法人電気料金ナビ
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MARKET DATA ／ データで見る電力市場
季節別データで検証する
「夏は冷房でコストが高い」というイメージがありますが、JEPXスポット市場のデータは 異なる事実を示しています。冬の平均価格は13.96円/kWhと夏の11.67円より20%高く、 価格の標準偏差（ボラティリティ）は12.72と夏の6.57の約2倍です。 また、冬の電力需要（110,483MW）は夏（103,276MW）を上回り、 極寒日の最高価格は24.75円と猛暑日の12.61円の2倍近くになります。 データは「冬の方がリスクが高い」ことを明確に示しています。
冬の平均価格
13.96円
夏（11.67円）比 +20%
冬の価格ボラティリティ（σ）
12.72
夏（6.57）の約2倍
冬の平均需要
110,483MW
夏（103,276MW）比 +7%
極寒日の価格
24.75円
猛暑日（12.61円）の1.96倍
4季節（春夏秋冬）の平均需要（棒グラフ・左軸）と平均スポット価格（折れ線・右軸）を重ね合わせて表示。 需要も価格も冬が最高水準であることが確認できます。
出典: JEPX公表の30分値スポット価格・各一般送配電事業者の需要実績（FY2019〜FY2025集計）
| 季節 | 平均需要（MW） | 平均価格（円/kWh） | 標準偏差（ボラティリティ） | 変動係数（CV） |
|---|---|---|---|---|
| 春 | 91,161 | 10.83 | 5.85 | 54.0% |
| 夏 | 103,276 | 11.67 | 6.57 | 56.3% |
| 秋 | 94,114 | 11.74 | 5.89 | 50.2% |
| 冬← 最高リスク | 110,483 | 13.96 | 12.72 | 91.1% |
変動係数（CV）= 標準偏差 ÷ 平均価格 × 100。数値が高いほど価格変動リスクが大きいことを示す。
冬（青線）は朝7〜9時と夕方17〜19時にダブルピークを形成する一方、夏（赤線）は昼10〜14時に 単一ピークを持つ形状です。この違いが電力市場価格の時間帯別パターンの差異につながっています。
出典: 各一般送配電事業者公表の30分値需要データ（9エリア合計）の季節別時間帯平均
冬の平均需要は110,483MWと夏の103,276MWを7%上回ります。 暖房（電気・ガスの熱源→電力消費）に加え、夜が長いことによる照明需要の増加、 産業活動の稼働パターンが冬に電力需要を押し上げます。日本の電力需要は 歴史的に「冬ピーク型」であり、これは現在も基本的に変わっていません。
冬の平均JEPX価格は13.96円/kWhと、夏の11.67円を20%上回っています。 需要量の多さに加えて、LNG（液化天然ガス）の需要が冬季に急増するため 燃料コストが上昇し、火力発電の発電コストが高くなることが主因です。 LNGは暖房・発電双方に使われるため、厳冬年には燃料調達コストが逼迫します。
価格の標準偏差（ボラティリティ）は冬12.72に対して夏は6.57と約2倍の差があります。 これは冬には価格が「穏やかな日」と「急騰する日」の両極端に分かれやすいことを意味します。 2021年1月の大寒波時には価格が200円/kWhを超えた一方、暖冬年には10円以下の日が続くこともあります。 この価格変動の大きさが「冬のリスクが高い」最大の理由です。
極寒日（寒候期の下位5%水準の低温日）の平均JEPX価格は24.75円/kWhと、 猛暑日の12.61円の1.96倍に達します。需要は極寒日で125,099MWと猛暑日の112,228MWを 大きく上回り、供給余力が逼迫するとスパイク価格が発生するリスクが高まります。
| 気象区分 | サンプル数（日） | 平均需要（MW） | 平均価格（円/kWh） | 通常日比（価格） |
|---|---|---|---|---|
| 極寒日（最低気温下位5%） | 29 | 125,099 | 24.75 | +158% |
| 猛暑日（最高気温35℃以上） | 316 | 112,228 | 12.61 | +31% |
| 通常日 | 1063 | 89,618 | 9.61 | 基準 |
出典: JEPX・需要実績データとAMeDAS気温データを突合した集計（FY2019〜FY2025）
