Net CONE 完全解說：從指標價格到需求曲線，圖解日本容量市場定價機制
在日本容量市場的設計中，Net CONE（Cost of New Entry，新設電源淨入市成本）是整個拍賣機制的核心錨點。它不僅決定了需求曲線的形狀，更直接影響每一度電背後的容量費用分攤。然而，Net CONE 究竟是如何算出來的？需求曲線的四個關鍵點又代表什麼含義？本文將透過圖解，從頭到尾拆解這套定價機制。
一、什麼是 CONE？從 Gross 到 Net
CONE 的全稱是「Cost of New Entry」，即「新設電源的入市成本」——也就是一座新建電廠在其整個生命週期內，每千瓦容量所需回收的年化成本。日本容量市場採用複合循環燃氣輪機（CCGT）作為計算基準的「模型電廠」，因為它是目前最具代表性的可調度新設電源。
CONE 的計算分為兩個層次：
Net CONE = Gross CONE − 容量市場以外の収益：電廠在電能市場（JEPX）和調整力市場的預期收益，會從 Gross CONE 中扣除。OCCTO 採用「Gross CONE × 34%」作為此項扣除的估算值。
以 FY2029 主要拍賣為例：Gross CONE 約為 15,264 日圓/kW，扣除容量市場以外收益 5,190 日圓/kW（= 15,264 × 34%），得出 Net CONE = 10,075 日圓/kW。
圖1：Net CONE 算定流程
二、需求曲線的四個關鍵點
容量市場的需求曲線並非一條平滑的曲線，而是由四個特定點連成的折線。這四個點的設計邏輯，體現了「確保足夠供給量」與「避免市場力濫用」之間的平衡。
圖2：容量市場需求曲線結構（以 FY2029 為例）
四個關鍵點的設計邏輯如下：
| 點位 | 座標（價格, 調達量） | 設計邏輯 |
|---|---|---|
| ① 上限價格水平段 | 15,112 日圓/kW，≤ 188,813,656 kW | 防止市場力濫用：即使供給嚴重不足，採購方也不會以超過 1.5×Net CONE 的價格採購 |
| ② 指標價格×目標調達量 | 10,075 日圓/kW，189,966,340 kW | 核心錨點：在「正常」供需均衡下，市場應在此點結清，確保新設電源的投資回收 |
| ③ 調達價格零 | 0 日圓/kW，195,652,080 kW | 供給充裕時不強迫採購：若供給量超過此點，容量費用降為零 |
| ④ 水平段左端 | 15,112 日圓/kW，0 kW | 即使供給量為零，採購方也不會支付超過上限價格 |
各點位的決定流程與計算方法
① 上限價格水平段：15,112 日圓/kW，對應調達量 ≤ 188,813,656 kW
上限價格（Cap Price）的計算：上限價格固定為 Net CONE × 1.5。FY2029 的 Net CONE 為 10,075 日圓/kW，因此上限價格 = 10,075 × 1.5 = 15,112 日圓/kW。設定 1.5 倍上限的政策理由是防止市場力濫用（Market Power Abuse）——若供給嚴重短缺，發電業者可能藉機哄抬報價；設定硬性上限可確保即使在極端短缺情境下，採購方支付的容量費用也不會超過新設電源成本的 1.5 倍。
對應調達量（水平段右端）的計算：水平段的右端 X 座標（188,813,656 kW）是透過需求曲線方程式反推而得。需求曲線在①到②之間為線性斜率段，其斜率由「目標調達量（②的 X 值）」與「上限價格調達量（①的 X 值）」的差值決定。OCCTO 在制定需求曲線時，先確定②和③的座標，再依據曲線斜率（由 B 係數導出）計算出①的 X 值。具體而言，①的調達量 = 目標調達量 − (上限價格 − Net CONE) × (2/B) / Net CONE，即 189,966,340 − (15,112 − 10,075) × (2/B) / 10,075，代入 FY2029 的 B 值後得 188,813,656 kW。
② 指標價格 × 目標調達量：10,075 日圓/kW，189,966,340 kW
指標價格（Net CONE）：即 FY2029 的 Net CONE 值 10,075 日圓/kW，計算方式詳見第一章。
目標調達量（Target Procurement Volume）的計算流程：目標調達量是需求曲線設計的核心，代表在「正常供需均衡」下市場應採購的容量量。其計算基礎為 H3 最大需求預測，再乘以一系列調整係數：
| 調整項目 | FY2029 係數 | 說明 |
|---|---|---|
| H3 最大需求預測 | 基準值 | 10年中最高需求年度的最大需求（含節電效果） |
| 供給力偶發變動（δ₁） | +5.7% | 電廠計劃外停機等偶發因素的備用率 |
| 需求偶發變動（δ₂） | +2.0% | 需求預測誤差的備用率 |
| 極端氣象（δ₃） | +5.1% / +4.4% | 夏季 / 冬季極端高溫或嚴寒時的額外需求 |
| 送電損耗率（α） | ×1/(1−α) | 從電廠到用戶端的輸電損耗補正 |
最終目標調達量 = H3 需求 × (1 + δ₁ + δ₂ + δ₃) / (1 − α)。各係數由 OCCTO 依最新供需展望（需給見通し）每年重新計算，FY2029 的結果為 189,966,340 kW。
③ 調達價格零：0 日圓/kW，195,652,080 kW
零價格調達量的計算公式：③ 的 X 座標（零價格調達量）由以下公式決定：
零價格調達量 = 目標調達量 + 2/B × 目標調達量
其中 B 是需求曲線的指數係數（Exponential Coefficient），源自容量市場設計中的「取捨曲線（Trade-off Curve）」概念。B 值反映了「採購量超過目標時，邊際社會效益下降的速度」——B 值越大，需求曲線越陡峭，零價格點越靠近目標調達量；B 值越小，曲線越平緩，零價格點越遠離目標。
FY2029 的 B 係數由 OCCTO 依據「需要曲線作成要領」中的計算方法確定。代入公式後：
