FY2029 容量市場主要拍賣結果深度分析：全9地區首次超過指標價格，Net CONE 2倍化改革在即

前言：歷史性轉折點

2026年1月20日，OCCTO（電力廣域的運営推進機関）公布了2029年度容量市場主要拍賣（第6回）的約定結果。這份結果創下多項歷史紀錄，標誌著日本電力供應結構正面臨深刻的結構性轉變。

最引人注目的是：全9個地區的約定單價首次全數超過指標價格（Net CONE：10,075日圓/kW）。這是自2021年第1回拍賣以來從未出現過的情況，意味著日本全境的供應能力已進入系統性緊張狀態。

核心數據一覽

地區別約定單價分析

本次拍賣呈現明顯的「市場分割」結構，9個地區分為兩個價格層級：

上限價格組（15,111〜15,112日圓/kW）

東北、東京、九州三個地區達到上限價格（指標價格×1.5倍），代表這些地區的供應能力已嚴重不足，即使以最高允許價格也無法吸引足夠的新增供應。

• 東北地區：15,111日圓/kW，追加調達量91萬kW
• 東京地區：15,111日圓/kW，追加調達量432萬kW（最大缺口）
• 九州地區：15,112日圓/kW，追加調達量165萬kW

充足組（12,388日圓/kW）

中部、北陸、關西、中國、四國五個地區形成「充足區塊」，約定單價相同（12,388日圓/kW），雖仍超過指標價格，但尚未達到上限。北海道為14,972日圓/kW，介於兩組之間。

供應結構分析：誰在支撐日本的電力容量？

本次拍賣的應標容量為1億7,231萬kW，約定率96.4%，意味著幾乎所有應標電源均獲落標，供應餘裕極為有限。

電源類型構成

• 安定電源（主要為LNG火力）：約92.8%，仍是絕對主力
• 發動指令電源（含BESS）：715萬kW，達到全國H3需要的4%上限
• 變動電源（太陽能、風力等）：約3.2%

未落標電源的結構

未落標的623萬kW中，約六成為運轉開始超過40年的老舊電源。這些電源即使在高單價環境下也未能獲得落標，反映出市場對老舊設備可靠性的疑慮，以及這些電源在未來幾年內可能退出市場的現實。

容量拠出金的影響：電費上漲壓力

容量市場的費用最終由一般消費者透過電費中的「容量拠出金」承擔。2029年度的約定總金額（2兆2,093億日圓）較前年增加約4,000億日圓，各地區電費的上漲壓力如下：

制度改革：Net CONE 2倍化與約定方式2段階化

2026年3月的第112回制度檢討作業部會中，資源能源廳提出了重大改革方案，預計自2026年度起實施：

1. 指標價格（Net CONE）引調至約2倍

現行Net CONE為10,075日圓/kW，改革案將引調至約20,500日圓/kW（約2.05倍）。計算方式為：新設LNG火力的固定費用（Gross CONE）扣除卸電力市場等其他市場的預期收益（約34%）。這一水準與英國容量市場的設計邏輯相近。

2. 約定方式2段階化（單一價格 + 競價得標）

現行制度對所有落標電源適用相同的約定單價（單一價格制）。改革案引入2段階方式：

• 投標價格低於地區價格的電源：適用單一價格
• 投標價格高於地區價格的電源：適用競價得標方式（類似Pay-as-bid）

此設計旨在抑制供應充足地區的過度支付，同時確保供應緊張地區的容量確保。

3. 目標調達量見直

2026年度的供應力預測顯示，東京地區的年間EUE（預期供應不足量）已超過目標停電量。2028年度以後，預計多個地區將出現類似情況，因此目標調達量的計算基準（需求預測、供應力評估前提）也將一併見直。

對BESS投資者的啟示

本次拍賣結果對電池儲能系統（BESS）投資者傳遞了幾個重要訊號：

正面訊號

• 發動指令電源上限已達：715萬kW已觸及4%上限，顯示市場對BESS的需求旺盛，但同時也意味著現有BESS容量已接近飽和
• Net CONE 2倍化：若改革實施，容量市場收益將大幅提升，BESS的IRR預測需要全面更新
• 東京/東北/九州高單價：在這三個地區新設BESS，可享受15,000日圓/kW以上的容量費用，投資吸引力顯著

風險提示

• 4%上限的政策不確定性：若上限未調整，未來BESS新增容量可能面臨無法全數落標的風險
• 約定方式2段階化的影響：競價得標方式對高成本BESS不利，需仔細評估投標策略
• 容量拠出金上漲的社會壓力：2兆日圓以上的市場規模引發社會關注，政策調整的不確定性增加

歷年約定單價趨勢

結語

FY2029容量市場主要拍賣結果是日本電力供應結構轉型的重要里程碑。全9地區首次超過指標價格、東北/東京/九州達到上限價格、約定總金額突破2兆日圓，這些數據共同指向一個結論：日本的電力供應能力正在系統性地收緊，而現行的容量市場制度已無法充分反映真實的供應成本。

