」——TSO 透過専用線オンライン即時取得蓄電池的發電出力（kW）與発電可能kWh，從而能夠更精準地進行跨コマ調度最適化。

此一制度設計對蓄電池業者的 SOC 管理策略有直接影響。OCCTO 明確規定，余力活用契約中不允許以「満充電維持」作為免責條件——業者必須設計能夠接受 TSO 在任意時點發出放電指令的 SOC 管理策略，這正是本文四層架構中「第二層：余力活用契約」優先級設計的制度根據。適用 ストレージ式運用的對象為 10MW 以上且具備専用線オンライン接続的蓄電池（長期脱炭素電源オークション或容量市場落札）；其他 10MW 以上的蓄電池則透過個別協議決定。詳細的制度分析請參閱OCCTO蓄電池「ストレージ式運用」政策全解析。

3. 最適登録容量的計算框架

容量市場登録容量（P_cap）的選擇是蓄電池業者最重要的策略決策之一。登録量過高，日前市場的運用自由度降低；登録量過低，kW 收益減少。最適登録量需在兩者之間取得平衡。

3.1 收益結構分析

收益來源	計算方式	與登録量的關係
容量市場 kW 收益	P_cap × 約定單價（¥/kW/年）	正比於登録量
余力活用契約收益	余剩 SOC × 余力活用単価（¥/kWh）	反比於登録量
日前市場套利收益	余剩 SOC × (高峰價格 - 低谷價格)	反比於登録量
調整力市場收益	調整力中標量 × kW 単価 + kWh 精算	弱反比（受 SOC 約束）

3.2 最適登録量的邊際條件

最適登録量 P_cap* 滿足以下邊際條件：

容量市場約定單価 = 日前市場套利機會成本（每增加 1 MW 登録量所損失的套利收益）

具體計算：

• 每增加 1 MW 登録量，需額外保留 3 MWh 的 SOC_min
• 這 3 MWh 的 SOC 若用於日前市場放電，可獲得 3 MWh × (高峰價格 - 充電成本) 的套利收益
• 因此，最適登録量滿足：約定單価 ≥ 3 × (高峰價格 - 充電成本)

3.3 數值模擬範例

假設條件：蓄電池容量 100 MWh，容量市場約定單価 ¥13,000/kW/年，日前市場高峰價格 ¥20/kWh，深夜充電成本 ¥5/kWh，充放電效率 90%：

• 日前套利機會成本（每 MW 登録量）= 3 MWh × (¥20 - ¥5/0.9) × 365 天 ≈ ¥9,800/kW/年
• 容量市場約定單価 ¥13,000 > 套利機會成本 ¥9,800 → 應增加登録量
• 最適登録量：在約定單価 = 套利機會成本的邊際點，約為 25–30 MW（視季節性高峰價格而定）

4. 24 小時 SOC 管理時序規劃

以下為典型日的蓄電池 SOC 管理時序規劃（假設容量市場登録 20 MW，蓄電池容量 100 MWh）：

時間帯	SOC 目標	市場操作	說明
00:00–06:00	60% → 100%	日前市場充電	深夜低價時段充電，目標充至 100%
06:00–08:00	100% → 80%	時間前市場微調	確認次日需給ひっ迫預報，調整 SOC_min 預留
08:00–10:00	80% → 60%	日前市場放電（早峰）	早峰高價時段放電套利，保留 SOC_min（60%）
10:00–16:00	60% → 70%	余力活用契約待機 / 時間前市場	余力活用契約指令優先；無指令時時間前市場微調
16:00–17:00	70% → 80%	時間前市場充電	晚峰前補充 SOC，準備晚峰放電
17:00–20:00	80% → 60%	日前市場放電（晚峰）	晚峰高價時段放電套利，保留 SOC_min（60%）
20:00–24:00	60% → 60%	容量市場義務待機	維持 SOC_min，等待次日充電窗口

注意：SOC_min = 20 MW × 3h ÷ 100 MWh = 60%。在任何時段，SOC 不得低於 60%，以確保容量市場義務履行能力。

5. 余力活用契約的 SOC 管理整合

余力活用契約（2024 年度〜）是蓄電池 SOC 管理中的新變數。一般送配電事業者可在容量市場義務履行後的余剩 SOC 範圍內，向蓄電池業者發出充放電指令，對價以 kWh 精算。