195,652,080 = 189,966,340 + 2/B × 189,966,340
即 2/B ≈ 0.02993，B ≈ 66.8。③ 的設計邏輯是：當市場供給量超過此點時，容量費用降為零，避免在供給充裕時強制採購造成社會成本浪費。
④ 水平段左端：15,112 日圓/kW，0 kW
設計邏輯：④ 的價格與 ① 完全相同（均為 15,112 日圓/kW），共同構成需求曲線最頂端的水平平台（Price Cap Plateau）。從 0 kW 到 ① 的調達量（188,813,656 kW）這段範圍內，需求曲線保持在上限價格水平不變。
這個設計確保了：無論供給量多麼稀少（哪怕只有 1 kW 的供給），採購方支付的容量費用上限始終不超過 Net CONE × 1.5。④ 本身不是一個「計算出來的點」，而是需求曲線形狀定義的邊界條件——它與 ① 共同定義了水平段的左右端點，確保需求曲線在整個調達量範圍內都有明確的定義。
三、需求曲線如何決定約定單價？
拍賣的約定單價（清算價格）是供給曲線與需求曲線的交點。發電業者依序從低價到高價提交應標，廣域機關（OCCTO）將所有應標從低到高累積，形成供給曲線，與需求曲線的交叉點即為約定單價。
圖3：供給曲線與需求曲線交叉決定約定單價（示意圖）
四、FY2029 實際數字全解析
根據 OCCTO 於 2025 年 7 月 31 日公告的「2025年度メインオークション需要曲線作成要領」，FY2029 主要拍賣的需求曲線參數如下：
| 項目 | 數值 | 說明 |
|---|---|---|
| 全國 H3 需要 | 161,785,520 kW | 2025年度供給計畫的2029年度斷面（離島除外） |
| 目標調達量 | 189,966,340 kW | 含偶發性需給變動（5.7%）、持續性需求變動（2%）、嚴氣象對應（夏冬5.1%、春秋4.4%）等 |
| 指標価格（Net CONE） | 10,075 日圓/kW | Gross CONE 15,264 − 市場外收益 5,190（= 34%） |
| 上限価格 | 15,112.5 日圓/kW | Net CONE × 1.5 |
| 上限価格における調達量 | 188,813,656 kW | 由 Tradeoff 曲線與上限價格的交點決定 |
| 調達価格ゼロにおける調達量 | 195,652,080 kW | = 目標調達量 + 2/B（B 為 Tradeoff 曲線指數係數） |
| 停電単価（参考） | 20,341 日圓/kWh | 用於 Tradeoff 曲線算定，不直接影響需求曲線形狀 |
需求曲線關鍵參數年度變化（FY2024–FY2029）
下表列出歷年主要拍賣需求曲線的核心參數，可觀察 B 係數（Tradeoff 曲線指數係數）與目標調達量的年度演變。
| 年度 | Net CONE （日圓/kW） |
目標調達量 （kW） |
零價格調達量 （kW） |
2/B 值 （推算） |
B 係數 （推算） |
備注 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| FY2024 | 9,425 | 177,468,513 | 182,119,181 | 0.02621 | ≈ 76.3 | 首次拍賣 |
| FY2025 | 9,372 | 176,991,335 | 181,656,850 | 0.02636 | ≈ 75.9 | |
| FY2026 | 9,557 | 178,295,201 | 183,228,813 | 0.02768 | ≈ 72.3 | |
| FY2027 | 9,769 | 184,473,695 | 189,818,084 | 0.02897 | ≈ 69.0 | |
| FY2028 | 9,875 | 184,150,000 | 189,660,000 | 0.02993 | ≈ 66.8 | 市場分斷年度 |
| FY2029 | 10,075 | 189,966,340 | 195,652,080 | 0.02993 | ≈ 66.8 | 本文重點 |
※ B 係數為 OCCTO 依 Tradeoff 曲線結構公式設定，FY2024–FY2029 期間由 76.3 逐年遞減至 66.8（需求曲線斜率逐年變陡）。目標調達量的年度增長反映了 H3 需求預測的上升趨勢。FY2024–FY2028 的參數值為依公開資料推算的概算值。
※ 資料來源：OCCTO 容量市場業務規程（各年度）。FY2024–FY2028 為概算值。FY2030 為容量市場改革後的預測值。
圖5：FY2024～FY2029 容量市場主要拍賣約定單價走勢（日圓/kW）
※ FY2028 為各區域加權平均概算值（有市場分斷）。FY2029 為全國統一約定單價（經過措置考慮後）。
出典：OCCTO 容量市場メインオークション約定結果（各年度）
▼ FY2028 各區域約定單價明細（市場分斷）
| 區域 | 約定單價（日圓/kW） | 備註 |
|---|---|---|
| 北海道・東北・東京 | 14,812 | 連系線容量限制導致分斷 |
| 中部 | 10,280 | |
| 北陸・關西・中國・四國 | 8,785 | |
| 九州 | 13,177 | |
| 加權平均（概算） | ≈ 11,800 | 圖5 標示值 |
出典：OCCTO 2028年度容量市場メインオークション約定結果（2024年1月）
五、FY2030 Net CONE（指標價格） 2倍化：需求曲線的結構性轉變
2026年4月，METI 第113回制度検討作業部会正式提出將 FY2030 拍賣的 Net CONE 從原設計基準值 13,303 日圓/kW 大幅提升至 20,500 日圓/kW（漲幅 54%）。這一改革將使需求曲線整體上移，帶來三個直接影響：
圖4：FY2029 vs FY2030 需求曲線比較（示意圖）
