数十億ドル規模のガス火力発電所は罠か？なぜ今、巨大な長期蓄電池システムがより良い選択肢なのか
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公開日：2026年4月22日 / 更新日：2026年4月22日 – 著者：Konrad Wolfenstein
ガス火力発電所：10億ドルの罠？なぜ今、巨大な長期蓄電池システムがより良い選択肢なのか？ – 画像：Xpert.Digital
1億6600万ユーロの節約：ドイツの発電所戦略を根底から覆す研究
ガスへの隠れた嗜好：この政治的決定は、電力顧客に数十億ドルの損失をもたらすのか？
大幅な価格下落：大型蓄電池施設は、間もなく新たなガス火力発電所を時代遅れにするのだろうか？
ドイツのエネルギー政策は、極めて重大な決断を迫られている。それは、恐れられている「暗黒の停滞期」（風力発電と太陽光発電の発電量が少ない時期）に、いかにして電力供給を確実に確保するかという問題だ。連邦政府の現在の発電所戦略は、主に高額な新規ガス火力発電所の大規模建設に依存しているが、著名なコンサルティング会社LCP Deltaによる厳しい分析は、全く異なる状況を示している。数字がそれを証明している。前例のない価格下落のおかげで、長期蓄電池はもはやニッチな技術ではない。場合によっては、経済的にも気候変動対策の観点からも、ガス火力発電所よりもはるかに優れている。計画されているガス発電容量のうちわずか2ギガワットを蓄電池に置き換えるだけで、年間最大1億6600万ユーロの補助金を節約できる可能性がある。しかしながら、現在の政治的な市場設計は、厳格な規制によってこの代替案を事実上排除している。本稿では、なぜ現在、技術選択において政治的な優先順位が経済的合理性を上回っているのか、そして最終的に誰がその費用を負担するのかを詳細に分析する。.
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ドイツのエネルギー政策は、極めて重要な岐路に立たされている。安定した電力供給能力を構築するために、主に新規ガス火力発電所に頼るべきなのか、それとも長期蓄電池を技術的にも経済的にも活用することで、より安価で柔軟に、そして気候変動への影響を抑えながら、この課題のかなりの部分を担うことができるのか。蓄電池開発企業Field Energyの委託を受けた、著名な英国コンサルティング会社LCP Deltaによる調査では、2026年4月時点でこのテーマに関する説得力のある数値が示されている。答えは「ガスか蓄電池か」ではなく、むしろ、技術に関して純粋に経済的な判断を下す者は、長期蓄電池を無視することはできない、ということだ。.
政治的枠組み：ドイツの発電所戦略が精査の対象に
2026年1月15日、カテリーナ・ライヒェ大臣（キリスト教民主同盟）率いる連邦経済エネルギー省（BMWE）は、ドイツの発電所戦略の要点について欧州委員会と原則合意に達した。この合意の中核となる要素は、2026年に新たに12ギガワットの調整可能な発電容量を入札で調達し、遅くとも2031年までに送電網に接続することである。この12ギガワットのうち10ギガワットは、いわゆる長期基準の対象となる。補助金を受ける発電所は、少なくとも10時間連続して送電網に電力を供給できる能力がなければならない。現在の技術水準では、この要件を満たすことができるのは実質的にガス火力発電所のみである。.
長期基準は残りの2ギガワットには適用されません。バッテリー蓄電システムもこれらの入札に参加できます。したがって、省は当初から、入札の設計により、最大容量ブロックの技術としてバッテリー蓄電が事実上除外されることを認識していました。批評家はこれを技術的な必要性ではなく、天然ガスに対する政治的な事前選別と見ています。これは、蓄電技術のコストダイナミクスがバッテリーに有利に根本的に変化した時期でさえもです。.
ドイツ政府は当初、2030年までに20ギガワットの新規ガス火力発電所の建設を目指していた。ブリュッセルとの交渉の結果、この目標は12ギガワットに引き下げられた。しかし、連立政権の合意と政府の政治的自己イメージは、水素対応のガス火力発電所を優先する理由が技術的な考慮事項だけではなく、産業政策や戦略的要因にも基づいていることを示している。つまり、水素経済への橋渡しとして、また風力発電や太陽光発電の出力が低い時期の供給不安定性という政治的に懸念されるシナリオへの対策として、ガス火力発電所が優先されているのである。.
