Billig, ren, sikker? De fire største myter om den tyske energiomstilling – et faktatjek

Elprisillusion: Hvorfor vind og sol er billige – og alligevel betaler vi stadig mere

I næsten et kvart århundrede er tyskerne blevet solgt energiomstillingen i en velkendt tone: den er ren, den gør dem uafhængige, den sænker omkostningerne, og energiforsyningen vil forblive sikker alligevel. Men holder dette historiske store eksperiment – ​​den fuldstændige transformation af et højt industrialiseret land til vejrafhængige energikilder – mål i forhold til den fysiske og økonomiske virkelighed? En hensynsløs analyse, fri for ideologisk skyttegravskrig, tegner et helt andet billede. Fra eksploderende netomkostninger og skjulte drivkræfter for elpriser til den nye, farlige afhængighed af kinesiske forsyningskæder og den store illusion omkring batterilagring: uoverensstemmelsen mellem politisk ønsketænkning og hårde data har aldrig været større. Denne artikel gør status og afslører, hvorfor det virkelige problem med energiomstillingen ikke er dens høje mål, men dens fundamentalt mangelfulde design. Et essentielt faktatjek for alle, der ønsker at forstå, hvem der virkelig skal betale regningen for fremtidens energisystem.

Hvorfor de smukkeste udsagn om ren, billig og sikker energi har slået fejl i 25 år på grund af fysik, økonomi og geopolitik

Siden vedtagelsen af ​​loven om vedvarende energikilder i 2000 er Tysklands energiomstilling blevet kommunikeret i en meget specifik tone. Den er ren, den gør os uafhængige, den vil være billigere, og energiforsyningen er garanteret under alle omstændigheder. I over et kvart århundrede har disse fire sætninger dannet den retoriske rygraden i en transformation, der historisk set er unik i sin skala: En højt udviklet industrination med et primært energiforbrug på omkring 3.200 terawatt-timer og en eksportorienteret værdikæde omstiller hele sit energisystem til vejrafhængig produktion. Dette er ikke en politisk detalje, men et storstilet makroøkonomisk eksperiment med implikationer for konkurrenceevne, distribution, offentlige finanser og udenrigshandelsbalancen.

Økonomisk integritet dikterer en sondring mellem tre kategorier: udsagn, der tåler empirisk granskning; udsagn, der er sande i individuelle segmenter, men er vildledende kondenseret inden for den systemiske kontekst; og udsagn, der simpelthen er falske eller for længst er blevet modbevist af de tilgængelige data. Denne sondring mangler regelmæssigt i den offentlige debat. Denne analyse anvender konsekvent denne sondring uden nogen ideologisk bias mod venstre eller højre.

Prisen for gode intentioner: Hvad elektricitet egentlig koster i Tyskland

Påstanden om, at energiomstillingen vil gøre elektricitet billigere, er uholdbar i sin absolutte form, men heller ikke blot nonsens i sin relative form. Sandheden ligger i et prisspænd, der systematisk tilsløres i den offentlige debat. På engrosmarkeder producerer vind- og solkraftværker elektricitet til marginalomkostninger tæt på nul, hvilket faktisk resulterer i meget lave eller endda negative spotmarkedspriser i timer med høj forsyning af vedvarende energi. Dette fænomen er reelt. At konkludere ud fra dette, at slutkundeprisen vil falde, er dog en kategorifejl, fordi slutkundeprisen ikke består af spotmarkedet, men snarere af indkøb, netgebyrer, afgifter, koncessionsgebyrer, skatter og distributionsmarginer.

De barske tal afslører et mere nuanceret billede. Ifølge en international prisanalyse lå den gennemsnitlige tyske husholdningspris på el i første kvartal af 2025 på omkring 38 cent pr. kilowatt-time, hvilket placerer landet på femtepladsen blandt de dyreste lande i verden. SMARD rapporterer en pris på lige under 18 cent pr. kilowatt-time for mellemstore industrivirksomheder i januar 2025, mens den for privilegerede storforbrugere lå på lige over 11 cent. Tallene indsamlet af den tyske brancheforening for energi- og vandindustrier (BDEW) for 2025 lå for mellemstore industrivirksomheder på omkring 15,9 cent, og for store industrivirksomheder på omkring 14,4 cent. Intervallet på 30 til 40 cent, der er nævnt i den originale tekst, er derfor nøjagtigt for husholdninger, men for højt for industrien. Ikke desto mindre forbliver det politisk relevante sammenligningspunkt dramatisk: Kinesiske industrivirksomheder betaler mellem 7 og 10 cent afhængigt af provinsen, amerikanske industriforbrugere i energiintensive stater betaler ofte mellem 6 og 9 cent, og franske virksomheder opererer i intervallet 12 til 20 cent. Den tyske industrilokation opererer således strukturelt i den øverste priskvartil i OECD-området.