5.1 余力活用契約的 SOC 優先級

余力活用契約的指令優先級介於容量市場義務（最高）與日前市場自由操作（最低）之間。具體優先順序：

1. 容量市場需給ひっ迫時的供電義務（SOC_min 不可動用）
2. 余力活用契約指令（SOC_min 以上的余剩 SOC 範圍內）
3. 需給調整市場調整力指令（三次②等）
4. 日前市場自由充放電計劃
5. 時間前市場微調

5.2 余力活用契約的調整機能要件

根據 OCCTO（2025 年 1 月）的規定，長期脱炭素電源オークション落札電源として余力活用契約に参加する蓄電池は、以下の調整機能を満たす必要がある：

項目	蓄電池（揚水発電含む）	（参考）火力電源
設備容量	10 MW 以上	100 MW 以上
調整機能	GF・LFC・EDC	GF・LFC・EDC
GF 応動時間	10 秒以内	10 秒以内
GF 不感帯	±0.01 Hz 以下	±0.01 Hz 以下
GF 調定率	5% 以下	5% 以下
LFC 遅れ時間	20 秒以内	20 秒以内

蓄電池的 GF（Governor Free）応動時間（10 秒）與火力電源相同，但設備容量門檻大幅降低（10 MW vs 100 MW），使中小型蓄電池也能參與余力活用契約。

6. 充放電サイクル管理與電池劣化成本

蓄電池的 SOC 管理不僅需要考慮容量市場義務和市場套利，還必須將電池劣化成本納入計算。過度的充放電循環會加速電池劣化，縮短電池壽命，增加電池更換成本。

6.1 劣化成本的計算框架

• 電池更換成本：¥50,000–80,000/kWh（2025 年市場價格）
• 設計充放電サイクル數：4,000–6,000 次（LFP 電池）
• 每サイクル劣化成本 = 電池更換成本 ÷ 設計サイクル數
• 例：¥60,000/kWh ÷ 5,000 次 = ¥12/kWh/サイクル

因此，在計算日前市場套利收益時，必須扣除每次充放電的劣化成本：

淨套利收益 = (高峰放電價格 - 低谷充電成本 ÷ 充放電效率) - 劣化成本 × 2（充電 + 放電各計 1 次）

6.2 最大日充放電サイクル數的設定

為控制電池劣化，建議設定每日最大充放電サイクル數上限（通常為 1–2 次）。這個限制會直接影響 SOC 管理策略：

• 1 サイクル/日：只進行一次充電（深夜）+ 一次放電（高峰），SOC 管理相對簡單
• 2 サイクル/日：深夜充電 + 早峰放電 + 日中充電 + 晚峰放電，SOC 管理更複雜，但套利機會更多

7. 純揚水電源的 SOC 管理差異

純揚水電源（純揚水グループ）與蓄電池同屬「純揚水・蓄電池グループ」，期待容量算定方法相同，但 SOC 管理（上池水位管理）有以下本質差異：

比較項目	蓄電池	純揚水電源
「SOC」的物理形態	電化學能量（MWh）	上池水位（m）/ 貯水量（MWh）
充電效率	90–95%（充放電往返）	70–75%（揚水效率）
充電成本	JEPX 市場購電費用	JEPX 市場購電費用 ÷ 揚水效率
容量制約	電池容量上限（固定）	上池容量（固定）+ 自然流入（季節性変動）
劣化	充放電サイクルによる劣化	機械的摩耗（サイクル劣化なし）
季節性	ほぼなし	融雪期（3–5月）自然流入増加、渇水期（夏季）リスク
最低 SOC 管理	SOC_min を電気的に設定・監視	上池最低水位を物理的に管理

7.1 純揚水の充電コスト計算

純揚水電源的充電成本（実効充電コスト）需考慮揚水效率：

• 揚水効率（η）：一般的に 70–75%（100 kWh ポンプアップ → 70–75 kWh 発電）
• 実効充電コスト = 充電電力量 × JEPX 夜間価格 ÷ 揚水効率
• 例：夜間 JEPX 価格 ¥5/kWh、揚水効率 70% → 実効充電コスト = ¥5 ÷ 0.7 = ¥7.14/kWh