LCP Delta調査：方法論、クライアント、および範囲
こうした政治的背景を踏まえると、LCP Deltaの研究は、行き詰まった議論に対する的を絞った介入のように見える。アナリストらは、8ギガワットの新規ガス火力発電所、2ギガワットの長期蓄電池、および2ギガワットの従来型短期蓄電池からなる基準シナリオをモデル化した。このシナリオにより、システムを直接比較することが可能となり、2ギガワットのガス火力発電所を同等の長期蓄電池に置き換えた場合、供給の安定性を同じレベルに維持しながら何が起こるのかという疑問が生じる。.
この調査は、ヨーロッパで11ギガワットを超えるプロジェクトを抱える英国の蓄電池開発会社、フィールド・エナジー社が委託したものです。同社は長期蓄電の普及に明確な商業的利益を有しているため、調査結果はその点を考慮して解釈する必要があります。LCPデルタ社自身もこの点を透明性をもって認めています。ただし、使用されているコストデータは、理論的なアナリストの推定値ではなく、顧客の実際の建設コストに基づいています。これにより数値の現実性は高まりますが、市場全体への一般化可能性は制限されます。.
分析範囲に関して：LCP Deltaは、ヨーロッパで最も評価の高いエネルギー市場コンサルタント会社の1つです。同社は以前、英国エネルギー安全保障・ネットゼロ排出省（DESNZ）から委託を受け、英国の電力システムに関する同様のモデリングを実施しました。したがって、本レポートの方法論的品質は、依頼主のみを理由として疑問視されるべきではありません。.
根本的な問題：供給の安定性とは一体何を意味するのか？
「供給の安定性」という用語は、公共の議論において、分析的に明確に区別する必要のある幅広いリスクを婉曲的に表現する政治的な言い換えとして用いられることが多い。ドイツにおいては、いわゆる「暗黒の停滞期」というシナリオが支配的である。これは、風力発電と太陽光発電の両方が数日間平均を下回る出力しか出せず、電力需要が高いという気象パターンである。こうした状況は現実のものであり、統計的に測定可能であり、実際に制御可能な発電能力を必要とする。.
エネルギー経済研究センター（FfE）は、ハンデルスブラット紙向けに、ドイツが風力発電と太陽光発電の低発電期間をバッテリー蓄電だけで完全に補うには、現在承認されている蓄電プロジェクトの容量を20～40倍に増やす必要があると試算した。この数字は劇的に聞こえるが、ある意味では確かにそうだ。しかし、これは間違った問いに答えている。なぜなら、市場参加者の誰も、他の柔軟性手段なしにバッテリー蓄電だけで風力発電と太陽光発電の低発電期間を完全に補うことができる、あるいは補うべきだと主張していないからだ。.
より現実的な問いは、ガス、貯蔵、輸入、バイオガス、デマンドレスポンス、そして将来的には水素を組み合わせたシステムにおいて、計画されている新規ガス火力発電所の建設のうち、システムの安全性を損なうことなく、長期貯蔵によってどれだけ費用対効果の高い代替が可能か、ということである。そして、まさにこの問いにLCP Deltaは答えている。2ギガワット分の発電量を、同等の安全性を維持しながら、大幅に低いコストで完全に代替できるのだ。.
ドイツ新エネルギー産業協会（BNE）は、ドイツは既に再生可能エネルギー由来の電力約60％と欧州送電網によって、風力発電と太陽光発電の発電量が少ない時期を確実に乗り切っていると強調している。したがって、送電網は単一の発電所に依存する孤立した国家ではなく、ダイナミックで相互接続された欧州システムである。このシステム統合は、多くの議論において過小評価されがちである。.