Denne prisstruktur indebærer en forretningslogik, som enhver controller i en energiintensiv virksomhed straks forstår. Hvis elektricitet i gennemsnit er 30 til 70 procent dyrere end konkurrenterne på lang sigt, skal højere produktivitet, bedre produkter, subsidier eller et gunstigt reguleringsmiljø kompensere for denne ulempe. Ingen af ​​disse betingelser er i øjeblikket let opfyldt i Tyskland. Konsekvenserne er dokumenteret i undersøgelser foretaget af de tyske industri- og handelskamre, VDMA (Det tyske ingeniørforbund) og Fonden for Familieforetagender: En betydelig andel af virksomhederne overvejer flytning, produktionsnedskæringer eller salg til strategiske eller finansielle investorer. De specifikke procenter varierer afhængigt af undersøgelsen og spørgsmålenes formulering, men det grundlæggende mønster er robust: Energiprisen har udviklet sig fra en perifer lokationsfaktor til en central forretningsrisiko.

Mellem kulkrisen og CO₂-vedvarende CO₂: Den ubehagelige klimabalance

Tesen om, at energiomstillingen gør elsystemet renere, er empirisk korrekt i sin grundlæggende retning. CO₂-udledningen fra tysk elproduktion er faldet markant siden 1990, den specifikke emissionsintensitet pr. produceret kilowatt-time er næsten halveret, og i 2024 blev mere end halvdelen af ​​bruttoelforbruget for første gang dækket af vind, sol, biomasse og vandkraft. En fremstilling, der kategorisk hævder, at Tyskland, på trods af udbredelsen af ​​vedvarende energi, har et af de mest beskidte elsystemer i Europa, forvrænger denne virkelighed.

Følgende forbliver dog en nuanceret og sand kendsgerning: I en sammenligning inden for Europa ligger Tyskland fortsat bag Frankrig, Sverige, Schweiz, Norge og Finland med hensyn til CO₂-intensiteten i elproduktionen – det vil sige bag de lande, der overvejende er afhængige af atomkraft og vandkraft. En fransk elmix udleder ofte mindre end en tiendedel pr. kilowatt-time af, hvad en gennemsnitlig tysk mix producerer. Tyskland klarer sig også dårligere end Spanien og Storbritannien i mange måleperioder. Årsagen er ikke en svaghed ved vedvarende energi, men snarere den politisk pålagte udfasningssekvens: Atomkraftværker blev lukket ned før kulkraftværker, hvilket øger den resterende fossile brændstofintensitet i timer med lav vind- og soltilførsel. Økonomisk set har Tyskland erstattet en balancerende energikilde med lavt CO₂-udledning med en balancerende energikilde med højt CO₂-udledning og har kun delvist kompenseret for denne effekt gennem yderligere kapacitetsudvidelse. Resultatet er en dekarboniseringskurve, der er mere realistisk, men fladere, end den officielle fortælling antyder.

Den forskudte afhængighed: Fra russisk gas til kinesisk værdiskabelse

Påstanden om, at Tyskland vil blive energiuafhængig gennem energiomstillingen, er en af ​​de påstande, der lyder konsistente i teorien, men falder fra hinanden i praksis på grund af den reelle struktur af globale forsyningskæder. Det er sandt, at enhver, der ikke længere forbruger importeret kul, importeret naturgas og importeret uran, reducerer sin klassiske afhængighed af energiimport. Det er lige så sandt, at en vind- eller solpark, når den først er bygget, producerer energi uanset geopolitiske forhold. Denne opdagelse er ikke markedsføring; det er fysik.

