Gaskragsentrales in plaas van batteryberging: 800 miljoen euro vermors? 'n Wet wat die energietoekoms sal bepaal

Europa se leier in gevaar: Hoe die regering die uitbreiding van elektrisiteitsberging onderdruk

Plofbare nuwe elektrisiteitswet: Waarom ons binnekort weer meer afhanklik van duur natuurlike gas sal word

Duitsland is op 'n keerpunt in sy energiebeleid: Terwyl die uitbreiding van private en kommersiële batteryberging teen rekordspoed vorder en die land die onbetwiste leier in Europa maak, dreig 'n nuwe wet om hierdie momentum massief te vertraag. Met die beplande Wet op Elektrisiteitsvoorsieningsveiligheid en -kapasiteit (StromVKG) beoog die Duitse regering om die koers vir die toekoms van elektrisiteitsvoorsiening te bepaal. Onder die dekmantel van tegnologiese neutraliteit is egter kriteria – soos 'n onrealistiese vereiste van 10 uur beskikbaarheid – versteek wat moderne batterybergingstelsels effektief van die belangrikste tenders uitsluit. Die begunstigdes van hierdie regulasie sou juis daardie nuwe, fossielbrandstof-aangedrewe gaskragsentrales wees. Die prys vir hierdie regulatoriese misstap is enorm: Benewens die sementering van 'n permanente afhanklikheid van gasinvoere, is 'n jaarlikse ekonomiese besparingspotensiaal van ongeveer 800 miljoen euro op die spel. Die volgende analise verduidelik waarom die huidige konsepwet tegnologiese vooruitgang ignoreer en hoe die Parlement nou dringend verbeterings moet aanbring om te verhoed dat Duitsland se energietoekoms opgeoffer word aan die fossielbrandstofdogmas van die verlede.

Verwant hieraan:

• Die tegniese lobbylokval: Hoe 'n ministeriële skandaal rondom die 10-uur-reël batteryberging feitlik afskakel

'n Geheime subsidie ​​vir gas? Wat lê werklik agter die nuwe kapasiteitsmarkwet?

In die tweede week van Mei 2026 het die Duitse Federale Kabinet die konsep van die Wet op Elektrisiteitsvoorsieningsveiligheid en -kapasiteit (StromVKG) goedgekeur. Hierdie besluit het gevolg op 'n maande lange konsultasieproses, waartydens die Federale Ministerie van Ekonomiese Sake en Energie aanvanklik die konsepwetsontwerp vir interministeriële hersiening en konsultasie met bedryfsverenigings voorgelê het. Wat soos 'n tegniese formaliteit in die energiewetgewing klink, is in werklikheid een van die mees verreikende ekonomiese en industriële beleidsbesluite sedert Duitsland se steenkooluitfasering: Die wet bepaal watter kragstasietegnologieë in 'n nuut ingestelde kapasiteitsmark bevoordeel sal word – en dus of Duitsland sy huidige leidende posisie in die Europese batterybergingskompetisie op die lang termyn sal kan verdedig of dit deur misleide regulering in gevaar sal stel.

Die kern van die Elektrisiteitsvoorsieningswet (StromVKG) is die bekendstelling van 'n kapasiteitsmark wat vir die eerste keer in Duitsland sistematies vergoed vir die blote voorsiening van opwekkingskapasiteit – ongeag of elektrisiteit werklik gelewer word. Die doel is om te verseker dat voldoende beheerbare krag teen 2031 in die Duitse elektrisiteitsnetwerk beskikbaar is om voorsieningsveiligheid te waarborg, selfs gedurende sogenaamde "donker doldrums", dit wil sê periodes van etlike dae sonder noemenswaardige wind- en sonkragtoevoer. Die wet maak voorsiening vir verskeie rondes tenders: aanvanklik moet 9 gigawatt sogenaamde langtermynkapasiteit aangebied word, gevolg deur nog 2 gigawatt sonder 'n spesifieke langtermynkriterium, en uiteindelik, in 2027 en 2029, heeltemal tegnologie-neutrale rondes. Hierdie baie langtermynkriterium is egter die kern van die saak – en die beginpunt van 'n groeiende ekonomiese beleidskontroversie.