這意味著純揚水電源的套利門檻高於蓄電池：高峰放電價格必須超過 ¥7.14/kWh 才能獲得正套利收益（蓄電池的門檻約為 ¥5.56/kWh，假設充放電效率 90%）。

7.2 融雪期的特殊管理

融雪期（3–5 月），山岳地帯の積雪融解により上池への自然流入が増加し、上池が満杯になりやすい。この時期は：

• 自然流入により充電コストが実質ゼロになる場合がある
• 上池が満杯になると充電不可となるため、積極的に放電して上池容量を確保する必要がある
• 容量市場の SOC_min 管理は引き続き必要だが、自然流入により SOC_min の確保が容易になる

1. 蓄電池の二重役割：kW義務とkWh制約

蓄電池電源（BESS）は、火力電源にはない根本的な課題に直面している。それは、kW面（出力能力）とkWh面（蓄積エネルギー容量）の両方を同時に管理しなければならないという二重制約だ。この二重制約が蓄電池SOC管理戦略の核心となる。

火力電源はkW面のみを考慮すれば足りる。燃料が潤沢であれば、定格出力の上限まで随時発電できる。しかし蓄電池は異なる——出力能力が十分であっても、SOC（State of Charge、充電率）が低すぎれば継続的な供給ができない。したがって、容量市場における蓄電池の義務履行とは、「需給ひっ迫時に指定出力を提供できるか」だけでなく、「その出力を3時間以上継続できるか」という問いでもある。

1.1 容量市場における蓄電池への基本要件

OCCTOの容量市場ルールによれば、蓄電池電源（純揚水・蓄電池グループ）の期待容量算定は以下の通り：

• 放電継続時間要件：3時間以上（3時間未満の月は期待容量が按分減少）
• 期待容量算定：送電可能電力量 × 調整係数（月次最小値）
• 管理容量控除：月次管理容量（充放電管理用）を控除

つまり、容量市場登録容量をP_cap（MW）とすると、需給ひっ迫時にP_capの出力で3時間継続放電できるよう、少なくともSOC_min = P_cap × 3h（MWh）の電力量を常時確保しなければならない。

1.2 SOC_minの計算フレームワーク

蓄電池の定格容量をE_total（MWh）、容量市場登録容量をP_cap（MW）とすると：

• SOC_min（絶対値） = P_cap × 3（MWh）
• SOC_min（パーセント） = (P_cap × 3) ÷ E_total × 100%
• 市場取引に使える余剰SOC = E_total × (1 - SOC_min%) - 管理容量

数値例：蓄電池容量80MWh、容量市場登録10MW：

• SOC_min = 10MW × 3h = 30MWh（37.5%）
• 余剰SOC = 80MWh × (1 - 37.5%) - 管理容量 ≈ 50MWh（管理容量控除後）

2. 市場横断的SOC管理の四層構造

蓄電池は日本の電力市場において四つの市場から同時に制約を受ける。SOC管理はこの四層の優先順位に従って行う必要がある：

第一層：容量市場（kW義務）

容量市場は最優先の義務層だ。OCCTOが需給ひっ迫警報を発令した場合、蓄電池は3時間以内に登録容量の供給能力を発揮しなければならない。したがって、SOC_minは侵してはならない底線であり、日前市場や時間前市場の価格がどれほど高くても、SOCをSOC_min以下に放電してはならない。

第二層：余力活用契約（kWh提供）

2024年度から、OCCTOは「余力活用契約」制度を導入した。これにより、一般送配電事業者（TSO）は容量市場義務履行後の余剰SOC範囲内で蓄電池を調整力として活用できる。余力活用契約の対価はkWh精算であり、容量市場義務の外側での追加収益源となる。

余力活用契約の指令優先度は容量市場義務より低いが、日前市場の自由放電計画より高い。蓄電池事業者はSOC_min以上の範囲内で、余力活用契約の指令を優先して応動する必要がある。

第三層：需給調整市場（調整力提供）

蓄電池は需給調整市場の調整力電源（特に三次②）としても同時登録できる。ただし三次②の調整力提供はkWhを消費するため、SOC管理において調整力応動のための緩衝空間を確保する必要がある。2026年4月の市場改革後、調整力の週前調達が日前調達に変更されたため、蓄電池事業者は前日に調整力落札量を確認してから日前市場の充放電計画を立てられるようになった。

