ニューイングランドのガス供給の逼迫により、2月上旬の寒波が電力供給の信頼性問題へと発展しました。ガス火力発電所が燃料を確保できなかったため、石油火力発電が前年比939%増となり、全体の15%を占めました。

インターナルハブ（ISO-NEのシステム全体の基準価格地点）でのデイアヘッド価格は、最初の9日間のうち8日で$200/MWhを超えました。インターナルハブでのリアルタイムTB4（トップ・ボトム）スプレッドは、期間中平均$404/MW-日となり、BESS収益の増加につながっ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、デイアヘッドのハブ平均は$126.09/MWhとなり、前年比3.3%の減少となりました。

主なポイント

• 石油火力発電比率は前年の1.7%から15.0%へ急増し、ニューイングランドのガスインフラの制約を如実に示しています。
• デイアヘッドハブ価格の月間平均は$126.09/MWhで、前半（$182/MWh）と後半（$70/MWh）で2.6倍の差がありました。
• インターナルハブでのデイアヘッド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・容量支払いと合わせると、インターナルハブでの4時間BESSの総収益ポテンシャルは$54/kW-月（平均$1,800/MW-日）に達しました。
• リアルタイムでの4時間スプレッドが最も高かったのはメイン州（$434/MW-日）で、同州はデイアヘッド価格が最も低いゾーンでした。

2月のISO-NEの価格格差はどれほど広かったか？

最初の9日間のうち8日間で、インターナルハブのデイアヘッド価格が$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日以降のデイアヘッド平均は$70.10/MWhで、前半の平均は後半の2.6倍となり、同期間のMISO（MISO 2026年2月ベンチマーク参照）よりも格差が大きくなりました。

ゾーンごとの月間平均を見ると、混雑の影響で北から南にかけて価格勾配が生じていることが分かります。

メイン州のディスカウントは、北から南への混雑によって南部の需要地への輸出が制限されていることを反映しています。

なぜ石油火力が急増し、BESSに恩恵はあったのか？

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月上旬は家庭用暖房がパイプライン容量を使い切り、ガス火力発電所は燃料確保が困難となりました。石油火力発電所が代替として稼働しました。

• 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、特に前半2週間に集中）
• 風力： 平均662MW（4.8%、前年比+18.6%）、ピーク時のガス制約を補うには依然規模不足

ISO-NE全体の発電量は前年比19.6%増の9,225GWhとなりました。ピーク時は石油火力が限界価格を設定し、卸売価格がガス価格と連動しなくなったことで、BESSのアービトラージ機会となるピーク・オフピーク格差が拡大しました。

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価格は$3.60/MMBtuでした。多くのISOでは$3.90/MMBtuの範囲で電力価格は$30〜40/MWhの変動となるはずですが、ISO-NEでは主要ガス受け渡し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日には、デイアヘッド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が66.4MMBtu/MWhに達し、高効率コンバインドサイクル発電所の9倍以上となりました。これにより、ガスではなく石油が限界価格を決めていたことが裏付けられます。2月下旬には、ヒートレートは13〜20MMBtu/MWhに落ち着き、ガス価格が$3.15/MMBtuを下回ると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約がアルゴンキン・シティゲートと全国ベンチマークとの乖離を生み、価格高騰と石油火力増加の根本原因となっています。

需要増加の要因とBESSの可能性は？

全体需要は平均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で見られる「ダックカーブ」ではなく、天候による価格高騰時に生じていることが分かります。

価格は二峰性を示し、南部ISOと比べて昼間の谷が浅く、朝の暖房需要と夕方の立ち上がりでピークが形成されました。

BESSスプレッドはどれほど大きかったか？

デイアヘッドのTBスプレッドは前年比で緩やかに拡大しました。

前年2月の高価格により、今年のスプレッド拡大は抑制されました。リアルタイムスプレッドは前年比ほぼ横ばい（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-日となりました。月間BESS収益の大半は9日間に集中しています。

ロードアイランド州では、デイアヘッド4時間スプレッドが$263/MW-日（+9.0%）となり、南部ニューイングランドの需給逼迫エリアでBESSに有利な状況を示しています。デイアヘッドとリアルタイムの格差が最も大きかったのはメイン州で、デイアヘッド最小（$238/MW-日）、リアルタイム最大（$434/MW-日、前年比+5.5%）となりました。北-南間の物理的混雑により、リアルタイムでの需給逼迫がデイアヘッドで予測できず、リアルタイム運用が可能なBESS事業者はこのギャップを捉えることができます。

補助サービス価格の動向

2月のBESS収益はエネルギーアービトラージが中心でした。2月9日に4時間放電を行えば、TBスプレッドだけで$960/MW-日を獲得でき、TMSR平均の29倍となります。

2月2日のピークでもTMSRによる収益は最良スプレッド日のアービトラージの8%未満にとどまりました。ISO-NEの冬季では、補助サービスによる収益はTBスプレッドと比較して限定的です。

今後の見通し

収益はイベントドリブンであり、わずか数日の冬季が年間リターンを左右します。リアルタイム参加は不可欠で、4時間スプレッドはハブでデイアヘッド比57%、メイン州で82%高くなりました。

北-南間の送電制約はリアルタイム運用時に予測困難な逼迫をもたらし、デイアヘッド市場では十分に織り込まれません。特にメイン州など混雑ゾーンでは、リアルタイム収益がデイアヘッド価格を大きく上回る傾向が見られました。