2026年1月、ウィンターストーム・ファーンがバッテリー収益を大きく左右しました。月末の極渦により、強制停止や価格高騰が発生し、過去12か月で最大のデイアヘッド裁定スプレッドが記録されました。

1MW・4時間のバッテリーは、1月に35ドル/kW-月の収益を得ることができました。これはリアルタイム裁定（13ドル/kW-月）、レギュレーション（17ドル/kW-月）、容量市場（5ドル/kW-月）の各市場で価値を積み上げた結果です。2025年12月の同じプロキシバッテリーの収益（28ドル/kW-月）と比較しても増加しています。

デイアヘッドTB1スプレッドは181ドル/MW/日と、12月から112ドル/MW/日増加しました。レギュレーション価格は平均139ドル/MW/hで、夕方のランプ時間帯には5分間価格が1,700ドル/MW/hを超える場面もありました。

この嵐は、既知の脆弱性を露呈しました。パイプラインの流量制限によりガススポット価格は30ドル/MMBtuに上昇。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ことで、石油やピーキングユニットが価格を決定。燃料費の高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つの期間に分かれました。嵐前は2025年1月と同様の価格推移でしたが、嵐後はリアルタイム価格が定期的に500ドル/MWhを超えました。

価格の乱高下は最終週に集中しました。1月23日から31日までの平均日次リアルタイム価格は、月初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月の価格急騰は単発でしたが、1月は長引く極渦によって持続しました。

このボラティリティ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/日に達しました。

これは2025年6月の夏のピーク以来の高水準ですが、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ボラティリティが高い状況が多く見られました。極寒時には需要予測が難しくなるため、系統運用者は保守的な予測を立てがちです。嵐による学校や企業の休業も予測誤差を増幅させました。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。こうした積極的な需要予測が、デイアヘッド価格をリアルタイム価格よりも高騰させ、市場は実際には発生しなかった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、デイアヘッド価格がリアルタイムを上回る日が複数ありました。デイアヘッド市場にコミットしたバッテリーは、リアルタイムのみを頼った場合よりも高いスプレッドを獲得できたはずです。

これは通常とは逆のパターンです。多くの月ではリアルタイムのボラティリティ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への参加がバッテリーにとって有利となりました。

レギュレーション価格は特に高騰し変動も大きかった

レギュレーションは他の補助サービスを大きく上回る水準でクリアされ続けました。月間平均レギュレーション価格は139ドル/MW/hに達し、同期・一次予備力は4ドル/MW/hでした。

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%、前年比137%の上昇です。これは2025年10月のレギュレーション市場再設計以降、レギュレーションが一貫してエネルギー価格を上回る傾向が続いていることを示します。

ランプ時間帯にレギュレーション価格が高騰した理由は？

5分間レギュレーション価格は朝夕のランプ時間帯に急騰しました。2026年1月のランプ時間帯平均価格は167ドル/MW/hで、2025年1月の64ドル/MW/hと比べ大幅に上昇しています。

最高の5分間価格は夕方のランプ時間帯に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、レギュレーション適格資源は価格高騰時にエネルギー供給に割り当てられる傾向があります。その結果、レギュレーション向けの適格容量が限られ、特に10月以前よりサービス供給量が減少している状況で顕著となりました。

レギュレーション適格バッテリーは、これらの時間帯に大きなリターンを得ました。平均価格の上昇と極端な日内スパイクが重なり、2026年1月はレギュレーション市場の記録的な月となりました。

需要が特別に高かったわけではないのに価格が急騰

ウィンターストーム・ファーンはPJMの価格を極端な水準に押し上げましたが、月初や2025年1月の同程度の需要時には、これほどの価格にはなりませんでした。

純負荷が100〜120GW付近の際、2025年1月の価格は100ドル/MWh未満で推移していました。嵐前の2026年1月も同様の傾向でした。

嵐後は様相が一変。同じ純負荷でも200〜700ドル/MWhの価格帯となりました。

嵐期間中の平均負荷は120GWに達しましたが、これは高水準ではあるものの記録的ではありません。価格反応は需要信号に比して過大なものでした。

発電ミックスだけでは価格急騰は説明できない

発電ミックス自体は特別なものではありませんでした。嵐期間中のエネルギー供給源は、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%増でした。石油発電は4倍の3.4GWとなり、ピーキング容量が活用されました。石炭は29GWに増加し、2025年1月比16%増でしたが、月間トータルでは前年比9%減でした。

石油ユニットが複数GW供給したことで、主要な時間帯の限界価格を設定した可能性があります。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の電力価格は説明できません。

燃料価格と強制停止が価格の乖離を生んだ

嵐に伴い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に高騰。パイプライン制約や凍結による供給逼迫が要因です。

30ドル/MMBtuと通常の熱効率を前提とすると、ガス火力発電コストは200〜300ドル/MWhに上昇します。これにより、嵐時に観測された700〜800ドル/MWhの限界費用に近づきます。

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のガスだけでは説明しきれず、強制停止が残りの要因となっています。

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・ファーンでは強制停止が倍増。1月26日には19.7GWに達し、嵐期間中の平均負荷の16%に相当する容量が失われました。

1月1日〜20日の強制停止は平均7.7GWでしたが、21日以降は15.7GWに倍増。計画停止は変化しませんでした。

ガス火力が最も影響を受けました。パイプライン制約や機器凍結により、暖房需要がピークとなるタイミングで熱供給ユニットが停止。過去10年で3度目の大規模なガス火力停止となりました。

ガス価格の急騰が限界費用を押し上げ、強制停止が供給を逼迫。これらが重なり、価格は700〜800ドル/MWhに達しました。

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。熱供給発電所が稼働困難となる中、バッテリーは大きな価格スプレッドを獲得しました。

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ウィンターストーム・ファーンでPJM各ハブの収益に大きな差

PJMノード全体で価格変動は一様ではありませんでした。送電制約や地域発電停止が、各ハブ間で大きな価格差を生み出しました。