Net CONE 2倍化改革若如期實施，將從根本上改變容量市場的投資邏輯。BESS業者、傳統火力業者、以及電力消費者，都需要在這一政策轉折點前重新評估自身的市場定位與財務預測。

FY2029容量市場メインオークション結果分析：全9エリア指標価格超過、Net CONE2倍化改革の全体像

はじめに：歴史的な転換点

2026年1月20日、OCCTO（電力広域的運営推進機関）は2029年度向け容量市場メインオークション（第6回）の約定結果を公表しました。この結果は複数の歴史的記録を更新し、日本の電力供給構造が深刻な構造変化に直面していることを示しています。

最も注目すべき点は、全9エリアの約定単価が初めて指標価格（Net CONE：10,075円/kW）を超過したことです。2021年の第1回オークション以来、初めての事態であり、日本全土の供給力が系統的に逼迫していることを意味します。

主要指標サマリー

エリア別約定単価の分析

今回のオークションは明確な「市場分断」構造を示しており、9エリアは大きく2つの価格層に分かれています。

上限価格グループ（15,111〜15,112円/kW）

東北・東京・九州の3エリアが上限価格（指標価格×1.5倍）に達しました。これらのエリアでは、最高許容価格でも十分な新規供給力を確保できない状態を意味します。

• 東北エリア：15,111円/kW、追加調達量91万kW
• 東京エリア：15,111円/kW、追加調達量432万kW（最大の不足）
• 九州エリア：15,112円/kW、追加調達量165万kW

充足ブロック（12,388円/kW）

中部・北陸・関西・中国・四国の5エリアが「充足ブロック」を形成し、同一の約定単価（12,388円/kW）となりました。指標価格は超過しているものの、上限には達していません。北海道は14,972円/kW と中間的な位置づけです。

供給構造の分析

応札容量1億7,231万kWに対して落札率96.4%は、ほぼすべての応札電源が落札されたことを意味し、供給余力が極めて限定的であることを示しています。

電源種別構成

• 安定電源（主にLNG火力）：約92.8%、依然として圧倒的な主力
• 発動指令電源（BESSを含む）：715万kW、全国H3需要の4%上限に到達
• 変動電源（太陽光・風力等）：約3.2%

非落札電源の構造

非落札の623万kWのうち、約6割が運転開始40年以上の老朽電源です。高単価環境でも落札できなかったことは、市場が老朽設備の信頼性に懸念を持っていることを示しており、これらの電源が近い将来に市場から退出する可能性を示唆しています。

容量拠出金への影響

容量市場のコストは最終的に「容量拠出金」として一般消費者の電気料金に転嫁されます。2029年度の約定総額（2兆2,093億円）は前年比約4,000億円増加しており、各エリアの試算は以下の通りです。

制度改革：Net CONE 2倍化と約定方式2段階化

2026年3月の第112回制度検討作業部会では、2026年度からの実施を目指した重大な改革案が提示されました。

1. 指標価格（Net CONE）の約2倍への引き上げ

現行Net CONEの10,075円/kWを約20,500円/kW（約2.05倍）へ引き上げる案が示されました。算定方法は、新設LNG火力の固定費（Gross CONE）から卸電力市場等での期待収益（約34%）を控除するもので、英国の容量市場設計と同様のアプローチです。

2. 約定方式のシングルプライス2段階化

現行のシングルプライス制に加え、エリアプライスを上回る電源にはペイアズビッドに近いマルチプライス方式を適用する2段階制の導入が検討されています。供給力が充足しているエリアへの過剰支払いを抑制しつつ、逼迫エリアでの供給力確保を両立させる設計です。

3. 目標調達量の見直し

2026年度の供給力想定において東京エリアのEUEが目標停電量を超過しており、2028年度以降は複数エリアで同様の状況が見込まれるため、目標調達量の算定諸元も見直されます。

BESS投資家への示唆

ポジティブシグナル

• 発動指令電源の上限到達：715万kWが4%上限に到達、BESSへの旺盛な需要を示す
• Net CONE 2倍化：実施されれば容量市場収益が大幅に改善、IRR試算の全面更新が必要
• 東京・東北・九州の高単価：これらのエリアでの新設BESSは15,000円/kW超の容量収益が期待できる

リスク要因

• 4%上限の政策不確実性：上限が変更されなければ、将来の新規BESS容量が全量落札できないリスク
• 約定方式2段階化の影響：ペイアズビッド方式は高コストBESSに不利、入札戦略の慎重な検討が必要
• 容量拠出金増加への社会的圧力：2兆円超の市場規模が社会的注目を集め、政策変更リスクが増大

歴年推移

まとめ

FY2029容量市場メインオークション結果は、日本の電力供給構造転換における重要な節目です。全9エリアが指標価格を超過し、東北・東京・九州が上限価格に達し、約定総額が2兆円を突破したことは、日本の電力供給力が系統的に逼迫しており、現行の容量市場制度が真の供給コストを適切に反映できていないことを示しています。

Net CONE 2倍化改革が予定通り実施されれば、容量市場の投資ロジックは根本的に変わります。BESS事業者、従来型火力事業者、そして電力消費者は、この政策転換点を前に、自らの市場ポジションと財務予測を再評価する必要があります。

FY2029 Japan Capacity Market Main Auction Results: All 9 Areas Exceed Net CONE for the First Time, Reform Imminent

Introduction: A Historic Inflection Point

On January 20, 2026, OCCTO (Organization for Cross-regional Coordination of Transmission Operators) published the results of the FY2029 Capacity Market Main Auction (6th round). These results broke multiple records and signal a profound structural transformation in Japan's electricity supply landscape.

