EPRX東京地區抽水蓄能電廠隨意契約與複合市場商品募集量調整分析
政策背景
日本的電力市場近年來面臨多重挑戰，包括再生能源導入的加速、核能發電重啟的延遲，以及極端氣候事件導致的電力供需緊張。特別是東京地區，作為日本的經濟中心，其電力需求龐大且對穩定性要求極高。為了確保電網的穩定運行並應對突發的供需失衡，強化備用容量和快速反應能力變得至關重要。抽水蓄能電廠因其快速啟動、靈活調度以及儲能能力，在維持電網穩定方面扮演著不可或缺的角色。過去，EPRX主要透過市場機制來確保電力供應，但面對日益複雜的市場環境，直接與關鍵資產簽訂隨意契約，成為一種更為直接且有效的風險管理手段。此次與東京地區抽水蓄能電廠簽訂隨意契約，正是EPRX為強化區域電力韌性、確保穩定供應所採取的戰略性舉措。
值得注意的是，EPRX已於2026年3月13日轉向日前市場（Day-ahead Market）作為主要交易機制，並廢除了週間市場。結算單位為日圓/ΔkW每30分鐘。這項轉變意味著市場參與者需要更精準地預測短期供需，並對市場變化做出快速反應。在這樣的背景下，透過隨意契約鎖定關鍵調度資源，可以為市場提供更可預測的穩定性，同時也可能影響其他市場商品的供需平衡。
主要內容
EPRX的公告核心在於與東京地區的抽水蓄能電廠簽訂了隨意契約，旨在提升該地區的電力供應穩定性。這項契約的簽訂，使得一部分原本由市場機制提供的備用容量，現在將透過直接契約的方式確保。因此，EPRX將對其複合市場商品（複合市場商品）的募集量進行調整。
- 隨意契約的簽訂： EPRX已與東京地區的特定抽水蓄能電廠達成協議，透過隨意契約（Discretionary Contract）確保其在必要時提供電力供應和調度服務。這類契約通常涉及預先約定的容量費用和使用費用，以換取電廠的可用性和快速反應能力。
- 複合市場商品募集量的調整： 由於部分抽水蓄能容量已透過隨意契約鎖定，EPRX將相應地減少在複合市場商品中募集的容量。這意味著，市場上可供交易的複合市場商品數量將會減少。複合市場商品可能包含多種服務，例如備用容量、頻率調整等，其募集量的減少將直接影響這些服務的市場供應。
- 影響範圍： 此次調整主要針對東京地區，但由於電力市場的聯動性，其影響可能間接擴散至其他區域。抽水蓄能電廠的靈活性使其在維持電網平衡中具有獨特優勢，透過隨意契約確保其可用性，有助於降低東京地區在高峰期或突發事件時的供電風險。
- 日前市場的重要性： 在日前市場作為主要交易機制的背景下，隨意契約的引入為市場提供了額外的穩定性層面。電力交易商在日前市場進行交易時，需要考慮到這些預先鎖定的容量，這將影響其對市場價格和供需的預期。
対電力取引者對影響
此次EPRX的政策調整將對電力交易商、BESS（電池儲能系統）營運商以及其他市場參與者產生多方面的影響：
- 複合市場商品價格波動： 由於複合市場商品的募集量減少，如果需求保持不變或增加，其價格可能會上漲。對於依賴這些商品來平衡其部位或提供服務的交易商而言，這意味著更高的成本。BESS營運商可能需要重新評估其參與複合市場的策略和盈利能力。
- 日前市場策略調整： 隨意契約的簽訂為東京地區的電力供應增加了確定性，這可能會影響日前市場的價格形成。交易商需要更仔細地分析EPRX的容量規劃和隨意契約的細節，以預測日前市場的供需平衡和價格走勢。對於BESS營運商而言，這可能意味著需要調整其充放電策略，以更好地利用日前市場的價格波動，或者尋找其他輔助服務市場的機會。
- 風險管理考量： 透過隨意契約鎖定關鍵資源，EPRX旨在降低系統風險。然而，對於市場參與者而言，這也可能意味著市場流動性的部分轉移。交易商需要重新評估其風險敞口，並可能需要開發新的對沖策略，以應對市場結構的變化。
- BESS營運商的機會與挑戰： 隨著抽水蓄能電廠部分容量被隨意契約鎖定，BESS在提供快速反應和備用容量方面的作用可能會更加突出。雖然複合市場商品的募集量減少可能帶來挑戰，但這也可能為BESS營運商在其他輔助服務市場或日前市場中提供更多機會，特別是在需要精準調度和快速響應的場景下。BESS營運商應密切關注市場的演變，尋找新的商業模式和價值創造點。
- 市場透明度與資訊獲取： 隨意契約的細節通常不如市場交易透明。電力交易商需要關注EPRX發布的相關資訊，以盡可能地了解這些契約對市場的具體影響，從而做出明智的交易決策。
總體而言，EPRX此次調整是為了確保東京地區電力供應的穩定性，但其對市場參與者的影響是複雜且多層次的。交易商和BESS營運商需要密切關注市場動態，靈活調整其策略，以應對新的市場環境。隨著日前市場成為主要交易平台，對短期供需的精準預測和快速反應能力將變得更加關鍵。
最新動態：26年度隨意契約正式締結（2026年5月22日）
