3月のMISOにおけるスプレッドは、3月17日に発生した単一の供給逼迫イベントによって特徴づけられました。これはウィンターストーム・ファーンの際と類似しています。インディアナハブのリアルタイム価格は午前10時に1,288ドル/MWhに達し、月間平均（41.45ドル/MWh）の20倍以上となりました。北部ハブでトップとボトムのスプレッドが拡大し、ミシガン（リアルタイム293ドル/MW-日）とインディアナ（288ドル/MW-日）が牽引しました。MISOノースのデイアヘッド（DA）価格は平均35.36ドル/MWhで、MISOサウスの30.95ドル/MWhを上回り、イベント期間中にその差が大きく広がりました。

主なポイント

• トップ-ボトムの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ドル/MW-日（前年比38%増）、ミシガンは最高値の293ドル/MW-日を記録。南部ハブは前年比で大きな変化はなく、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ドル/MWh高く、北部のリザーブ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・ミシガンで前年比38〜39%増、インディアナのDAスプレッドはアーカンソーより27%高水準。
• 3月17日午前10時にリアルタイム価格が1,288ドル/MWhに達し、月内で唯一200ドルを超えた時間帯となりました。この時間帯に放電できなかったオペレーターは、3月の追加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。風力発電の低下や原子力の稼働減少分を埋めました。
• デイアヘッドの調整力は平均16.65ドル/MWh、3月17日のリアルタイムでは47ドル/MWhに急騰。共同最適化運用により全ての補助サービス価格が同時に上昇しました。

MISO北部と南部でハブ価格が乖離

インディアナハブのデイアヘッド価格は月間平均38.82ドル/MWhで前年比4.9%上昇、リアルタイム平均は41.45ドル/MWhで10%増加しました。ミシガンハブのデイアヘッド平均は39.53ドル/MWhと最高値を記録。MISOサウスのアーカンソーハブはデイアヘッド29.68ドル/MWhで、ミシガンより9.85ドル安。ルイジアナやテキサスのハブは約31.80ドル/MWhで推移しました。

​4時間のトップ-ボトムスプレッドは全体で拡大。インディアナハブのデイアヘッドは137ドル/MW-日で前年比21%増。リアルタイムスプレッドは288ドル/MW-日（38%増）、ミシガンのリアルタイムスプレッドは293ドル/MW-日（39%増）と最高値。北部の優位性はDA・RTともに一貫しており、インディアナはDA TB4スプレッドでアーカンソーを27%上回りました。

​北南の価格乖離は、MISOノースでの高い産業負荷密度と輸入経路の少なさ、MISOサウスでのガルフコーストの余剰ガス容量が要因です。地域間の送電制約が供給逼迫時に価格差を拡大させます。

3月17日の供給逼迫イベントでその構造的なギャップが顕在化しました。デイアヘッド価格はその日62.08ドル/MWh、リアルタイムは94.28ドル/MWhまで上昇。一方、3月8日など静かな日はデイアヘッド28.34ドル/MWh、リアルタイム23.08ドル/MWhまで下落しました。

3月17日の供給逼迫イベント

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エリアを通過。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、月間最大となりました。ガス発電は45GWまで急増し、月平均の2倍近くとなった一方、風力は通常の半分に低下し、3万MWが春の定期メンテナンスで停止。システム出力は通常より17GW多く稼働していましたが、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でピークを迎え、その後ガス発電の減少とともに低下。需要も減少していましたが、発電減少の方が速く、午前10時にギャップが埋まり、全MISOハブでリアルタイム価格が月平均の30倍超に急騰。正午には風力が朝の谷から2倍に回復、太陽光は15GW発電し、価格は30ドル/MWhまで急落しました。限界まで逼迫したシステムでの1時間だけの供給不足でした。

価格水準の背後で供給構造がガス中心に急転換

2026年3月の天然ガス発電は平均22GWで、前年の17GWから30%増加。この増加分で2つのギャップを埋めました。原子力出力は10GWから8GWへ減少し、春の燃料交換で約1.85GWが停止。風力発電も資源条件の悪化で前年比7.4%減となりました。

石炭は19GWで最低限の経済的ディスパッチ水準。ガス価格の低迷や再エネ比率の上昇は3月には見られず、BESS充電の昼間価格下限は限定的でした。太陽光は昼に12.5GWでピークを迎え、深夜帯と比べてネット負荷を26GW以上削減。BESSは午前1時に平均316MW充電し、夜間の安値を活用しました。

夕方5時には太陽光の減少とともに331MW放電。MISOのBESS導入量は昼間の余剰に対し依然小さく、今後さらに蓄電池導入余地があります。

補助サービス：調整力が主導、共同最適化で価格急騰

デイアヘッド調整力は平均17ドル/MWhで、BESSにとって最も収益が安定した補助サービス。リアルタイム調整力は平均20ドル/MWhで補助サービスの中で最高値を記録。デイアヘッドのスピニングリザーブは2.81ドル/MWh、サプリメンタルリザーブは0.31ドル/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同時に押し上げました。リアルタイム調整力は47ドル/MWh、スピニングリザーブ33ドル/MWh、サプリメンタルリザーブも33ドル/MWhに上昇。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ドル/MWhで推移しました。

前年比で補助サービス価格は3月17日スパイクを除き商品ごとにばらつき。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。イベントが月間変動の大半を占め、その日に低付加価値サービスへコミットしていた容量はスパイクを逃しました。

MISO見通し

3月17日の供給逼迫イベントが今月の決定的な出来事となりました。この時間帯に放電できたBESSは月内最高のスプレッドを獲得しました。

北部ハブは3月を通して構造的なプレミアムを維持。ミシガン・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をそれぞれ31%、29%上回りました。春になり暖房需要が減少すると、昼間の太陽光によるスプレッドが主導要因となりますが、送電制約が続く限り北部の供給逼迫と南北格差は今後も持続する見込みです。