エネルギー貯蔵技術の比較：バッテリー、水素、CAES、フライホイール、砂電池、プロトン電池

バッテリーと水素エネルギー貯蔵 ― 長期利用における核心的な議論

エネルギー貯蔵技術の選択は、単一の「最良の」選択肢を見つけることではありません。効率、持続時間、コストという3つの要素のバランスを取ることが課題です。3つの要素すべてにおいて優れた技術は存在しません。真に重要なのは、プロジェクトがどのようなトレードオフを許容できるかということです。

往復効率とコスト ― バッテリーが優位に立つ分野

効率性を最重要視するなら、答えは明白です。リチウムイオン電池は85～95%の往復効率（RTE）を達成し、グリッド規模のシステムでは常に約90%の効率を実現しています。充電・放電サイクル全体を通して失われる電力は、入力電力のわずか5～10%に過ぎません。

水素エネルギー貯蔵は全く異なる様相を呈します。水素生成経路の各段階（電気分解、圧縮、貯蔵、燃料電池による再変換）で損失が発生します。電気分解だけでも、電気を水素に変換する効率は70～80%です。圧縮と貯蔵でさらに10～15%の損失が発生します。水素を電気に戻す燃料電池またはタービンの効率は50～60%です。これらを掛け合わせると、全エネルギーチェーンのリアルタイムエネルギー効率はわずか30～47%になります。水素貯蔵システムに100kWh投入すると、約30～47kWhしか回収できません。バッテリーの場合は85～95kWhです。

穴の開いたバケツを水が流れる様子を想像してみてください。バッテリーシステムは、5～15%が漏れる単一のバケツのようなものです。水素システムは、同じ水を3つのバケツに順番に通し、それぞれのバケツから少しずつ漏れていきます。最終的に到達するのは、元の水の約3分の1です。

コストも同様の傾向を示しますが、期間に関する重要な注意点があります。複数の査読付きジャーナルに掲載された2025年の技術経済評価によると、リチウムイオン電池は現在、短時間から中時間用途で1MWhあたり120～180ユーロの均等化貯蔵コスト（LCOS）を達成しています。水素システムは、ほとんどの分析で1MWhあたり250ユーロを超えています。しかし、業界予測によると、電解槽の製造規模が拡大するにつれて、水素のコスト曲線は2040年までに最大60%低下すると予測されています。そして、重要なニュアンスは次のとおりです。バッテリーのコストは、貯蔵期間とほぼ直線的に増加します。時間が2倍になると、1kWhあたりのコストもほぼ2倍になります。対照的に、水素貯蔵コストは、貯蔵媒体自体ではなく、電力変換装置（電解槽＋燃料電池）によって支配されます。非常に長い期間では、水素の1kWhあたりの経済性はバッテリーと比較して改善し始めます。

適用シナリオ ― 期間が選択を左右する

効率と持続時間のトレードオフは、時間スケールによって異なる様相を呈する。バッテリーと水素のどちらを選ぶかは、究極的には時間に関する選択なのだ。

短時間（数秒から約6時間）のニーズには、バッテリーが比類のない性能を発揮します。電力系統の周波数調整、日々の太陽光発電のピークカット、商用電力料金の裁定取引など、すべてバッテリーの活用が最適領域です。高いRTE（リアルタイム効率）はエネルギーの無駄を最小限に抑え、20ミリ秒未満の応答時間は最も要求の厳しい電力系統サービスにも対応します。

6時間から24時間程度の中時間需要の場合、状況は一変します。バッテリーはこうした用途にも対応できますが、コストの直線的な増加は大きな負担となります。バッテリーの稼働時間を4時間から8時間に延長すると、1kWhあたりの設備投資コストはほぼ倍増します。この範囲では、特に蓄電エネルギーの使用頻度が低い場合や季節的な変動がある場合に、水素が経済的に魅力的な選択肢となり始めます。

数日から数ヶ月に及ぶ長期および季節的なエネルギー貯蔵において、水素は現在、商業的に実現可能な唯一の電気化学的選択肢である。2025年のマイクログリッドに関する研究では、適切な規模の水素システムであれば負荷損失率を0%に抑えられるのに対し、バッテリーのみの構成では4.34%の未充足負荷が発生することが明らかになった。研究コミュニティは、バッテリーが再生可能エネルギーの日々の変動を担い、水素が季節的なギャップを埋めるという明確な見解に至っている。両者は競合するのではなく、互いに補完し合う関係にある。

