ドイツのエネルギー転換を現実的に検証する：バッテリーとガス火力発電所がなぜ共存すべきなのか

電力不足の解消：バッテリーと発電所の理想的な連携とは

水素の罠か、それとも真の救済か？ドイツの新型ガス火力発電所の真実

ドイツのエネルギー転換は重要な転換点を迎えているが、誤った二者択一の議論に陥る危険性がある。一方には、排出ガスゼロの救世主として大規模な蓄電池システムを提唱する人々がおり、他方には、従来型の調整可能なガス火力発電所を支持する人々がいる。しかし、これら二つの技術を対立させる人々は、将来の電力の安定性と価格の手頃さを危うくする恐れがある。蓄電池は電力網における日々の短期的な柔軟性の基盤となる一方、発電所は、風力発電や太陽光発電が数週間も低迷する事態に備え、めったに利用されないものの経済的に不可欠な安全策として残っている。最近ブリュッセルで承認された数十億ユーロ規模の容量市場により、ドイツの電力市場の構造は根本的に再構築されつつある。したがって、真の課題は「蓄電池か発電所か」ではない。それは、両者のインテリジェントでデジタル制御された相互作用、そして水素、スマート電力料金、欧州の連帯が、冬の停電をどのように防ぐかという問題なのである。.

貯蔵施設だけ、あるいは発電所だけを要求する人々は、気候中立なシステムを構築しているのではなく、むしろ次の供給不足を生み出しているのだ。

誤った二者択一の議論

ドイツのエネルギー論争は、しばしば蓄電池とガス火力発電所の競争として捉えられがちだ。一方には、現代的で排出ガスがなく、迅速に拡張可能な技術として蓄電池システムがある。他方には、電力不足に対する不可欠な安全策として支持者が考える、調整可能な発電所があり、批判者はこれを化石燃料への逆戻りとみなしている。この対比は政治的には魅力的だが、エネルギー経済学の観点からは誤解を招く。蓄電池とガス火力発電所は、同じシステム内で異なる問題に対処している。両者を対立させる人々は、短期的な柔軟性と長期的な供給の安定性を混同している。.

蓄電池は、電力を数分から数時間単位でシフトする必要がある場合に特に威力を発揮します。太陽光発電を正午から夕方にかけて送電したり、短時間のピーク負荷をカバーしたり、周波数変動を補償したり、再生可能エネルギーの余剰分を吸収したりすることができます。一方、柔軟性の高い発電所は、電力不足が続き、蓄電レベルが低下し、高負荷が同時に発生する場合に特に価値を発揮します。その重要な役割は、できるだけ多くのキロワット時を発電することではなく、いくつかの重要な状況において確実に電力を供給できることにあります。.

したがって、重要な経済的問題は、どの技術が根本的に優れているかということではありません。重要なのは、再生可能エネルギー、電力網、蓄電池、柔軟な需要、欧州からの輸入、そして調整可能な発電所のどの組み合わせが、最も低い総コストで望ましい供給の安定性を提供できるかということです。保証された容量が不十分なシステムは、供給不足、極端な価格、そして緊急の政治的措置のリスクを伴います。一方、容量に対する過剰な補助金制度は、消費者に不必要な負担をかけ、蓄電と柔軟性への投資意欲を弱めます。経済的に健全な道は、これら二つの落とし穴の中間にあるのです。.

ブリュッセルが実際に承認したもの

欧州委員会によるドイツの容量メカニズムの承認は、電力市場の構造における根本的な転換点となる。2031年以降、市場参加者は発電量と系統サービスに対してのみ報酬を受け取るのではなく、必要な時に保証された容量を確保したことに対しても報酬を受け取ることができるようになる。承認された枠組みの総コストは156億ユーロから352億ユーロと推定されている。オークションの結果次第ではあるが、2031年の年間コストは約10億ユーロから30億ユーロ、それ以降2045年までは年間約9億ユーロから23億ユーロになると見込まれている。.

ドイツがガス火力発電所に350億ユーロの補助金を出しているという、よく使われる簡略化された表現は不正確です。承認された仕組みは、基本的に様々な技術に対応可能です。新規および既存の発電設備に加え、蓄電設備、制御可能な消費者、そして将来的には国境を越えた発電設備も参加できます。契約期間は最長15年です。実際の費用は、入札量、入札額、資金調達コスト、そして落札した発電所の市場収益によって決まります。.

同時に、新規ガス火力発電所の重要性を軽視するのは早計だろう。最初の入札は主に、数日間続く風力・太陽光発電出力の低下期間中も継続的に電力を供給できる長期的な発電容量を対象としている。蓄電池は、十分な蓄電容量があれば技術的にはこの要件を満たすことができる。しかし、経済的な観点から見ると、稀な事象に対する非常に長い放電時間を持つ蓄電池は、燃料を別途貯蔵し、必要な時だけ使用する発電所よりも、現状では高価になることが多い。したがって、ガス火力発電所が初期契約のかなりの部分を獲得する可能性が高い。.

公共評価においては、発電量と仕事量の区別が極めて重要となる。1ギガワットの発電能力を持つ発電所は常時稼働しているものの、実際に発電するのは年間数日に過ぎない場合もある。その気候変動への影響は、規模だけでなく、使用燃料、効率、稼働時間、そして気候変動に中立なエネルギー源への移行時期によっても左右される。低出力で稼働する大規模な発電所群は、残余負荷を賄うために定期的に稼働する小規模な発電所群よりも、二酸化炭素排出量を少なくすることができる。.

