容量市場のNet CONE見直しと2段階シングルプライス（案A-2）

指標価格の基準を最新コストへ引き上げつつ、小売負担の急増を約定方式で緩和する。

Net CONE（指標価格）は従来2015年時点値が使われてきたが、最新の発電コスト検証WG（2025年2月）の値を反映すると約2.05万円/kW・上限価格（1.5倍）約3.1万円/kWとなる。LNG建設費が従来比約2.2倍に上昇しており、指標性維持の観点から見直しに賛同が多数を占めた。

一方、小売電気事業者の容量拠出金負担の急増への配慮が必要とされ、2026年度メインオークションでは案A-2（指標価格でシングルプライス領域に上限を設定し、指標価格以上を2段階目のシングルプライスとする方式）が採用された（第113回作業部会で整理）。案A-1（指標価格以上のマルチプライス化）や指標価格の在り方の見直しは、2027年度メインオークション以降の継続検討とされた。

ペナルティレートの90時間化とオークション結果（第6回メイン・追加）

広域予備率の考え方見直しに伴い、リクワイアメント未達時の経済ペナルティが変わる。

図1：ペナルティレートZの90時間化と直近オークション結果（第6回メイン・2026年度追加）

出典：第114回制度検討作業部会 資料3 第二十五次中間とりまとめ（案）。半額減免は2024年度限りの例外。

ペナルティレート（Z時間）は、広域予備率の考え方見直しに伴い従来の30時間から90時間へ見直される（第62回容量市場の在り方等に関する検討会で整理）。2025年度実需給から既契約分にも適用され、2024年度4〜9月分の供給力提供通知ペナルティは本来半数想定だったとして半額減免（2024年度限りの例外）とされた。

オークション結果も整理された。第6回メインオークション（2029年度実需給）は約定総容量約1億6,608万kW・約定総額約2兆2,094億円・総平均約13,303円/kWで過去最高となり、全エリアで指標価格を超えた。2026年度実需給向け追加オークションは約830万kW・約582億円・総平均約7,017円/kWで約定し、2026年度・2027年度実需給向けの追加オークションはいずれも供給力不足のため開催が決定された。

このほか、目標調達量に係る諸元見直し（春秋厳気象対応の細分化・計画外停止率の更新・年間計画停止可能量1.9→2.4ヶ月）により目標調達量は＋584万kWとなる。非効率石炭火力の稼働抑制措置は中東情勢を踏まえ2026年度は不適用、電源新設は基本的に長期脱炭素電源オークションを通じて進めつつ、10万kW未満の新設枠として容量市場参入の選択肢を残す整理である。

系統用蓄電池の容量収入・応札戦略への影響

値付け・罰則・調達量の3点が同時に動き、収益・リスク設計の前提が変わる。

図2：系統用蓄電池の容量収入・応札戦略への3つの影響（Net CONE引き上げ・案A-2・Z=90時間）

出典：第114回制度検討作業部会 資料3 第二十五次中間とりまとめ（案）。確定した制度ではなく継続検討の論点を含む。

系統用蓄電池は容量市場の応札対象電源であり、本とりまとめ案の影響は大きく3つある。第一に、Net CONE引き上げの方向は、これまで上限価格で非落札だった電源の取り込みを通じて約定価格水準を引き上げ、蓄電池の容量収入の上振れ余地を拡大しうる。第二に、案A-2の採用は指標価格境界付近の応札行動に新たな戦略的インセンティブを生み、入札戦略に影響する。第三に、Z=90時間への見直しは、安定電源のリクワイアメント未達時の収入減リスクを緩和する方向に働く。

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この記事のまとめ

第二十五次中間とりまとめ（案）は、容量市場のNet CONEを約2.05万円/kW・上限約3.1万円/kWへ見直す方向を整理し、2026年度メインオークションでは影響緩和措置として2段階シングルプライス（案A-2）を採用した。ペナルティレートZは30→90時間へ見直され（2025年度実需給から適用）、第6回メインオークションは約定総額約2兆2,094億円・総平均約13,303円/kWと過去最高を記録。目標調達量は諸元見直しで＋584万kWとなり、2026年度・2027年度の追加オークション開催が決定した。蓄電池の容量収入・応札戦略の前提が大きく変わる。

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