日本電力交易三大市場全解析：JEPX 現貨、EPRX 調整力與容量市場的目的、機制與時間軸
前言：日本電力市場的三層架構
要全面理解日本電力市場的運作邏輯，必須從三個相互補充、各司其職的市場層次著手。第一層是 JEPX 現貨市場，負責電力能源的即時與前日交易，決定每個 30 分鐘商品的邊際電價（日圓/kWh）——詳細的競價機制與市場參與者說明請參閱第 21 篇：JEPX 交易制度完全指南。第二層是 EPRX 需給調整市場，負責採購維持電力系統頻率穩定所需的調整力（日圓/ΔkW/30 分），確保系統在供需波動時能夠即時平衡——五種商品類型與 2026 年改革詳情請參閱第 15 篇：EPRX 需給調整市場入門。第三層則是本文的主角——容量市場（容量機制），負責確保未來數年的供給能力充裕性（日圓/kW/年），防止電力短缺的系統性風險。
日本三大電力市場架構
三大市場投標時間軸比較
現貨市場
需給調整市場
容量機制
※ EPRX 三次調整力①②均已改為前日入札。LTDA 長期脱碳電源拍賣亦於約4年前進行，合約20年。
這三個市場在時間維度上形成互補：JEPX 處理當下與明日的能源交易，EPRX 確保即時的系統平衡能力，而容量市場則著眼於 4 年後的供給充裕性。三者共同構成日本電力系統改革後的市場化基礎設施，缺一不可。
什麼是容量市場（容量機制）？
容量市場（Capacity Market，容量機制）是日本電力系統改革的重要組成部分，由廣域的電力流通推進機關（OCCTO，Organization for Cross-regional Coordination of Transmission Operators）負責組織與運營。其核心目的是確保日本電力系統在未來數年內擁有足夠的供給能力（kW），防止因投資不足而導致的電力短缺風險。
容量市場的設立背景，源於日本電力市場自由化後的一個根本性市場失靈問題：在純粹的能源市場（Energy-only Market）中，電力批發價格的不確定性使得新電源投資的回收期難以預測，導致投資不足的風險。容量市場透過向電源業者提供「容量報酬」（Capacity Remuneration），為其未來的供給能力提供額外的收益保障，從而激勵必要的新投資並維持現有電源的可用性。
容量市場的運作邏輯可以用一個簡單的類比來理解：就像航空公司會預先銷售機票以確保航班的座位容量，容量市場讓電力系統的「容量買家」（一般送配電事業者，代表電力消費者）提前 4 年向「容量賣家」（發電業者）購買未來的供電能力保證。
市場結構：主要拍賣與長期脫碳電源拍賣
日本容量市場目前包含兩種主要的採購機制，分別針對不同類型的電源與投資需求。
主要拍賣（Main Auction）
主要拍賣是容量市場的核心機制，每年舉辦一次，採購 4 年後（交付年度）所需的供給能力。拍賣採用「統一清算價格」（Uniform Clearing Price）方式，即所有中標電源均以相同的邊際清算價格獲得容量報酬，而非各自的投標價格。
| 項目 | 說明 |
|---|---|
| 主辦機構 | OCCTO（廣域機関） |
| 拍賣週期 | 每年一次 |
| 交付年度 | 拍賣年度 + 4 年 |
| 清算方式 | 統一清算價格（Uniform Clearing Price） |
| 報酬單位 | 日圓/kW/年 |
| 資金流向 | 小売電気事業者繳納容量拠出金 → OCCTO 分配給中標電源 |
主要拍賣的歷史結果顯示，容量報酬水準逐年上升，反映了日本電力系統對新投資的迫切需求。第 1 次拍賣（2020 年，針對 2024 年度交付）的全國平均容量報酬為每 kW/年 14,137 日圓；第 4 次拍賣（2024 年，針對 2028 年度交付）的成交量達到 166.21GW，總金額創下 1 兆 8,506 億日圓的歷史新高，較第 3 次拍賣增加約 41%，平均容量報酬為每 kW/年 11,134 日圓。
長期脫碳電源拍賣（LTDA）
長期脫碳電源拍賣（Long-Term Decarbonization Power Source Auction，LTDA）是 2023 年度由 OCCTO 啟動的特殊容量採購機制，專門針對需要長期收益保障才能實現投資回收的脫碳電源。
| 項目 | 說明 |
|---|---|
| 適用電源 | 再生能源（水力、地熱、生質能）、系統用蓄電池、揚水發電、核能、LNG + 氫/氨混燒 |
| 合約期間 | 20 年固定 |
| 清算方式 | 各自投標價格（Pay-as-Bid） |
| 超額利潤回收 | JEPX/EPRX 等市場超額利潤的 90% 須回繳 OCCTO |
