日本長期脫碳素電源拍賣完全指南：制度設計、差金決済結清機制與歷年得標結果
1. 制度背景：為何需要長期脫碳素電源拍賣？
日本容量市場（主要拍賣）雖能確保短期供電可靠性，但每年舉辦、價格波動的特性，無法為需要大規模初期投資的長期電源（如核電、海上風電、BESS）提供充分的投資回收確定性。2022年東日本電力供需緊張事件（部分歸因於老舊火力電廠陸續退役）促使政府加速行動，於2023年正式啟動長期脫碳素電源拍賣（長期脱炭素電源オークション，LTDA）。
[制度定位]
LTDA 是日本電力供給力確保機制的第三層：短期（電力廣域機關緊急調達）→ 中期（容量市場主要拍賣，4年前）→ 長期（LTDA，20年期容量確保契約）。三者相互補充，共同維護系統可靠性。
2. 制度架構：誰可以參加？
LTDA 由 OCCTO 負責管理，採用多價格拍賣（Pay-as-bid）方式，每個得標者按自己的投標價格獲得報酬（而非容量市場主要拍賣的統一出清價）。參加資格分為兩大類：
| 類別 | 電源種類 | 主要條件 |
|---|---|---|
| 脫碳電源（募集量：第1回4,000 MW，第2回5,000 MW） | 太陽能（新設/更換） | 不得同時接受FIT/FIP補助 |
| 陸上/海上風力（新設/更換） | 不得同時接受FIT/FIP補助 | |
| BESS / 揚水式水力（新設/更換） | 第2回起分為3小時以上6小時未滿、6小時以上兩類 | |
| 地熱（新設/更換） | 最低設備容量10 MW以上 | |
| 水力（調整式，新設/更換） | 最低設備容量10 MW以上 | |
| 核電（新設/更換） | 須取得安全審查合格 | |
| 生質能（專燒，新設/更換） | 2050年度前完成專燒化 | |
| 既設火力改修（募集上限：第1回1,000 MW） | 水素・氨混燒改修 | 須提交脫碳化路線圖；2040年代完成專燒化 |
| CCS 附加改修 | 須達到年間最低CO₂封存率 | |
| LNG 新設火力（限時追加類別） | LNG 專燒火力（新設/更換） | 第1回募集量6,000 MW（3年合計）；須提交脫碳化路線圖 |
| 既設原子力安全對策投資 | 第2回新增類別；募集上限1,500 MW |
3. 應標價格的計算方式
應標價格（円/kW/年）代表事業者在20年制度適用期間內，每年每kW所需的固定費水準，包含建設費、系統連接費、廢棄費用、固定資產稅、人件費、修繕費、發電側課金等，再加上資本成本（WACC）。可變費用原則上不計入應標價格（由他市場收益回收）。
[應標上限價格]
各電源種類均設有應標上限價格（以發電成本驗證為基礎）。第3回（應標年度2025年度）的主要上限價格：太陽能新設約5萬円/kW/年、陸上風力約8萬円/kW/年、BESS（鋰離子）約4萬円/kW/年、核電新設約12萬円/kW/年、LNG新設約2萬円/kW/年。
4. 差金決済結清機制（容量確保契約金額與他市場收益還付）
LTDA 的核心財務設計是差金決済型容量差價合約（CfD），確保得標者能在20年期間內穩定回收固定成本，同時防止過度補貼。
4.1 容量確保契約金額的支付
得標後，OCCTO 與事業者簽訂容量確保契約。每個實需給年度，OCCTO 按月向容量提供事業者支付：
容量確保契約金額 = 契約單價（円/kW/年）× 契約容量（kW）
這筆收入代表事業者的「固定費水準容量收入」，不論市場電價高低，均按合約金額支付，確保投資回收確定性。
4.2 他市場收益的還付（差金決済）
得標電源在運轉後，透過 JEPX 現貨市場、需給調整市場、非化石價值取引市場等獲得的收益（扣除可變費後），需按以下三段階比例還付給 OCCTO：
| 還付區間 | 還付割合 | 說明 |
|---|---|---|
| 區間(A)：他市場收益 ≤ 資本成本部分 | 95% | 確保事業者至少保留資本成本報酬 |
| 區間(C)：資本成本 < 他市場收益 ≤ 主要拍賣出清價格×契約容量 | 90% | 標準還付區間 |
| 區間(B)：他市場收益 > 主要拍賣出清價格×契約容量 | 85% | 超額收益時降低還付比例，激勵高效運轉 |
[設計邏輯]
三段階還付設計的核心邏輯是：當市場電價高漲時，事業者的他市場收益增加，需還付大部分超額利潤，避免「雙重獲利」（既領容量確保契約金額，又賺取高電價）。但還付比例並非100%，而是保留5-15%，以維持事業者在高電價時優先發電的市場激勵。若他市場收益為負值，可遞延至次年度計算。