Forestillingen om, at dette har elimineret afhængigheden, er usand. Den er blot blevet forskudt og omformet. Den industrielle værdikæde bag vedvarende energi viser en dramatisk koncentration. Omkring 80 procent af den globale produktionskapacitet for solcellemoduler og omkring 95 procent af waferproduktionen er placeret i Kina; situationen er ens for battericeller og katodematerialer, og endnu mere udtalt for sjældne jordartsmagneter til vindmøller og elmotorer. Dertil kommer afhængigheder af lithium fra Chile og Australien, kobolt fra Den Demokratiske Republik Congo og kobber og nikkel fra et håndterbart antal produktionslande. Fra et nationalt modstandsdygtighedsperspektiv er en afhængighed af fossile råvarer således blevet udvekslet med en afhængighed af mineralske råvarer, industrielt hardware og kinesiske procesindustrier. Om denne udveksling er fordelagtig afhænger af den politiske stabilitet i de nye forsyningskilder. Den empiriske respons er indtil videre blandet, og i Kinas tilfælde ret nedslående.

Når rolige vinde bliver et systemisk problem: Den skjulte side af forsyningssikkerhed

Udsagnet om, at forsyningen er sikker, er nok det mest interessante på listen. Det er formelt korrekt og samtidig indholdsmæssigt tvivlsomt. Det er formelt korrekt, fordi der hidtil ikke er sket store strømafbrydelser i Tyskland som følge af mangel på produktionskraft, og den gennemsnitlige utilgængelighed pr. slutforbruger, målt i SAIDI-minutter, forbliver lav internationalt. Dette er en præstation for netoperatørerne, ikke for det politiske system.

Udsagnet bliver væsentligt tvivlsomt, når man ser bag facaden af ​​den samlede balance. Antallet af netinterventioner er det bedste tidlige indikatorsystem. Federal Network Agency rapporterer et omfang af foranstaltninger til håndtering af netbelastning på cirka 30.300 gigawatt-timer for 2024, med foreløbige samlede omkostninger på omkring 2,78 milliarder euro, sammenlignet med 34.300 gigawatt-timer og 3,34 milliarder euro i 2023. De 19.318 omdirigeringsinterventioner om året, der er nævnt i den oprindelige tekst, svarer til de individuelle foranstaltninger i transmissionsnettet og repræsenterer en plausibel størrelsesorden. Aktuelle vurderinger fra distributionsnetsektoren viser dog, at hyppigheden af ​​interventioner i den såkaldte omdirigeringsintervention 2.0 stiger dramatisk efter inkluderingen af ​​mindre anlæg; indledende evalueringer fra 2025 indikerer en yderligere fordobling af antallet af tilfælde. Dette er ikke marginale fænomener, men snarere de økonomiske konsekvenser af et system, hvis produktionssteder ikke længere matcher forbrugsstederne.

At perioder med lav vind- og solproduktion er reelle, er ikke en polemisk påstand, men en meteorologisk kendsgerning. Ugelange perioder med højt tryk om vinteren med lavt vindudbytte og ubetydelig solproduktion forekommer regelmæssigt. I december 2022 og november 2024 måtte gas-, kul- og biomassekraftværker sammen med import fra Frankrig, Holland og Danmark bære den resterende byrde. At systemet fungerer i sådanne faser, er en succes for de koblede europæiske markeder og den resterende fossile brændstofflåde, ikke et bevis på det tyske vedvarende energisystems autonomi. Det økonomisk relevante er, at den resterende kapacitet tjener en forsikringsfunktion, der skal betales for, selvom den kun er i drift i et par hundrede timer om året. Netop dette finansieringsproblem er den grundlæggende designfejl i den tyske markedsarkitektur.

Energisystemets to verdener: elsektoren versus den endelige energiproduktion

En af de hyppigste forvrængninger i debatten er sammenblandingen af ​​elproduktionsandel og primærenergiandel. Selvom pressemeddelelser, der angiver, at over halvdelen af ​​Tysklands elektricitet kommer fra vind- og solenergi, er faktuelt korrekte, betyder det ikke, at halvdelen af ​​Tysklands energiforbrug er klimaneutralt. I 2024 var andelen af ​​vedvarende energi i det endelige bruttoenergiforbrug omkring 22 procent, og i det primære energiforbrug omkring 20 procent. Årsagen er enkel: Elektricitet er kun ét segment af energisystemet. Opvarmning i bygninger, procesvarme i industrien, transport - især godstransport, skibsfart og luftfart - leveres fortsat overvejende af fossile brændstoffer.

