容量市場蓄電池應動義務比較：安定電源 vs 發動指令電源（BESS 深度技術分析）
一、前言：蓄電池在容量市場中的雙重身份
日本容量市場自2024年度正式進入實需給階段以來，蓄電池（BESS）已成為最受矚目的新型電源之一。與傳統火力發電不同，BESS 在容量市場中可選擇兩種截然不同的電源區分登錄：安定電源或發動指令電源。這兩種登錄方式不僅決定了 kW 對價水準，更從根本上決定了 BESS 在實需給期間的應動待命義務——而這正是影響 BESS 日常運營策略、SOC 管理自由度與多市場參與能力的核心因素。
本文以 OCCTO「第7回主要拍賣募集要綱（FY2029）」為主要依據，深度解析兩種電源區分在應動義務上的本質差異，並探討 BESS 業者在實務上應如何權衡選擇。
二、登錄資格：3小時放電要件是分水嶺
蓄電池能否選擇安定電源登錄，取決於其放電持續時間。根據 OCCTO 期待容量等算定諸元一覧（2024年8月版），放電持續時間達到3小時以上的 BESS 方可申請安定電源登錄；未滿3小時者只能登錄為發動指令電源。
[登錄資格門檻]
放電持續時間 ≥ 3小時：可選擇安定電源或發動指令電源（二選一，或兼登錄）
放電持續時間 < 3小時：僅可登錄為發動指令電源
這一門檻的設計邏輯在於，安定電源需在供需緊張時提供持續性的供給力，3小時被視為能有效緩解一次供需緊張事件的最低持續時間。對於目前主流的2小時型 BESS（如 2C 設計），若未升級至4小時型，將被強制限定為發動指令電源登錄。
三、安定電源（BESS）的應動義務詳解
3.1 供給力的常時維持：核心義務
登錄為安定電源的 BESS，其最重要的義務是在整個實需給年度內，常時維持能夠提供達到評估容量以上供給力的狀態。此義務水準與火力發電相同，是對 BESS 限制最大的條件。
提交容量停止計劃時，每年最多允許停止 8,640 個時段（相當於180天）。但此停止計劃嚴格限定於設備維護與運營所需的作業（定期檢查等），不允許以市場策略為由停止供給。
蓄電池特有的規定是，評估容量適用「各月管理容量」。管理容量是指在考量充放電循環劣化的情況下，該月份能夠確實提供的放電容量。此計算方式與火力電源使用的「各月供給力最大值」不同，能適切反映 BESS 的年度劣化特性。
3.2 發電餘力的批發市場投標義務
義務的核心定義
在未提交容量停止計劃的時段，業者有義務將零售電力業者等未使用的發電餘力（発電余力），向批發電力交易所等提出賣出投標。此義務的制度目的，是確保容量市場所保障的供給力不被業者私自囤積或僅用於相對契約，而是透過公開的批發電力市場向市場提供，以維護電力市場的流動性與透明度。
對於蓄電池而言，約款設有特別規定：投標義務量並非全天24小時的容量，而是以應標時登錄的運轉持續時間為單位計算。例如，登錄為3小時型的10MW BESS，其每日投標義務量為 10MW × 3小時 = 30MWh，而非 10MW × 24小時 = 240MWh。
[BESS 投標義務量計算]
每日投標義務量 = 登錄容量（kW）× 登錄運轉持續時間（小時）
× 零售業者未使用的比例
（例：10MW × 3小時 = 30MWh/日）
重要特點：只需投標，不要求成交
約款明確規定，評估中的「已向批發電力交易所等提出賣出投標的容量」是指已投標但未成交（未被成交）的容量。換言之，業者只要向市場提出賣出投標即算履行義務，不要求該投標必須成交。
這一規定賦予 BESS 業者重要的運用彈性：可設定較高的賣出投標價格（例如接近市場上限價格），在履行合規義務的同時，避免在不希望放電的時段被市場成交，從而保留 SOC 運用自由度。
可減少投標量的六項例外情形
約款規定，以下情形可減少向批發市場的投標量：
| 例外條件 | 說明 | 低備用率時段是否適用 |
|---|---|---|
| i. 相對契約計劃變更截止後 | 與零售業者締結相對契約，且在計劃變更截止時刻後不存在可投標的市場 | 適用 |
| ii. 燃料制約或充電制約 | 非業者責任的燃料限制或充電限制（SOC 不足等） | 不適用 |
| iii. 非效率煤炭電源的運轉計劃 | 按事前運轉計劃運行（BESS 不適用此項） | 不適用 |
| iv. 平常時平衡停止 | 前日以後判斷為平常時，且從平衡停止起動不具經濟效益 | 不適用（平常時限定） |
| v. 供給力低於評估容量 | 可提供的供給力最大值低於評估對象容量 | 適用 |
| vi. 其他合理情形 | 其他不得已的理由，且 OCCTO 認定為合理 | 個案判斷 |
對 BESS 業者而言，最關鍵的是例外條件 ii（充電制約）：在低備用率評估對象時段中，即使 SOC 不足，此例外不適用。這意味著業者必須在 SOC 管理策略中，預留足夠的「低備用率時段專用 SOC」，確保在供需緊張時段能夠履行投標義務。
違約金：僅在低備用率時段觸發
市場投標義務的違約金，僅在低備用率評估對象時段中未履行投標義務時觸發。在平常時段，即使未完全履行投標義務，也不會產生違約金。違約金計算方式與供給指示未達成相同：
[市場投標義務違約金]
違約金 = 未達成量（kW）× 合約金額 ÷ (合約容量 × Z)
Z = 年間低備用率評估對象時段的想定時間（約30小時）
補充說明：發電餘力、零售電力相對契約、容量市場得標容量的三者關係
理解批發市場投標義務，必須先釐清以下三個核心概念的關係：
| 概念 | 定義 | 約款依據 |
|---|---|---|
| 容量市場得標容量 （評估對象容量） |
業者在容量市場拍賣中得標、並與 OCCTO 締結容量確保合約的容量（kW）。這是業者承諾在實需給年度提供的「供給力保障量」，也是所有義務評估的基準值。 | 約款第18條 |
| 零售電力相對契約 （與零售電力業者等的雙邊契約） |
業者與零售電力業者等締結的雙邊電力供給合約。在此合約下，業者承諾將特定容量的電力直接供給給該零售業者，而非透過批發市場交易。 | 約款第17條(2)i |
| 發電餘力 （発電余力） |
得標容量中，扣除零售業者等已透過相對契約使用的部分後，剩餘的尚未被利用的供給力。這是批發市場投標義務的對象量。 | 約款第18條①(2) |
三者關係的核心公式（約款第18條原文）
約款明確規定了發電餘力的計算方式：
[發電餘力的定義（約款第18條①(2)）]
零售電力業者等未使用的發電餘力
= min（評估對象容量，實際可提供的最大供給力）
− 發電計劃値
其中：
「發電計劃値」= 已透過相對契約供給給零售業者等的計劃發電量
「實際可提供的最大供給力」= 該時段考量設備狀態後實際可提供的最大値
以具體數值說明三者關係：假設一台 10MW BESS 在容量市場得標 10MW（評估對象容量 = 10MW），與某零售業者締結相對契約，約定供給 3MW（發電計劃値 = 3MW），且當下設備狀態良好（實際可提供的最大供給力 = 10MW）：
[計算例]
発電余力 = min(10MW, 10MW) − 3MW = 7MW
→ 業者必須將此 7MW 向批發市場提出賣出投標（僅需投標，不要求成交）
→ 若無相對契約（発電計画値 = 0MW），則全部 10MW 均需投標
此公式揭示了三者的核心邏輯：容量市場得標容量是「總保障量」，相對契約是「已分配量」，發電餘力是「未分配量」。容量市場制度要求業者不得將未分配的供給力閒置或私自保留，必須透過公開的批發市場向社會提供，以確保容量市場保障的供給力確實流入市場。
