日本容量市場完全解析：制度設計、拍賣機制與容量確保契約約款

前言：為何需要容量市場？

在電力市場自由化的浪潮下，日本電力系統面臨一個根本性矛盾：現貨市場的電價信號雖能有效引導短期供需平衡，卻難以激勵發電業者進行長期的新建投資或維持老舊機組的運轉。當再生能源大量滲透、傳統火力電廠因利潤下滑而退出市場時，系統備用容量（供給充裕性）的維持便成為嚴峻挑戰。

容量市場（容量市場）正是為解決這一「缺失的資金（Missing Money）」問題而設計的制度性解方。透過提前4年的容量拍賣，電力廣域的運營推進機關（OCCTO）向容量提供事業者支付「容量確保契約金額」，作為其在未來特定年度（實需給年度）維持可用容量的對價，從而確保全國電力系統的長期供電充裕性。

市場架構：誰是參與者？

容量市場的核心運作主體為電力廣域的運營推進機關（OCCTO），其角色相當於市場運營者（Market Operator）。容量提供事業者（容量提供事業者）則是市場的供給方，包括傳統火力、核電、水力、抽水蓄能、再生能源（太陽能、風力）及需量反應（DR）資源的擁有者或運營者。根據《容量確保契約約款》第1條，簽訂容量確保契約的容量提供事業者，在實需給年度期間必須是電氣供給事業者（電力零售商）或被認定為準電氣供給事業者的主體。這一規定確保了市場參與者具備實際的電力供給能力，而非純粹的金融投機者。

拍賣機制：三市場並列說明

日本容量市場體系由三種拍賣機制構成，各自針對不同的政策目標與時間軸，共同確保電力系統的長期供給充裕性。三者的容量收入最終均透過容量拠出金機制，由電力零售事業者依銷售電量比例分擔，再轉嫁至終端消費者。

主容量市場：四年前的容量採購

容量市場的核心交易機制是「主要拍賣（Main Auction）」，在實需給年度的4年前舉行。OCCTO根據未來的預測需要供給力，設定必要供給力目標，並向市場徵集容量提供事業者的投標。拍賣採用統一價格出清機制，所有成功投標者均以相同的市場出清價格成交。

除主要拍賣外，《容量確保契約約款》第6條規定了兩種追加拍賣機制，以應對主要拍賣後供需狀況的變化。追加採購拍賣（Procurement Auction）：當主要拍賣所確保的供給力不足以滿足必要供給力時，OCCTO在實需給年度的1年前舉行追加採購拍賣，補足缺口。釋放拍賣（Release Auction）：當主要拍賣確保的供給力超過必要供給力時，OCCTO舉行釋放拍賣，允許已簽約的容量提供事業者將部分契約容量釋放回市場，避免過度採購造成的社會成本浪費。此外，特別拍賣（Special Auction）可在OCCTO認定存在供電緊迫風險時舉行。

容量確保契約金額：計算公式詳解

容量確保契約金額是容量市場的核心財務機制，其計算公式由《容量確保契約約款》第7條明確規定：

契約単價計算方法：加權平均公式

當主要拍賣與調達拍賣同時存在落標電源時，契約単價的計算公式為：

計算範例：標準火力電廠

以一座典型的 100 MW天然氣火力電廠 為例，假設在主要拍賣中落標：

年度契約金額計算：

• 契約単價：¥14,000/kW年
• 容量確保契約金額：¥14,000 × 100,000 kW = ¥1,400,000,000/年（假設無經濟懲罰）
• 每月支付金額：¥1,400,000,000 ÷ 12 = ¥116,666,666/月

非效率石炭火力電源的減額計算

自2025年度實需給年度起，對於設計效率（高位發熱値基準）未達42%的石炭火力電源，容量確保契約金額需扣除20%的減額。以同樣100 MW老舊石炭電廠為例：

容量拠出金：電力零售商的負擔機制

容量市場的費用最終由電力零售商以「容量拠出金」形式承擔，計算公式為：

以市場展望數據為例：假設某小売商年度供給力為 5 TWh，全市場小売商年度供給力合計為 800 TWh，容量確保契約金額總額為 ¥600,000,000,000：

• 分擔比例：5 TWh ÷ 800 TWh = 0.625%
• 容量拠出金：¥600,000,000,000 × 0.625% = ¥3,750,000,000/年
• 每月分擔：¥312,500,000/月