Denne asymmetri giver anledning til et strategisk problem, der sjældent diskuteres åbent. Enhver sektorkobling, dvs. omdannelsen af ​​opvarmning og transport til elektricitet, øger elforbruget. Hvis energiomstillingen i varme- og transportsektoren skal tages alvorligt, vil bruttoelforbruget stige fra omkring 510 terawatt-timer i dag til mellem 750 og 1.000 terawatt-timer, afhængigt af modellen og antagelserne vedrørende brint. Det betyder, at produktion, net og lagringsfaciliteter ikke blot skal imødekomme den nuværende efterspørgsel, men groft sagt fordoble den inden for en tidsramme på tyve til femogtyve år. Den igangværende udbygning, der allerede anses for ambitiøs, repræsenterer kun en tredjedel af vejen til at opnå det ønskede resultat.

Kernen i denne teknologiske udvikling er den bevidste afvigelse fra konventionel klemmemontering, som har været standarden i årtier. Det nye, mere tids- og omkostningseffektive monteringssystem imødekommer dette med et fundamentalt anderledes og mere intelligent koncept. I stedet for at fastspænde modulerne på bestemte punkter, indsættes de i en kontinuerlig, specialformet støtteskinne og holdes sikkert på plads. Dette design sikrer, at alle kræfter – uanset om det er statiske belastninger fra sne eller dynamiske belastninger fra vind – fordeles jævnt over hele modulrammens længde.

Mere information her:

• Klik i stedet for at skrue: Dette geniale system bygger solcelleparker 40 % hurtigere og revolutionerer energiomstillingen

Omkostningstrekanten: generation, netværk og den store ukendte sikkerhedskopiering

Diskussionen om systemomkostninger lider af en metodologisk svaghed. Den reduceres normalt til direkte produktionsomkostninger, dvs. de leveliserede elomkostninger (LCOE) for nye vind- eller solkraftværker, som nu opnår priser mellem 5 og 8 cent pr. kilowatt-time på auktioner. Dette er en imponerende prisreduktion, og den bør anerkendes. Det er dog ikke, hvad det samlede system koster, fordi de samlede systemomkostninger inkluderer produktion, net, lagring, backup, balanceringskraft, hjælpetjenester samt finansierings- og alternativomkostninger ved overskydende installeret kapacitet.

En undersøgelse bestilt af det tyske industri- og handelskammer og udført af Frontier Economics anslår disse omkostninger for perioden 2025 til 2049 til mellem 4,8 og 5,4 billioner euro. Fordelingen er afslørende: 2,0 til 2,3 billioner euro kan tilskrives energiimport, 1,2 billioner euro til netomkostninger, 1,1 til 1,5 billioner euro til investeringer i produktionsanlæg og cirka 500 milliarder euro til deres løbende drift. Når dette beløb beregnes pr. indbygger baseret på en befolkning på næsten 84 millioner mennesker med en gennemsnitsalder på 24 år, ligger de resulterende omkostninger pr. indbygger i det lave firecifrede interval pr. år. De 430 euro pr. indbygger, der er citeret i den originale tekst, er derfor et ret konservativt estimat og refererer til en snævrere definition af systemomkostninger.

Netudvidelseskomponenten er særligt afslørende. Den efterspørgsel, som transmissionssystemoperatørerne har identificeret i netudviklingsplanen, omfatter i målscenariet flere tusinde kilometer nye højspændingsledninger, suppleret med betydeligt længere strækninger i distributionsnettet. Tallet på 16.800 kilometer ledninger, der er nødvendige, hvoraf kun 3.500 kilometer er bygget i øjeblikket, afspejler det samlede omfang af alle foranstaltninger, når transmissions- og distributionsnetværk kombineres, og er realistisk i denne størrelsesorden. Økonomisk set er den nominelle kilometertal mindre vigtig end tilladelses- og byggetiden, som for store projekter som SuedLink og SuedOstLink regelmæssigt overstiger et årti. Omkostningskonsekvenserne af disse forsinkelser er dobbelte: På den ene side bliver infrastrukturen dyrere på grund af inflation og trængselsafgifter; på den anden side stiger omkostningerne til genbefordring, fordi nettet ikke er tilgængeligt der, hvor produktionen finder sted.