4.3 容量搬出金（小売電気事業者的負擔）
LTDA 的財源同樣來自容量搬出金，由小売電気事業者按其 H3 需要比例分攤。LTDA 的容量搬出金與主要拍賣的容量搬出金合計計算，並在各實需給年度按月向事業者收取。
5. 歷年拍賣得標結果
5.1 第1回拍賣（應標年度：2023年度，結果公布：2024年4月）
| 類別 | 募集量 | 得標容量 | 約定總額（年均） |
|---|---|---|---|
| 脫碳電源 | 4,000 MW | 4,010 MW | 2,336億円/年 |
| └ BESS / 揚水 | 上限1,000 MW | 1,669 MW | （含於上） |
| └ 既設火力改修 | 上限1,000 MW | 826 MW | （含於上） |
| LNG 新設火力 | 6,000 MW（3年合計） | 5,756 MW | 1,766億円/年 |
| 全國合計 | — | 9,766 MW | 4,102億円/年 |
第1回全國應標容量為13,562 MW，得標率72%。電源種類方面，揚水得標率69%（838 MW應標），BESS 得標率僅24%（4,559 MW應標，競爭激烈），LNG 新設得標率100%。得標容量中新設・更換佔91%。
5.2 各區域得標容量（第1回）
| 區域 | 應標容量（MW） | 得標容量（MW） | 得標率 |
|---|---|---|---|
| 北海道 | 8.1 | 4.0 | 49% |
| 東北 | 103.5 | 72.4 | 70% |
| 東京 | 376.2 | 324.6 | 86% |
| 中部 | 187.7 | 156.3 | 83% |
| 關西 | 222.9 | 189.3 | 85% |
| 中國 | 120.7 | 78.4 | 65% |
| 四國 | 6.0 | 0.0 | 0% |
| 全國 | 1,356.2 | 976.6 | 72% |
5.3 第2回拍賣（應標年度：2024年度，結果公布：2025年4月）
| 類別 | 募集量 | 得標容量 | 約定總額（年均） |
|---|---|---|---|
| 脫碳電源 | 5,000 MW | 5,030 MW | 3,464億円/年 |
| └ BESS/揚水（3小時以上6小時未滿） | — | 961 MW | （含於上） |
| └ BESS/揚水（6小時以上） | — | 769 MW | （含於上） |
| └ 既設火力改修 | — | 95 MW | （含於上） |
| └ 既設原子力安全對策投資 | 上限1,500 MW | 3,153 MW | （含於上） |
| └ 一般水力（調整式） | — | 52 MW | （含於上） |
| LNG 新設火力 | 2,244 MW | 1,315 MW | 456億円/年 |
| 全國合計 | — | 6,345 MW | 3,920億円/年 |
第2回全國應標容量為13,619 MW，得標率47%（競爭更加激烈）。第2回最大亮點是既設原子力安全對策投資首次納入，得標3,153 MW（應標4,348 MW，得標率73%），反映核電重啟的政策方向。BESS 應標6,956 MW，得標率僅20%，競爭程度遠超第1回。LNG 新設得標率100%但募集量大幅縮減。
5.4 各區域得標容量（第2回）
| 區域 | 應標容量（MW） | 得標容量（MW） | 得標率 |
|---|---|---|---|
| 北海道 | 490 | 564 | — |
| 東北 | 2,361 | 1,663 | 70% |
| 東京 | 4,057 | 2,481 | 61% |
| 中部 | 738 | 812 | — |
| 北陸 | 102 | 232 | — |
| 關西 | 965 | 474 | 49% |
| 四國 | 96 | 99 | — |
| 九州 | 692 | 361 | 52% |
| 全國 | 13,619 MW | 6,345 MW | 47% |
5.5 兩回拍賣對比
| 比較項目 | 第1回（2023年度） | 第2回（2024年度） |
|---|---|---|
| 脫碳電源募集量 | 4,000 MW | 5,000 MW（+25%） |
| 全國應標容量 | 13,562 MW | 13,619 MW |
| 全國得標容量 | 9,766 MW（72%） | 6,345 MW（47%） |
| 脫碳電源約定總額 | 2,336億円/年 | 3,464億円/年（+48%） |