每月支付機制

容量確保契約金額並非一次性支付，而是分12個月（實需給年度的9月至翌年8月）按月支付。每月支付金額為年度契約金額除以12（最終月分為年度總額減去前11個月支付總額）。OCCTO於每月月末（金融機關休業日則提前至前一營業日）完成支付或請求。

履行義務：容量提供事業者的責任

容量市場的核心邏輯在於「付費換可用性（Pay for Availability）」。容量提供事業者在獲得容量確保契約金額的同時，必須承擔一系列嚴格的履行義務，這些義務貫穿從契約簽訂到實需給年度結束的整個生命週期。

供需平衡評估

根據第9條，OCCTO在實需給前日，基於翌日計畫、氣象資訊等必要資訊，進行供需平衡評估，每30分鐘區分「平常時」（正常狀態）與「広域予備率低下時」（廣域備用率下降時），並公開評估結果。這一機制是容量市場與現貨市場連動的關鍵介面，確保容量市場所採購的備用容量能在需要時真正發揮作用。

容量停止計畫（容量停機計畫）

第10條規定，安定電源及変動電源（単独）提供者必須在OCCTO規定的期限前提交容量停止計畫（計畫性停機申報）。計畫停止期間的認定標準包括：在實需給2年前提交的計畫中記載的期間、在前月末日前提交的計畫中記載的期間，以及在前週二17時前提交的計畫中在供需平衡評估判定為平常時的期間。這一分層次的申報機制，既保障了系統運營的可預測性，也為發電業者提供了合理的計畫靈活性。

電源等差替（電源替換）

第11條允許容量提供事業者在符合OCCTO容量市場業務手冊規定的條件下，以其他電源替換原契約電源，提供了一定的靈活性。這一機制對於擁有多個發電資產的大型電力公司尤為重要，允許其在資產組合層面進行最優化管理。

市場退出：13種觸發條件

《容量確保契約約款》第12條詳細列舉了13種導致契約電源全部或部分市場退出的情形，涵蓋了從電源廢止、替代失敗、文件未提交到FIT/FIP電源被發現等各種情況。其中，幾個值得特別關注的條件包括：既有火力電源若在「長期脫碳電源拍賣」中得標，其對應容量將退出容量市場，確保兩個市場機制之間的協調，避免重複補貼。発電指令電源（可調度電源）若未在規定期限前提交有效性測試（有效性測試）結果，或測試結果未達契約容量，其對應容量將退出市場。

違約罰則體系：三層次懲罰機制

容量市場建立了完整的三層次違約罰則體系，分別針對市場退出、實需給期間前及實需給期間中的違約行為，形成了嚴密的合規激勵機制。

第20條設有實需給期間中經濟罰則的上限（Penalty Cap），防止單一事件造成過度的財務衝擊。第22條規定了容量確保契約金額的月度精算機制，確保罰則的及時扣除與資金的合理流轉。

過渡措施：舊電源的特別處理

《容量確保契約約款》附則（附則）包含四套針對不同時期舊電源的過渡措施，反映了容量市場從2020年施行以來的制度演進。2020年6月施行的附則（2025年1月30日改定）針對「経過措置対象電源（過渡措施對象電源）」，提供了特別的容量確保契約金額計算方式及釋放拍賣相關規定。2025年1月施行的最新附則則更新了市場退出時的罰則計算方式，反映了對市場初期運作經驗的總結與改進。

對市場參與者的實務影響

對於電力零售商而言，容量市場的費用最終將以「容量拠出金（容量拍賣費用）」的形式，按照各零售商的供給力比例分攤至終端用戶的電費中。理解容量市場的運作機制，有助於零售商更精確地預測成本結構，制定更具競爭力的電費方案。對於發電業者而言，容量市場提供了穩定的容量費用收入，降低了長期投資的財務風險。然而，嚴格的履行義務與罰則機制也要求發電業者建立完善的資產管理與合規體系。特別是非效率石炭火力電源的20%減額規定，將加速老舊煤電機組的退役決策。

結語：容量市場的未來展望

日本容量市場自2020年啟動以來，已歷經多次制度完善，逐步建立起較為成熟的運作體系。2026年2月的最新修訂，特別是對非效率石炭火力電源的減額規定，清晰地傳遞了政策導向：在確保供電充裕性的同時，推動電源結構的低碳化轉型。展望未來，如何在保障系統安全的前提下，為新型電源（如大型蓄電池、氫能發電）提供合理的市場准入機制，將是日本容量市場下一階段改革的核心議題。