したがって、この容量メカニズムは、単なるガス火力発電所への補助金ではなく、技術的な影響を伴わない中立的な行政措置でもない。これは電力システムのための新たな保険モデルである。その質は、過剰な設備投資を恒久的に助成したり、イノベーションを阻害したりすることなく、十分な安全性を確保できるかどうかによって評価されるだろう。.

電化は年間消費量だけでなく、それ以上のものを変える。

ドイツの電力需要は、輸送、建物、産業、デジタルインフラの電化に伴い、大幅に増加する見込みです。電気自動車はガソリン車やディーゼル車に取って代わり、ヒートポンプは石油・ガス暖房システムに取って代わり、電気炉や電解槽は産業プロセスを変革し、データセンターは高い可用性が求められる大規模な追加負荷を生み出しています。この増加はエネルギー転換と矛盾するものではありません。再生可能エネルギー源からの電力が他の分野で化石燃料に取って代わるため、これは脱炭素化にとって極めて重要なメカニズムとなります。.

電気を利用したエネルギー利用は、化石燃料を利用したエネルギー利用よりも効率的な場合が多い。ヒートポンプは、電気エネルギーを変換するだけでなく、周囲の熱も利用して熱を発生させる。電気モーターは、内燃機関よりもはるかに効率的にエネルギーを運動エネルギーに変換する。そのため、電力消費量は増加する一方で、最終的なエネルギー消費量は減少する可能性がある。賢明な目標は、可能な限り低い電力消費量を達成することではなく、熱、移動手段、工業生産、デジタルサービスを、最も費用対効果が高く、排出量の少ない方法で提供することである。.

しかし、計画策定においては、年間電力量だけを見るだけでは不十分です。重要なのは、電力がいつ、どこで必要とされるかということです。夕方に数百万台の電気自動車が充電され、寒波の間はヒートポンプが同時に稼働し、工場が生産量を増やすと、ピーク負荷は急激に上昇する可能性があります。送電網と保証容量は、年間平均ではなく、ピーク時間帯に合わせて設計されなければなりません。.

したがって、長期的な電力網計画では、シナリオに応じて総電力消費量が大幅に増加すると想定されています。その範囲が広いのは、産業発展、水素製造、建物の改修、電気自動車の普及、エネルギー効率、そして変革の速度に関する想定に基づいているためです。この不確実性こそが、画一的な予測に固執する根拠となります。ドイツには、複数の想定される発展経路に対応できる強固なインフラが必要です。.

調整が不十分な電化は、発電所、蓄電施設、送電網への需要を不必要に増加させる。一方、インテリジェントに制御された電化は、それ自体が柔軟性の源泉となり得る。車両、蓄熱システム、産業プロセス、および特定のコンピューティング負荷は、移動性、快適性、生産性が損なわれない限り、電力消費量を時間とともにシフトさせることができる。したがって、電化の経済的価値は、その制御可能性にますます依存するようになる。.

柔軟性を実現するには、自動化が必要であり、犠牲を払う必要はない。

エネルギー消費の柔軟性というと、家庭が風力や太陽光に合わせて生活を組み立てるべきだというイメージがつきまとうことがある。しかし、このモデルは魅力的でもなければ、広く普及させるのにも適さない。柔軟性はバックグラウンドで機能するべきである。ドライバーは、車両をいつ、どのくらいの航続距離で準備しておく必要があるかを指定できるべきだ。そして、エネルギー管理システムが充電プロセスを最適化し、居住者は希望する室温を設定する。ヒートポンプ、建物の蓄熱体、蓄熱システムが、設定された快適範囲内で運転を調整する。.

この仕組みを実現するには、ドイツはスマートメーターシステム、安全な通信チャネル、相互運用可能な機器、そして透明性の高い料金体系を必要としています。2025年以降、電力供給事業者は変動料金制の提供が義務付けられています。しかし、こうした商品が存在するだけでは、システム全体の柔軟性は生まれません。スマートメーター、自動制御、そして分かりやすい契約条件がなければ、変動料金制は特定の顧客層向けのニッチ市場にとどまるでしょう。.

時間によって価格が変動することは、電力の供給が不足している時期や豊富な時期を示しています。例えば、日中に太陽光発電による電力が豊富であれば、晴れた夏の朝に家庭用蓄電システムを電力網から充電する必要はありません。同様に、電気自動車も、翌朝まで使用しないのであれば、夕方のピーク時に充電する必要はありません。自動システムを使えば、ユーザーが市場価格を常に監視する必要なく、こうした調整を行うことができます。.

しかし、タイミング信号だけでは十分ではありません。地域送電網が過負荷状態であっても、全国的に電気料金が安くなる場合があります。例えば、1キロワット時あたりの消費量が増えると、ドイツ北部では風力発電の利用が促進される一方で、ドイツ南部の送電網のボトルネック地域では送電網への負荷が増大する可能性があります。場所によって変動する送電網料金、柔軟な送電網接続契約、あるいは地域ごとのインセンティブなどを活用することで、蓄電設備、電解槽、制御可能な負荷が、システムにとって最大の利益を生み出す場所で稼働するように促すことができます。.

