安価で、クリーンで、安全？ドイツのエネルギー転換に関する4つの主要な神話 ― 事実検証。

電気料金の錯覚：風力発電と太陽光発電は安価なのに、なぜ私たちは依然としてより高い料金を支払っているのか。

ドイツでは四半世紀近くにわたり、エネルギー転換は「クリーンで、自立でき、コストが削減され、エネルギー供給は安定する」というお決まりの論調で語られてきた。しかし、高度に工業化された国が天候に左右されるエネルギー源へと完全に転換するという、この歴史的な大実験は、物理的、経済的な現実に耐えうるのだろうか？イデオロギー的な対立から解放された、容赦のない分析は、全く異なる様相を描き出す。高騰する送電網コストや電気料金の隠れた要因、中国のサプライチェーンへの新たな危険な依存、そして蓄電池をめぐる壮大な幻想に至るまで、政治的な希望的観測と確かなデータとの乖離はかつてないほど大きくなっている。本稿では現状を検証し、エネルギー転換の真の問題は、その崇高な目標ではなく、根本的な設計上の欠陥にあることを明らかにする。未来のエネルギーシステムの真の負担を誰が負うのかを理解したい人にとって、これは欠かせない事実確認となるだろう。.

クリーンで安価で安全なエネルギーに関する最も美しい主張が、物理学、経済学、地政学の要因により25年間も実現しなかった理由

2000年に再生可能エネルギー法が成立して以来、ドイツのエネルギー転換は非常に明確なトーンで伝えられてきた。それはクリーンであり、自立を可能にし、コストも安くなり、エネルギー供給はそもそも保証されている、というものだ。四半世紀以上にわたり、この4つの文は、歴史的に類を見ない規模の変革の修辞的な基盤を形成してきた。すなわち、一次エネルギー消費量が約3,200テラワット時で、輸出志向型のバリューチェーンを持つ高度に発展した工業国が、エネルギーシステム全体を天候に左右される発電へと転換しているのだ。これは政治的な些細な問題ではなく、競争力、流通、財政、そして貿易収支に影響を与える大規模なマクロ経済実験なのである。.

経済の健全性を保つためには、以下の3つのカテゴリーを区別する必要がある。すなわち、実証的な検証に耐えうる記述、個々の要素においては真実であるが、システム全体の文脈においては誤解を招くように要約されている記述、そして、単純に虚偽であるか、あるいは入手可能なデータによって既に反証されている記述である。しかし、この区別は公共の議論においてしばしば欠落している。本分析は、左派にも右派にも偏ることなく、この区別を一貫して適用する。.

善意の代償：ドイツにおける電気料金の実態

エネルギー転換によって電気料金が安くなるという主張は、絶対的な意味では成り立たないが、相対的な意味でも全くのナンセンスではない。真実は、公の議論において体系的に隠蔽されている価格差にある。卸売市場では、風力発電所や太陽光発電所は限界費用がほぼゼロに近い状態で発電するため、再生可能エネルギーの供給量が多い時間帯には、スポット市場価格が非常に低くなるか、場合によってはマイナスになることもある。これは紛れもない事実である。しかし、このことから最終消費者価格が下がると結論づけるのは誤りである。なぜなら、最終消費者価格はスポット市場価格ではなく、調達費、送電網使用料、賦課金、コンセッション料、税金、配電マージンなどから構成されるからである。.

厳しい数字は、より複雑な実態を明らかにしている。国際的な価格分析によると、2025年第1四半期のドイツの一般家庭の平均電気料金は1キロワット時あたり約38セントで、世界で最も電気料金が高い国の中で5位にランクインした。SMARDの報告によると、2025年1月の中規模産業企業の電気料金は1キロワット時あたり18セント弱で、優遇された大口消費者の電気料金は11セント強だった。ドイツエネルギー・水道産業協会（BDEW）が収集した2025年の数値では、中規模産業企業は15.9セント前後、大口産業企業は14.4セント前後だった。したがって、原文で言及されている30～40セントの範囲は、家庭にとっては正確だが、産業にとっては高すぎる。とはいえ、政治的に重要な比較点は依然として劇的である。中国の工業企業は省によって異なるものの、7～10セントを支払っており、エネルギー集約型の州にある米国の工業消費者は6～9セント、フランス企業は12～20セントの範囲で操業している。したがって、ドイツの工業立地は、OECD地域の中で構造的に価格上位25%に位置していることになる。.

