Decentraliseret energiomstilling og små og mellemstore virksomheder (SMV'er): Hvordan denne decentraliserede energistrategi ville have reddet SMV'er

Dyrt gaskraftværk i blindgyde: Hvorfor tyske SMV'er betaler regningen for energiomstillingen

Myten om den "mørke stilhed": Hvorfor nye gasfyrede kraftværker er det helt forkerte svar for SMV'er

I Tysklands nye energipolitik er byrderne ved overgangen dramatisk ulige fordelt. Mens store virksomheder drager fordel af undtagelser, milliardbeløb i subsidier og direkte leveringskontrakter, betaler traditionelle små og mellemstore virksomheder (SMV'er) – fra håndværksvirksomheder til regionale bagerier – regningen gennem drastisk stigende afgifter og netgebyrer. Den nuværende regerings kurs er kernen i kritikken: den massive, afgiftsfinansierede udvidelse af centrale gasfyrede kraftværker erklæres som den eneste mulighed for at sikre forsyningssikkerheden. Denne strategi viser sig imidlertid at være en dyr blindgyde for SMV'er, der skaber nye afhængigheder og kunstigt holder elpriserne høje på lang sigt.

Denne artikel undersøger, hvorfor en "bottom-up energipolitik" – baseret på decentraliseret solcelleanlæg, intelligent batterilagring, fleksible biogasanlæg og virtuelle kraftværker – ville have været en langt bedre økonomisk og strategisk løsning. En konsekvent decentraliseret energiomstilling ville have givet små og mellemstore virksomheder (SMV'er) præcis det, de i øjeblikket mangler mest: reel uafhængighed af aktiekurser, reduktion af asymmetrisk markedsstyrke og langsigtet planlægningssikkerhed. Læs videre for at finde ud af, hvorfor det at klamre sig til storstilet fossil brændstofinfrastruktur systematisk stiller svagere markedsdeltagere dårligere, og hvorfor teknologien til et decentraliseret alternativ længe har været tilgængelig.

Relateret til dette:

• Den store modsigelse i støtten efter hård kritik af EEG: CDU-minister planlægger nu enorme omkostningsafgifter til gaskraftværker

Den forpassede mulighed for en bottom-up energipolitik – Hvorfor vejen via gasfyrede kraftværker er en dyr blindgyde

Energiomkostninger som et systemisk problem for svagere økonomiske aktører

Tyskland har en af ​​de højeste industrielle elpriser sammenlignet med andre G7-lande. Denne situation påvirker ikke alle markedsdeltagere ligeligt. Store industrivirksomheder drager fordel af omfattende juridiske undtagelser og kan strategisk optimere deres energiindkøb gennem egenkapital, specialiseret personale og direkte kontrakter. Små virksomheder, såsom håndværksvirksomheder, hoteller, bagerier, restauranter eller mellemstore varehuse, får overvejende deres elektricitet til standardtakster fra den lokale netoperatør eller standardleverandør. Netop disse aktører, der danner rygraden i den tyske økonomi, og hvis profitmarginer er naturligt små, rammes særligt hårdt af stigende afgifter og regeringsinducerede omkostningsstigninger.

I årtier fokuserede den energipolitiske debat i Tyskland primært på spørgsmålet om forsyningssikkerhed for store forbrugere og energiintensive industrier. Dette er legitimt, da højovne, kemiske anlæg og aluminiumsværker kræver en grundlastkompatibel, uafbrydelig strømforsyning i mængder og kvaliteter, som decentraliserede småskalaanlæg simpelthen ikke kan levere direkte. En fundamental forskel blev dog overset: Langt de fleste tyske virksomheder tilhører ikke denne kategori. Bagerier, tømrerier, restauranter, små detailvirksomheder, kontorserviceudbydere og kommunale faciliteter er hverken grundlastkritiske eller har den geopolitiske betydning, der ville berettige særlig opmærksomhed i energipolitikken. De er blevet systematisk forsømt.

