2029年度容量市場主要拍賣結果深度解析
摘要
電力廣域的運營推進機關（OCCTO）於2026年1月20日公布了2025年度實施的容量市場主要拍賣（對象實需給年度：2029年度）的約定結果。本次拍賣約定總容量達166,080 MW（166,079,863 kW），經過渡措施控除後的約定總額為2兆2,094億日圓（2,209,359,548,463圓），Net CONE（指標價格）為10,075圓/kW。本文根據OCCTO官方公布資料，對各區域得標價格、市場分斷成因、容量拠出金分擔結構及歷年推移進行深度解析。
一、各區域約定結果與市場分斷
1.1 區域得標價格一覽
本次拍賣出現明顯的市場分斷現象，全國形成四個定價區塊，各區域得標價格差異顯著。中部・北陸・關西・中國・四國組成的充足區塊（Block 3）得標價格為12,388圓/kW，而北海道、東北・東京、九州等不足區塊的得標價格則在14,972～15,112圓/kW之間，兩者相差約22%。
| 區域 | 得標價格（圓/kW） | 約定容量（MW） | 約定總額（億圓） | H3需求（MW） |
|---|---|---|---|---|
| 北海道 | 14,972 | 546.2 | 783.0 | 528.1 |
| 東北 | 15,111 | 1,681.2 | 2,425.9 | 1,367.8 |
| 東京 | 15,111 | 5,237.7 | 7,590.4 | 5,702.8 |
| 中部 | 12,388 | 2,390.2 | 2,831.5 | 2,298.3 |
| 北陸 | 12,388 | 438.9 | 518.2 | 490.0 |
| 關西 | 12,388 | 2,740.9 | 3,241.9 | 2,695.1 |
| 中國 | 12,388 | 984.5 | 1,163.9 | 1,049.9 |
| 四國 | 12,388 | 752.1 | 888.0 | 459.0 |
| 九州 | 15,112 | 1,836.4 | 2,650.8 | 1,587.6 |
| 全國合計 | — | 16,607.1 | 22,093.6 | 16,178.6 |
1.2 市場分斷的成因與追加處理
本次拍賣的約定處理過程中，全國市場的需求曲線與供給曲線交點處的供給信賴度為0.013 kWh/kW・年，超過目標基準值0.009 kWh/kW・年。然而，在各區域層面，中部・北陸・關西・中國・四國形成充足區塊，而北海道、東北・東京、九州則成為不足區塊，觸發市場分斷機制。
為消除不足區塊，OCCTO執行了追加處理，合計追加6,880 MW的供給力：北海道追加910 MW、東京追加4,320 MW、九州追加1,650 MW。由於東北・東京區塊在追加處理後仍無法完全補足（最終供給信賴度為0.049 kWh/kW・年），故未執行減少處理。
二、容量拠出金分擔結構
2.1 一般送配電事業者與小賣電氣事業者的分擔
根據「電力・天然氣基本政策小委員會制度檢討工作部會第十三次中間彙整」（令和5年8月），主要拍賣中一般送配電事業者的負擔設定為H3需求的8%相當分，小賣電氣事業者則負擔扣除一般送配電事業者負擔分及過渡措施控除分後的剩餘部分。2029年度的容量拠出金（試算）如下表所示。
| 區域 | 一般送配電（主要） | 一般送配電（長期） | 小賣（主要） | 小賣（長期） |
|---|---|---|---|---|
| 北海道 | 63.3億圓 | 1.5億圓 | 714.1億圓 | 18.3億圓 |
| 東北 | 165.4億圓 | 4.0億圓 | 1,847.3億圓 | 47.4億圓 |
| 東京 | 689.4億圓 | 16.9億圓 | 7,701.9億圓 | 197.7億圓 |
| 中部 | 227.8億圓 | 6.7億圓 | 2,567.3億圓 | 79.7億圓 |
| 北陸 | 48.6億圓 | 1.4億圓 | 547.4億圓 | 17.0億圓 |
| 關西 | 267.1億圓 | 7.9億圓 | 3,010.6億圓 | 93.5億圓 |
| 中國 | 104.0億圓 | 3.1億圓 | 1,172.8億圓 | 36.4億圓 |
| 四國 | 45.5億圓 | 1.3億圓 | 512.7億圓 | 15.9億圓 |
| 九州 | 191.9億圓 | 4.6億圓 | 2,216.6億圓 | 55.2億圓 |
| 合計 | 1,803億圓 | 47.5億圓 | 20,291億圓 | 561億圓 |
全國小賣電氣事業者的容量拠出金負擔合計約為2兆852億圓，這一金額最終將以每月請求的形式，依各小賣業者在實需給年度各月的市場份額比例進行分攤。
三、應標狀況與電源結構分析
3.1 電源種別應標容量