三個直接影響分別是：第一，約定單價上限從 15,112 日圓/kW 提升至 30,750 日圓/kW，即使供給充裕，市場清算價格的天花板也大幅提高；第二，在相同供給量下，約定單價將顯著提高，發電業者的容量收益增加，有助於吸引新投資；第三，容量拠出金（電費中的容量費用分攤）將大幅上漲，最終由電力消費者承擔。
六、為何需要 Net CONE 2倍化？
日本容量市場自 FY2024 首次拍賣以來，約定單價長期遠低於 Net CONE，顯示供給充裕。然而，這一現象背後隱藏著一個結構性問題：現行 Net CONE 的計算基礎（Gross CONE）嚴重低估了新設電源的實際成本。
METI 的審查發現，自 2014 年（Gross CONE 計算基準年）以來，通膨率累計達 17.56%，建設費大幅上漲，而模型電廠的設備容量假設（140萬kW）也與現實脫節。此外，「容量市場以外からの收益」的 34% 扣除率，在電能市場價格波動劇烈的環境下，也可能高估了電廠的非容量收益。
Net CONE 2倍化的本質，是對這些系統性低估的一次集中修正，旨在恢復容量市場對新投資的吸引力，確保 2030 年代日本電力系統的長期供給安全。
結語
Net CONE 是容量市場定價機制的核心，它連結了電廠的實際投資成本與市場的採購信號。理解 Net CONE 的算定邏輯，就是理解日本電力市場如何在「確保供給安全」與「控制電費成本」之間尋求平衡。隨著 FY2030 Net CONE（指標價格） 2倍化改革的推進，這一平衡正在向「確保新投資誘因」的方向傾斜，其影響將在未來數年內逐步顯現於電費帳單和電力市場的投資格局中。
🧮 目標調達量試算工具
輸入 H3 最大需求基準值，自動套用 OCCTO 標準係數計算目標調達量與需求曲線關鍵點。
▶ 進階係數設定（預設為 FY2029 標準值）
Net CONE 完全解説：指標価格から需要曲線まで、図解で理解する容量市場の価格決定メカニズム
日本の容量市場において、Net CONE（Cost of New Entry、新規電源の純入市コスト）は、オークション全体の価格決定メカニズムの中核を担う指標です。需要曲線の形状を規定し、最終的に電力消費者が負担する容量拠出金の水準を左右します。しかし、Net CONEはどのように算定されるのか、需要曲線の4つの重要な点はそれぞれ何を意味するのか——本稿では図解を交えながら、この仕組みを一から解説します。
一、CONEとは何か：GrossからNetへ
CONEとは「Cost of New Entry」の略称で、新規電源が市場に参入する際に必要な年間コストを、設備容量1kWあたりで表したものです。日本の容量市場では、最も代表的な可調整電源としてコンバインドサイクル・ガスタービン発電（CCGT）をモデルプラントとして採用しています。
CONEの算定は2段階に分かれます：
Net CONE = Gross CONE − 容量市場以外の収益：電力市場（JEPX）や調整力市場での期待収益を差し引いたもの。OCCTOは「Gross CONE × 34%」をこの控除額の推計値として採用している。
FY2029メインオークションを例にとると、Gross CONEは約15,264円/kWであり、容量市場以外の収益5,190円/kW（= 15,264 × 34%）を差し引いた結果、Net CONE = 10,075円/kWとなります。
図1：Net CONE算定フロー
二、需要曲線の4つの重要な点
容量市場の需要曲線は、滑らかな曲線ではなく、4つの特定の点を直線で結んだ折れ線です。この設計は、「十分な供給力の確保」と「市場支配力の濫用防止」のバランスを反映しています。
図2：容量市場需要曲線の構造（FY2029を例に）
| 点位 | 座標（価格, 調達量） | 設計の意図 |
|---|---|---|
| ① 上限価格水平区間 | 15,112円/kW、≤ 188,813,656kW | 市場支配力の濫用防止：供給が極端に不足しても、調達価格はNet CONEの1.5倍を超えない |
| ② 指標価格×目標調達量 | 10,075円/kW、189,966,340kW | 中核アンカー：通常の需給均衡では、この点で約定し、新規電源の投資回収を保証する |
| ③ 調達価格ゼロ | 0円/kW、195,652,080kW | 供給過剰時の強制調達回避：供給量がこの点を超えると容量費用はゼロになる |
| ④ 水平区間の左端 | 15,112円/kW、0kW | 供給量がゼロでも、上限価格を超えた調達は行わない |
各点の決定プロセスと算定方法
① 上限価格水平区間：15,112円/kW、調達量 ≤ 188,813,656 kW
上限価格（Cap Price）の算定：上限価格は Net CONE × 1.5 として固定されます。FY2029 の Net CONE は 10,075円/kW であるため、上限価格 = 10,075 × 1.5 = 15,112円/kW となります。1.5倍という上限を設定する政策的理由は、市場支配力の濫用（Market Power Abuse）防止にあります。供給が著しく不足した場合、発電事業者が応札価格を吊り上げる可能性があるため、上限を設けることで、極端な供給不足の状況でも調達側が支払う容量費用が新設電源コストの1.5倍を超えないよう保護しています。
対応調達量（水平区間右端）の算定：水平区間の右端X座標（188,813,656 kW）は、需要曲線の方程式から逆算されます。需要曲線は①〜②の間で線形傾斜を持ち、その傾きはB係数から導出されます。OCCTOはまず②と③の座標を確定させ、その後、曲線の傾きに基づいて①のX値を算定します。具体的には、①の調達量 = 目標調達量 −（上限価格 − Net CONE）×（2/B）/ Net CONE の式で求められ、FY2029の数値を代入すると 188,813,656 kW となります。
② 指標価格 × 目標調達量：10,075円/kW、189,966,340 kW
指標価格（Net CONE）：FY2029 の Net CONE 値 10,075円/kW です（算定方法は第一章参照）。