| 容量維持義務 | 合約期間 20 年內須維持約定容量 |
LTDA 的設計邏輯在於：脫碳電源（特別是大型蓄電池、地熱、水力）的初期投資成本高、回收期長，單靠主要拍賣的單年度容量報酬無法支撐投資決策。20 年固定收益合約大幅降低了融資風險，使這類電源的投資可行性顯著提升。截至 2024 年，LTDA 已透過前兩輪拍賣合計採購約 2.7GW 的蓄電池容量（第 1 輪 1.1GW + 第 2 輪 1.3GW + 第 3 輪 0.8GW 含揚水與長時儲能），以及多個水力、地熱項目。
參與資格與投標機制
容量市場的參與資格相對廣泛，凡能在交付年度提供穩定供給能力的電源均可申請。主要參與者類型包括：火力發電（燃氣、燃煤、燃油）、核能、水力（含揚水）、再生能源（太陽能、風力、地熱、生質能）、系統用蓄電池，以及需求反應（DR）資源。
投標流程分為以下幾個主要步驟：首先，OCCTO 公告每次拍賣的目標採購量（Target Procurement Volume）及參考容量報酬（Reference Price）；其次，電源業者提交投標，包含可提供的容量（kW）與投標價格（日圓/kW/年）；接著，OCCTO 依照投標價格由低至高排列，直到累計容量達到目標採購量，最後一個中標投標的價格即為統一清算價格；最後，所有中標電源均按統一清算價格獲得容量報酬，並承擔在交付年度維持約定容量可用性的義務。
若電源在交付年度未能履行容量義務（例如計劃外停機），將面臨「不履行懲罰」（Non-Performance Penalty），按照缺口容量乘以懲罰係數計算罰款，以確保容量報酬與實際供給能力的對應關係。
容量市場與 EPRX、JEPX 的互動關係
三個市場並非相互獨立，而是形成複雜的互動關係，尤其對蓄電池等多市場參與者而言，理解這種互動至關重要。關於 FY2029 容量市場主要拍賣的實際成交數據與區域差價分析，請參閱第 10 篇：2029 年度容量市場主要拍賣結果深度解析。
| 收益來源 | 市場 | 計算基礎 | 典型水準（2024年度） |
|---|---|---|---|
| 容量報酬（主要拍賣） | 容量市場 | 日圓/kW/年 | 約 11,134 日圓/kW/年 |
| 容量報酬（LTDA） | 容量市場 | 日圓/kW/年（20年固定） | 約 10,000〜15,000 日圓/kW/年 |
| 調整力報酬（ΔkW） | EPRX | 日圓/ΔkW/30分 | 複合商品平均 15.70 日圓（2026年前） |
| 現貨套利 | JEPX | 日圓/kWh × MWh | 依價差而異 |
然而，LTDA 合約中的「超額利潤回收條款」（90% Clawback）對收益疊加策略產生重大影響：若 JEPX 或 EPRX 的收益超過基準水準，超額部分的 90% 須回繳 OCCTO。這意味著 LTDA 合約持有者在高電價環境下的上行收益受到嚴格限制，業者在評估 LTDA 與主要拍賣的選擇時，必須仔細權衡收益確定性與上行潛力之間的取捨。
2026 年度容量市場改革動向
日本政府正積極推動容量市場的制度改革，以應對通貨膨脹壓力、新電源投資不足以及市場設計的長期可持續性問題。2026 年度的主要改革方向包括：
第一，指標價格（Reference Price）的調整機制改革。現行制度下，指標價格作為拍賣的上限參考，其計算方式正在檢討，以更準確反映新建電源的實際建設成本（包括通膨因素）。
第二，容量拍賣與脫碳目標的整合。METI 正在研究如何在容量市場設計中更有效地引導投資流向低碳電源，同時確保系統的供給充裕性。
第三，需求側資源（DR）的參與擴大。隨著智慧電表普及率提升和聚合商制度的成熟，需求側資源在容量市場中的參與比例有望進一步提高，為系統提供更靈活的容量保障。
對電力事業者的策略啟示
容量市場的建立，從根本上改變了日本電力投資的風險收益結構。對於不同類型的市場參與者，容量市場帶來的策略啟示各有側重。
對於蓄電池投資者而言，LTDA 的 20 年固定收益合約提供了顯著的融資優勢，但 90% 超額利潤回收條款限制了上行空間。在 EPRX 上限價格下調的背景下，LTDA 的確定性收益相對吸引力上升，但業者仍需在「確定性」與「靈活性」之間做出戰略選擇。
對於火力發電業者而言，容量市場提供了在能源轉型期間維持現有機組可用性的收益保障，但長期來看，隨著再生能源與儲能成本持續下降，火力機組在容量拍賣中的競爭力將逐漸受到挑戰。
對於再生能源開發商而言，LTDA 的 20 年固定合約為水力、地熱等資本密集型電源提供了前所未有的投資確定性，有望推動這類電源的大規模開發。
