イースタン・インターコネクションの4つのISOにまたがるバッテリー収益を集約・比較するのは、簡単なことではありません。ERCOTのようなエネルギー専用市場とは異なり、この地域ではエネルギーや予備力に加え、容量支払いが重ねられています。KoはこれらのデータセットをTerminalで一元化します。

PJM、MISO、NYISO、ISO-NEはそれぞれ異なる価格体系を採用しています。全体像が見えなければ、同じ週に2つのバッテリーが全く異なる結果を記録した理由を見落としがちです。

Koは市場間のスプレッドをランキングしたり、どこで・いつ建設すべきかを検証したり、価格急騰の要因を特定してトレーダーの戦略立案を支援します。質問を英語で入力すれば、Koが適切なテーブルを特定し、SQLを作成し、リアルタイムデータを照会して結果を解説します。

このガイドでは、アナリスト、開発者、エネルギートレーダー向けに、5つの事例を通じてKoの使い方を紹介します。各ケースで、入力プロンプト、Koが返したデータから作成したチャート、Koが導き出した洞察をお見せします。

Koの無料利用を開始するにはこちら。

Koが利用できるイースタン・インターコネクションのデータは？

Modo Energyは、4つすべてのISOにまたがるEIマーケットスタックとKoを統合しています。

• 予測データ。 Modoの中央シナリオによる価格、容量、収益、建設量の予測：2050年までの将来レイヤー。
• ME BESSベンチマークシミュレーション。 各ISOごとの5分間隔のシミュレーションディスパッチと収益：過去のバックテストレイヤー。
• エネルギー価格。 各ISOのノード・ゾーンごとのロケーショナル・マージナル・プライス（LMP）、デイアヘッド（1時間ごと）およびリアルタイム（5分ごと）。
• 予備力と調整力。 各ISOの補助サービスのデイアヘッド・リアルタイムクリア価格（PJM調整市場結果やディスパッチされた予備力を含む）。
• 需要（ロード）。 PJM、MISO、NYISO、ISO-NEの実需とリアルタイム需要。
• 燃料種別発電量。 4つのISOすべてのリアルタイム・時間別燃料ミックス。価格変動の要因を特定可能。
• 発電所・発電機データ。 EIA-860発電機台帳（定格容量、技術、所有者、稼働状況、場所）、EIA-923純発電量・燃料使用量。
• ノード・ゾーン参照。 ノードリスト、ノードとゾーンおよび予備力サブゾーンのマッピング。

以下の事例は、Koに対してこのスタックを使って質問した結果です。KoがSQLを生成し、データを照会し、分析を実施しました。すべてのチャートは同じKoの応答から再構築されています。

市場アナリスト向け：ISO間スプレッドの比較

結果：

2026年5月、3市場すべてでリアルタイムスプレッドはデイアヘッドを上回り、天候による需給逼迫がデイアヘッドでは予測しづらいことが確認されました。絶対値で最大のプレミアムはPJMで、約$155/MW-日（リアルタイム$389/MW-日、デイアヘッド$234/MW-日）となり、ミッドアトランティックでの急騰を反映しています。

割合で見ると、ISO-NEのプレミアムが最も大きく83%（リアルタイム$214、デイアヘッド$117）でした。ニューイングランドは需給がタイトな市場で、予想外の需要増がリアルタイム価格を大きく動かします。MISOインディアナは60%（リアルタイム$218/MW-日、デイアヘッド$136/MW-日）で中間的な位置です。アナリストにとって、PJMは金額ベースで最も魅力的なリアルタイム市場であり、ISO-NEは比率で最大の優位性があります。

結果：

2025年10月の調整力市場改定から6か月後、調整力はBESS収益スタックの主軸となっています。2026年5月の4時間バッテリーのモデル収益は$73/kW-月で、調整力$56/kW-月（77%）、リアルタイムアービトラージ$12/kW-月（16%）、容量$5/kW-月（7%）となりました。調整力のクリア価格は$97/MWhで、4月の$104から下がったものの、2025年5月の$29/MWhの3.4倍です。改定前は平均$20/kW-月、改定後は平均$62/kW-月となっています。

アナリストへの実務的な示唆：調整力は構造的な収益の柱であり、最優先かつ継続的に入札すべきです。一方、エネルギーアービトラージは天候に依存します。2026年10月予定の第2段階改定では、調整力がRegUp・RegDownに分割され、クリア価格の分布が変わる可能性があります。

開発者向け：Koで建設場所とタイミングを分析

結果：

ゾーン選択はPJMで最も重要な立地判断の一つです。2026年5月はミッドアトランティックが圧倒的で、バージニア（DOM）はリアルタイムトップ・ボトムスプレッド約$916/MW-日（118%増）と、ペンシルベニア（PPL）の約$232/MW-日のほぼ4倍でした。ボルチモア（BGE）は約$631/MW-日（124%増）、ワシントンDC（PEPCO）は約$614/MW-日（89%増）です。

このプレミアムは構造的なものです。東部の需要地と西部の発電地を結ぶ送電制約が、需給逼迫時に価格差を拡大させます。熱波は制約が最も厳しい箇所で発生しました。西部ゾーン（ComEdなど）はバージニアのスプレッドの3分の1未満にとどまりました。

結果：

Modoの中央シナリオでは、3市場は2030年代半ば以降大きく乖離します。NYISOは現在の約$6/kW-月から2040～2045年にかけて約$24～25/kW-月へと4倍に急増。これはデータセンター・電化需要の増加と、全米でも最も制約の多い建設環境が背景です。PJMは2030～2033年に約$18～21/kW-月でピークを迎え、大規模な系統連系案件が稼働開始すると2045年には$5/kW-月未満まで低下します。

MISOは2040年代まで低～中位の水準が続き、その後上昇します。4時間バッテリーの場合、2029年までは容量収益はクリア価格×適格容量でほぼ決まります。

NYISOダウンステートゾーンは2026年夏に既に過去最高の$32.6/kW-月を記録しており、中央シナリオではその後20年近く上昇が続きますが、建設加速や需要減少があればピークは早まります。対照的にPJM案件は2030年代前半のピーク前に運開する必要があります。

エネルギートレーダー向け：今価値を狙える場所

結果：

MISOでは2026年2月に2回の顕著なデイアヘッド価格急騰が発生しました。主な要因は2月1～2日のウィンターストームFernで、中西部の暖房需要急増に加え、11,000～13,300MWの火力発電機強制停止と風力発電量の低下が重なりました。2月2日のデイアヘッドピークハブは$217/MWh、リアルタイムのインディアナハブは$1,100/MWhを超えました。

北部ハブの月平均は$51～$52/MWh、南部は$31～$33/MWhで、送電制約により約$20/MWhのギャップが生じました。2月24日には2度目の局地的急騰があり、ピークハブは一時$218/MWhに上昇しましたが、日平均は約$39にとどまりました。補助サービスもエネルギー価格と連動し、2月2日のリアルタイム調整力は$94/MWhでクリアされました。

Koはあなたの質問とModo Energyのリアルタイムデータをつなぎます

イースタン・インターコネクションの4つのISOを横断して、Koは質問から該当データ・分析までを手動よりも迅速に導きます。特に市場横断や収益スタック全体にまたがる質問でその価値が際立ちます。Koはアナリストの判断を置き換えるものではなく、初期回答の検証や根拠データの提示、より深い分析が必要な箇所を明確にするサポートツールです。