PJMにおけるバッテリー成長の短期的な展望には、2つの競合する要因があります。データセンター需要の急増と熱発電所の大量リタイアによって、2033年まで連系待ちのプロジェクトでは埋められない確定容量のギャップが生じます。TB4スプレッドは2026年の5.3万ドル/MW-年から2030年には11.2万ドルへと2倍以上に拡大し、東部インターコネクトISOの中で最も高くなります。終日（ATC）価格も2032年に87ドル/MWhでピークを迎えます。

2033年以降は新たなガス発電所の導入が需要に追いつき、システムは再均衡します。スプレッドは2049年まで6.9万ドル/MW-年付近の構造的に低い水準に落ち着きますが、ドミニオンはデータセンター需要の持続的な増加により東部プレミアムを維持します。

本記事では、Modo Energyによる2026年第3四半期のPJMファンダメンタル市場見通しを解説します。

主なポイント

• PJMのTB4スプレッドは2030年に11.2万ドル/MW-年、ATCは2032年に87ドル/MWhでピークを迎え、2049年にはそれぞれ約6.9万ドルおよび約59ドル/MWhに落ち着きます。2028～2032年に稼働開始するプロジェクトが最も高い価値を獲得します。
• 同時ピーク負荷は2029年の173.7GWから2030年には190.8GWへと急増し、2026～2049年予測期間の年間ピーク成長中央値の8.8倍となります。増加分の大半はドミニオンのデータセンターが占めます。
• 再生可能エネルギーと蓄電池はPJMの連系待ち案件の89%を占めており、いずれもCAFが低い一方で、2030年までに9.7GWの熱発電がリタイアする見込みです。
• Modoは2049年までに139GWの新規ガス発電、147GWの太陽光・陸上風力の導入を予想しています。PJMの最新のCAF予測では、風力・蓄電池の年間CAFが4～8ポイント低下し続ける見通しで、ガス依存が続き容量市場の経済性に影響します。
• ドミニオンのTB4は2049年に11.6万ドル/MW-年でPJM内最高水準を維持し、2030年ピークからわずか4%減少にとどまります。AEPや西部ゾーンは約5.9万ドルに低下します。

PJMのピーク需要は2030年に17GW急増後、成長が鈍化

PJMは東部インターコネクトで最も大きな短期的需要増加を示しています。同時ピークは2029年の173.7GWから2030年には190.8GWへと拡大。この1年で17.1GW増加し、2026～2049年予測期間の年間ピーク成長中央値の8.8倍となります。

2030年の増分の大半はドミニオン（バージニア北部）に集中します。2次的な増加は2031年（+9.1GW）、2036年（+10.7GW）、2041年（+10.7GW）に見られます。2033年以降、ピーク成長は年約1GWと大幅に鈍化し、データセンターの新設が一巡します。

PJMにおけるデータセンター需要の詳細な分析は、Modo Energyの「PJM負荷予測：データセンター2046年まで」をご参照ください。

短期的にシステムの逼迫はさらに悪化する見込み

2026～2030年にかけて、需要増加と熱発電のリタイアが重なり、システムの逼迫は継続する見通しです。

2030年までにPJMの熱発電容量9.7GWがリタイア予定で、既に逼迫しているMAACゾーンのBrandon ShoresやHerbert Wagnerも含まれます。両発電所は信頼性確保のためリタイア時期が後ろ倒しされています。

MISOでのリタイアもPJMの歴史的なMISOへの純輸出を考慮すると、逼迫に拍車をかけます。

連系待ち案件による緩和効果は一時的です。2030年までに見込まれる新規導入では、リタイアと需要増加の双方を相殺できません。Modoの評価によると、2030年までのPJM連系待ち追加分は主にAEPで25GWの太陽光、PJM西部で4GWの陸上風力です。洋上風力は、最近の相次ぐキャンセルを受け、バージニア州沿岸のCVOW（2.5GW）のみが想定されています。

ModoはPJMで再エネ拡大と並行し139GWの新規ガスを予測

2049年までの累積新設は太陽光・陸上風力で147GW、新規ガスで139GWに達します。再エネ導入がガスを置き換えることはなく、両者は並行して増加します。

ガスの増加が最も速く、2035年に51GW、2040年に95GW、2049年には139GWに到達します。太陽光も同様の軌道で2049年に84GW、陸上風力は63GWとなります。バッテリーの追加はモデル上2049年で約11GWと小規模にとどまり、2030年までの蓄電池導入は既存の連系待ち案件でほぼ満たされます。