環境への影響と安全性に関する考慮事項

どちらの技術も、化石燃料と同等のものと比較して、相当量のCO₂排出量を削減できます。一般的な建物規模の用途では、年間約8.5トンのCO₂排出量を削減できます。製造面では、バッテリーはより大きなカーボンフットプリントを伴います（カソードの化学組成によって異なりますが、容量1kWhあたり約80～200kgのCO₂）。一方、水素機器の排出量は、電解槽がグリーン電力で稼働するかグレー電力で稼働するかによって大きく異なります。LFP（リン酸鉄リチウム）バッテリーは、この範囲の下限に位置し、現在、定置型蓄電において主流の化学組成となっています。

安全性に関して言えば、比較対象は「どちらがより安全か」というよりも、「どのリスクを管理できるか」という点に重点が置かれます。バッテリーには熱暴走のリスクがありますが、これはIEC 62619やUL 9540Aといった規格で対処されています。水素には漏洩や爆発のリスクがありますが、これはISO 22734や適切な換気設計によって管理されています。どちらも現代の技術で管理可能です。これらのリスクがあるからといって、プロジェクト検討から除外されるべきではありません。

圧縮空気エネルギー貯蔵 ― グリッド規模の機械的代替手段

圧縮空気エネルギー貯蔵（CAES）は、電気化学エネルギー貯蔵とは根本的に異なるアプローチを採用しています。余剰電力を利用して空気を圧縮し、地下空洞や加圧タンクに蓄えます。電力が必要なときは、その圧縮空気をタービンを通して放出し、発電します。本質的には、巨大な機械式バネのようなものです。

重要な数字：CAESは45～60%の往復効率を達成します。これはリチウムイオン電池には及びませんが、設備投資コストの比較はより興味深い事実を示しています。BloombergNEFの2024年長期エネルギー貯蔵コスト調査によると、CAESのグローバル平均設備投資額は1kWhあたり293ドルで、4時間システムのリチウムイオン電池の1kWhあたり304ドルをわずかに下回っています。さらに重要なのは、CAESのコストは貯蔵時間が1時間増えるごとに低下するのに対し、電池のコストは直線的に増加することです。貯蔵時間が8時間を超える場合、ほとんどの市場でCAESの方が費用対効果の高い選択肢となります。

問題は地理的条件です。従来のCAESは、塩空洞、枯渇したガス田、深層塩水帯水層など、適切な地下地質を必要とします。そのため、適切な地下条件を備えた地域に展開が限定されます。中国は、張家口にある100MWの先進CAES施設を含む、ギガワット時規模のプロジェクトを既に稼働させており、世界的な展開をリードしています。中国以外では、商業化はまだ初期段階にあり、カナダのHydrostor社のような企業が、専用の地下空洞を使用して500MWクラスのプロジェクトを開発しています。圧縮中に発生する熱を回収して再利用する先進的な断熱CAES設計は、RTEを65～70%にまで引き上げる可能性を秘めています。これらはまだほとんどが商業化前の段階です。

8時間から24時間の蓄電容量を必要とし、かつ地質条件が適切なグリッド規模のプロジェクトにおいては、CAESはバッテリーや水素と並んで評価対象として位置づけられるべきである。

フライホイール式エネルギー貯蔵システム ― 電力品質と迅速な応答

この記事で取り上げた5つの技術の中で、フライホイールは一般の人々にとって最も目に見えない技術です。しかし、電力品質や産業用UPSの用途において、フライホイールはかけがえのない役割を担っています。

フライホイール式エネルギー貯蔵システム（FESS）は、非常にシンプルな原理で動作します。真空容器内で、電動モーター／発電機が巨大なローターを極めて高速で回転させます。電力網が電力を必要とすると、ローターの運動エネルギーが電気エネルギーに変換されます。ローターを物理的に接触させずに浮遊させる磁気ベアリングのみが摩耗するため、フライホイールは100万回以上の充放電サイクルに耐え、ほとんど劣化しません。一般的なリチウムイオン電池のサイクル寿命が5,000～10,000回であることを考えると、その長寿命設計における大きな違いが明らかになります。