Gaskraftværker som en bro, der ikke burde være en: Den nye afhængighed af fossile brændstoffer

Den økonomiske rådgiver Veronika Grimm har gentagne gange i de senere år påpeget, at uden en hurtig udvidelse af den regulerbare kraftværkskapacitet er hele energiomstillingsprojektet i fare. Denne holdning nyder flertalsstøtte i Rådet for Økonomiske Eksperter og det videnskabelige energipolitiske miljø. Den underliggende årsag er teknisk overbevisende: Når de resterende atomkraftværker lukkes ned, og planerne for udfasning af kul overholdes, vil der i de kommende år, afhængigt af scenariet, opstå et hul i den garanterede kapacitet på omkring 20 til 50 gigawatt. Dette hul kan ikke lukkes på kort sigt med den nuværende teknologi, hverken gennem batterier eller brint.

Det politiske kompromis går ud på brintkompatible gaskraftværker, der i første omgang drives af naturgas og senere konverteres til brint. Dette er en balancegang både fra et økonomisk og et klimapolitisk perspektiv. På den ene side øger opførelsen af ​​nye gaskraftværker den fossile brændstofinfrastruktur i et land, der sigter mod at reducere netop denne infrastruktur. På den anden side er driftsmodellerne ikke økonomisk levedygtige uden et kapacitetsmarked eller statslige garantier, fordi et kraftværk, der kun er i drift i et par hundrede timer om året, ikke kan refinansiere sine faste omkostninger via spotmarkedet. Den føderale regering bevæger sig derfor i retning af en kapacitetsmekanisme, der yderligere øger systemomkostningerne, og som generelt ikke tilskrives vedvarende energi i den offentlige diskurs, selvom den ville være unødvendig, hvis det ikke var for de vedvarende energikilders volatilitet.

Batteriillusionen: Hvorfor lagring (nyt: stadig) ikke kan erstatte et kraftværk

En vedvarende fortælling hævder, at batterier og andre lagringssystemer vil gøre infrastruktur til backup af fossile brændstoffer overflødig. Denne fortælling blander to helt forskellige opgaver sammen. Kortsigtede lagringsløsninger, såsom lithium-ion-batterier, pumpelagring eller termisk lagring, bufferer strøm i timer op til højst et par dage. De er teknisk modne og stadig mere attraktive fra et økonomisk synspunkt, især til at flytte solenergiproduktion mellem dag og nat og til markedsføring af balancerende strøm. Deres kapitalomkostninger varierer fra €100 til €400 pr. kilowatt-time brugbar lagerkapacitet, afhængigt af størrelse og varighed.

Langtidslagringssystemer, der skal kunne dække perioder med lav vind- og solenergiproduktion på en til to uger, er en helt anden historie. For Tyskland indikerer plausible systemmodeller et sæsonbestemt lagringsbehov på mellem 50 og 100 terawatt-timer. Til sammenligning har alle store lithium-ion-lagringssystemer, der i øjeblikket er installeret i Europa, en samlet kapacitet på under 50 gigawatt-timer, hvilket svarer til cirka en tusindedel af den nødvendige kapacitet. Den fysisk mulige løsning er brint, der produceres via elektrolyse ved hjælp af overskydende elektricitet, lagres i hulrum og omdannes tilbage til elektricitet i gasturbiner. Hvert af disse konverteringstrin mister energi, med en samlet effektivitet på mellem 25 og 40 procent. Det betyder, at for hver kilowatt-time elektricitet, der faktisk bruges, skal der kræves to til fire gange så meget vedvarende energiproduktion opstrøms. Enhver, der tager brint alvorligt, skal øge udbredelsen af ​​vind- og solenergi betydeligt, bringe elektrolysørkapaciteten op i det trecifrede gigawatt-område og skabe en infrastruktur af rørledninger og hulrum, der i øjeblikket kun eksisterer i rudimentær form.