The most significant development: for the first time since the inaugural auction in 2021, all 9 regional areas exceeded the benchmark price (Net CONE: ¥10,075/kW). This unprecedented outcome indicates that Japan's power supply capacity has entered a state of systemic tightness across the entire country.

Key Metrics at a Glance

Area-by-Area Unit Price Analysis

This auction revealed a clear "market fragmentation" structure, with the 9 areas splitting into two distinct price tiers.

Ceiling Price Group (¥15,111–15,112/kW)

Tohoku, Tokyo, and Kyushu reached the ceiling price (benchmark × 1.5), indicating that even at the maximum allowable price, sufficient new supply capacity cannot be secured in these areas.

• Tohoku Area: ¥15,111/kW, additional procurement: 910 MW
• Tokyo Area: ¥15,111/kW, additional procurement: 4,320 MW (largest shortfall)
• Kyushu Area: ¥15,112/kW, additional procurement: 1,650 MW

Sufficient Block (¥12,388/kW)

Chubu, Hokuriku, Kansai, Chugoku, and Shikoku formed a "sufficient block" at the same unit price (¥12,388/kW). While above the benchmark, they did not reach the ceiling. Hokkaido settled at ¥14,972/kW, occupying an intermediate position.

Supply Structure Analysis

With a fill rate of 96.4% against 172,310 MW of bids, virtually all bidding capacity was contracted, indicating extremely limited supply headroom.

Generation Mix

• Stable Power Sources (primarily LNG thermal): ~92.8%, still the overwhelming majority
• Dispatch Command Sources (including BESS): 7,150 MW, reaching the 4% cap of national H3 demand
• Variable Sources (solar, wind, etc.): ~3.2%

Structure of Non-Contracted Capacity

Of the 6,230 MW that failed to contract, approximately 60% consists of plants over 40 years old. Their failure to secure contracts even at elevated prices reflects market concerns about aging infrastructure reliability and foreshadows their likely exit from the market in coming years.

Impact on Capacity Charges

Capacity market costs are ultimately passed to consumers through "capacity charges" in electricity bills. The FY2029 contracted amount (¥2.2 trillion) represents approximately ¥400 billion more than the previous year. Estimated capacity charges by area:

Regulatory Reform: Net CONE Doubling and Two-Tier Pricing

The 112th System Review Working Group in March 2026 proposed major reforms targeting implementation from FY2026.

1. Net CONE Approximately Doubled

The current Net CONE of ¥10,075/kW would be raised to approximately ¥20,500/kW (~2.05×). The calculation methodology mirrors the UK capacity market approach: Gross CONE (fixed costs of new LNG thermal) minus expected revenues from other markets (~34% of Gross CONE).

2. Two-Tier Pricing: Single Price + Pay-as-Bid

The current uniform single-price mechanism would be supplemented with a pay-as-bid component for sources bidding above the area price. This design aims to suppress overpayment in supply-sufficient areas while maintaining capacity security in constrained areas.

3. Target Procurement Volume Revision

The Tokyo area's annual EUE (Expected Unserved Energy) already exceeds the target blackout level in the FY2026 supply outlook. Multiple areas are expected to face similar situations from FY2028 onward, necessitating revisions to the procurement target calculation methodology.

Implications for BESS Investors

Positive Signals

• Dispatch command ceiling reached: 7,150 MW hitting the 4% cap demonstrates strong market demand for BESS
• Net CONE doubling: If implemented, capacity market revenues will significantly improve, requiring comprehensive IRR forecast updates
• High unit prices in Tokyo/Tohoku/Kyushu: New BESS in these areas can expect capacity revenues exceeding ¥15,000/kW

Risk Factors

• 4% cap policy uncertainty: If the cap remains unchanged, future BESS additions may face partial contracting risk
• Pay-as-bid mechanism impact: This mechanism disadvantages high-cost BESS; careful bidding strategy evaluation is required
• Social pressure from rising capacity charges: The ¥2+ trillion market scale draws public scrutiny, increasing policy change risk

Historical Trend

Conclusion

The FY2029 Capacity Market Main Auction results represent a critical milestone in Japan's electricity supply transformation. All 9 areas exceeding the benchmark price, three areas hitting the ceiling, and total contracted amounts surpassing ¥2 trillion collectively point to one conclusion: Japan's power supply capacity is systemically tightening, and the current capacity market design can no longer adequately reflect true supply costs.

If the Net CONE doubling reform proceeds as planned, it will fundamentally reshape capacity market investment logic. BESS operators, conventional thermal generators, and electricity consumers alike must reassess their market positioning and financial projections ahead of this policy inflection point.