東京電力電力網（TEPCO PG）於2026年5月22日正式宣布，已與揚水發電機業者締結26年度隨意契約，契約量為120萬kW（1,200 MW），約為25年度（60萬kW）的兩倍。契約期間自2026年5月22日至2027年3月31日，並自5月25日取引分（5月26日實需給分）起，將此確保容量從EPRX週間市場商品的募集量中扣除。此次公告依據第19回電力取引監視等委員会制度設計監視専門会合（資料5-4）及第94回総合資源能源調査会電力基本政策小委員会制度検討作業部会（資料3）的審議結論執行。
25年度實績回顧：為何需要擴大隨意契約？
根據METI第19回審議會資料（2026年3月30日），25年度揚水隨意契約（60萬kW，2025年10月11日至2026年3月31日）的實績顯示，整體調達組合的綜合單價達到2.75円/ΔkWh，相較於需給調整市場的平均單價6.68円/ΔkWh，揚水隨契的0.47円/ΔkWh大幅降低了整體調達成本。調達組合分布如下：需給調整市場占34.2%（@6.68円/ΔkWh）、揚水隨契占比65.8%（含余力活用及自然體余力，@0.47円/ΔkWh）。
然而，一次市場的調達未達問題依然嚴峻。即使在60萬kW隨意契約下，一次市場大半時段（30分鐘時段）仍持續未達標，顯示市場本身的應札量不足，無法單靠市場機制確保所需調整力。複合市場方面，自2026年3月14日前日取引化（日前市場30分化）後，應札量有所增加，競爭環境得以維持，約定率維持在100%以上。
25年度 vs 26年度調達組合比較
| 項目 | 25年度實績 （60萬kW，10月11日〜3月31日） |
26年度預期 （120萬kW，5月22日〜3月31日） |
|---|---|---|
| 隨意契約量 | 60萬kW（600 MW） | 120萬kW（1,200 MW）×2 |
| 需給調整市場占比 | 34.2%（@6.68円/ΔkW·h） | 44% |
| 揚水隨契占比 | 65.8%（含余力活用自然體余力） @0.47円/ΔkW·h |
41%（純隨契） |
| 余力活用占比 | （含於揚水隨契65.8%中） | 15% |
| 綜合調達單價 | 2.75円/ΔkW·h | 預期進一步降低 |
| 一次市場調達狀況 | 大半時段持續未達 | 擴大隨契以補足缺口 |
| 複合市場約定率 | ≥100%（3月14日日前化後） | 維持競爭環境 |
| 單機最大容量基準 | 100萬kW | 136萬kW（核電重啟後） |
資料來源：METI第19回電力取引監視等委員会制度設計監視専門会合 資料5-4（2026年3月30日）
26年度擴大至120萬kW的政策依據
26年度募集量相較25年度將有所增加，主要受三項因素影響：①自然體余力的控除終了（募集量增）；②原子力再稼働（單機最大容量從100萬kW提升至136萬kW）導致必要量增加（募集量增）；③一次募集量計算方式從3σ改為1σ（募集量減）。即便在隨契量120萬kW的情況下，26年度整體募集量仍高於25年度，電源等參與機會得以維持。
26年度調達組合預期分布為：需給調整市場44%、揚水隨契41%、余力活用15%。此組合在維持市場競爭環境的同時，透過低單價的揚水隨契降低整體調達成本，實現「安定供給」、「確保電源等參與機會」、「成本適切性透明性」三大政策目標的平衡。
資料來源：①東京電力電力網株式会社「揚水發電機隨意契約締結所致需給調整市場週間市場商品中的募集量見直相關」（2026年5月22日）；②第19回電力取引監視等委員会制度設計監視専門会合 資料5-4「東京區域中的2026年度揚水隨意契約相關」（2026年3月30日）
資料來源：EPRX公告「東京區域中的揚水発電機用隨意契約締結伴複合市場商品募集量等見直知」
EPRX東京エリアにおける揚水発電機随意契約締結と複合市場商品募集量調整の分析
政策背景
日本の電力市場は近年、再生可能エネルギー導入の加速、原子力発電所の再稼働の遅れ、異常気象による電力需給の逼迫など、複数の課題に直面しています。特に東京エリアは日本の経済の中心であり、その電力需要は膨大で、安定供給への要求は非常に高いです。電力系統の安定運用を確保し、予期せぬ需給不均衡に対応するためには、予備力と迅速な対応能力の強化が不可欠です。揚水発電所は、その迅速な起動性、柔軟な運用、および蓄電能力により、電力系統の安定維持において不可欠な役割を担っています。これまでEPRXは主に市場メカニズムを通じて電力供給を確保してきましたが、ますます複雑化する市場環境において、重要なアセットと直接随意契約を締結することは、より直接的かつ効果的なリスク管理手段となります。今回の東京エリアにおける揚水発電所との随意契約締結は、EPRXが地域電力のレジリエンスを強化し、安定供給を確保するための戦略的な取り組みです。
重要な点として、EPRXは2026年3月13日より、主要な取引メカニズムとして日前市場に移行し、週間市場は廃止されました。決済単位は30分あたり円/DeltakWです。この変更は、市場参加者が短期的な需給をより正確に予測し、市場の変化に迅速に対応する必要があることを意味します。このような背景において、随意契約を通じて主要な調整電源を確保することは、市場により予測可能な安定性を提供すると同時に、他の市場商品の需給バランスにも影響を与える可能性があります。