経済システムの比較：1キロワットあたり31ユーロ対102ユーロ
LCP Delta調査の中核は、両技術の資金調達要件の比較である。このモデルによると、10時間分の蓄電容量を持つ長期蓄電池システムの平均年間資金調達要件は、1キロワットあたり31ユーロである。一方、同等の複合サイクルガスタービン（CCGT）発電所では、1キロワットあたり102ユーロが必要となり、3倍以上となる。.
この劇的な差は単なる偶然の結果ではなく、世界のテクノロジー市場における根本的なコスト構造の変化を反映している。ブルームバーグNEFは、2025年の年次LCOEレポートで、4時間稼働のバッテリー蓄電プロジェクトのベンチマークとなる均等化発電コスト（LCOE）が27%低下し、1メガワット時あたり78ドルになったことを明らかにした。これは、BNEFが2009年にデータ収集を開始して以来の最低水準である。同時に、新規ガス火力発電所のLCOEは、データセンターブームによるタービン需要の急増を背景に、1メガワット時あたり102ドルという過去最高値にまで急上昇した。.
ブルームバーグNEFのデータに基づくVolta Battery Report 2025によると、ターンキー方式の定置型蓄電池システムのコストは2024年から2025年にかけてさらに31%低下し、1キロワット時あたり117ドルに達した。これは2022年以降、約70%の低下となる。中国では、2025年のコストはさらに低く、1キロワット時あたりわずか63ドルで、ヨーロッパの120ドルと比べて低い。この地理的なコストの差は、エネルギー政策の観点から重要であり、ヨーロッパのプロジェクトは高価ではあるものの、すでに競争力があり、その差は縮まっていることを示している。.
ドイツ市場における家庭用エネルギー貯蔵システムの場合、リン酸鉄リチウム（LFP）電池の価格は2022年から2026年の間に1キロワット時あたり850ユーロから約440ユーロに下落した。オーロラ・エナジー・リサーチによると、ヨーロッパにおけるバッテリーの設置容量は2024年から2025年の間に10ギガワット未満から17ギガワット以上に増加し、2030年までに80ギガワット以上にさらに増加すると予測されており、ドイツはヨーロッパをリードする存在とみなされている。.
したがって、バッテリーのコスト優位性は、過渡期の一断面ではなく、構造的な傾向の表れである。中国の電池生産における過剰生産能力、メーカー間の競争激化、コスト効率の高いLFP化学の採用、そしてシステム設計の継続的な改善が、価格を容赦なく押し下げている。一方、ガス火力発電所は、同様の学習曲線による恩恵を受けていない。タービンの供給網の逼迫、原材料価格の変動、そしてエネルギー部門からの構造的に高い需要により、新規のガス火力発電所は構造的にコストが高くなる。.
システムコストと消費者節約：1億6600万ユーロの方程式
LCP Deltaの試算によると、計画されているガス火力発電所の発電容量のうち、わずか2ギガワット分を同等の長期蓄電池に置き換えるだけで、年間最大1億6600万ユーロの補助金を削減できる可能性がある。しかも、電力供給の安定性は変わらない。この削減分は最終的に電力消費者の利益となる。なぜなら、容量メカニズムは常に送電網利用料や課徴金という形で最終消費者にコストを転嫁するからである。.
さらに印象的なのは、プロジェクトのライフサイクル全体にわたる累積的なシステムコスト削減効果です。100メガワットのバッテリー蓄電プラント1基で、燃料費、CO₂排出量、輸入コストの削減により、2031年から2050年の間に約2億7000万ユーロの正味システムコスト削減が実現します。同等のガス火力発電所では、同じ期間にわずか7000万ユーロのシステムコスト削減しか実現できず、3分の1以下です。この差は、バッテリーの初期投資コストが低いだけでなく、稼働率が高いことにも起因しています。ガス火力発電所とは異なり、バッテリー蓄電システムは年間を通して様々な市場サービスを提供できるため、より高い収益を生み出すことができます。.
