容量市場の上限価格が倍増 ― 2030年度は31,366.5円/kW、指標価格（Net CONE）は20,911円/kW

目次

1. 決定した数値 ― 目標調達量1億9,691万kW・指標価格20,911円/kW・上限価格31,366.5円/kW
2. 倍増の主因 ― モデルプラント（CCGT）の基準年が2014年から2023年へ
3. 需要曲線の形状と、約定処理で加算・控除される供給力
4. 2030年度の容量収入をどう置き直すか ― 応札受付は10月13日から
5. よくある質問（Q&A）
6. 編集部の見立て（独自分析）
7. 出典（一次情報）

決定した数値 ― 目標調達量1億9,691万kW・指標価格20,911円/kW・上限価格31,366.5円/kW

7月30日の決定内容のうち、事業性に直結するのは指標価格と上限価格の2つである。

図1：2030年度メインオークションで決定した3つの数値

出典：OCCTO 2026年度メインオークション需要曲線作成要領（対象実需給年度：2030年度）。

OCCTOは2026年7月30日、業務規程第32条の13に基づいて2026年度メインオークション（対象実需給年度：2030年度）の需要曲線を決定し、公表した。第4回電力安定供給ワーキンググループ（2026年7月14日開催）の審議内容を踏まえたものである。算定結果は、目標調達量196,905,207kW、指標価格（Net CONE）20,911円/kW、上限価格31,366.5円/kW。

前回の2025年度メインオークション（実需給2029年度）は指標価格10,075円/kW、上限価格15,112.5円/kWだった。つまり指標価格・上限価格ともに+107.6%である。一方で目標調達量は1億8,997万kWから1億9,691万kWへ約+694万kW（+3.7%）の増加にとどまる。動いたのは価格側だけと言っていい。

倍増の主因 ― モデルプラント（CCGT）の基準年が2014年から2023年へ

価格が倍になった理由は制度の変更ではなく、原価計算に使う基準年の入れ替えである。

図2：指標価格が倍増した主因と、据置きの前提

出典：需要曲線作成要領Ⅳ 算定結果、発電コスト検証WG 令和7年2月報告書「LNG火力」。

上限価格は「指標価格の1.5倍」と需要曲線作成要領Ⅱ-4で定義されている。指標価格が動けば上限価格も同率で動く。したがって見るべきは指標価格、すなわちGross CONEから容量市場以外の収益を差し引いたNet CONEの側になる。

Gross CONEの算定に用いるモデルプラントはCCGTで、その基準年が2014年から2023年へ更新された（発電コスト検証WG 令和7年2月報告書「LNG火力」）。建設費等が現在の水準に置き換わり、Gross CONEは31,683円/kWとなった。新規電源を建てて維持するのにいくらかかるかという前提を、10年近く前の値から現在値に持ち替えた結果である。

価格を押し下げる方向の変化も同時に起きている。容量市場以外からの収益は5,190円/kWから10,772円/kW（Gross CONE 31,683円/kWの34%）へ倍増し、インフレーション率は17.56%から6.71%へ下がった。評価期間の期待インフレ率は0.81%から0.98%。それらを織り込んでもNet CONEは倍増した。系統接続費1.56千円/kW、経年に伴う修繕費等の増分3万円/kW程度、税引前WACC 5%、コスト評価年数40年は据置きである。

基準年の更新はコスト前提の現在化であり、容量市場の制度設計そのものが変わったわけではない。

需要曲線の形状と、約定処理で加算・控除される供給力

曲線は4点を直線で結んだ形で、約定処理では市場外の供給力が加減される。

需要曲線は、①目標調達量と指標価格の交点、②上限価格、③上限価格における調達量、④調達価格ゼロにおける調達量の4点を直線で結んだ形状とする。③は195,267,720kW、④は203,897,409kW。発動指令電源の応札上限容量は8,095,069kW（H3需要の5％）に置かれた。