主要内容
EPRXの発表の核心は、東京エリアの電力供給安定性を向上させるため、揚水発電所と随意契約を締結したことにあります。この契約の締結により、これまで市場メカニズムを通じて確保されていた予備力の一部が、直接契約によって確保されることになります。したがって、EPRXは複合市場商品（複合市場商品）の募集量を見直します。
- 随意契約の締結： EPRXは東京エリアの特定の揚水発電所と合意に達し、随意契約（Discretionary Contract）を通じて、必要に応じて電力供給および調整サービスを確保します。これらの契約は通常、発電所の可用性と迅速な対応能力と引き換えに、事前に合意された容量料金と使用料金を含みます。
- 複合市場商品の募集量調整： 揚水発電容量の一部が随意契約によって確保されたため、EPRXは複合市場商品で募集する容量を相応に削減します。これは、市場で取引可能な複合市場商品の量が減少することを意味します。複合市場商品は、予備力や周波数調整など、複数のサービスを含む可能性があり、その募集量の減少はこれらのサービスの市場供給に直接影響を与えます。
- 影響範囲： 今回の調整は主に東京エリアを対象としていますが、電力市場の連動性により、その影響は間接的に他の地域にも波及する可能性があります。揚水発電所の柔軟性は、電力系統のバランス維持において独自の利点を持っており、随意契約を通じてその可用性を確保することは、東京エリアのピーク時や緊急時における供給リスクを低減するのに役立ちます。
- 日前市場の重要性： 日前市場が主要な取引メカニズムである状況において、随意契約の導入は市場に追加的な安定性をもたらします。電力取引事業者は日前市場で取引を行う際、これらの事前に確保された容量を考慮に入れる必要があり、これは市場価格と需給の予測に影響を与えます。
対電力取引者への影響
今回のEPRXの政策調整は、電力取引事業者、BESS（蓄電池システム）運用事業者、およびその他の市場参加者に多岐にわたる影響を及ぼします。
- 複合市場商品価格の変動： 複合市場商品の募集量が減少するため、需要が不変または増加した場合、その価格は上昇する可能性があります。これらの商品に依存してポジションをヘッジしたりサービスを提供したりする取引事業者にとって、これはコスト増を意味します。BESS運用事業者は、複合市場への参加戦略と収益性を再評価する必要があるかもしれません。
- 日前市場戦略の調整： 随意契約の締結は、東京エリアの電力供給に確実性を高め、日前市場の価格形成に影響を与える可能性があります。取引事業者は、EPRXの容量計画と随意契約の詳細をより綿密に分析し、日前市場の需給バランスと価格動向を予測する必要があります。BESS運用事業者にとっては、日前市場の価格変動をより効果的に利用するため、充放電戦略を調整したり、他の補助サービス市場の機会を探したりする必要があるかもしれません。
- リスク管理の考慮： 随意契約を通じて主要なリソースを確保することで、EPRXはシステムリスクの低減を目指しています。しかし、市場参加者にとっては、市場流動性の一部が移転することを意味する可能性もあります。取引事業者はリスクエクスポージャーを再評価し、市場構造の変化に対応するために新たなヘッジ戦略を開発する必要があるかもしれません。
- BESS運用事業者の機会と課題： 揚水発電所の一部容量が随意契約によって確保されることで、BESSの迅速な対応能力と予備力提供における役割がさらに重要になる可能性があります。複合市場商品の募集量減少は課題をもたらすかもしれませんが、これはBESS運用事業者にとって、特に正確な調整と迅速な応答が求められるシナリオにおいて、他の補助サービス市場や日前市場での機会を増やす可能性もあります。BESS運用事業者は市場の進化を注意深く監視し、新たなビジネスモデルと価値創造点を探すべきです。
- 市場の透明性と情報入手： 随意契約の詳細は、市場取引ほど透明ではないことが一般的です。電力取引事業者は、EPRXが発表する関連情報に注意を払い、これらの契約が市場に与える具体的な影響を可能な限り理解し、賢明な取引決定を行う必要があります。
全体として、今回のEPRXの調整は、東京エリアの電力供給安定性を確保するためのものですが、市場参加者への影響は複雑かつ多岐にわたります。取引事業者およびBESS運用事業者は、市場の動向を密接に監視し、新たな市場環境に対応するために戦略を柔軟に調整する必要があります。日前市場が主要な取引プラットフォームとなる中で、短期的な需給の正確な予測と迅速な対応能力がこれまで以上に重要になります。
最新動向：26年度随意契約の正式締結（2026年5月22日）