大手蓄電池企業が委託したフロンティア・エコノミクスによる2024年の調査によると、ドイツにおける大規模蓄電池の拡張による経済効果は、2050年までに少なくとも120億ユーロに達すると推定されている。大規模蓄電池は、電力の卸売価格を平均で1メガワット時あたり約1ユーロ削減する。2030年だけでも、大規模蓄電池は620万トンのCO₂排出量削減に貢献する可能性がある。同時に、9ギガワットの蓄電容量は、新たなガス火力発電所の必要性を9ギガワット削減し、結果として18基の発電所の建設を回避することになる。.
これらの数値は、計画されている補助金との関連で評価する必要がある。グリーン・プラネット・エナジーと生態社会市場経済フォーラムの分析によると、ドイツ連邦経済エネルギー省（BMWi）は、12.5ギガワットの調整可能な発電設備容量に対して最大155億ユーロの補助金を計画しており、その大部分は新規ガス火力発電所に割り当てられている。新たに建設される水素対応ガス火力発電所に対する年間補助金の必要額は、1メガワットあたり最大144万ユーロに達する可能性がある。こうした政府支出と比較すると、長期貯蔵によって得られる節約は、わずかな最適化ではなく、政治的に重要な要因であるように思われる。.
技術的等価性：バッテリーはいつガス発電所と同等の価値を持つのか？
LCP Delta研究における中心的な技術的課題は、供給の安定性を損なうことなく、1ギガワットのガス火力発電所の発電容量を代替するには、どれだけのバッテリー容量が必要か、という点である。この問いに対する答えは複雑であり、蓄電期間によって異なる。.
ガス火力発電所の稼働率を94%、蓄電池の稼働率を98%と仮定すると、短時間の蓄電期間における代替比率は1より大きくなります。つまり、代替対象となるガス火力発電所の容量よりも多くの蓄電池容量が必要となるということです。この比率が1:1に近づくのは、蓄電期間が16時間を超える場合のみであり、20時間の蓄電期間では、蓄電池の稼働率の高さがガス火力発電所の容量を上回るため、比率はわずかに1:1を下回ります。これは、発電所戦略における10時間という基準は、供給の安定性という観点からは重要な閾値ではあるものの、決定的なものではないことを意味します。16時間から20時間の蓄電期間があれば、実際には、設置ギガワット当たりの安定性をガス火力発電所よりも高めることが可能になるでしょう。.
2026年3月の調査で、Themaのアナリストはより慎重な姿勢を示している。彼らは、蓄電池だけでは2035年までにガス火力発電所を完全に代替することはできず、調整可能な発電設備がなければ系統の安定性は保証できないと想定している。彼らは、蓄電池の容量が70ギガワットを超えて拡大しても、供給の安定性には追加的な影響はないと主張している。しかし、同じ調査では、蓄電池の容量が90ギガワットになれば、ガス消費量を14テラワット時削減し、価格ピークの回数を大幅に減らすことができると示しており、完全な代替は不可能であっても、相当な緩和機能を発揮するとしている。.
バッテリーの多機能性は極めて重要です。ガス火力発電所は主に発電機として機能するのに対し、バッテリー蓄電システムは、電力市場、需給調整市場、系統安定化装置、補助サービスプロバイダーとして同時に参加できます。この収益の多様化により、バッテリー蓄電システムは、電力価格が低いと採算が合わなくなり、補助金なしではほとんど建設されないガス火力発電所よりも経済的に強固なものとなります。ドイツエネルギー・水道産業協会（BDEW）はこの点を認識しており、2028年以降、技術中立的な容量市場において、ガス火力発電所、大規模バッテリー蓄電、需要側柔軟性といったすべての選択肢が平等に競争できることを明確に要求しています。.
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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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送電網接続のジレンマ：理想と現実の衝突
長期蓄電を支持する経済的な計算は説得力があるかもしれないが、深刻な運用上の問題、すなわち送電網への接続が未解決のまま残っている。Fieldfisher社による2026年までの欧州蓄電池市場の分析によると、欧州の主要11市場のうち9市場ですでに送電網の過負荷状態に直面している。特にドイツでは状況が深刻で、2025年初頭には送電系統運用者が合計226ギガワットという驚異的な新規送電網接続申請を受け取ったが、これは利用可能な容量をはるかに上回る数字である。ある送電系統運用者は、2029年までこれ以上の容量は確保できないと明言している。.