對 BESS 業者而言，增加與零售業者的相對契約比例，可合法減少向批發市場的投標義務量，但需注意：在低備用率評估對象時段中，若相對契約的計劃變更截止時刻已過且無可投標市場，方可適用例外條件 i（約款第17條(2)i）。若在低備用率時段前仍有可投標的市場，則仍需履行投標義務。
3.3 三項獨立義務的完整框架
根據容量確保合約約款第17條①，安定電源在實需給期間承擔的義務可明確區分為三項相互獨立的義務，各有不同的觸發條件與履行方式，不可混淆：
| 義務編號 | 義務內容 | 觸發條件 | 履行方式 |
|---|---|---|---|
| 義務① （約款第17條①(1)） |
常時維持供給力 | 全年度（除已提交容量停止計劃的時段外） | 隨時維持可提供達評估對象容量以上供給力的狀態；SOC 須常時保持充足 |
| 義務② （約款第17條①(2)） |
將發電餘力向批發電力市場等提出賣出投標 | 全年度（除已提交容量停止計劃的時段外）；低備用率時段違反時加收違約金 | 每日將零售業者等未使用的發電餘力向 JEPX 等提出賣出投標（僅需投標，不要求成交） |
| 義務③ （約款第17條①(3)） |
回應屬地 TSO 的供給指示，於閘門關閉後提供發電餘力 | 前日以後的供需平衡評估判定為低備用率評估對象時段，且 TSO 發出供給指示 | 閘門關閉（GC）後，依 TSO 直接指令放電，透過余力活用契約機制提供供給力 |
三項義務的關鍵區別在於：義務①與②是全年度持續性義務，義務③則是條件觸發型義務，僅在低備用率評估對象時段且收到 TSO 供給指示時才需履行。此外，義務②的投標對象是閘門關閉前的 JEPX 等批發市場，義務③的供給力提供則是閘門關閉後透過余力活用契約由 TSO 直接指令——兩者在時間軸上完全不重疊，不可混淆。
3.4 低備用率評估對象時段的定義與通知機制
「低備用率評估對象時段」是觸發義務③的核心條件，其定義與通知機制如下：
定義
根據約款第17條①(2)但書，低備用率評估對象時段是指：
[低備用率評估對象時段的定義]
「前日以後的供需平衡評估中，因廣域備用率下降而成為供給力提供周知對象的時段」
即：OCCTO 在前日進行供需平衡評估，按每30分鐘時段判定廣域備用率是否不足，並將結果公開發布（約款第9條）。此後持續更新。
雙重通知機制
低備用率時段的通知涉及兩個機構，性質不同，不可混淆：
| 通知主體 | 通知內容 | 通知方式 | 時間點 |
|---|---|---|---|
| OCCTO（廣域機關） | 供需平衡評估結果：哪些時段屬低備用率 | 公開發布（廣播性質，所有業者均可查閱） | 前日（持續更新至實需給前） |
| 屬地 TSO（一般輸配電業者） | 供給指示：要求特定業者在該時段提供發電餘力 | 個別通知（針對各業者的直接指令） | 前日以後（GC 前後均可發出） |
OCCTO 的公開發布讓所有業者提前掌握供需緊張預測，以便調整 SOC 管理策略；屬地 TSO 的供給指示則是具有法律效力的個別指令，業者收到後必須依約履行義務③。兩者雖然時間上可能接近，但性質完全不同。
完整時間軸：前日→ GC →實需給
理解安定電源義務③的關鍵，在於掌握 GC（閘門關閉，即實需給1小時前）在整個時間軸中的核心地位：
[安定電源義務③的完整時間軸]
前日
├─ OCCTO 公表供需平衡評估結果（低備用率時段確定，持續更新）
├─ 義務②：向 JEPX 前日市場投標發電餘力（批發市場投標義務）
└─ 需給調整市場（複合商品）前日調達
当日（GC 前）
├─ JEPX 時間前市場（至 GC 前關閉）
├─ 需給調整市場（三次調整力②）当日調達
└─ 屬地 TSO 可提前發出供給指示（針對低備用率時段）
GC（實需給1小時前）
└─ JEPX 時間前市場關閉 ← 批發市場機制至此終止
GC 後（實需給中）
└─ 義務③發動：TSO 透過余力活用契約直接指令放電
→ 業者將發電餘力作為供給力提供（非市場機制，為 TSO 直接控制）
此時間軸揭示了一個常被誤解的重要事實：「GC 以後提供發電餘力」並非指向時間前市場（JEPX 時間前取引）投標。時間前市場在 GC 時關閉，GC 後的電力調度完全透過 TSO 的直接指令（余力活用契約）進行，不再經過任何市場機制。因此，義務②（批發市場投標）與義務③（供給指示回應）在時間軸上完全不重疊：前者在 GC 前透過市場機制履行，後者在 GC 後透過 TSO 直接指令履行。
3.5 供給指示的回應：供需緊張時的應動
安定電源應動義務③ 完整時間軸
在安定電源的應動義務中，實務上最重要的是對電力供給指示的回應。在未提交容量停止計劃的時段，若前日以後的供需平衡評估判定該時段為低備用率評估對象時段，業者必須回應屬地一般輸配電業者發出的電力供給指示，並在閘門關閉後將發電餘力作為供給力提供。
| 項目 | 內容 |
|---|---|
| 發令條件 | 前日以後的供需平衡評估判定為低備用率評估對象時段 |
| 發令主體 | 屬地一般輸配電業者（TSO） |
| 發令時機 | 閘門關閉前後（無明示規定） |
| 年間發令次數 | 無上限規定（實務上假設年間約30小時） |
| 對象時段 | 低備用率評估對象時段（預計供需緊張的時段） |
| 應動內容 | 閘門關閉後將發電餘力作為供給力提供 |
重要的是，安定電源的供給指示是以「低備用率評估對象時段」為條件發出的。年間發令次數與時間並無上限規定，視供需緊張頻率，有可能超過年間30小時。此外，由於發令時機為閘門關閉前後，事前通知時間並無明示規定，因此在 BESS 的 SOC 管理上存在不確定性。
3.6 違約金計算方式
未達成供給指示時的違約金計算方式如下：
[安定電源 供給指示未達成違約金]
違約金 = 未達成量（kW）× 合約金額（円/kW/年）÷ 年間低備用率時間（約30小時）
此違約金計算公式是依未達成量佔年間低備用率總時間的比例，按比例扣減合約金額的方式。由於年間低備用率時間假設約為30小時，1個時段（30分鐘）的未達成相當於合約金額約1/60的違約金。
四、發動指令電源（BESS）的應動義務詳解
4.1 發動指令的回應：唯一核心義務
登錄為發動指令電源的 BESS，在實需給期間的履行要求中，回應發動指令是唯一的核心義務。業者需適切回應屬地一般輸配電業者發出的發動指令，並將因此產生的供給力，透過與零售電力業者等的雙邊合約供給，或向批發電力市場等進行賣出投標的方式，適切提供給市場。
| 項目 | 內容 |
|---|---|
| 年間發動次數 | 最多12次（每日上限1次） |
| 發令時機 | 應動的3小時以上前（明示規定） |
| 持續時間 | 3小時（連續） |
| 發令時間帶 | 除週六、週日、國定假日外的9時至20時 |
| 發令主體 | 屬地一般輸配電業者（TSO） |
| 應動內容 | 連續3小時提供合約容量以上的供給力 |
發動指令電源最大的特徵，在於應動條件明確數值化且有所限定。由於年間最多12次、每次3小時的上限已明示，BESS 業者可事先掌握即使在最壞情況下，每年只需完成36小時（12次×3小時）的應動義務。此外，3小時以上的事前通知與平日9時至20時的時間帶限制，大幅提升了 SOC 管理的計劃性。
4.2 違約金計算方式
未達成發動指令時的違約金計算方式如下：
[發動指令電源 未達成違約金]
違約金 = 未達成量（kW）× 合約單價（円/kW/年）× 110% × （未達成量 ÷ 合約容量 × 12次 × 3小時）
發動指令電源的違約金適用110%的加成係數，相較於安定電源，未達成時的違約金設計相對嚴格。這反映了發動指令電源「收到指令時必定應動」的合約性質，對應動可靠性提供了強烈的誘因。