こうしたガス増加の背景には複数の要因があります。PJMは最近、再エネの容量認定係数（CAF）を下方修正しました。洋上風力プロジェクトのキャンセルも続いています。データセンター需要も拡大中です。PJMのリソース適正基準に変化がない限り、これらの要素がさらなるガス容量導入を促します。

需要増加下での逼迫状態は州の環境政策にも課題をもたらします。PJM加盟州にはバージニア州のVCEAやメリーランド州のCEJAなど再エネ義務がありますが、信頼性懸念の高まりから規制当局は例外措置を認めています。バージニア州SCCは2025年末にドミニオンのChesterfieldガス発電所を承認し、ニュージャージーやメリーランドでの洋上風力キャンセルもギャップを拡大させています。

PJM内での導入場所が長期的な混雑状況を左右します。モデル上、新規ガスの大半はドミニオン以外に立地し、ドミニオンは新規太陽光の大半（2049年累計で約46GW）を吸収します。容量の配置は需要ではなく許認可によって決まります。

PJM価格は2030年に急騰、2033年には平均回帰へ

システム全体のATC価格は2020年代後半に上昇し、2032年に87ドル/MWhでピークを迎えます（東部インターコネクトで最高値）。TB4スプレッドは2026年の5.3万ドル/MW-年から2030年には11.2万ドルへと倍増し、次点のISO-NEやNYISO（約6.8万ドル）を約4.5万ドル上回ります。

PJMの価格変動は他のISOよりも急激です。TB4は2032年の10.1万ドルから2033年には7.7万ドルへと1年で急落します。ガス導入がピーク需要増加の鈍化と同時に追いつくためです。

2049年にはPJMのスプレッドは6.9万ドル/MW-年と東部ISOで最も低く、NYISO（8.1万ドル）、ISO-NE（7.7万ドル）、MISO（5.1万ドル）に対しても低水準です。ATCも約59ドル/MWhに落ち着き、ピークから約33%下落します。PJMは長期的にガス調達コストが安価な構造となります。

PJMの容量価格も同様の逼迫を反映

PJMの信頼性価格モデル（RPM）オークションは、2025/26年度が269ドル/MW-日、2026/27年度が329ドル/MW-日と2年連続で過去最高を更新しました。Modoの予測では、2032年までは逼迫が続き容量価格も高止まりし、その後新規ガス導入で緩やかに低下します。

ドミニオンは東部プレミアム維持、西部やAEPは2033年以降低下

PJM全体の平均値はRTO内の大きな地域差を覆い隠しています。PJM内での立地選定は、他ISOとの比較と同じくらい重要です。

混雑の状況は2段階に分かれます。短期（2026～2029年）は中部大西洋・西部の価格が緩み、バージニア沿岸の洋上風力がドミニオン内に発電をもたらします。RTEP24・25の送電拡張でMAACやドミニオンへの輸入能力も増強されます。長期（2030年以降）は、2030年のピーク負荷増とドミニオンのデータセンター成長によって東西格差が再拡大します。承認済み送電線は現状ピークには対応可能ですが、次の需要増には追いつきません。RTEP26の暫定結果がこのギャップに対応予定ですが、予測時点では確定していません。

PJM内でのBESS立地選定もこれらゾーン動向に左右されます。ドミニオン、BGE、PEPCO、AECO、DPL、JCPL、PSEGが東部混雑ゾーンとなり、長期的に西部を上回るプレミアムを維持します。AEP、DAY、DEOK、ATSIは短期的な上昇波に乗りますが、2033年以降は低下します。COMEDやRECOはシステム再均衡とともに独自の回復軌道を描きます。

開発者・投資家・金融機関への示唆

2028～2032年に商業運転を開始するプロジェクトは、PJM長期平均の約1.5倍のTB4スプレッドと過去最高の容量価格を享受できます。以降の参入はスプレッドが構造的に低下しますが、2030年代のCapEx低下が一部相殺します。

立地はタイミングと同じくらい重要です。ドミニオンの長期プレミアムはデータセンター需要予測の維持とRTEP26送電のスケジュール遅延の有無に左右されます。東部ゾーン（BGE、PEPCO、AECO、DPL、JCPL、PSEG）は持続的なプレミアムを維持し、西部ゾーン（AEP、DAY、DEOK、ATSI）は短期的な上昇波に乗った後、2033年以降は低下します。

本記事はModo EnergyによるPJM予測アップデートをもとにした四半期連載の一部です。次回はバッテリー投資案件について、稼働時期と立地別に詳述します。

PJM予測全体の手法やデータソースは、Modo Energyのドキュメントサイトでご覧いただけます。