日本容量市場完全解説：制度設計・オークション仕組みと容量確保契約約款

はじめに：なぜ容量市場が必要なのか

電力市場自由化の流れの中で、日本の電力システムは根本的な矛盾に直面しています。スポット市場の電力価格シグナルは短期的な需給バランスを効率的に調整できますが、発電事業者が長期的な新規投資を行ったり、老朽化した設備を維持したりするインセンティブを十分に提供することはできません。再生可能エネルギーの大量導入と従来型火力発電所の収益悪化による市場退出が進む中、システムの予備力（供給充足性）の維持は深刻な課題となっています。

容量市場は、この「欠落した資金（Missing Money）問題」を解決するための制度的解決策として設計されました。4年前の容量オークションを通じて、電力広域的運営推進機関（OCCTO）は容量提供事業者に「容量確保契約金額」を支払い、将来の特定年度（実需給年度）における利用可能容量の維持に対する対価とすることで、全国電力システムの長期的な供給充足性を確保します。

市場構造：参加者は誰か

容量市場の中核的な運営主体はOCCTOであり、その役割は市場運営者（Market Operator）に相当します。容量提供事業者は市場の供給側であり、従来型火力、原子力、水力、揚水発電、再生可能エネルギー（太陽光、風力）、デマンドレスポンス（DR）リソースの所有者または運営者が含まれます。約款第1条に基づき、容量提供事業者は実需給年度において電気供給事業者または準電気供給事業者として認定された主体でなければならず、純粋な金融投機者の参入を排除しています。

オークション仕組み：三市場の並列解説

日本の容量市場体系は三種類のオークション機制で構成されており、それぞれ異なる政策目標と時間軸に対応し、電力システムの長期供給充裕性を共同で確保します。三市場の容量収入は最終的に容量拠出金として、電力小売事業者が販売電力量に応じて負担し、最終的に需要家に転嫁されます。

メイン容量市場：4年前の容量調達

容量市場の中核取引メカニズムは「メインオークション」であり、実需給年度の4年前に実施されます。OCCTOは将来の必要供給力目標を設定し、容量提供事業者からの入札を募集します。オークションは統一価格出清方式を採用しており、全ての落札者が同一の市場出清価格を受け取ります。

第6条では、メインオークション後の需給状況の変化に対応するため、追加のオークション機制が規定されています。調達オークションはメインオークションで確保した供給力が必要供給力に不足する場合に実施され、リリースオークションはメインオークションで確保した供給力が必要供給力を超過する場合に、既契約の容量提供事業者が契約容量の一部を市場に返却できるよう実施されます。さらに、OCCTOが供電逼迫リスクを認識した場合には特別オークションを実施することができます。

容量確保契約金額：計算式の詳細

容量確保契約金額の計算式は第7条に明確に規定されています：

契約単価の加重平均公式

メインオークションと調達オークションの両方に落札電源が存在する場合、契約単価の計算式は次のとおりです：

計算事例：標準的な火力発電所

典型的な 100 MW天然ガス火力発電所 を例に、メインオークションで落札した場合：

年度契約金額計算：

• 契約単価：¥14,000/kW年
• 容量確保契約金額：¥14,000 × 100,000 kW = ¥1,400,000,000/年（経済的ペナルティなしと仮定）
• 月次支払い金額：¥1,400,000,000 ÷ 12 = ¥116,666,666/月

非効率石炭火力電源の減額計算

2025年度実需給年度以降、設計効率（高位発熱値基準）が42%未満の石炭火力電源には20%の減額が適用されます。同じ100 MWの老朽石炭発電所を例にすると：

容量拠出金：小売電気事業者の負担メカニズム

容量市場の費用は最終的に小売電気事業者が「容量拠出金」として負担し、計算式は次のとおりです：

例として、ある小売事業者の年度供給力が 5 TWh、全市場の小売事業者供給力合計が 800 TWh、容量確保契約金額総額が ¥600,000,000,000 の場合：

• 分担比率：5 TWh ÷ 800 TWh = 0.625%
• 容量拠出金：¥600,000,000,000 × 0.625% = ¥3,750,000,000/年
• 月次分担：¥312,500,000/月

月次支払いメカニズム

容量確保契約金額は一括支払いではなく、実需給年度の9月から翌年8月までの12ヶ月にわたって月次で支払われます。月次支払い金額は年度契約金額を12で除した金額（最終月は年度総額から前11ヶ月の支払い総額を差し引いた金額）です。OCCTOは毎月末日（金融機関休業日の場合は前営業日）に支払いまたは請求を処理します。

