要約：

• 2024年の電力価格はほぼ半減しました。リアルタイム価格は46%下落、デイアヘッド価格は49%減少。これは穏やかな気候、需要の横ばい、太陽光発電と蓄電池容量の増加によるものです。
• Top-Bottom 1時間（TB1）スプレッドの平均は98ドル/MWhで、2023年から61%減少しました。ただし、5月と8月に2度の大きな価格急騰があり、短期間ながら高収益の機会も生まれました。
• ゾーンおよびノードレベルでの混雑が価格動向を左右しました。エネルギー裁定取引の機会は、ウエストロードゾーンで一貫して最も大きくなっています。

Modo Energyのリサーチ購読者は、さらに以下を知ることができます：

• 2024年にERCOTの電力価格および補助サービス価格が下落した要因
• トップ・ボトム1時間、2時間、4時間スプレッド間の収益性の変化
• ERCOTの1日あたりの電力価格パターンの変遷と最新の市場動向の背景
• ERCOTのノード価格スプレッドにおける蓄電池オペレーターにとって最大のリスクとリターンのトレードオフがどこにあるか

2023年から2024年にかけて、ERCOTの電力価格はほぼ半減し、リアルタイム価格は平均46%、デイアヘッド価格は49%下落しました。

ERCOTバス平均ハブによるシステム全体のリアルタイム価格は、2023年の年間平均48ドル/MWhから2024年には26ドル/MWhに下落。デイアヘッド市場価格も55ドル/MWhから28ドル/MWhに減少しました。

リアルタイム価格はデイアヘッドのトレンドとほぼ一致し、2024年を通して平均5%のディスカウントで推移しました。ただし、特定の条件下ではリアルタイム価格が乖離し、特に需給が急変する局面で変動性が高まりました。

全体として、2024年の価格変動は過去2年より大幅に低下しました。これにより蓄電池オペレーターにとってのエネルギー裁定取引の機会も減少しました。

ゾーンごとの価格変動は、ゾーン間の混雑パターンを示す

位置ごとの価格は、長距離送電時に発生する送電制約を反映しています。

下のグラフは、価格ハブごとの日次平均リアルタイムエネルギー価格とERCOTバス平均ハブを比較し、地域ごとの差異を示しています。

日次平均リアルタイムエネルギー価格の傾向を見ると、ウエストおよびパンハンドル地域がシステム平均から最も乖離していました。これは、これらの地域での混雑が高く、需要が比較的低い一方で風力・太陽光発電の導入が進んでいるためです。

ウエスト地域の価格は、日の出（6～7時）と日没（19時頃）に最も大きく乖離しました。

ウエストゾーンの価格は、太陽が沈んでいる時間帯にシステム平均を上回りました。これらのオフピーク時には、主に石油・ガス産業による地元の工業需要が発生し、ウエストテキサスの一部で需要を満たすために電力を輸入する必要が生じます。

この需要は一日の中で比較的安定しており、典型的な住宅需要パターンとは異なります。そのため、日没後に電力を輸入する際に混雑が発生しやすくなります。夜間は地元の太陽光発電が停止し、価格が上昇しやすくなります。

一方、ウエストテキサスの価格は午前9時から午後4時の間、ハブよりも低くなりました。これは太陽が昇り、太陽光発電の供給が増加するためです。

パンハンドル地域のリアルタイム価格は、他のゾーンより一貫して低く、風力発電の多さが豊富な供給を生み出しています。また、マイナス価格の時間帯も多く見られました。これは局所的な供給過剰と、余剰電力を需要の高い地域へ送るための送電容量不足が原因です。

ERCOTの1日あたりのピーク価格は日没後に発生

2024年の日次平均価格パターンは、主に2つの傾向に分かれました。第2・第3四半期の暖かい時期は、夕方に単一の大きなピークが現れました。第1・第4四半期は、時折の寒波により朝と夕方の二重ピーク構造となりました。

第1四半期は、朝（7時）と夕方（18時）に穏やかなピークが現れました。寒い天候で暖房需要が増え、日の出前の価格が上昇しました。ただし、過去数年と比べてピークの大きさは低下しており、冬の気候が穏やかだったことを反映しています。

第2四半期は、太陽光発電容量の影響が顕著になりました。日中は太陽光発電の多さで価格が抑えられましたが、夕方（20時）に太陽光出力が急減すると、火力発電や蓄電池が稼働し価格が急騰しました。

