LTDA 第3回拍賣前瞻：LDES 新設、電池芯製造國30%限制與各エリア競爭格局
長期脫碳電源拍賣（LTDA）第3回全解析
2025年9月3日，電力廣域的運營推進機關（OCCTO）公布長期脫碳電源拍賣（LTDA）第3回（應標年度：2025年度）募集要綱。承接第1回（2023年度）、第2回（2024年度）的制度積累，第3回標誌著從「量的擴大」轉向「質的深化」的關鍵轉折。本文詳述第3回的三大變更點、三回比較分析，以及各エリア競爭格局預測。
[KEY DATA]
第3回蓄電池＋揚水＋LDES合計募集上限為 800 MW（兩區分各400 MW）。相較於第2回蓄電池落標實績 1,370 MW 大幅縮減，競爭倍率預計進一步激化。
第3回三大變更點
1. LDES（長期能源儲存）新設區分
第3回新設揚水（新建）、非鋰離子蓄電池、長期能源儲存（LDES）專屬區分，募集上限400 MW，與鋰離子蓄電池・揚水（既設）區分（同為400 MW）並列。LDES涵蓋釩液流電池、壓縮空氣儲能（CAES）、重力式儲能等非鋰離子長時間放電技術。
運轉開始期限設定為4年（與蓄電池相同），但液流電池、壓縮空氣儲能等技術的建設期較長，此期限在技術上具有一定挑戰性。然而，20年固定收入合約所提供的穩定收益基礎，是支撐LDES高初期投資的重要依據。
| 區分 | 對象電源 | 募集上限 |
|---|---|---|
| 脫碳火力 | 氨・氫專燒、CCS附加火力 | 500 MW |
| 蓄電池・揚水（既設） | 鋰離子蓄電池、揚水（既設） | 400 MW |
| LDES・非鋰離子 | 揚水（新設）、非鋰離子蓄電池、LDES | 400 MW |
| 核電安全對策 | 既設核電安全對策投資 | 1,500 MW |
| 脫碳電源合計 | 以上合計 | 5,000 MW |
| LNG專燒火力 | LNG專燒新設・替換 | 2,929 MW |
2. 電池芯製造國30%限制
第3回最受矚目的變更，是電池芯製造國多元化要求。鋰離子及非鋰離子蓄電池均適用：日本以外單一國家・地區的電池芯採購量，不得超過全部落標容量的30%。第1回・第2回無此限制，中國製電池芯（CATL、BYD等）佔據大量落標案件。
IEEFA 2026年3月分析指出，截至2025年底，日本BESS系統接續申請達170.8 GW，其中簽約28.7 GW。大量申請以中國製電池芯為前提，30%限制迫使事業者根本性地重新規劃供應鏈。轉向日本製（Panasonic、Murata等）、韓國製（LG Energy Solution、Samsung SDI等）或歐美製電池芯，雖帶來成本上升（日本BESS成本目前為全球均值的2.5〜3倍），但可提升落標機率。
3. 放電時間長時化與收益監視強化
第2回引入的「3〜6小時未滿」與「6小時以上」區分在第3回持續，6小時以上的長時間放電已成為競爭性應標的實質標準，單位MW設備投資額大幅提升。第112回制度檢討作業部會（2026年3月4日）確認，收益監視範圍擴及相對合約（OTC交易）。落標事業者在簽訂OTC合約前，須通過監視等委員會審查，限制了經營判斷的自由度。這對計劃採用Superpeak Swap等OTC策略的事業者而言，是新增的行政負擔與風險因素。
三回比較：制度演進脈絡
| 項目 | 第1回（FY2023） | 第2回（FY2024） | 第3回（FY2025） |
|---|---|---|---|
| BESS落標量 | 1,100 MW | 1,370 MW | 最多約400 MW（預估） |
| BESS應標量 | 高倍率 | 6,956 MW | 預計更高 |
| BESS落標率 | — | 約20% | 可能低於10% |
| 電池芯製造國限制 | 無 | 無 | 單一國家30%上限 |
| LDES區分 | 無 | 無 | 新設（400 MW枠） |
| 放電時間區分 | 無 | 3〜6h / 6h以上 | 持續（6h以上為主流） |
| 收益監視 | 基本 | 強化 | 擴及OTC相對合約 |
| 核電安全對策 | 無 | 3,153 MW（73%） | 1,500 MW（擴大） |
