​ISOニューイングランド（ISO-NE）のデイアヘッド補助サービス（DA A/S）市場は2025年3月1日に開始されました。これによりフォワードリザーブ市場が置き換えられ、デイアヘッドのエネルギーと補助サービスが1日1回のクリアリングで共同最適化されます。冬季は初年度合計の60％を占めましたが、それでもコストの集中度を過小評価しています。

主なポイント

• ウィンターストーム・ファーン（2026年1月25日～29日）が40％、単一日（2026年1月27日）が18％を占めました。
• DA A/S導入後、コンバッションタービンの故障率は18％から11％に低下し、市場の信頼性向上を示しています。
• ISO-NEはストライク価格に燃料コストを反映した下限設定など、さまざまな改革を提案しており、2026年第4四半期の導入を目指しています。

TMNSRが初年度プールの半分以上を占める

DA A/Sはデイアヘッドで3つのリザーブ商品をクリアします：10分スピニングリザーブ（TMSR）、10分ノンスピンリザーブ（TMNSR）、30分運転予備力（TMOR）です。

初年度全体で、TMNSRは1億1400万ドル（43％）、TMSRは7400万ドル、TMORは6000万ドルで決済されました。2026年冬には、TMNSRが四半期だけで6500万ドルをクリアし、この傾向がさらに強調されました。

12日間で収益の半分を生み出し、高コストがISO-NEの市場設計見直しを促進

インターナルマーケットモニター（IMM）は、DA A/Sが初年度に従来のエネルギー専用設計と比べて9億7400万ドル、つまり供給負荷の約9％（8.23ドル/MWh）コスト増となったと推定しています。この数値はISO-NEが2023年に想定していた年間1億4000万ドルを大きく上回りました。

この差の約75％は市場状況の変化で説明できます：

• 天然ガス価格は2倍（3→7ドル/MMBtu）、デイアヘッドHub LMPは2019～2021年の基準期間と比べて113％増（33→71ドル/MWh）となりました。

この高い総額の中でも、分布は極端でした。ウィンターストーム・ファーン（2026年1月25日～29日）が40％、2026年1月27日だけで18％を占めています。これら12日以外では、DA A/SコストはIMMの競争ベンチマークに近い水準でした。もう一つの提案された改革として、Pay-for-Performanceの上限（および関連ペナルティ）を9,337ドルから3,500ドルに引き下げる案もあります。

コンバッションタービンがクリアリングを主導し、稼働率も向上

• 石油火力コンバッションタービン（CT）は、毎月クリアされたDA A/S MWhの40～50％を占めました
• ガスCTが追加で10～20％を占めました
• 複合サイクルユニットがTMSRを主導しました

コンバッションタービン（CT）の故障率は、DA A/S導入前の平均18％から導入後は11％に低下。CTのDA A/S収益は現在約3.53ドル/kW-月で、従来のフォワードリザーブ市場の1.30ドル/kW-月より増加しています。DA A/Sは現在、CT総収益のおよそ半分を占めます。

ISO-NEは補助サービス市場を再構築する燃料コスト下限を提案

予想外のコスト増加を受けて、ISO-NEはCT燃料コストに基づくストライク価格の下限設定を提案し、2026年第4四半期の導入を目指しています。

この下限はバックキャスト期間平均で約141ドル/MWhとなっています。予測RT Hub LMPが約131ドル/MWh未満の際、つまり多くのオフピーク・ショルダー時間帯で適用されます。CT下限はストライク価格をコンバッションタービンの限界コスト以上に設定し、低価格時のコストを抑制します。一方、DA A/Sの純コストを押し上げた高価格時間帯でのエクスポージャーには影響しません。

補助サービス改革がISO-NEのBESS事業者に与える影響

ISO-NEのDA A/Sコストは初年度平均で負荷1MWhあたり2.10ドルで、同様のNYISO設計の1.39ドル/MWhより高くなっています。これは主にコールオプション型決済構造によるもので、NYISOのフォワードセール方式よりも強いリアルタイム性能インセンティブを生み出しています。

下限導入により、通常時の収益はNYISO水準に圧縮されるため、高価格極値時のデイアヘッド戦略がBESS事業者の収益確保とリスク最小化の鍵となります。ピーク切替期が近づくにつれ、冬季の稼働可能性が収益確保の重要な要素となります。冬はシステムが最も逼迫し、輸入余力も低下するためです。