太陽光発電は夏の電力コスト抑制に貢献していますが、冬には出力が限られます。 データによると、9〜15時の太陽光合計出力は夏が60GWh相当に対し、 冬は59GWh相当と大きな差があります。
夏は太陽角度が高く、日照時間も長いため太陽光の発電量が最大化します。 昼の需要ピーク時間帯（10〜14時）と太陽光の発電ピークが重なり、 市場価格の急騰を抑制する「ダックカーブ」の腹を形成します。 夏の昼間電力価格が他の季節に比べて低めに抑えられる理由の一つです。
冬は日照時間が短く、太陽角度も低いため発電量が夏の99%程度に低下します。 需要ピークとなる朝夕（太陽光がゼロの時間帯）は太陽光の補完効果がなく、 火力発電がフル稼働を余儀なくされます。燃料コスト上昇がそのまま価格に反映されます。
冬季の高価格・高ボラティリティと夏季の高需要・低ボラティリティという季節特性を踏まえると、 電力調達プランの選択に対して以下の考え方が参考になります。
市場連動型プランが有利になりやすい条件:
暖冬年・並冬年で冬の価格が低水準に推移する場合。自社の使用ピークが夏昼にあり、 太陽光発電との組み合わせで昼間電力を抑制できる場合。
固定価格型プランが有利になりやすい条件:
冬の需要が多く（暖房依存の製造・農業・公共施設等）、価格高騰時の影響が大きい場合。 電力調達コストの予算管理を優先する場合。大寒波リスクに備えたい場合。
どちらが有利かは業種・施設特性・リスク許容度によって異なります。料金メニュー比較診断で自社に最適なプランタイプを確認することをお勧めします。
「夏は冷房で電気代が高い」という一般的なイメージに反して、JEPXスポット市場データが示す 電力コストリスクは冬の方が大きいことが明確です。冬は平均価格・需要量・ボラティリティのすべてで 夏を上回り、極寒日の価格は猛暑日の約2倍に達します。また、冬は太陽光発電の補完効果が乏しく、 朝夕ダブルピークで火力燃料コストが直接市場価格に反映されます。 ただし、気候変動による夏の猛暑激化により夏リスクも増加傾向にあるため、 冬・夏双方のリスクを踏まえた年間を通じた電力調達・省エネ戦略が求められます。
原発全停止により火力依存上昇。LNG輸入急増、電気料金構造が大きく変化。
再エネ普及の起点。再エネ賦課金が新たな料金構成要素に。
低圧需要家も電力会社を選択可能に。新電力急増。
全国初のエリア全停電。BCP・分散電源への注目高まる。
LNG在庫不足と寒波で年末年始に異常高騰。新電力撤退の発端。
LNG・石炭価格急騰。法人電気料金の歴史的高騰の引き金に。
全国初の警報発令。需給ひっ迫対応の重要性が認識される。
国の補助金で電気代を一時的に抑制。2024年度以降段階的縮小。
送配電事業者の総収入規制を本格運用。長期の料金安定化を狙う。
GX-ETS・化石燃料賦課金の段階導入が決定。中長期のカーボンコスト上昇要因。
容量拠出金が小売事業者・需要家のコスト増要因として顕在化。
排出量取引が義務化。電力会社の排出枠コストが料金に転嫁される段階へ。
※ 主要な電力市場・料金に影響を与えたイベントを年表化したものです。詳細は各種公的資料をご参照ください。
A.平均的には冬が約20%高く、ボラティリティ（価格変動幅）は2倍になります。冬は暖房需要増加と太陽光出力低下が重なるため、スポット価格スパイクも頻発します。
A.①暖房需要増加、②太陽光出力低下（日照時間短縮）、③LNG需要増加による燃料費上昇、④寒波時の設備故障リスク、の4要素が重なるためです。
A.北海道・東北は冬のコストが圧倒的に高く、沖縄・九州は夏のほうが高いです。東京・関西は冬夏両方が重要で、季節を問わずリスクへの備えが必要です。
A.小売店・飲食店は夏冬両方の冷暖房需要で季節差大。データセンターは夏の冷却需要で夏重め。製造業は工程に依存し季節性小さめ。業種特性に応じた対策が必要です。
A.電気代予算を12等分せず、冬（12-2月）25〜30%、夏（7-9月）22〜27%、春秋（残6ヶ月）45〜50%の配分が実態に近いです。冬の月次変動幅を特に大きく見積ります。
冬と夏の電力コストリスクを踏まえて、自社に最適な電力調達プランをシミュレーターで確認できます。
記事を読んで気になった点があれば、エネルギー情報センターにお気軽にご相談ください。法人・自治体の電力契約に精通したスタッフが、中立的な立場で判断材料を整理します。初回相談は無料です。
中立的な立場で、特定の電力会社への勧誘は一切行いません。