Relateret til dette:

• Den globale energiløgne: Hvorfor den påståede fiasko i energiomstillingen bare er et eventyr

Hvad decentraliseret energiforsyning ville have betydet specifikt for SMV'er

Decentraliserede energiløsninger er ikke abstrakte teknologiske visioner, men snarere gennemprøvede og økonomisk levedygtige systemer. I kerne kombinerer de solcelleanlæg på private tage, stationær batterilagring og intelligente energistyringssystemer, hvor det er muligt suppleret med varmepumper og kraftvarmeværker (CHP) drevet af biogas eller biometan. En undersøgelse foretaget af Roland Berger på vegne af New Energy Alliance anslår merværdien af ​​decentraliserede energiløsninger for Tyskland til op til 255 milliarder euro inden 2045. For SMV'er svarer dette til et årligt besparelsespotentiale på 1.500 til 2.500 euro, baseret på et typisk årligt forbrug på 15.000 kWh.

Dette tal lyder moderat ved første øjekast, men for et bageri eller en lille håndværksvirksomhed med et årligt overskud i det lave femcifrede intervallet er det strukturelt signifikant. Vigtigere end de absolutte besparelser er dog den kvalitative effekt: De, der producerer en betydelig del af deres egen elektricitet, afkobler deres omkostningsberegninger fra engrosprisen på el, geopolitiske risici ved gasforsyningen og de regelmæssige prisstigningsmeddelelser fra transmissionssystemoperatører. Decentrale systemer giver således noget, der er uvurderligt for små og mellemstore virksomheder: planlægningssikkerhed.

Små virksomheders afhængighed af store energiselskaber er strukturel. Ingen tankstation, ingen snackbar, ingen frisørsalon kan uafhængigt forhandle en strømforsyningskontrakt med særlige betingelser, sådan som en virksomhed som Thyssenkrupp eller BASF kan. Decentraliseret energiproduktion bryder denne asymmetriske markedsstruktur: Hver kilowatttime, der genereres på stedet, behøver ikke at blive købt under markedsdominerende forhold. Dette er netop det politiske løfte om en decentraliseret energiomstilling – og netop derfor er dens konsekvente implementering langt vigtigere for svagere markedsdeltagere end for store virksomheder.

Planlægningssikkerhed som konkurrencefaktor – og dens systematiske underminering

I ingen anden forretningsdisciplin er planlægningssikkerhed så fundamental som i investeringsbeslutninger. En håndværksvirksomhed, der i dag investerer 30.000 euro i et solcelleanlæg med batterilagring, gør det baseret på en amortiseringsberegning, der skal være gyldig i ti til tyve år. Hvis denne ramme destabiliseres af regelmæssige lovændringer, tilbagevirkende indgreb i feed-in-tariffer eller nye regler for nettilslutning, kollapser hele investeringsberegningen.

Denne destabilisering er blevet observeret i Tyskland i årevis. Et særligt levende eksempel er udkastet til en såkaldt netpakke, som blev offentliggjort i begyndelsen af ​​2026, og som en bred alliance af borgerenergikooperativer, det tyske solenergiselskab og adskillige andre foreninger protesterede imod. Udkastet fastslog, at netområder, hvor mere end tre procent af den elektricitet, der blev tilført nettet, var blevet begrænset i det foregående år, skulle betragtes som "kapacitetsbegrænsede". I disse områder ville nye anlæg ikke længere modtage kompensation for netrelaterede nedlukninger i op til ti år. Dette ville flytte en tidligere kalkulerbar netrisiko udelukkende over på anlægsoperatørerne – og det ville ramme netop de mindre, regionalt baserede aktører hårdest, da de finansierer på projektbasis og ikke kan sprede risici på tværs af brede porteføljer som store virksomheder.

Enhver, der kræver decentraliserede investeringer, men samtidig systematisk forværrer rammerne for dem, indgår i en selvmodsigelse i energipolitikken. Konsekvensen: Risikoaverse mellemstore virksomheder viger tilbage fra investeringer, der rent faktisk ville gavne dem – og forbliver i systemet med centraliseret forsyning fra store energiudbydere, som decentraliserede løsninger skulle beskytte dem imod.