東京電力パワーグリッド（TEPCO PG）は2026年5月22日、揚水発電機を用いた26年度随意契約を正式に締結したことを発表した。契約量は120万kW（1,200 MW）で、25年度（60万kW）の2倍となる。契約期間は2026年5月22日から2027年3月31日まで。2026年5月25日取引分（5月26日実需給分）より、確保した調整力分をEPRX週間市場商品の募集量から差し引く形で運用が開始される。本公告は、第19回電力・ガス取引監視等委員会制度設計・監視専門会合（資料5-4）および第94回総合資源エネルギー調査会電力・ガス基本政策小委員会制度検討作業部会（資料3）での審議結果を踏まえたものである。
25年度実績：なぜ随意契約の拡大が必要か
経済産業省第19回審議会資料（2026年3月30日）によると、25年度の揚水随意契約（60万kW、2025年10月11日〜2026年3月31日）の実績では、調達ポートフォリオ全体の総合単価は2.75円/ΔkW・hとなった。需給調整市場の平均単価6.68円/ΔkW・hと比較して、揚水随契の0.47円/ΔkW・hは大幅なコスト低減に貢献した。調達構成は、需給調整市場34.2%（@6.68円/ΔkW・h）、揚水随契・余力活用・自然体余力合計65.8%（@0.47円/ΔkW・h）であった。
しかし、一次市場の調達未達問題は依然として深刻である。60万kWの随意契約下においても、一次市場では大半のコマで未達が継続しており、市場メカニズムだけでは必要な調整力を確保できない状況が続いている。複合市場については、2026年3月14日の前日取引化（前日市場・30分化）以降、応札量が増加し競争環境が維持されており、約定率は概ね100%以上を維持している。
25年度実績 vs 26年度想定：調達ポートフォリオ比較
| 項目 | 25年度実績 （60万kW、10/11〜3/31） |
26年度想定 （120万kW、5/22〜3/31） |
|---|---|---|
| 随意契約量 | 60万kW（600 MW） | 120万kW（1,200 MW）×2 |
| 需給調整市場比率 | 34.2%（@6.68円/ΔkW・h） | 44% |
| 揚水随契比率 | 65.8%（余力活用・自然体余力含む） @0.47円/ΔkW・h |
41%（純随契） |
| 余力活用比率 | （揚水随契65.8%に含む） | 15% |
| 総合調達単価 | 2.75円/ΔkW・h | さらなる低減を期待 |
| 一次市場調達状況 | 大半のコマで未達継続 | 随契拡大で不足分を補完 |
| 複合市場約定率 | ≥100%（3/14前日取引化後） | 競争環境を維持 |
| 単機最大ユニット容量 | 100万kW | 136万kW（原子力再稼働後） |
出典：経済産業省第19回電力・ガス取引監視等委員会制度設計・監視専門会合 資料5-4（2026年3月30日）
26年度120万kWへの拡大の政策的根拠
26年度の募集量は25年度と比較して増加する見込みであり、主な要因は3点ある。①自然体余力の控除終了（募集量増）、②原子力再稼働（単機最大ユニット容量が100万kWから136万kWに増加）による必要量の増加（募集量増）、③一次の募集量の考え方を3σから1σへ見直し（募集量減）。随契量を120万kWとした場合でも、26年度の全体募集量は25年度を上回るため、電源等の参加機会は一定程度確保される。
26年度の調達ポートフォリオ（複合）の想定構成は、需給調整市場44%・揚水随契41%・余力活用15%となる。このポートフォリオにより、市場競争環境を維持しつつ、低単価の揚水随契でコスト高騰リスクを低減し、「安定供給」「電源等の参加機会の確保」「コストの適切性・透明性」の3つの政策目標のバランスを実現する。
出典：①東京電力パワーグリッド株式会社「揚水発電機を用いた随意契約の締結に伴う需給調整市場の週間市場商品における募集量の見直しについて」（2026年5月22日）；②第19回電力・ガス取引監視等委員会制度設計・監視専門会合 資料5-4「東京エリアにおける2026年度の揚水随意契約について」（2026年3月30日）
出典：EPRXお知らせ「東京エリアにおける揚水発電機を用いた随意契約の締結に伴う複合市場商品の募集量等の見直しのお知らせ」
Analysis of EPRX Tokyo Area Pumped-Hydro Discretionary Contracts and Composite Market Product Volume Adjustments
Policy Background