この価格設定構造は、エネルギー集約型企業の管理者であれば誰でもすぐに理解できるビジネスロジックを暗示している。長期的に見て、電気料金が競合他社より平均で30～70%高い場合、生産性の向上、製品の改善、補助金、あるいは有利な規制環境によって、この不利な点を補わなければならない。現在、ドイツではこれらの条件はどれも十分に満たされていない。その結果は、ドイツ商工会議所、ドイツ機械工業連盟（VDMA）、および家族経営企業財団が実施した調査で明らかになっている。相当数の企業が、移転、生産削減、あるいは戦略的投資家や金融投資家への売却を検討している。具体的な割合は調査や質問の表現によって異なるが、基本的な傾向は共通している。エネルギー価格は、周辺的な立地要因から中心的なビジネスリスクへと変化したのだ。.

石炭危機とCO₂排出継続の間にある、不快な気候収支

エネルギー転換によって電力システムがよりクリーンになっているという主張は、その基本的な方向性においては経験的に正しい。ドイツの発電によるCO₂排出量は1990年以降大幅に減少し、発電量1キロワット時当たりの排出強度はほぼ半減し、2024年には初めて総電力消費量の半分以上が風力、太陽光、バイオマス、水力発電で賄われた。再生可能エネルギーの拡大にもかかわらず、ドイツはヨーロッパで最も汚染度の高い電力システムの一つであると断言する描写は、この現実を歪めている。.

しかしながら、以下の点は微妙ながらも紛れもない事実である。欧州内での比較において、ドイツは発電におけるCO₂排出強度でフランス、スウェーデン、スイス、ノルウェー、フィンランドに依然として後れを取っている。つまり、原子力発電と水力発電に大きく依存している国々に後れを取っているのだ。フランスの電力構成は、平均的なドイツの電力構成が1キロワット時あたり排出するCO₂排出量の10分の1以下であることが多い。また、ドイツは多くの測定期間においてスペインや英国よりも状況が悪い。その理由は再生可能エネルギーの弱さではなく、政治的に押し付けられた段階的廃止の順序にある​​。原子力発電所は石炭火力発電所よりも先に閉鎖されたため、風力発電や太陽光発電の供給量が少ない時間帯に、残存する化石燃料の排出強度が上昇する。経済的な観点から見ると、ドイツはCO₂排出量の少ないバランスエネルギー源をCO₂排出量の多いバランスエネルギー源に置き換えただけであり、追加的な設備拡張によってこの影響を部分的にしか補償していない。その結果、脱炭素化曲線は公式発表よりも現実的ではあるものの、より緩やかなものとなっている。.

依存関係の転換：ロシア産ガスから中国産バリューチェーンへ

ドイツがエネルギー転換によってエネルギー自給を達成するという主張は、理論上はもっともらしく聞こえるものの、グローバルサプライチェーンの実際の構造によって崩れ去る類の主張の一つである。輸入石炭、輸入天然ガス、輸入ウランを消費しなくなれば、エネルギー輸入への依存度が低下するのは事実である。また、風力発電所や太陽光発電所は、一度建設されれば、地政学的状況に関係なくエネルギーを生産し続けるのも同様に事実である。これはマーケティングではなく、物理学の原理である。.

これによって依存が解消されたという考えは誤りである。依存は単に移転し、再編成されたに過ぎない。再生可能エネルギーを支える産業バリューチェーンは劇的な集中を示している。太陽光発電モジュールの世界生産能力の約80％、ウェハー製造の約95％が中国に集中している。電池セルや正極材についても同様の状況であり、風力タービンや電気モーター用の希土類磁石についてはさらに顕著である。これに加えて、チリとオーストラリアからのリチウム、コンゴ民主共和国からのコバルト、そして少数の生産国からの銅とニッケルへの依存も存在する。国家のレジリエンスという観点から見ると、化石燃料への依存は、鉱物資源、産業機器、そして中国のプロセス産業への依存へと置き換わったと言える。この置き換わりが有利かどうかは、新たな供給源の政治的安定性にかかっている。これまでの実証的な反応はまちまちであり、中国の場合はむしろ厳しいものとなっている。.