第四層：日前市場・時間前市場（自由充放電）

上記三層の制約を満たした後の余剰SOC空間を、日前市場（JEPXスポット市場）と時間前市場での自由な充放電アービトラージに活用する。充電は深夜の低価格時間帯（00:00–06:00）に集中させ、放電は朝ピーク（08:00–10:00）と夕方ピーク（17:00–20:00）の高価格時間帯に集中させる。

2.5 制度的根拠：OCCTOの「ストレージ式運用」政策フレームワーク

上述の四層構造の制度的根拠は、OCCTO第105回「調整力及び需給バランス評価等に関する委員会」（2025年1月28日）が提案した「ストレージ式運用」政策フレームワークに由来する。このフレームワークの核心は、TSOの蓄電池に対する把握レベルを「kWレベル」から「kWhレベル」へと引き上げることにある——TSOは専用線オンラインを通じて蓄電池の発電出力（kW）と発電可能kWhをリアルタイムで取得し、コマ間の調整力最適化をより精緻に実施できるようになる。

この制度設計は蓄電池事業者のSOC管理戦略に直接的な影響を与える。OCCTOは余力活用契約において「満充電維持」を免責条件とすることを認めないと明示している——事業者はTSOが任意の時点で放電指令を発出できるSOC管理戦略を設計しなければならない。これが本稿の四層構造における「第二層：余力活用契約」の優先順位設計の制度的根拠である。ストレージ式運用の適用対象は10MW以上かつ専用線オンライン接続を有する蓄電池（長期脱炭素電源オークションまたは容量市場落札）であり、その他の10MW以上の蓄電池については個別協議による。詳細な制度分析についてはOCCTO蓄電池「ストレージ式運用」政策の全解析を参照されたい。

3. 最適登録容量の計算フレームワーク

容量市場登録容量（P_cap）の選択は、蓄電池事業者にとって最も重要な戦略的意思決定の一つだ。登録量が多すぎると日前市場での運用自由度が低下し、少なすぎるとkW収益が減少する。最適登録量はこの二つのトレードオフの均衡点で決まる。

3.1 収益構造の分析

収益源	計算方法	登録量との関係
容量市場kW収益	P_cap × 約定単価（¥/kW/年）	登録量に正比例
余力活用契約収益	余剰SOC × 余力活用単価（¥/kWh）	登録量に反比例
日前市場アービトラージ収益	余剰SOC × (ピーク価格 - 谷価格)	登録量に反比例
調整力市場収益	落札量 × kW単価 + kWh精算	弱い反比例（SOC制約）

3.2 最適登録量の限界条件

最適登録量P_cap*は以下の限界条件を満たす：

容量市場約定単価 = 日前市場アービトラージ機会費用（登録量を1MW増やすことで失われるアービトラージ収益）

具体的な計算：

• 登録量を1MW増やすと、追加で3MWhのSOC_minを確保する必要がある
• この3MWhのSOCを日前市場放電に使えば、3MWh × (ピーク価格 - 充電コスト) のアービトラージ収益が得られる
• したがって最適登録量は：約定単価 ≥ 3 × (ピーク価格 - 充電コスト) を満たす最大のP_cap

3.3 数値シミュレーション例

前提条件：蓄電池容量100MWh、容量市場約定単価¥13,000/kW/年、日前市場ピーク価格¥20/kWh、深夜充電コスト¥5/kWh、充放電効率90%：

• 日前アービトラージ機会費用（1MW登録量あたり）= 3MWh × (¥20 - ¥5/0.9) × 365日 ≈ ¥9,800/kW/年
• 容量市場約定単価¥13,000 > 機会費用¥9,800 → 登録量を増やすべき
• 最適登録量：約定単価 = 機会費用の限界点、約25–30MW（季節的ピーク価格変動による）

