ニューイングランドのガス供給網の制約により、2月初旬の寒波が信頼性イベントへと発展しました。ガス火力発電所が燃料を確保できなかったため、石油火力発電の割合が前年比939%増の15%に急増しました。

インターナルハブ（ISO-NE全体の基準価格地点）の日前価格は、最初の9日間のうち8日で$200/MWhを超えました。インターナルハブのリアルタイムTB4（トップ・ボトム）スプレッドは、同期間に平均$404/MW日となり、この期間にBESS収益が増加した可能性があります。

気温が平常に戻ると価格は$70/MWhを下回り、月間の日前ハブ平均は$126.09/MWhとなり、前年比3.3%減少しました。

主なポイント

• 石油火力発電は前年の1.7%から15.0%に急増し、ニューイングランドのガスインフラのボトルネックを明確に示しています。
• 月間の日前ハブ平均価格は$126.09/MWhですが、前半（$182/MWh）と後半（$70/MWh）で2.6倍の差がありました。
• インターナルハブの日前4時間TBスプレッドは平均$257/MW日で、前年比6.1%増加しました。
• 調整力および容量支払いと合わせて、インターナルハブでの4時間BESSの月間収益ポテンシャルは$54/kW（月）に達しました（平均$1,800/MW日）。
• リアルタイム4時間スプレッドの最大値はメイン州で$434/MW日となり、このゾーンは日前価格が最も低かったにもかかわらず最大値を記録しました。

2月のISO-NE価格差はどれほど広がったか？

最初の9日間のうち8日でインターナルハブの日前価格が$200/MWhを超え、2月2日にはリアルタイム価格が$400.46/MWhに達しました。2月15日以降の日前平均は$70.10/MWhで、前半の平均は後半の2.6倍と、同時期のMISOよりも大きな価格差となりました（MISO 2026年2月月間ベンチマーク参照）。

各ゾーンの月間平均を見ると、混雑による南北の価格勾配が明らかです：

メイン州のディスカウントは、南部への送電混雑による輸出制限を反映しています。

なぜ石油発電が急増し、BESSに恩恵はあったか？

ニューイングランドのガスネットワークは、極寒時に暖房と発電の両方を賄うことができません。2月初旬は家庭用暖房がパイプライン容量を消費し、ガス火力発電所は燃料を確保できませんでした。石油火力発電所が補完役となりました。

• 天然ガス： 45.8%（前年比+5.5%）
• 原子力： 24.5%（横ばい）
• 石油： 15.0%（平均2,064MW、前年1.7%から増加、主に前半2週間に集中）
• 風力： 平均662MW（4.8%、前年比+18.6%）、ただしピーク時のガス制約を補うには依然として小規模

ISO-NE全体の発電量は前年比19.6%増の9,225GWhとなりました。ピーク時には石油火力が限界価格を設定し、卸売価格がガス価格から乖離、ピークとオフピークの価格差が拡大し、BESSのアービトラージ機会が増えました。

価格はどの程度ガス価格と乖離したか？

ヘンリーハブの平均は$3.60/MMBtuでした。多くのISOでは$3.90/MMBtuのレンジが電力価格に$30～40/MWhの変動をもたらしますが、ISO-NEでは主なガス供給地点であるアルゴンキン・シティゲートがヘンリーハブと乖離し、実際の変動幅ははるかに大きくなりました。

2月9日、日前ハブ価格をアルゴンキン・シティゲートのスポットガス価格で割った暗示ヒートレートは66.4MMBtu/MWhに達し、効率的なコンバインドサイクル発電所の9倍以上となりました。これは石油が限界価格を設定していたことを示しています。2月下旬にはガス価格が$3.15/MMBtuを下回り、ヒートレートも13～20MMBtu/MWhに落ち着き、電力価格も追随しました。

アパラチアからのパイプライン容量の制限が、アルゴンキン・シティゲートと全国指標との乖離、すなわち価格急騰と石油発電急増の根本原因です。

需要増加の要因とBESSの可能性は？

総システム需要は平均15,147MW（前年比+4.6%）で、構造的成長ではなく寒波による増加でした。ネット負荷は平均14,363MW（+4.1%）。太陽光ピーク時のギャップ（約1,000MW）が小さいことから、ISO-NEのBESS機会はERCOTやCAISOのダックカーブではなく、天候による価格スパイクに起因していることが分かります。

価格は二峰性パターンを示し、南部ISOと比べて昼間の落ち込みが浅く、朝の暖房需要と夕方の立ち上がりでピークを形成しました。

BESSスプレッドの大きさは？

日前TBスプレッドは前年比で緩やかに拡大しました：

前年2月の高価格がこれらの増加幅を抑制しました。リアルタイムスプレッドは前年比でほぼ横ばい（1時間：-0.5%、4時間：-1.6%）。2月9日には4時間リアルタイムスプレッドが$960/MW日に達しました。9日間で月間BESS収益の大半を占めました。

ロードアイランド州の日前4時間スプレッドは$263/MW日（+9.0%）で、南部ニューイングランドの需給が逼迫したことによるBESS向けの好条件を示しています。メイン州では日前スプレッドが最も低く（$238/MW日）、リアルタイムスプレッドが最も高い（$434/MW日、前年比+5.5%）という、日前とリアルタイムのギャップが最大となりました。南北送電経路の物理的混雑がリアルタイムでの希少性を生み、日前スケジューリングでは予測できません。リアルタイム運用能力を持つBESS事業者はこのギャップを享受できます。

補助サービス価格の動向は？

2月はエネルギーアービトラージがBESS収益の主役となりました。2月9日の4時間放電でTBスプレッドだけで$960/MW日を獲得でき、TMSR平均の29倍となりました。

2月2日のTMSRピーク時でさえ、最良のスプレッド日のアービトラージ収益の8%未満にとどまりました。ISO-NEの冬季では、補助サービス収益はTBスプレッドに対して限定的です。

今後の見通し

収益はイベントドリブンであり、数日間の冬季イベントが年間リターンを左右します。リアルタイム参加が不可欠であり、4時間スプレッドはハブで日前比57%、メイン州では82%高くなりました。

南北送電制約はリアルタイムで予測不能に発生し、日前市場が十分に織り込まない希少性を生み出します。特にメイン州など混雑ゾーンでは、リアルタイム収益が日前価格を大きく上回りました。