Japan's electricity market has faced multiple challenges in recent years, including the accelerated introduction of renewable energy, delays in nuclear power plant restarts, and tight electricity supply and demand caused by extreme weather events. The Tokyo area, in particular, as Japan's economic hub, has enormous electricity demand and extremely high requirements for stability. To ensure stable grid operation and respond to sudden supply-demand imbalances, strengthening reserve capacity and rapid response capabilities has become crucial. Pumped-hydro power plants play an indispensable role in maintaining grid stability due to their fast start-up, flexible dispatch, and energy storage capabilities. In the past, EPRX primarily ensured electricity supply through market mechanisms, but in an increasingly complex market environment, signing discretionary contracts directly with key assets has become a more direct and effective risk management tool. This signing of discretionary contracts with pumped-hydro power plants in the Tokyo area is a strategic move by EPRX to strengthen regional electricity resilience and ensure stable supply.
It is important to note that EPRX transitioned to the day-ahead market as its primary trading mechanism on March 13, 2026, and the weekly market has been abolished. The settlement unit is yen/DeltakW per 30 minutes. This shift means that market participants need to forecast short-term supply and demand more accurately and react quickly to market changes. In this context, securing critical dispatchable resources through discretionary contracts can provide more predictable stability to the market, while also potentially affecting the supply and demand balance of other market products.
Key Details
The core of EPRX's announcement is the signing of discretionary contracts with pumped-hydro power plants in the Tokyo area, aimed at enhancing the region's electricity supply stability. The signing of these contracts means that a portion of the reserve capacity previously provided through market mechanisms will now be secured through direct contracts. Consequently, EPRX will adjust the procurement volume of its composite market products.