4. 24時間SOC管理タイムライン

以下は典型的な日の蓄電池SOC管理タイムライン（容量市場登録20MW、蓄電池容量100MWh想定）：

時間帯	SOC目標	市場操作	説明
00:00–06:00	60% → 100%	日前市場充電	深夜低価格時間帯に充電、100%を目標
06:00–08:00	100% → 80%	時間前市場微調整	翌日需給ひっ迫予報を確認、SOC_min予留を調整
08:00–10:00	80% → 60%	日前市場放電（朝ピーク）	朝ピーク高価格時間帯に放電、SOC_min（60%）を維持
10:00–16:00	60% → 70%	余力活用契約待機 / 時間前市場	余力活用契約指令を優先；指令なしの場合は時間前市場で微調整
16:00–17:00	70% → 80%	時間前市場充電	夕方ピーク前にSOCを補充
17:00–20:00	80% → 60%	日前市場放電（夕方ピーク）	夕方ピーク高価格時間帯に放電、SOC_min（60%）を維持
20:00–24:00	60% → 60%	容量市場義務待機	SOC_minを維持、翌日の充電窓口を待つ

注：SOC_min = 20MW × 3h ÷ 100MWh = 60%。いかなる時間帯においても、SOCを60%以下に下げてはならない。

5. 余力活用契約のSOC管理統合

余力活用契約（2024年度〜）は蓄電池SOC管理の新たな変数だ。一般送配電事業者は容量市場義務履行後の余剰SOC範囲内で蓄電池事業者に充放電指令を発し、対価はkWh精算で支払われる。

5.1 余力活用契約のSOC優先順位

余力活用契約の指令優先度は、容量市場義務（最高）と日前市場自由操作（最低）の間に位置する。具体的な優先順位：

1. 容量市場需給ひっ迫時の供給義務（SOC_minは不可侵）
2. 余力活用契約指令（SOC_min以上の余剰SOC範囲内）
3. 需給調整市場調整力指令（三次②等）
4. 日前市場自由充放電計画
5. 時間前市場微調整

5.2 余力活用契約の調整機能要件

OCCTO（2025年1月）の規定によれば、長期脱炭素電源オークション落札電源として余力活用契約に参加する蓄電池は以下の調整機能を満たす必要がある：

項目	蓄電池（揚水発電含む）	（参考）火力電源
設備容量	10MW以上	100MW以上
調整機能	GF・LFC・EDC	GF・LFC・EDC
GF応動時間	10秒以内	10秒以内
GF不感帯	±0.01Hz以下	±0.01Hz以下
GF調定率	5%以下	5%以下
LFC遅れ時間	20秒以内	20秒以内

6. 充放電サイクル管理と電池劣化コスト

蓄電池のSOC管理では、容量市場義務と市場アービトラージだけでなく、電池劣化コストも考慮しなければならない。過度な充放電サイクルは電池劣化を加速させ、電池寿命を縮め、電池交換コストを増大させる。

6.1 劣化コストの計算フレームワーク

• 電池交換コスト：¥50,000–80,000/kWh（2025年市場価格）
• 設計充放電サイクル数：4,000–6,000回（LFP電池）
• 1サイクルあたり劣化コスト = 電池交換コスト ÷ 設計サイクル数
• 例：¥60,000/kWh ÷ 5,000回 = ¥12/kWh/サイクル

日前市場アービトラージ収益の計算では、充放電の劣化コストを差し引く必要がある：

純アービトラージ収益 = (ピーク放電価格 - 谷充電コスト ÷ 充放電効率) - 劣化コスト × 2（充電・放電各1回）

7. 純揚水電源のSOC管理との違い

純揚水電源（純揚水グループ）は蓄電池と同じ「純揚水・蓄電池グループ」に属し、期待容量算定方法も同じだが、SOC管理（上池水位管理）には以下の本質的な違いがある：

比較項目	蓄電池	純揚水電源
「SOC」の物理形態	電気化学エネルギー（MWh）	上池水位（m）/ 貯水量（MWh）
充電効率	90–95%（充放電往復）	70–75%（揚水効率）
充電コスト	JEPX市場購電費用	JEPX市場購電費用 ÷ 揚水効率
容量制約	電池容量上限（固定）	上池容量（固定）+ 自然流入（季節変動）
劣化	充放電サイクルによる劣化	機械的摩耗（サイクル劣化なし）
季節性	ほぼなし	融雪期（3–5月）自然流入増加、渇水期（夏季）リスク

1. The Dual Role of Battery Storage: kW Obligations and kWh Constraints

Battery energy storage systems (BESS) face a fundamental challenge that thermal power sources do not: they must simultaneously manage both the kW dimension (output power capability) and the kWh dimension (stored energy capacity). This dual constraint is the core starting point for BESS SOC management strategy.