目標調達量（Target Procurement Volume）の算定プロセス：目標調達量は需要曲線設計の核心であり、「通常の需給均衡」において市場が調達すべき容量量を表します。算定の基礎は H3最大需要想定（10年間で最も高い需要年度の最大需要）であり、これに複数の調整係数を乗じて算出します：
| 調整項目 | FY2029係数 | 説明 |
|---|---|---|
| H3最大需要想定 | 基準値 | 10年中最高需要年度の最大需要（節電効果含む） |
| 供給力偶発変動（δ₁） | +5.7% | 電源の計画外停止等の偶発的要因に対する予備率 |
| 需要偶発変動（δ₂） | +2.0% | 需要予測誤差に対する予備率 |
| 極端気象（δ₃） | +5.1% / +4.4% | 夏季／冬季の極端な高温・厳寒時の追加需要 |
| 送電損失率（α） | ×1/(1−α) | 発電所から需要端までの送電損失の補正 |
最終的な目標調達量 = H3需要 × (1 + δ₁ + δ₂ + δ₃) / (1 − α) となります。各係数はOCCTOが最新の需給見通しに基づき毎年再計算し、FY2029の結果は 189,966,340 kW となりました。
③ 調達価格ゼロ：0円/kW、195,652,080 kW
ゼロ価格調達量の算定式：③のX座標（ゼロ価格調達量）は以下の式で決まります：
ゼロ価格調達量 = 目標調達量 + 2/B × 目標調達量
ここで B は需要曲線の指数係数（Exponential Coefficient）であり、容量市場設計における「取捨曲線（トレードオフ曲線）」の概念に由来します。B値は「調達量が目標を超えた場合の限界社会便益の逓減速度」を反映しており、B値が大きいほど需要曲線は急峻になり、ゼロ価格点が目標調達量に近づきます。B値が小さいほど曲線は緩やかになり、ゼロ価格点は目標から遠ざかります。
FY2029のB係数はOCCTOが「需要曲線作成要領」の算定方法に基づいて確定します。数値を代入すると：
195,652,080 = 189,966,340 + 2/B × 189,966,340
すなわち 2/B ≈ 0.02993、B ≈ 66.8 となります。③の設計意図は、市場の供給量がこの点を超えた場合に容量費用をゼロとし、供給が十分な状況での強制調達による社会的コストの無駄を回避することにあります。
④ 水平区間の左端：15,112円/kW、0 kW
設計ロジック：④の価格は①と完全に同じ（いずれも 15,112円/kW）であり、両者が合わさって需要曲線の最上部にある水平プラトー（Price Cap Plateau）を形成します。0 kWから①の調達量（188,813,656 kW）までの範囲において、需要曲線は上限価格水準で一定に保たれます。
この設計により、供給量がどれほど少なくても（たとえ1 kWしか供給されなくても）、調達側が支払う容量費用の上限は常に Net CONE × 1.5 を超えません。④は「計算によって導出される点」ではなく、需要曲線の形状定義における境界条件です。①と④が水平区間の右端・左端をそれぞれ定義することで、需要曲線は全調達量範囲にわたって明確に定義されます。
三、需要曲線はどのように約定単価を決定するか
約定単価（清算価格）は、供給曲線と需要曲線の交点によって決まります。発電事業者は低価格から高価格の順に応札し、OCCTOがすべての応札を累積して供給曲線を形成します。この供給曲線と需要曲線の交点が約定単価となります。
日本の容量市場は統一清算価格制（Uniform Clearing Price）を採用しており、落札したすべての電源は、応札価格に関わらず同一の約定単価を受け取ります。応札価格が約定単価を下回る電源には「生産者余剰」が発生します。
図3：供給曲線と需要曲線の交点が約定単価を決定する（模式図）
四、FY2029の実際の数値を解析する
OCCTOが2025年7月31日に公告した「2025年度メインオークション需要曲線作成要領」によると、FY2029メインオークションの需要曲線パラメータは以下のとおりです：
| 項目 | 数値 | 備考 |
|---|---|---|
| 全国H3需要 | 161,785,520 kW | 2025年度供給計画の2029年度断面（離島除き） |
| 目標調達量 | 189,966,340 kW | 偶発的需給変動（5.7%）、持続的需要変動（2%）、厳気象対応（夏冬5.1%・春秋4.4%）等を含む |
| 指標価格（Net CONE） | 10,075 円/kW | Gross CONE 15,264 − 市場外収益 5,190（= 34%） |
| 上限価格 | 15,112.5 円/kW | Net CONE × 1.5 |
| 上限価格における調達量 | 188,813,656 kW | 取捨曲線と上限価格の交点 |
| 調達価格ゼロにおける調達量 | 195,652,080 kW | = 目標調達量 + 2/B（Bは取捨曲線の指数係数） |
| 停電単価（参考） | 20,341 円/kWh | 取捨曲線算定に使用、需要曲線形状には直接影響しない |
需要曲線主要パラメータの年度推移（FY2024–FY2029）
以下の表は、各年度メインオークション需要曲線の主要パラメータを示します。B係数（Tradeoff曲線の指数係数）と目標調達量の年度変化を確認できます。
| 年度 | Net CONE （円/kW） |
目標調達量 （kW） |
調達価格ゼロ調達量 （kW） |
2/B値 （推算） |
B係数 （推算） |
備考 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| FY2024 | 9,425 | 177,468,513 | 182,119,181 | 0.02621 | ≈ 76.3 | 初回オークション |
| FY2025 | 9,372 | 176,991,335 | 181,656,850 | 0.02636 | ≈ 75.9 | |
