​MISOにおける4時間BESSの収益ポテンシャルは、2月のインディアナハブで60ドル/kW-月に達しました。これは、2日間の寒波によりリアルタイム価格が1,100ドル/MWhを超えたことが要因です。北部ハブではデイアヘッド市場で50ドル/MWh超を記録し、南部ハブは30ドル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ドル/MWhまで下落しました。

本ベンチマークでは、Modo EnergyがMISOの卸売価格、BESSアービトラージスプレッド、発電構成、そして補助サービスの2026年2月の動向をレビューします。

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50ドル/MWh超、アーカンソーおよびテキサスは34ドル/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を148%上回り、日中市場へのエクスポージャーが運用者に報酬をもたらしました。
• 風力発電量は前年比4.6%減、最高価格帯の時間帯を逃しキャプチャレートは91.2%に低下。ただしシステム価格上昇で風力収益は23.6%増加。
• 天然ガス価格は2.98～6.88ドル/MMBtuで変動し、寒波時にはインプライドヒートレートが27MMBtu/MWh超に。燃料コストではなく供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、夕方ピークに放電。夏に向けて太陽光容量が増えればこのアービトラージサイクルはさらに強まります。

2月初旬の寒波後、MISO北部は南部に対し20ドル/MWhのプレミアム

2月1～2日、ウィンターストーム・ファーンが米中西部に暖房需要をもたらし、強制的な火力発電機の停止は11,000～13,300MWに達しました。インディアナハブのリアルタイム価格は1,100ドル/MWhを超えました。2月26日には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ドル/MWhで推移しました。

ハブごとの2月デイアヘッド平均：

• ミシガンハブ：51.84ドル/MWh（最高）
• インディアナハブ：51.55ドル/MWh
• テキサスハブ：33.48ドル/MWh
• アーカンソーハブ：31.07ドル/MWh

北部と南部の20ドル/MWhのギャップは、寒波による価格上昇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最も強いBESSアービトラージシグナルを示しましたが、南部ハブでは価格変動が抑えられました。

MISOの発電構成がアービトラージウィンドウを形成、ガス・石炭が太陽光に合わせて増減

MISOの発電の大部分はガスと石炭で賄われ、特に朝夕のピーク時にガス火力が大きく増減しました。原子力はベースロードとして安定稼働。風力は主に夜間、太陽光は昼間の純負荷を下げ、これがBESSの充電ウィンドウを決定づけました。

ヘンリーハブの天然ガスは2月18日に2.98ドル/MMBtu、2月4日に6.88ドル/MMBtuと大きく変動。3.90ドル/MMBtuの変動幅が、ガスが価格決定する時間帯とそれ以外の差を広げ、BESSのアービトラージウィンドウを直接拡大しました。

2月2日にはデイアヘッドのインプライドヒートレートが27.6MMBtu/MWhに到達—これは燃料コストを大きく上回る逼迫価格です。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を超えると、インディアナハブのデイアヘッド価格は100ドル/MWh超、オフピークは30ドル/MWh前後で、BESSが広いスプレッドを獲得しました。ヒートレートが正常化すると、ピークとオフピークの価格差が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）。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因です。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ドル/MWh低く、昼間のリアルタイム価格は27～30ドル/MWh、夕方ピークは17時に90ドル/MWhを記録しました。

インディアナとミシガンは最も高いスプレッドを示しました。イリノイハブのデイアヘッド4時間スプレッドは144ドル/MW-日（前年比+10.7%）、アーカンソーは30.6%減の85ドル/MW-日。インディアナハブのデイアヘッド4時間スプレッドはアーカンソーハブを109%上回りました。

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を148%上回り、リアルタイム市場にエクスポージャーを持つ運用者はデイアヘッド運用のみの2.5倍近い収益を獲得しました。

風力キャプチャレートは最高価格帯を逃し5.7ポイント低下

風力のキャプチャレートは91.2%に低下し、前年の96.9%から5.7ポイント下落。発電加重平均価格は53.33ドル/MWh、時間加重システム価格は58.46ドル/MWhでした。

2月1～2日の価格急騰時、風力発電量は平常時を大きく下回りました。これらの時間帯が月間平均価格に大きく影響したため、わずかな発電不足でもキャプチャレートが下がりました。風力発電総量は前年比4.6%減の8,839GWhとなり、最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ドル/MWhは前年2月の43.16ドル/MWhを23.6%上回り、キャプチャレート低下にもかかわらず収益は増加しました。

昼間の太陽光余剰と夕方の立ち上がりが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から18時に69,300MWまで変動。昼間から夕方への16.3GWの差がアービトラージウィンドウを形成します。

太陽光余剰により昼間のリアルタイム価格は27～30ドル/MWh（12～15時）と日中最低水準に。バッテリーはこの時間帯に平均245MW（13時）充電し、夕方ピーク（17時）には335MW放電（出典：MISOリアルタイムBESS登録資産データ）。ガス・石炭火力は太陽光終了後の需要増に対応して立ち上がります。

システム需要と時間ごとの価格の分布は2つのパターンに分かれます：2月初旬の中程度需要で100ドル/MWh超のクラスタ、イベント後の同程度需要で60ドル/MWh未満のクラスタ。寒波時は単なる需要でなく気温が価格を左右しました。

MISO寒波時、レギュレーション価格が94ドル/MWhまで急騰

2月のデイアヘッドレギュレーション平均は17.45ドル/MWh、リアルタイムは22.11ドル/MWh。2月2日にはリアルタイムで94.48ドル/MWhを記録。エネルギー価格急騰時はコオプティマイゼーションによりレギュレーション価格も上昇します。

デイアヘッドスピンリザーブは2.63ドル/MWh、リアルタイムは4.13ドル/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ドル/MW-日と比べると小規模です。

レギュレーションは構造的に増加傾向。MISOが調整力調達量を600MWに引き上げ、VOLL（供給不能時の価値）を3倍の10,000ドル/MWhにしたことで、デイアヘッドレギュレーションは2023年の10.91ドル/MWhから2025年には17.34ドル/MWh、2026年初頭は23.59ドル/MWhに上昇。春に向けてエネルギースプレッドが縮小する中、レギュレーションのBESS収益比率は、スプレッドの縮小速度がレギュレーション価格の下落より速いため増加が見込まれます。

MISOの今後の見通し

ウィンターストーム・ファーンは2カ月連続でMISOに大きなBESSチャンスをもたらし、特にインディアナとミシガンハブで顕著でした。より実用的な発見は、デイアヘッドとリアルタイムのスプレッド拡大であり、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を148%上回りました。

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トラフが主要なスプレッド要因となるでしょう。