Die 10-uur-kriterium en die markverwringende effek daarvan

Die langtermynkriterium in die Duitse Elektrisiteitsvoorsieningswet (StromVKG) vereis dat verskaffers moet verseker dat hul aanlegte elektrisiteit oor 'n lang tydperk aaneenlopend kan lewer. Die huidige weergawe bepaal 'n minimum invoerduur van tien uur. Met die eerste oogopslag lyk dit na 'n tegnies gesonde vereiste vir voorsieningssekerheid. By nadere ondersoek blyk dit egter 'n kriterium te wees wat de facto op termiese kragsentrales – d.w.s. gasaangedrewe kragsentrales – afgestem is en effektief batterybergingstelsels, veral kommersieel beskikbare litiumioonstelsels, van die aanvanklike, hoogste volume tenderrondtes uitsluit.

Soos Daniel Böhmer, energiemarkkenner by Aurora Energy Research, in 'n tegniese analise verduidelik, gaan die vereiste in die huidige konsep selfs verder: Die stelsels moet te eniger tyd weer aan die tienuur-kriterium kan voldoen, uiterlik binne een uur. Eenvoudig gestel beteken dit dat 'n batterybergingstelsel binne 60 minute na tien uur se volledige ontlading volledig herlaai moet word – 'n tegniese vereiste wat eenvoudig onmoontlik is om met litiumioonbatterye in hierdie streng vorm na te kom. In 'n gunstige ontwerpscenario sou dit denkbaar wees om verskeie kleiner bergingstelsels te kombineer of om nie energie vir die volle geïnstalleerde kapasiteit te hoef te reserveer nie – maar die streng interpretasie van die konsep sluit ook hierdie buigsaamheid uit. Die resultaat: Enigiemand wat een van die eerste kapasiteitsveilings wil wen, moet in wese 'n gasaangedrewe kragsentrale bou of bedryf.

Die Duitse Energiebergingsvereniging (BVES) het presies hierdie kwessie in sy verklaring oor die konsepwetsontwerp aangespreek en 'n wysiging van die betrokke paragraaf 15 versoek om strukturele benadeling van batterybergingstelsels te voorkom. Die Duitse Vereniging van Energie- en Waterbedrywe (BDEW) het ook daarop aangedring dat die wet vinnig deur die parlementêre proses goedgekeur word, terwyl hulle terselfdertyd geëis het dat die 10-1-10-uur-kriterium behou word – 'n teenstrydigheid wat demonstreer hoe verdeeld selfs die bedryfsverenigings oor hierdie kwessie is. Die Duitse Sonkragvereniging (BSW-Solar), aan die ander kant, is onomwonde: batterybergingstelsels moet nie benadeel word in vergelyking met gasaangedrewe kragsentrales in kragsentrale-veilings as gevolg van ongeskikte tenderkriteria nie. Bergingsoperateurs oorweeg nou selfs regstappe teen die tendervoorwaardes.

Europa se leier waag sy posisie

Die volle implikasies van hierdie regulatoriese besluit word eers duidelik wanneer dit met ander Europese lande vergelyk word. Duitsland is tans die toonaangewende batterybergingsmark in Europa – met 'n aansienlike marge. Terwyl die totale geïnstalleerde batterykapasiteit in Europa tussen 2024 en 2025 tot meer as 17 gigawatt gestyg het, en na verwagting teen 2030 80 gigawatt sal oorskry, is Duitsland die dryfkrag agter hierdie ontwikkeling. Met 'n toename van 6,6 gigawatt-uur in 2025 het Duitsland die grootste nuwe installasie in die EU aangeteken, wat sy geïnstalleerde kapasiteit met 'n verdere 0,5 gigawatt-uur verhoog het in vergelyking met die vorige jaar. Italië, wat voorheen soortgelyke dinamiek getoon het, se kapasiteit het in dieselfde jaar van 6,0 tot 4,9 gigawatt-uur gedaal – 'n beduidende afname.