結語
容量市場是日本電力市場改革拼圖中不可或缺的一塊。它與 JEPX 現貨市場和 EPRX 需給調整市場共同構成了一個完整的市場化電力系統基礎設施：JEPX 決定能源的即時價值，EPRX 確保系統的即時平衡能力，而容量市場則為未來的供給充裕性提供制度性保障。三個市場的有機整合，是日本實現 2030 年再生能源目標（46% 電力來自再生能源）與 2050 年碳中和目標的關鍵制度支柱。對於在日本電力市場中尋求機會的投資者與從業者而言，深入理解這三個市場的互動機制，是制定有效商業策略的前提。如需進一步了解 FY2029 容量市場拍賣的詳細數據，請參閱第 10 篇深度解析。
日本電力取引三大市場完全解説：JEPX現物・EPRX需給調整・容量市場の目的・仕組み・タイムライン
はじめに：日本の電力市場の三層構造
日本の電力市場の運用ロジックを包括的に理解するには、相互補完的な三つの市場層から考察する必要があります。第一層はJEPX現物市場で、電力エネルギーのリアルタイム・前日取引を担い、30分コマごとの限界電力価格（円/kWh）を決定します——入札メカニズムや市場参加者の詳細は第21篇：JEPX取引制度完全ガイドをご覧ください。第二層はEPRX需給調整市場で、電力系統の周波数安定に必要な調整力（円/ΔkW/30分）を調達し、需給変動時の即時バランス調整を担います——五種商品区分と一次オフラインなど詳細は第15篇：EPRX需給調整市場入門をご覧ください。そして第三層が本稿の主題である容量市場（容量メカニズム）です。数年後の供給能力充足性（円/kW/年）を確保し、電力不足の構造的リスクを防ぐ役割を果たします。
日本三大電力市場の構造
三大市場の入札タイムライン比較
スポット市場
需給調整市場
容量メカニズム
※ EPRX 三次調整力①②はいずれも前日入札。LTDAも約4年前に実施、契約期間、20年。
この三市場は時間軸において補完関係にあります。JEPXは現在と翌日のエネルギー取引を処理し、EPRXはリアルタイムの系統バランス能力を確保し、容量市場は4年後の供給充足性を見据えます。三者が一体となって、日本の電力システム改革後の市場化インフラを構成しています。
容量市場（容量メカニズム）とは
容量市場（Capacity Market、容量メカニズム）は日本の電力システム改革の重要な柱であり、広域的運営推進機関（OCCTO）が組織・運営を担います。その核心的な目的は、日本の電力系統が将来にわたって十分な供給能力（kW）を確保し、投資不足による電力不足リスクを防ぐことにあります。
容量市場設立の背景には、電力市場自由化後の根本的な市場の失敗があります。純粋なエネルギー市場（Energy-only Market）では、電力卸売価格の不確実性により新電源投資の回収期間が予測困難となり、投資不足のリスクが生じます。容量市場は電源事業者に「容量報酬」を提供することで、将来の供給能力に対する追加的な収益保証を与え、必要な新規投資を促進するとともに既存電源の可用性を維持します。
容量市場の仕組みは、航空会社が事前に座席を販売して航空便の座席容量を確保するのと似た論理で理解できます。容量市場では、電力系統の「容量買い手」（一般送配電事業者、電力消費者を代表）が4年前に「容量売り手」（発電事業者）から将来の供電能力保証を購入します。
市場構造：メインオークションと長期脱炭素電源オークション
日本の容量市場には現在、異なる電源タイプと投資ニーズに対応した二つの主要な調達メカニズムがあります。
メインオークション
メインオークションは容量市場の中核メカニズムであり、毎年1回開催され、4年後（実需給年度）に必要な供給能力を調達します。オークションは「統一清算価格方式」（Uniform Clearing Price）を採用しており、落札した全電源が同一の限界清算価格で容量報酬を受け取ります。
| 項目 | 内容 |
|---|---|
| 主催機関 | OCCTO（広域機関） |
| 開催頻度 | 年1回 |
| 実需給年度 | オークション年度＋4年 |
| 清算方式 | 統一清算価格方式 |
| 報酬単位 | 円/kW/年 |
| 資金の流れ | 小売電気事業者が容量拠出金を納付 → OCCTOが落札電源に分配 |
メインオークションの実績を見ると、容量報酬水準は年々上昇しており、新規投資への強い需要を反映しています。第1回オークション（2020年、2024年度向け）の全国平均容量報酬は14,137円/kW/年でした。第4回オークション（2024年、2028年度向け）は成約量166.21GW、総額1兆8,506億円と過去最高を記録し、第3回比で約41%増加、平均容量報酬は11,134円/kW/年でした。