トレードオフも同様に明確です。フライホイールは初期投資コストが高く、自己放電が速いため（数分から1時間以上の保管には適さない）、バッテリーよりもエネルギー密度が低いという欠点があります。持続力に欠ける分、その分スピードに優れています。5ミリ秒未満の応答時間により、フライホイールはバッテリーでは対応できない電力障害（電圧低下、周波数変動、送電網の故障から発電機の起動までのわずかな時間差など）に対する最適なソリューションとなっています。

実際の導入データは、このニッチなポジショニングを裏付けています。あるヨーロッパのタイヤ製造工場では、フライホイールシステムがピークカット需要の73%をカバーし、リチウムイオン電池の80%に匹敵する成果を上げました。フライホイールは10年間の稼働期間中、電池交換を一切必要としませんでした。ニューヨーク州にあるBeacon Power社の20MWフライホイール周波数調整プラントは、電力会社規模でのこの技術の実証に成功しています。現在主流となっているのはハイブリッド導入です。フライホイールはミリ秒単位の電力品質変動に対応し、電池は数分から数時間にわたるバックアップを担います。それぞれが互いの弱点を補い合う関係です。

砂電池式蓄熱システム ― 低コストの暖房と未来

フライホイールが最も目に見えないエネルギー貯蔵技術だとすれば、砂電池は最も直感に反する技術と言えるだろう。その仕組みは実にシンプルだ。安価な再生可能エネルギーを使って普通の砂を500～800℃まで加熱し、断熱性の高い鋼鉄製のサイロに貯蔵し、後で温水、蒸気、あるいは（高度な構成では）電気として熱を取り出す。

構造は単純です。一般的な砂蓄熱槽は鋼鉄製のサイロで構成されています。フィンランドのポーラーナイトエナジー社のポルナイネン施設は高さ13メートル、直径15メートルで、約2,000トンの滑石（優れた蓄熱性を持つ天然岩石）を貯蔵しています。砂層に埋め込まれた抵抗加熱エレメントが充電中に温度を上昇させます。熱伝達パイプが蓄熱媒体を通っており、エネルギーが必要なときは、空気または水がこれらのパイプを循環して蓄熱された熱を取り出します。厚い断熱材（鉱物繊維、セラミック繊維ブランケット）により待機損失が最小限に抑えられています。マガルディ社の流動床式MGTESシステムは、1日あたり2%未満の熱損失を報告しています。

蓄電媒体がほぼ無料であるため、経済的に非常に魅力的です。砂はリチウム、コバルト、ニッケルに比べて実質的にコストがかかりません。しかし、効率性は蓄電したエネルギーの利用方法によって大きく左右されます。地域暖房ネットワーク、工業プロセス用蒸気、建物暖房など、熱を出力とする場合、実効効率は90%を超えます。スターリングエンジンや蒸気タービンを通して熱を電気に変換する必要がある場合、往復効率は4～32%に低下しますが、研究用プロトタイプでは、最適化された設計で31.6%の効率が達成可能であることが示唆されています。

商業展開は加速している。フィンランドのカンカーンパーにあるポーラーナイトエナジー社の8MWhのパイロットプラントは2022年から稼働している。2025年に稼働開始したポルナイネン発電所（100MWh）は1MWの熱出力を供給している。イタリアでは、マガルディ社のMGTESシステムが2024年後半に流動砂床から工業用蒸気（120～400℃）の生産を開始した。最終用途が電力ではなく熱であるプロジェクトにおいては、砂電池はコスト面で他を圧倒する存在となる。無料の蓄電媒体と数十年に及ぶシステム寿命に匹敵する技術は他にない。

熱管理は、あらゆるエネルギー貯蔵技術をエンジニアリングレベルで結びつける要素です。砂に熱を蓄える場合でも、バッテリーキャビネット内のリチウムイオン電池の温度を管理する場合でも、精密な熱制御が効率と寿命の両方を左右します。 BESS 冷却が不十分な設置では、動作温度が最適な15～35℃の範囲から外れるため、定格サイクル寿命の20～30%を失う可能性があります。業界はこの問題を解決する方法を学びました。最新のバッテリーエネルギー貯蔵システムでは、アクティブ液冷によってラック全体のセル温度を±1℃以内に維持しています。この精度の高さは、保証期間の延長と投資収益率の向上に直接つながります。