履行義務と違反ペナルティ

容量市場の核心ロジックは「可用性に対する支払い（Pay for Availability）」です。容量提供事業者は容量確保契約金額を受け取る一方で、契約締結から実需給年度終了まで厳格な履行義務を負います。

第9条に基づき、OCCTOは実需給前日に翌日計画・気象情報等を基に需給バランス評価を実施し、30分ごとに「平常時」と「広域予備率低下時」を区分して結果を公表します。この機制は容量市場とスポット市場の連動における重要なインターフェースです。第10条では、安定電源および変動電源（単独）提供者は規定期限までに容量停止計画を提出する義務があり、この分層的な申告メカニズムはシステム運用の予測可能性を確保しながら、発電事業者に合理的な計画の柔軟性を提供します。

第20条は実需給期間中のペナルティに上限（ペナルティキャップ）を設け、単一事象による過大な財務影響を防止します。第22条は容量確保契約金額の月次精算メカニズムを規定し、ペナルティの適時控除を確保します。

まとめ：容量市場の今後の展望

日本の容量市場は2020年の開始以来、制度の継続的な改善を経て、比較的成熟した運用体制を確立しています。2026年2月の最新改定、特に非効率石炭火力電源への減額規定は、供給充足性を確保しながら電源構成の低炭素化を推進するという政策方向性を明確に示しています。今後、大型蓄電池や水素発電などの新型電源に対する合理的な市場参入メカニズムの構築が、日本の容量市場の次の改革における中心的な課題となります。

Japan Capacity Market Deep Dive: System Design, Auction Mechanism & Contract Terms

Introduction: Why Does Japan Need a Capacity Market?

In the wake of electricity market liberalization, Japan's power system faces a fundamental paradox. While spot market price signals efficiently balance short-term supply and demand, they fail to provide sufficient incentives for generators to make long-term investments in new capacity or maintain aging facilities. As renewable energy penetration deepens and conventional thermal plants exit the market due to declining profitability, maintaining system reserve capacity — or supply adequacy — has become a critical challenge.

The capacity market (容量市場) is the institutional solution designed to address this "Missing Money" problem. Through capacity auctions held four years in advance, the Organization for Cross-regional Coordination of Transmission Operators (OCCTO) pays capacity providers a "Capacity Assurance Contract Amount" as compensation for maintaining available capacity during a specified future delivery year, thereby ensuring the long-term supply adequacy of Japan's national power system.

Market Architecture: Who Are the Participants?

OCCTO serves as the Market Operator at the core of the capacity market. Capacity providers — the supply side of the market — include owners and operators of conventional thermal power, nuclear, hydro, pumped storage, renewable energy (solar, wind), and demand response (DR) resources. Under Article 1 of the Contract Terms, capacity providers must be electricity retailers or entities recognized as prospective retailers during the delivery year, ensuring that participants have genuine power supply capabilities rather than being purely financial speculators.

Auction Mechanism: Three-Market Parallel Overview

Japan's capacity market system comprises three auction mechanisms, each targeting different policy objectives and timelines, collectively ensuring long-term supply adequacy. Capacity revenues from all three markets are ultimately recovered through the Capacity Contribution Charge (容量拠出金), allocated to electricity retailers in proportion to their sales volume and passed through to end consumers.

Main Capacity Market: Procuring Capacity Four Years Ahead

The core trading mechanism of the capacity market is the Main Auction (メインオークション), conducted four years before the delivery year. OCCTO sets a Required Supply Capacity target based on future demand forecasts and solicits bids from capacity providers. The auction uses a uniform-price clearing mechanism, where all successful bidders receive the same market clearing price.

Article 6 of the Contract Terms establishes supplementary auction types to address post-Main Auction supply-demand changes. The Procurement Auction (調達オークション) is held one year before the delivery year when the Main Auction has procured insufficient capacity. Conversely, the Release Auction (リリースオークション) allows contracted providers to return excess capacity to the market when the Main Auction has over-procured. A Special Auction (特別オークション) may also be held when OCCTO identifies emerging supply security concerns.