穏やかな風がシステム的な問題になるとき：供給の安定性の隠れた側面

供給が安定しているという記述は、おそらくこのリストの中で最も興味深いものだろう。形式的には正しいが、実質的には疑問の余地がある。形式的に正しいのは、今日までドイツで大規模な停電が発電能力の不足に起因することはなく、SAIDI分で測定した最終消費者一人当たりの平均停電時間は国際的に見て低い水準にとどまっているからだ。これは政治体制の功績ではなく、送電網事業者の功績である。.

全体的なバランスシートの表面的な部分だけを見ると、この声明は著しく疑わしくなります。グリッド介入の件数は、最も優れた早期指標システムです。連邦ネットワーク庁は、2024年のグリッド混雑管理対策の件数を約30,300ギガワット時、暫定総費用を約27億8,000万ユーロと報告しています。これは、2023年の34,300ギガワット時、33億4,000万ユーロと比較したものです。原文で言及されている年間19,318件の再配分介入は、送電網における個々の対策に対応しており、妥当な規模を示しています。しかし、配電網部門の現在の評価では、いわゆる再配分2.0における介入の頻度は、小規模発電所の導入後、劇的に増加しており、2025年の初期評価では、その件数がさらに倍増すると予測されています。これらは些細な現象ではなく、発電場所と消費場所が一致しなくなったシステムの経済的影響です。.

風力発電量と太陽光発電量が少ない時期が実際に存在するというのは、論​​争的な主張ではなく、気象学的事実である。冬期には、風力発電量が少なく太陽光発電量がほとんどない高気圧が数週間続くことが定期的に発生する。2022年12月と2024年11月には、ガス、石炭、バイオマス発電所に加え、フランス、オランダ、デンマークからの輸入電力が、残りの負荷を担わなければならなかった。このような時期にシステムが機能するのは、欧州市場の連携と残存する化石燃料発電設備の成功であり、ドイツの再生可能エネルギーシステムの自律性を証明するものではない。経済的に重要なのは、たとえ年間数百時間しか稼働しなくても、残りの発電容量は保険としての役割を果たし、その費用を支払わなければならないということである。まさにこの資金調達の問題こそが、ドイツの市場構造における根本的な設計上の欠陥なのである。.

エネルギーシステムの二つの世界：電力部門と最終エネルギー部門

議論の中で最も頻繁に見られる誤解の一つは、発電量シェアと一次エネルギーシェアの混同です。ドイツの電力の半分以上が風力発電と太陽光発電によるものであるというプレスリリースは事実としては正しいものの、これはドイツのエネルギー消費量の半分が気候中立であることを意味するものではありません。2024年、最終エネルギー総消費量に占める再生可能エネルギーの割合は約22%、一次エネルギー消費量に占める割合は約20%でした。理由は単純です。電力はエネルギーシステムの一部分に過ぎないからです。建物の暖房、産業におけるプロセス熱、輸送（特に貨物輸送、海運、航空）は、依然として主に化石燃料によって供給されています。.

この非対称性は、公に議論されることの少ない戦略的な問題を引き起こします。暖房や輸送から電力への転換といったセクターカップリングは、いずれも電力消費量を増加させます。暖房および輸送部門におけるエネルギー転換を真剣に検討するならば、総電力消費量は、水素に関するモデルや仮定によって異なりますが、現在の約510テラワット時から750～1,000テラワット時に増加すると予測されます。これは、発電、送電網、蓄電設備が現在の需要を満たすだけでなく、20～25年以内にその需要をほぼ倍増させる必要があることを意味します。現在進行中の拡張計画は、すでに野心的であると考えられていますが、目標達成に向けた道のりのわずか3分の1に過ぎません。.

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この技術革新の核心は、数十年にわたり標準となってきた従来のクランプ固定からの意図的な脱却にあります。時間とコスト効率に優れたこの新しい固定システムは、根本的に異なる、よりインテリジェントなコンセプトでこの問題に対処します。モジュールを特定の箇所でクランプ固定するのではなく、モジュールを連続した特殊形状のサポートレールに挿入し、しっかりと固定します。この設計により、雪による静的荷重から風による動的荷重まで、あらゆる力がモジュールフレームの全長にわたって均等に分散されます。.