Relateret til dette:

• Brændstofreserver til kun 3 måneder: Forsvarsentreprenør afdækker massivt sikkerhedshul – Decentrale energiøer i stedet for store raffinaderier kræves

Regningen for gasfyrede kraftværker: Nye omkostninger i stedet for færre

Den tyske forbundsregering og transmissionssystemoperatørerne har erklæret udvidelsen af ​​nye gasfyrede kraftværker for at sikre forsyningssikkerheden som et centralt element i deres strategi. Kraftværkssikkerhedsloven (KWSG) fra juli 2024 satte en målkapacitet på 12,5 GW, bestående af 5 GW nye brintklare gasfyrede kraftværker, 2 GW moderniserede eksisterende værker, 500 MW rene brintkraftværker og yderligere 5 GW konventionelle gasfyrede kraftværker i en anden, afgiftsfinansieret søjle. De planer, der i øjeblikket drøftes af den nye forbundsregering, forudser endda opførelse af op til 20 GW gasfyret kraftværkskapacitet inden 2030.

Omkostningerne ved denne tilgang er betydelige. En undersøgelse foretaget af Forum for Ecological and Social Market Economy (FÖS), bestilt af Green Planet Energy, anslår de samlede samfundsmæssige omkostninger ved et nyt gaskraftværk til op til 67 cent pr. kilowatt-time – et tal, der inkluderer klimaomkostninger, statslige subsidier og langsigtede importafhængigheder. Alene for de oprindeligt planlagte ti gigawatt gaskraftværker forventer FÖS subsidieomkostninger på omkring 6,6 milliarder euro. Hvis disse omkostninger væltes over på elpriserne, kan tillægget beløbe sig til så meget som 1,6 cent pr. kilowatt-time.

Denne mekanisme med at overvælte omkostninger på elprisen er ikke ny, men snarere etableret praksis. For 2026 har transmissionssystemoperatørerne næsten fordoblet kraftvarmetillægget fra 0,227 til 0,446 cent/kWh (en stigning på 96,48 procent) og hævet havnettillægget fra 0,816 til 0,941 cent/kWh. For en virksomhed med et årligt forbrug på 30 millioner kWh betyder det meromkostninger på 65.700 euro i forhold til 2025, udelukkende på grund af kraftvarmetillægget. Sådanne beløb er afgørende for overlevelsen af ​​en energiintensiv mellemstor virksomhed, der ikke kan gøre krav på en særlig fritagelse under den særlige udligningsordning.

Industri- og Handelskammeret i Sydthüringen opsummerede det perfekt i 2025: "Den planlagte føderale subsidie ​​på 6,5 milliarder euro for 2026 er nødvendig nu for at forhindre betydelige stigninger i elpriserne for virksomheder. Men samlet set er det blot en lappeløsning." Trods alle løfter om lettelser stiger de regeringspåvirkede komponenter i elpriserne igen. Det, der præsenteres som en midlertidig løsning, er ved at blive en permanent tilstand af stigende omkostningsbyrder, som systematisk væltes over på forbrugere og ikke-privilegerede virksomheder.

Et systemisk tilfælde af at gøre tingene værre

Udtrykket "at gøre tingene værre" indfanger perfekt essensen af ​​denne energipolitik. Det egentlige mål – forsyningssikkerhed med faldende omkostninger og en stigende andel af vedvarende energi – opnås ikke af strategien for gasfyrede kraftværker, men undermineres snarere strukturelt. Nye kapaciteter fremmes, hvilket skaber overkapacitet, der sjældent udnyttes, og som alligevel skal refinansieres permanent gennem kapacitetsmekanismen. I sidste ende bæres omkostningerne ved denne refinansiering ikke af den store, børsnoterede virksomhed, der drager fordel af særlige kompensationsordninger, men af ​​den mellemstore virksomhedsejer, der mangler adgang til sådanne instrumenter.