| LNG 新設得標容量 | 5,756 MW | 1,315 MW（大幅縮減） |
| BESS 應標容量 | 4,559 MW | 6,956 MW（+53%） |
| BESS 得標率 | 24% | 20%（競爭更激烈） |
| 新增電源類別 | — | 既設原子力安全對策投資（3,153 MW） |
| BESS 充放電時間分類 | 未區分 | 3小時以上6小時未滿 / 6小時以上 |
6. 容量搬出金對小売電気事業者的影響
LTDA 的容量搬出金與主要拍賣容量搬出金合計，按 H3 需要比例分配至各區域，再按事業者份額分攤。根據第2回拍賣結果試算，FY2028 年度全國 LTDA 容量搬出金約為：一般送配電事業者合計53.6億円/年，小売電気事業者合計639.3億円/年，合計約693億円/年（不含主要拍賣部分）。
[FY2028 容量搬出金試算（LTDA 部分）]
東京電力管轄區域的小売電気事業者 LTDA 容量搬出金約222.9億円/年，關西電力管轄區域約106.1億円/年，中部電力管轄區域約95.2億円/年。隨著後續拍賣（第3回起）得標容量逐年增加，LTDA 容量搬出金佔總容量搬出金的比例將持續上升，預測2030年代後成為重要成本項目。
7. BESS 與再生能源的策略意義
LTDA 對 BESS 投資者而言是重要的收入確定性工具。20年期固定容量確保契約金額大幅降低融資風險，使銀行貸款更易取得。然而，BESS 的他市場收益（JEPX 套利、需給調整市場 ΔkW 收益）約90%需還付，意味著 BESS 的商業模式需以容量確保契約金額為主要收入來源，而非依賴市場套利。
第2回拍賣中，BESS 應標量高達6,956 MW，遠超募集上限，顯示市場對 BESS 的投資熱情極高。但得標率僅20%，意味著大量 BESS 項目需尋求其他收入來源（如 FIP、需給調整市場）或等待下一回拍賣機會。
[第3回拍賣（應標年度2025年度）重要變更]
第3回拍賣引入重大制度調整：① BESS 分類進一步細化，新增「長期能源儲存系統（LDES）」類別；② 鋰離子電池以外的 BESS（如液流電池、壓縮空氣儲能）單獨設置募集上限；③ 中國製造鋰離子電池的得標容量不得超過 BESS 總得標量的30%（供應鏈多元化要求）；④ 應標上限價格閾值調整為20萬円/kW/年。
8. 制度爭議與改革方向
LTDA 自啟動以來受到多方面批評。第一，LNG 新設火力的納入被視為「漂綠」——雖要求提交脫碳化路線圖，但多數計畫要到2040年代才完成脫碳，期間仍持續排放CO₂。第二，BESS 得標率偏低（20-24%），大量投資計畫無法獲得長期收入保障，可能影響日本儲能部署速度。第三，既設原子力安全對策投資的納入引發爭議，批評者認為這是用消費者資金補貼核電廠延壽，而非推動真正的脫碳新電源投資。
「長期脫碳素電源拍賣是日本電力脫碳路徑的關鍵政策工具，但其實際效果取決於各電源種類的競爭動態與脫碳路線圖的執行力度。」
日本長期脱炭素電源オークション完全ガイド：制度設計・差金決済の仕組みと歴年落札結果
1. 制度背景：なぜ長期脱炭素電源オークションが必要か？
日本の容量市場（メインオークション）は短期的な供給信頼性を確保する一方、毎年開催・価格変動という特性上、大規模初期投資が必要な長期電源（原子力・洋上風力・蓄電池等）に対して十分な投資回収の予見性を提供できない。2022年の東日本電力需給ひっ迫事案（老朽火力の相次ぐ廃止が一因とされる）を契機に、政府は2023年度から長期脱炭素電源オークション（LTDA）を正式に開始した。
[制度の位置づけ]
LTDAは日本の供給力確保メカニズムの第三層：短期（広域機関による緊急調達）→ 中期（容量市場メインオークション、4年前）→ 長期（LTDA、20年間の容量確保契約）。三者が相互補完し、システムの信頼性を維持する。
2. 制度設計：参加資格と応札方式
LTDAはOCCTOが管理し、多価格オークション（Pay-as-bid）方式を採用。各落札者は自身の応札価格で報酬を受け取る（メインオークションの統一清算価格方式とは異なる）。参加資格は大きく三区分に分かれる：
| 区分 | 電源種別 | 主な要件 |
|---|---|---|
| 脱炭素電源（第1回4,000 MW、第2回5,000 MW） | 太陽光（新設・リプレース） | FIT/FIP支援との併用不可 |
| 陸上・洋上風力（新設・リプレース） | FIT/FIP支援との併用不可 | |