本次拍賣全國應標容量合計為172,310 MW，其中安定電源佔絕大多數（92.8%），達159,970 MW。變動電源（單獨）為4,350 MW（2.5%），發動指令電源（需量反應）為7,150 MW（4.2%）。全體落標率為96.4%，其中安定電源落標率96.6%，變動電源100%，發動指令電源89.4%。未落標容量為6,230 MW，其中石油・LNG佔87.8%，經年40年以上電源佔60.1%，顯示老舊化電源正逐步退出市場。
3.2 發電方式別應標容量
從發電方式來看，LNG火力以67,020 MW（38.9%）居首位，其次為石炭等38,150 MW（22.1%，其中非效率石炭5,270 MW，佔3.1%）、揚水22,850 MW（13.3%）、原子力12,840 MW（7.5%）、一般水力12,790 MW（7.4%）。蓄電池以1,690 MW（1.0%）的佔比雖小，但相較前幾年已呈現增長趨勢，反映了儲能技術的快速發展。
3.3 應標價格分布
本次拍賣的Net CONE（指標價格）為10,075圓/kW，應標價格分布呈現明顯的兩極化特徵：高達74.7%的應標容量以0圓/kW應標（主要為再生能源及發動指令電源），而應標價格超過Net CONE的電源佔11.2%。全國應標價格加權平均為2,621圓/kW，但各區域差異顯著：北海道為5,947圓/kW，九州為5,560圓/kW，而中部・北陸・關西・中國・四國區塊僅為1,691圓/kW。
四、歷年推移：Net CONE與調達量的演變
從歷年數據來看，容量市場的Net CONE（新規電源建設淨固定費用）呈現穩步上升趨勢，從2024年度的9,425圓/kW上升至2029年度的10,075圓/kW，反映了建設成本的持續上漲。目標調達量也從2024年度的177,470 MW增至2029年度的189,970 MW，顯示日本整體電力需求的穩定增長。
| 對象實需給年度 | Net CONE（圓/kW） | 目標調達量（MW） | FIT期待容量（MW） | 長期脱碳電源（MW） |
|---|---|---|---|---|
| 2024年度 | 9,425 | 17,747 | 1,179 | — |
| 2025年度 | 9,372 | 17,699 | 1,889 | — |
| 2026年度 | 9,557 | 17,830 | 2,109 | — |
| 2027年度 | 9,769 | 18,447 | 2,265 | 120 |
| 2028年度 | 9,875 | 18,616 | 2,083 | 186 |
| 2029年度 | 10,075 | 18,997 | 2,226 | 343 |
值得注意的是，長期脫碳電源拍賣的契約容量從2027年度起逐步納入計算，2029年度已達3,430 MW，顯示日本在推動電力系統脫碳化方面取得了實質性進展。
五、調整機能有電源的重要性
本次拍賣中，具備調整機能的電源（可作為調整力供給的電源）約定容量達119,370 MW，佔全體調達量（196,770 MW）的60.7%。其中LNG火力佔57,980 MW，揚水佔22,330 MW。隨著再生能源佔比的持續提升，具備快速調整能力的電源在維持電力系統穩定方面的重要性日益凸顯，容量市場對調整機能有電源的激勵機制也因此備受關注。
結論
2029年度容量市場主要拍賣結果呈現出幾個值得關注的特徵：第一，市場分斷現象持續存在，東日本（北海道、東北・東京）與西日本（中部・北陸・關西・中國・四國）之間的價格差距達22%，反映了連系線容量不足的結構性問題；第二，約定總額突破2兆日圓大關，小賣電氣事業者的容量拠出金負擔持續增加，對電力零售市場的成本結構產生深遠影響；第三，長期脫碳電源的比重逐步提升，顯示容量市場正在成為日本能源轉型的重要政策工具。
2029年度容量市場メインオークション約定結果の詳細分析
概要
電力広域的運営推進機関（OCCTO）は2026年1月20日、2025年度実施の容量市場メインオークション（対象実需給年度：2029年度）の約定結果を公表した。約定総容量は166,080 MW（166,079,863 kW）、経過措置控除後の約定総額は2兆2,094億円（2,209,359,548,463円）、Net CONE（指標価格）は10,075円/kWとなった。本稿では、OCCTO公式公表資料に基づき、エリア別の約定価格、市場分断の要因、容量拠出金の負担構造および過去からの推移について詳細に分析する。
一、エリア別約定結果と市場分断
1.1 エリア別約定価格一覧
今回のオークションでは明確な市場分断が発生し、全国で4つの価格ブロックが形成された。中部・北陸・関西・中国・四国で構成される充足ブロック（ブロック3）のエリアプライスは12,388円/kWとなった一方、北海道、東北・東京、九州の不足ブロックのエリアプライスは14,972〜15,112円/kWとなり、両者の差は約22%に達した。