各エリア競爭格局預測
北海道・東北：再生能源連系需求高，BESS應標集中
北海道是全國風力發電擴張最快的エリア，BESS吸收出力變動的需求最高。第2回北海道エリア應標490 MW、落標232 MW，落標率約47%，高於全國均值。第3回預計應標繼續集中，但系統接續申請激增將使競爭進一步激化。東北エリア再生能源出力制御解消需求高，第2回應標1,663 MW、落標564 MW，落標率約34%。
東京・中部：LNG大型案件壓縮BESS空間
東京エリア第2回有大量LNG專燒火力大型案件落標，脫碳電源枠中BESS的競爭空間受到壓縮，此格局在第3回預計持續。然而，東京都獨自補助金（設置費2/3、上限20億日圓/件、2025年度總額130億日圓）提供了不依賴LTDA落標的事業模式可能性。
九州・四國：再生能源出力制御問題帶來結構性需求
九州エリア太陽光出力制御量全國最多，BESS吸收需求具有結構性支撐。四國エリア第2回BESS落標率全國最高（85%以上），競爭強度相對較低。第3回兩エリア仍是有力應標地點，但枠縮小將使絕對落標量下降。
北陸・中國：中規模穩定機會
北陸エリア募集枠小，大型案件應標其他エリア較為現實。中國エリア第2回應標812 MW、落標287 MW，提供穩定的中規模機會，第3回預計延續此格局。
蓄電池事業者的策略示意
短期（應標準備，至2026年1月）： 制定電池芯供應鏈多元化計畫（評估韓國・日本製電池芯替換可行性）；重新設計6小時以上長時間放電方案；建立OTC合約事前審查體制，符合擴大後的收益監視要求。
中期（落標後，至2030年）： 追蹤LDES技術商業化進展（液流電池、壓縮空氣儲能）；與前日調整力市場（2026年4月已移行）組合最佳化；實施需給調整市場・容量市場・現貨市場・OTC相對取引的多市場策略。
長期（FY2030〜）： 為第4回以後的制度變化做準備（BESS枠擴大可能性、收益監視精緻化）；探索LDES與鋰離子蓄電池的混合配置，強化競爭力。
結語：第3回考驗「真正的競爭力」
第3回LTDA宣告了「任何BESS案件都能取得20年合約的量的擴大期」的終結。電池芯製造國30%限制、長時間放電要求、OTC收益監視強化三重障壁，構建出只有具備真正成本競爭力、技術實力與治理能力的事業者才能生存的市場環境。一方面，LDES區分的新設為非鋰離子儲能開發商提供了重大機會。對液流電池、壓縮空氣儲能開發商而言，第3回是進入日本電網規模儲能市場的第一個重要政策支撐機會。
「第3回LTDA標誌著日本蓄電池市場從『應標熱潮的黎明期』邁向『精英競爭的成熟期』。能夠突破電池芯多元化、長時間化、收益監視三重障壁的事業者，才能享有日本能源轉型中最大的政策紅利——20年固定收入合約。」
長期脱炭素電源オークション第3回前瞻：LDES新設・セル製造国30%制限・エリア競争格局
長期脱炭素電源オークション（LTDA）第3回の全容
2025年9月3日、電力広域的運営推進機関（OCCTO）は長期脱炭素電源オークション（LTDA）第3回（応札年度：2025年度）の募集要綱を公表した。第1回（2023年度）・第2回（2024年度）から積み上げられた制度改善を踏まえ、第3回は「量的拡大」から「質的深化」へと舵を切る転換点となっている。本稿では、第3回の主要変更点、第1回・第2回との比較、そして各エリアの競争格局予測を詳述する。
[KEY DATA]
第3回の蓄電池＋揚水＋LDES合計募集上限は 800 MW（2区分×400 MW）。第2回の蓄電池落札実績 1,370 MW から大幅縮小し、競争倍率のさらなる激化が見込まれる。
第3回の三大変更点
1. LDES（長期エネルギー貯蔵）の新規追加
第3回から、揚水（新設）・非リチウムイオン蓄電池・長期エネルギー貯蔵（LDES）を対象とする新区分が設けられた。募集上限は400 MWで、リチウムイオン蓄電池・揚水（既設）の区分（同じく400 MW）と並立する。LDESとは、バナジウムレドックスフロー電池、圧縮空気エネルギー貯蔵（CAES）、重力式蓄電など、リチウムイオン以外の長時間放電技術を指す。