Teen die einde van 2025 was meer as 2,5 gigawatt se batterystoorkapasiteit in Duitsland aan die netwerk gekoppel – rofweg dubbel die hoeveelheid van twee jaar tevore. Terselfdertyd het die aantal geïnstalleerde batterystoorstelsels tot ongeveer 2,4 miljoen gestyg, met 'n totale stoorkapasiteit van meer as 25 gigawatt-uur. Die oplewing het in die eerste kwartaal van 2026 voortgeduur: Tussen Januarie en Maart 2026 is meer as twee gigawatt-uur se nuwe stoorkapasiteit in gebruik geneem, 'n toename van ongeveer 67 persent in vergelyking met dieselfde tydperk van die vorige jaar. As hierdie tendens voortduur, kan tussen 8 en 10 gigawatt-uur se nuwe kapasiteit teen die einde van 2026 bygevoeg word, en die totale geïnstalleerde kapasiteit kan meer as 35 gigawatt-uur beloop. Grootskaalse stoorstelsels is die primêre dryfveer van hierdie groei: In die eerste kwartaal van 2026 het die uitbreiding in hierdie segment byna verviervoudig in vergelyking met die vorige jaar.

Hierdie ontwikkeling is nie polities afgedwing nie, maar eerder markgedrewe. Die Internasionale Ekonomiese Forum vir Hernubare Energieë (IWR) merk op dat die politieke fokus tot dusver sterker op staatsbefondsde fossielbrandstofkapasiteite was, terwyl die privaatbefondsde stoormark organies en robuust ontwikkel het. Dit is presies die industriële beleidskonstellasie wat ekonome as optimaal beskryf: 'n tegnologie wat homself in mededinging bewys, skaalvoordele genereer en nie permanente subsidies benodig nie. 'n Regulatoriese raamwerk wat doelbewus hierdie dinamiek vertraag ten gunste van tegnologieë wat staatskapasiteitsbetalings vir 15 jaar vereis om ekonomies lewensvatbaar te wees, is moeilik om vanuit 'n makro-ekonomiese perspektief te regverdig.

800 miljoen euro: Wat is op die spel?

Agter die abstrakte regulatoriese debat lê konkrete ekonomiese syfers. In 2025 moes ongeveer 8 terawatt-uur elektrisiteit wat deur wind- en fotovoltaïese aanlegte opgewek word, in Duitsland verminder word – dit stem ooreen met ongeveer 3 persent van die totale wind- en sonkragopwekking. Agter hierdie grimmige statistiek lê verlore beleggingsopbrengste, vermyde uitlatings wat nooit vermy is nie, en bowenal: stelselkoste wat uiteindelik deur verbruikers gedra word.

Indien die huidige pyplyn van batterybergingsprojekte – dit wil sê aangekondigde, goedgekeurde of reeds onder konstruksie projekte met 'n gekombineerde kapasiteit van ongeveer 10.5 gigawatt – ten volle operasioneel was, kon ongeveer een derde van hierdie inkortings vermy gewees het. Dit stem ooreen met potensiële ekonomiese besparings van ongeveer €800 miljoen, bestaande uit vermyde herversendingskoste en onnodige gasaankope. Hierdie syfer is nie 'n teoretiese modelberekening nie, maar is gebaseer op die werklike inkortingsvolumes wat deur die Federale Netwerkagentskap aangeteken is en die empiries bepaalde bydrae van batteryberging tot netwerkstabilisering. Dit toon duidelik dat die kwessie van tegnologievoorkeur in die kapasiteitsmark nie net 'n energiebeleidsdimensie het nie, maar ook 'n beduidende fiskale een.

Die totale koste van Duitse netwerkopeenhopingsbestuur het in 2025 tot ongeveer €3,1 miljard gestyg – vier persent meer as in die vorige jaar, alhoewel die inkortingsvolume byna konstant gebly het op ongeveer 30,3 terawatt-uur. Konvensionele herversendingsmaatreëls het verreweg die grootste kostekomponent uitgemaak teen meer as €1,2 miljard, gevolg deur €1,4 miljard vir reserwekragsentrales en €102 miljoen vir teenhandel. In teenstelling hiermee het vergoeding vir ingekorte hernubare energie slegs €433 miljoen beloop – minder as een sewende van die totale koste. Hierdie bevinding weerlê die bewering, wat soms in die openbare debat versprei word, dat hernubare energieë die belangrikste kostedrywers in netwerkopeenhopingsbestuur is. In werklikheid is dit konvensionele kapasiteite wat die leeue-aandeel van die koste uitmaak.

