3月17日の単一の逼迫イベントが、MISOの3月スプレッドを決定づけました。これはウィンターストーム・ファーンと似ています。インディアナ・ハブのリアルタイム価格は現地時間午前10時に$1,288/MWhに達し、月間平均$41.45/MWhの20倍以上となりました。北部ハブでトップ・ボトムスプレッドが拡大し、ミシガン（リアルタイム$293/MW日）とインディアナ（$288/MW日）が牽引しました。MISO北部のデイアヘッド（DA）価格は平均$35.36/MWhで、MISO南部の$30.95/MWhとの差がイベント中に大きく拡大しました。

主なポイント

• トップ・ボトムスプレッドはシステム全体で拡大：インディアナ・ハブの4時間リアルタイムスプレッドは平均$288/MW日（前年比38%増）、ミシガンは最高の$293/MW日を記録。南部ハブは前年比の変化が最小で、2026年2月とは対照的でした。
• インディアナのデイアヘッド価格はアーカンソーより$9.14/MWh高く、北部の予備力マージンの逼迫を反映。4時間リアルタイムスプレッドはインディアナとミシガンで前年比38～39%増、デイアヘッドスプレッドはアーカンソーより27%上回りました。
• リアルタイム価格は3月17日午前10時に$1,288/MWhに達し、今月唯一の$200超えの時間帯となりました。その時間帯に放電できなかったオペレーターは、3月の増分価値の大半を逃しました。
• 天然ガス発電は平均22,146MWで、前年比29%増。風力発電の低下と原子力の稼働減少によるギャップを埋めました。
• デイアヘッドの調整力は平均$16.65/MWh、リアルタイムの調整力は3月17日に$47/MWhまで急騰し、同時に全ての補助サービス価格が高騰しました。

MISO北部と南部でハブ価格が分岐

インディアナ・ハブのデイアヘッド価格は月間平均$38.82/MWhで、前年比4.9%増。リアルタイム平均は$41.45/MWhで10%増でした。ミシガン・ハブはデイアヘッドで最高の$39.53/MWhを記録。南部のアーカンソー・ハブはデイアヘッドで$29.68/MWh、ミシガンとの差は$9.85/MWh。ルイジアナとテキサスのハブは$31.80/MWh付近に集まりました。

システム全体で4時間のトップ・ボトムスプレッドが拡大しました。インディアナ・ハブはデイアヘッドで$137/MW日（前年比21%増）とリード。リアルタイムスプレッドは$288/MW日（38%増）、ミシガンは$293/MW日（39%増）で最高値。北部の優位性はデイアヘッド・リアルタイムともに一貫しており、インディアナはアーカンソーよりDA TB4スプレッドで27%上回りました。

北部と南部の価格差は、MISO北部の産業負荷密度の高さと輸入経路の少なさ、南部MISOのガルフコーストガス余剰能力によるものです。地域間の送電能力制約が供給逼迫時にギャップを拡大させます。

3月17日の逼迫イベントがその構造的ギャップを顕在化させました。デイアヘッド価格はその日$62.08/MWhでピーク、リアルタイムは$94.28/MWhに達しました。3月8日のような静かな日は、デイアヘッド$28.34/MWh、リアルタイム$23.08/MWhまで下落しました。

3月17日の逼迫イベント

ウィンターストーム・イオナが3月14日から16日にかけてMISO全域を襲いました。3月17日には寒波の影響で午前6時にシステム需要が91GWに達し、月間最大の時間帯負荷となりました。ガス発電は45GWまで急増し、3月平均のほぼ2倍となりましたが、風力は通常の半分に落ち込み、3万MWの発電所が春の定期メンテナンスで停止していました。システム全体で通常より17GW多く発電していたにもかかわらず、それでも十分ではありませんでした。

総発電量は午前7時に87GWでピークとなり、その後ガス発電所が出力を下げ始めました。需要も減少しましたが、発電量の減少がより速かったため、午前10時にギャップが解消。MISO全ハブのリアルタイム価格が月間平均の30倍超に跳ね上がりました。正午には風力発電が朝の谷から2倍に回復し、太陽光は15GW発電。価格は$30/MWhに急落しました。限界まで逼迫したシステムでの1時間の逼迫でした。

その価格水準の背後にある供給構成はガス寄りに大きくシフト

2026年3月の天然ガス発電は平均22GWで、1年前の17GWから30％増加。この増加分は2つのギャップを埋めました。原子力は10GWから8GWに減少し、春の燃料交換で約1.85GWが停止。風力発電もリソース条件の悪化で前年比7.4％減となりました。

石炭は19GWで、ほぼ最低限の経済ディスパッチ水準でした。ガス価格の低迷や再生可能エネルギーの拡大は3月には見られず、BESS充電の昼間価格下限も抑えられました。太陽光は昼に12.5GWでピークとなり、深夜帯と比べて26GW以上ネット負荷を削減。BESSは午前1時に平均316MW充電し、夜間の低価格を活用しました。

夕方には太陽光の減少とともに午後5時に平均331MWを放電。MISOのBESS導入量は昼間の余剰に対してまだ小さく、充電経済性が損なわれる前にさらなる導入余地があります。

補助サービス：調整力が主導、同時最適化で急騰

デイアヘッドの調整力は平均$17/MWhで、BESSにとって時間ごとの変動が小さい最も安定した補助サービスでした。リアルタイムの調整力は$20/MWhで最高の補助平均。デイアヘッドのスピニングリザーブは平均$2.81/MWh、サプリメンタルリザーブは$0.31/MWhと低水準でした。

MISOのディスパッチは3月17日のエネルギースパイクと連動して全補助サービス価格を押し上げました。リアルタイム調整力は平均$47/MWh、スピニングリザーブ$33/MWh、サプリメンタルリザーブ$33/MWh。イベント外ではリアルタイムスピニングリザーブは約$1/MWhでした。

前年比で見ると、補助サービス価格は3月17日のスパイクを除けば製品ごとに変動。デイアヘッド調整力は6％上昇、リアルタイム調整力は13％下落。イベント自体が月間の変動の大半を占めました。低付加価値サービスにコミットしていた容量はこのスパイクを全く享受できませんでした。

MISOの見通し

3月17日の逼迫イベントが今月の決定的な瞬間でした。この時間帯に放電できたBESSは月内最大のスプレッドを獲得しました。

北部ハブは3月を通じて構造的なプレミアムを維持。ミシガンとインディアナの4時間リアルタイムスプレッドはアーカンソーよりそれぞれ31％、29％高かったです。春になり暖房需要が減ると、昼間の太陽光発電の谷が主要なスプレッド要因となる見込みですが、送電制約が続く限り北部と南部のギャップは残るでしょう。