- Signing of Discretionary Contracts: EPRX has reached an agreement with specific pumped-hydro power plants in the Tokyo area to secure their electricity supply and dispatch services when needed, through discretionary contracts. Such contracts typically involve pre-agreed capacity fees and usage fees in exchange for the plant's availability and rapid response capability.
- Adjustment of Composite Market Product Procurement Volume: As a portion of pumped-hydro capacity has been secured through discretionary contracts, EPRX will correspondingly reduce the capacity procured in the composite market products. This means that the quantity of composite market products available for trading in the market will decrease. Composite market products may include various services such as reserve capacity and frequency regulation, and the reduction in their procurement volume will directly impact the market supply of these services.
- Scope of Impact: This adjustment primarily targets the Tokyo area, but due to the interconnectedness of the electricity market, its effects may indirectly spread to other regions. The flexibility of pumped-hydro power plants gives them a unique advantage in maintaining grid balance, and ensuring their availability through discretionary contracts helps reduce the risk of supply shortages in the Tokyo area during peak periods or unforeseen events.
- Importance of the Day-Ahead Market: In the context of the day-ahead market being the primary trading mechanism, the introduction of discretionary contracts provides an additional layer of stability to the market. Electricity traders will need to consider these pre-secured capacities when trading in the day-ahead market, which will influence their expectations for market prices and supply-demand.
Impact on Electricity Traders
This policy adjustment by EPRX will have multi-faceted impacts on electricity traders, BESS (Battery Energy Storage System) operators, and other market participants:
- Volatility in Composite Market Product Prices: As the procurement volume of composite market products decreases, their prices may rise if demand remains constant or increases. For traders who rely on these products to balance their positions or provide services, this means higher costs. BESS operators may need to re-evaluate their strategies and profitability for participating in the composite market.
- Day-Ahead Market Strategy Adjustments: The signing of discretionary contracts adds certainty to the electricity supply in the Tokyo area, which may influence price formation in the day-ahead market. Traders will need to analyze EPRX's capacity planning and the details of the discretionary contracts more carefully to predict the supply-demand balance and price trends in the day-ahead market. For BESS operators, this may mean adjusting their charging and discharging strategies to better utilize day-ahead market price fluctuations, or seeking opportunities in other ancillary service markets.
- Risk Management Considerations: By securing key resources through discretionary contracts, EPRX aims to reduce system risk. However, for market participants, this may also mean a partial shift in market liquidity. Traders will need to re-evaluate their risk exposure and may need to develop new hedging strategies to cope with changes in market structure.
- Opportunities and Challenges for BESS Operators: As some pumped-hydro capacity is secured through discretionary contracts, the role of BESS in providing rapid response and reserve capacity may become more prominent. While the reduction in composite market product procurement may pose challenges, it could also create more opportunities for BESS operators in other ancillary service markets or the day-ahead market, especially in scenarios requiring precise dispatch and rapid response. BESS operators should closely monitor market evolution and seek new business models and value creation points.
- Market Transparency and Information Access: The details of discretionary contracts are generally less transparent than market transactions. Electricity traders need to pay attention to relevant information released by EPRX to understand as much as possible the specific impact of these contracts on the market, thereby making informed trading decisions.
Overall, EPRX's adjustment is aimed at ensuring the stability of electricity supply in the Tokyo area, but its impact on market participants is complex and multi-layered. Traders and BESS operators need to closely monitor market dynamics and flexibly adjust their strategies to adapt to the new market environment. As the day-ahead market becomes the primary trading platform, accurate forecasting of short-term supply and demand and rapid response capabilities will become even more critical.
Latest Development: FY2026 Bilateral Contract Officially Concluded (22 May 2026)
Tokyo Electric Power Grid (TEPCO PG) officially announced on 22 May 2026 the conclusion of its FY2026 bilateral contract for pumped-hydro generators. The contracted capacity is 1,200 MW (1.2 GW) — double the FY2025 level of 600 MW. The contract runs from 22 May 2026 to 31 March 2027, with the deduction of secured adjustment capacity from EPRX weekly market procurement volumes taking effect from 25 May 2026 trading (26 May 2026 actual supply). This announcement was executed in accordance with the deliberations of the 19th METI Electricity and Gas Trading Surveillance Committee System Design and Monitoring Subcommittee (Document 5-4) and the 94th Comprehensive Energy and Resources Council Electricity and Gas Basic Policy Subcommittee System Review Working Group (Document 3).