長期脱炭素電源オークション（LTDA）
長期脱炭素電源オークション（LTDA）は2023年度にOCCTOが開始した特別な容量調達メカニズムで、長期的な収益保証がなければ投資回収が困難な脱炭素電源を対象としています。
| 項目 | 内容 |
|---|---|
| 対象電源 | 再生可能エネルギー（水力・地熱・バイオマス）、系統用蓄電池、揚水発電、原子力、LNG＋水素/アンモニア混焼 |
| 契約期間 | 20年固定 |
| 清算方式 | 入札価格方式（Pay-as-Bid） |
| 超過利潤回収 | JEPX・EPRX等の市場超過利潤の90%をOCCTOへ返還 |
| 容量維持義務 | 契約期間20年間にわたり約定容量を維持 |
LTDAの設計思想は、脱炭素電源（特に大型蓄電池・地熱・水力）の初期投資コストが高く回収期間が長いため、メインオークションの単年度容量報酬だけでは投資判断を支えられないという課題に対応したものです。20年固定収益契約はファイナンスリスクを大幅に低減し、これらの電源の投資実現可能性を著しく向上させます。2024年までに、LTDAは第1〜3回を通じて合計約2.7GWの蓄電池容量（第1回1.1GW、第2回1.3GW、第3回0.8GW）および複数の水力・地熱案件を調達しています。
参加資格と入札メカニズム
容量市場への参加資格は比較的広く、実需給年度に安定した供給能力を提供できる電源であれば申請可能です。主な参加者タイプは、火力発電（ガス・石炭・石油）、原子力、水力（揚水含む）、再生可能エネルギー（太陽光・風力・地熱・バイオマス）、系統用蓄電池、および需要応答（DR）リソースです。
入札プロセスの主なステップは以下のとおりです。まずOCCTOが目標調達量（Target Procurement Volume）と参照容量報酬（Reference Price）を公告します。次に電源事業者が提供可能な容量（kW）と入札価格（円/kW/年）を提出します。OCCTOは入札価格の低い順に並べ、累計容量が目標調達量に達するまで落札を決定し、最後に落札した入札の価格が統一清算価格となります。全落札電源は統一清算価格で容量報酬を受け取り、実需給年度における約定容量の可用性維持義務を負います。
実需給年度において容量義務を履行できなかった場合（例：計画外停止）、不足容量に懲罰係数を乗じた「不履行ペナルティ」が課され、容量報酬と実際の供給能力の対応関係が担保されます。
容量市場とEPRX・JEPXの相互作用
三市場は独立して機能するのではなく、複雑な相互作用を形成しています。特に蓄電池など複数市場に参加する事業者にとって、この相互作用の理解は不可欠です。FY2029容量市場メインオークションの実際の約定データとエリア別価格差分析については、第10篇：2029年度容量市場メインオークション結果詳細分析をご参照ください。
| 収益源 | 市場 | 計算基礎 | 典型水準（2024年度） |
|---|---|---|---|
| 容量報酬（メインオークション） | 容量市場 | 円/kW/年 | 約11,134円/kW/年 |
| 容量報酬（LTDA） | 容量市場 | 円/kW/年（20年固定） | 約10,000〜15,000円/kW/年 |
| 調整力報酬（ΔkW） | EPRX | 円/ΔkW/30分 | 複合商品平均15.70円（2026年前） |
| 現物アービトラージ | JEPX | 円/kWh × MWh | 価格差次第 |
ただし、LTDA契約の「超過利潤回収条項」（90%クローバック）はレベニュースタッキング戦略に重大な影響を与えます。JEPXやEPRXの収益が基準水準を超えた場合、超過分の90%をOCCTOへ返還しなければなりません。これはLTDA契約保有者の上振れ収益を厳しく制限することを意味し、事業者はLTDAとメインオークションの選択において、収益の確実性と上振れポテンシャルのトレードオフを慎重に検討する必要があります。
2026年度の容量市場改革動向
日本政府はインフレ圧力、新電源投資不足、市場設計の長期的持続可能性に対応するため、容量市場の制度改革を積極的に推進しています。2026年度の主な改革方向は以下のとおりです。
第一に、参照価格（Reference Price）の算定方式改革です。現行制度では参照価格がオークションの上限参照値として機能していますが、通貨要因を含む新設電源の実際の建設コストをより正確に反映するよう算定方式の見直しが検討されています。