Dertil kommer den strategiske fejltagelse i forbindelse med teknologisk afhængighed af strømforsyningsveje. Hvert nybygget gaskraftværk binder kapital, infrastruktur og politisk opmærksomhed i 20 til 30 år. Drift af disse anlæg forudsætter, at gasimporten forbliver tilgængelig til rimelige priser. Afhængigheden af ​​import af fossile brændstoffer, som den russiske angrebskrig mod Ukraine så smertefuldt afslørede i 2022, overvindes ikke, men flyttes blot geografisk – fra russiske rørledninger til LNG-terminaler. Dette giver kun ringe trøst til tyske SMV'er, som stod over for potentielt ødelæggende omkostningsstigninger under energikrisen i 2021 til 2023.

En decentraliseret energistrategi ville derimod have fokuseret på immaterialiseringen af ​​energiindkøb: De, der producerer deres egen energi, betaler ikke for importerede gaspriser, netgebyrer for lange transmissionsafstande eller for refinansiering af kraftværker, der kun er i drift sjældent. Roland Berger-undersøgelsen viser, at decentraliserede løsninger kan reducere omkostningerne til viderefordeling (omkostninger til netstabilisering) med omkring 40 procent – ​​svarende til €80 til €100/MWh sammenlignet med €130 til €150/MWh for konventionelle forsynings- og reservekraftværker. Desuden kan investeringer i udvidelse af distributionsnettet reduceres med 40 til 50 procent, hvilket ville have betydet yderligere indirekte besparelser i netgebyrer.

Problemet med den mørke periode med lav vind: Sæt det i perspektiv, overdramatiser det ikke

Det stærkeste argument imod den decentraliserede energiomstilling er argumentet om "mørke stilhed". Når vind og sol ikke viser sig samtidig i flere dage – et sjældent, men meteorologisk reelt fænomen – er solceller og vindkraft alene utilstrækkelige til at imødekomme efterspørgslen. En LBBW-analyse anslår, at sådanne mørke stilhedsperioder, der varer mere end 48 timer, forekommer i Tyskland cirka to gange om året. I ekstreme scenarier kan energiunderskuddet nå op på 10,6 TWh – et tal, der ikke kan dækkes af batterilagring alene.

Denne vurdering er korrekt, men den bruges ofte til fuldstændigt at miskreditere decentraliserede muligheder i stedet for at integrere dem objektivt i et omfattende koncept. Spørgsmålet er ikke, om der findes problemer med spidsbelastning og restbelastning – det er ubestridt – men om svaret på dem nødvendigvis skal være opførelsen af ​​nye fossilgaskraftværker. En mere nuanceret analyse viser, at perioder med lav vind- og solenergiproduktion er et problem med sæsonbestemte forsyningshuller. Decentraliseret solcelleanlæg og lokal batterilagring løser ikke dette sæsonbestemte hul. Dette var dog aldrig påstanden i denne analyse.

Det handler mere om den rette arbejdsdeling mellem forskellige teknologier. Batterilagring håndterer timeintervallet – afbalancerer daglige udsving og reducerer spidsbelastninger. Pumpekraftværker dækker det daglige til ugentlige interval. For det faktiske sæsonbestemte problem med perioder med lav vind- og solproduktion – hvilket betyder perioder på en til flere uger – er power-to-gas med brint som sæsonbestemt lagringsmedium den eneste teknologi med en troværdig skaleringsvej. Jülich Research Centre har beregnet, at omkring 50 GW brintgasturbiner ville være optimalt til at opnå klimaneutralitet inden 2045, selv for at modstå en to ugers periode med lav vind- og solproduktion i januar.

Det afgørende punkt: Disse brintkraftværker, der er egnede som en klimaneutral løsning, er ikke de samme som de naturgasfyrede kraftværker, der er planlagt i øjeblikket. Sidstnævnte er en kortsigtet løsning, men den forkerte på lang sigt. Investeringer nu i rent gasfyrede kraftværker vil blokere vejen til en bæredygtig brintløsning, skabe afhængigheder af vejen og samtidig belaste elregningerne i de næste par årtier.