この構造的な過負荷は、蓄電池とガス火力発電所に等しく影響を及ぼしますが、政治的な議論への影響は非対称です。ガス火力発電所は、よく知られ実績のある技術であるため、許認可プロセスに慣れており、その立地は既存の発電所の敷地内に計画されることが多いため、官僚的な障害が軽減されます。Volta Battery Report 2025 は、送電網への接続待ちリストが長いため、ドイツが特に問題のある市場であると明確に指摘しています。Fieldfisher の分析は、2030 年までに欧州の蓄電池容量が 6 倍の 100 ギガワット以上に増加するという予測は、送電網の拡張の加速、計画プロセスの簡素化、信頼できる法的枠組みに依存していると警告しています。.
政治的な観点から言えば、たとえ長期蓄電が純粋に技術的・経済的な観点から計画されているガス火力発電所の一部よりも優れた代替手段であったとしても、送電網インフラが決定的なボトルネックとなる可能性がある。容量市場において蓄電池をガス火力発電所の有力な代替手段として位置づけようとする者は、送電網の拡張を加速させるための大規模な政治的圧力を同時にかけなければならない。さもなければ、紙面上の低価格化という約束は、送電網の現実によって阻まれることになるだろう。.
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見過ごされてきた議論としての気候変動対策：CO₂の側面
発電所戦略に関する公共の議論では、供給の安定性が主要な論点となっている。対照的に、気候変動という側面は後景に退いている。これは分析的に近視眼的である。なぜなら、ガス火力発電所の長期的なシステムコストには、CO₂排出量が明確に含まれているからである。.
LCP Deltaによると、100メガワットのバッテリー蓄電システム1基は、ガス火力発電所と比較して、その運用期間中に約0.3百万トンのCO₂削減を実現します。これを2ギガワットに拡大すると、20年間で600万トンのCO₂削減に相当します。GESIドイツが委託し、フラウンホーファー太陽エネルギーシステム研究所（ISE）が実施した調査では、2ギガワット時の容量を持つ大規模バッテリー蓄電システムは、年間最大6万トンのCO₂を削減でき、2035年までに累計で約2000万トン削減できることが判明しました。参考までに、ドイツの総発電量は現在、年間1億7700万トンのCO₂を排出しています。.
したがって、新規ガス火力発電所の社会的コスト計算には、直接的な補助金や継続的な燃料費だけでなく、CO₂排出による社会的コスト（使用するシャドウプライスによって2040年には1トンあたり200ユーロから680ユーロ）も含まれる。こうした気候変動コストを組み込んだ完全なライフサイクル分析を行うと、バッテリーとガスの既に大きなコスト差がさらに拡大し、ガス代替案はガスに対してさらに不利な立場に置かれることになる。ドイツの発電所戦略の現在の入札設計では、こうした外部コストが評価に含まれておらず、これは将来世代を犠牲にして化石燃料技術を政治的に補助することに等しい。.
市場設計が決定する：技術中立性を基準として
重要な政治的問題は、長期蓄電がガス火力発電所と技術的にも経済的にも競争できるかどうかではない。LCP調査でモデル化された範囲では、明らかに競争できる。重要な問題は、ドイツの容量市場の市場設計が、両技術が真に平等な立場で競争できるような構造になるかどうかである。
10ギガワット規模の第1回入札の現行設計では、10時間という長期基準が設けられており、説得力のある技術的根拠を示すことなく、事実上バッテリー蓄電を排除している。省庁自身も、バッテリー蓄電は原理的には10時間基準を満たす可能性があることを認めている。問題は物理的な制約ではなく、入札条件を適切に策定する政治的意思の欠如にある。その結果、技術的に偏った市場設計となり、バッテリーのコスト優位性が体系的に排除され、消費者と納税者に二重の負担を強いることになる。一つはガス火力発電所への過剰な補助金、もう一つはシステム全体のコスト削減機会の逸失である。.