Relateret til dette:

• NYT: Milliardstor gaskraftværksfælde? Hvorfor enorme langtidsbatterilagringssystemer nu er det bedre valg

Plateauproblemet: Når kapaciteten vokser uden produktion

Et sjældent undersøgt fænomen er forskellen mellem installeret kapacitet og faktisk energiproduktion. Mens installeret vind- og solkapacitet er steget dramatisk siden 2015, er bruttoelproduktionen fra disse kilder vokset langsommere på grund af stigende begrænsninger, overbelastning af nettet og lave fuldlasttimer på nye, mindre optimale steder. Desuden er det samlede elforbrug ikke steget som planlagt, fordi industrien, elbiler og varmepumper ikke klarer sig rigtig godt. Resultatet er et system, der tilsyneladende vokser hurtigt i den politiske diskurs, men som viser et plateau i produktionsstatistikkerne.

Fra et økonomisk-politisk perspektiv er dette plateau farligt, fordi det peger på en strukturel grænse for den nuværende model. Hver yderligere solcellepark, der bygges i Sydtyskland, eller vindmøllepark i Nordtyskland, genererer elektricitet i myldretiden, som på grund af manglende transmissionskapacitet enten begrænses eller eksporteres til negative priser. Den marginale økonomiske fordel ved yderligere kapacitet falder, mens de marginale omkostninger til net, lagring og backup-systemer stiger. Økonomisk set krydser systemet tærsklen for negative stordriftsfordele.

Kampen om privilegier: En transformations fordelingsøkonomi

Enhver større transformation har sine vindere og tabere, og energiomstillingen er ingen undtagelse. Strukturelle vindere omfatter udviklere af vind- og solparker, producenter af lagrings- og netteknologi, konsulentfirmaer i det regulatoriske miljø, jordejere, hvis jord er nødvendig til transmissionslinjer, prioriterede vindenergizoner eller transformerstationer, og den eksportorienterede solcelle- og batteriindustri i Kina. Strukturelle tabere omfatter energiintensive industrier uden præferencebehandling, lejere uden indflydelse på beslutninger om opvarmning og isolering, pendlere i landdistrikter uden alternative offentlige transportmuligheder og små og mellemstore virksomheder, der hverken modtager lettelser eller strategisk fleksibilitet.

Disse fordelingseffekter er ikke blot bivirkninger, men politisk og økonomisk relevante, fordi de bestemmer accepten af ​​transformationen. Hvis lavindkomsthusholdninger er nødt til at bruge en større andel af deres disponible indkomst på energi, hvis regioner med høj industriel koncentration lider uforholdsmæssigt meget under elprisforskelle, og hvis der samtidig flyder subsidier til sektorer, hvor værdiskabelsen delvist finder sted i udlandet, sker der politisk erosion, hvilket afspejles i valgresultater og parlamentariske flertal. Fra et økonomisk perspektiv er energiomstillingen ikke blot et klimaprojekt, men et massivt omfordelingsprojekt, hvis balance, set fra et retfærdighedsperspektiv, hidtil har været utilstrækkeligt gennemsigtig.

Den europæiske kontekst: Hvorfor Tyskland ikke alene bestemmer resultatet

Tysklands energiomstilling diskuteres ofte, som om den finder sted i et lukket system. I virkeligheden er den tyske elsektor integreret i det europæiske sammenkoblede net, og dens priser bestemmes af priszoner og handelsstrømme på det Paris-baserede EEX-datterselskab EPEX Spot, børserne i Oslo og Amsterdam samt grænseoverskridende kapacitetsauktioner. Denne integration er en enorm økonomisk fordel, fordi den muliggør import i perioder med lav vind og eksport i perioder med overskud, normalt til meget lave priser. Samtidig udgør den en risiko, fordi politiske beslutninger truffet af nabolande, såsom Frankrigs udbygning af atomkraft eller Polens kulfyrede kraftproduktion, direkte påvirker den tyske systemøkonomi.

Samspillet med Frankrig er særligt interessant. Frankrigs atomkraftflåde, som i vid udstrækning vil være operationel igen i 2025 efter længere tids afbrydelser, eksporterer regelmæssigt betydelige mængder elektricitet til Tyskland i vintermånederne. For første gang i lang tid er nettoimporten dokumenteret i Tysklands elhandelsbalance for 2024. Det betyder ganske enkelt, at den energiuafhængighed, der fremhæves i Tyskland, er opnået ved samtidig at lukke ned for den indenlandske grundlastproduktion og udnytte udenlandsk atomkraft. Fra et europæisk perspektiv er dette effektivt; fra et nationalt perspektiv bryder det med fortællingen om i stigende grad at producere sin egen elektricitet.

