SPP BESS投資見通し 2026年7月：市場の基本要因
SPPサウスにおける4時間バッテリーは、2027年に188ドル/kW-年の収益が見込まれています。これは、逼迫した容量予備率と未飽和のレギュレーション市場が要因です。
これらの収益源が安定化することで、2030年には120ドル/kW-年まで減少し、その後2050年まで66ドル/kW-年で横ばいとなります。
しかし、どのような市場の基本要因がこの収益を支えているのでしょうか？
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今後10年間で、SPPはパーミアン盆地における石油・ガスの電化とAIコンピュート用データセンターの増加により、20GWの負荷増加を見込んでいます。同時期に石炭火力発電所の廃止で7GWが減少します。
RTOは、送電網の拡張や新規負荷への対応が追いつかない場合、供給不足イベントが発生する可能性を予測しています。
SPPがこの需要増に最も経済的に対応する方法は、風力、天然ガス、そして初めて太陽光とバッテリーを組み合わせることです。
予測では、2035年までにSPPは太陽光37GW、風力26GWを追加予定です。バッテリープロジェクトは、効率化されたSurplusおよびCPP接続キューを通じて、この容量を確保しています。
2030年までにバッテリー蓄電容量は現在の1GW未満から19GWに達する可能性があります。
最新リリースのModo EnergyのSPP BESS収益予測で、バッテリー収益を牽引する要因についてさらに詳しくご覧ください。
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SPPのピーク負荷は2050年に102GWへ上昇
SPPの2026年統合送電計画では、Future 1シナリオにおいて、夏のピーク負荷が過去最高の56GWから2035年までに91GWに上昇すると予測されています。
この傾向が続けば、夏のピーク負荷は2050年までに102GWに成長する見込みです。冬のピークはより穏やかで、51GWから80GWまで上昇します。
この成長の大部分は、工業用やデータセンター顧客向けの大規模単一接続「スポット負荷」から来ています。
2025年には、開発者からこれら新しい大規模負荷向けに30GWの申請があり、1年前の11GWから急増しました。
スポット負荷の43％はパーミアン盆地周辺の石油・ガス電化によるものです。
近年の主な新たな供給源はデータセンターです。
送電事業者からの提出資料によると、SPSの供給エリアで成長が最も速いことが示されています。
この成長は計画中のネットワーク拡張のペースでは対応できず、SPPは南西部での供給不足の可能性を警告しています。
負荷の実現速度はどのようにグリッドに接続されるかに依存し、RTOの新しい大規模負荷接続方針がボトルネックの一部を解消します。
HILLGAによりスポット負荷成長による需要観測が5年遅延
2026年1月14日、FERCがHILLGAをSPPの高インパクト大規模負荷（HILLs）接続経路の1つとして承認しました。これは単一地点で50MW以上を要求するスポット負荷です。
ネットワーク拡張を待たず、HILLsは併設発電機と組み合わせて、最初の5年間は契約サービスを利用し、その後本格的なグリッド供給に移行します。
この「自前発電」方式により、スポット負荷は調査期間を短縮して早期稼働が可能となり、送電網の拡張中もグリッド上のピーク負荷を低く抑えます。
HILLGAは、SPSなど制約のある地域で供給不足を防ぐため、最大5.2GWの負荷成長観測を5年間遅らせると見込まれています。
石炭廃止で2035年までに107GWの再エネ・ガスが導入
電力会社は、バッテリー、太陽光、風力、天然ガスを組み合わせることで、最も経済的に負荷成長に対応します。
SPPは2035年までに合計107GWの新規容量を導入予定です。2026～2030年に約50GW、2031～2035年に57GWが接続され、その後は2050年まで5年ごとに20～32GWのペースで進みます。
石炭は現在、SPPの設置容量の20％を占めています。
今後10年間で最大7GWが廃止予定で、さらに8GWの老朽設備が2050年までに廃止されます。
天然ガスは、この確実な容量不足を補う役割を果たします。
SPPの迅速なリソース適正調査（ERAS）は、9.4GWの確実なガス容量を加速導入します。これらのプロジェクトは2029～2030年に稼働予定です。
ガスの新設は2035年までに23GW、2031～2035年に16GWがピークとなり、その後2050年までに約40GWが3～7GWずつ追加されます。
この前倒しの設備導入は再エネにも及びます。
風力は過去20年間、SPPで最も主要な新規発電源でした。
RTOはグレートプレーンズの風力地帯に位置し、米国で最も強力な陸上風力ポテンシャルを有します。高い設備利用率が風力を経済的な選択肢としてきました。
東西の送電回廊がこの傾向を強化し、設置風力容量は3GWから34GWへ10倍に増加しました。
次の10年は太陽光の成長が主役となります。
太陽光は2035年までに約37GW、さらに風力26GWの追加が見込まれています。
ERCOT同様、この再エネの急増は州レベルのRPSや炭素目標によるものではなく、資源ポテンシャルと連邦税控除による経済性が後押ししています。
バッテリーはこの容量を確実にするために導入されます。2026～2030年に約18GWの波が到来します。
このタイミングは、短期的な接続キューと容量バランスの逼迫を反映しています。予備率が制約され、容量価格が上昇する中、バッテリーはガスとともに確実な容量として導入されます。
SPPのSurplus接続キューは、既存グリッド接続を活用する早期プロジェクトに効率的な道筋を提供し、変動再エネの負荷対応能力を高めています。
その結果、石炭ベースから再エネ・蓄電・柔軟なガスを基盤とするシステムへの大きな転換が進みます。
太陽光がSPPの夏の価格曲線を「双峰型」に変化
予測期間中、SPPの発電構成は石炭から太陽光・風力・ガス・バッテリーへとシフトします。
太陽光の発電比率は、2026年の約1％から2035年に14％、2050年には21％まで上昇し、石炭は29％から2％未満に減少します。
風力は既に約36％で地域最大の電源ですが、新たな動きは太陽光とその併設バッテリーによってもたらされます。
この導入により平均的な1日が再構成されます。2050年には太陽光は正午に約35GWでピークに達し、夕方には4GW未満まで減少します。
ガス火力は夕方のピークに向けて出力を上げ、正午の約20GWから日没後は27GWに増加します。
バッテリーは正午の太陽光余剰時に充電し、夕方に放電してピーク時には約9GWまで出力します。
これが価格差にどう影響するのか？
24時間需要の増加により、ガス火力の稼働時間が日中を通して増加すると見込まれます。
ガスがより多くの時間帯で価格決定要因となることで、価格曲線は上昇します。
一方、太陽光は正午の純負荷を押し下げ始めます。
2035年までの純効果として、SPPの夏の価格曲線は逆転します。
現在の午後遅くの価格ピークは減少し、単一ピークから夕方主導の双峰型へと転換します。
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