Thermal power sources only need to consider the kW dimension — as long as fuel is available, they can generate up to their rated output at any time. But BESS is different: even if output power is sufficient, if the SOC (State of Charge) is too low, sustained supply is impossible. Therefore, fulfilling capacity market obligations for BESS is not just about "can it provide the specified output during supply shortfalls," but also "can it sustain that output for 3 or more hours."

1.1 Basic Capacity Market Requirements for Battery Storage

Under OCCTO's capacity market rules, battery storage (Pure Pumped Hydro & Battery Storage Group) expected capacity is calculated as follows:

• Discharge duration requirement: 3 hours or more (months with less than 3 hours result in proportionally reduced expected capacity)
• Expected capacity calculation: Transmittable power × adjustment coefficient (monthly minimum)
• Management capacity deduction: Monthly management capacity (for charge/discharge management) is deducted

This means that if the capacity market registered capacity is P_cap (MW), the BESS must always maintain at least SOC_min = P_cap × 3h (MWh) to ensure it can discharge at P_cap for 3 hours during supply shortfalls.

1.2 SOC_min Calculation Framework

Let the battery's rated capacity be E_total (MWh) and the capacity market registered capacity be P_cap (MW):

• SOC_min (absolute) = P_cap × 3 (MWh)
• SOC_min (percentage) = (P_cap × 3) ÷ E_total × 100%
• Available surplus SOC for market trading = E_total × (1 - SOC_min%) - management capacity

Numerical example: 80 MWh battery, 10 MW capacity market registration:

• SOC_min = 10 MW × 3h = 30 MWh (37.5%)
• Available surplus SOC = 80 MWh × (1 - 37.5%) - management capacity ≈ 50 MWh (after management capacity deduction)

2. The Four-Layer Cross-Market SOC Management Framework

Battery storage faces simultaneous constraints from four markets in Japan's electricity market. SOC management must balance these four layers in priority order:

Layer 1: Capacity Market (kW Obligation)

The capacity market is the highest-priority obligation layer. When OCCTO issues a supply shortfall alert, the BESS must provide its registered capacity within 3 hours. Therefore, SOC_min is an inviolable floor — regardless of how high day-ahead or intraday market prices are, SOC must never be discharged below SOC_min.

Layer 2: Surplus Capacity Utilization Contracts (kWh Provision)

From FY2024, OCCTO introduced the "Surplus Capacity Utilization Contract" system, allowing transmission system operators (TSOs) to dispatch BESS as balancing resources within the surplus SOC above SOC_min. Contract compensation is settled on a kWh basis, providing an additional revenue stream beyond capacity market obligations.

Surplus capacity utilization contract instructions have lower priority than capacity market obligations but higher priority than free day-ahead market discharge plans. BESS operators must respond to surplus capacity utilization contract instructions within the SOC range above SOC_min.

Layer 3: Balancing Market (Balancing Capacity Provision)

BESS can also be simultaneously registered as balancing capacity in the balancing market (particularly Tertiary-2). However, Tertiary-2 balancing provision consumes kWh, so SOC management must reserve buffer space for balancing responses. After the April 2026 market reform, weekly advance procurement of balancing capacity changed to day-ahead procurement, allowing BESS operators to plan day-ahead market charge/discharge schedules after confirming balancing market clearing results the previous day.

Layer 4: Day-Ahead and Intraday Markets (Free Charging/Discharging)

After satisfying the above three layers of constraints, the remaining surplus SOC can be used for free charge/discharge arbitrage in the day-ahead market (JEPX spot market) and intraday market. Charging concentrates in the low-price late-night period (00:00–06:00), while discharging concentrates in the high-price morning peak (08:00–10:00) and evening peak (17:00–20:00) periods.