| 蓄電池・揚水（新設・リプレース） | 第2回より3時間以上6時間未満・6時間以上の2区分 | |
| 地熱（新設・リプレース） | 最低設備容量10 MW以上 | |
| 水力（調整式、新設・リプレース） | 最低設備容量10 MW以上 | |
| 原子力（新設・リプレース） | 安全審査合格が必要 | |
| バイオマス（専焼、新設・リプレース） | 2050年度中に専焼化実現 | |
| 既設火力の改修（第1回上限1,000 MW） | 水素・アンモニア混焼改修 | 脱炭素化ロードマップ提出必須 |
| CCS付火力改修 | 年間最低CO₂貯留率の達成義務 | |
| LNG専焼火力（時限追加区分） | LNG専焼火力（新設・リプレース） | 第1回6,000 MW（3年合計）；脱炭素化ロードマップ提出必須 |
| 既設原子力の安全対策投資 | 第2回新設区分；上限1,500 MW |
3. 差金決済の仕組み（容量確保契約金額と他市場収益の還付）
LTDAの核心的な財務設計は差金決済型容量差額契約（CfD）であり、落札者が20年間にわたり固定費水準の投資回収を確保しつつ、過剰な補助を防ぐ仕組みとなっている。
3.1 容量確保契約金額の支払い
落札後、OCCTOと事業者は容量確保契約を締結する。各実需給年度において、OCCTOは容量提供事業者に対して月次で以下の金額を支払う：
容量確保契約金額 = 契約単価（円/kW/年）× 契約容量（kW）
この収入は「固定費水準の容量収入」を表し、市場電力価格の高低にかかわらず契約金額が支払われ、投資回収の予見性を確保する。
3.2 他市場収益の還付（3段階）
落札電源が運転開始後、JEPXスポット市場・需給調整市場・非化石価値取引市場等から得た収益（可変費控除後）は、以下の3段階の割合でOCCTOに還付する義務がある：
| 還付区間 | 還付割合 | 説明 |
|---|---|---|
| 区間(A)：他市場収益 ≤ 資本コスト相当 | 95% | 事業者が最低限の資本コスト報酬を確保できるよう設定 |
| 区間(C)：資本コスト < 他市場収益 ≤ メインオークション価格×契約容量 | 90% | 標準的な還付区間 |
| 区間(B)：他市場収益 > メインオークション価格×契約容量 | 85% | 超過収益時は還付割合を引き下げ、効率的な運転を促進 |
[設計の論理]
3段階還付の核心は：市場電力価格が高騰した際、事業者の他市場収益が増加し、超過利益の大部分を還付することで「二重取り」（容量確保契約金額を受け取りながら高電力価格でも利益を得る）を防ぐ。ただし還付割合は100%ではなく5〜15%を事業者が保持することで、高電力価格時に優先的に発電するインセンティブを維持している。他市場収益がマイナスとなった場合は翌年度以降に繰り越して計算する。
4. 歴年落札結果
4.1 第1回オークション（応札年度：2023年度、結果公表：2024年4月）
| 区分 | 募集量 | 落札容量 | 約定総額（年平均） |
|---|---|---|---|
| 脱炭素電源 | 4,000 MW | 4,010 MW | 2,336億円/年 |
| └ 蓄電池・揚水 | 上限1,000 MW | 1,669 MW | （上記に含む） |
| └ 既設火力の改修 | 上限1,000 MW | 826 MW | （上記に含む） |
| LNG専焼火力（新設） | 6,000 MW（3年合計） | 5,756 MW | 1,766億円/年 |
| 全国合計 | — | 9,766 MW | 4,102億円/年 |
第1回の全国応札容量は13,562 MW、落札率72%。電源種別では、揚水の落札率が69%（応札838 MW）、蓄電池の落札率は24%（応札4,559 MW、競争が激化）、LNG専焼の落札率100%。落札容量のうち新設・リプレースが91%を占めた。
4.2 エリア別落札容量（第1回）
| エリア | 応札容量（MW） | 落札容量（MW） | 落札率 |
|---|---|---|---|
| 北海道 | 8.1 | 4.0 | 49% |
| 東北 | 103.5 | 72.4 | 70% |
| 東京 | 376.2 | 324.6 | 86% |
| 中部 | 187.7 | 156.3 | 83% |
| 関西 | 222.9 | 189.3 | 85% |
| 中国 | 120.7 | 78.4 | 65% |