ライヒ連邦経済大臣は、この合意を「ドイツの電力供給の安定に向けた決定的な一歩」と評し、「将来の安定した電力供給の基盤」の構築を強調した。しかし、彼女が言及しなかったのは、長期基準をバッテリー蓄電システムを大多数の入札から除外する形で定義したことは、技術的な必要性ではなく、政治的な選択であるということだ。これは、より安価で環境に優しい代替技術を犠牲にして、確立された技術を優遇するものである。.
ドイツが2027年と2028年に計画している容量市場は、明確に技術中立となるように設計されている。その時点では、長期貯蔵施設とガス火力発電所が直接競合することになるが、入手可能なコストデータに基づくと、この競争の結果はガス火力発電所にとって不愉快な驚きとなる可能性が高い。.
研究の限界と必要な区別
LCP-Deltaの結果を公平に分析するには、方法論上の限界と未解決の問題点を批判的に検討する必要がある。まず、この研究では、計画されている総容量12ギガワットのうち、2ギガワットのガスを長期貯蔵に置き換えるという、管理可能な範囲のシナリオをモデル化している。システムセキュリティに関する記述は、この特定の混合シナリオに適用されるものであり、すべてのガス火力発電所を完全に代替する場合に適用されるものではない。この研究を根拠に、新規ガス火力発電所の建設を完全に放棄しようとする者は、その結論を過度に拡大解釈していると言える。.
第二に、使用されているコストデータは、Field Energy社の実際のプロジェクトコストに基づいています。これらは現実のものであり、仮説に基づくものではありませんが、特定の企業向けに調整されたものです。他の開発業者が同様の条件下で建設できるかどうかは記録されていません。多様な市場平均を考慮すると、バッテリーのコスト優位性は部分的に相殺される可能性があります。.
第三に、風力発電や太陽光発電が数週間も低調な時期など、長期間にわたる極端な条件下での蓄電池システムの技術的な可用性は、実際の環境下ではまだ十分に検証されていません。想定される98%の可用性は理論的には妥当ですが、ドイツの気候条件下におけるギガワット規模のシステムにとって、経験的に検証された長期的な値とは言えません。.
第四に、水素利用能力の問題が残る。現在天然ガスを燃料とするガス火力発電所は、2035年までにグリーン水素への転換が進む予定である。これにより、化石燃料による短期的な供給安定性と、中期的な水素インフラ整備という二重の機能が実現する。このような体系的な選択肢は、少なくともこの形態では、蓄電池には適用できない。ドイツにおける水素経済の拡大を優先事項と考える人々は、単なるコスト比較にとどまらない、ガス火力発電所を支持する正当な根拠を持っている。.
第五に、欧州の相互接続性を考慮に入れる必要がある。緊密にネットワーク化された欧州市場におけるドイツの電力システムは、風力発電や太陽光発電の出力が低い時期には、フランス（原子力）、スカンジナビア諸国（水力）、あるいはその他の国々からの輸入に頼ることができる。こうしたシステムオプションは、国内における調整可能な発電容量の必要性を低減させる。これは蓄電池やガス火力発電所にも同様に当てはまるが、発電容量目標を設定する際には考慮に入れなければならない。.
国際比較の視点：ドイツはイギリスから何を学ぶことができるのか？
英国のエネルギー政策を考察すると、参考になる比較ができます。LCP Deltaは政府向け報告書の中で、英国の電力システムを分析し、長期蓄電池容量は2023年の3ギガワットから2030年までに5～8ギガワット、28ギガワット時から81～99ギガワット時に増加する必要があると結論付けました。これに対し、英国のDESNZは、長期蓄電のためのいわゆる「上限と下限」メカニズムを開発しました。これは、最低限の収益を保証し利益を制限するセーフガードであり、恒久的な政府補助金を必要とせずに民間資本を動員します。.
この英国のアプローチは、単純な量入札に依存するドイツの容量メカニズムよりも洗練された市場設計である。上限・下限モデルにより、投資家は市場価格の不確実性による影響を全面的に受けることなく長期的な計画を立てることができ、同時に政府にはコストの上限が設定される。英国が現在、大規模蓄電池市場において欧州有数の地位を占めているのは、決して偶然ではない。.