2.5 Institutional Foundation: OCCTO's "Storage-Type Operation" Policy Framework

The institutional basis for the four-tier framework described above derives from the "Storage-Type Operation" policy framework proposed by OCCTO at its 105th Committee on Adjustment Capacity and Supply-Demand Balance Evaluation (January 28, 2025). The core of this framework is elevating TSO's visibility of BESS from the "kW level" to the "kWh level"—TSO obtains real-time data on BESS power output (kW) and available discharge kWh via dedicated online lines, enabling more precise cross-slot dispatch optimization.

This institutional design has direct implications for BESS operators' SOC management strategies. OCCTO explicitly states that "full charge maintenance" is not permitted as an exemption condition in surplus utilization contracts—operators must design SOC management strategies that accommodate TSO discharge commands at any time. This is the institutional basis for the priority design of "Tier 2: Surplus Utilization Contracts" in this article's four-tier framework. Storage-Type Operation applies to BESS of 10 MW or more with dedicated online line connections (Long-Term Decarbonization Auction or Capacity Market winners); other BESS of 10 MW or more are subject to individual negotiation. For detailed institutional analysis, see OCCTO BESS "Storage-Type Operation" Policy Analysis.

3. Optimal Registration Capacity Calculation Framework

The choice of capacity market registration capacity (P_cap) is one of the most important strategic decisions for BESS operators. Too high a registration reduces day-ahead market operational flexibility; too low reduces kW revenue. The optimal registration capacity is determined at the equilibrium point between these two trade-offs.

3.1 Revenue Structure Analysis

Revenue Source	Calculation Method	Relationship to Registration Capacity
Capacity market kW revenue	P_cap × contract unit price (¥/kW/year)	Proportional to registration capacity
Surplus capacity contract revenue	Surplus SOC × unit price (¥/kWh)	Inversely proportional
Day-ahead market arbitrage revenue	Surplus SOC × (peak price - valley price)	Inversely proportional
Balancing market revenue	Cleared volume × kW price + kWh settlement	Weakly inversely proportional (SOC-constrained)

3.2 Marginal Condition for Optimal Registration Capacity

The optimal registration capacity P_cap* satisfies the following marginal condition:

Capacity market contract unit price = Day-ahead market arbitrage opportunity cost (arbitrage revenue lost by increasing registration by 1 MW)

Specific calculation:

• Increasing registration by 1 MW requires reserving an additional 3 MWh of SOC_min
• If this 3 MWh SOC were used for day-ahead market discharge, it would generate 3 MWh × (peak price - charging cost) in arbitrage revenue
• Therefore, optimal registration satisfies: contract unit price ≥ 3 × (peak price - charging cost)

3.3 Numerical Simulation Example

Assumptions: 100 MWh battery, capacity market contract unit price ¥13,000/kW/year, day-ahead market peak price ¥20/kWh, late-night charging cost ¥5/kWh, round-trip efficiency 90%:

• Day-ahead arbitrage opportunity cost (per MW registration) = 3 MWh × (¥20 - ¥5/0.9) × 365 days ≈ ¥9,800/kW/year
• Capacity market contract price ¥13,000 > opportunity cost ¥9,800 → should increase registration
• Optimal registration: approximately 25–30 MW at the marginal point (subject to seasonal peak price variation)

4. 24-Hour SOC Management Timeline

Below is a typical daily BESS SOC management timeline (assuming 20 MW capacity market registration, 100 MWh battery capacity):

Time Period	SOC Target	Market Operation	Notes
00:00–06:00	60% → 100%	Day-ahead market charging	Charge during low-price late-night window, target 100%
06:00–08:00	100% → 80%	Intraday market fine-tuning	Confirm next-day supply shortfall forecast, adjust SOC_min reserve
08:00–10:00	80% → 60%	Day-ahead market discharge (morning peak)	Discharge during morning peak high-price period, maintain SOC_min (60%)
10:00–16:00	60% → 70%	Surplus capacity contract standby / intraday	Prioritize surplus capacity contract instructions; fine-tune in intraday market if no instructions
16:00–17:00	70% → 80%	Intraday market charging	Replenish SOC before evening peak
17:00–20:00	80% → 60%	Day-ahead market discharge (evening peak)	Discharge during evening peak high-price period, maintain SOC_min (60%)
20:00–24:00	60% → 60%	Capacity market obligation standby	Maintain SOC_min, await next day's charging window

Note: SOC_min = 20 MW × 3h ÷ 100 MWh = 60%. At no time should SOC fall below 60%, to ensure capacity market obligation fulfillment capability.

