1月の冬の嵐による極端な状況から2月の卸売価格は落ち着き、リアルタイム価格は月末までに$200/MWh超から$60/MWh未満まで下落しました。

TB1リアルタイムスプレッドは$116/MW-日で前年比ほぼ横ばい、デイアヘッドTB1スプレッドは$71/MW-日となりました。しかし、1月の寒波で生じたリファレンス価格の収束は嵐の後も解消されませんでした。1月のアップステートの寒さでリファレンス・エネルギー・アービトラージ価格（REAP）が上昇し、その影響が2月にも続き、多くのゾーンで$90/MW-日前後を維持しました。

ニューヨーク市は依然として例外でしたが、それはエネルギーアービトラージではなく、容量プレミアムによるものでした。

2月の価格とTBスプレッドは1月のピークから後退、冬の嵐から市場が回復

2月の価格とTBスプレッドは前年の基準値に戻り、嵐以外の市場の本質的な変化はなかったことを示しています。

デイアヘッドとリアルタイム価格は2月初めに$200/MWh超で始まり、月末には$60/MWh未満まで着実に下落しました。冬の嵐「ファーン」の影響は主に最初の9日間に集中していました。

2月中旬には日々の価格パターンが正常化しました。2025年2月はピークでも$100/MWhをほとんど超えませんでしたが、2026年2月の最初の週は際立っていました。それ以降は例年通りの動きでした。

スプレッドも同様に正常化しました。TB1リアルタイムスプレッドは$116/MW-日で、2025年2月の$117/MW-日とほぼ同水準。デイアヘッドTB1は$71/MW-日で、前年の$49/MW-日から上昇。1月の嵐によるTB1ピーク$184/MW-日は例外的な値でした。

2月の市場状況はリファレンス価格にどう反映されたか？

2025年2月はNYC、キャピタル、ロングアイランドがゾーンリファレンス価格をリードし、西部ゾーンは大きく遅れていました。2026年2月は様相が異なり、ほとんどのゾーンが約$90/MW-日となり、アップステートとダウンステートの格差が縮小。NYCのみが例外で、エネルギーアービトラージではなく容量ダイナミクスによるプレミアムを維持しました。

ゾーンごとのREAPは何が要因か？

REAPはデイアヘッドTB4スプレッドに基づき、2026年2月はこれらのスプレッドがゾーン間でより均等に分布しました。2025年2月はキャピタルが$262/MW-日（デイアヘッド）、$346/MW-日（リアルタイム）と大きな例外でしたが、その差は2026年に縮小。ウェストは$213/MW-日（デイアヘッド）、$302/MW-日（リアルタイム）に達し、ほとんどのゾーンが同じレンジに収束。1月の寒波でアップステートTB4スプレッドが上昇し、その影響が2月にも持続し、REAPのゾーン間類似性を支えました。

容量価格はどうなったか？

NYCのRCP（リファレンス・キャパシティ価格）優位は2026年に大きく縮小しました。主な要因はUCAP価格で、NYCスポット価格は前年比23%下落、他州は21%上昇し、プレミアムは2.7倍から1.7倍に縮小しました。

ロングアイランドは他州と同じUCAP価格でありながら、CAF（キャパシティ・アクレディテーション・ファクター）が高いため、アップステートより高いRCPを維持しました。このCAFの優位性は、特に州内で容量価格が横並びの時、ISC入札を行う開発者にとって重要な差別化要素となります。

アンシラリーサービスはリファレンス価格以上の価値をもたらしたか？

レギュレーション価格は2月初めに$70/MWh近くで始まり、1月の嵐による高水準を引き継いでいましたが、月末には$10～15/MWh程度まで下落しました。リザーブ価格も月を通じて下落しましたが、その下げ幅は控えめでした。

アンシラリーサービスはリファレンス価格を上回る追加収益となります。2月初週にAS収益を得たバッテリーは、RCPやREAPには反映されない有意な価値を引き出しましたが、その機会は月を通じて徐々に縮小しました。

価格正常化の背景は？

2月の発電ミックスは前年とほぼ同じでした。2026年は需要増と風力発電の減少がありましたが、追加のガス・デュアル燃料発電で対応され、それ以外はほぼ同様でした。

燃料価格が正常化の速さを説明します。1月末の嵐時にガス価格は$30/MMBtu近くまで急騰し、2月初めには$5/MMBtu前後に戻りました。エネルギー価格もこの動きに連動しました。急速な収束は、1月の極端な状況が構造的ではなく燃料要因だったことを裏付けます。

2026年2月、セントラルNYノードはリファレンス価格を最大$15/MW-日上回る

セントラルノードは2026年2月、ゾーンリファレンス価格を最大$15/MW-日上回る最も高いプレミアムを示しました。NYCノードの結果はより分散しており、大半はゾーン平均に近いものの、スタテンアイランドやクイーンズの一部ノードは$8～18/MW-日下回り、アストリアノードが最も低調でした。

有利なノードに立地することで、開発者はより低いストライク価格で入札したり、リファレンス価格を上回る追加利益を得ることができます。ISC競争が激化する中、ノード分析の重要性は今後ますます高まります。

2月の結果はNYISOバッテリー市場に何を示唆するか？

2月は卸売価格がイベントドリブンであることを再確認しました。嵐が過ぎればエネルギー価格は前年の基準値に戻り、TB1リアルタイムスプレッド$116/MW-日も前年と一致しています。しかし、ゾーン間のリファレンス価格収束は持続し、1月の寒波で始まったアップステートREAPの上昇が続いています。これは通常の2月のパターンではなく、アップステートの価格下限が今後も高止まりするかは春のデータで明らかになるでしょう。

容量面で注目すべき構造変化はNYCのUCAPスポット価格下落です。この冬、伝統的なダウンステートプレミアムが2.7倍から1.7倍に縮小しました。この傾向が夏のキャパビリティ期間まで続けば、NYCプロジェクトのRCP優位はさらに縮小し、今後のISCでアップステートゾーンの競争力が高まるでしょう。