Hvad dataene egentlig siger: En samlet økonomisk vurdering

En gennemgang af de fire løfter, der blev nævnt i begyndelsen, i lyset af de tilgængelige data afslører et ambivalent, men klart billede. Løftet om lavere energiomkostninger gælder produktionsomkostningerne for nye anlæg, men ikke slutbrugerpriserne, hverken for husholdninger eller for energiintensive små og mellemstore virksomheder (SMV'er). Forskellen mellem produktionsomkostninger og slutbrugerpriser skyldes systemarkitekturen af ​​skatter, afgifter, netgebyrer og markedsdesign, som ikke er blevet mere slank på tyve år. Løftet om renere energiproduktion gælder for elproduktion, men i internationale ranglister og i forhold til det samlede energiforbrug er det betydeligt mindre imponerende, end den politiske kommunikation antyder. Løftet om uafhængighed er delvist opfyldt med hensyn til import af fossile brændstoffer, men klart brudt med hensyn til råvarer, komponenter og industrielle input. Løftet om en sikker forsyning holder stik i dag, men antallet af netinterventioner, niveauet af omdirigeringsomkostninger og den strukturelle afhængighed af backup og import af fossile brændstoffer viser, at denne sikkerhed bliver stadig dyrere og stadig mere skrøbelig.

Det betyder ikke, at energiomstillingen er mislykkedes, men den er heller ikke på den vej, som dens fortalere ønsker. Det er et halvfærdigt projekt, hvor de billige dele – nemlig den simple installation af sol- og vindmølleparker på gode steder – allerede er gennemført, mens de dyre, vanskelige dele – lagring, net, nødstrøm, sektorkobling, sikring af råmaterialer og europæisk harmonisering – stadig ligger forude. Enhver ærlig økonomisk analyse må erkende, at marginalomkostningerne ved de næste ti procentpoint af dekarbonisering vil være betydeligt højere end ved de første halvtreds.

Retningen er rigtig, tempoet er forkert, og designet mindst af alt

En nøgtern vurdering fører ikke til den konklusion, at energiomstillingen bør opgives. Den globale emissionsudvikling, de faldende produktionsomkostninger for vedvarende energi og den geopolitiske skrøbelighed i forsyningskæderne for fossile brændstoffer gør dekarbonisering til både en industriel nødvendighed og et strategisk fornuftigt træk. Det fører dog til den konklusion, at det nuværende design af den tyske energiomstilling hverken er omkostningseffektivt eller foreneligt med industripolitikken. Udvidelse af vedvarende energikapacitet uden synkron udvidelse af net og lagring, begrænsning af lavkulstofbaselastkraft før baselastkraft fra fossile brændstoffer, outsourcing af værdikæden til strategiske konkurrenter, forsømmelse af en pålidelig kapacitetsmekanisme og indsnævring af kommunikationen til elsektoren er alle undgåelige designfejl. Hver af disse fejl har en pris, og denne pris vil kun stige, jo længere den ignoreres.

Udsagnet om, at vind og sol ikke sender regninger, er stadig sandt i snæver forstand. Systemet bag dem sender dog en – en stor, distribueret og til tider skjult regning. At identificere denne regning, prioritere den og omsætte den til et økonomisk levedygtigt design er den virkelige opgave for de kommende lovperioder. De, der anser dette for at være defaitistisk, forveksler kritik med afvisning. Og de, der anser det for irrelevant, har ikke forstået det projekt, de går ind for.

Fra industrielle solcelleanlæg på taget til solcelleparker og større solcelleparkeringspladser

☑️ Vores forretningssprog er engelsk eller tysk

☑️ NYT: Korrespondance på dit modersmål!

 

Jeg og mit team er glade for at stå til rådighed for dig som din personlige rådgiver.

Du kan kontakte mig ved at udfylde kontaktformularen her wolfenstein@xpert.digital:eller blot ringe til mig på +49 7348 4088 965. Min e-mailadresse er

Jeg glæder mig til vores fælles projekt.

 

 

☑️ EPC-tjenester (teknik, indkøb og byggeri)

☑️ Nøglefærdig projektudvikling: Udvikling af solenergiprojekter fra start til slut

☑️ Analyse af stedet, systemdesign, installation, idriftsættelse, vedligeholdelse og support

☑️ Projektfinansierer eller formidler af kapitaludbydere