社会的な側面を軽視してはならない。電気自動車、ヒートポンプ、家庭用蓄電システムの所有者は、賃貸住宅の居住者や、制御可能な大規模エネルギー消費設備を持たない低所得世帯よりも、価格シグナルに強く反応する可能性がある。柔軟性に欠ける顧客に一方的に負担を強いる料金体系改革は、国民の支持を得られないだろう。公平な枠組みは、柔軟性を奨励する一方で、反応できない、あるいは意識的に価格の安定性を好む消費者に対して、予測可能な価格設定を維持すべきである。.

バッテリーが日々の精密作業を担う。

蓄電池システムは、頻繁に発生し、かつ短時間で対応が必要な作業に特に適しています。周波数変動にミリ秒単位で反応し、太陽光発電を夕方の時間帯にシフトさせ、ピーク負荷を軽減し、地域電力網を安定させます。モジュール設計のため、一般住宅、商業ビル、工場、変電所、大規模蓄電施設など、様々な場所に設置可能です。建設期間も、火力発電所に比べて大幅に短縮できます。.

2025年末時点で、ドイツには200万台以上の蓄電池システムがあり、総利用可能蓄電容量は約24～25.5ギガワット時でした。その大部分は、太陽光発電設備と組み合わせた住宅用蓄電システムで構成されていました。大規模蓄電池は急速に普及しましたが、総エネルギー容量で見ると依然として比較的小さな割合を占めるに過ぎません。これらの数字は、この技術の強みと限界も浮き彫りにしています。設置容量は大きいかもしれませんが、蓄えられたエネルギー量だけでは、長期にわたるエネルギー不足を乗り切るには必ずしも十分ではありません。.

簡単な例を挙げると、その違いがよくわかります。1ギガワットの電力容量と2ギガワット時のエネルギー貯蔵システムであれば、理論上は2時間フルパワーで電力を供給できます。その後は再充電が必要です。これは、夕方のピーク時の電力需要に対応する上で非常に有効です。しかし、同じ貯蔵システムでは、風力発電や太陽光発電の発電量が少ない3日間を単独で乗り切ることはできません。放電時間を長くするには、追加のバッテリー容量が必要となり、たとえフル活用されることが稀であっても、その費用は発生してしまいます。.

しかしながら、蓄電池は従来の発電所の需要と稼働時間を削減します。蓄電池は、発電所が短時間のピーク負荷時のみに起動する必要性をなくし、本来であれば抑制されるはずの電力を吸収し、急激な負荷変動を平滑化します。また、蓄電池システムは、火力発電所が稼働するまでの時間をつなぐ役割も果たします。ハイブリッドシステムでは、蓄電池が迅速な制御タスクを引き継ぎ、発電所はより効率的に、かつ摩耗を抑えて運転することができます。.

しかし、蓄電容量が拡大するにつれて、ビジネスモデルは変化します。初期の蓄電システムは、日中の安い時間帯と夕方の高い時間帯の価格差から利益を得ていました。しかし、多数のバッテリーが同時に充放電を行うようになると、まさにこの価格差が縮小します。これはシステム全体と消費者にとってはプラスですが、新規プロジェクトの収益を低下させます。したがって、将来の蓄電システムは、エネルギー取引、電力調整、送電網サービス、ピーク負荷管理、そして将来的には容量料金など、複数の収益源を組み合わせる必要が出てくるでしょう。.

膨大な数の系統接続申請は、実際の拡張規模と混同すべきではありません。2025年には、数百ギガワットの蓄電容量に対する申請が提出されました。しかし、実際に資金調達、承認、建設されるのはそのごく一部に過ぎません。多数の申請、未成熟なプロジェクト、投機的に確保された系統接続ポイントなどが、実態を歪めています。エネルギー転換において重要なのは、仮想的なプロジェクトパイプラインではなく、実際に設置され、系統に供給される容量なのです。.

この暗い停滞期は、主にエネルギー問題に起因する。

「暗黒の停滞期」とは、風力発電と太陽光発電が同時に最小限の貢献しかできない期間を指します。この用語は一般的に使われることが多いですが、その影響は期間、季節、気温、地理的範囲、電力需要、輸入の可能性などによって大きく異なります。夏の無風の夜は、エネルギー経済の観点から見ると、ヨーロッパの大部分で寒く曇りがちで無風の冬の1週間とは全く異なります。.

数時間程度の電力不足であれば、蓄電池、揚水発電、柔軟な需要調整、電力輸入によって不足分の大部分を補うことができる。しかし、この状況が続く場合、ボトルネックとなるのは放電容量ではなく、利用可能なエネルギー量である。蓄電池は、特に重要な時間帯のために残りの容量を確保しておくことができる。ただし、十分な再生可能エネルギー発電がない場合、蓄電池を充電するには別の電源が必要となる。.

したがって、設置容量（ギガワット）だけを比較するだけでは不十分です。ガス火力発電所と4時間蓄電池は、公称出力が同じであっても、数日間にわたる電力不足時に同じ量のエネルギーを供給できるとは限りません。容量市場は、さまざまな技術の信頼性の高い貢献度を現実的に評価する必要があります。蓄電システムは、放電時間、充電状態、および数時間連続して電力不足が発生する確率に応じて割引を受ける必要があります。.