| エリア | エリアプライス（円/kW） | 約定容量（MW） | 約定総額（億円） | H3需要（MW） |
|---|---|---|---|---|
| 北海道 | 14,972 | 546.2 | 783.0 | 528.1 |
| 東北 | 15,111 | 1,681.2 | 2,425.9 | 1,367.8 |
| 東京 | 15,111 | 5,237.7 | 7,590.4 | 5,702.8 |
| 中部 | 12,388 | 2,390.2 | 2,831.5 | 2,298.3 |
| 北陸 | 12,388 | 438.9 | 518.2 | 490.0 |
| 関西 | 12,388 | 2,740.9 | 3,241.9 | 2,695.1 |
| 中国 | 12,388 | 984.5 | 1,163.9 | 1,049.9 |
| 四国 | 12,388 | 752.1 | 888.0 | 459.0 |
| 九州 | 15,112 | 1,836.4 | 2,650.8 | 1,587.6 |
| 全国合計 | — | 16,607.1 | 22,093.6 | 16,178.6 |
1.2 市場分断の要因と追加処理
今回の約定処理において、全国市場の需要曲線と供給曲線の交点における供給信頼度は0.013 kWh/kW・年となり、目標基準値0.009 kWh/kW・年を上回った。しかし、エリアレベルでは中部・北陸・関西・中国・四国が充足ブロックを形成した一方、北海道、東北・東京、九州は不足ブロックとなり、市場分断処理が発動された。
不足ブロックを解消するため、OCCTOは合計6,880 MWの追加処理を実施した（北海道+910 MW、東京+4,320 MW、九州+1,650 MW）。東北・東京ブロックは追加処理後も完全には充足されず（最終供給信頼度0.049 kWh/kW・年）、減少処理は行われなかった。
二、容量拠出金の負担構造
2.1 一般送配電事業者と小売電気事業者の負担
「電力・ガス基本政策小委員会制度検討作業部会 第十三次中間とりまとめ」（令和5年8月）に基づき、メインオークションにおける一般送配電事業者の負担はH3需要の8%相当分とされ、小売電気事業者は一般送配電事業者負担分と経過措置控除分を差し引いた残余を負担する。2029年度の容量拠出金（試算）は以下のとおり。
| エリア | 一般送配電（メイン） | 一般送配電（長期） | 小売（メイン） | 小売（長期） |
|---|---|---|---|---|
| 北海道 | 63.3億円 | 1.5億円 | 714.1億円 | 18.3億円 |
| 東北 | 165.4億円 | 4.0億円 | 1,847.3億円 | 47.4億円 |
| 東京 | 689.4億円 | 16.9億円 | 7,701.9億円 | 197.7億円 |
| 中部 | 227.8億円 | 6.7億円 | 2,567.3億円 | 79.7億円 |
| 北陸 | 48.6億円 | 1.4億円 | 547.4億円 | 17.0億円 |
| 関西 | 267.1億円 | 7.9億円 | 3,010.6億円 | 93.5億円 |
| 中国 | 104.0億円 | 3.1億円 | 1,172.8億円 | 36.4億円 |
| 四国 | 45.5億円 | 1.3億円 | 512.7億円 | 15.9億円 |
| 九州 | 191.9億円 | 4.6億円 | 2,216.6億円 | 55.2億円 |
| 合計 | 1,803億円 | 47.5億円 | 20,291億円 | 561億円 |
全国の小売電気事業者の容量拠出金負担合計は約2兆852億円となる。この金額は12等分され、各小売事業者の実需給年度における月次シェア変動を加味した配分比率に基づき、毎月請求される。
三、応札状況と電源構成の分析
3.1 電源区分別の応札容量
今回の応札容量は全国合計で172,310 MWとなり、安定電源が92.8%（159,970 MW）を占めた。変動電源（単独）は4,350 MW（2.5%）、発動指令電源（デマンドレスポンス）は7,150 MW（4.2%）であった。全体の落札率は96.4%（安定電源96.6%、変動電源100%、発動指令89.4%）で、非落札容量6,230 MWのうち石油・LNGが87.8%、経年40年以上の電源が60.1%を占め、老朽化電源の市場退出が進んでいることが確認された。
3.2 発電方式別の応札容量
発電方式別では、LNG火力が67,020 MW（38.9%）でトップを占め、次いで石炭等38,150 MW（22.1%、うち非効率石炭5,270 MW・3.1%）、揚水22,850 MW（13.3%）、原子力12,840 MW（7.5%）、一般水力12,790 MW（7.4%）と続く。蓄電池は1,690 MW（1.0%）と小さいながらも増加傾向にあり、蓄電技術の急速な進展を反映している。