第3四半期も日没による変動が継続。夏季の需要ピークは午後遅くに現れ、太陽光発電の減少後、夕方（18～20時）に価格が急上昇しました。

第4四半期は再び二重ピーク構造に戻りました。朝（7時）は寒波時に暖房需要で上昇し、夕方のピークも続きましたが、第2・第3四半期ほど極端ではありませんでした。

全体的に2024年の価格は2023年よりも抑制されました。気候が穏やかで需要の伸びが最小限だったこと、太陽光発電と蓄電池の急速な拡大が要因です。

これらのトレンドの進化や蓄電池収益への影響については、2024年のBESS収益を牽引する主要トレンドの記事で詳しくご紹介しています。

トップ・ボトムスプレッドが大きいほど収益機会も拡大

トップ・ボトム（TBx）スプレッドは、1日の中で最も高い「x」時間と最も低い「x」時間の価格差を示します。TB指標は、理想的な取引条件下で蓄電池が得られるエネルギー裁定収益の目安となります。

蓄電池システムは、充電時には消費者、放電時には発電者として機能し、このスプレッドを利用して収益を得ます。

価格スプレッドが大きいほど、収益機会も大きくなります。

2024年のリアルタイム価格における1時間スプレッド（TB1）は平均98ドル/MWhで、前年より61%減少しました。

5月8日と8月20日の2度の大きな価格急騰では、TB1スプレッドが3,000ドル/MWhを超えました。この時に取引した蓄電池オペレーターは、2024年平均の最大30倍のリアルタイム収益を得ることができました。

2024年のTBスプレッドは過去2年と比べ大幅に縮小

2024年はリアルタイム価格スプレッドが縮小し、不意の変動や希少性価格の発生が減少しました。穏やかな気候、太陽光・蓄電池容量の増加、需要の横ばい、天然ガス価格の下落などがTB動向に影響しました。

2024年の多くの月でTBスプレッドは抑制されていましたが、高需要や極端な天候時には一時的に高収益の機会も生まれました。

トップ・ボトムスプレッド（TB1、TB2、TB3、TB4）は、裁定時間が増えるごとに収益性が逓減

TB1は1日で最も価格変動が大きい時間帯に注目するため、常に最も高収益の機会を捉えています。

以降の各時間は、追加収益が徐々に減少します。

つまり、長時間運転可能な蓄電池ほど、追加で捉えられるスプレッドごとの収益は逓減します。こうした長時間システムにとっては、裁定収益の減少が追加投資を正当化しにくくなります。

太陽光・蓄電池の拡大と需要横ばいがピーク価格時間を変化させた

2022年は午後4時頃に価格がピークとなり、負荷ピークと一致していました。しかし2023年には、価格ピークが日没（19時頃）に移行しました。

この傾向は2024年も続き、ピーク価格はほぼネット負荷ピーク時に集中しています。これは太陽光発電の出力が減少し、需要が高止まりする時間帯です。

この変化は、ERCOTにおける太陽光発電容量と発電量の増加によるものです。

さらに、2024年の日次平均ピーク価格は2023年の2.6分の1まで低下しました。これは、エネルギー市場に参加する蓄電池容量の増加が大きな要因です。

2024年、補助サービス価格は蓄電池参入以降で最低水準に

価格は2023年の3分の1にまで下落し、2023年の21.8ドル/MWhから2024年は7.03ドル/MWh（取引量加重平均）となりました。

この下落には2つの主な要因があります。

• エネルギー市場の変動性低下：補助サービス価格はエネルギー市場の価値と密接に連動しています。エネルギー生産でより多くの収益が得られる場合、補助サービスの価値も上がります。2024年はエネルギー価格が下落したため、補助サービス価格も同様に下落しました。
• 蓄電池の参加拡大：補助サービス市場への蓄電池容量の増加により、受注競争が激化しています。

現在、補助サービスの責任のうち50%以上を蓄電池が担っています。RegulationやRRSでは90%近くに達します。運用可能な蓄電池が増え、より低価格でサービス提供を申し出ることで受注を目指すため、価格が抑制されています。

補助サービス価格の下落により、蓄電池オペレーターはエネルギー裁定取引へのシフトを強めています。

ERCOT内ノード価格スプレッドはリスクとリターンのトレードオフを示す

2024年時点で、ERCOTには約17,000のノードが存在し、そのうち約900が発電・負荷リソースのある「決済ポイント」とされています。

一般的に、位置価格（LMP）の大きな違いは決済ポイント間でのみ発生し、個々の電気バス間では近隣の決済ポイントとほぼ同等の価格となります。これは、電気的な違いがほとんどないため、LMPに大きな差が生じにくいためです。