ガス火力発電所であっても、自動的に完全に安全というわけではありません。燃料、機能するガスまたは水素ネットワーク、有資格者、予備部品、送電網への接続、そして十分な堅牢性を備えたバックアップシステムが必要です。ロシアによるウクライナ侵攻後のエネルギー危機は、天然ガス供給が地政学的リスクを伴うことを示しました。発電所の信頼性は、燃料とインフラ全体のサプライチェーンの信頼性によって決まります。.

したがって、供給の安定性を確保するには確率論的なアプローチが必要となる。あらゆる想定される極端な状況をドイツ国内の設備だけで賄う必要はない。同時​​に、輸入物資、バッテリー、ガスがあらゆる状況で無制限に供給されると想定して計画を立てることはできない。堅牢な戦略とは、故障リスクが可能な限り相関性の低い様々な資源を組み合わせることである。.

ピーク負荷の削減は有益だが、無制限ではない。

柔軟な電力消費機器と蓄電池は、同時最大電力需要を大幅に削減できます。これは経済的に特に価値があります。なぜなら、年間ピーク負荷を賄うために必要な最後のギガワットはめったに必要とされないにもかかわらず、資金調達が必要となるからです。ピーク負荷を恒久的に回避できれば、発電設備、送電網、予備力への投資を節約できます。.

しかし、達成可能な潜在能力は固定された量ではありません。消費構成、蓄電期間、天候、市場ルール、ユーザーニーズによって異なります。電気自動車は充電を延期できますが、無期限に延期できるわけではありません。蓄熱システムは暖房システムの負荷を一時的に軽減できますが、建物は依然として冷えていきます。産業企業は、技術的および契約上の制約の範囲内でのみプロセスを中断できます。バッテリーは、不足期の前に十分に充電されていなければ役に立ちません。.

したがって、計画においては、相反する2つの誤解を避ける必要がある。1つ目は、電力消費量の増加1キロワット時ごとに、ピーク負荷が比例的に増加すると考えることである。これはデジタル制御の可能性を無視している。2つ目は、危機時に柔軟な負荷が永久に消滅するという思い込みである。実際には、柔軟性によって保証された容量の必要性を大幅に減らすことはできるが、完全に代替することはできない。.

連邦ネットワーク庁の電力供給セキュリティ監視は、この課題の規模を如実に示している。再生可能エネルギー、送電網、需要、および柔軟性の発展状況によっては、2035年までに約22～36ギガワットの追加的な制御可能な容量が必要になる可能性がある。これらの数値は、廃止措置前の総増設容量を表している。この幅の広さは分析の弱点ではなく、むしろ現実の不確実性を反映している。また、送電網開発、再生可能エネルギー、および需要の柔軟性の遅れがいかに大きなコストにつながるかを示している。.

ガス火力発電所は、めったに使われない保険のようなものになりつつある。

柔軟性の高いガス火力発電所の経済的な利点は、キロワット当たりの投資額が比較的低いこと、制御性が高いこと、そして発電所とは別に大量のエネルギーを燃料として貯蔵できることにある。そのため、風力発電、太陽光発電、蓄電、負荷シフト、輸入電力などを差し引いた後の残余負荷を賄うのに適している。.

発電所の種類によって、果たすべき役割は異なります。開放型ガスタービンは起動が速く、初期投資コストも比較的低く抑えられます。効率は低いものの、使用頻度が低い場合はそれほど問題になりません。複合サイクルガスタービン（CCGT）発電所は高価ですが、燃料効率が高く、長時間運転に適しています。ガスエンジン発電所や最新の熱電併給（CHP）発電所は分散型で設置でき、特に柔軟性に優れています。.

しかし、稼働率が低いと資金調達に問題が生じる。電力不足のわずか数時間しか必要とされない発電所は、通常の電力市場では固定費を賄うのに十分な収益を上げられない可能性がある。エネルギーのみを扱う市場では、投資額のかなりの部分を、稀に発生する非常に高い価格によって借り換えなければならないだろう。これは理論的には可能だが、実際には高い政治的・規制的リスクを伴う。極端な価格が発生した場合、政府は価格上限を変更したり、遡及的に特別課税を導入したりして介入する可能性がある。.

容量料金制度は、こうしたリスクの一部を投資家から電力消費者に移転する。これにより、資金調達コストを削減し、建設決定を加速させることができる。しかしながら、非効率な発電所を人為的に市場に留め置いたり、過剰な量を調達したり、新技術を不利な立場に置いたりするリスクも伴う。したがって、ガス火力発電所は特権的なインフラとしてではなく、競争的な信頼性市場の参加者として扱われるべきである。.

契約には明確な供給能力要件を盛り込む必要がある。保証された供給能力に対して料金を支払う者は、供給不足時に供給能力を発揮しなければならず、さもなければ重大な罰則が科せられる。さらに、排出量制限、技術アップグレード要件、検証可能な中間目標も必要である。供給能力に対する支払いは、稼働時間や燃料販売を保証するものであってはならない。支払いは、供給能力を提供する能力に対するものであり、化石燃料による発電の権利に対するものであってはならない。.

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水素技術は、単なるマーケティング戦略であってはならない。

新規のガス火力発電所は、長期的には水素またはその他の気候中立燃料に転換される予定である。この視点は、追加発電容量が気候中立の目標と両立することを確実にするために必要である。しかし、「水素対応」という用語は曖昧である。それは、発電所が既に高比率の水素を燃焼できることを意味する場合もあれば、将来的に技術的な転換が計画されていることを意味する場合もあり、あるいは単にそのような転換を行うのに十分な敷地があることを意味する場合もある。.