第二に、容量オークションと脱炭素目標の統合です。METIは容量市場の設計において低炭素電源への投資誘導をより効果的に組み込みながら、供給充足性を確保する方法を検討しています。
第三に、需要側リソース（DR）の参加拡大です。スマートメーターの普及とアグリゲーター制度の成熟に伴い、需要側リソースの容量市場への参加比率が高まることが期待されており、より柔軟な容量保証が実現するでしょう。
電力事業者への戦略的示唆
容量市場の確立は、日本の電力投資のリスク・リターン構造を根本的に変えました。参加者タイプごとに、容量市場がもたらす戦略的示唆は異なります。
蓄電池投資家にとって、LTDAの20年固定収益契約は顕著なファイナンス優位性を提供しますが、90%超過利潤回収条項が上振れ余地を制限します。EPRXの上限価格引き下げを背景に、LTDAの確実性収益の相対的魅力は高まっていますが、事業者は「確実性」と「柔軟性」の間で戦略的選択を迫られています。
火力発電事業者にとって、容量市場はエネルギー転換期における既存設備の可用性維持に対する収益保証を提供します。ただし長期的には、再生可能エネルギーと蓄電コストの継続的な低下により、容量オークションにおける火力電源の競争力は徐々に低下していくでしょう。
再生可能エネルギー開発者にとって、LTDAの20年固定契約は水力・地熱などの資本集約型電源に前例のない投資確実性を提供し、これらの電源の大規模開発を後押しすることが期待されます。
まとめ
容量市場は日本の電力市場改革パズルの不可欠なピースです。JEPX現物市場とEPRX需給調整市場とともに、完全な市場化電力システムインフラを構成しています。JEPXはエネルギーの即時価値を決定し、EPRXは系統の即時バランス能力を確保し、容量市場は将来の供給充足性に対する制度的保証を提供します。三市場の有機的統合は、日本が2030年再生可能エネルギー目標（電力の46%）と 2050年カーボンニュートラル目標を達成するための重要な制度的柱です。日本の電力市場で機会を探る投資家や事業者にとって、この三市場の相互作用メカニズムを深く理解することが、効果的なビジネス戦略策定の前提条件となります。FY2029容量市場の具体的な約定データは第10篇詳細分析をご参照ください。
Japan's Three Electricity Markets Explained: JEPX Spot, EPRX Balancing & Capacity Market — Purposes, Mechanisms & Timelines
Introduction: Japan's Three-Tier Electricity Market Architecture
To fully understand the operational logic of Japan's electricity market, one must approach it through three mutually complementary market layers, each serving a distinct function. The first tier is the JEPX spot market, which handles real-time and day-ahead energy trading and determines the marginal electricity price (JPY/kWh) for each 30-minute slot — for a detailed breakdown of the bidding mechanism and market participants, see Article 21: JEPX Trading System Complete Guide. The second tier is the EPRX supply-demand adjustment market, which procures the adjustment capacity (JPY/ΔkW/30min) needed to maintain grid frequency stability and ensure instantaneous supply-demand balance — for the five product types and 2026 reforms, see Article 15: EPRX Adjustment Market Introduction. The third tier — the subject of this article — is the capacity market (容量メカニズム), which ensures adequate supply capacity (JPY/kW/year) several years into the future, guarding against the systemic risk of power shortages.
