​MISOにおける4時間BESSの収益ポテンシャルは、2日間の寒波によりリアルタイム価格が$1,100/MWhを超えたことで、2月のインディアナ・ハブで$60/kW-月に達しました。北部ハブではデイアヘッド市場で平均$50/MWhを超え、南部ハブは$30台前半にとどまりました。2月10日以降、北部ハブのデイアヘッド価格は$30〜45/MWhまで下落しました。

本ベンチマークでは、Modo EnergyがMISOの卸電力価格、BESSアービトラージスプレッド、発電ミックス、そして補助サービスの2026年2月の動向を分析します。

主なポイント

• ミシガンおよびインディアナのハブはデイアヘッド市場で平均$50/MWh超、アーカンソーおよびテキサスは$34/MWh未満でした。
• 4時間リアルタイムTB4スプレッドはデイアヘッド比で148%増となり、インターデイ市場に参加した運用者に大きなメリットがありました。
• 風力発電の出力は前年比4.6%減と高価格帯の時間を逃し、キャプチャーレートは91.2%に低下。ただしシステム価格上昇により風力収益は23.6%増加。
• 天然ガス価格は$2.98〜$6.88/MMBtuの間で変動し、寒波時には想定ヒートレートが27MMBtu/MWh超に。燃料コストではなく需給逼迫が価格を決定しました。
• BESSは昼間の太陽光余剰時に充電し、夕方ピークで放電。今後太陽光容量が増加すればアービトラージサイクルはさらに顕著になります。

2月初旬の寒波後、MISO北部は南部に対し$20/MWhのプレミアム価格に

2月1〜2日、ウィンターストーム・ファーンにより中西部の暖房需要が高まり、強制的な火力発電停止は11,000〜13,300MWに達しました。インディアナ・ハブ（基準ハブ）のリアルタイム価格は$1,100/MWhを超えました。2月26日にも一時的な価格上昇が見られましたが、2月10日以降のデイアヘッド価格は$30〜45/MWhで推移しました。

ハブごとの2月のデイアヘッド平均：

• ミシガン・ハブ：$51.84/MWh（最高値）
• インディアナ・ハブ：$51.55/MWh
• テキサス・ハブ：$33.48/MWh
• アーカンソー・ハブ：$31.07/MWh

北部と南部の$20/MWhのギャップは、寒波による価格高騰が中西部に集中した送電制約を反映しています。インディアナとミシガンはBESSアービトラージの最有力地となりましたが、南部ハブは価格変動が限定的でした。

MISOの発電構成がアービトラージウィンドウを形成、ガス・石炭が太陽光発電に連動

MISOの発電の大部分はガスと石炭が担い、特に朝夕ピーク時にガス火力が急増しました。原子力はベースロード運転、風力は主に夜間に寄与。太陽光は正午前後に純負荷の谷を作り、BESSの充電タイミングを規定しました。

ヘンリーハブの天然ガス価格は2月18日に$2.98/MMBtu、2月4日に$6.88/MMBtuでした。この$3.90/MMBtuの変動幅が、ガスがマージナルとなる時間帯とオフピークの価格差を拡大し、BESSアービトラージの機会を広げました。

2月2日にはデイアヘッドの推定ヒートレートが27.6MMBtu/MWhに達し、燃料コストを大きく上回る需給逼迫価格となりました。月中にはヒートレートが9〜11MMBtu/MWhまで低下。ヒートレートが20MMBtu/MWhを超えた際、インディアナ・ハブのデイアヘッド価格は$100/MWh超、オフピークは$30/MWh前後となり、BESSが広いスプレッドを享受しました。ヒートレートが平常化するとピーク・オフピークの価格差は縮小し、アービトラージウィンドウも圧縮されました。

インディアナ・ハブの4時間リアルタイムBESSスプレッドは前年比で2倍に

デイアヘッド平均は24取引日（2月9日、20日、21日、22日はデイアヘッド市場データなし）で算出。リアルタイム平均も同じ24日で比較しています。

ウィンターストーム・ファーンがこの好成績の主要因でした。2月1〜2日のデイアヘッド価格はリアルタイムより約$80/MWh低く、昼間のリアルタイム価格は$27〜30/MWh、夕方ピーク（17時）は$90/MWhでした。