Veral kommerwekkend is die strukturele verskuiwing in beperking na verspreidingsnetwerke. Terwyl driekwart van die herversendingsmaatreëls in 2024 in die transmissienetwerk plaasgevind het, het hierdie syfer in 2025 tot slegs twee derdes gedaal. Die proporsie beperkings wat deur knelpunte in die verspreidingsnetwerk veroorsaak word, het dus aansienlik toegeneem – en het soms in die tweede kwartaal van 2025 'n rekordhoogtepunt van 49 persent bereik. Dit dui duidelik daarop dat die probleem nie slegs deur die uitbreiding van die transmissienetwerk opgelos kan word nie, maar dat gedesentraliseerde berging direk op die perseel dringend nodig is.

Die versoeking van fossielbrandstowwe: Gasafhanklikheid as 'n sistemiese risiko

Die besluit om de facto gaskragsentrales in die kapasiteitsmark te bevoordeel, sou nie net op kort termyn nie, maar ook op die lang termyn beduidende gevolge hê. Duitsland voer reeds ongeveer 70 persent van sy primêre energiebehoeftes in. Die invoerkoers is 95 persent vir natuurlike gas, 98 persent vir ru-olie en 100 persent vir harde steenkool. Die ekonomiese koste van hierdie afhanklikheid is enorm: In 2024 het Duitsland 'n netto totaal van ongeveer 69 miljard euro aan fossielbrandstofinvoere bestee – gelykstaande aan ongeveer 1,6 persent van sy bruto binnelandse produk. KfW Research bereken selfs 'n langtermyngemiddelde van 81 miljard euro per jaar, wat ooreenstem met ongeveer 2,5 persent van die BBP en meer as 1 000 euro per capita per jaar beloop.

Enigiemand wat nou nuwe gaskragsentrales bou met 15-jaar kapasiteitsbetalingskontrakte, sementeer hierdie invoerafhanklikheid struktureel tot ver in die vroeë 2040's. Dit is die ekonomiese paradoks van die Duitse energiebeleid: In die naam van voorsieningssekerheid word verbintenisse aangegaan wat langtermyn-onsekerheid permanent institusionaliseer – afhanklikheid van gaspryse en verskaffers. Die energiekrisis van 2022 het duidelik gedemonstreer wat gebeur wanneer gaslewerings misluk of duurder word: Invoerkoste vir fossielbrandstowwe het €146 miljard bereik – meer as dubbel die langtermyngemiddelde.

Aan die ander kant is batterybergingstelsels nie afhanklik van enige energievoorsieningsketting sodra dit geïnstalleer is nie. Hulle verbeter binnelandse wind- en sonkrag, verminder die behoefte aan gasinvoere en versterk dus werklike, nie net verklaarde, voorsieningssekerheid. Elke kilowattuur wat 'n batterybergingstelsel berg en later vrystel, is een kilowattuur minder as wat 'n gasaangedrewe kragsentrale moet opwek – en waarvoor Duitsland gas moet invoer. Hierdie aansienlike ekonomiese voordeel het tot dusver min aandag gekry in die tenderkriteria van die Duitse Elektrisiteitsvoorsieningswet (StromVKG).

Nuut: Patent van die VSA – Installeer sonparke tot 30% goedkoper en 40% vinniger en makliker – met verduidelikende video's! - Beeld: Xpert.Digital

Die kern van hierdie tegnologiese vooruitgang is die doelbewuste afwyking van konvensionele klemmontering, wat al dekades lank die standaard is. Die nuwe, meer tyd- en koste-effektiewe monteringstelsel spreek dit aan met 'n fundamenteel ander, meer intelligente konsep. In plaas daarvan om die modules op spesifieke punte vas te klem, word hulle in 'n deurlopende, spesiaal gevormde ondersteuningsrail geplaas en stewig in plek gehou. Hierdie ontwerp verseker dat alle kragte – of dit nou statiese ladings van sneeu of dinamiese ladings van wind is – eweredig oor die hele lengte van die moduleraam versprei word.

Meer inligting hier:

• Klik in plaas van skroef: Hierdie vernuftige stelsel bou sonparke 40% vinniger en revolusioneer die energie-oorgang

Stelselstabiliteit: Batterye as 'n onderskatte netwerkakteur

Die rol van batteryberging in die elektrisiteitstelsel is nie beperk tot die blote berging van surplus hernubare elektrisiteit nie. Hulle lewer ook 'n beduidende bydrae tot stelselstabiliteit, 'n faktor wat sistematies onderskat word in debatte wat uitsluitlik op kapasiteit fokus. Batterybergingstelsels kan binne breuke van 'n sekonde op frekwensiefluktuasies in die netwerk reageer, balanserende krag verskaf en sodoende take oorneem wat voorheen die uitsluitlike domein van termiese kragsentrales was.