五、綜合比較：安定電源 vs 發動指令電源
| 比較項目 | 安定電源（BESS） | 發動指令電源（BESS） |
|---|---|---|
| 應動基本性質 | 常時維持型（常時待命義務） | 指令應動型（僅於收到指令時應動） |
| 應動觸發條件 | 低備用率評估對象時段（前日以後供需平衡評估判定） | 收到屬地 TSO 的發動指令 |
| 年間發令次數上限 | 無規定（假設年間約30小時） | 最多12次 |
| 事前通知時間 | 無規定（閘門關閉前後） | 3小時以上前 |
| 每次持續時間 | 無規定（以時段為單位） | 3小時 |
| 發令時間帶 | 無限制（供需緊張時） | 平日9時至20時 |
| 常時供給力維持義務 | 有（除8,640個時段上限的停止計劃外，常時維持） | 無 |
| 批發市場投標義務 | 有（全年性義務）：未提出停止計劃的全年時段，將餘力向批發市場投標（僅需投標，不要求成交） | 無此義務；發動指令後創出的供給力需透過市場投標等方式適切提供（被動型） |
| SOC 管理自由度 | 低（需常時維持高 SOC 以確保供給力） | 高（發令前3小時內完成充電即可） |
| 登錄要件（放電持續時間） | 必須達3小時以上 | 3小時以上（未滿3小時亦可） |
| kW 對價水準 | 高（與火力電源同等評估係數） | 低 |
| 市場份額上限 | 無限制 | 全體的5%（主要4%＋追加1%） |
| 違約金加成 | 無（1倍） | 110%加成 |
| 有效性測試 | 每年（能力確認試驗） | 每年（夏季、冬季各1次，共2次） |
六、對 BESS 業者的實務啟示
6.1 安定電源登錄的收益優勢與 SOC 限制
登錄為安定電源的 BESS，由於適用與火力發電同等的高評估係數，容量確保合約金額（kW 對價）將大幅提高。在 FY2029 第6回主要拍賣中，東北、東京地區的安定電源得標單價達到 15,112 円/kW/年，遠超發動指令電源的平均得標價格。
然而，由於課以常時供給力維持義務，SOC（充電狀態）管理的自由度受到顯著限制。具體而言，需要常時維持高 SOC 以因應低備用率評估對象時段，使得為最大化日前市場套利機會而積極運用 SOC（深度放電→快速充電循環）變得困難。特別是在夏季、冬季供需緊張期，為備妥供給指示的回應，需將 SOC 維持在高水準，可能造成套利收益的機會損失。
6.2 發動指令電源登錄的運用靈活性
登錄為發動指令電源的 BESS，由於每年最多只需回應12次、每次3小時（合計最多36小時）的發動指令，日常 SOC 運用的自由度高，易於結合 JEPX 現貨市場套利及需給調整市場（調整力市場）的多市場參與策略。此外，由於有3小時以上的事前通知，可在發令前完成充電的計劃性 SOC 管理成為可能。
但由於 kW 對價低於安定電源，且存在全體5%的導入量上限，大型 BESS 專案選擇安定電源登錄的案例正在增加。
6.3 兼登錄制度的活用
自 FY2026 主要拍賣（實需給2025年度追加拍賣以後）起，同一計量單位可同時登錄安定電源與發動指令電源。適用於以安定電源應標的容量之外，BESS 尚有多餘供給力，且在供需緊張時可將超額部分作為發動指令電源提供的情況。透過此兼登錄制度，除安定電源的 kW 對價外，還可同時獲得發動指令電源的額外 kW 對價，是 BESS 收益最大化的有效手段。
七、結論
安定電源與發動指令電源在應動義務上的差異，不僅是單純的法規區別，更是與 BESS 收益模式、運營策略、SOC 管理核心息息相關的重要選擇。是以高 kW 對價換取常時待命義務的安定電源，還是以較低 kW 對價確保運用靈活性的發動指令電源——這一選擇取決於 BESS 的放電持續時間、多市場參與策略，以及業者的風險承受能力。
隨著日本電力市場中 BESS 導入加速，容量市場電源區分的選擇，將作為左右專案 IRR（內部報酬率）的戰略性決策，其重要性將日益提升。
參考資料
- OCCTO「第7回主要拍賣募集要綱（實需給年度 FY2029）」（2025年公表）
- OCCTO「容量確保合約約款」（最新版）
- OCCTO「期待容量等算定諸元一覽補充說明」（2024年8月版）
- METI「容量市場的相關研討會」各回資料
容量市場における蓄電池の応動義務比較：安定電源 vs 発動指令電源（BESS特化深度分析）
一、はじめに：蓄電池が持つ容量市場での二重の顔
日本の容量市場が2024年度から実需給フェーズに移行して以来、蓄電池（BESS）は最も注目される新型電源の一つとなっています。従来の火力発電とは異なり、BESSは容量市場において安定電源と発動指令電源という二つの電源区分のいずれかを選択して登録することができます。この選択はkW対価の水準を決定するだけでなく、実需給期間中の応動待命義務——すなわちBESSの日常運用戦略、SOC管理の自由度、多市場参加能力を左右する核心的要素——を根本的に規定します。
本稿はOCCTO「第7回メインオークション募集要綱（FY2029向け）」を主たる根拠として、両電源区分における応動義務の本質的差異を詳細に分析し、BESS事業者が実務上どのように選択を行うべきかを論じます。
二、登録資格：3時間放電継続時間が分水嶺
BESSが安定電源として登録できるか否かは、その放電継続時間によって決まります。OCCTO「期待容量等算定諸元一覧についての補足説明」（2024年8月版）によれば、放電継続時間が3時間以上のBESSのみが安定電源への登録を申請できます。3時間未満のBESSは発動指令電源としてのみ登録可能です。
[登録資格の閾値]
放電継続時間 ≥ 3時間：安定電源または発動指令電源を選択可（兼登録も可）
放電継続時間 < 3時間：発動指令電源のみ登録可
この閾値の設計根拠は、安定電源が需給ひっ迫時に継続的な供給力を提供する必要があり、3時間が一つの需給ひっ迫事象を有効に緩和するための最低継続時間と見なされているためです。現在主流の2時間型BESS（2C設計）は、4時間型へのアップグレードなしには安定電源登録が認められず、発動指令電源への登録に限定されます。
三、安定電源（BESS）の応動義務詳解
3.1 供給力の常時維持：最重要義務
安定電源として登録されたBESSの最重要義務は、実需給年度を通じてアセスメント対象容量以上の供給力を提供できる状態を常時維持することです。これは火力発電と同等の義務水準であり、BESSにとって最も制約の大きい条件となります。
容量停止計画を提出する場合は、年間8,640コマ（180日相当）を上限として停止が認められます。ただし、この停止計画はあくまで設備維持・運営に必要な作業（定期点検等）に限定されており、市場戦略的な理由による停止は認められません。
蓄電池特有の規定として、アセスメント対象容量は「各月の管理容量」が適用されます。管理容量とは、充放電サイクルの劣化を考慮した上で、その月に確実に提供できる放電容量を指します。これは火力電源の「各月の供給力の最大値」とは異なる算定方式であり、BESSの経年劣化を適切に反映した設計となっています。
3.2 発電余力の卸電力取引所等への入札義務
容量停止計画が提出されていない時間帯において、小売電気事業者等が活用しない発電余力を卸電力取引所等に売り入札する義務があります。蓄電池の場合、1日のうち応札時に登録した運転継続時間分の供給力のうち、小売電気事業者等が活用しない発電余力を売り入札することとされています。