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コストの三角形：発電、ネットワーク、そして大きな未知数であるバックアップ。

システムコストに関する議論は、方法論的な弱点を抱えている。通常、議論は直接的な発電コスト、すなわち新規の風力発電所や太陽光発電所の均等化発電原価（LCOE）に矮小化されがちで、これらの発電所は現在、オークションで1キロワット時あたり5～8セントの価格を実現している。これは目覚ましい価格低下であり、評価されるべきである。しかし、これはシステム全体のコストではない。なぜなら、システム全体のコストには、発電、送電網、蓄電、バックアップ、バランス調整電力、付帯サービス、そして余剰設備容量の資金調達コストと機会費用が含まれるからである。.

ドイツ商工会議所が委託し、フロンティア・エコ​​ノミクスが実施した調査によると、2025年から2049年までのこれらのコストは4.8兆ユーロから5.4兆ユーロと推定されている。内訳は興味深いもので、2.0兆ユーロから2.3兆ユーロがエネルギー輸入、1.2兆ユーロが送電網コスト、1.1兆ユーロから1.5兆ユーロが発電設備への投資、そして約5000億ユーロが発電設備の継続的な運用に充てられている。この合計を平均年齢24歳の約8400万人の人口に基づいて一人当たりで計算すると、一人当たりの年間コストは4桁台前半となる。したがって、原文で引用されている一人当たり430ユーロという数字は、かなり控えめな推定値であり、システムコストのより狭い定義に基づいている。.

送電網拡張の要素は特に注目に値する。送電系統運用者が送電網開発計画で特定した需要は、目標シナリオでは数千キロメートルに及ぶ新たな高圧送電線に加え、配電網のかなり長い区間の拡張を必要とする。現在建設されているのはわずか3,500キロメートルであるのに対し、必要な送電線の総延長は16,800キロメートルであり、これは送電網と配電網を合わせたすべての対策の全体像を反映しており、この規模としては現実的である。経済的には、名目上の距離よりも、許可取得と建設にかかる時間の方が重要であり、SuedLinkやSuedOstLinkのような大規模プロジェクトでは、通常10年を超える。こうした遅延によるコストへの影響は二重である。一方では、インフレと混雑料金によってインフラのコストが上昇する。他方では、発電が行われる場所で送電網が利用できないため、再配電コストが上昇する。.

ガス火力発電所は、本来あってはならない橋渡し役となっている：新たな化石燃料依存

経済顧問のヴェロニカ・グリム氏は近年、調整可能な発電所の容量を急速に拡大しなければ、エネルギー転換プロジェクト全体が危機に瀕すると繰り返し指摘してきた。この見解は、経済専門家会議およびエネルギー政策に関する科学コミュニティにおいて、大多数の支持を得ている。その根底にある理由は技術的に説得力がある。残りの原子力発電所が閉鎖され、石炭火力発電所の段階的廃止計画が実行されるにつれて、シナリオにもよるが、今後数年間で約20～50ギガワットの保証容量のギャップが生じる。このギャップは、現在の技術では、バッテリーや水素を用いても、短期間で埋めることはできない。.

政治的な妥協案は、当初は天然ガスを燃料とし、後に水素に転換する水素対応型ガス火力発電所の建設というものだ。これは経済政策と気候変動対策の両面から見て、綱渡りのような状況である。一方では、新たなガス火力発電所の建設は、まさに化石燃料インフラの削減を目指す国において、化石燃料インフラを増大させることになる。他方では、年間数百時間しか稼働しない発電所はスポット市場で固定費を回収できないため、容量市場や政府保証がなければ、その運営モデルは経済的に成り立たない。そのため、連邦政府は容量メカニズムの導入を進めているが、これはシステムコストをさらに増加させるものであり、再生可能エネルギー源の変動性がなければ不要であるにもかかわらず、一般的には公共の議論において再生可能エネルギーとは結びつけられていない。.

バッテリーの幻想：なぜ蓄電（新製品：依然として）は発電所を代替できないのか

バッテリーやその他の蓄電システムが化石燃料によるバックアップインフラを不要にするという主張が根強く残っている。しかし、この主張は全く異なる2つのタスクを混同している。リチウムイオン電池、揚水発電、蓄熱などの短期蓄電ソリューションは、数時間から最大で数日間の電力を蓄える。これらは技術的に成熟しており、特に太陽光発電を昼夜でシフトしたり、調整電力を販売したりする上で、経済的な観点からますます魅力的になっている。その設備投資コストは、規模と期間に応じて、使用可能な蓄電容量1キロワット時あたり100ユーロから400ユーロに及ぶ。.