5. Surplus Capacity Utilization Contract SOC Integration

The surplus capacity utilization contract (from FY2024) is a new variable in BESS SOC management. TSOs can issue charge/discharge instructions to BESS operators within the surplus SOC above SOC_min, with compensation settled on a kWh basis.

5.1 SOC Priority Order for Surplus Capacity Contracts

Surplus capacity utilization contract instruction priority sits between capacity market obligations (highest) and free day-ahead market operations (lowest). Specific priority order:

1. Capacity market supply obligation during supply shortfalls (SOC_min is inviolable)
2. Surplus capacity utilization contract instructions (within surplus SOC above SOC_min)
3. Balancing market balancing capacity instructions (Tertiary-2, etc.)
4. Day-ahead market free charge/discharge plan
5. Intraday market fine-tuning

5.2 Balancing Function Requirements for Surplus Capacity Contracts

Per OCCTO (January 2025), battery storage participating in surplus capacity utilization contracts as long-term decarbonization power auction winning sources must meet the following balancing function requirements:

Item	BESS (incl. pumped hydro)	(Reference) Thermal power
Equipment capacity	10 MW or more	100 MW or more
Balancing functions	GF, LFC, EDC	GF, LFC, EDC
GF response time	Within 10 seconds	Within 10 seconds
GF dead band	±0.01 Hz or less	±0.01 Hz or less
GF droop rate	5% or less	5% or less
LFC delay time	Within 20 seconds	Within 20 seconds

6. Charge/Discharge Cycle Management and Battery Degradation Costs

BESS SOC management must consider not only capacity market obligations and market arbitrage, but also battery degradation costs. Excessive charge/discharge cycles accelerate battery degradation, shorten battery life, and increase battery replacement costs.

6.1 Degradation Cost Calculation Framework

• Battery replacement cost: ¥50,000–80,000/kWh (2025 market price)
• Design charge/discharge cycle count: 4,000–6,000 cycles (LFP battery)
• Degradation cost per cycle = Battery replacement cost ÷ Design cycle count
• Example: ¥60,000/kWh ÷ 5,000 cycles = ¥12/kWh/cycle

When calculating day-ahead market arbitrage revenue, the degradation cost per charge/discharge must be deducted:

Net arbitrage revenue = (Peak discharge price - Valley charging cost ÷ round-trip efficiency) - Degradation cost × 2 (charging + discharging each count as 1 cycle)

7. Differences from Pure Pumped Hydro SOC Management

Pure pumped hydro (Pure Pumped Hydro Group) belongs to the same "Pure Pumped Hydro & Battery Storage Group" as BESS, with the same expected capacity calculation method, but SOC management (upper reservoir water level management) has the following fundamental differences:

Comparison Item	Battery Storage	Pure Pumped Hydro
Physical form of "SOC"	Electrochemical energy (MWh)	Upper reservoir water level (m) / stored water volume (MWh)
Charging efficiency	90–95% (round-trip)	70–75% (pumping efficiency)
Charging cost	JEPX market electricity purchase cost	JEPX market electricity purchase cost ÷ pumping efficiency
Capacity constraint	Battery capacity limit (fixed)	Upper reservoir capacity (fixed) + natural inflow (seasonal variation)
Degradation	Cycle-induced degradation	Mechanical wear (no cycle degradation)
Seasonality	Minimal	Snowmelt season (Mar–May) natural inflow increase; drought risk (summer)

7.1 Pure Pumped Hydro Effective Charging Cost

Pure pumped hydro effective charging cost must account for pumping efficiency:

• Pumping efficiency (η): Typically 70–75% (100 kWh pumped → 70–75 kWh generated)
• Effective charging cost = Charging power × JEPX night price ÷ pumping efficiency
• Example: Night JEPX price ¥5/kWh, pumping efficiency 70% → Effective charging cost = ¥5 ÷ 0.7 = ¥7.14/kWh

This means pure pumped hydro has a higher arbitrage threshold than BESS: peak discharge prices must exceed ¥7.14/kWh for positive arbitrage (BESS threshold is approximately ¥5.56/kWh assuming 90% round-trip efficiency).