技術的な転換は課題の一部に過ぎません。気候中立な水素の入手可能性、輸送インフラ、貯蔵、安全要件、そして経済的実現可能性も重要な要素となります。水素ネットワークに接続されていない水素対応発電所は、脱炭素化のための選択肢の一つに過ぎません。したがって、契約には具体的な技術基準、期限、そして不履行の場合の罰則を盛り込むべきです。.

水素を電気に再変換する際には、大きな変換損失が発生します。まず電気を使って水素を生成し、次にガスを圧縮、輸送、または貯蔵し、最後に再び電気に変換する必要があります。全体的な効率は、バッテリーによる直接的な中間貯蔵に比べてかなり低くなります。しかし、これは水素が不向きであることを意味するものではありません。バッテリーは効率的ですが、数週間または数シーズンにわたって大量のエネルギーを貯蔵するにはコストがかかります。効率は低いものの、水素はまれに発生する長期にわたるエネルギー不足の期間において、経済的に実現可能な選択肢となり得ます。.

もう一つのボトルネックは、気候変動に影響を与えない水素をめぐる競争である。鉄鋼業、化学工業、海運業、そして航空業界の一部は、直接電化することが難しいプロセスに必要な分子を必要としている。そのため、発電所は限られた量の水素をめぐって産業用途と競合する可能性がある。ドイツは、安価なグリーン水素が無制限に入手できるという時期尚早な前提に基づいてバックアップ戦略を策定すべきではない。.

段階的なアプローチは理にかなっている。新規発電所は技術的に適応性があり、適切な場所に建設され、拘束力のある脱炭素化経路を備えている必要がある。同時に、総排出量と持続可能性への影響が確実に実証できる限り、他の気候中立的な選択肢も排除すべきではない。しかし、技術的な中立性は、天然ガスの継続的な運用を正当化する将来に関する曖昧な約束につながるべきではない。.

分散型システムは、システムの堅牢性を高めることができる。

大規模発電所は、規模の経済性、経験豊富なオペレーター、効率的な送電網接続といった利点を享受できる。しかし、完全に集中型の戦略では、工業団地、地方自治体の公益事業、地域暖房ネットワークにおける機会が活用されないままになってしまう。小型のガスタービン発電所、エンジン式発電所、コージェネレーション発電所は、消費地の近くに建設することができ、地域の送電網を支え、停電などの障害発生時には地域全体の供給に貢献できる。.

熱電併給（CHP）は、発生した熱が実際に効果的に利用される場合にのみ効率的です。発電所は、熱を抽出できるというだけで、経済的にも環境的にも有利になるわけではありません。現代の地域暖房ネットワークは、電力駆動による運転を可能にする必要があります。大型ヒートポンプ、電極ボイラー、産業廃熱、蓄熱システムは、柔軟なCHPと組み合わせることができます。蓄熱システムは、発電のタイミングと熱消費のタイミングを切り離します。.

柔軟性の高いバイオガス発電所は、安定した電力供給にも貢献できる。年間を通して一定の出力で発電するのではなく、バイオガスを貯蔵し、残余負荷が高い時期に選択的に利用することができる。持続可能性には限界があり、土地利用、メタン損失、土地利用の競合といった問題は依然として重要だ。しかし、既存の発電所が系統需要に合わせて常に稼働していれば、貴重な貢献を果たすことができる。.

分散型電源には、アグリゲーター、標準化された通信、そして信頼性の高い計測システムが必要です。数千もの小規模発電所は、稼働状況が検証され、制御システムが安全であれば、集合的に仮想発電所を形成できます。大規模電力会社のみが事前資格審査を管理できる容量市場は、形式的には技術中立的ですが、実際には中央集権化されます。規制は、小規模発電所や複数の発電所を束ねたポートフォリオに対し、現実的な参加機会を提供する必要があります。.

欧州の電力市場はヘッジメカニズムの一部である

ドイツは欧州の電力市場に統合されている。国境を越える送電線により、気候、需要、発電構造が異なる国々との電力融通が可能となっている。スカンジナビアの水力発電、アルプスの貯水施設、フランスの原子力発電、他地域からの再生可能エネルギーの余剰、そして海外の柔軟な電力需要家は、ドイツの電力供給不足を緩和するのに役立つだろう。.

輸入は一般的に、純粋な国内備蓄の必要性を低減させる。すべての国が同時に最大負荷や最小発電量を経験するわけではない。市場規模が大きければ、地域差が緩和され、発電所や蓄電施設をより効率的に活用できる。したがって、国家的な電力自給戦略は、より多くの設備容量とより高いコストを必要とする傾向がある。.

同時に、輸入が無制限に保証されると考えることはできません。寒冷で風のない天候は、複数の国に同時に影響を与える可能性があります。近隣諸国も電化を進めており、従来の発電所を閉鎖したり、自国の送電網のボトルネックに苦慮したりしています。したがって、信頼できる輸入貢献度を評価するには、個々の過去のピーク値に基づくのではなく、欧州の確率モデルを用いる必要があります。.

適切な海外資源に供給能力メカニズムを開放することは経済的に合理的だが、困難を伴う。ドイツは、同時多発的な供給不足時に契約された供給能力が実際に機能すること、そして十分な国境を越えた送電能力が確保されていることを保証しなければならない。各国が最悪のシナリオを独自に想定しようとすると、国内メカニズムは相互にコストがかさむ可能性がある。共通の信頼性基準と欧州全体の協調的な計画策定によって、全体的な需要を削減できるだろう。.