3.3 応札価格の分布
今回のNet CONE（指標価格）は10,075円/kWで、応札価格の分布は二極化した特徴を示した。応札容量の74.7%が0円/kWで応札（主に再生可能エネルギーおよび発動指令電源）し、Net CONE超の電源は11.2%にとどまった。全国の応札価格加重平均は2,621円/kWだが、エリア間の差異は大きく、北海道5,947円/kW、九州5,560円/kWに対し、中部・北陸・関西・中国・四国エリアは1,691円/kWとなった。
四、過去からの推移：Net CONEと調達量の変化
過去のオークション結果との比較から、Net CONEは2024年度の9,425円/kWから2029年度の10,075円/kWへと着実に上昇しており、建設コストの継続的な上昇を反映している。目標調達量も2024年度の177,470 MWから2029年度の189,970 MWへと増加し、日本全体の電力需要の安定した成長を示している。
| 対象実需給年度 | Net CONE（円/kW） | 目標調達量（MW） | FIT期待容量（MW） | 長期脱炭素電源（MW） |
|---|---|---|---|---|
| 2024年度 | 9,425 | 17,747 | 1,179 | — |
| 2025年度 | 9,372 | 17,699 | 1,889 | — |
| 2026年度 | 9,557 | 17,830 | 2,109 | — |
| 2027年度 | 9,769 | 18,447 | 2,265 | 120 |
| 2028年度 | 9,875 | 18,616 | 2,083 | 186 |
| 2029年度 | 10,075 | 18,997 | 2,226 | 343 |
特筆すべきは、長期脱炭素電源オークションの契約容量が2027年度から段階的に組み込まれ、2029年度には3,430 MWに達していることで、日本の電力システム脱炭素化の着実な進展を示している。
五、調整機能あり電源の重要性
今回の約定において、調整機能を有する電源の約定容量は119,370 MWに達し、全体の調達量（196,770 MW）の60.7%を占めた。内訳はLNG火力57,980 MW、揚水22,330 MWが主体となっている。再生可能エネルギーの導入拡大に伴い、系統安定化に必要な調整力の確保が一層重要となっており、容量市場における調整機能あり電源への誘導機能が注目されている。
結論
2029年度容量市場メインオークションの結果は、いくつかの重要な特徴を示している。第一に、市場分断が継続しており、東日本（北海道、東北・東京）と西日本（中部・北陸・関西・中国・四国）の価格差は約22%に達し、連系線容量不足という構造的課題を反映している。第二に、約定総額が2兆円を突破し、小売電気事業者の容量拠出金負担が増加し続けており、電力小売市場のコスト構造に大きな影響を与えている。第三に、長期脱炭素電源の比率が段階的に高まっており、容量市場が日本のエネルギー転換における重要な政策ツールとなっていることが確認される。
Deep Dive: Japan Capacity Market Main Auction Results for FY2029
Executive Summary
The Organization for Cross-regional Coordination of Transmission Operators, Japan (OCCTO) published on January 20, 2026 the results of the FY2025 capacity market main auction targeting the FY2029 supply year. Total cleared capacity reached 166,079,863 kW (approximately 166.08 GW), with a total contracted value (after transitional measure deductions) of ¥2,209,359,548,463 (approximately ¥2.21 trillion). The Net CONE (reference price) was set at ¥10,075/kW. This analysis examines regional price divergence, market segmentation drivers, capacity charge allocation, and historical trends based on OCCTO official data.
