2025年、ERCOTにおける平均的なバッテリーエネルギー貯蔵システム（BESS）の収益は、2023年の過去最高値と比べて84%も減少しました。

この主な要因は2つあります。

まず、2024年と2025年は2年連続で比較的穏やかな気候となり、極端な価格変動が減少しました。

次に、ERCOTではすでにシステムの信頼性を維持し、価格の急騰を抑えるのに十分なバッテリーエネルギー貯蔵が存在している可能性があります（少なくとも現時点では）。

補助サービス市場は飽和しており、エネルギー裁定取引へのバッテリー参入の増加がボラティリティを抑えています。

短期的なビジネスケースは弱まっています。

しかし、今後は需要増加が見込まれており、その間、既存の火力発電所もバッテリーと同様の収益圧力に直面しています。新たな需要が顕在化する前にリタイアが加速すれば、再び需給逼迫が発生します。また、実際に新たな需要が生じれば、それに対応するために新たな発電・蓄電設備が必要となります。

問題は、ERCOTのバッテリーエネルギー貯蔵に15～20年の長期的な成長余地があるかどうかではなく、今後2～4年のギャップをどのように乗り越えるかです。

主なポイント：

• 穏やかな気候と市場飽和によりBESS収益が急減。 BESS容量は2020年以降70倍に拡大しましたが、2024～2025年は需給逼迫をもたらす極端な気象がありませんでした。
• 需要増加は現実だが過大評価も。 ERCOTの220GWという見通しは実現しませんが、現実的には2030年に105GW、4年間で22%の成長が見込まれます。
• 需要の形が変化。 2019年以降、エネルギー消費量は27%増加した一方で、ピーク需要は停滞。FWEST地域の需要は6年間で116%増、グリッド全体の4.3倍の速さです。
• 火力発電のリタイアがボラティリティを回復させる可能性。 22GW以上の老朽石炭・ガス発電がリスクにさらされています。2024～2025年に利益を維持できたのはコンバインドサイクルガスのみでした。
• ブリッジングソリューションが登場。 フィーミング契約、新たな補助サービス（DRRSなど）、創造的なオフテイク構造が、需給逼迫が戻るまでプロジェクトの生き残りを助ける可能性があります。

極端ではない気候と市場飽和がバッテリー収益を減少させた

2024年と2025年は、季節的な平均から大きく外れる極端な気象イベントがなく、需給逼迫が起きませんでした。

各年の夏は、2008～2022年の15年平均とほぼ同じ気温で推移し、言い換えれば「穏やか」な年であり、特別な異常はありませんでした。

「穏やか」とは平均以下という意味ではなく、価格上昇を引き起こす要因がなかったということです。

しかし、穏やかな気候だけが、過去2年間でERCOTのBESS収益機会を抑えた要因ではありません。

もう一つの要因は市場飽和です。

実際、ERCOTでは現在の課題に対応できるだけのバッテリーエネルギー貯蔵がすでに存在すると考えられます。少なくともバッテリーが対応でき、市場が補償するよう設計されている課題に関しては。

ERCOTでのBESS設置容量は急拡大しています。2020年代初頭には約200MWだった容量が、ほぼ14,000MWにまで成長し、70倍以上の増加となりました。そのうち約10GWは2024年と2025年に稼働開始しています。2025年のERCOTにおけるBESS導入と今後の見通しについての詳細はこちら。

バッテリーがグリッドに接続されるほど、競争が激化し、収益機会が「食い合い」になります。

市場飽和は現実です。バッテリーが増えるほど、機会の総量がほぼ一定な中で競争が激化し、補助サービス・エネルギー市場の両方で収益が圧迫されます。

BESSの普及が収益減少にどう影響したか、また運用者がどう対応しているかはこちら。

ただし、今後もこの低収益が続くかどうかは、現在の需給バランスや気象状況が今後も変わらない場合に限ります。

需要増加と火力発電のリタイアがボラティリティを再びもたらす可能性

過去2年間、ERCOTではボラティリティがほぼ消失しました。2025年には、平均的なバッテリーが1日あたり0.50ドル/kW以上を稼いだ日はわずか3日で、2024年の16日、2023年の58日から大幅に減少しています。

しかし、今後もボラティリティやバッテリー収益機会がこれほど低いままであるには、現在の需給構成や気象パターンが維持される必要があり、それは現実的ではありません。

需要増加は現実だが、タイミングと規模は不確定

ERCOT長期需要予測における見出しの需要増加は過大です。2030年に220GWというピーク需要は実現しませんが、着実な成長は見込まれます。

この数字が膨らんでいるのは、ERCOTで大口需要として系統接続申請をする際の参入障壁がほぼゼロだからです。データセンター開発予定者は、開発意向を示すだけで費用がかかりません。そのため、申請待ちリストには実現しない需要が多数含まれており、発電所接続申請と同じ傾向です。