Relateret til dette:

• Tysklands elforsyning i perioder med lav vind- og solenergiproduktion: Hvorfor debatten om atomkraft er ude af trit med virkeligheden

Nyt: Patent fra USA – Installer solcelleparker op til 30% billigere og 40% hurtigere og nemmere – med forklarende videoer! - Billede: Xpert.Digital

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

Batterilagring som en undervurderet systemtjenesteudbyder

Batterilagring som usynlige energihelte: Hvordan decentraliserede systemer gør gasfyrede kraftværker forældede

Et andet aspekt, der ofte overses i den politiske debat, er, at batterilagringssystemer ikke blot er passive buffere, men også aktive netstabilisatorer. En analyse viser, at blot 60 GW installeret batterilagring med en kapacitet på to til fire timer kan reducere behovet for pålidelig backup-strøm med 15 til 20 GW. Med 100 GW installeret lagerkapacitet er reduktionen op til 24 GW. Med andre ord erstatter investeringer i decentraliseret batterilagring, som kan understøttes af millioner af små og mellemstore virksomheder (SMV'er), kommercielle virksomheder og private husstande, direkte behovet for ny centraliseret kraftværkskapacitet.

For kommercielle virksomheder tilbyder batterilagringssystemer flere merværdidimensioner samtidig: For det første optimering af eget forbrug, som muliggør 30 til 60 procent højere eget forbrug fra deres eget PV-system. For det andet peak shaving, dvs. reduktion af spidsbelastninger, som kan reducere kapacitetsomkostninger med op til 70 procent. For det tredje nødstrømskapacitet, som sikrer kritiske processer som køling eller IT, selv under strømafbrydelser. Og for det fjerde muligheden for at samle fleksibilitet via virtuelle kraftværker (VPP'er) og tilbyde dem på balanceringsenergimarkedet – og dermed transformere den mellemstore virksomhed fra en simpel elforbruger til en aktiv markedsdeltager.

Relateret til dette:

• Milliard-dollar gaskraftværkfælde? Hvorfor enorme langsigtede batterilagringssystemer nu er det bedre valg

Langtidslagring som en strategisk backupmulighed: En teknologi i fremgang

En almindelig indvending mod batterilagring er, at den er for kortlivet til perioder med lav vind- og solproduktion. Selvom dette gælder for nuværende korttidslagringssystemer, er det en overforenkling af lagringsteknologier generelt – fordi markedet for langtidslagring er under udvikling og strukturelt ændrer landskabet. Moderne lithium-jernfosfat (LFP)-batterier opnår allerede 6.000 til 8.000 opladningscyklusser ved 100 procents afladningsdybde – hvilket svarer til en levetid på 20 til 25 år med daglig opladning og afladning. Prisen på lithium-ion-batterier er faldet med mere end 75 procent siden 2010, og markedet for storskalalagring i Tyskland blev næsten fordoblet i 2025 – med næsten 2 GWh ny kapacitet installeret alene i første kvartal af 2026.

Det virkelige kvalitative spring loves dog af teknologier ud over klassisk lithium-ion-kemi. Redox flow-batterier – såkaldte flydende batterier – betragtes som det mest teknologisk overbevisende svar på problemet med flerdages til sæsonbestemt energilagring. Deres afgørende fordel: Fordi energikonvertering og energilagring er rumligt adskilt – energien lagres i eksterne væsketanke, ikke i selve batteriet – er der ingen elektrodenedbrydning. Dette resulterer i teoretisk ubegrænset cyklusstabilitet og ekstremt lav selvafladning. Effekt og kapacitet kan skaleres uafhængigt af hinanden, hvilket gør teknologien yderst fleksibel til en bred vifte af applikationsstørrelser – fra kommunale nabolagsprojekter til regionale netlagringssystemer.

I 2025 demonstrerede Fraunhofer Instituttet for Kemiteknologi (IKT) et gennembrud: Europas største vanadium redox-flowbatteri med en effekt på 2 MW og en kapacitet på 20 MWh, beliggende i Pfinztal, forsynede for første gang vedvarende energi med elnettet på en forudsigelig og vejruafhængig måde – i over ti timer, kontrollerbar efter behov. Samtidig forsker Universitetet i Freiburg i et ren-mangan-flowbatteri, der ikke kræver det knappe og prisflygtige vanadium og opnår energitætheder på op til 74 Wh/L – omtrent dobbelt så meget som tidligere standardvanadiumsystemer. Målet: mere overkommelige, ressourceeffektive langtidslagringsløsninger, der også er økonomisk rentable for mellemstore lokale energisystemer.