I. Regional Clearing Results and Market Segmentation
1.1 Area-by-Area Clearing Price Summary
This auction produced pronounced market segmentation, with the national market splitting into four distinct pricing blocks. The "sufficient" block comprising Chubu, Hokuriku, Kansai, Chugoku, and Shikoku cleared at ¥12,388/kW, while the "deficient" blocks of Hokkaido, Tohoku/Tokyo, and Kyushu cleared at ¥14,972–¥15,112/kW — a premium of approximately 22% over the sufficient block.
| Area | Area Price (¥/kW) | Cleared Capacity (GW) | Total Value (¥B) | H3 Demand (GW) |
|---|---|---|---|---|
| Hokkaido | 14,972 | 5.46 | 78.3 | 5.28 |
| Tohoku | 15,111 | 16.81 | 242.6 | 13.68 |
| Tokyo | 15,111 | 52.38 | 759.0 | 57.03 |
| Chubu | 12,388 | 23.90 | 283.1 | 22.98 |
| Hokuriku | 12,388 | 4.39 | 51.8 | 4.90 |
| Kansai | 12,388 | 27.41 | 324.2 | 26.95 |
| Chugoku | 12,388 | 9.85 | 116.4 | 10.50 |
| Shikoku | 12,388 | 7.52 | 88.8 | 4.59 |
| Kyushu | 15,112 | 18.36 | 265.1 | 15.88 |
| National Total | — | 166.08 | 2,209.4 | 161.79 |
1.2 Market Segmentation: Causes and Supplementary Processing
The national supply reliability at the intersection of the demand and supply curves was 0.013 kWh/kW·year, exceeding the target threshold of 0.009 kWh/kW·year. However, at the area level, Chubu, Hokuriku, Kansai, Chugoku, and Shikoku formed a sufficient block while Hokkaido, Tohoku/Tokyo, and Kyushu became deficient blocks, triggering the market segmentation mechanism.
To resolve the deficiency, OCCTO executed supplementary processing totaling 6.88 GW: Hokkaido +0.91 GW, Tokyo +4.32 GW, Kyushu +1.65 GW. The Tohoku/Tokyo block remained partially unresolved after processing (final supply reliability: 0.049 kWh/kW·year), and no reduction processing was performed.
II. Capacity Charge Allocation Structure
2.1 Transmission and Retail Sector Burdens
Under the framework established by the "13th Interim Summary of the System Review Working Group" (August 2023), transmission system operators (TSOs) bear 8% of H3 demand equivalent, while retailers bear the remainder after deducting TSO contributions and transitional measure reductions. The estimated FY2029 capacity charges are as follows.
| Area | TSO (Main, ¥B) | TSO (Long-term, ¥B) | Retail (Main, ¥B) | Retail (Long-term, ¥B) |
|---|---|---|---|---|
| Hokkaido | 6.33 | 0.15 | 71.41 | 1.83 |
| Tohoku | 16.54 | 0.40 | 184.73 | 4.74 |
| Tokyo | 68.94 | 1.69 | 770.19 | 19.77 |
| Chubu | 22.78 | 0.67 | 256.73 | 7.97 |
| Hokuriku | 4.86 | 0.14 | 54.74 | 1.70 |
| Kansai | 26.71 | 0.79 | 301.06 | 9.35 |
| Chugoku | 10.40 | 0.31 | 117.28 | 3.64 |
| Shikoku | 4.55 | 0.13 | 51.27 | 1.59 |
| Kyushu | 19.19 | 0.46 | 221.66 | 5.52 |
| Total | 180.3 | 4.75 | 2,029.1 | 56.1 |
The total retail sector capacity charge burden nationwide amounts to approximately ¥2.085 trillion. This is divided into 12 equal monthly installments and allocated to individual retailers based on their monthly market share during the supply year.