年間平均スプレッドが大きい決済ポイントは、月ごとの価格スプレッドの変動幅も大きい傾向があります。したがって、高収益の可能性があるノードは、価格の変動リスクも伴います。

蓄電池オペレーターやトレーダーにとって、スプレッドの多様性は高収益ノードが年間を通じて一貫して高いパフォーマンスを示すのではなく、特定の月に突出したリターンを生むことを意味します。

理想的なノードは、月ごと・日ごとに大きなスパイクがあるのではなく、一貫して高いエネルギー裁定スプレッドの機会があるノードです。

こうしたノードは、スプレッド機会が年ごとに持続しやすい傾向にあります。新たな送電線建設やシステム条件の変化による価格スプレッド要因の解消リスクが低いためです。

年間を通じて、こうした市場結果の違いを示すノードのクラスターが明確になってきます。

• 中程度のスプレッド・中程度の変動性：大半のノードが該当し、年間80～120ドル/MWhの安定したが低めの収益機会を提供します。これはシステム平均に近い値です。
• 高スプレッド・低変動性：安定したリターンと中～低ボラティリティを提供。年間を通じて安定した機会が期待できます。
• 高スプレッド・高変動性：極端な価格変動による高収益の可能性がある一方、リスクも高いノードです。

エネルギー裁定取引の機会はウエストロードゾーンで一貫して最大

2024年、ウエストテキサスのノードは年間平均スプレッドが一貫して高く、月ごとのスプレッド範囲も比較的安定していました。

これは、ウエストテキサスのノードが年間を通じて高いスプレッドを維持していることを示しており、根本的な混雑問題や送電制約が続いているためです。

ノースおよびヒューストンロードゾーンのノードは、スプレッドの変動性が低い一方で平均スプレッドも低い傾向です。これらのノードは年間スプレッドが低く、月ごとの変動も小さいため、地元の混雑問題の影響を受けにくく、システム全体の価格に近い動きとなります。

サウスロードゾーンのノードは非常にばらつきが大きいです。リオグランデバレーの局所的な混雑問題により、極端に高い価格・スプレッドとなる場合もあれば、他の月にはシステム全体で最も低いスプレッドになることもあります。そのため、月ごとの最高・最低平均スプレッドの差が大きく、全体の平均スプレッドも低くなっています。

平均価格が高いほどエネルギー裁定スプレッドも大きくなる

サウスおよびウエストロードゾーンでは、ノードごとにエネルギー裁定機会が大きく異なります。

これらの地域は広大な土地に風力・太陽光発電が多く、地域によっては需要が非常に少ないため、混雑問題が多発します。

ウエストロードゾーンの高スプレッド・高価格ノードの多くはファーウエストテキサスに位置しています。

パーミアン盆地の石油・ガス産業による継続的かつ増加傾向の工業需要が、24時間体制の電力需要を生み出し、地域の送電システムに負荷をかけています。地元の太陽光発電が需要を満たせない場合、地域の価格はシステム全体より上昇しやすくなります。

また、ウエストテキサスの価格は日中、太陽光発電がピークとなる時間帯に最も低くなり、多くのノードでスプレッドが拡大します。

サウステキサスの一部ノードでは、風力・太陽光の過剰発電による出力抑制で価格が低下し、日次最低価格が下がります。風力発電の多いノードでは最低価格が低くなり、スプレッドが広がります。

ノースおよびヒューストンゾーンのノードは、低スプレッド・低平均価格の範囲に集中しています。これらの地域は混雑の影響が小さく、発電所が需要地に近く設置されているほか、送電ネットワークも堅牢です。

今後、電力価格はどのように推移するか？

ERCOTの需要は今後数年で大幅に増加する見通しです。ERCOTが最近発表した容量・需要・予備力レポートによれば、2030年までのピーク需要の保守的な成長予測は15～20％程度とされています。

ERCOTの電力は米国の他の卸売市場と比べて一般的に安価なため、データセンターなどの産業顧客からの関心が続いています。また、ファーウエストテキサスのシェール資源の豊富さから、送電網の開発が進むにつれ、石油・ガス産業とともに電力需要も増加していくでしょう。

つまり、今後数年でERCOTの価格変動性が再び高まる可能性があります。

今後も需給の綱引きが続きます。太陽光発電・蓄電池の導入が進むことで、供給が需要増を上回る時期もあるでしょう。しかし、2022年や2023年のような極端な気候で需要が急増する年には、再び価格変動性やエネルギー価格スプレッドの拡大が見込まれます。

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