FY2025 Performance Review: Why Expand the Bilateral Contract?
According to the METI 19th Subcommittee materials (30 March 2026), the FY2025 pumped-hydro bilateral contract (600 MW, 11 October 2025 – 31 March 2026) achieved an overall blended procurement cost of ¥2.75/ΔkW·h across the full adjustment capacity portfolio. Compared to the average balancing market procurement price of ¥6.68/ΔkW·h, the bilateral contract rate of ¥0.47/ΔkW·h delivered substantial cost savings. The procurement portfolio breakdown was: balancing market 34.2% (@ ¥6.68/ΔkW·h), pumped-hydro bilateral contract + surplus utilization + natural surplus combined 65.8% (@ ¥0.47/ΔkW·h).
However, the primary market procurement shortfall problem persists. Even with the 600 MW bilateral contract in place, the majority of 30-minute slots in the primary market continued to fall short of procurement targets, demonstrating that market mechanisms alone are insufficient to secure the required adjustment capacity. The composite market has shown improvement since the introduction of day-ahead trading and 30-minute granularity from 14 March 2026, with bid volumes increasing and competitive conditions maintained at approximately 100% settlement rates.
FY2025 vs FY2026 Procurement Portfolio Comparison
| Metric | FY2025 Actual (600 MW, Oct 11 – Mar 31) |
FY2026 Projected (1,200 MW, May 22 – Mar 31) |
|---|---|---|
| Bilateral Contract Volume | 600 MW | 1,200 MW ×2 |
| Balancing Market Share | 34.2% (@ ¥6.68/ΔkW·h) | 44% |
| Pumped-Hydro Bilateral Share | 65.8% (incl. surplus utilization & natural surplus) @ ¥0.47/ΔkW·h |
41% (pure bilateral) |
| Surplus Utilization Share | (included in 65.8% above) | 15% |
| Blended Procurement Cost | ¥2.75/ΔkW·h | Expected to decrease further |
| Primary Market Procurement | Shortfall in majority of 30-min slots | Bilateral expansion to fill gap |
| Composite Market Settlement Rate | ≥100% (post Mar 14 day-ahead switch) | Competitive conditions maintained |
| Single-Unit Max Capacity Basis | 1,000 MW | 1,360 MW (post nuclear restart) |
Source: METI 19th Electricity and Gas Trading Surveillance Committee System Design and Monitoring Subcommittee, Document 5-4 (30 March 2026)
Policy Rationale for Expanding to 1,200 MW in FY2026
FY2026 procurement volumes are expected to increase compared to FY2025 due to three structural factors: ① end of natural surplus deductions (increasing procurement volume); ② nuclear restarts raising the single-unit maximum capacity from 1,000 MW to 1,360 MW, increasing required volumes; ③ revision of primary market procurement calculation methodology from 3σ to 1σ (reducing procurement volume). Even with a 1,200 MW bilateral contract, overall FY2026 procurement volumes will exceed FY2025 levels, preserving market participation opportunities for generators.
The projected FY2026 composite market procurement portfolio is: balancing market 44%, pumped-hydro bilateral contract 41%, surplus utilization 15%. This portfolio maintains market competitive conditions while using the low-cost bilateral contract to reduce cost escalation risk — achieving a balanced outcome across the three policy objectives of stable supply, ensuring generator participation opportunities, and cost appropriateness and transparency.
Sources: ① TEPCO Power Grid Co., Ltd., "Notice of Review of Weekly Market Product Procurement Volumes in the Balancing Market Following the Conclusion of Discretionary Contracts Using Pumped-Hydro Generators" (22 May 2026); ② 19th METI Electricity and Gas Trading Surveillance Committee System Design and Monitoring Subcommittee, Document 5-4, "FY2026 Pumped-Hydro Bilateral Contract in the Tokyo Area" (30 March 2026)
Source: EPRX Announcement "Notice of Review of Procurement Volume of Composite Market Products due to Conclusion of Discretionary Contracts using Pumped-Hydro Power Generators in the Tokyo Area"