III. Bidding Landscape and Generation Mix Analysis
3.1 Capacity by Generator Category
Total national bid volume reached 172.31 GW, dominated by stable sources at 92.8% (159.97 GW). Variable sources (standalone) accounted for 4.35 GW (2.5%), while demand response (DR) resources contributed 7.15 GW (4.2%). The overall clearing rate was 96.4% (stable: 96.6%, variable: 100%, DR: 89.4%). Of the 6.23 GW that failed to clear, oil/LNG units accounted for 87.8% and units aged 40+ years represented 60.1%, confirming the ongoing retirement of aging thermal capacity.
3.2 Generation Mix
By generation type, LNG thermal led at 67.02 GW (38.9%), followed by coal/co-firing at 38.15 GW (22.1%, including 5.27 GW of inefficient coal at 3.1%), pumped hydro at 22.85 GW (13.3%), nuclear at 12.84 GW (7.5%), and conventional hydro at 12.79 GW (7.4%). Battery storage, while modest at 1.69 GW (1.0%), shows a growing trend reflecting rapid advances in energy storage technology.
3.3 Bid Price Distribution
With a Net CONE of ¥10,075/kW, bid prices exhibited a strongly bimodal distribution: 74.7% of bid volume was offered at ¥0/kW (primarily renewables and DR resources), while 11.2% exceeded the Net CONE. The national weighted average bid price was ¥2,621/kW, with significant regional variation: Hokkaido ¥5,947/kW, Kyushu ¥5,560/kW, versus only ¥1,691/kW for the Chubu/Hokuriku/Kansai/Chugoku/Shikoku block.
IV. Historical Trends: Net CONE and Procurement Volume
Comparing across auction years, Net CONE has risen steadily from ¥9,425/kW in FY2024 to ¥10,075/kW in FY2029, reflecting persistent increases in new-build construction costs. Target procurement volumes have also grown from 177.47 GW to 189.97 GW over the same period, tracking stable growth in Japan's overall electricity demand.
| Supply Year | Net CONE (¥/kW) | Target Volume (GW) | FIT Expected (GW) | Long-term Decarbonization (GW) |
|---|---|---|---|---|
| FY2024 | 9,425 | 177.47 | 11.79 | — |
| FY2025 | 9,372 | 176.99 | 18.89 | — |
| FY2026 | 9,557 | 178.30 | 21.09 | — |
| FY2027 | 9,769 | 184.47 | 22.65 | 1.20 |
| FY2028 | 9,875 | 186.16 | 20.83 | 1.86 |
| FY2029 | 10,075 | 189.97 | 22.26 | 3.43 |
Notably, long-term decarbonization auction contract capacity has been progressively incorporated from FY2027, reaching 3.43 GW by FY2029, demonstrating tangible progress in Japan's power system decarbonization agenda.
V. The Growing Importance of Flexible Capacity
Cleared capacity with adjustment capability (dispatchable resources) totaled 119.37 GW in this auction, representing 60.7% of total procurement (196.77 GW including FIT expected capacity). LNG thermal contributed 57.98 GW and pumped hydro 22.33 GW. As renewable penetration continues to rise, the importance of fast-responding flexible capacity in maintaining grid stability is increasingly recognized, and the capacity market's incentive mechanism for flexible resources is attracting growing attention from policymakers and market participants alike.
📊 Historical Auction Comparison
Explore Net CONE trends, regional clearing price movements, and generation mix changes from FY2024 to FY2030 with interactive charts.
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The FY2029 capacity market main auction results highlight several critical features of Japan's evolving electricity market. First, market segmentation persists, with the ~22% price gap between eastern Japan (Hokkaido, Tohoku/Tokyo) and western Japan (Chubu/Hokuriku/Kansai/Chugoku/Shikoku) reflecting the structural constraint of limited inter-regional transmission capacity. Second, the total contracted value exceeding ¥2 trillion and the growing retail sector capacity charge burden are reshaping the cost structure of Japan's electricity retail market. Third, the rising share of long-term decarbonization auction contracts confirms that the capacity market is becoming a central policy instrument in Japan's energy transition, with implications extending well beyond simple supply adequacy assurance.