ただし、小売電気事業者等との相対契約が締結されている場合、事業者の責によらない充電制約がある場合、または低予備率アセスメント対象コマ以外で起動が不経済となる場合などは、入札量を減少させることができます。
3.3 三つの独立した義務の完全な枠組み
容量確保契約約款第17条①によれば、安定電源が実需給期間中に負う義務は、相互に独立した三つの義務として明確に区分されます。それぞれ異なる発動条件と履行方式を持ち、混同してはなりません：
| 義務番号 | 義務内容 | 発動条件 | 履行方式 |
|---|---|---|---|
| 義務① （約款第17条①(1)） |
供給力の常時維持 | 年度を通じて（容量停止計画を提出したコマを除く） | アセスメント対象容量以上の供給力を提供できる状態を常時維持；SOCを常時充分に保持 |
| 義務② （約款第17条①(2)） |
発電余力を卸電力取引所等へ売り入札 | 年度を通じて（容量停止計画を提出したコマを除く）；低予備率コマでの違反時は違約金が加算 | 毎日、小売電気事業者等が活用しない発電余力をJEPX等へ売り入札（入札のみで成約は不要） |
| 義務③ （約款第17条①(3)） |
属地TSOの供給指示に応じ、ゲートクローズ後に発電余力を供給力として提供 | 前日以降の需給バランス評価で低予備率アセスメント対象コマと判定され、かつTSOが供給指示を発令 | ゲートクローズ（GC）後、TSOの直接指令に従い放電；余力活用契約メカニズムを通じて供給力を提供 |
三つの義務の重要な区別は、義務①と②が年度を通じた継続的義務であるのに対し、義務③は条件付き発動型義務であり、低予備率アセスメント対象コマでかつTSOの供給指示を受けた場合にのみ履行が必要となる点です。また、義務②の入札対象はゲートクローズ前のJEPX等の卸電力市場であり、義務③の供給力提供はゲートクローズ後に余力活用契約を通じてTSOが直接指令するものです——両者はタイムライン上で完全に重複せず、混同してはなりません。
3.4 低予備率アセスメント対象コマの定義と通知メカニズム
「低予備率アセスメント対象コマ」は義務③を発動させる核心的条件であり、その定義と通知メカニズムは以下の通りです：
定義
約款第17条①(2)ただし書きによれば、低予備率アセスメント対象コマとは：
[低予備率アセスメント対象コマの定義]
「前日以降の需給バランス評価において、広域予備率の低下により供給力提供周知対象となるコマ」
すなわち：OCCTOが前日に需給バランス評価を実施し、30分コマごとに広域予備率が不足しているかを判定し、結果を公開発布（約款第9条）。その後も継続的に更新される。
二重通知メカニズム
低予備率コマの通知には二つの機関が関与しており、性質が異なるため混同してはなりません：
| 通知主体 | 通知内容 | 通知方式 | タイミング |
|---|---|---|---|
| OCCTO（広域機関） | 需給バランス評価結果：どのコマが低予備率に該当するか | 公開発布（広報的性質、全事業者が閲覧可能） | 前日（実需給前まで継続更新） |
| 属地TSO（一般送配電事業者） | 供給指示：特定事業者に対し当該コマでの発電余力提供を要求 | 個別通知（各事業者への直接指令） | 前日以降（GC前後いずれも発令可能） |
OCCTOの公開発布により全事業者が需給ひっ迫予測を事前に把握し、SOC管理戦略を調整できます。属地TSOの供給指示は法的効力を持つ個別指令であり、受領後は約款に従い義務③を履行しなければなりません。両者はタイミング的に近接する場合がありますが、性質は全く異なります。
完全タイムライン：前日 → GC → 実需給
安定電源の義務③を理解する鍵は、GC（ゲートクローズ、実需給の1時間前）がタイムライン全体において果たす核心的役割を把握することにあります：
[安定電源 義務③の完全タイムライン]
前日
├─ OCCTOが需給バランス評価結果を公表（低予備率コマ確定、継続更新）
├─ 義務②：JEPX前日市場へ発電余力を売り入札（卸電力市場入札義務）
└─ 需給調整市場（複合商品）前日調達
当日（GC前）
├─ JEPX時間前市場（GC前まで取引可能）
├─ 需給調整市場（三次調整力②）当日調達
└─ 属地TSOが低予備率コマに対して供給指示を事前発令（可能）
GC（実需給の1時間前）
└─ JEPX時間前市場クローズ ← 卸電力市場メカニズムはここで終了
GC後（実需給中）
└─ 義務③発動：TSOが余力活用契約を通じて直接放電指令
→ 事業者は発電余力を供給力として提供（市場メカニズムではなく、TSOの直接制御）
このタイムラインは、よく誤解される重要な事実を明らかにします：「GC以降に発電余力を提供する」とは、時間前市場（JEPX時間前取引）への入札を意味するのではありません。時間前市場はGCで閉鎖され、GC後の電力調整は完全にTSOの直接指令（余力活用契約）によって行われ、いかなる市場メカニズムも経由しません。したがって、義務②（卸電力市場入札）と義務③（供給指示への対応）はタイムライン上で完全に重複しません：前者はGC前に市場メカニズムを通じて履行され、後者はGC後にTSOの直接指令によって履行されます。
3.5 電気の供給指示への対応：需給ひっ迫時の応動
安定電源 義務③ 完全タイムライン
安定電源の応動義務の中で、実務上最も重要なのが電気の供給指示への対応です。容量停止計画を提出していないコマにおいて、前日以降の需給バランス評価で低予備率アセスメント対象コマに該当すると判断された場合、属地一般送配電事業者からの電気の供給指示に応じて、ゲートクローズ以降の発電余力を供給力として提供しなければなりません。
| 項目 | 内容 |
|---|---|
| 発令条件 | 前日以降の需給バランス評価で低予備率アセスメント対象コマと判断された場合 |
| 発令主体 | 属地一般送配電事業者（TSO） |
| 発令タイミング | ゲートクローズ前後（明示規定なし） |
| 年間発令回数 | 上限規定なし（実務上年間約30時間程度と想定） |
| 対象コマ | 低予備率アセスメント対象コマ（需給ひっ迫が見込まれるコマ） |
| 応動内容 | ゲートクローズ以降の発電余力を供給力として提供 |
重要な点は、安定電源の供給指示は「低予備率アセスメント対象コマ」という条件付きで発令されるという点です。年間の発令回数・時間に関する上限規定は設けられておらず、需給ひっ迫の頻度によっては年間30時間を超える可能性もあります。また、発令のタイミングはゲートクローズ前後であり、事前通知時間が明示されていないため、BESSのSOC管理において不確実性が生じます。
3.6 ペナルティ計算方式
供給指示に未達成となった場合のペナルティは以下の通りです：
[安定電源 供給指示未達成ペナルティ]
ペナルティ = 未達成量（kW）× 契約金額（円/kW/年）÷ 年間低予備率時間（約30時間）
このペナルティ計算式は、年間の低予備率時間全体に対する未達成の割合で契約金額を按分する方式です。年間低予備率時間が約30時間と想定されているため、1コマ（30分）の未達成は契約金額の約1/60に相当するペナルティとなります。
四、発動指令電源（BESS）の応動義務詳解
4.1 発動指令への対応：唯一の核心義務