Japan's Three-Market Electricity Structure
Three-Market Bidding Timeline Comparison
Spot Market
Balancing Market
容量メカニズム
※ EPRX Tertiary ①② are both day-ahead bid (all products day-ahead as of Apr 2026). LTDA also conducted ~4 years ahead with 20-year contracts.
These three markets are complementary across the time dimension: JEPX handles energy transactions for the present and tomorrow, EPRX ensures real-time system balancing capability, and the capacity market looks four years ahead to guarantee supply adequacy. Together, they form the market-based infrastructure of Japan's reformed electricity system — each indispensable to the whole.
What Is the Capacity Market (容量メカニズム)?
The capacity market (Capacity Market, 容量メカニズム) is a cornerstone of Japan's electricity system reform, organized and operated by the Organization for Cross-regional Coordination of Transmission Operators (OCCTO). Its core purpose is to ensure that Japan's electricity system maintains sufficient supply capacity (kW) in the years ahead, preventing the risk of power shortages caused by underinvestment.
The capacity market was established in response to a fundamental market failure inherent in liberalized electricity markets: in a pure energy-only market, the uncertainty of wholesale electricity prices makes it difficult to predict investment payback periods for new generation assets, creating a structural risk of underinvestment. By providing generators with "capacity remuneration" — an additional revenue stream for their future supply availability — the capacity market reduces investment risk, incentivizes necessary new capacity, and maintains the availability of existing assets.