| 四国 | 6.0 | 0.0 | 0% |
| 全国 | 1,356.2 | 976.6 | 72% |
4.3 第2回オークション（応札年度：2024年度、結果公表：2025年4月）
| 区分 | 募集量 | 落札容量 | 約定総額（年平均） |
|---|---|---|---|
| 脱炭素電源 | 5,000 MW | 5,030 MW | 3,464億円/年 |
| └ 蓄電池・揚水（3時間以上6時間未満） | — | 961 MW | （上記に含む） |
| └ 蓄電池・揚水（6時間以上） | — | 769 MW | （上記に含む） |
| └ 既設火力の改修 | — | 95 MW | （上記に含む） |
| └ 既設原子力の安全対策投資 | 上限1,500 MW | 3,153 MW | （上記に含む） |
| └ 一般水力（調整式） | — | 52 MW | （上記に含む） |
| LNG専焼火力（新設） | 2,244 MW | 1,315 MW | 456億円/年 |
| 全国合計 | — | 6,345 MW | 3,920億円/年 |
第2回の全国応札容量は13,619 MW、落札率47%（競争がさらに激化）。最大の注目点は既設原子力の安全対策投資が初めて対象に加わり、3,153 MW落札（応札4,348 MW、落札率73%）したことで、原子力再稼働の政策方向性が反映された。蓄電池の応札量は6,956 MWと第1回比53%増加したが、落札率は20%にとどまった。
4.4 両回の比較
| 比較項目 | 第1回（2023年度） | 第2回（2024年度） |
|---|---|---|
| 脱炭素電源募集量 | 4,000 MW | 5,000 MW（+25%） |
| 全国落札容量 | 9,766 MW（落札率72%） | 6,345 MW（落札率47%） |
| 脱炭素電源約定総額 | 2,336億円/年 | 3,464億円/年（+48%） |
| LNG新設落札容量 | 5,756 MW | 1,315 MW（大幅縮小） |
| 蓄電池応札容量 | 4,559 MW | 6,956 MW（+53%） |
| 蓄電池落札率 | 24% | 20%（さらに競争激化） |
| 新設電源区分 | — | 既設原子力安全対策投資（3,153 MW） |
| 蓄電池充放電時間区分 | 区分なし | 3時間以上6時間未満 / 6時間以上 |
5. 蓄電池・再エネへの戦略的意義
LTDAは蓄電池投資家にとって重要な収入予見性ツールである。20年間の固定容量確保契約金額は融資リスクを大幅に低減し、銀行融資の取得を容易にする。ただし、蓄電池の他市場収益（JEPXアービトラージ・需給調整市場ΔkW収益）の約90%を還付する必要があり、蓄電池のビジネスモデルは容量確保契約金額を主要収入源とし、市場アービトラージに依存しない設計が求められる。
「長期脱炭素電源オークションは、日本の電力脱炭素化における重要な政策ツールであるが、その実効性は各電源種の競争動態と脱炭素ロードマップの実行力に依存する。」
Japan Long-Term Decarbonization Power Auction: System Design, CfD Settlement, and Auction Results
1. Background: Why Was the LTDA Introduced?
Japan's capacity market (main auction) ensures short-term supply reliability, but its annual cadence and price volatility cannot provide sufficient investment certainty for long-lead, capital-intensive power sources such as nuclear, offshore wind, and BESS. The 2022 eastern Japan power supply crunch — partly attributed to accelerating retirements of aging thermal plants — prompted the government to launch the Long-Term Decarbonization Power Source Auction (LTDA) in FY2023.