Contract Amount Calculation: The Core Financial Formula

The Capacity Assurance Contract Amount is the central financial mechanism of the capacity market. Article 7 of the Contract Terms specifies the calculation formula:

Unit Contract Price: Weighted Average Formula

When both the Main Auction and Procurement Auction have successful bidders, the Unit Contract Price is calculated as:

Worked Example: Standard Gas-Fired Power Plant

Using a typical 100 MW natural gas combined-cycle power plant that wins the Main Auction as an example:

Annual Contract Amount Calculation:

• Unit Contract Price: ¥14,000/kW·year
• Capacity Assurance Contract Amount: ¥14,000 × 100,000 kW = ¥1,400,000,000/year (assuming no economic penalties)
• Monthly Payment: ¥1,400,000,000 ÷ 12 = ¥116,666,666/month

Inefficient Coal Plant: 20% Reduction Calculation

From the FY2025 delivery year, coal plants with a design efficiency (Higher Heating Value basis) below 42% face a 20% reduction. Using the same 100 MW plant as an aging coal facility:

Capacity Contribution Fee: How Retailers Bear the Cost

The total capacity market cost is ultimately borne by electricity retailers as a "capacity contribution fee" (容量拠出金), calculated as:

As a numerical example: assume a retailer's annual supply volume is 5 TWh, total market supply volume is 800 TWh, and the total Capacity Assurance Contract Amount is ¥600,000,000,000:

• Allocation ratio: 5 TWh ÷ 800 TWh = 0.625%
• Capacity Contribution Fee: ¥600,000,000,000 × 0.625% = ¥3,750,000,000/year
• Monthly allocation: ¥312,500,000/month

Monthly Payment Mechanism

The Capacity Assurance Contract Amount is not paid in a lump sum. It is distributed across 12 monthly payments from September of the delivery year through August of the following year. Each monthly payment equals the annual contract amount divided by 12 (with the final month receiving the annual total minus the sum of the prior 11 monthly payments). OCCTO processes payments or billing by the last business day of each month (or the preceding business day if that date falls on a bank holiday).

Performance Obligations: The Responsibilities of Capacity Providers

The core logic of the capacity market is "Pay for Availability." In exchange for receiving the contract amount, capacity providers assume stringent performance obligations spanning the entire contract lifecycle from execution through the delivery year.

Under Article 9, OCCTO conducts a supply-demand balance assessment on the day before each delivery day, distinguishing between "normal conditions" and "low regional reserve margin conditions" in 30-minute intervals and publishing the results publicly. This mechanism serves as the critical interface between the capacity market and the spot market. Article 10 requires providers of stable power sources and standalone variable power sources to submit Capacity Suspension Plans by OCCTO-specified deadlines, with a tiered submission timeline that balances system predictability with operational flexibility for generators.

Market Exit: 13 Triggering Conditions

Article 12 enumerates 13 conditions that trigger full or partial market exit for a contracted power source. These range from retirement or decommissioning decisions and failed source substitutions to non-submission of required documents and post-contract discovery of FIT/FIP status. Two conditions deserve particular attention: first, if an existing thermal power source wins a bid in the Long-term Decarbonization Power Source Auction, its corresponding capacity exits the capacity market, preventing double subsidization. Second, dispatchable power sources that fail effectiveness tests (有效性測試) face partial or full market exit, ensuring that procured capacity is genuinely available when needed.

Penalty Structure: A Three-Tier Enforcement System

The capacity market establishes a comprehensive three-tier penalty system targeting non-compliance at different stages of the contract lifecycle, creating a robust compliance incentive structure.

Article 20 establishes a cap on during-delivery period penalties, preventing a single incident from causing disproportionate financial impact. Article 22 governs the monthly settlement of contract amounts, ensuring timely deduction of penalties from monthly payments and proper fund transfers between OCCTO and capacity providers.

Practical Implications for Market Participants

For electricity retailers, capacity market costs are ultimately passed through to end consumers as "capacity contribution fees" (容量拠出金), allocated proportionally based on each retailer's supply capacity share. Understanding the capacity market's mechanics enables retailers to more accurately forecast their cost structures and design more competitive retail tariffs. For generators, the capacity market provides stable capacity fee income that reduces the financial risk of long-term investment decisions, though the stringent performance obligations and penalty mechanisms require robust asset management and compliance systems. The 20% reduction for inefficient coal plants will accelerate retirement decisions for aging coal units. For renewable energy developers, the capacity market offers an additional revenue stream, but the recognized contract capacity for variable sources and effectiveness test requirements demand careful attention during project planning.

Conclusion: The Road Ahead for Japan's Capacity Market

Since its launch in 2020, Japan's capacity market has undergone continuous institutional refinement, establishing a relatively mature operational framework. The February 2026 revision — particularly the 20% reduction for inefficient coal power — clearly signals the policy direction: ensuring supply adequacy while driving the decarbonization of the generation mix. Looking ahead, how to provide appropriate market access mechanisms for new resource types — such as large-scale battery storage and hydrogen power generation — while maintaining system security will be the central challenge for the next phase of Japan's capacity market reform.