The operational logic of the capacity market can be understood through a simple analogy: just as airlines pre-sell tickets to secure seat capacity for future flights, the capacity market allows the "capacity buyers" of the electricity system (transmission operators, acting on behalf of electricity consumers) to purchase future supply guarantees from "capacity sellers" (generators) four years in advance.
Market Structure: Main Auction and Long-Term Decarbonization Power Source Auction
Japan's capacity market currently operates through two primary procurement mechanisms, each targeting different types of generation assets and investment needs.
Main Auction (メインオークション)
The main auction is the core mechanism of the capacity market, held annually to procure the supply capacity needed four years later (the delivery year). The auction uses a uniform clearing price method, meaning all successful bidders receive the same marginal clearing price as their capacity remuneration, rather than their individual bid prices.
| Parameter | Detail |
|---|---|
| Organizer | OCCTO |
| Frequency | Annual |
| Delivery year | Auction year + 4 years |
| Clearing method | Uniform clearing price (pay-as-cleared) |
| Remuneration unit | JPY/kW/year |
| Fund flow | Retailers pay capacity contribution charges → OCCTO distributes to successful bidders |
Historical main auction results show a rising trend in capacity remuneration levels, reflecting Japan's urgent need for new investment. The 1st auction (2020, for FY2024 delivery) achieved a national average capacity remuneration of JPY 14,137/kW/year. The 4th auction (2024, for FY2028 delivery) set a record with 166.21 GW contracted and a total value of JPY 1.8506 trillion — approximately 41% higher than the 3rd auction — at an average capacity remuneration of JPY 11,134/kW/year.
Long-Term Decarbonization Power Source Auction (LTDA)
The Long-Term Decarbonization Power Source Auction (LTDA) is a specialized capacity procurement mechanism launched by OCCTO in fiscal year 2023, specifically targeting decarbonized power sources that require long-term revenue guarantees to achieve investment viability.
| Parameter | Detail |
|---|---|
| Eligible sources | Renewables (hydro, geothermal, biomass), grid-scale BESS, pumped hydro, nuclear, LNG + hydrogen/ammonia co-firing |
| Contract duration | 20 years (fixed) |
| Clearing method | Pay-as-bid (each winner receives their own bid price) |
| Excess profit clawback | 90% of excess profits from JEPX/EPRX markets must be returned to OCCTO |
| Capacity maintenance obligation | Contracted capacity must be maintained for the full 20-year contract period |
The design rationale for LTDA is straightforward: decarbonized power sources — particularly large-scale battery storage, geothermal, and hydropower — have high upfront capital costs and long payback periods that cannot be supported by the single-year capacity remuneration of the main auction alone. A 20-year fixed revenue contract dramatically reduces financing risk, making these assets significantly more investable. Through the first three LTDA rounds, OCCTO has contracted approximately 2.7 GW of battery storage capacity (Round 1: 1.1 GW, Round 2: 1.3 GW, Round 3: 0.8 GW including pumped hydro and long-duration storage), along with multiple hydro and geothermal projects.
Eligibility and Bidding Mechanism
Participation eligibility in the capacity market is relatively broad: any generation asset capable of providing stable supply capacity in the delivery year may apply. Key participant types include thermal generation (gas, coal, oil), nuclear, hydropower (including pumped hydro), renewables (solar, wind, geothermal, biomass), grid-scale battery storage, and demand response (DR) resources.
The bidding process follows several key steps. First, OCCTO announces the target procurement volume and reference capacity remuneration (reference price) for each auction. Second, generators submit bids specifying available capacity (kW) and bid price (JPY/kW/year). Third, OCCTO ranks bids from lowest to highest price, accepting bids until the cumulative capacity reaches the target procurement volume; the price of the last accepted bid becomes the uniform clearing price. Finally, all successful bidders receive the uniform clearing price as their capacity remuneration and assume the obligation to maintain their contracted capacity availability during the delivery year.
