ISO-NEのバッテリー収益構造は今後20年間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が進むにつれてエネルギー・アービトラージの価値が高まり、容量収益は季節別認定制度の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ことができるため、他とは一線を画しています。

本見通しはModo EnergyのQ3 2026 ISO-NEモデルを2049年までカバーしています。すべての価格は実質2025年米ドルです。

主なポイント

• ISO-NEの需要は2038年に冬ピーク型へと転換します。ヒートポンプやEVがこの変化を牽引し、バッテリーの運用タイミングや価値も変わります。
• マサチューセッツのBESSは2032年に最大で30万ドル/MW・年の積み上げ収益を記録し、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収益の主役となり、2039年にはエネルギー・アービトラージ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によりトップ・ボトム（TB4）スプレッドとエネルギー収益が強化されます。州による調達やカーボンプライシング、風力へのシフトが長期的にスプレッドを拡大します。
• 容量市場改革が2028年に導入されると容量収益が減少します。季節別認定により4時間バッテリーの評価が特に冬季に低下し、長時間蓄電の価値が相対的に高まります。
• クリーンピーク証書がマサチューセッツの収益構造を大きく変えます。マサチューセッツのバッテリーは2030年に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は東部のISOの中で新規需要増加が最も少ない地域です。純年間需要は2046年までに36.8%増（117→160TWh）となり、PJMやMISOの増加（それぞれ811TWh、426TWh）と比べて小規模ですが、季節ごとの需要形状の変化が最も顕著です。

冬と夏の同時ピークは2038年に逆転します。ヒートポンプの普及により、2045年までに冬ピークが約9GW増加し、建物の電化が進みます。ISO-NEは全体で132MWのデータセンター需要を見込んでおり、PJMやMISOの大規模需要増と比べてごく一部です。

詳細な予測や要因については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と確実な容量

2029年までのISO-NEの導入計画は主にBESSと洋上風力です。4.7GWの新規導入のうち98%が風力・太陽光・蓄電池・水力で構成されています。BESSが1.8GWで最多、その76%がマサチューセッツにあり、クリーンピークに支えられています。洋上風力はさらに1.7GW追加されます。2030年を目指す新たな火力発電は契約がありません。

2030年以降は容量拡張モデル（CEM）が冬ピーク対応の信頼性ある容量を優先します。CEMは2049年までに累計10.9GWのガスを導入予定です。これにより冬ピーク型システムに新たな確実容量が供給されます。太陽光はピーク転換前の2035年までのみ導入されます。

全体の風力導入量は2026〜2049年で19.3GW（洋上9.8GW、陸上9.4GW）です。洋上風力は指名済み・予定案件以外は2036年以降に導入が始まります。陸上風力はメイン州を中心に継続的に増加します。モデルでの最大導入量はISO-NEの経済性や送電の調査に基づき制約されています。

モデルが風力を増やす理由は以下の通りです：

1. ニューイングランド6州すべてがRGGI（地域温室効果ガスイニシアティブ）に参加している
2. マサチューセッツの発電事業者は追加のカーボンコストを負担している
3. 州のエネルギー計画・調達が太陽光・風力・BESSに大きく傾斜している

RGGIやマサチューセッツの規制コストによりガス投資の競争力が下がり、風力の経済性が高まります。BESSや再エネも州の洋上風力契約やRPSによる導入義務から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み出す

2027年にはISO-NEの発電の35%を天然ガスが、11%を風力（陸上・洋上合計）が占める見込みです。このバランスは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倍となり、2027年の12.7TWhから2049年には74.7TWhに達します。ガス発電も40→46TWhと増加しますが、全体の発電量増加により構成比は25%に低下します。風力の増加は価格変動を高め、BESSにとってアービトラージの機会を生み出します。

ニューイングランドの風力資源は冬に最も強く、ピーク転換に伴う需要増を相殺します。ピークが冬に移ることで、風力が不足分を補い、最終的にはLMP（市場価格）を押し下げます。

ISO-NEのガス価格は冬場に価格変動の大きいAlgonquin Citygateに連動しています。地域の主要パイプライン制約ハブは冬季の価格に大きな影響を与え、極端な天候時には特に顕著です。供給制約と価格変動のため、ISO-NEは供給逼迫時に石油火力に頼ることが多く、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価格で入札され、年数回のみ高LMP時に稼働します。こうした地域特有の市場構造が長期的に価格スパイクやスプレッドを生み、風力・太陽光の導入が進んでも残ります。

発電・日負荷形状が2030〜40年代のTBスプレッドを拡大

以下の需要・価格形状から、冬の夕方ピークが2027年から2045年までに8GW上昇することが分かります。両季節とも夕方の上昇に加え、正午近くの太陽光出力増加で昼間の谷が深まります（冬1.7→4.1GW、夏2.2→5.1GW）。ほとんどの太陽光はヒートポンプやEV需要が朝夕ピークの間で減少する時間帯に発電します。ピークは2038年に夏から冬に切り替わりますが、日平均ピークはそれ以前にクロスします。

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24時間価格（ATC価格）

需要増加と容量逼迫により2030年代初頭まで全ゾーンでATC価格が上昇しますが、その後は格差が拡大します。メイン州は2032年の約80ドル/MWhから2049年には33ドル/MWhまで下落し、北部ニューイングランド全体で陸上風力による価格低下が進みます。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需要地に届きにくく、66ドル/MWh付近を維持します。