エネルギー市場または容量市場

エネルギーのみを扱う市場では、供給者は販売する電力とシステムサービスに対して収益を得る。希少性は高価格という形で現れる。これらの価格は、発電所、蓄電施設、輸入業者、そして需要を削減する消費者に利益をもたらす。このモデルは、権威者ではなく価格シグナルによって経済的に実行可能な対応が決定されるため、基本的に技術中立である。.

その弱点は、いわゆる「資金不足問題」にある。政治的介入、価格上限設定、そして稀な供給不足は、投資家が十分な収益を期待できない事態を招く可能性がある。たとえ極端な価格設定が許容されたとしても、数時間という不確実な時間に基づいて長期にわたる発電所の資金調達を行うのは高額になる。銀行や株式投資家は高いリスクプレミアムを要求するだろう。.

容量市場は、約束された供給量に対して対価を支払う仕組みです。これにより、収益が安定し、投資リスクが軽減され、スポット市場の極端な変動を抑制できます。同時に、重要な決定権は規制当局に移ります。規制当局は、どれだけの容量を調達すべきかを決定しなければなりません。調達量が多すぎると、消費者は不要な容量に対して何年も料金を支払うことになり、貯蔵や負荷シフトに関する価格シグナルが弱まります。調達量が少なすぎると、供給の安定性という問題が解消されません。.

したがって、最も経済的に健全な解決策は、硬直的な中央計画ではなく、需要分析を定期的に更新する競争メカニズムである。傾斜した需要曲線は、わずかな需要量の変化が極端な価格高騰を引き起こすのを防ぐことができる。契約期間を複数設定することで、既存の設備を不必要に拘束することなく、新規設備の資金調達ニーズに対応できる。既存の発電所、新規建設施設、蓄電施設、柔軟な需要家、そして適切な海外資源は、同等の信頼性基準に基づいて競争すべきである。.

容量料金制度が導入されたとしても、エネルギーのみの市場は依然として重要である。どの発電所が特定の時間帯に使用されるかを決定するのは、この市場の役割であり続ける。価格シグナルは、短期的な供給不足を明確にし、柔軟性を奨励するのに十分な強さを維持しなければならない。容量市場は電力市場を補完するものであり、代替するものではない。.

真の技術的開放性には、異なる基準が必要となる。

入札条件は書類上は中立的に見えるかもしれないが、実際には特定の技術に合わせて調整されることがある。長期間にわたる途切れることのない供給義務は、燃料式発電所に有利に働く。極めて短い応答時間は、蓄電池に有利に働く。高い最低出力は、小規模発電所を排除する。新規建設のみを対象とした長期契約は、需要の柔軟性という点では有利になる場合もあるが、実際には不利になる可能性がある。.

したがって、目標は形式的な平等な扱いではなく、技術を包括した比較可能性であるべきである。バッテリーには、放電時間と充電状態に基づいた現実的な減算が必要である。柔軟な電力消費者には、主張されている負荷削減を実際に測定できるように、検証可能な基準値が必要である。発電所は、燃料の安定性と技術的な可用性を実証しなければならない。海外の発電設備には、希少性と送電網の可用性の両方を考慮したルールが必要である。.

ハイブリッドコンセプトは特に価値が高い。ガス火力発電所の隣に設置されたバッテリーは、タービンの起動と同時に反応し、非効率な部分負荷運転を削減する。蓄電設備を備えた再生可能エネルギー発電所は、より安定した電力供給プロファイルを提供できる。工業用地では、オンサイト発電、バッテリー蓄電、蓄熱、および柔軟なプロセスを組み合わせることができる。市場ルールは、このようなポートフォリオを統合リソースとして認めるべきである。.

同時に、事前資格審査は投機的な要素を排除するものでなければならない。プロジェクトは、利用可能な土地、許可取得の進捗状況、資金調達、そして現実的な送電網接続を実証する必要がある。保証、マイルストーン、そして段階的な違約金支払いは、未熟なプロジェクトが落札した後に失敗するのを防ぐことができる。しかし、要件は大企業しか満たせないほど複雑であってはならない。.

場所によってシステム値が決まる

1メガワットの電力増加は、地域によって価値が異なる。ドイツ北部では風力発電量が多い一方、産業用電力消費の大部分は西部と南部に集中している。送電網の拡張はこうした地域差を補うためのものだが、時間と労力がかかり、許認可や住民の理解を得る上で様々な課題に直面する。送電網のボトルネックとなる場所に発電所や蓄電施設を設置しても、地域の電力供給を改善することはほとんど不可能だ。.

したがって、容量入札には空間的な要素が必要となる。考えられる選択肢としては、地域ごとの調達量、立地ボーナス、優先的な送電網接続、あるいは透明性の高いネットワーク分析に基づく要件などが挙げられる。しかし、地域ごとの割り当てが広すぎると、地域市場の支配力が強まり、コストが増加する可能性がある。立地の割り当ては、ボトルネックを解消できるほど正確であると同時に、競争を維持できるほど広範でなければならない。.

この問題は、特に蓄電池システムにとって喫緊の課題です。多くのプロジェクトが、同じ魅力的な送電網接続ポイントへの接続を申請しています。送電網事業者は、成熟したシステムや系統に貢献するプロジェクトを優先するための基準を必要としています。柔軟な接続契約により、蓄電システムは、特定の状況下で充電や送電を行わないことに同意すれば、より早期に接続できるようになります。.

