この嵐は、以前からの脆弱性を露呈しました。パイプラインの流量制約によりガススポット価格は30ドル/MMBtuに急騰。ガス火力発電所は燃料不足と機器の凍結に直面し、強制停止が倍増しました。利用可能な容量が減少したため、石油やピーキングユニットが価格を決定しました。燃料費の急騰と発電停止が重なり、電力価格は極端な水準に達しました。

2025年12月の詳細な分析は、こちらをご覧ください。

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嵐後の価格は一貫して500ドル/MWhに到達

2026年1月は嵐によって2つの異なる期間に分かれました。嵐前は2025年1月とほぼ同じ価格推移でしたが、嵐後はリアルタイム価格が定期的に500ドル/MWhを突破しました。

価格の変動は最終週に集中しました。1月23日から31日まで、1日あたりの平均リアルタイム価格は月の最初の3週間の7倍に達しました。

このパターンは12月の寒波とは異なります。12月の価格高騰は一時的なものでしたが、1月は長期間の極渦によって持続しました。

この変動は裁定機会にどう影響したか？

1月のデイアヘッドTB1スプレッドは平均181ドル/MW/日、リアルタイムスプレッドは141ドル/MW/日となりました。

これは2025年6月の夏のピーク以来、最も高いスプレッドです。しかし、機会の性質は異なっていました。

珍しくデイアヘッド価格の方がリアルタイム価格よりも変動が大きい場面が多く見られました。寒波時には需要予測が難しくなるため、システムオペレーターは保守的な予測を行いがちです。嵐による学校や企業の休業も予測誤差を拡大させた可能性があります。1月27日には、PJMの予測負荷が実際の負荷を朝のピーク時に10GW上回りました。こうした積極的な負荷予測がデイアヘッド価格をリアルタイムよりも押し上げ、市場は必ずしも実現しない需給逼迫を織り込みました。

1月26日から29日にかけては、複数日でデイアヘッド価格がリアルタイムを上回りました。デイアヘッド市場にコミットしたバッテリーは、リアルタイムのみで運用した場合より高いスプレッドを獲得できたはずです。

これは通常のパターンとは逆です。多くの月ではリアルタイムの変動がデイアヘッドを上回りますが、2026年1月はデイアヘッド市場参加のバッテリーが恩恵を受けました。

レギュレーション価格は特に高く変動も大きかった

レギュレーションは他の補助サービスと比べてはるかに高い価格で成立し続けました。月間平均レギュレーション価格は139ドル/MW/hで、同期および一次予備力の4ドル/MW/hと比較されます。

1月はレギュレーションとエネルギーの価格差も拡大しました。レギュレーションは前月比108％増、前年比137％増で成立しました。これは10月のレギュレーション市場再設計以降の傾向で、レギュレーションが一貫してエネルギー価格を上回っています。

ラッシュ時にレギュレーション価格が高騰した理由は？

5分間のレギュレーション価格は朝夕のラッシュ時に急騰しました。1月2026年のラッシュ時平均価格は167ドル/MW/hで、2025年1月の64ドル/MW/hと比較されます。

最高の5分間価格は夕方のラッシュ時に1,700ドル/MW/hを超えました。PJMはエネルギーと補助サービスを同時最適化しているため、レギュレーションに適格なリソースは価格高騰時にエネルギー供給へ動員されたと考えられます。そのため、レギュレーションに残る適格容量が限られ、特に10月以前と比べてサービスへの参加が減少しています。

レギュレーションに適格なバッテリーは、この時間帯に大きなリターンを獲得しました。高い平均価格と極端な日内変動が重なり、2026年1月は過去最高水準のレギュレーション収益月となりました。

需要は過去最高ではなかったが価格は急騰

ウィンターストーム・ファーンによりPJMの価格は極端な水準に達しましたが、月初や2025年1月の同等の需要ではこれほどの価格はつきませんでした。

純負荷が100-120GWの範囲では、2025年1月の価格は100ドル/MWh未満に集中していました。嵐前の2026年1月も同様の傾向でした。

嵐後は異なりました。同じ純負荷範囲でも200ドル/MWhから700ドル/MWhの価格がつきました。

嵐期間中の平均負荷は120GWに達し、これは高いものの記録的ではありません。価格の反応は需要信号に対して過剰でした。

発電ミックスだけでは価格高騰を十分に説明できない

発電ミックス自体は特別なものではありませんでした。嵐期間中の電源構成は、過去の高需要期と一致していました。

嵐期間中のガス発電は平均53GWで、2025年1月比18％増加。石油発電は4倍の3.4GWとなり、ピーキング容量が動員されました。石炭発電も29GWに達し、2025年1月比16％増となりましたが、月全体の石炭発電量は前年比9％減でした。

石油ユニットが複数GWの電力を供給し、重要なタイミングで限界価格を決定したと考えられます。石油火力の発電コストは通常150-200ドル/MWhですが、それだけでは800ドル/MWhの電力価格を説明できません。

燃料価格と強制停止が価格の乖離を引き起こした

嵐とともにガス価格も急騰しました。ヘンリーハブのスポット価格は1月初旬の2.57ドル/MMBtuから1月23日には30ドル/MMBtuに上昇し、パイプライン制約や凍結による供給逼迫が影響しました。

30ドル/MMBtuおよび通常の熱効率を前提とすると、ガス火力の発電コストは200-300ドル/MWhに上昇します。これだけで限界コストは嵐時に観測された700-800ドル/MWhに近づきます。

ガス価格は月末には10ドル/MMBtu程度まで下落しましたが、電力価格は高止まりしました。30ドル/MMBtuのガス価格だけでは説明できず、強制停止が残りの要因です。

強制停止が燃料費高騰に拍車をかけた

ウィンターストーム・ファーン中、強制停止は2倍になりました。1月26日には19.7GWに達し、嵐期間の平均負荷の16％に相当する容量が失われました。

1月1日から20日までの強制停止は平均7.7GWでしたが、1月21日以降は平均15.7GWに増加。計画停止は月を通じてほぼ一定でした。

ガス発電所が大きな影響を受けました。パイプライン制約や機器の凍結で、暖房需要がピークを迎える中で火力ユニットが停止しました。PJMで寒波によりガス火力が大規模停止したのは過去10年で3度目です。

ガス価格の急騰で限界コストが上昇し、強制停止で供給が逼迫。両者が重なり700-800ドル/MWhの価格を生み出しました。

バッテリーはこうした影響を受けず、燃料制約も凍結による停止もありませんでした。火力発電が苦戦する中で、バッテリーは価格スプレッドを享受しました。

ウィンターストーム・ファーンはPJM各ハブで異なる結果をもたらした

PJM内のノードごとに価格変動は一様ではありませんでした。送電制約や地域的な発電停止により、ハブ間で大きな差が生じました。

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