東部インターコネクションの4つのISO間でバッテリー収益を統合・比較するのは、決して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て容量支払いも重ねられます。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はそれぞれ異なる方法で積み上げ（収益の構成）を価格設定しています。全体像が見えないと、同じ週に2つのバッテリーが大きく異なる結果を記録した理由を見逃しがちです。

Koは市場ごとのスプレッドをランキングし、どこで・いつ建設すべきかを検証し、価格スパイクの原因を特定してトレーダーの戦略立案に役立てます。質問を英語で入力すると、Koが適切なテーブルを特定し、SQLを自動生成し、リアルタイムデータを検索し、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つの具体例を順に解説します。各ケースでプロンプト、Koが返したデータから作成したグラフ、Koが導き出したインサイトを紹介します。

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Koがアクセスできる東部インターコネクションのデータとは？

Modo EnergyはKoを東部インターコネクション4ISOの市場スタックと統合しています。

• 予測データ。価格・容量・収益・建設量のModo Centralシナリオ予測：2050年までのフォワードレイヤー。
• ME BESSベンチマークシミュレーション。各ISOごとの5分毎のシミュレートされたディスパッチと市場別収益：過去を検証するバックテストレイヤー。
• エネルギー価格。すべてのISOでノード・ゾーンごとの位置別限界価格を、デイアヘッド（1時間毎）とリアルタイム（5分毎）で提供。
• 予備力・調整力。PJMの調整力市場結果やディスパッチ予備力を含め、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。
• 需要（ロード）。PJM、MISO、NYISO、ISO-NEの実績およびリアルタイム需要。
• 燃料別発電量。4ISOすべてのリアルタイム・1時間ごとの燃料別発電構成。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、所在地）、EIA-923純発電量・燃料使用量。
• ノード・ゾーンリファレンス。ノード一覧、ノード→ゾーン、予備力サブゾーンのマッピング。

以下の例は、Koに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、データを検索し、分析結果を出力しました。すべてのグラフは同じKoのレスポンスから再構築されています。

市場アナリスト向け：ISO間のスプレッド比較

結果:

3市場すべてで、2026年5月はリアルタイムスプレッドがデイアヘッドを上回り、天候要因による供給逼迫は前日予測が難しいことが示されました。絶対額ではPJMが約$155/MW-日（リアルタイム$389/MW-日、デイアヘッド$234/MW-日）で最大となり、ミッドアトランティックのスパイクの規模を反映しています。

割合で見ると、ISO-NEのプレミアムが83%（リアルタイム$214、デイアヘッド$117）と最も急峻です。ニューイングランドは需給がタイトで制約の多い市場で、予想外の需要急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リターンの大きいリアルタイム市場、ISO-NEは比率で最も優位性が高い市場です。

結果:

2025年10月の調整力市場リデザインから半年後、調整力はBESS収益スタックの主力となりました。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%）、リアルタイムエネルギー裁定$12/kW-月（16%）、容量$5/kW-月（7%）の構成です。調整力クリア価格は$97/MWhで、4月の$104からやや下がったものの、2025年5月の$29/MWhの3.4倍です。リデザイン前は平均$20/kW-月、リデザイン後は$62/kW-月へ上昇しました。

アナリストへの実践的な示唆：調整力は構造的な収益の柱であり、最優先で継続的に入札すべきです。一方、エネルギー裁定は天候依存です。2026年10月予定のリデザイン第2フェーズでは、調整力信号がRegUp・RegDownの2つに分かれ、クリア価格の再配分が起こ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判断

結果:

ゾーン選定は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）で、ペンシルベニア（PPL）の約$232/MW-日の約4倍。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）でした。

このプレミアムは構造的です。東部需要地と西部発電地の間の送電制約が、逼迫時に価格差を拡大させます。熱波はまさに制約が最も厳しい場所で発生しました。西部のComEdなどは、バージニアのスプレッドの3分の1未満でした。

結果:

ModoのCentralシナリオでは、3市場は2030年代半ばから大きく分岐します。NYISOは現在の約$6/kW-月から2040〜2045年に約$24〜25/kW-月へと約4倍に上昇。これはデータセンターや電化需要の増加と、米国内でも特に制約の厳しい建設環境が要因です。PJMは2030〜2033年頃に約$18〜21/kW-月でピークを迎え、その後2025年以降は供給が需要を上回り2045年には$5/kW-月を下回ります。

MISOは2040年代まで低〜中程度で推移し、その後上昇します。4時間バッテリーの場合、2029年までは清算価格×適格容量が容量収益の目安です。

NYISOダウンステートゾーンはすでに2026年夏に過去最高の$32.6/kW-月を記録し、Centralシナリオでは20年近く上昇が続きます。建設ペースが速まるか需要が弱まればピークは前倒しされます。PJM案件は2030年代前半のピーク前に稼働開始する必要があります。

エネルギートレーダー向け：今狙うべき価値はどこか

結果:

MISOでは2026年2月に2度の顕著なデイアヘッド価格スパイクが発生しました。主な要因は2月1〜2日のウィンターストーム「ファーン」で、中西部の暖房需要急増と11,000〜13,300MWの火力発電強制停止、風力発電の低出力が重なりました。2月2日のデイアヘッドピークは$217/MWh、インディアナハブのリアルタイム価格は$1,100/MWhを超えました。

北部ハブは月平均$51〜52/MWh、南部は$31〜33/MWhと、送電制約による約$20/MWhの格差が生じました。2月24日には局所的なスパイクでピークハブが一時$218/MWhまで上昇、日平均は$39付近でした。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で清算されました。

Koは質問とModo Energyのリアルタイムデータをつなぐ

東部インターコネクション4ISO全体で、Koは質問から該当データ・分析までを手作業より迅速に導きます。特に市場横断や収益スタック横断の問いに対して価値を発揮します。Koはアナリストの判断を置き換えるものではありません。初期仮説の検証や裏付けデータの提示、より深い分析が必要な箇所の発見をサポートします。