If a generator fails to fulfill its capacity obligation during the delivery year (for example, due to an unplanned outage), it faces a "non-performance penalty" calculated as the shortfall capacity multiplied by a penalty coefficient, ensuring that capacity remuneration corresponds to actual supply availability.
Interactions Between the Capacity Market, EPRX, and JEPX
The three markets do not operate in isolation; they form complex interactions that are particularly important for multi-market participants such as battery storage operators. For actual clearing data and regional price spread analysis from the FY2029 capacity market main auction, see Article 10: FY2029 Capacity Market Main Auction Results — Deep Dive.
| Revenue Source | Market | Calculation Basis | Typical Level (FY2024) |
|---|---|---|---|
| Capacity remuneration (main auction) | Capacity market | JPY/kW/year | ~JPY 11,134/kW/year |
| Capacity remuneration (LTDA) | Capacity market | JPY/kW/year (20-year fixed) | ~JPY 10,000–15,000/kW/year |
| Balancing capacity payment (ΔkW) | EPRX | JPY/ΔkW/30min | Composite avg. JPY 15.70 (pre-2026) |
| Spot market arbitrage | JEPX | JPY/kWh × MWh | Varies with price spread |
However, the LTDA contract's 90% excess profit clawback clause has a profound impact on revenue stacking strategies. If revenues from JEPX or EPRX exceed a baseline level, 90% of the excess must be returned to OCCTO. This severely limits the upside potential for LTDA contract holders in high-price environments, requiring operators to carefully weigh the trade-off between revenue certainty and upside potential when choosing between LTDA and the main auction.
FY2026 Capacity Market Reform Trends
The Japanese government is actively pursuing capacity market reforms to address inflationary pressures, insufficient new capacity investment, and the long-term sustainability of the market design. Key reform directions for fiscal year 2026 include the following.
First, reform of the reference price calculation methodology. The current reference price serves as an upper reference limit for auctions, and its calculation method is under review to more accurately reflect actual construction costs of new generation assets, including inflationary factors.
Second, integration of capacity auctions with decarbonization targets. METI is examining how to more effectively channel investment toward low-carbon power sources within the capacity market design while maintaining supply adequacy.
Third, expansion of demand-side resource (DR) participation. As smart meter penetration increases and the aggregator framework matures, the share of demand-side resources in the capacity market is expected to grow, providing more flexible capacity guarantees for the system.
Strategic Implications for Electricity Market Participants
The establishment of the capacity market has fundamentally altered the risk-return structure of electricity investment in Japan. The strategic implications differ by participant type.
For battery storage investors, LTDA's 20-year fixed revenue contract offers significant financing advantages, but the 90% excess profit clawback clause limits upside potential. Against the backdrop of EPRX price cap reductions, the relative attractiveness of LTDA's certainty premium is rising — but operators still face a fundamental strategic choice between "certainty" and "flexibility."
For thermal power operators, the capacity market provides revenue assurance for maintaining the availability of existing assets during the energy transition. Over the longer term, however, the continued decline in renewable energy and storage costs will gradually erode the competitive position of thermal assets in capacity auctions.
For renewable energy developers, LTDA's 20-year fixed contracts offer unprecedented investment certainty for capital-intensive assets such as hydropower and geothermal, potentially catalyzing large-scale development of these resources.
Conclusion
The capacity market is an indispensable piece of Japan's electricity market reform puzzle. Together with the JEPX spot market and the EPRX supply-demand adjustment market, it forms a complete market-based electricity system infrastructure: JEPX determines the real-time value of energy, EPRX ensures real-time system balancing capability, and the capacity market provides institutional assurance of future supply adequacy. The organic integration of these three markets is a critical institutional pillar for Japan's achievement of its 2030 renewable energy target (46% of electricity from renewables) and its 2050 carbon neutrality goal. For investors and practitioners seeking opportunities in Japan's electricity market, a deep understanding of the interaction mechanisms among these three markets is the prerequisite for developing effective business strategies. For detailed FY2029 auction clearing data, see Article 10 deep dive.