[Policy Positioning]
The LTDA is the third tier of Japan's supply adequacy framework: Short-term (OCCTO emergency procurement) → Medium-term (Capacity Market Main Auction, 4 years ahead) → Long-term (LTDA, 20-year capacity assurance contracts). The three tiers complement each other to maintain system reliability.
2. System Design: Eligibility and Auction Format
The LTDA is administered by OCCTO and uses a pay-as-bid (multi-price) auction format — each winner receives the price they bid, unlike the uniform clearing price of the main capacity auction. Eligible resources fall into three broad categories:
| Category | Power Source Type | Key Requirements |
|---|---|---|
| Decarbonized Power Sources (Round 1: 4 GW target, Round 2: 5 GW) | Solar PV (new/replacement) | Cannot simultaneously receive FIT/FIP support |
| Onshore/Offshore Wind (new/replacement) | Cannot simultaneously receive FIT/FIP support | |
| BESS / Pumped Hydro (new/replacement) | Round 2: split into 3–6 hour and 6+ hour discharge categories | |
| Geothermal (new/replacement) | Minimum capacity 10 MW | |
| Hydro – Regulated (new/replacement) | Minimum capacity 10 MW | |
| Nuclear (new/replacement) | Must pass safety review | |
| Biomass – Dedicated (new/replacement) | Full dedicated fuel by FY2050 | |
| Existing Thermal Retrofit (Round 1 cap: 1 GW) | Hydrogen/Ammonia co-firing retrofit | Must submit decarbonization roadmap |
| CCS retrofit | Must achieve annual minimum CO₂ storage rate | |
| LNG New-Build (Time-Limited Category) | LNG-fired (new/replacement) | Round 1: 6 GW over 3 years; decarbonization roadmap required |
| Existing Nuclear Safety Investment | Added in Round 2; cap 1.5 GW |
3. CfD Settlement Mechanism
The core financial design of the LTDA is a Contracts for Difference (CfD) capacity assurance scheme, ensuring winners can recover fixed costs over 20 years while preventing windfall profits.