運転開始期限は4年（蓄電池と同じ）と設定されているが、フロー電池や圧縮空気貯蔵は建設期間が長く、この期限は技術的に厳しい面がある。一方で、20年間の固定収入契約という安定した収益基盤は、LDESの高い初期投資を正当化する重要な要素となる。
| 区分 | 対象電源 | 募集上限 |
|---|---|---|
| 脱炭素火力 | アンモニア・水素専焼、CCS付火力 | 500 MW |
| 蓄電池・揚水（既設） | リチウムイオン蓄電池、揚水（既設除く） | 400 MW |
| LDES・非リチウム | 揚水（新設）、非リチウム蓄電池、LDES | 400 MW |
| 原子力安全対策 | 既設原子力の安全対策投資 | 1,500 MW |
| 脱炭素電源全体 | 上記合計 | 5,000 MW |
| LNG専焼火力 | LNG専焼新設・リプレース | 2,929 MW |
2. セル製造国30%制限の導入
第3回から適用される最も注目すべき変更が、電池セル製造国の多様化要件である。リチウムイオン・非リチウムイオン蓄電池ともに、日本を除く単一国・地域からのセル調達が全落札容量の30%を超えてはならない。第1回・第2回では制限がなかったため、中国製セル（CATL・BYD等）を採用したプロジェクトが多数落札していた。
IEEFAの分析によれば、2025年末時点でのBESS系統接続申請は170.8 GWに達し、うち契約済みは28.7 GWである。この大量の申請の多くが中国製セルを前提としており、30%制限は事業計画の根本的な見直しを迫る。日本製（パナソニック、村田製作所等）・韓国製（LG Energy Solution、Samsung SDI等）・欧米製セルへの切り替えは、コスト上昇（現在、日本のBESSコストはグローバル平均の2.5〜3倍）を伴うが、落札確率向上というトレードオフが生じる。
3. 放電時間の長時間化と収益監視の強化
第2回から導入された「3〜6時間未満」と「6時間以上」の区分は第3回でも継続される。6時間以上の長時間放電が実質的な評価基準となりつつあり、単位MW当たりの設備投資額が増大している。さらに、第112回制度検討作業部会（2026年3月4日）で確定した収益監視の強化も重要な変更点である。落札後の相対契約（OTC取引）にまで収益還付監視が及び、契約締結前に監視等委員会のチェックが必要となる。これはSuperpeak Swap等のOTC戦略を検討する事業者にとって、事務負担と経営判断の自由度低下という新たなリスク要因となる。
第1回・第2回との比較：制度の変遷
| 項目 | 第1回（FY2023） | 第2回（FY2024） | 第3回（FY2025） |
|---|---|---|---|
| BESS落札量 | 1,100 MW | 1,370 MW | 最大400 MW（推定） |
| BESS応札量 | 高倍率 | 6,956 MW | さらに増加見込み |
| BESS落札率 | — | 約20% | 10%以下の可能性 |
| セル製造国制限 | なし | なし | 単一国30%上限 |
| LDES区分 | なし | なし | 新設（400 MW枠） |
| 放電時間区分 | なし | 3〜6h / 6h以上 | 継続（6h以上が主流） |
| 収益監視 | 基本的 | 強化 | OTC相対契約まで拡大 |
| 原子力安全対策 | なし | 3,153 MW（73%） | 1,500 MW（増枠） |
エリア別競争格局の予測
北海道・東北：再エネ連系需要が高く、BESS応札が集中
北海道は風力発電の急速な拡大により、出力変動吸収のためのBESS需要が最も高いエリアである。第2回では北海道エリアの応札490 MW・落札232 MWと、落札率は約47%と全国平均を上回った。第3回でも応札集中が予想されるが、系統接続申請の増加により競争はさらに激化する。東北エリアは再エネ出力制御の解消ニーズが高く、第2回では応札1,663 MW・落札564 MWと、落札率は約34%であった。
東京・中部：LNG専焼火力の大型案件が競合
