イースタン・インターコネクションにおける4つのISO間でバッテリー収益を統合・比較するのは、決して簡単な作業ではありません。ERCOT（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と予備力に加えて容量支払いが重ねられています。Koはこれらのデータセットをターミナルで一元化します。

PJM、MISO、NYISO、ISO-NEはそれぞれ異なる方法で収益スタックを価格設定しています。全体像を把握せずにいると、同じ週に2つのバッテリーが全く異なる結果を記録した理由を見落としがちです。

Koは市場間のスプレッドをランキングしたり、どこで・いつ建設するのが最適かを検証したり、価格高騰の要因を特定してトレーダーの戦略立案に役立てたりできます。平易な英語で質問すれば、Koが適切なテーブルを特定し、SQLを作成し、リアルタイムデータを照会し、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つの事例を詳しく解説します。各ケースでプロンプト、Koが返したデータから作成したチャート、Koが導き出した洞察を紹介します。

Koを無料で始めるにはこちら。

Koがアクセスできるイースタン・インターコネクションのデータは？

Modo Energyは4つのISOすべてのEI市場スタックにKoを統合しています。

• 予測データ。 Modoの中央シナリオによる価格・容量・収益・建設予測：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分単位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。 各ISOのノード・ゾーンごとのロケーショナル・マージナル価格（デイアヘッド：1時間ごと、リアルタイム：5分ごと）。
• 予備力・調整力。 各ISOの補助サービス（例：PJMの調整市場結果やディスパッチ予備力）のデイアヘッドおよびリアルタイムクリア価格。
• 負荷（需要）。 PJM、MISO、NYISO、ISO-NEの実績およびリアルタイム需要データ。
• 燃料種別発電量。 4つのISOすべてのリアルタイム・1時間ごとの燃料ミックス。価格変動の要因を特定できます。
• 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）およびEIA-923の純発電量・燃料使用量。
• ノード・ゾーンリファレンス。 ノードリスト、ノードとゾーンの対応、予備力サブゾーンのマッピング。

以下の例は、このスタックを基にKoに質問して生成されたものです。KoがSQLを作成し、データを照会し、分析を出力しました。すべてのチャートは同じKoの応答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、天候による需給逼迫は1日前の予測が困難であることが改めて示されました。絶対額ではPJMが最も大きく、約$155/MW-日（リアルタイム$389/MW-日、デイアヘッド$234/MW-日）で中部大西洋地域のスパイクを反映しています。

割合ではISO-NE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薄く制約の多い市場で、予想外の需要急増がリアルタイイム価格を大きく押し上げます。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が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といえます。

結果：

2025年10月の調整力市場再設計から6か月後、調整力はBESS収益スタックの主軸となっています。2026年5月の4時間バッテリーのモデル収益は$73/kW-月で、そのうち調整力が$56/kW-月（77%）、リアルタイムエネルギー裁定が$12/kW-月（16%）、容量が$5/kW-月（7%）です。調整力クリア価格は$97/MWhで、4月の$104からは下がりましたが、2025年5月の$29/MWhの3.4倍です。再設計前はフリート平均$20/kW-月、再設計後は$62/kW-月程度で推移しています。

アナリストへの実務的な示唆として、調整力は構造的な基盤であり、まず優先して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月予定の再設計フェーズ2では、調整力がRegUp/RegDownの2製品に分割され、クリア価格の再配分も予想されます。

開発者向け：Koで建設場所とタイミングを判断

結果：

ゾーン選択はPJMで最も重要な立地判断の一つです。2026年5月は中部大西洋地域が突出し、バージニア（DOM）はリアルタイムトップボトムスプレッドが約$916/MW-日、118%増で、ペンシルベニア（PPL）の約$232/MW-日のほぼ4倍でした。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）です。

このプレミアムは構造的です。東部の需要地と西部の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。熱波は制約が最も厳しい地点で発生しました。西部ゾーンのComEdなどはバージニアの1/3未満の水準です。

結果：

Modoの中央シナリオでは、3市場は2030年代半ばから大きく乖離します。NYISOは現在の約$6/kW-月から2040～2045年にかけて約$24～25/kW-月へと4倍に上昇。これは米国でも最も制約の多い建設環境下でデータセンターや電化需要が増加するためです。PJMは2030～2033年にかけて約$18～21/kW-月でピークを迎え、その後は供給超過で2045年には$5/kW-月を下回ります。

MISOは2040年代まで低～中位の水準にとどまり、その後上昇傾向です。4時間バッテリーの場合、2029年までは容量収益はクリア価格×認定容量が目安です。

NYISOダウンステートゾーンは既に2026年夏で過去最高の$32.6/kW-月を記録し、中央シナリオではその後もほぼ20年上昇が続きます。ただし建設が加速したり需要が弱まればピークは前倒しとなります。PJM案件は早期ピーク前の竣工が必要です。

エネルギートレーダー向け：今すぐ狙える価値はどこか

結果：

MISOでは2026年2月に2回の明確なデイアヘッド価格スパイクがありました。主な要因は2月1～2日の冬の嵐「Fern」で、中西部の暖房需要急増に加え、1.1～1.33GWの火力発電機強制停止と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ハブは$217/MWh、インディアナハブのリアルタイムは$1,100/MWhを超えました。

北部ハブの月間平均は$51～52/MWh、南部は$31～33で、送電制約による約$20/MWhのギャップです。2月24日には局所的なスパイクでピークハブが$218/MWhに達しましたが、日平均は約$39にとどまりました。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でクリアしました。

Koはあなたの質問をModo Energyのリアルタイムデータへ直結

イースタン・インターコネクションの4つのISOを横断して、Koは手作業よりも迅速に関連データと分析へ導きます。特に市場や収益スタックをまたぐ質問では、Koがテーブルを特定し、結果を返し、文脈に沿って解説します。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。最初の答えを検証し、その根拠となるデータを提示し、さらに深い分析が必要な箇所を明らかにするサポートツールです。