MISOの2026年プランニングリソースオークション（PRA）では、1メガワット日あたり$116～$126のキャパシティ支払いで決着しました。この結果は、2025/26年の記録的な高値$217/MW-日から42%の下落となりました。これは、MISOの信頼性ベース需要曲線（RBDC）を採用した改訂キャパシティ市場の2年目となります。

MISOのキャパシティ市場の仕組みについて詳しくは、解説記事をご覧ください。

2026/27年度のMISOキャパシティ価格は？

2025年PRAから導入されたRBDCフレームワークは、従来の垂直クリアリングモデルに代わり、信頼性に基づく連続的な需要曲線を採用しています。この曲線は、キャパシティの価格を二者択一的な余剰ターゲットではなく、信頼性の関数として決定します。

RBDCによる季節別価格への移行により、キャパシティ収入の季節構成も変化しました。夏の年間収入への寄与は、2024/25年度の38%から2025/26年度は78%、2026/27年度には85%に上昇。MISOのキャパシティ市場は現在、夏季の信頼性懸念が主導しており、秋（$34/MW-日）、冬（$36/MW-日）、春（$8/MW-日）は年間キャパシティ価格への寄与が限定的です。

北部／中部地域（ローカルリソースゾーン1～7）は$126/MW-日で決着しました。南部サブリージョン（LRZ 8と10）は、MISO北部への送電制約のため$116/MW-日で決着。さらに、ルイジアナのLRZ 9は$123/MW-日で決着しました。

MISOのキャパシティ価格はなぜ前年比で下落したのか？

2026/27年のクリア価格は、新規発電所の追加、化石燃料発電の引退延期、および再エネの認定増加を反映しています。

夏季オークションに供出された累積キャパシティは前年比で4.8GW増加し、137.8GWから142.6GWになりました。新規発電（+5.6GW）や外部リソース（+1.0GW）が、引退（-1.4GW）や認定損失（-0.4GW）を上回りました。新規建設の最大の割合は太陽光で、次いでガス、BESSとなっています。

さらに、太陽光は認定の増加により、過去より多くのアンフォースドキャパシティ（UCAP）を入札できました。一方、風力や一部の火力は、MISOが信頼度寄与を再計算した結果、認定係数が引き下げられました。

MISOのプランニングリザーブマージン要件（PRMR）を上回る夏季の余剰は4.6GWとなり、2025/26年の2.6GWから増加しました。これは2025年OMS-MISOサーベイで予測された1.4～6.1GWの範囲の上半分に位置します。この利用可能キャパシティの増加は、市場予想の継続的な減少に反するものでした。

発電量が目標リザーブマージンを上回ったことで、RBDCの右肩下がりの需要曲線はより低い価格で決着しました。

MISOにおけるBESSの収益インパクトは？

MISO北部／中部地域の4時間バッテリーの場合、キャパシティ収入は2025/26年度の$75/kW-年から2026/27年度は$44/kW-年へと42%減少しました。このうち夏季だけで$37/kW-年を占め、他の3シーズンは合計$7/kW-年でした。

MISOでは4時間を超える運転時間でも追加のキャパシティ認定は得られないため、長時間バッテリーは追加の認定メリットを享受できません。

運転時間よりも、設置場所がBESS資産の収益格差を左右します。北部／中部地域に設置されたバッテリーは、$126/MW-日の高い年間価格を享受できますが、南部の同等資産はより低い価格で決着し、プロジェクトの経済性が縮小します。

バッテリー開発者にとって、41%のキャパシティ収入減は、エネルギーアービトラージのスプレッドや補助サービス収益の重要性を浮き彫りにしています。

資産運用者は、RBDC下で年間キャパシティ収入が引き続き変動しやすいことを想定すべきです。2年目の価格は大きく後退しましたが、2024年以前の$10/MW-日未満という水準よりは依然高い水準にあります。2026/27年度の価格は2026年6月1日から適用されます。