冬の天候は、2月と同様に、ISO-NEの価格を決定づけました。発電設備の停止ではなく、天候が主な要因です。3月初週には晩冬の寒冷前線が北ニューイングランド全域の夜間気温を華氏マイナス5度以下まで押し下げました。住宅用暖房需要が、発電用と同じ制約のあるガスパイプライン網に殺到。3月2日にはデイアヘッド（DA）価格が110ドル/MWhまで急騰し、インターナルハブのDA平均は46.96ドル/MWhで前年比横ばいでした。リアルタイム（RT）価格は平均47.60ドル/MWhで、4.4％上昇しました。

全ゾーンでトップ・ボトムスプレッドが拡大し、メイン州の4時間RTスプレッドは292ドル/MW日と前年比36.8％増を記録。風力は38％増加し、天然ガスの構成比は48％に低下しました。2月のベンチマークも、より強い傾向で同様の展開でした。

主なポイント

• インターナルハブの4時間RTトップ・ボトムスプレッドは278ドル/MW日（前年比31％増）に達しました。DAとRTのギャップ133ドル/MW日は、リアルタイムディスパッチ能力を持つオペレーターにとって実行可能な水準です。
• 天然ガスは発電構成比48％まで低下し、風力は前年比38％増の754MWへ。これにより、BESSオペレーターが狙う朝夕のラップがより急峻に。
• 初週のDA平均は69ドル/MWh（3月8日以降平均の1.7倍）。3月2日の単日ピークは110ドル/MWh、3月6日のRT最高値は225ドル/MWhでした。
• 風力のキャプチャレートは2025年3月の101％から97％へ低下。出力増加に伴い、より安価な時間帯に発電がシフトしています。
• 寒波時にリザーブ価格が急騰（3月2日の10分スピニングリザーブは39.62ドル/MWh、3月3日のレギュレーションキャパシティは55.79ドル/MWh）しましたが、収益全体に占める割合は依然として小規模です。

初週のDA平均は69ドル/MWh、以降は50ドル未満へ

3月1日に到来した寒冷前線が、約5日間アルゴンキンパイプラインのガス供給を逼迫させました。3月2日のDA日平均は110ドル/MWhで最高値を記録。RT市場は1日遅れて追随し、3月3日は平均118ドル/MWhに。DAとRTのピークに1日のラグが生じるのは天候要因イベントでよく見られます。2週目以降は価格が50ドル/MWh未満の日が大半となりました。

初週のDA平均69ドル/MWhは、3月8日以降の平均41ドル/MWhの1.7倍でした。4時間バッテリーがこのスプレッドで運用されていれば、3月の収益の大半をこの5日間で得られたことになります。

ゾーンごとの価格も全体の傾向に沿いましたが、重要な違いもありました。サウスイースタン・マサチューセッツ（SEMASS）がDA平均47.59ドル/MWhで最高値、メイン州は44.17ドル/MWhで最も安いゾーンとなりました。メイン州は南北の送電ボトルネックの制約側にあり、地域で最も高い風力導入率です。この制約により、DA市場がインポートを他ゾーンに割り当てるため、メイン州のDA価格が抑えられています。

ISO-NE全体のリアルタイム価格

RT価格の時間別推移は、午前7時（7時台）に71ドル/MWhでピークを迎え、午後1時（13時台）には太陽光の影響で26ドル/MWhまで低下しました。RT価格は、バーモントで最低-119ドル/MWh（3月25日14時）、最高225ドル/MWh（3月6日5時）まで幅広く変動。合計35時間でRT価格がマイナスとなり、3月下旬の午前10時から午後4時に集中しています。

マイナス価格時には、充電サイクル自体が収益源となります。3月下旬の35回のマイナス価格時間帯により、BESSの収益獲得ウィンドウが朝夕のラップ以外にも拡大しました。

これらのスプレッドはISO-NE内でどのように異なったか？

インターナルハブでは、4時間DAトップ・ボトムスプレッドが平均146ドル/MW日で前年比12.7％増。4時間RTスプレッドは278ドル/MW日で30.9％増でした。DAとRTのギャップ133ドル/MW日は、パイプライン制約を活用できるリアルタイムディスパッチ能力を持つオペレーターに利益をもたらします。

メイン州は、RTスプレッドで292ドル/MW日と絶対値・前年比ともに最大（36.8％増）でした。バーモントは33％増の277ドル/MW日で2位。DAではメイン州が149ドル/MW日（13.1％増）を記録。コネチカット州はDAスプレッドが139ドル/MW日で最小ですが、前年比13.4％増となっています。

全ゾーンでの一貫した前年比増加は、月初の寒波が全体のスプレッドを押し上げたことを示しています。ゾーンごとの順位は恒常的で、メイン州とバーモント州が毎月リード。これは送電ボトルネックの影響でRTのボラティリティが増幅されるためで、この構造は大規模な送電網拡張がない限り変わりません。

3月のISO-NE発電構成はどう変化したか？

天然ガスは平均5,367MW（総発電量の47.8％）で、前年比6.1％減。原子力は3,356MW（29.9％）で横ばい、夜間価格の下支えとなっています。

ISO-NEで際立ったのは風力です。平均出力は38％増の754MW（構成比6.7％）に。風力のキャプチャレート（発電加重平均価格／時間加重平均価格）は2025年3月の101％から97％に低下。オンショア風力の増加で、夜間・昼間など需要が低く価格も安い時間帯の出力が増えています。太陽光は182MW（1.6％）、水力は972MW（8.7％）を供給しました。

石油火力は15MW（0.1％）とごくわずかで、寒波で石油火力が稼働した2月とは対照的です。風力比率の上昇とガス比率の低下により、朝夕のラップが急峻になり、BESSオペレーターが狙うアービトラージ機会が拡大しています。

ISO-NEにおけるリザーブ収益はエネルギーアービトラージに比べ依然小規模

ISO-NEはエネルギーとリザーブを同時最適化しています。3月初旬の寒波で価格は急騰したものの、平均的には控えめな水準にとどまりました。

全リザーブ商品は寒波の影響で前年比50～70％上昇。10分スピニングリザーブは平均14ドル/MWh（2025年3月は9ドル/MWh）、レギュレーションキャパシティは63％増。フォワードエネルギーリザーブのみ61％減少しました。

BESSオペレーターがエネルギーに加えレギュレーションも積み上げた場合、月間リターンは数％上乗せされる程度。現行価格では、単独の商業案件を支えるには不十分です。

今後の見通し

3月は、ISO-NEでのBESS価値が引き続きイベント主導であることを示しました。寒波の5日間でスプレッド価値の大半が生まれ、2月もより強い傾向で同様でした。

構造的な条件は今後も続きます。ニューイングランドのパイプライン制約、南北送電ボトルネック、拡大する風力導入は恒常的な特徴です。風力出力が増えキャプチャレートが低下するにつれ、昼間の安値やマイナス価格時間が増え充電機会が拡大。一方、放電側では夕方の需給逼迫や天候要因によるガス価格急騰が高スプレッドを維持します。オペレーターにとって、メイン州はDA充電コストが44.17ドル/MWhと最安で、RTスプレッドも292ドル/MW日と最大。他ゾーンにはない組み合わせです。