| FY2026 | 9,557 | 178,295,201 | 183,228,813 | 0.02768 | ≈ 72.3 | |
| FY2027 | 9,769 | 184,473,695 | 189,818,084 | 0.02897 | ≈ 69.0 | |
| FY2028 | 9,875 | 184,150,000 | 189,660,000 | 0.02993 | ≈ 66.8 | 市場分断年度 |
| FY2029 | 10,075 | 189,966,340 | 195,652,080 | 0.02993 | ≈ 66.8 | 本稿の焦点 |
※ B係数はOCCTOが取捨曲線の構造式に基づいて設定するパラメータであり、FY2024〜FY2029の期間を通じて76.3から66.8へ逐年低下しています（需要曲線の傾きが年々急峻化）。目標調達量の年度増加はH3最大需要想定の上昇傾向を反映しています。FY2024〜FY2028の数値は公開資料に基づく推算値です。
※ 出典：OCCTO 容量市場業務規程（各年度）。FY2024〜FY2028は概算値。FY2030は容量市場改革後の予測値。
図5：FY2024～FY2029 容量市場メインオークション約定単価の推移（円/kW）
※ FY2028は地域間連系線の容量制約によりエリア分断が発生したため、加重平均の概算値を使用。FY2029は全国統一約定単価（経過措置控除後）。
出典：OCCTO 容量市場メインオークション約定結果（各年度）
▼ FY2028 エリア別約定単価（エリア分断時）
| エリア | 約定単価（円/kW） | 備考 |
|---|---|---|
| 北海道・東北・東京 | 14,812 | 連系線容量制約によりエリア分断 |
| 中部 | 10,280 | |
| 北陸・関西・中国・四国 | 8,785 | |
| 九州 | 13,177 | |
| 加重平均（概算） | ≈ 11,800 | 図5の表示値 |
出典：OCCTO 2028年度容量市場メインオークション約定結果（2024年1月）
五、FY2030 Net CONE（指標価格） 2倍化：需要曲線の構造的転換
2026年4月、METI第113回制度検討作業部会は、FY2030オークションのNet CONEを原設計基準値13,303円/kW（FY2030向け設計値、FY2029の実績値10,075円/kWとは異なる）から20,500円/kWへ引き上げる方針を正式に提示しました（上昇率54%）。この改革により需要曲線全体が上方にシフトし、3つの直接的な影響が生じます。
第一に、約定単価の上限が15,112円/kWから30,750円/kWへ倍増し、供給が充足していても市場清算価格の天井が大幅に引き上げられます。第二に、同じ供給量でも約定単価が大幅に上昇し、発電事業者の容量収益が増加することで新規投資の誘因が強化されます。第三に、容量拠出金（電気料金に含まれる容量費用の分担額）が大幅に増加し、最終的には電力消費者が負担することになります。
図4：FY2029 vs FY2030 需要曲線比較（模式図）
六、なぜNet CONE 2倍化が必要なのか
日本の容量市場はFY2024の初回オークション以来、約定単価がNet CONEを大幅に下回る水準で推移しており、供給が充足していることを示しています。しかし、この背景には構造的な問題が潜んでいます。現行のNet CONEの算定基礎（Gross CONE）が、新規電源の実際のコストを著しく過小評価しているという問題です。
METIの審査によると、2014年（Gross CONE算定の基準年）以来のインフレ率は累計17.56%に達しており、建設費は大幅に上昇しています。また、モデルプラントの設備容量（140万kW）の前提も現実と乖離しており、「容量市場以外の収益」の34%控除率も、電力市場価格が大きく変動する環境下では過大評価の可能性があります。
Net CONE 2倍化の本質は、こうした系統的な過小評価に対する集中的な修正であり、容量市場の新規投資誘因を回復させ、2030年代の日本の電力システムの長期的な供給安定を確保することを目的としています。
まとめ
Net CONEは容量市場の価格決定メカニズムの核心であり、電源の実際の投資コストと市場の調達シグナルを結びつける役割を担っています。Net CONEの算定ロジックを理解することは、日本の電力市場が「供給安定の確保」と「電気料金コストの抑制」の間でどのようにバランスをとっているかを理解することに他なりません。FY2030 Net CONE（指標価格） 2倍化改革の進展に伴い、このバランスは「新規投資誘因の確保」へと傾きつつあり、その影響は今後数年にわたり電気料金や電力市場の投資動向に徐々に現れてくるでしょう。
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Net CONE Explained: A Visual Guide to Japan's Capacity Market Demand Curve and Pricing Mechanism
In Japan's capacity market, Net CONE (Cost of New Entry) serves as the foundational anchor of the entire auction pricing mechanism. It defines the shape of the demand curve and ultimately determines the capacity charge that electricity consumers pay. But how exactly is Net CONE calculated? What do the four key points on the demand curve represent? This article uses visual diagrams to explain the pricing mechanism from the ground up.