発動指令電源として登録されたBESSの実需給期間中のリクワイアメントは、発動指令への対応が唯一の核心義務です。属地一般送配電事業者からの発動指令に適切に対応した結果、創出された供給力を、相対契約に基づく小売電気事業者等への供給や、卸電力取引所等への売り入札を通じて適切に提供することが求められます。
| 項目 | 内容 |
|---|---|
| 年間発動回数 | 最大12回（1日の上限は1回） |
| 発令タイミング | 応動の3時間以上前（明示規定） |
| 継続時間 | 3時間（連続） |
| 発令時間帯 | 土曜日・日曜日・祝日を除く9時〜20時の間 |
| 発令主体 | 属地一般送配電事業者（TSO） |
| 応動内容 | 契約容量以上の供給力を3時間連続で提供 |
発動指令電源の最大の特徴は、応動条件が明確に数値化・限定化されている点です。年間最大12回、1回あたり3時間という上限が明示されているため、BESS事業者は最悪ケースでも年間36時間（12回×3時間）の応動義務を果たせばよいことが事前に把握できます。また、3時間以上前の事前通知と平日9時〜20時という時間帯制限により、SOC管理の計画性が大幅に向上します。
4.2 ペナルティ計算方式
[発動指令電源 未達成ペナルティ]
ペナルティ = 未達成量（kW）× 契約単価（円/kW/年）× 110% × （未達成量 ÷ 契約容量 × 12回 × 3時間）
発動指令電源のペナルティには110%の割増係数が適用されており、安定電源と比較して未達成時のペナルティが相対的に厳しい設計となっています。これは、発動指令電源が「指令を受けた場合に必ず応動する」という契約の性質を反映したものです。
五、総合比較：安定電源 vs 発動指令電源
| 比較項目 | 安定電源（BESS） | 発動指令電源（BESS） |
|---|---|---|
| 応動の基本性格 | 常時維持型（常時待命義務） | 指令応動型（指令時のみ応動） |
| 応動トリガー | 低予備率アセスメント対象コマ（前日以降の需給バランス評価で判定） | 属地TSOからの発動指令受領 |
| 年間発令回数上限 | 規定なし（年間約30時間程度と想定） | 最大12回 |
| 事前通知時間 | 規定なし（ゲートクローズ前後） | 3時間以上前 |
| 1回あたり継続時間 | 規定なし（コマ単位） | 3時間 |
| 発令時間帯 | 制限なし（需給ひっ迫時） | 平日9時〜20時のみ |
| 常時供給力維持義務 | あり（8,640コマ上限の停止計画を除き常時維持） | なし |
| SOC管理の自由度 | 低い（常時高SOC維持が必要） | 高い（発令前3時間以内に充電完了すれば足りる） |
| kW対価水準 | 高い（火力電源と同等の評価係数） | 低い |
| 市場シェア上限 | 制限なし | 全体の5%（メイン4%＋追加1%） |
| ペナルティ割増 | なし（1倍） | 110%割増 |
六、BESS事業者にとっての実務的含意
6.1 安定電源登録の収益優位性とSOC制約
安定電源として登録されたBESSは、火力発電と同等の高い評価係数が適用されるため、容量確保契約金額（kW対価）が大幅に高くなります。FY2029向け第6回メインオークションでは、東北・東京エリアの安定電源落札単価は15,112円/kW/年に達しており、これは発動指令電源の平均落札価格を大きく上回ります。
しかし、常時供給力維持義務が課されるため、SOC（充電状態）管理の自由度が著しく制約されます。低予備率アセスメント対象コマに備えて常時高SOCを維持する必要があり、日前・時間前市場でのアービトラージ機会を最大化するための積極的なSOC運用が困難になります。
6.2 発動指令電源登録の運用柔軟性
発動指令電源として登録されたBESSは、年間最大12回・1回3時間（合計最大36時間）の発動指令に対応するだけでよいため、日常的なSOC運用の自由度が高く、JEPX現貨市場でのアービトラージや需給調整市場（EPRX）との組み合わせが容易です。3時間以上前の事前通知があるため、発令前に充電を完了させる計画的なSOC管理が可能です。
6.3 兼登録制度の活用
FY2026向けメインオークション以降、同一計量単位で安定電源と発動指令電源の両方に登録することが可能となりました。この兼登録制度により、安定電源のkW対価に加え、発動指令電源としての追加kW対価を同時に受け取ることができ、BESSの収益最大化に有効な手段となっています。
七、結論
安定電源と発動指令電源の応動義務の差異は、単なる規制上の区別にとどまらず、BESSの収益モデル・運用戦略・SOC管理の根幹に関わる重要な選択です。高いkW対価と引き換えに常時待命義務を受け入れる安定電源か、低いkW対価ながら運用柔軟性を確保する発動指令電源か——その選択は、BESSの放電継続時間、多市場参与戦略、そして事業者のリスク許容度によって決まります。
今後、日本の電力市場においてBESSの導入が加速する中、容量市場における電源区分の選択は、プロジェクトのIRR（内部収益率）を左右する戦略的意思決定として、より一層重要性を増すことになるでしょう。
参考資料
- OCCTO「第7回メインオークション募集要綱（実需給年度FY2029向け）」（2025年公表）
- OCCTO「容量確保契約約款」（最新版）
- OCCTO「期待容量等算定諸元一覧についての補足説明」（2024年8月版）
- METI「容量市場の在り方等に関する検討会」各回資料
BESS Capacity Market Response Obligations: Stable Source vs Dispatch Command Source — An In-Depth Technical Analysis
1. Introduction: BESS's Dual Identity in Japan's Capacity Market
Since Japan's capacity market entered its delivery phase in FY2024, Battery Energy Storage Systems (BESS) have emerged as one of the most closely watched new resource types. Unlike conventional thermal generation, BESS can register under two fundamentally different resource categories: Stable Source (安定電源) or Dispatch Command Source (発動指令電源). This choice not only determines the kW remuneration level but fundamentally governs the standby and response obligations during the delivery period—the core factor shaping daily BESS operating strategy, state-of-charge (SOC) management flexibility, and multi-market participation capability.