Vanuit 'n stelselperspektief is dit veral relevant dat batteryberging die inkorting van wind- en sonkragaanlegte kan verminder sonder dat konvensionele kragaanlegte geaktiveer moet word. As voldoende bergingskapasiteit vandag beskikbaar was, sou miljoene tonne CO₂-vrystellings wat tydens herversending deur konvensionele kragaanlegte gegenereer word, vermy kon word. Die kombinasie van korttermyn-responsiewe litiumioonbatterye, mediumtermynberging en beheerbare termiese kragaanlegte vir ekstreme gebeurtenisse word deur kenners as die optimale konfigurasie vanuit 'n ekonomiese perspektief beskou – nie 'n eensydige voorkeur vir 'n enkele tegnologieklas nie.

’n Kykie na ander Europese lande wys hoe dinge beter gedoen kan word: Groot-Brittanje, Italië en Australië het spesifiek tenders vir langtermynberging ontwikkel wat op hul besondere eienskappe afgestem is. Dit skep beleggingssekerheid, maak skaalvoordele moontlik en laat verskillende tegnologieë toe om gebruik te word waar hulle vanuit ’n sistemiese perspektief die waardevolste is – in plaas daarvan om ’n tegnologie-blinde mededinging te simuleer wat in werklikheid eensydig op een tegnologieklas gefokus is.

Verwant hieraan:

• Miljard-dollar gaskragsentrale-lokval? Waarom is groot langtermyn-batterybergingstelsels nou die beter keuse

Gedesentraliseerde Revolusie: Munisipaliteite en Huishoudings as Drywers

Die energiebeleidsdebat fokus dikwels op grootskaalse projekte, kragsentrale-vlote en transmissienetwerkinfrastruktuur – en kyk oor die hoof 'n rewolusie wat op huishoudelike en munisipale vlak plaasvind. Ongeveer 2,5 miljoen batterystoorstelsels is tans in Duitsland in werking, versprei oor miljoene privaat dakke en kommersiële eiendomme. Hul totale kapasiteit van meer as 28 gigawatt-uur is teoreties voldoende om die gemiddelde daaglikse elektrisiteitsverbruik van ongeveer drie miljoen huishoudings te dek.

Teen 2030 kan 7 miljoen enkelgesinshuise met tuisbergingstelsels toegerus wees – dit sal ooreenstem met die helfte van hierdie tipe residensiële gebou in Duitsland. Die vraag na bergingsoplossings is ook enorm in munisipaliteite: Teen 2035 kan elke derde munisipaliteit sy eie bergingsfasiliteite bedryf. Hierdie tendens word nie gedryf deur regeringsubsidieprogramme nie, maar deur gesonde ekonomiese berekeninge: Batteryberging verminder elektrisiteitskoste vir verbruikers, verhoog die selfverbruikstempo van sonkrag en beskerm teen prysstygings op die elektrisiteitsbeurs.

Die Duitse Sonkragvereniging (BSW-Solar) verklaar dat geïnstalleerde batterybergingskapasiteit van die huidige 25 gigawatt-uur tot ongeveer 100 gigawatt-uur teen 2030 moet verviervoudig om die energie-oorgangsdoelwitte te bereik. Dit beteken dat vandag se oplewing nie die einde van 'n ontwikkeling is nie, maar die begin daarvan. En hierdie begin kan deur verkeerd aangepaste tenderkriteria gesmoor word – nie omdat die tegnologie nie mededingend is nie, maar omdat regulatoriese hindernisse die natuurlike markontwikkeling daarvan teenwerk.

Die strukturele dilemma: langtermynkontraktoekenning teenoor tegnologiese dinamika

Die kern van die Elektrisiteitsvoorsieningswet (StromVKG) lê 'n strukturele dilemma wat verder strek as die spesifieke tendergeval. Kapasiteitsmarkte, soos in die konsepwet beoog, ken kontrakte vir 15 jaar toe. Dit is nodig om voldoende beleggingssekuriteit vir kapitaalintensiewe aanlegte te genereer – dit is onmiddellik duidelik in die geval van 'n gaskragsentrale met beleggingskoste in die honderde miljoene. Die toepassing van dieselfde kontrakduur op 'n tegnologie wat vinnige kostevermindering en tegnologiese ontwikkeling ondergaan, lei egter tot 'n verwringing: Batterybergingstelsels, wat vandag nog nie aan al die vereistes voldoen nie, mag oor vyf jaar tegnies en ekonomies beter wees – en tog is hulle deur 15-jaar gaskontrakte uit die mark gedryf.

