IEEFAによると、ガス価格の高騰に伴い、市場メカニズムが欧州の一部の電力価格上昇を増幅させている。

-- 欧州のベンチマークであるTTF（Title Transfer Facility）ガス取引ハブにおける価格上昇により、イタリアとドイツの電力の翌日先物価格が急騰した。これは、ガスへの依存が続くことによる経済的な脆弱性を示していると、エネルギー経済・金融分析研究所（IEEFA）は月曜日に発表した。 IEEFAは、これはこれらの市場においてガスが限界価格を決定づける頻度が高いことを反映しており、限界価格が全体の価格を決定する市場において、ガス価格ショックが電力価格に波及する度合いを増幅させていると指摘した。 簡単に言えば、ベースロード供給量を超えて最後に契約されるガスの価格が、電力供給に関わるすべての供給者の価格を決定する。これがガスであり、ガス価格が急騰した場合、その影響は他の電源からの電力価格にも波及し、電力価格全体の上昇を増幅させる。 これは、電力網においてガスが主要な発電源ではない場合でも起こる。 TTFの期近ガス価格は、ここ数ヶ月、1メガワット時（MWh）あたり20～30ユーロ（23.55～35.33ドル）の間で変動し、中東紛争のような地政学的緊張が高まる時期には60～70ユーロまで上昇しました。 その結果、イタリアとドイツでは翌日電力価格が120～150ユーロ以上となり、フランスでは60～80ユーロにとどまっています。 IEEFAによると、ガス火力発電は現在、EU全体の電力の約5分の1を供給しており、2022年のエネルギー危機以前の約25%から減少しています。ガス火力発電の割合は低下したものの、電力価格への影響力は依然として衰えていません。 IEEFAは、「メリットオーダーシステム」の下では、限界費用が最も低い原子力、水力、風力、太陽光といった発電源が優先的に供給契約され、コストの高いガスは優先順位が低くなると説明しています。 EUでは通常、ガスは年間数百時間、主に再生可能エネルギーの出力が低い時間帯にのみ限界価格を決定します。IEEFAによると、イタリアとドイツでは、フランスやイベリア半島諸国に比べてガスと電力価格の連動性がはるかに強く、その結果、電力価格がかなり高くなる傾向があります。 これは、欧州の電力市場が相互接続されているにもかかわらず発生しています。フランスでは、大規模な原子力発電所群があるため、ガスが電力価格全体を決定する頻度は低くなっています。スペインとポルトガルでは、再生可能エネルギーが電力の半分以上を供給しており、電力価格に対するガスの影響は限定的です。 イタリアでは、発電量の約半分をガスが占めており、ドイツではガスと石炭が再生可能エネルギーの出力低下を補うバランス調整の役割を果たしています。 IEEFAは、この市場設計は概ね効率的であり、必ずしも欠陥があるわけではないとしながらも、問題はガスへの構造的な依存にあると指摘し、再生可能エネルギーと、蓄電池や揚水発電を含む送配電網の必要なアップグレードによってのみ解決できると結論付けています。