3.1 Capacity Assurance Contract Payments
After winning, OCCTO signs a capacity assurance contract with the operator. Each fiscal year, OCCTO pays the capacity provider monthly:
Capacity Assurance Payment = Contract Unit Price (¥/kW/year) × Contract Capacity (kW)
This revenue represents the fixed-cost-level capacity income — paid regardless of market electricity prices, ensuring investment recovery certainty.
3.2 Market Revenue Clawback (Three-Tier Structure)
Once operational, the contracted power source must return approximately 90% of market revenues (revenue from JEPX spot, balancing market, non-fossil value market, minus variable costs) to OCCTO under a three-tier structure:
| Clawback Zone | Clawback Rate | Description |
|---|---|---|
| Zone (A): Market revenue ≤ capital cost equivalent | 95% | Ensures operator retains minimum capital cost return |
| Zone (C): Capital cost < Market revenue ≤ Main auction price × contract capacity | 90% | Standard clawback zone |
| Zone (B): Market revenue > Main auction price × contract capacity | 85% | Reduced clawback on excess revenue to incentivize efficient operation |
[Design Logic]
The three-tier clawback prevents double-dipping (receiving capacity payments while also profiting from high electricity prices). However, retaining 5–15% of market revenues preserves the operator's incentive to generate during high-price periods. Negative market revenues in any year are carried forward and netted against future revenues.
4. Historical Auction Results
4.1 Round 1 (FY2023 Bidding Year, Results Announced: April 2024)
| Category | Target Capacity | Awarded Capacity | Total Contract Value (annual avg.) |
|---|---|---|---|
| Decarbonized Power Sources | 4.0 GW | 4.01 GW | ¥233.6 bn/year |
| └ BESS / Pumped Hydro | Cap 1.0 GW | 1.67 GW | (included above) |
| └ Existing Thermal Retrofit | Cap 1.0 GW | 0.83 GW | (included above) |
| LNG New-Build | 6.0 GW (3-year total) | 5.76 GW | ¥176.6 bn/year |
| National Total | — | 9.77 GW | ¥410.2 bn/year |
Round 1 saw total national bids of 13.56 GW with a 72% award rate. By technology: pumped hydro award rate 69% (0.84 GW bid), BESS award rate only 24% (4.56 GW bid, highly competitive), LNG new-build 100% award rate. New-build/replacement accounted for 91% of awarded capacity.