Die koste-ontwikkeling van litiumioonbatterye het alle voorspellings in onlangse jare ondermyn. Terwyl redoksvloeibatterye en ander langtermynbergingstegnologieë steeds in 'n vroeë stadium van kommersialisering is en hoër kapitaalkoste het, kan hulle aansienlik meer ekonomies aantreklik word teen die tyd dat aflewering in 2031 verpligtend word. Deur hierdie tegnologiese dinamika te ignoreer en statiese vereistes te formuleer wat tans op 'n enkele tegnologie – die gasaangedrewe kragsentrale – afgestem is, maak die konsepwetgewing dieselfde fout wat reguleerders in ander sektore herhaaldelik gemaak het: om 'n spesifieke tegnologiese ontwikkelingsfase te vries in regulasies wat beweer dat dit veel verder as daardie stadium strek.

Verder is daar 'n finansieringsaspek: Gaskragstasies kan bewys word deur bewese koste- en inkomstestrukture en word dus groter aanvaarding deur institusionele beleggers geniet as nuwe langtermynbergingstegnologieë. Hierdie finansieringsvoordeel van gasstasies is egter nie 'n natuurlike markkenmerk nie, maar eerder 'n histories ontwikkelde asimmetrie – wat verder vererger sou word deur voorkeur-tenderkriteria in plaas daarvan om sistematies verminder te word.

Internasionale rolmodelle en hul oordraagbaarheid

Die uitdaging om voorsieningssekerheid met 'n tegnologie-neutrale kapasiteitsmark te kombineer, is nie uniek aan Duitsland nie. Groot-Brittanje, wat die tweede grootste batterybergingsmark in Europa na Duitsland verteenwoordig, het aparte tenderklasse vir bergingstegnologieë binne sy Kapasiteitsmark geskep – met wisselende vereistes afhangende van bergingsduur en reaksiespoed. Dit laat batterybergingstelsels toe om mee te ding in die segment waar hulle die grootste sistemiese waarde bied, eerder as om mee te ding teen tegnologieë wat ontwerp is vir fundamenteel verskillende stelselfunksies.

In Italië het die regering se MACSE-program spesifiek langtermynberging bevorder, waardeur 'n onafhanklike mark vir hierdie tegnologieklas geskep is. Australië, wat jare gelede deur kragonderbrekings geteister is, het deur 'n gedifferensieerde kapasiteitsmarkontwerp en geteikende beleggings in grootskaalse batteryberging – insluitend die wêreld se grootste batteryaanleg in Suid-Australië – gedemonstreer dat voorsieningssekerheid moontlik is sonder nuwe gasaangedrewe kragsentrales. Hierdie internasionale ervarings dui daarop dat die werklike keuse nie tussen gasaangedrewe kragsentrales en batteryberging lê nie, maar tussen 'n gedifferensieerde stelselontwerp wat verskeie tegnologieë volgens hul sistemiese sterk punte gebruik, en 'n simplistiese benadering wat effektief op 'n enkele tegnologie staatmaak en dit as tegnologiese openheid bestempel.

Politieke geleentheidsvenster: Wat nou gedoen moet word

Die Elektrisiteitsvoorsieningswet (StromVKG) het die Kabinet aanvaar, maar moet nog deur die parlementêre proses gaan voordat die eerste tenders in die somer van 2026 kan begin. Hierdie parlementêre venster bied die laaste geleentheid vir aanpassings wat markdata en ekonomiese realiteite in ag neem. Spesifiek is die volgende aanpassings nodig: Die langtermynkriterium moet hervorm word om ook kombinasies van veelvuldige stoorstelsels of gefaseerde ontplooiings te erken. Die laaitydvereiste van een uur vir 'n volle herlaai na tien uur se ontlading moet uitgeskakel of aansienlik verslap word. En beginnende met die eerste ronde tenders, moet 'n tegnologie-neutrale kwota vasgestel word, gerig op kortertermyn-voorsieningsgapings – want nie elke voorsieningssekerheidsuitdaging is 'n periode van meer as een dag van lae wind- en sonkragopwekking nie.