燃料インフラも空間的に計画する必要がある。水素対応発電所は、将来の水素パイプライン、貯蔵施設、または代替供給ルートへの確実なアクセスが求められる。熱電併給（CHP）発電所は、長期的に利用可能な熱源を必要とする。ブラックスタート対応発電所は、特に堅牢なオンサイト電源を必要とする。土地価格と電力接続のみに基づいて立地を決定するのは、あまりにも単純すぎる。.

気候保護は営業時間によって決定される

ガス火力発電所の設備容量は、排出量を直接示す指標ではありません。重要な要素は、発電量、効率、使用燃料、上流工程におけるメタン排出量、そして気候中立エネルギー源への移行時期です。稼働頻度の低い大規模発電所は、気候中立電力システムと両立可能です。一方、稼働時間の長い小規模発電所は、より問題が生じやすくなります。.

蓄電池は、化石燃料発電所の稼働時間を短縮するのに役立ちます。再生可能エネルギーへの移行を促進し、出力抑制を減らし、短時間のピーク需要をカバーします。送電網の拡張、柔軟な需要管理、欧州のエネルギー取引も同様の効果をもたらします。これらの要素がより効果的に機能すればするほど、ガス火力発電所は、通常のエネルギー生産者にとって、めったに使われない安全網となるでしょう。.

CO₂価格は、この運用上の論理を支えるものでなければならない。容量料金は固定費を賄うことはできるが、変動する排出コストを相殺してはならない。補助金を受けたガス火力発電所が、蓄電設備や柔軟な電力需要家よりも低い価格で市場に電力を供給できるとしたら、その仕組みは気候変動対策と経済の両面から見て、不当なインセンティブを生み出すことになるだろう。.

したがって、実際の稼働時間は公的に評価されるべきである。新規ガス火力発電所が計画よりも大幅に稼働している場合、それは再生可能エネルギーの拡大、送電網、蓄電、あるいは柔軟性に欠陥があることを示している。容量市場は、これらの投資の代替となるべきではない。容量市場は、残存リスクをヘッジする役割を果たすべきであり、システム全体の緩やかな変革を覆い隠すものであってはならない。.

電気料金の請求書には、費用の一部しか記載されていません。

課徴金による資金調達は電気料金の値上げにつながる。しかし、目に見える値上げだけに注目するのは不十分だ。消費者は既にエネルギー、送電網、需給調整、再配分、予備力、税金、課徴金などを負担している。供給の安定性が不十分な場合も、極端な価格高騰、生産の中断、緊急措置、高額な短期調達といった形でコストが発生する。.

容量市場は、あるコスト項目を増加させる一方で、他のコスト項目を同時に削減する可能性がある。予測可能な収益は資金調達コストを削減する。十分な容量は、極端な供給不足による価格高騰を抑制する。同時に、過剰調達や長期契約上の義務からリスクが生じる。したがって、重要なのは課徴金の額だけではなく、システム全体のコストである。.

経済的に最適なセキュリティ基準は、予備電力ゼロでも、あらゆる理論上の事象に対する絶対的な保護でもありません。信頼性を高めるためのコストが、停電回避による想定損害額よりも低い限り、その追加的な信頼性は理にかなっています。このトレードオフは透明性のあるものでなければなりません。なぜなら、消費者によって発生する損害コストは大きく異なるからです。短時間の停電は一般家庭にとっては不便かもしれませんが、データセンターや連続稼働する産業プロセスにとっては極めて大きな損失となる可能性があります。.

コスト配分も重要な要素です。キロワット時当たりの定額料金制は、ピーク需要や重要時間帯の消費量に基づく料金制とは異なり、エネルギー消費量の多い消費者に異なる負担を強いることになります。コスト発生要因に基づいたモデルであれば柔軟性を重視するインセンティブが生まれますが、より複雑になるでしょう。簡素さ、社会的バランス、国際競争力、そしてシステム全体への影響を総合的に考慮する必要があります。.

信頼には透明性が不可欠です。入札件数、入札額、落札額、契約期間、供給状況、年間コストなどは、分かりやすい形で公表されるべきです。同様に重要なのは、柔軟性の向上に伴い、必要な供給能力が減少するかどうかという点です。既存の契約を単に拡大・延長するだけの仕組みは、すぐに恒久的な補助金制度の様相を呈してしまうでしょう。.

遅延は今や最もコストのかかるシナリオとなっている。

ドイツでは、発電所、送電網、パイプライン、許認可の取得に長い時間がかかるため、時間的な制約が強い。供給不足が明らかになってから初めて新たな発電設備を発注することはできない。蓄電池システムはより迅速に構築できるが、土地、送電網への接続、資金調達、サプライチェーンの整備も必要となる。消費の柔軟性を確保するには、スマートメーター、規格、契約、そして国民の理解が不可欠だ。.

規制の不確実性により、投資家は様子見の姿勢をとる。明確な容量規制がなければ、ガス火力発電所の開発業者は、純粋に市場原理に基づく投資が収益性のあるものかどうか判断できない。蓄電設備の投資家は、送電網利用料、接続条件、容量市場のルールが不明確な場合、プロジェクトの評価に苦慮する。製品や報酬が不足している限り、産業企業は柔軟性を収益化することができない。.