東京エリアは第2回でLNG専焼火力を含む大型案件が多数落札し、脱炭素電源枠での競争が激化した。BESS単独での落札は他エリアに比べ難しい環境が続く見込みである。ただし、東京都の独自補助金（設置費の2/3、上限20億円/件、2025年度総額130億円）は、LTDA落札に依存しない事業スキームを可能にする。
九州・四国：再エネ出力制御問題から蓄電池需要が高い
九州エリアは太陽光発電の出力制御が全国最多であり、BESSによる吸収需要が高い。四国エリアは第2回のBESS落札率が全国最高水準（85%超）であり、競争強度が相対的に低い。第3回でも四国は有力な応札エリアとなるが、枠の縮小により落札率は低下する見込みである。
北陸・中国：中規模の安定した機会
北陸エリアは募集枠が小さく、大型案件は他エリアへの応札が現実的である。中国エリアは第2回で応札812 MW・落札287 MWと、安定した落札実績を示した。第3回でも中規模の安定した機会が見込まれる。
BESS事業者への戦略的示唆
短期（応札準備：〜2026年1月）： セル製造国の分散化計画の策定（韓国・日本製セルへの切り替え検討）、6時間以上の長時間放電設計への移行、OTC相対契約の収益監視対応（契約前の監視等委員会チェック体制の整備）。
中期（落札後：〜2030年）： LDES技術の動向追跡（フロー電池・圧縮空気の商業化進捗）、前日調整力市場との組み合わせ最適化（2026年4月移行済み）、容量市場・OTC・現貨市場のマルチマーケット戦略の実装。
長期（FY2030〜）： 第4回以降の制度変更への備え（収益還付モデルの見直し、BESS枠の拡大可能性）、LDESとリチウムイオンのハイブリッド構成による競争力強化。
まとめ：第3回が問う「本物の競争力」
第3回LTDAは、「誰でも応札できる量的拡大期」の終焉を告げる。セル製造国30%制限・長時間放電要件・収益監視強化という三重の障壁は、コスト競争力・技術力・ガバナンス能力のすべてを問う「本物の競争力」を持つ事業者のみが生き残れる市場環境を作り出している。一方で、LDES区分の新設は、リチウムイオン蓄電池に依存しない新たな技術プレイヤーに20年固定収入という大きな機会を提供する。フロー電池や圧縮空気貯蔵を開発する事業者にとって、第3回は日本市場への本格参入を検討する最初の重要な機会となる。
「第3回LTDAは、日本の蓄電池市場が『応募殺到の黎明期』から『精鋭競争の成熟期』へと移行する転換点である。セル製造国多様化・長時間化・収益監視という三重の障壁を乗り越えられる事業者のみが、20年固定収入という最大の政策的恩恵を享受できる。」
LTDA Round 3 Outlook: LDES, Supply Chain Diversification & Area Competition
Japan's Third Long-Term Decarbonization Auction: What's at Stake
On September 3, 2025, the Organization for Cross-Regional Coordination of Transmission Operators (OCCTO) published the procurement guidelines for the third round of Japan's Long-Term Decarbonization Auction (LTDA), covering the FY2025 bidding year. Building on lessons from the first two rounds, the third round marks a decisive shift from "quantitative expansion" to "qualitative deepening." This article examines the three major rule changes, a comparative analysis of all three rounds, and area-by-area competition forecasts.