ドイツはこのモデルから学ぶべき点がある。既存の入札をガスのみに限定し、2028年以降は長期貯蔵施設のみが容量市場に平等に参加できるようにするのではなく、同様の収益保証要素を備えた、技術中立的な加速型容量メカニズムの方が経済的に合理的な手段となるだろう。消費者のコストは削減され、CO₂排出量も減少し、国際ガス市場への依存度も低下する。.
地政学的側面：ガス価格、供給リスク、戦略的自律性
地政学的リスク構造を考慮せずに経済分析を行うのは不完全である。ガス火力発電所は恒常的に燃料輸入に依存している。ロシアによるウクライナ侵略戦争以前、ドイツはガス需要の約55％をロシアから輸入していた。供給停止後、供給源は多様化されたものの、ノルウェー、米国、湾岸諸国からの液化天然ガス（LNG）およびパイプラインガスへの構造的な依存は依然として残っている。.
新たに建設されるガス火力発電所はどれも、この戦略的な依存を少なくとも20～30年間延長することになる。EU排出量取引制度（EU ETS）におけるCO₂価格の上昇、不安定なガス市場、そして将来起こりうる供給途絶の可能性を考えると、これらの発電所の運営は、大きなリスクを伴う長期的な経済的変動となる。フラウンホーファーISEによれば、悲観的なシナリオでは、新しい複合サイクルガスタービン（CCGT）発電所の燃料費は1キロワット時あたり30セントを超える可能性がある。このようなシナリオでは、蓄電池による経済的メリットが現在のモデルよりもさらに大きくなるだけでなく、ガス火力発電所への補助金の必要性も劇的に増加するだろう。.
対照的に、蓄電池システムは初期投資後、燃料費が一切かかりません。リチウム、コバルト、マンガンといった原材料への依存は、運転ではなく電池の製造に関わるものです。また、これらのサプライチェーンは、特に電池製造における中国の市場支配力によって、地政学的なリスクを抱えていますが、構造的に異なります。蓄電池システムは購入後は運転コストがかかりませんが、ガス火力発電所は生涯にわたって運転コストがかかりません。.
数字が要求するもの、そして政治が負うべきもの
LCP Deltaの調査は、意図的に限定的ではあるものの、明確な結果を示している。10時間以上の容量を持つ長期蓄電池システムは、ドイツで計画されているガス火力発電所の発電容量のうち少なくとも2ギガワット分を代替でき、供給の安定性は同等で、年間最大1億6600万ユーロの補助金削減が見込める。100MWの発電所1基の長期的なシステムコスト削減額は、同等のガス火力発電所のコスト削減額のほぼ4倍に達する。.
この結果は、ブルームバーグNEF、フロンティア・エコノミクス、フラウンホーファーISE、オーロラ・エネルギー・リサーチ、BNEといった幅広い独立系研究機関の分析結果と一致している。これらの機関はいずれも、バッテリー蓄電の費用対効果の向上とシステム上の重要性の高まりに関して、同様の構造的結論に達している。経済界のコンセンサスは、政治的な議論が示唆するよりも明確である。.
したがって、ドイツのエネルギー政策における真の課題は技術的なものではなく、それは既に解決済みである。課題は政治的なものであり、より安価で、より環境に優しく、戦略的に自立性の高い技術が実際に競争できるような形で、容量市場の入札プロセスを設計することである。バッテリー貯蔵を事実上排除する10ギガワットという長期基準は、供給の安定性を確保するための措置ではなく、技術的優遇という政治的な行為である。そして、この行為の代償は、今後数十年にわたり、消費者、納税者、そして気候が支払うことになるだろう。.
ガス火力発電所、長期蓄電、デマンドレスポンス、そして将来的にはグリーン水素が対等に競争できる、技術中立的な容量市場は、エネルギー転換運動のイデオロギー的な要求ではない。それは、コスト比率が根本的に変化した市場における経済合理性の結果である。ドイツには必要な技術がある。今必要なのは、それらの技術が優位に立てるよう市場を形成する政治的意思である。.
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