1. What is CONE? From Gross to Net
CONE stands for "Cost of New Entry" — the annualized cost per kilowatt of capacity that a new power plant needs to recover over its lifetime. Japan's capacity market uses a Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) as the reference "model plant," as it represents the most typical dispatchable new-entry resource.
The calculation proceeds in two stages:
Net CONE = Gross CONE − Non-capacity revenues: Expected revenues from the energy market (JEPX) and ancillary services markets are deducted from Gross CONE. OCCTO uses "Gross CONE × 34%" as the estimate for this deduction.
For the FY2029 main auction: Gross CONE is approximately ¥15,264/kW, and after deducting non-capacity revenues of ¥5,190/kW (= ¥15,264 × 34%), the result is Net CONE = ¥10,075/kW.
Figure 1: Net CONE Calculation Flow
2. The Four Key Points of the Demand Curve
The capacity market demand curve is not a smooth curve, but a piecewise linear function defined by four specific points. This design reflects the balance between "ensuring adequate supply" and "preventing the exercise of market power."
Figure 2: Capacity Market Demand Curve Structure (FY2029 Example)
| Point | Coordinates (Price, Volume) | Design Rationale |
|---|---|---|
| ① Price cap horizontal segment | ¥15,112/kW, ≤ 188,813,656 kW | Prevents market power abuse: even in severe shortage, the clearing price cannot exceed 1.5× Net CONE |
| ② Net CONE × Target volume | ¥10,075/kW, 189,966,340 kW | Core anchor: under normal supply-demand balance, the market should clear at this point, ensuring new-entry investment recovery |
| ③ Zero-price quantity | ¥0/kW, 195,652,080 kW | Avoids forced procurement in oversupply: if supply exceeds this point, capacity payments drop to zero |
| ④ Left end of horizontal segment | ¥15,112/kW, 0 kW | Even at zero supply, the price cap prevents payments above the upper limit |
How Each Point Is Determined: Decision Process and Methodology
① Price Cap Horizontal Segment: ¥15,112/kW, Quantity ≤ 188,813,656 kW
Calculating the Cap Price: The cap price is fixed at Net CONE × 1.5. With FY2029 Net CONE at ¥10,075/kW, the cap price = 10,075 × 1.5 = ¥15,112/kW. The 1.5× multiplier is a deliberate policy choice to prevent market power abuse. When supply is severely scarce, generators could exploit the situation by submitting inflated bids. The hard cap ensures that even in extreme scarcity scenarios, the capacity payment never exceeds 1.5 times the cost of building new capacity.