明確さとは、すべての規則を何十年も不変の規制として定めることではありません。それは、信頼できる道筋、透明性のある調整方式、そして拘束力のある期限を意味します。投資家は、突然の政策変更よりも、予測可能な更新の方が対応しやすいものです。したがって、容量市場、送電網接続改革、スマートメーターの導入、そして水素規制は、一体的なパッケージとして扱う必要があります。.

加速化は競争を排除するものであってはならない。緊急措置や個別の直接契約は短期的には魅力的に見えるかもしれないが、費用がかさみ、既存の事業者に有利になる可能性がある。標準化された許可、並行手続き、早期のネットワーク評価、明確な入札書類、拘束力のあるプロジェクトマイルストーンの方がより賢明である。.

強靭な電気システムは、複数の層から構成される。

経済的に強固な戦略は、いくつかの段階から構成される。第一段階は再生可能エネルギーの拡大である。大量の安価な風力発電と太陽光発電は、燃料輸入、排出量、火力発電所の稼働時間を削減する。十分な再生可能エネルギー発電がなければ、ガス、そして将来的には水素の需要が不必要に増加することになる。.

第2レベルは、ネットワークと欧州間の接続を包含します。より広い需給調整領域により、地域差をより有効に活用し、出力抑制を削減できます。第3レベルは、デジタル制御による需要です。電気自動車、ヒートポンプ、産業用負荷、および適切なコンピューティングプロセスは、価格とネットワーク状況に自動的に対応できる必要があります。.

第4レベルは短期的な蓄電を担います。バッテリーは、日々の負荷シフト、周波数制御、ピークカット、そして増加傾向にあるバランス調整電力の役割を担います。その設置場所と運用モードは、システム全体のメリットを最大化するように設計されるべきです。第5レベルは、より長期的な電力不足に対応します。これには、揚水発電、柔軟なバイオエネルギー、蓄熱、水素、その他の気候中立燃料、そして移行期には天然ガスが含まれます。.

第6段階は制度的ガバナンスである。必要な発電容量は、天候、輸入、停電、需要に関する現実的な仮定に基づいて定期的に算出されなければならない。入札は、技術を包括し、地理的に差別化され、小規模な資源の共同利用にも開かれていなければならない。制裁措置は供給の安定性を確保し、排出量と改修要件は気候目標を保護する。.

この階層型モデルは、両極端な状況を回避します。現在のコスト構造では、バッテリーだけでは風力発電や太陽光発電の出力が長期間低い状態を完全に経済的に補うことはできません。ガス火力発電所だけでは、燃料費の高騰、輸入依存、不必要な排出につながります。最も費用対効果の高いシステムは、両技術と送電網、柔軟な需要、欧州の電力取引、長期蓄電との相互作用によって実現します。.

決め手となるのは技術ではなく、連携だ。

ドイツは、バッテリー経済と発電所群のどちらかを選択する必要はない。それぞれの資源がどのような役割を担い、どこで最大の効果を発揮し、その出力がどのように補償され、化石燃料の稼働時間がどれくらいの速さで減少していくかを判断する必要がある。頻繁かつ迅速で自動化可能な柔軟性確保の作業にはバッテリーが最適だろう。一方、稀で長期にわたり、経済的に特に危険な残存リスクに対応するには、調整可能な発電所が適している。.

新たな容量メカニズムは、必要な投資を促す可能性がある。しかし、その成功は承認された資金の最大額に左右されるものではない。重要な要素は、幅広い競争、慎重な数量計算、効果的な制裁措置、そして貯蔵能力と需要の柔軟性の向上に合わせてメカニズムを適応させる意欲である。そうでなければ、投資リスクを社会化させ、同時にイノベーションを促す価格シグナルを弱める、高コストな並行システムが生じるリスクがある。.

最も重要な気候変動指標は、設置されたガス火力発電所のギガワット数ではない。重要なのは、これらの発電所がどれだけ化石ガスを消費するか、重要な時間帯にどれだけ安定的に電力を供給するか、そして実際に気候変動に影響を与えない燃料に切り替えているかどうかである。バッテリーに関しては、重要なのは接続要求の数ではなく、実際に設置され、利用可能で、電力網に供給されているエネルギーと電力の容量である。.

信頼できるエネルギー転換は、ある技術を勝者と宣言することによって実現するものではありません。それぞれの技術が、技術的にも経済的にも最も適した役割を担い、測定可能なシステム上のメリットを競い合うことによって実現するのです。したがって、ドイツが本当に選択すべきなのは、蓄電池かガス火力発電所かという二者択一ではありません。賢明な連携か、それとも恒常的に高コストな分断か、という選択なのです。.

議論の背景にある専門家の声

マティアス・フーバー教授は、インゴルシュタット応用科学大学の新エネルギーシステム研究所の所長を務めています。彼の研究は、分野横断的なエネルギーシステム、スマートグリッド、地域供給構想、エネルギー市場、再生可能エネルギー統合のための最適化手法に焦点を当てています。.

マルコ・ヴュンシュは、工業工学と経営学の学位を持ち、ベルリンのプログノス社に勤務している。彼は、将来のエネルギー供給、電力と熱の発生のモデリング、エネルギー消費、そしてドイツとヨーロッパにおける熱電併給（CHP）の役割を専門としている。.

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Konrad Wolfenstein

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