プロトン電池技術 ― 次世代の有力候補

プロトン電池はリチウムイオン電池の代替品ではない――少なくとも今後10年間は​​。しかし、その根底にある物理特性は、エネルギー貯蔵研究において最も魅力的な長期的な候補と言えるだろう。その根本的な利点は周期表にある。プロトン（H⁺）はリチウムイオン（Li⁺）の約10万分の1の大きさなのだ。この大きさの違いによって、リチウム系システムでは再現できない独自の電荷輸送メカニズムが実現する。

プロトン電池の仕組み ― グロトゥスの利点

RMIT大学の研究者による2024年の画期的なレビューで正式に定義されたプロトン電池（Rezaei Niya、Heidari、Andrews、 Journal of Physics D: 応用物理学水素燃料電池（H形電池）は、プロトン移動と可逆的な電気化学的水素貯蔵に基づく充電式電池です。プロトンは、通常は水などの原料から放出され、プロトン伝導性電解質を通して輸送され、多孔質電極に貯蔵されます。

その決定的なメカニズムは、グロトフス効果と呼ばれるプロトンホッピング効果です。リチウムイオンが電解質中を物理的に拡散する（混雑した廊下を一人で押し進むような、ゆっくりとしたプロセス）代わりに、プロトンは水素結合した水分子の鎖に沿ってホッピングします。各プロトンは、リレーのように1つの水分子から次の水分子へと飛び移り、1つのプロトンが全距離を移動することはありません。その結果、水系電解質中のプロトン伝導率は、4M硫酸中で約1 S/cmに達し、これは一般的な有機電解質中のリチウムイオン伝導率の約10倍です。水素結合が約2.5 Åまで短くなると、伝導率は1,389 mS/cmまで急上昇します。リチウム系では、これらの数値に近づくことはできません。

その実用的な意義は非常に大きい。急速充電（グロートゥス機構ではなく輸送速度によって制限される）、固有の安全性（水系電解質は発火せず、通常の動作では水素ガスが発生しない）、そして資源の豊富さ（プロトン源は採掘される鉱物ではなく水である）といった利点から、プロトン電池は大規模定置型蓄電のための理論的に優れたソリューションとなる。

現在の業績と主な課題

実験結果は有望だが、冷静な視点で評価する必要がある。報告されている中で最も高い性能は、RMITの活性炭ベースの設計によるもので、比容量は598 mAh/g、エネルギー密度は245 Wh/kgである。これは市販のリチウムイオン電池の領域（LFPパックでは通常150～250 Wh/kg）に迫る。その他の注目すべき設計としては、二酸化マンガン正極と組み合わせた酸化モリブデン負極（210 mAh/g、177 Wh/kg）や、有機キノン系負極（208 mAh/g、133 Wh/kg）などがある。

しかし、これまでに報告されているプロトン電池はすべて、実験室用のコイン型電池で、ミリグラム単位の規模にとどまっている。技術成熟度レベル（TRL）は3～4（実験室での検証段階）であり、パイロット生産には程遠い。今日の研究論文と明日の商用製品の間には、5つの重要な課題が立ちはだかっている。

まず、正極材料について。酸性水溶液電解質と適合する高電圧・高容量の正極材料は、極めて不足している。金属酸化物、プルシアンブルー類似体、有機材料が、主要な研究方向である。しかし、いずれも商業展開に必要な容量、電圧、安定性を兼ね備えたものはまだ実現されていない。

第二に、酸性腐食です。高いプロトン伝導性を実現する電解質（一般的には硫酸またはリン酸溶液）は、ほとんどの金属製集電体や多くの電極材料を激しく腐食します。

第三に、自己放電の問題があります。報告されている設計の中には、1日に蓄積容量の19～100%を失うものもあります。この速度では、電極と電解質の界面工学における根本的なブレークスルーがない限り、実用化は不可能です。

第四に、体積エネルギー密度です。重量エネルギー密度がリチウムイオン電池のレベルに近づいたとしても、水系電解質と多孔質炭素電極は物理的に大きなセルを生成するため、スペースに制約のある用途には不利になります。

第5に、定義の混乱がある。RMITのレビューで指摘されているように、2020年以前に「プロトン電池」という名称で発表された論文の多くは、実際にはプロトンが偶発的に関与する亜鉛系電池と表現する方がより正確である。この分野はまだそのアイデンティティを確立しつつある段階にある。