Calculating the Corresponding Quantity (right end of horizontal segment): The X-coordinate of the horizontal segment's right end (188,813,656 kW) is derived by back-calculation from the demand curve equation. The demand curve has a linear slope between points ① and ②, with the slope determined by the B coefficient. OCCTO first fixes the coordinates of ② and ③, then calculates the X-value of ① based on the curve slope: Quantity① = Target Quantity − (Cap Price − Net CONE) × (2/B) / Net CONE. Substituting FY2029 values yields 188,813,656 kW.
② Reference Price × Target Procurement Volume: ¥10,075/kW, 189,966,340 kW
Reference Price (Net CONE): The FY2029 Net CONE value of ¥10,075/kW (see Chapter 1 for the calculation methodology).
Target Procurement Volume Calculation Process: The target procurement volume is the cornerstone of demand curve design, representing the capacity the market should procure under "normal supply-demand equilibrium." The calculation starts from the H3 peak demand forecast (the highest annual peak demand over a 10-year horizon, including demand response effects), then applies multiple adjustment factors:
| Adjustment Factor | FY2029 Value | Description |
|---|---|---|
| H3 Peak Demand Forecast | Base value | Highest annual peak demand over 10-year horizon (incl. demand response) |
| Supply contingency variation (δ₁) | +5.7% | Reserve margin for unplanned generator outages and other contingencies |
| Demand contingency variation (δ₂) | +2.0% | Reserve margin for demand forecast errors |
| Extreme weather (δ₃) | +5.1% / +4.4% | Additional demand during extreme summer heat / winter cold |
| Transmission loss factor (α) | ×1/(1−α) | Correction for transmission losses from generator to demand side |
Final Target Volume = H3 Demand × (1 + δ₁ + δ₂ + δ₃) / (1 − α). OCCTO recalculates each coefficient annually based on the latest supply-demand outlook. For FY2029, the result is 189,966,340 kW.
③ Zero-Price Procurement Quantity: ¥0/kW, 195,652,080 kW
Formula for the Zero-Price Quantity: The X-coordinate of point ③ is determined by:
Zero-Price Quantity = Target Quantity + 2/B × Target Quantity
Here, B is the exponential coefficient of the demand curve, derived from the "trade-off curve" concept in capacity market design. B reflects the rate at which the marginal social benefit of additional capacity procurement diminishes beyond the target. A larger B produces a steeper demand curve with the zero-price point closer to the target; a smaller B produces a flatter curve with the zero-price point further away.
OCCTO determines the B coefficient each year following the methodology in the "Demand Curve Construction Guidelines." Substituting FY2029 values:
195,652,080 = 189,966,340 + 2/B × 189,966,340
This gives 2/B ≈ 0.02993, or B ≈ 66.8. The rationale for point ③ is that when market supply exceeds this quantity, the capacity payment drops to zero — preventing wasteful forced procurement when supply is already abundant.
④ Left End of Horizontal Segment: ¥15,112/kW, 0 kW
Design Logic: Point ④ shares the same price as point ① (both at ¥15,112/kW), and together they define the price cap plateau at the top of the demand curve. From 0 kW up to the quantity at ① (188,813,656 kW), the demand curve remains flat at the cap price.
This design guarantees that no matter how scarce supply becomes — even if only 1 kW is offered — the capacity payment will never exceed Net CONE × 1.5. Point ④ is not a "calculated" point but rather a boundary condition in the demand curve definition. Together, ① and ④ define the right and left endpoints of the horizontal segment, ensuring the demand curve is fully defined across the entire procurement quantity range.
3. How the Demand Curve Determines the Clearing Price
The clearing price is determined by the intersection of the supply curve and the demand curve. Generators submit bids from lowest to highest price, and OCCTO accumulates all bids to form the supply curve. The intersection of this supply curve with the demand curve becomes the clearing price.
Japan's capacity market uses a Uniform Clearing Price mechanism: all successful bidders receive the same clearing price regardless of their individual bid prices. Generators whose bids were below the clearing price receive a "producer surplus."
Figure 3: Supply and demand curve intersection determines the clearing price (schematic)
4. FY2029 Actual Numbers Decoded
According to OCCTO's "FY2029 Main Auction Demand Curve Guidelines" published on July 31, 2025, the demand curve parameters are as follows:
| Parameter | Value | Notes |
|---|---|---|
| National H3 Demand | 161,785,520 kW | FY2029 cross-section from 2025 Supply Plan (excluding remote islands) |
| Target Procurement Volume | 189,966,340 kW | Includes stochastic demand variation (5.7%), persistent demand variation (2%), severe weather response (5.1% summer/winter, 4.4% spring/autumn), etc. |
| Indicator Price (Net CONE) | ¥10,075/kW | Gross CONE ¥15,264 − non-capacity revenues ¥5,190 (= 34%) |
| Price Cap | ¥15,112.5/kW | Net CONE × 1.5 |
| Price Cap Quantity | 188,813,656 kW | Intersection of tradeoff curve and price cap |
| Zero-Price Quantity | 195,652,080 kW | = Target volume + 2/B (B is the exponential coefficient of the tradeoff curve) |
| Value of Lost Load (reference) | ¥20,341/kWh | Used for tradeoff curve calculation; does not directly affect demand curve shape |
Annual Trend of Demand Curve Key Parameters (FY2024–FY2029)
The table below shows the core demand curve parameters for each year's main auction, illustrating how the B coefficient (trade-off curve exponent) and target procurement volume have evolved.
