ISO-NEのバッテリー収益構造は今後20年で大きく変化します。短期的には補助サービスが主導し、再生可能エネルギーの導入拡大に伴いエネルギー裁定取引の価値が高まり、容量収入は季節別認定改革により減少します。マサチューセッツの資産はクリーンピーク証書によって市場全体の収益を上回る可能性があるため、他と一線を画します。

本見通しはModo Energyの2026年第3四半期ISO-NEモデル（2049年まで）を対象としています。すべての価格は2025年実質ドルで表示しています。

主なポイント

• ISO-NEの需要は2038年に冬ピーク型へと転換。ヒートポンプやEVがこの変化を牽引し、バッテリー運用のタイミングと価値が変化します。
• マサチューセッツのBESSは2032年に最大で30万ドル/MW・年超の積み上げ収益を記録した後、2049年には25万ドル/MW・年未満まで減少します。
• 補助サービスが2038年までBESS収益を主導。2039年にはエネルギー裁定取引が最大の市場収益源となります。
• 再生可能エネルギーの拡大でTB4スプレッドとエネルギー収益が強化。州の調達、カーボンプライシング、風力へのシフトが時間とともにスプレッドを拡大します。
• 2028年の容量市場改革で容量収入が減少。季節別認定により4時間バッテリーの評価は特に冬に低下し、長時間蓄電の相対価値が上昇します。
• クリーンピーク証書がマサチューセッツの収益構造を一変。2030年にはクリーンピークだけで15.9万ドル/MW・年を獲得でき、同等のメイン州資産の全収益（14.1万ドル/MW・年）を上回ります。

ISO-NEは冬ピーク型システムへ

ISO-NEは東部ISOの中で最も新規需要増加が少ない地域です。年間純需要は2046年までに36.8％増（117→160TWh）となる一方、PJMやMISOの増加量（それぞれ811TWh、426TWh）に比べれば小規模です。ただし、季節ごとの需要形状の変化は最も顕著です。

2038年には冬と夏の同時ピークが逆転します。ヒートポンプの普及により、2045年までに冬ピークは約9GW増加。ISO-NEのデータセンター需要予測は全域で132MWにとどまり、PJMやMISOの大規模成長とは対照的です。

詳細な予測や要因分析はModo EnergyのISO-NE 2046年需要予測をご覧ください。

ISO-NEの導入構成：2030年代後半の冬需要に対応する再エネ＋確実な容量

2029年までのISO-NEの確約された導入計画は主にBESSと洋上風力です。4.7GWの新規導入が見込まれ、その98％が風力・太陽光・蓄電池・水力。バッテリーは1.8GWで、その76％がマサチューセッツに集中し、クリーンピークを活用。洋上風力は1.7GW追加。2030年を目指す新規火力は接続契約がありません。

2030年以降は、容量拡張モデル（CEM）が冬ピーク対応の確実な容量を優先。2049年までに累計10.9GWのガス火力を新設し、冬ピーク型システムのための新たな確実容量を提供します。太陽光はピーク転換前の2035年まで導入が進みます。

全体の風力導入は2026～2049年で19.3GW（洋上9.8GW、陸上9.4GW）。洋上風力は2036年以降に本格導入、陸上風力はメイン州中心に着実に増加。モデルの最大導入量はISO-NEの経済・送電調査に基づき制約されています。

モデルが風力を積極導入する理由：

1. ニューイングランド6州すべてが地域温室効果ガスイニシアティブ（RGGI）に参加、
2. マサチューセッツの発電事業者は追加の炭素コストを負担、
3. 州のエネルギー計画・調達が太陽光・風力・BESSを重視。

RGGIやマサチューセッツの追加規制コストによりガス投資の競争力が低下し、風力の経済性が向上。BESSや再エネも州の洋上風力契約やRPSによる導管確保で恩恵を受けています。

風力が発電構成を変え、独自の価格パターンを生む

2027年時点でISO-NEの発電の35％をガス火力が、11％を風力（洋上・陸上合計）が担う予測。そのバランスは2039年に逆転し、風力が最大の発電源となります。

風力発電量は予測期間中に約10倍に成長（2027年：12.7TWh→2049年：74.7TWh）。ガス発電も40TWhから46TWhに増加しますが、全体比率は25％に低下。風力増加で価格変動が拡大し、BESSの裁定機会が増えます。

ニューイングランドの風力資源は冬に最も強く、ピーク転換時の需要増を補完します。冬ピークへのシフトで、風力増加が不足分を補い、やがてLMP（ローカル市場価格）を押し下げます。

ISO-NEのガス価格は冬に価格変動の大きいAlgonquin Citygateに連動。パイプライン制約のあるこのハブは、特に厳冬時に価格を大きく左右します。供給制約と価格変動により、ISO-NEは需給ひっ迫時に石油火力を活用。石油ピーカーは燃料コストや独立した容量支払いのため高値で入札し、年に数回だけLMPが異常高騰した際に稼働します。この地域特性が長期的な価格スパイクやスプレッドを生み出します。

発電・日負荷形状が2030～2040年代のTBスプレッド拡大を牽引

以下の負荷・価格形状から、冬の夕方ピークは2027～2045年で8GW上昇。どちらの季節も夕方ピークと深い昼間の谷が共存し、冬は太陽光出力が昼前後で1.7→4.1GW、夏は2.2→5.1GWに倍増。多くの太陽光は朝夕ピークの間、ヒートポンプやEV需要が減る時間帯に発電。2038年にピークが夏から冬へ転換しますが、日平均ピークはそれ以前に逆転します。

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ATC価格は2030年代に上昇後、横ばいに

全ゾーンのATC（終日平均）価格は2030年代初頭まで需要増・容量逼迫で上昇しますが、その後は地域差が拡大。メイン州は2032年の約80ドル/MWhから2049年には33ドル/MWhまで低下。一方、コネチカット・マサチューセッツ・ロードアイランドは送電制約により安価な北部電力が南部に届きにくく、66ドル/MWh前後で推移します。