MARKET DATA ／ データで見る電力市場
冬と夏、どちらが電気料金リスクか
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。
結論：冬の方が電気料金リスクは高い
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
季節別 平均需要とJEPX平均価格
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）
季節別データ詳細
| 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。
時間帯別需要パターン：冬の朝夕ダブルピーク vs 夏の昼ピーク
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
冬のリスクが高い4つの理由
需要量：冬の方が7%多い
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。
平均価格：冬は夏より20%高い
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。
ボラティリティ：冬の標準偏差は夏の2倍
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。
極端事象：極寒日は猛暑日の2倍の価格
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。
極端気象日の比較：極寒日 vs 猛暑日 vs 通常日
| 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）
時間帯別パターン：冬の朝夕ダブルピーク vs 夏の昼シングルピーク
冬のパターン：朝夕ダブルピーク
- 朝7〜9時（第1ピーク）: 起床→暖房・給湯の一斉稼働。工場・オフィスの始業と重なり急上昇。
- 日中10〜16時（谷）: 日照があれば太陽光発電が需要をある程度補完するが、冬は発電量が少ない。
- 夕方17〜19時（第2ピーク）: 帰宅→暖房再稼働。日没で太陽光ゼロに。電力価格が最高値をつける時間帯。
夏のパターン：昼シングルピーク
- 朝6〜9時（立ち上がり）: 出勤・冷房開始。比較的緩やかな需要増。
- 昼10〜15時（ピーク）: 最高気温到達で冷房全開。ただし太陽光発電も最大出力でピークを緩和。
- 夕方16〜18時（緩やかな低下）: 太陽光が減少するが気温も下がりはじめ、価格の急騰は限定的。
太陽光の季節効果：夏は昼を助けるが冬は効かない
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。
夏の太陽光効果
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。
冬の太陽光の限界
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。
法人の季節別対策
冬季対策（リスクが高い季節）
- ▶朝夕のデマンド管理: 7〜9時と17〜19時の電力使用を分散・抑制。ヒートポンプ暖房の段階的起動制御が効果的です。
- ▶蓄熱システムの活用: 深夜の安い電力で蓄熱し、朝夕のピーク時間帯に放熱・放電。蓄熱暖房や蓄電池が有効。
- ▶固定価格型プランの検討: 冬のボラティリティが高い時期に市場連動型は不利になるリスクがあります。固定価格型でリスクヘッジを検討。
- ▶断熱・保温改善: 建物の断熱性能向上は暖房負荷を低減し、ピーク需要そのものを削減します。
夏季対策（リスクが増加中）
- ▶昼間の太陽光活用: 自家消費太陽光を最大化し、JEPXが高い14〜17時の購入電力量を削減。
- ▶冷房の予冷運転: 価格が低い午前中から冷房を強めに稼働させ、価格が高い午後には設定温度を緩める。
- ▶デマンドコントロール: デマンドコントロールで猛暑日のピーク需要を抑制し基本料金を守る。
- ▶蓄電池の昼蓄・夕放: 太陽光発電の余剰電力を蓄電し、夕方の需給逼迫時に放電するアービトラージが有効。
プラン選択の季節的考え方
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。
まとめ：データが示す「冬リスク優位」の現実
「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。
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