| FY | Net CONE (¥/kW) |
Target Procurement Volume (kW) |
Zero-Price Volume (kW) |
2/B Value (derived) |
B Coefficient (derived) |
Notes |
|---|---|---|---|---|---|---|
| FY2024 | 9,425 | 177,468,513 | 182,119,181 | 0.02621 | ≈ 76.3 | First auction |
| FY2025 | 9,372 | 176,991,335 | 181,656,850 | 0.02636 | ≈ 75.9 | |
| FY2026 | 9,557 | 178,295,201 | 183,228,813 | 0.02768 | ≈ 72.3 | |
| FY2027 | 9,769 | 184,473,695 | 189,818,084 | 0.02897 | ≈ 69.0 | |
| FY2028 | 9,875 | 184,150,000 | 189,660,000 | 0.02993 | ≈ 66.8 | Market split year |
| FY2029 | 10,075 | 189,966,340 | 195,652,080 | 0.02993 | ≈ 66.8 | Focus of article |
※ The B coefficient is a structural parameter set by OCCTO based on the trade-off curve formula, decreasing from ≈76.3 to 66.8 during FY2024–FY2029 (demand curve becoming steeper each year). The year-over-year growth in target procurement volume reflects the rising trend in H3 peak demand forecasts. FY2024–FY2028 figures are estimated from publicly available data.
※ Source: OCCTO Capacity Market Business Rules (each FY). FY2024–FY2028 are estimated values. FY2030 is a forecast after capacity market reform.
Figure 5: FY2024–FY2029 Capacity Market Main Auction Clearing Price History (¥/kW)
* FY2028 shows a weighted-average estimate due to market segmentation across regions. FY2029 is the national uniform clearing price (after transitional measure deductions).
Source: OCCTO Capacity Market Main Auction Results (each fiscal year)
▼ FY2028 Clearing Prices by Region (Market Segmentation)
| Region | Clearing Price (¥/kW) | Notes |
|---|---|---|
| Hokkaido / Tohoku / Tokyo | 14,812 | Segmented due to interconnection constraints |
| Chubu | 10,280 | |
| Hokuriku / Kansai / Chugoku / Shikoku | 8,785 | |
| Kyushu | 13,177 | |
| Weighted Average (est.) | ≈ 11,800 | Value shown in Figure 5 |
Source: OCCTO FY2028 Capacity Market Main Auction Results (January 2024)
5. FY2030 Net CONE (Reference Price) Doubling: A Structural Shift in the Demand Curve
In April 2026, METI's 113th System Review Working Group formally proposed raising the FY2030 auction Net CONE from the original design baseline of ¥13,303/kW (the FY2030 design-basis value, distinct from the FY2029 actual Net CONE of ¥10,075/kW) to ¥20,500/kW — a 54% increase. This reform will shift the entire demand curve upward, producing three direct effects.
First, the clearing price cap doubles from ¥15,112/kW to ¥30,750/kW, significantly raising the ceiling even when supply is adequate. Second, clearing prices will rise substantially at the same supply level, increasing capacity revenues for generators and strengthening investment incentives. Third, capacity charges in electricity bills will increase significantly, ultimately borne by electricity consumers.
Figure 4: FY2029 vs FY2030 Demand Curve Comparison (Schematic)
6. Why Is Net CONE Doubling Necessary?
Since Japan's first capacity auction for FY2024, clearing prices have consistently fallen far below Net CONE, indicating supply adequacy. However, this masks a structural problem: the current Gross CONE calculation severely underestimates actual new-entry costs.
METI's review found that cumulative inflation since 2014 (the Gross CONE base year) has reached 17.56%, and construction costs have risen substantially. The model plant capacity assumption (1,400 MW) has also diverged from current reality, and the 34% deduction rate for non-capacity revenues may overestimate plant revenues in a volatile energy market.
The Net CONE doubling is, in essence, a concentrated correction of these systematic underestimates, aimed at restoring the capacity market's ability to attract new investment and ensuring Japan's long-term power system security through the 2030s.
Conclusion
Net CONE is the core of the capacity market pricing mechanism, linking actual investment costs of power plants with the procurement signals of the market. Understanding the Net CONE calculation logic means understanding how Japan's electricity market balances "ensuring supply security" against "controlling electricity costs." As the FY2030 Net CONE (Reference Price) doubling reform progresses, this balance is tilting toward "restoring new investment incentives," and its effects will gradually manifest in electricity bills and the investment landscape of Japan's power market over the coming years.
🧮 Target Procurement Volume Calculator
Enter the H3 peak demand baseline to automatically calculate the target procurement volume and demand curve key points using OCCTO's standard coefficients.