This article draws primarily on OCCTO's "7th Main Auction Solicitation Guidelines (FY2029 Delivery Year)" to provide a detailed technical analysis of the essential differences in response obligations between the two resource categories, and to explore how BESS operators should approach this choice in practice.
2. Eligibility: The 3-Hour Discharge Duration Threshold
Whether a BESS can register as a Stable Source depends on its discharge duration. According to OCCTO's "Supplementary Explanation on Expected Capacity Calculation Parameters" (August 2024 edition), only BESS with a discharge duration of 3 hours or more may apply for Stable Source registration. BESS with discharge durations below 3 hours are limited to Dispatch Command Source registration only.
[Eligibility Threshold]
Discharge duration ≥ 3 hours: May choose Stable Source or Dispatch Command Source (or dual registration)
Discharge duration < 3 hours: Dispatch Command Source registration only
The rationale behind this threshold is that Stable Sources must provide sustained supply capacity during supply-demand tightness events, and 3 hours is considered the minimum continuous duration needed to effectively address a single tightness event. Current mainstream 2-hour BESS (2C designs) cannot register as Stable Sources without upgrading to 4-hour configurations.
3. Stable Source (BESS): Detailed Response Obligations
3.1 Continuous Capacity Maintenance: The Core Obligation
The most critical obligation for BESS registered as a Stable Source is to continuously maintain the ability to provide supply capacity at or above the assessed capacity throughout the delivery year. This is equivalent to the obligation level for thermal generation and represents the most constraining condition for BESS.
When submitting a capacity outage plan, outages are permitted up to an annual limit of 8,640 slots (equivalent to 180 days). However, such outage plans are strictly limited to work necessary for facility maintenance and operation (scheduled inspections, etc.); outages for market-strategic reasons are not permitted.
A BESS-specific provision applies the "monthly managed capacity" as the assessed capacity. Managed capacity refers to the discharge capacity that can be reliably provided in that month, taking into account degradation from charge-discharge cycling. This differs from the "monthly maximum supply capacity" used for thermal resources and appropriately reflects BESS's aging characteristics.
3.2 Obligation to Bid Surplus Generation into Wholesale Markets
During periods when no capacity outage plan has been submitted, there is an obligation to submit sell bids for surplus generation capacity not utilized by retail electricity businesses into wholesale electricity markets. For BESS, this means bidding the surplus generation capacity—out of the supply capacity corresponding to the registered operating duration per day—that is not utilized by retail electricity businesses.
However, the bid quantity may be reduced in cases such as: when a bilateral contract with a retail electricity business has been concluded; when there are charging constraints not attributable to the operator; or when startup would be uneconomical during non-low-reserve-rate assessment periods.