風力発電や太陽光発電の発電量が少ない期間（1～2週間）を補う必要がある長期蓄電システムは、全く別の話です。ドイツの場合、妥当なシステムモデルによると、季節的な蓄電容量は50～100テラワット時とされています。これに対し、現在ヨーロッパに設置されている大規模リチウムイオン蓄電システムの総容量は50ギガワット時未満で、必要な容量の約1000分の1に過ぎません。物理的に実現可能な解決策は、余剰電力を用いた電気分解によって水素を生成し、地下空洞に貯蔵し、ガスタービンで再び電力に変換することです。これらの変換工程ではそれぞれエネルギーが失われ、全体の効率は25～40%程度です。つまり、実際に使用される1キロワット時ごとに、その2～4倍の再生可能エネルギー発電量を上流で確保する必要があるということです。水素を真剣に考える者は誰でも、風力発電と太陽光発電の拡大を大幅に進め、電解槽の容量を3桁ギガワット規模にまで引き上げ、現在ごく基本的な形態しか存在しないパイプラインと地下貯蔵庫のインフラを構築しなければならない。.

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プラトー問題：発電量が増えないまま容量が増加する場合

あまり注目されていない現象として、設備容量と実際の発電量の乖離が挙げられる。2015年以降、風力発電と太陽光発電の設備容量は劇的に増加したが、これらの電源からの総発電量は、出力抑制の増加、送電網の混雑、そして最適とは言えない新規設置場所における稼働時間の短さなどが原因で、伸び悩んでいる。さらに、産業界、電気自動車、ヒートポンプの稼働率が低いため、総電力消費量も計画通りには増加していない。その結果、政治的な議論では急速に成長しているように見えるシステムだが、発電統計では停滞状態にあるという状況が生じている。.

経済政策の観点から見ると、この停滞状態は、現在のモデルの構造的な限界を示しているため危険である。ドイツ南部で新たに建設される太陽光発電所やドイツ北部で建設される風力発電所は、ピーク時に発電する電力を送電容量の不足により抑制するか、マイナス価格で売電することになる。追加容量による経済的利益は減少する一方で、送電網、蓄電システム、バックアップシステムの限界費用は増加する。経済的に言えば、このシステムは規模の経済がマイナスになる閾値を超えている。.

特権をめぐる闘争：変革の分配経済学

あらゆる大きな変革には勝者と敗者がつきものであり、エネルギー転換も例外ではない。構造的な勝者には、風力発電所や太陽光発電所の開発業者、蓄電・送電網技術の製造業者、規制環境に関するコンサルティング会社、送電線、優先風力発電区域、変電所の建設に必要な土地の所有者、そして中国の輸出志向型太陽光発電・蓄電池産業などが挙げられる。一方、構造的な敗者には、優遇措置を受けられないエネルギー集約型産業、暖房や断熱に関する決定に影響力を持たないテナント、代替となる公共交通機関がない地方の通勤者、そして救済措置も戦略的な柔軟性も得られない中小企業などが挙げられる。.

こうした分配効果は単なる副次的影響ではなく、変革の受容を左右する政治的・経済的に重要な意味を持つ。低所得世帯が可処分所得に占めるエネルギー支出の割合が増加し、産業集中度の高い地域が電力価格の差によって不均衡な影響を受け、同時に付加価値創造の一部が海外で行われているセクターに補助金が流入すれば、政治的な浸食が生じ、それが選挙結果や議会における多数派の構図に反映される。経済的な観点から見ると、エネルギー転換は単なる気候変動対策プロジェクトではなく、大規模な再分配プロジェクトであり、その収支は、正義の観点から見ると、これまで十分に透明性が確保されてこなかった。.

欧州の状況：なぜドイツが単独で結果を決定しないのか

ドイツのエネルギー転換は、閉鎖系の中で行われているかのように議論されることが多い。しかし実際には、ドイツの電力部門は欧州の相互接続された送電網に統合されており、その価格はパリに拠点を置くEEXの子会社EPEX Spot、オスロとアムステルダムの取引所、そして国境を越えた容量オークションにおける価格帯と取引フローによって決定される。この統合は、風力発電量が少ない時期には輸入を、余剰の時期には通常非常に低価格で輸出することを可能にするため、経済的に大きなメリットとなる。同時に、フランスの原子力発電の拡大やポーランドの石炭火力発電など、近隣諸国による政治的決定がドイツのシステム経済に直接影響を与えるため、リスクも伴う。.