個別の大口需要プロジェクトをボトムアップで評価し、過去の発電所稼働率（約25%）に合わせて調整することで、より現実的な予測が可能です。

この方法では、ピーク需要は2030年までに約105GWに到達すると予測されます。これは過去最高の85.9GWから19GW、割合で22%の成長です。

ERCOTの計画ガイドラインも改訂が進行中で、新たな需要の統合を可能にするためのステークホルダー手続きが進められています。PGRR 115や134などの改訂により、大口需要の系統接続スケジュールの可視化が進み、数十万ドル規模のデポジットが必要になる可能性もあります。

ステークホルダー手続きが現実的な見通しを作る一方で、需要増加が起きていないと結論付けるのは誤りです。見出しの数字は近い将来の成長を過大評価していますが、エネルギー需要自体はすでに着実に増加しています。

実際、需要はどれほど増加し、形はどう変わったのか？

2024年と2025年はピーク需要の成長が停滞しました。2019年から2023年にかけてピーク需要は74,820MWから85,508MWに増加しましたが、2024～2025年には1.8%減少し、83,707MWとなりました。

一方、総エネルギー消費量は異なる動きを示しています。2019年から2025年で384TWhから488TWhへと増加し、年平均成長率は4.08%でした。2024～2025年にピーク需要が1.8%減少したにもかかわらず、総消費量は5.8%増加しています。

この乖離は需要プロファイルの変化を示しています。穏やかな気候でピーク需要は抑えられましたが、基礎的な消費量は拡大を続けています。成長の要因はデータセンター、住宅需要の増加、パーミアン盆地の石油・ガス産業の電化などです。

新しい需要（データセンターや電化O&Gなど）は主に24時間稼働型で、特にFar West（FWEST）気象ゾーンで顕著です。FWESTの需要は2019～2025年で116.5%増加し、ERCOT全体の4.3倍のペースです。今ではERCOT全体の9.2%を占め、2019年の5.5%から大幅に増加しました。

FWESTの需要プロファイルは非常に平坦で、ピークトラフ比は1.07倍、ERCOT全体平均の1.34倍と比べて低いです。これはデータセンターやO&Gの連続稼働を反映しています。

この平坦な需要と蓄電による従来の夕方ピークの抑制が組み合わさり、価格差機会はより遅い夜間にシフトしています。

新たな需要の一部は現地ガスタービンで賄われる可能性がありますが、タービン調達の制約があり、すべての需要増加を吸収できるほどのタービンは確保できません。

低価格が火力発電リタイアを加速させる可能性

低価格とボラティリティの低下はバッテリー収益を圧迫しますが、老朽化した石炭・ガス発電所にも打撃です。これらは起動・停止に時間がかかり、価格が低迷したままだと運転継続が困難になります。

古い発電所は熱効率が低く、MWhあたりの燃料消費が多いため、スパークスプレッド（電力価格と燃料コストの差）も縮小します。

24時間平均価格が下がると、これらの発電所は価格急騰時に素早く対応できず、低価格時には採算割れで運転できません。

平均価格が圧縮されると、効率の悪い古い発電所が最初に採算割れとなり、稼働率が低下します。

損益分岐点分析では古い石炭発電所が赤字運転

損益分岐点価格は、燃料費（想定熱効率を含む）、可変運転保守費、固定運転保守費を容量係数に基づき$/MWhに換算して算出できます。

古い発電所ほど熱効率・保守費が高くなります。ERCOTでは40年以上経過した石炭発電所が10GW超、50年以上のガス発電所が12GWあります。

2024年において、コンバインドサイクルガス発電所だけがフルオペコストを上回る収益性を維持しました。この傾向は2025年も継続。天然ガス価格上昇によりATC価格は$27/MWhから$33/MWhに上昇しましたが、古い石炭発電所の損益分岐点（約$36-37/MWh）は年平均を上回り続けました。

リタイアがボラティリティを回復させる可能性

一部の火力発電所のリタイアは、今後の風力・太陽光・蓄電のさらなる導入で部分的に補われますが、調整力のある設備が減ることで、再生可能エネルギー発電量が低い時間帯には価格がより不安定になる可能性があります。柔軟なリソースの導入が追いつかない場合、価格変動が大きくなります。