3.3 The Complete Framework of Three Independent Obligations
Under Article 17, Paragraph 1 of the Capacity Assurance Contract Terms and Conditions, the obligations borne by a Stable Source during the delivery period can be clearly distinguished as three mutually independent obligations, each with different trigger conditions and fulfillment methods that must not be conflated:
| Obligation No. | Obligation Content | Trigger Condition | Fulfillment Method |
|---|---|---|---|
| Obligation ① (Article 17①(1)) |
Continuous maintenance of supply capacity | Throughout the year (except slots with submitted capacity outage plans) | Continuously maintain the ability to provide supply capacity at or above assessed capacity; SOC must be kept sufficiently charged at all times |
| Obligation ② (Article 17①(2)) |
Submit sell bids for surplus generation into wholesale electricity markets | Throughout the year (except slots with submitted capacity outage plans); penalties apply for violations during low-reserve-rate slots | Daily submission of sell bids to JEPX etc. for surplus generation not utilized by retail businesses (bid submission required; contract execution not required) |
| Obligation ③ (Article 17①(3)) |
Respond to supply instructions from the local TSO and provide surplus generation as supply capacity after gate closure | Day-ahead or later supply-demand balance assessment determines a low-reserve-rate assessment target slot, AND the TSO issues a supply instruction | After gate closure (GC), discharge per TSO direct instruction; provide supply capacity through the surplus utilization contract mechanism |
The critical distinction among the three obligations is that Obligations ① and ② are year-round continuous obligations, while Obligation ③ is a condition-triggered obligation that only requires fulfillment when a slot is determined to be a low-reserve-rate assessment target slot AND a TSO supply instruction is received. Furthermore, Obligation ② targets sell bids into JEPX and other wholesale markets before gate closure, while Obligation ③ involves supply capacity provision after gate closure via direct TSO instruction through the surplus utilization contract—the two are completely non-overlapping on the timeline and must not be confused.
3.4 Definition and Notification Mechanism of Low-Reserve-Rate Assessment Target Slots
The "low-reserve-rate assessment target slot" is the core condition that triggers Obligation ③. Its definition and notification mechanism are as follows:
Definition
Under the proviso of Article 17①(2) of the Terms and Conditions, a low-reserve-rate assessment target slot refers to:
[Definition of Low-Reserve-Rate Assessment Target Slot]
"A slot that becomes a subject of supply capacity provision public notice due to a decline in the wide-area reserve rate in the day-ahead or later supply-demand balance assessment"
That is: OCCTO conducts a supply-demand balance assessment on the day-ahead basis, determines whether the wide-area reserve rate is insufficient for each 30-minute slot, and publicly announces the results (Article 9 of the Terms). Results are continuously updated thereafter.
Dual Notification Mechanism
Two entities are involved in notifying low-reserve-rate slots, and their roles are fundamentally different and must not be conflated:
| Notifying Entity | Notification Content | Notification Method | Timing |
|---|---|---|---|
| OCCTO (Wide-Area Organization) | Supply-demand balance assessment results: which slots qualify as low-reserve-rate | Public announcement (broadcast nature; accessible to all market participants) | Day-ahead (continuously updated until delivery) |
| Local TSO (Transmission System Operator) | Supply instruction: requiring a specific operator to provide surplus generation in that slot | Individual notification (direct instruction to each operator) | Day-ahead or later (can be issued before or after gate closure) |
OCCTO's public announcement allows all market participants to anticipate supply-demand tightness in advance and adjust their SOC management strategies accordingly. The local TSO's supply instruction is a legally binding individual directive; upon receipt, the operator must fulfill Obligation ③ in accordance with the Terms and Conditions. While the two may be temporally proximate, their nature is entirely different.
Complete Timeline: Day-Ahead → GC → Delivery
The key to understanding Obligation ③ for Stable Sources lies in grasping the central role that GC (gate closure, one hour before the delivery slot) plays in the overall timeline:
[Stable Source Obligation ③ — Complete Timeline]
Day-Ahead
├─ OCCTO publishes supply-demand balance assessment results (low-reserve-rate slots confirmed; continuously updated)
├─ Obligation ②: Submit sell bids for surplus generation into JEPX day-ahead market (wholesale market bid obligation)
└─ Demand response market (composite products) day-ahead procurement
Same Day (Before GC)
├─ JEPX intraday market (trading available until GC)
├─ Demand response market (Tertiary Reserve ②) same-day procurement
└─ Local TSO may issue supply instruction in advance for low-reserve-rate slots
GC (One Hour Before Delivery Slot)
└─ JEPX intraday market closes ← Wholesale market mechanism ends here
After GC (During Delivery)
└─ Obligation ③ activates: TSO issues direct discharge instruction via surplus utilization contract
→ Operator provides surplus generation as supply capacity (not via market mechanism; direct TSO control)
This timeline reveals an important fact that is frequently misunderstood: "providing surplus generation after GC" does not mean submitting bids into the intraday market (JEPX intraday trading). The intraday market closes at GC, and all power dispatch after GC is conducted entirely through TSO direct instructions (surplus utilization contracts), bypassing any market mechanism. Consequently, Obligation ② (wholesale market bid submission) and Obligation ③ (response to supply instructions) are completely non-overlapping on the timeline: the former is fulfilled before GC through market mechanisms, while the latter is fulfilled after GC through TSO direct instructions.
3.5 Response to Supply Instructions: Responding During Supply-Demand Tightness
Stable Source Obligation ③ — Complete Timeline
Among Stable Source response obligations, the most practically significant is the response to electricity supply instructions. For slots where no capacity outage plan has been submitted, if the day-ahead or later supply-demand balance assessment determines that a slot qualifies as a low-reserve-rate assessment target slot, the operator must respond to electricity supply instructions from the local transmission system operator (TSO) and provide surplus generation capacity as supply capacity after gate closure.
| Item | Content |
|---|---|
| Trigger Condition | Day-ahead or later supply-demand balance assessment determines low-reserve-rate assessment target slot |
| Issuing Authority | Local Transmission System Operator (TSO) |
| Notification Timing | Around gate closure (no explicit advance notice requirement) |
| Annual Frequency Cap | No cap specified (approximately 30 hours/year assumed in practice) |
| Applicable Slots | Low-reserve-rate assessment target slots (slots where supply-demand tightness is anticipated) |
| Response Content | Provide surplus generation capacity as supply capacity after gate closure |
A critical point is that supply instructions for Stable Sources are issued on a conditional basis—specifically when a slot is determined to be a low-reserve-rate assessment target. There is no cap on annual frequency or hours, meaning the actual number could exceed 30 hours in years with frequent supply-demand tightness. Furthermore, since no advance notice time is explicitly specified (instructions come around gate closure), this creates uncertainty in BESS SOC management.