[KEY DATA]
Round 3's combined BESS + pumped hydro + LDES procurement cap is 800 MW (two categories × 400 MW each)—a sharp reduction from Round 2's BESS award of 1,370 MW. Competition intensity is expected to intensify further.
Three Major Rule Changes in Round 3
1. LDES: A New Category for Long-Duration Storage
Round 3 introduces a dedicated procurement category for pumped hydro (new construction), non-lithium-ion batteries, and Long-Duration Energy Storage (LDES), with a 400 MW cap. LDES encompasses vanadium redox flow batteries, compressed air energy storage (CAES), gravity-based storage, and other technologies capable of multi-hour discharge beyond lithium-ion's typical range.
The four-year construction deadline (same as BESS) is technically challenging for some LDES technologies with longer build times. However, the 20-year fixed-revenue contract structure provides a compelling financial case to justify LDES's higher upfront capital costs. This is the first time Japan's capacity market framework has explicitly accommodated non-lithium long-duration storage at scale.
| Category | Eligible Sources | Procurement Cap |
|---|---|---|
| Decarbonized thermal | Ammonia/hydrogen co-firing, CCS thermal | 500 MW |
| Li-ion BESS / pumped hydro | Lithium-ion BESS, existing pumped hydro | 400 MW |
| LDES / non-Li storage | New pumped hydro, non-Li batteries, LDES | 400 MW |
| Nuclear safety investment | Existing nuclear safety upgrades | 1,500 MW |
| Decarbonized sources total | All above | 5,000 MW |
| LNG thermal | New/replacement LNG-only plants | 2,929 MW |
2. The 30% Cell Manufacturing Country Cap
The most consequential new rule in Round 3 is the cell manufacturing country diversification requirement. For both lithium-ion and non-lithium batteries, no single foreign country or region may supply cells for more than 30% of the total awarded capacity. This rule did not exist in Rounds 1 or 2, during which Chinese-manufactured cells (CATL, BYD, etc.) dominated awarded projects.
According to IEEFA's March 2026 analysis, BESS grid connection applications in Japan reached 170.8 GW by end-2025, with 28.7 GW under contract. The majority of these applications assumed Chinese cell supply chains. The 30% cap forces fundamental project redesign: shifting to Japanese (Panasonic, Murata), Korean (LG Energy Solution, Samsung SDI), or Western cell suppliers entails higher costs—Japan's BESS costs currently run 2.5–3× global benchmarks—but improves award probability.
3. Duration Requirements and Revenue Monitoring Expansion
Round 2's duration split between "3–6 hours" and "6 hours or more" continues in Round 3, with 6-hour-plus discharge increasingly becoming the de facto standard for competitive bids. This raises per-MW capital requirements significantly compared to Round 1's shorter-duration projects.
The 112th System Review Working Group (March 4, 2026) confirmed that revenue monitoring now extends to bilateral OTC contracts. Awarded operators must submit OTC contracts for review by the Monitoring Committee before execution, constraining management discretion and adding administrative burden. This directly affects Superpeak Swap and other bilateral strategies that BESS operators have relied on for revenue diversification.