このように、収益の低迷がリタイアを加速させ、供給が薄くなり、需給逼迫が再び発生し、結果的に収益を押し下げていたボラティリティが回復するという「押し引き効果」が生じます。

短期的なギャップを埋めて長期的な成長へ

ERCOTではいずれボラティリティが再発生するでしょう。問題は、それまでプロジェクトがどう生き残るかです。ギャップを埋めるための解決策は、フィーミング要件、新たな補助サービス、創造的なオフテイク構造の3つに大別されます。

フィーミング要件は未定義のまま

2023年のテキサス州議会で可決された法律（House Bill 1500）により、ERCOTの発電リソースにフィーミング要件が義務付けられました。

この要件は2027年1月1日以降に系統接続契約を結ぶ発電所に適用され、かつ運転開始から1年以上経過したリソースが対象です。

発電所はリスクが高いイベント時に平均発電能力以上で運転する義務があり、基準を満たせない場合は、バイラテラル契約や共同設置による調整力確保が求められます。

PUCTは2024年7月に提案を公表し、パブリックコメントを募集中です。いくつかの論点が議論されています。

提案されたSAGC（季節平均発電能力）方式は、季節ごと・1時間ごとに単一の平均値を算出するもので、ステークホルダーはこれが太陽光の出力を過小評価し、気温変動により火力発電所に不利になると主張しています。

BESSにとって特に重要なのは、現行案ではバッテリーがフィーミング提供者として認められにくいことです。SAGCを超える出力しか認められませんが、バッテリー出力は通常季節平均と同等。柔軟性がグリッドの信頼性に寄与しているという意見から、この除外に反対する声が上がっています。

ペナルティ体系も論点です。現行案ではVOLL（失われた負荷の価値）の20%、1シーズンあたり最大15時間までとされていますが、投資の予見性確保のため1,000ドル/MWhの固定ペナルティを求める声も。これによりフィーミング契約による最大収益は15ドル/kWに制限されます。

バッテリーがフィーミング提供者として認められれば、新たなバイラテラル契約による収益源が生まれ、再エネとの共同設置も促進されます。2027年前後の新規プロジェクトに恩恵が大きいでしょう。

新たな補助サービスが多様化の可能性

ERCOTで唯一具体的に開発が進んでいる新たな補助サービスは「ディスパッチャブル信頼性予備サービス（DRRS）」です。DRRSは調整力を補償するもので、非スピニングリザーブより長い動作時間が求められ、リアルタイム前に発動されます。

ただし、4時間以上の持続時間を持つバッテリーのみが対象となる見込みで、現時点でERCOTで稼働中のバッテリーは該当しません。

他の補助サービスはまだ検討段階です。電圧サポートサービスは、西テキサスでグリッドフォーミングインバーターによる系統安定化への補償が考えられます。慣性サポートサービスはROCOF（周波数変化率）対応への補償で、主に火力発電所が対象となる見込みです。

これらのサービスが実現する保証はなく、実現しても市場取引ではなくバイラテラル契約になる可能性が高いです。ERCOTはドイツの慣性市場開発などを参考にするかもしれません。

創造的なオフテイク構造

従来型のトーリング契約は普及が限定的です。開発者とオフテイカーのニーズが乖離し、ビッド・アスクスプレッドが広がっています。オフテイカーは短期収益に低い価値をつけ短期契約を好みますが、開発者はコスト回収のため長期確実性を求めます。

このギャップを埋めるための代替案としては、アップサイド参加型の収益分配、バーチャルまたは部分的トール、ハブ対ノード決済ヘッジ、キャプチャーレート連動型支払いなどが考えられます。

新たなオフテイクパートナーも登場する可能性があります。保険会社が、一定の基準（フロアまたは市場平均収益）に基づき収益を補償する仕組みも考えられます。

ERCOTでのBESSの所有・運用・投資は忍耐と適切な収益ブリッジが必要

15～20年という長期投資の観点では依然として成長余地があります。短期的なリターンは保証されませんが、構造的な需給逼迫の条件が再び訪れる可能性は高いです。

ギャップを乗り越えるために、以下のような解決策を活用できるプロジェクトが：

• 価格差獲得の最大化、
• 夕方以降や夜間に広がる新たな価格差の獲得、
• 新たな補助サービスの導入、
• 再エネフィーミング要件を満たす契約の締結、
• オフテイクや先物市場で低ボラティリティ年のリスクヘッジ、

といった方法で、将来的な成長の恩恵を受けることができるでしょう。