インディアナとミシガンは最も高いスプレッドを記録。イリノイ・ハブのデイアヘッド4時間スプレッドは$144/MW-日（前年比+10.7%）、アーカンソーは30.6%減の$85/MW-日。インディアナ・ハブの4時間デイアヘッドスプレッドはアーカンソー・ハブの109%増。

インディアナ・ハブの4時間リアルタイムスプレッドはデイアヘッド比で148%増。リアルタイムでの運用者は、デイアヘッドのみのスケジューリングと比べて2.5倍近い収益を獲得しました。

風力キャプチャーレートは5.7ポイント低下、高価格帯での出力不足が影響

風力のキャプチャーレートは91.2%となり、前年の96.9%から5.7ポイント低下。発電加重平均価格は$53.33/MWh、時間加重のシステム価格は$58.46/MWhでした。

2月1〜2日の価格高騰時、風力出力は平常より大幅に下回りました。これらの時間帯が月間平均価格に大きく影響したため、わずかな出力不足でもキャプチャーレートが低下しました。総風力発電量は前年比4.6%減の8,839GWhとなり、高価格帯の供給シェアが減少しました。

それでも風力の発電加重平均価格$53.33/MWhは前年2月の$43.16/MWhを23.6%上回りました。システム全体の価格上昇により、キャプチャーレートが下がっても収益は増加しました。

昼間の太陽光余剰と夕方の急増がBESSアービトラージサイクルを形成

純負荷は14時に約53,000MW、18時に69,300MWと変動。昼間と夕方の16.3GWの差がアービトラージウィンドウを定義します。

太陽光余剰により昼間のリアルタイム価格は$27〜30/MWh（12〜15時）まで下落。バッテリーはこの時間帯に平均245MW（13時）充電（出典：MISOリアルタイムBESS発電データ）、夕方ピーク（17時）には335MW放電し、ガス・石炭が太陽光終了後の需要を補いました。

システム需要と価格の散布図は、2月初旬の中程度需要で$100/MWh超のクラスターと、イベント後の同程度需要で$60/MWh未満のクラスターに分かれます。寒波時は需要だけでなく気温が価格決定要因となりました。

MISO寒波時、レギュレーション価格が$94/MWhに急騰

2月のデイアヘッド・レギュレーション平均は$17.45/MWh、リアルタイム平均は$22.11/MWh。2月2日にはリアルタイムレギュレーションが$94.48/MWhに達しました。共最適化によりスパイクが増幅され、エネルギー価格急騰時には機会費用がレギュレーション価格を押し上げます。

デイアヘッド・スピンリザーブは平均$2.63/MWh、リアルタイムは$4.13/MWhと、4時間リアルタイムエネルギーアービトラージの$444/MW-日と比較して限定的です。

レギュレーションは構造的に拡大中。MISOがレギュレーション調達量を600MWに、VOLL（失負荷価値）を$10,000/MWhに3倍化したことで、デイアヘッド・レギュレーション価格は2023年の$10.91/MWhから2025年には$17.34/MWh、2026年初頭には$23.59/MWhに上昇。春にエネルギースプレッドが縮小するにつれ、レギュレーション収益比率は拡大が予想されます（スプレッドが価格より早く縮小するため）。

MISOの今後の見通し

ウィンターストーム・ファーンにより、MISOでは2カ月連続でBESSの大きな収益機会が生まれ、特にインディアナ・ミシガンハブで顕著でした。より注目すべきは、デイアヘッドとリアルタイムの価格差拡大で、インディアナ・ハブの4時間リアルタイムスプレッドはデイアヘッド比で148%増でした。

春に向けて暖房需要が減少するにつれ、寒波に代わり昼間の太陽光谷が主要なスプレッド要因となるでしょう。