​イランでの戦争激化に伴いホルムズ海峡が閉鎖されたことで、欧州全域で天然ガス価格が急騰しました。TTF（オランダの仮想天然ガス取引ポイント）のスポット価格は、2026年1月末から3月中旬にかけて62％上昇しました。多くの欧州市場では、電力価格もそれに追随しました。ドイツ、ベルギー、オランダでは、この期間、翌日（DA）価格がTTFと密接に連動しています。こうした場合、BESSは日内スプレッド拡大による収益増加が見込めます。しかし、スペインの翌日市場は、3月5日から12日を除いてほとんど反応しませんでした。

​この乖離を受け、「スペインの電力システムは天然ガスから切り離された」という見方が広がっています。翌日のメリットオーダーでは再生可能エネルギーが主導し、コンバインドサイクルガスタービン（CCGT）はスケジューリングから排除されつつあります。しかし、翌日価格のヘッドラインだけでは実態は見えません。

スペインは完全に天然ガスと切り離されたわけではありません。CCGTは翌日市場でほとんど約定しませんが、「技術的制約（restricciones técnicas、TTRR）」市場を通じて再びシステムに組み込まれます。この仕組みは、2025年1月から2026年3月の間、CCGT発電量全体の78％を追加しました。特に4月28日のイベリア大停電以降は顕著です。これら技術的制約のコストはすべての消費者に転嫁され、天然ガス価格と強く連動しています。ホルムズ海峡危機でガス価格が上昇する中、スペインの消費者も翌日市場には現れない経路で影響を受けています。

本稿では以下の点を解説します：

• ​なぜスペインの翌日価格は他の欧州市場と異なりガスと切り離されて見えるのか
• CCGTが技術的制約市場を通じてどのようにシステムに戻るのか
• 天然ガス価格と技術的制約コストの直接的な関係
• 技術的制約がスペイン最終電力価格に与えるコスト影響

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​ガス・電力価格の連動性はCCGTの翌日市場参入に依存

​スペインの翌日市場では、CCGTはメリットオーダーからますます排除されています。しかし、CCGTが翌日市場で約定する際には、ガスと電力価格は連動しやすくなります。TTFスポット価格とスペインの翌日電力価格は、CCGT発電が翌日市場でシステムに入る日に明確な連動を示します。一方、CCGTがスケジューリングされない日は相関が0.78から0.68に弱まり、翌日価格はガス換算水準を大幅に下回る傾向です。電力価格は水力・太陽光・風力の供給状況によって左右されます。

​2026年1月22日から3月22日までの55取引日のうち、CCGTが翌日市場に現れたのは21日のみでした。その21日間のCCGT平均出力はわずか101MW。翌日スポット価格指数は39から159の範囲で推移し、TTF指数は78から162でした。CCGTがスケジューリングされない日は、翌日価格がガス換算水準を大きく下回ることが頻発しました。

これが、スペインの翌日市場がホルムズ海峡のガス価格ショックに対して「耐性がある」ように見える理由です。ガスが限界価格を決めていないだけで、スペインの電力システムが完全に影響を受けないというわけではありません。

​CCGTは依然として技術的制約市場経由でシステムに入る

​技術的制約市場は翌日市場の約定後に運営され、系統の安定性維持が目的です。実際には、Red EléctricaがCCGTをスケジューリングし、電圧維持・周波数予備力・特定エリアでの最低熱発電量を確保しています。

2025年1月から2026年3月の間、翌日市場でスケジューリングされたCCGTの1日平均発電量は598MWでした。34％の日でCCGTのスケジューリングはありませんでした。太陽光・風力発電と原子力ベースロード、水力の柔軟性でガスなしでも需要を賄えたためです。

​技術的制約市場終了後は様相が一変します。技術的制約後のスケジュールを反映する「Programa Viable Provisional（PVP）」でのCCGT平均発電量は2,770MWで、翌日市場の4.6倍です。技術的制約がこの期間のCCGT発電全体の78％を占めました。