将来展望 ― プロトン電池の活用分野

リチウムイオン電池の歴史的軌跡（1970年代に研究室で発見され、1991年に最初の商用製品が登場）に基づくと、プロトン電池は現在、おおよそ1980年代相当の段階にあると考えられる。少なくとも2035年までは基礎研究が中心となり、2035年から2040年の間にプロトタイプのスケールアップが試みられ、正極と腐食の課題が解決されれば、2040年以降に商用化される可能性がある。

陽子電池が実用化されれば、重量や体積よりもコスト、安​​全性、資源の入手可能性が重視される大規模定置型蓄電分野で競争力を発揮するだろう。体積密度が最優先される電気自動車や携帯電子機器分野では競争力はない。最も可能性の高い役割は、リチウムイオン電池と水素電池を補完する存在、つまりリチウムイオン電池よりも安全で、水素電池よりも効率的なものが求められる中間的な位置づけとなるだろう。

異業種比較 ― 5つの技術を概観

以下の表は、この記事で取り上げた5つの技術すべてに共通する指標を示しています。これを簡単な評価基準としてご活用ください。ただし、最も重要な要素であるプロジェクト固有の要件は、どの表にも含まれていないことを覚えておいてください。

※予測値。陽子電池のデータはすべて実験室規模の装置によるものです。

各行をざっと見ていくと、あるパターンが明らかになる。それは、どの技術もすべての指標で優れているわけではないということだ。リチウムイオン電池は効率性と成熟度では優れているが、長期的なコストスケーリングでは劣る。水素電池は季節変動への対応力では優れているが、入力エネルギーの3分の2を変換時に失う。フライホイールは半永久的に使えるが、数分以上エネルギーを貯蔵することはできない。どの技術も、ある点では最適だが、他の点では最適とは言えないのだ。

プロジェクト開発者にとってさらに重要なのは、業界がハイブリッドアーキテクチャへと決定的に移行している点です。2026年の太陽光発電＋蓄電プロジェクトでは、互換性のない要件に単一の技術を無理やり適用しようとするのではなく、日々の充放電サイクルにはリチウムイオン電池、数日間のバックアップには水素や圧縮空気エネルギー貯蔵（CAES）といった長時間持続型の技術を組み合わせる可能性がますます高まっています。

この段階では、システム統合が成功の鍵となります。バッテリー、水素、電力変換といった別々のベンダーのコンポーネントを組み合わせるプロジェクトでは、通信プロトコル、熱管理の調整、保証範囲の紛争など、あらゆるインターフェースで統合リスクが発生します。複数のテクノロジーを網羅した統合ソリューションを単一のエンジニアリングチームで提供するメーカーと協力することで、こうした断片化を回避できます。 BENY70カ国以上でプロジェクトを展開しているメーカーは、統合型太陽光発電、バッテリーエネルギー貯蔵、 EV 充電ソリューションは、統一システムとして設計およびテストされています。タイでの導入事例では、240 kW MPPT ソーラー、100 kW / 241 kWh の充電システムが組み合わされています。 BESS、電気トラックフリート向けの240kW DC急速充電（BENY 統合エネルギー貯蔵と EV 充電ソリューションプロジェクトが複数のエネルギー貯蔵技術にまたがる場合、統合アーキテクチャはコンポーネントの仕様と同じくらい重要になります。

適切なエネルギー貯蔵システムの選択 ― プロジェクト意思決定フレームワーク

期間に基づいた推奨事項を検討する前に、次の3つの質問に基づいて評価を行ってください。エネルギーをどのくらいの期間貯蔵する必要がありますか？予算は初期投資コストと総ライフサイクルコストのどちらによって決まりますか？特定の技術を排除するようなスペースや地理的な制約はありますか？これらの3つの質問に答えることで、技術の候補リストはほぼ自動的に作成されます。

短時間アプリケーション（数秒～6時間）— バッテリーが標準装備

電力系統の周波数調整、日々の太陽光発電ピークカット、データセンターの無停電電源装置（UPS）、そして商業用電力裁定取引において、リチウムイオン電池は当然の選択肢となっています。それには十分な理由があります。高効率、成熟したサプライチェーン、そして1～4時間駆動可能なバッテリーにおける競争力のある価格設定という組み合わせは、他に類を見ません。重要なのは「どの技術を使うか」ではなく、「どの電池の化学組成と供給元を選ぶか」なのです。