4.2 Area Breakdown – Round 1
| Area | Bids (GW) | Awards (GW) | Award Rate |
|---|---|---|---|
| Hokkaido | 0.08 | 0.04 | 49% |
| Tohoku | 1.04 | 0.72 | 70% |
| Tokyo | 3.76 | 3.25 | 86% |
| Chubu | 1.88 | 1.56 | 83% |
| Kansai | 2.23 | 1.89 | 85% |
| Chugoku | 1.21 | 0.78 | 65% |
| Shikoku | 0.06 | 0.00 | 0% |
| National | 13.56 | 9.77 | 72% |
4.3 Round 2 (FY2024 Bidding Year, Results Announced: April 2025)
| Category | Target Capacity | Awarded Capacity | Total Contract Value (annual avg.) |
|---|---|---|---|
| Decarbonized Power Sources | 5.0 GW | 5.03 GW | ¥346.4 bn/year |
| └ BESS/Pumped Hydro (3–6 hr discharge) | — | 0.96 GW | (included above) |
| └ BESS/Pumped Hydro (6+ hr discharge) | — | 0.77 GW | (included above) |
| └ Existing Thermal Retrofit | — | 0.10 GW | (included above) |
| └ Existing Nuclear Safety Investment | Cap 1.5 GW | 3.15 GW | (included above) |
| └ Conventional Hydro (regulated) | — | 0.05 GW | (included above) |
| LNG New-Build | 2.24 GW | 1.32 GW | ¥45.6 bn/year |
| National Total | — | 6.35 GW | ¥392.0 bn/year |
Round 2 saw total national bids of 13.62 GW with only a 47% award rate (more competitive than Round 1). The headline result was the first inclusion of existing nuclear safety investment, with 3.15 GW awarded (4.35 GW bid, 73% award rate), reflecting Japan's nuclear restart policy. BESS bids surged to 6.96 GW (+53% vs. Round 1) but the award rate fell to 20%.
4.4 Round Comparison
| Metric | Round 1 (FY2023) | Round 2 (FY2024) |
|---|---|---|
| Decarbonized source target | 4.0 GW | 5.0 GW (+25%) |
| Total national awards | 9.77 GW (72% rate) | 6.35 GW (47% rate) |
| Decarbonized source contract value | ¥233.6 bn/year | ¥346.4 bn/year (+48%) |
| LNG new-build awards | 5.76 GW | 1.32 GW (sharply reduced) |
| BESS bids | 4.56 GW | 6.96 GW (+53%) |
| BESS award rate | 24% | 20% (more competitive) |
| New source category | — | Existing nuclear safety investment (3.15 GW) |
| BESS discharge duration split | Not differentiated | 3–6 hr / 6+ hr categories |
5. Capacity Levy Impact on Retail Suppliers
The LTDA capacity levy is calculated alongside the main auction levy, allocated to each area by H3 demand ratio, then distributed among retailers by their market share. Based on Round 2 results, the estimated FY2028 national LTDA capacity levy is approximately ¥69.3 billion/year (grid operators ¥5.4 bn + retailers ¥63.9 bn), on top of the main auction levy. As subsequent rounds add more contracted capacity, the LTDA share of total capacity levies is projected to rise significantly through the 2030s.
6. Strategic Implications for BESS and Renewable Investors
The LTDA provides critical revenue certainty for BESS investors. A 20-year fixed capacity assurance contract significantly de-risks financing, making project finance more accessible. However, since ~90% of market revenues must be returned, BESS business models must be built around the capacity assurance payment as the primary revenue stream, not market arbitrage.
[Round 3 Key Changes (FY2025 Bidding Year)]
Round 3 introduces significant reforms: ① New Long-Duration Energy Storage (LDES) category for non-lithium BESS; ② Separate procurement caps for non-lithium BESS (liquid flow batteries, compressed air storage); ③ Cells manufactured in any single non-Japan country limited to 30% of total BESS awards (supply chain diversification); ④ Bid price cap threshold revised to ¥200,000/kW/year.
7. Controversies and Reform Outlook
The LTDA has faced criticism on several fronts. First, the inclusion of LNG new-build is seen as greenwashing — while decarbonization roadmaps are required, most plans do not achieve full decarbonization until the 2040s. Second, BESS award rates of 20–24% mean most storage investment plans cannot secure long-term revenue certainty, potentially slowing Japan's storage deployment. Third, the inclusion of existing nuclear safety investment has been controversial, with critics arguing it uses consumer funds to subsidize nuclear life extension rather than driving genuinely new low-carbon investment.
"The Long-Term Decarbonization Power Auction is a pivotal policy tool in Japan's power sector decarbonization, but its effectiveness ultimately depends on the competitive dynamics of each technology category and the rigor with which decarbonization roadmaps are enforced."