フランスとの相互作用は特に興味深い。フランスの原子力発電所は、長期にわたる停止を経て2025年までにほぼ再稼働する予定だが、冬季には定期的にドイツへ大量の電力を輸出している。2024年のドイツの電力貿易収支では、久しぶりに純輸入が計上された。これは、ドイツが掲げるエネルギー自給自足が、国内のベースロード発電を停止し、同時に外国の原子力発電を利用することによって達成されたことを意味する。欧州の視点から見ればこれは効率的だが、国家の視点から見れば、自国での電力生産を拡大するという従来の路線から逸脱している。.

データが本当に示していること：総合的な経済評価

冒頭で挙げた4つの約束を、入手可能なデータに基づいて検証すると、曖昧ながらも明確な状況が浮かび上がってくる。エネルギーコスト削減の約束は、新規発電所の生産コストには適用されるものの、家庭やエネルギー集約型の中小企業（SME）といった最終消費者価格には適用されない。発電コストと最終消費者価格の差は、税金、賦課金、送電網利用料、市場設計といったシステム構造に起因するものであり、この構造は20年間全く簡素化されていない。クリーンエネルギー生産の約束は発電には適用されるものの、国際ランキングや総エネルギー消費量との関連において、政治的なコミュニケーションが示唆するほど目覚ましい成果は上げていない。独立の約束は、化石燃料の輸入に関しては部分的に達成されているが、原材料、部品、産業投入物に関しては明らかに違反されている。安定供給の約束は今日でも有効だが、送電網への介入回数、再配分コストの水準、化石燃料によるバックアップと輸入への構造的な依存は、この安定供給がますますコストのかかる、そしてますます脆弱なものになっていることを示している。.

これはエネルギー転換が失敗したという意味ではないが、推進者たちが望むような道筋を辿っているわけでもない。これは未完成のプロジェクトであり、費用のかからない部分、すなわち好立地への太陽光発電所や風力発電所の設置といった単純な作業は既に完了しているものの、費用がかかり困難な部分、つまり蓄電、送電網、バックアップ電源、セクターカップリング、原材料の確保、そして欧州におけるエネルギー調和といった作業がまだ残っている。誠実な経済分析を行うならば、次の10パーセントポイントの脱炭素化にかかる限界費用は、最初の50パーセントポイントにかかる限界費用よりもはるかに高くなることを認めざるを得ないだろう。.

方向性は正しいが、ペースが間違っている。デザインに関しては、最も問題が少ない。

冷静な評価は、エネルギー転換を放棄すべきだという結論には至らない。世界の排出量推移、再生可能エネルギーの生産コストの低下、化石燃料サプライチェーンの地政学的な脆弱性を鑑みると、脱炭素化は産業界にとって不可欠であり、戦略的にも賢明な選択である。しかしながら、ドイツのエネルギー転換の現状設計は、費用対効果の面でも産業政策との整合性の面でも不十分であるという結論には至る。同期的な送電網と蓄電設備の拡張を伴わない再生可能エネルギー容量の拡大、化石燃料ベースロード電力よりも先に低炭素ベースロード電力の削減、バリューチェーンを戦略的競合企業にアウトソーシングすること、信頼性の高い容量メカニズムの軽視、電力部門とのコミュニケーションの限定といった設計上の欠陥は、いずれも回避可能なものである。これらの欠陥はそれぞれ代償を伴い、無視すればするほどその代償は増大するばかりである。.

風力発電や太陽光発電は請求書を送らないという主張は、狭義には依然として正しい。しかし、それらを支えるシステムは請求書を送る。それは大規模で、分散的で、時には隠れた請求書だ。この請求書を特定し、優先順位を付け、経済的に実現可能な設計に落とし込むことこそが、今後の立法期間における真の課題である。これを悲観的だと考える人々は、批判と拒絶を混同している。そして、これを無関係だと考える人々は、自分たちが提唱しているプロジェクトを理解していないのだ。.

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