フライホイールが特に有効なのは、電力品質に関して10ミリ秒未満の応答速度が求められる場合です。データセンター、半導体製造工場、そして数ミリ秒の電圧低下で生産バッチ全体が廃棄される可能性のある産業プロセスなどがその例です。このような場合、フライホイールとバッテリーを組み合わせたハイブリッド構成が、両方の利点を兼ね備えています。フライホイールはマイクロ秒単位の電圧低下を捉え、バッテリーは数分単位の電圧低下をカバーします。

主な選定基準：想定される放電深度におけるサイクル寿命、暦年ではなく処理量（MWh）に基づいた保証期間、および現地でのサービス提供状況。

中期アプリケーション（6～24時間）—テクノロジーの戦場

エネルギー貯蔵において、6時間から24時間という期間範囲は最も議論の的となっています。どの期間を選択するかは、設置場所固有の要因に大きく左右されます。

リチウムイオン電池は最大8時間まで稼働時間を延ばすことができますが、経済性は急速に悪化します。稼働時間を4時間から8時間に延ばすと、電力変換装置を追加することなくセル数を増やすため、1kWhあたりの設備投資コストがほぼ倍増します。一方、圧縮空気エネルギー貯蔵（CAES）は、貯蔵時間が1時間増えるごとに単位コストが低下します。これは、地下空洞（最もコストのかかる部分）が既に建設済みであるためです。8時間を超える稼働時間や、地質条件が適切なプロジェクトにおいては、CAESがコスト面で優位に立ちます。

最終用途が熱である場合、砂電池が検討対象となります。施設で工業用蒸気、地域暖房、または温水が必要で、充電に安価な再生可能エネルギーを利用できる場合、砂電池は、この比較対象となるどの技術よりも1kWhあたりの蓄電コストが低くなります。蓄電媒体は砂です。

意思決定フレームワーク：設備投資に制約があり、期間が8時間を超える場合→CAESを評価。熱が主な出力である場合→砂電池を評価。RTEが主な指標であり、期間が8時間未満の場合→電池が依然として解決策となる。地理的制約（適切な地質がない）がある場合→CAESを除外。

長期保管および季節保管（数日から数ヶ月）—水素および熱鉛

これはエネルギー貯蔵における最後のフロンティアであり、100%再生可能エネルギーによる電力網の実現可能性を左右するものです。北欧の冬には、太陽光発電量が数ヶ月にわたって夏の30～40%まで低下することがあります。バッテリー、フライホイール、圧縮空気エネルギー貯蔵（CAES）システムでは、このギャップを経済的に埋めることはできません。しかし、水素ならそれが可能です。

そのコンセプトは単純明快だ。再生可能エネルギーが余剰となる時期には、余剰電力を電気分解によってグリーン水素に変換する。その水素は、1kWhあたり約1ドルという、利用可能な大規模エネルギー貯蔵媒体の中で最も安価な塩坑に貯蔵され、再生可能エネルギーが不足する時期には再び電力に変換される。LDES協議会は、2040年までに世界の長期エネルギー貯蔵設備の導入量が1.5～2.5TW、貯蔵容量に換算すると85～140TWhに達すると予測している。

砂蓄電池は、季節的な課題である熱面の問題に対処するものです。フィンランドでは、地域暖房ネットワークが全建物の半数以上をカバーしており、夏の太陽エネルギーを砂サイロに蓄えて冬に利用することは、単なる研究概念ではありません。100MWhのポルナイネン施設では、すでに運用上の現実となっています。

電力網規模の再生可能エネルギー統合に向けた実用的なアーキテクチャが確立されつつあります。それは、日中の電力バランス調整にバッテリー、数日間の電力不足に対応するCAES（圧縮空気エネルギー貯蔵）、そして季節的な予備電力供給に水素を用いるというものです。これを水管理システムに例えると、バッテリーは屋上タンク（小型で高速、毎日使用）、CAESは都市型貯水池（大型で低速、毎週使用）、そして水素は戦略的備蓄（大量、めったに使用されないが、必要な時に不可欠）に相当します。それぞれの層は異なる時間スケールで機能します。これら3つを組み合わせることで、100%再生可能エネルギーによる電力網の実現が技術的に可能になります。

参考情報

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