Round-by-Round Comparison
| Parameter | Round 1 (FY2023) | Round 2 (FY2024) | Round 3 (FY2025) |
|---|---|---|---|
| BESS awarded | 1,100 MW | 1,370 MW | Max ~400 MW (est.) |
| BESS bid volume | High oversubscription | 6,956 MW | Expected higher |
| BESS award rate | — | ~20% | Potentially below 10% |
| Cell origin cap | None | None | 30% single-country limit |
| LDES category | None | None | New (400 MW cap) |
| Duration split | None | 3–6h / 6h+ | Continued (6h+ dominant) |
| Revenue monitoring | Basic | Enhanced | Extended to OTC contracts |
| Nuclear safety | None | 3,153 MW (73% rate) | 1,500 MW (expanded) |
Area-by-Area Competition Forecast
Hokkaido and Tohoku: High Renewable Integration Demand
Hokkaido leads national demand for BESS to absorb wind power variability. In Round 2, Hokkaido recorded 490 MW bid and 232 MW awarded—a ~47% award rate above the national average. Round 3 will see continued bid concentration, but the surge in grid connection applications will intensify competition. Tohoku, with strong offshore wind development in Akita and Aomori, recorded 1,663 MW bid and 564 MW awarded (~34% rate) in Round 2.
Tokyo and Chubu: Large LNG Projects Crowd Out BESS
Tokyo saw large LNG thermal projects dominate Round 2 awards, leaving limited room for standalone BESS in the decarbonized source category. This dynamic is expected to persist in Round 3. However, Tokyo Metropolitan Government's independent subsidy (up to two-thirds of installation costs, capped at JPY 2 billion per project, with JPY 13 billion total for FY2025) enables BESS business models that do not rely solely on LTDA awards.
Kyushu and Shikoku: High Curtailment Pressure Creates Structural Demand
Kyushu has the highest solar curtailment volume nationally, creating strong structural demand for BESS absorption capacity. Shikoku recorded the highest BESS award rate in Round 2 (exceeding 85%), reflecting lower competition intensity. Both areas remain attractive for Round 3 bids, though the reduced total cap will lower absolute award volumes.
Hokuriku and Chugoku: Stable Mid-Scale Opportunities
Hokuriku's small procurement allocation makes it less suitable for large-scale BESS projects. Chugoku recorded 812 MW bid and 287 MW awarded in Round 2, offering stable mid-scale opportunities expected to continue in Round 3.
Strategic Implications for BESS Developers
Near-term (bid preparation, by January 2026): Develop cell supply chain diversification plans (evaluate Korean and Japanese cell suppliers); redesign projects for 6-hour-plus discharge; establish OTC contract pre-review processes to comply with the expanded monitoring framework.
Medium-term (post-award, through 2030): Track LDES technology commercialization (vanadium flow, CAES progress); optimize multi-market revenue stacking with the day-ahead balancing market (live since April 2026); implement full multi-market strategies combining LTDA, capacity market, spot market, and OTC bilateral contracts.
Long-term (FY2030+): Prepare for Round 4+ rule evolution (potential BESS cap expansion, revenue monitoring refinements); explore hybrid LDES + lithium-ion configurations to strengthen competitive positioning.
Conclusion: Round 3 Tests Real Competitive Capability
Round 3 of Japan's LTDA signals the end of the "open-door expansion era" in which almost any BESS project could secure a 20-year contract. The triple barrier of cell origin diversification, long-duration requirements, and OTC revenue monitoring creates a market environment where only operators with genuine cost competitiveness, technical capability, and governance infrastructure will succeed.
At the same time, the new LDES category opens a significant opportunity for non-lithium storage developers. For vanadium flow battery and compressed air storage companies, Round 3 represents the first meaningful policy-backed entry point into Japan's grid-scale storage market.
"Round 3 of Japan's LTDA marks the transition from a 'speculative application boom' to a 'precision competition era.' Only operators who can navigate the triple barrier of cell diversification, long-duration design, and revenue monitoring will capture the most valuable policy benefit in Japan's energy transition: a 20-year fixed-revenue contract."