約定処理で加算・控除される供給力

約定処理では、FIT電源等の期待容量19,855,721kWと長期脱炭素電源オークションの契約容量6,850,371kWを加算し、容量市場外の見込み供給力1,800,000kW（一定の蓋然性のある供給力1,200,000kWと、ブラックスタート電源のひっ迫時に活用できる供給力600,000kW）を控除する。石炭・バイオマス混焼のFIT電源等は事後的に織り込み、洋上風力のゼロプレミアム案件が応札された場合は事後的に控除される。

根拠は広域機関 業務規程 第5章第1節第3款 第32条の13で、原案を策定し国の関連審議会等の意見を聴いた上で決定・公表する手続きである。

2030年度の容量収入をどう置き直すか ― 応札受付は10月13日から

前回は全エリアが指標価格を超えて約定した。倍になった指標価格の下で同じことが起きるかが分かれ目になる。

2029年度向けの約定は全エリアで指標価格を上回った。指標価格が10,075円/kWから20,911円/kWへ上がった2030年度でも同じ関係が続くなら、BESSの容量収入の水準は大きく切り上がる。上限価格が15,112.5円/kWから31,366.5円/kWへ動いたことで、収入見通しのレンジ上限も倍になった。IRRと資金調達条件の改善余地はここにある。

ただし高い上限価格は新規参入を誘発する。応札量が増えれば約定価格は抑えられる方向に働くため、上限に張り付く前提は置けない。指標価格水準・上限価格張り付き・前年並みの超過率の複数シナリオで感度分析を組み、どのシナリオでも成立する条件を先に出しておく方が現実的である。

読者別の緊急度

よくある質問（Q&A）

容量市場2030年度の上限価格はいくらですか？

31,366.5円/kWです。上限価格は需要曲線作成要領Ⅱ-4で「指標価格の1.5倍」と定義されており、指標価格20,911円/kWの1.5倍がこの水準にあたります。

指標価格（Net CONE）はなぜ倍になったのですか？

Gross CONEの算定に用いるモデルプラント（CCGT）の基準年が2014年から2023年へ更新され、建設費等が現在の水準に置き換わったことが主因です。容量市場以外からの収益が5,190円/kWから10,772円/kWへ倍増した分を差し引いても、Net CONEは倍増しました。

前回（実需給2029年度）の指標価格と上限価格はいくらでしたか？

2025年度メインオークション（実需給2029年度）は指標価格10,075円/kW、上限価格15,112.5円/kWでした。今回はいずれも+107.6%です。

目標調達量はどれだけ増えましたか？

196,905,207kW（1億9,691万kW）で、前回の1億8,997万kWから約+694万kW・+3.7%の増加です。上限価格における調達量は195,267,720kW、調達価格ゼロにおける調達量は203,897,409kWとされています。

2026年度メインオークションの応札受付はいつですか？

2026年10月13日から10月23日までです。この期間までに、新しい需要曲線を織り込んだ応札価格戦略を固める必要があります。

蓄電池の容量収入の前提はどう変わりますか？

収入見通しのレンジ上限が上限価格の倍増に合わせて切り上がります。前回は全エリアが指標価格超で約定しているため、2030年度も指標価格20,911円/kW近辺かそれ以上を置くシナリオが成り立ちますが、高値が応札量を増やして約定価格を抑える方向にも働くため、複数シナリオでの感度分析が前提になります。

編集部の見立て（独自分析）

この記事のまとめ

2030年度実需給を対象とする容量市場の需要曲線が決まった。指標価格20,911円/kW・上限価格31,366.5円/kWで、いずれも前回から+107.6%。目標調達量は196,905,207kWで+3.7%にとどまり、動いたのは価格側である。起点はモデルプラント（CCGT）の基準年を2014年から2023年へ更新したこと。応札受付は10月13日から23日まで。

編集体制

出典（一次情報）