3.6 Penalty Calculation
[Stable Source — Supply Instruction Non-Compliance Penalty]
Penalty = Shortfall (kW) × Contract Amount (¥/kW/year) ÷ Annual Low-Reserve-Rate Hours (~30 hours)
This formula prorates the contract amount based on the shortfall's proportion of total annual low-reserve-rate hours. With approximately 30 hours assumed annually, a single 30-minute slot shortfall corresponds to approximately 1/60 of the annual contract amount as a penalty.
4. Dispatch Command Source (BESS): Detailed Response Obligations
4.1 Response to Dispatch Commands: The Sole Core Obligation
For BESS registered as a Dispatch Command Source, the response to dispatch commands is the sole core obligation during the delivery period. Operators must appropriately provide the supply capacity created as a result of properly responding to dispatch commands from the local TSO, either through supply to retail electricity businesses under bilateral contracts or through sell bids into wholesale electricity markets.
| Item | Content |
|---|---|
| Annual Dispatch Frequency | Maximum 12 times (maximum 1 time per day) |
| Notification Timing | 3 or more hours before response (explicit requirement) |
| Duration per Dispatch | 3 hours (continuous) |
| Dispatch Time Window | 9:00–20:00, excluding Saturdays, Sundays, and public holidays |
| Issuing Authority | Local Transmission System Operator (TSO) |
| Response Content | Provide supply capacity at or above contracted capacity for 3 consecutive hours |
The defining feature of Dispatch Command Sources is that response conditions are explicitly quantified and capped. With a clear cap of 12 times per year and 3 hours per dispatch, BESS operators can know in advance that even in the worst case, they need only fulfill 36 hours of response obligations per year (12 × 3 hours). The 3-hour advance notice requirement and the weekday 9:00–20:00 time window constraint also significantly improve the planability of SOC management.
4.2 Penalty Calculation
[Dispatch Command Source — Non-Compliance Penalty]
Penalty = Shortfall (kW) × Contract Unit Price (¥/kW/year) × 110% × (Shortfall ÷ Contracted Capacity × 12 times × 3 hours)
Dispatch Command Source penalties include a 110% surcharge multiplier, making non-compliance penalties relatively more severe than those for Stable Sources. This reflects the contractual nature of Dispatch Command Sources—the expectation that they will always respond when commanded—and creates a strong incentive for response reliability.
5. Comprehensive Comparison: Stable Source vs Dispatch Command Source
| Comparison Item | Stable Source (BESS) | Dispatch Command Source (BESS) |
|---|---|---|
| Fundamental Nature | Always-on standby (continuous availability obligation) | Command-responsive (respond only when dispatched) |
| Response Trigger | Low-reserve-rate assessment target slot (determined by day-ahead or later supply-demand balance assessment) | Receipt of dispatch command from local TSO |
| Annual Frequency Cap | No cap (approx. 30 hours/year assumed) | Maximum 12 times |
| Advance Notice | No explicit requirement (around gate closure) | 3+ hours in advance |
| Duration per Event | No explicit requirement (slot-by-slot) | 3 hours |
| Time Window | No restriction (during supply-demand tightness) | Weekdays 9:00–20:00 only |
| Continuous Availability Obligation | Yes (must maintain except during approved outage plans up to 8,640 slots) | No |
| SOC Management Flexibility | Low (must maintain high SOC continuously) | High (only need to complete charging within 3 hours before dispatch) |
| kW Remuneration Level | High (same evaluation coefficient as thermal) | Low |
| Market Share Cap | No restriction | 5% of total (4% main + 1% additional) |
| Penalty Multiplier | None (1×) | 110% surcharge |
| Effectiveness Test | Annual (capability confirmation test) | Annual (summer and winter, 2 times) |
6. Practical Implications for BESS Operators
6.1 Revenue Advantage and SOC Constraints of Stable Source Registration
BESS registered as Stable Sources benefit from the same high evaluation coefficient as thermal generation, resulting in significantly higher capacity assurance contract amounts (kW remuneration). In the 6th Main Auction for FY2029 delivery, the clearing price for Stable Sources in the Tohoku and Tokyo areas reached ¥15,112/kW/year, far exceeding the average clearing price for Dispatch Command Sources.
However, the continuous capacity maintenance obligation severely constrains SOC management flexibility. The need to maintain high SOC at all times in preparation for low-reserve-rate assessment target slots makes it difficult to pursue aggressive SOC cycling strategies (deep discharge → rapid recharge) that would maximize arbitrage opportunities in day-ahead and intraday markets. During peak demand seasons (summer and winter), the need to keep SOC at high levels in preparation for supply instructions can result in opportunity costs from foregone arbitrage revenues.
6.2 Operational Flexibility of Dispatch Command Source Registration
BESS registered as Dispatch Command Sources need only fulfill a maximum of 12 dispatch events per year, each lasting 3 hours (maximum 36 hours annually), resulting in high flexibility in daily SOC management and ease of combining with JEPX spot market arbitrage and the demand response market (EPRX). The 3-hour advance notice allows for planned SOC management—completing charging before the dispatch event occurs.
However, the lower kW remuneration and the 5% market share cap mean that large-scale BESS projects increasingly opt for Stable Source registration.
6.3 Leveraging the Dual Registration Framework
Since the Main Auction for FY2026 delivery (from the FY2025 additional auction onwards), it has become possible to register the same metering unit under both Stable Source and Dispatch Command Source simultaneously. This applies when a BESS has supply capacity exceeding its Stable Source bid capacity and can provide that excess as a Dispatch Command Source during supply-demand tightness. The dual registration framework allows operators to simultaneously receive kW remuneration for both categories, making it an effective tool for maximizing BESS revenue.
7. Conclusion
The difference in response obligations between Stable Source and Dispatch Command Source is not merely a regulatory distinction—it is a strategic choice that goes to the heart of BESS revenue models, operating strategies, and SOC management. Whether to accept continuous standby obligations in exchange for higher kW remuneration (Stable Source), or to secure operational flexibility at the cost of lower remuneration (Dispatch Command Source), depends on the BESS's discharge duration, multi-market participation strategy, and the operator's risk tolerance.
As BESS deployment accelerates in Japan's electricity market, the choice of resource category in the capacity market will become an increasingly important strategic decision that directly affects project IRR (Internal Rate of Return).
References
- OCCTO, "7th Main Auction Solicitation Guidelines (FY2029 Delivery Year)" (published 2025)
- OCCTO, "Capacity Assurance Contract Terms and Conditions" (latest edition)
- OCCTO, "Supplementary Explanation on Expected Capacity Calculation Parameters" (August 2024 edition)
- METI, "Study Group on the Future of the Capacity Market" — various meeting materials