Verder is billike toegang vir batterybergingsmaatskappye tot kapasiteitstenders nie net 'n energiebeleid-imperatief nie, maar ook 'n noodsaaklikheid vir nywerheidsbeleid. Duitsland het 'n leidende posisie in die Europese batterybergingsmark gevestig, gebaseer op ware ekonomiese en tegnologiese kundigheid. Tenderreëls wat hierdie posisie in gevaar stel, benadeel nie net die energie-oorgang nie, maar ook die Duitse nywerheid, wat vervaardigingskapasiteite, ingenieurskundigheid en voorsieningskettings in hierdie sektor gebou het of bou. Die pyplyn van meer as 10 gigawatt se nuwe bergingsprojekte – waarvan ongeveer 1,5 gigawatt reeds onder konstruksie is – is die beste bewys van die bedryf se bereidwilligheid om te belê. Om hierdie bereidwilligheid om te belê deur ongeskikte regulering teen te werk, sou 'n selfvervullende profesie van die ergste soort wees: Beleggings sou nie realiseer nie, want hulle sou seine kry dat hulle nie welkom is nie.

Markleierskap as 'n politieke verantwoordelikheid

Duitsland is by 'n kruispad in sy energiebeleid. Aan die een kant spog dit met een van die mees dinamiese batterybergingsbedrywe in Europa, 'n groeiende netwerk van gedesentraliseerde energieprodusente en bergingsfasiliteite, en 'n maatskaplike bewustheid van die behoefte aan die energie-oorgang. Aan die ander kant dreig die nuwe Kapasiteitsmarkwet om die markgedrewe ontwikkeling van hierdie tegnologieë te onderdruk deur middel van tenderkriteria wat effektief op gasaangedrewe kragsentrales afgestem is en batteryberging struktureel benadeel.

Die €800 miljoen in jaarlikse besparingspotensiaal wat deur die versnelde uitbreiding van batteryberging gerealiseer kan word, is nie 'n syfer uit 'n lobbybrosjure nie, maar 'n ontnugterende assessering van gemiste geleenthede. Dit is emblematies van 'n breër ekonomiese waarheid: sekuriteit van voorsiening en koste-effektiwiteit is nie onderling uitsluitend nie – mits die regulatoriese raamwerk die beste beskikbare tegnologie toelaat om sy sistemiese waarde te verwesenlik. Diegene wat eerder sekere tegnologieë bevoordeel en teen ander diskrimineer deur middel van tenderontwerp, is betrokke by industriële beleid – en nie 'n goeie een nie. Hulle laat 'n duur afhanklikheid voortduur en ondermyn terselfdertyd 'n mededingende posisie waarna Duitsland hard gewerk het.

Die parlementêre proses vir die Wet op Elektrisiteitsvoorsiening bied steeds 'n kans om hierdie koers reg te stel. Die data spreek vanself. Die vraag is of beleidmakers bereid is om te luister – of of die dogma van gewaarborgde langtermynkapasiteit, histories gewortel in 'n wêreld van termiese kragsentrales, die ontwerp van 'n elektrisiteitsmark wat daardie wêreld lankal agtergelaat het, sal bly oorheers.

Van industriële dak-PV tot sonkragparke en groter sonkragparkeerterreine

☑️ Ons besigheidstaal is Engels of Duits

☑️ NUUT: Korrespondensie in jou moedertaal!

Konrad Wolfenstein

Ek en my span is bly om as jou persoonlike adviseur vir jou beskikbaar te wees.

Jy kan my kontak deur die kontakvorm hier in te vul eenvoudig my +49 7348 4088 965. My e-posadres is [email protected]:of

Ek sien uit na ons gesamentlike projek.

☑️ EPC-dienste (Ingenieurswese, Aankope en Konstruksie)

☑️ Sleutelklaar projekontwikkeling: Ontwikkeling van sonenergieprojekte van begin tot einde

☑️ Terreinontleding, stelselontwerp, installasie, inbedryfstelling, onderhoud en ondersteuning

☑️ Projekfinansier of tussenganger van kapitaalverskaffers