これが、スペインの翌日価格がガスと乖離して見える理由です。翌日市場はほぼCCGT抜きで約定するため、限界価格は他の技術で決定されます。しかし、実際にシステムで稼働しているガス火力発電量は翌日スケジュールよりはるかに多いのです。

​天然ガス価格は技術的制約コストにどう影響するか？

​技術的制約市場でのCCGT入札額は、TTF天然ガス価格と密接に連動しています。これは、入札が燃料コストに基づく機会費用で決まるためです。2026年1月22日～3月19日の間、TTFスポット価格とCCGT TTRR入札額は強く相関していました。ガス価格が上昇すると、CCGT入札額もほぼ同じペースで上昇しました。

​この期間のCCGT技術的制約コスト（TTRR）は1日あたり9～29百万ユーロの範囲でした。総コストは、ガス価格に左右される入札価格と、系統ニーズに応じて呼び出されるCCGT発電量の2要素で決まります。

ホルムズ海峡危機でTTF価格が2026年3月にかけて上昇する中、CCGT TTRRコストも3月初旬の約12百万ユーロから中旬には29百万ユーロに増加しました。これは翌日価格が低水準のままでも発生しました。スペインの翌日市場では見えなかったガス価格ショックが、技術的制約経路を通じて現れた形です。ただし、もしCCGTが翌日市場で約定し価格を決めていた場合、消費者負担はさらに大きくなっていたでしょう。

​技術的制約にはコストが伴い、特に翌日価格が低いと負担が増す

​技術的制約プロセスは、消費者が支払う最終電力価格に追加コストをもたらします。2025年1月から2026年3月まで、最終電力価格に占めるTTRR週次成分は2.1～25.2€/MWhの範囲で、平均では20％を占めました。ただし、平均値の裏には大きな変動があります。

​技術的制約の割合は翌日価格レベルと逆相関します。翌日成分が80€/MWhを超える週はTTRR割合が15％未満ですが、25€/MWh未満になるとTTRR割合が急上昇します。2026年3月15日の週は、翌日成分平均が6.2€/MWh、TTRR成分は23.3€/MWhで、TTRR比率は75％に達しました。

翌日市場で見える「安い」電力価格は、必ずしも消費者の最終価格の安さには直結しません。技術的制約コストが下支えとなり、再エネ出力に関わらずCCGT発電が必要なためです。

​スペインのガス依存は「隠れている」だけ。蓄電池はその恩恵を受けられるか？

​スペインの翌日電力市場は、部分的に天然ガスから切り離されています。再生可能エネルギーがメリットオーダーを主導し、CCGTは3分の1以上の日で翌日市場に現れません。そのため、ホルムズ海峡危機でTTFが急騰した際も、スペインの翌日価格はドイツ・ベルギー・オランダと異なり追随しませんでした。

しかし、翌日市場での切り離しは最終価格での切り離しとは異なります。技術的制約市場でガス火力が再び導入され、そのコストは消費者に転嫁されます。翌日価格が低いと、TTRR成分が最終電力価格の最大75％を占める場合もあります。

市場参加者・政策立案者・消費者にとって、翌日価格のヘッドラインだけではスペインのエネルギーコストの全体像はつかめません。系統がCCGTへの依存を減らすまでは、再エネ主導のシステムでも天然ガスが最終価格に影響し続けます。ホルムズ海峡危機はストレステストであり、スペインの翌日市場は合格したものの、最終電力価格はそうではありませんでした。

BESS投資家にとって、CCGTが翌日市場でほとんど約定しないという事実は、ガス価格急騰時のスプレッド拡大による収益獲得の機会が限定的となることを意味します。しかし、技術的制約市場ではガス価格上昇に伴い価格上昇が見込まれるため、蓄電池が参入し収益を得る大きなチャンスとなります。