Dette åbner op for et vigtigt strategisk perspektiv i forbindelse med den decentraliserede energiomstilling. Langtidslagring vil udvide timekapaciteten for LFP-batterier til at omfatte den daglige til ugentlige kapacitet. Kombineret med sæsonbestemt brintlagring vil de gradvist lukke det hul, der i øjeblikket betragtes som et uoverstigeligt argument for nye gasfyrede kraftværker. Den tyske forbundsnetvirksomhed (BSW) forudser en samlet stationær batterilagringskapacitet på 41 GW i Tyskland inden 2037 – næsten dobbelt så meget som forventet for bare to år siden. BSW-Solar ser et realistisk udvidelsesmål på 100 GWh samlet kapacitet inden 2030, startende fra omkring 25 GWh i dag. Enhver, der i dag hævder, at gasfyrede kraftværker er uden alternativ, undervurderer systematisk dynamikken i denne teknologiske udvikling – og forpligter sig samtidig til en investeringsbeslutning i fossilbrændselsinfrastruktur, der om ti år vil ligne en forældet fejlinvestering.

Relateret til dette:

• Katherina Reiche beordrer, lobby leverer: Argumenter imod batterilagring og for gasfyrede kraftværker i det føderale ministerium for økonomi og energi

Biogas-kraftvarmeværk: Den decentraliserede broteknologi, der kunne have været brugt

Det mest elegante og systematisk undervurderede instrument til at bygge bro over restbelastningskløften i en decentraliseret energiomstilling er fleksible biogaskraftværker (CHP). I øjeblikket producerer næsten 10.000 decentraliserede værker i Tyskland biogas med en samlet installeret kapacitet på 5,9 GW. Denne kapacitet kunne være øget til 12 GW inden 2030 – hvilket ville gøre opførelsen af ​​nye fossilgaskraftværker unødvendig, forudsat at de nødvendige politiske og lovgivningsmæssige rammer var blevet etableret.

Moderne, fuldt fleksible biogasanlæg med flere kraftvarmeenheder (CHP), biogas- og varmelagringssystemer kan reagere ekstremt dynamisk på små ændringer i elnettet eller markedssituationen. De øger produktionen, når vind- og solenergi er lav, og reducerer, når overskud af vedvarende energi presser priserne ned. Ved kraftvarmedrift udnytter de 80 til 90 procent af energitilførslen, da elektricitet og varme genereres samtidigt – dette kraftvarmeprincip gør det til den mest effektive form for termisk kraftproduktion på markedet. Disse anlæg, der drives med biogas – dvs. baseret på vedvarende ressourcer – er ikke kun yderst effektive, men også klimavenlige.

Disse decentraliserede kontrolsystemer kunne have opfyldt en dobbelt funktion: For det første ville de have sikret kortsigtet netstabilitet, som i overgangsfasen til fuld decentralisering stadig er afhængig af pålidelige, kontrollerbare enheder. For det andet ville de have skabt regionalt forankret merværdi, sikret indtægtskilder for landmænd og landdistrikter og opbygget en decentraliseret infrastruktur, der gavner hele regionen – i stedet for at kanalisere milliarder til store, centraliserede kraftværker primært placeret på større industriområder.

Relateret til dette:

• Virtuelle kraftværker: decentraliseret energi, centralt styret – Stabile net gennem netværk – Optimering af elproduktion og -forbrug

Virtuelle kraftværker og efterspørgselsrespons som systemløsning til mellemstore virksomheder

En afgørende komponent i en decentraliseret energiforsyning, som indtil videre kun er blevet tøvende implementeret i Tyskland, er virtuelle kraftværker (VPP'er) i forbindelse med efterspørgselsrespons (DR). Konceptet er simpelt i sin logik, men komplekst i sin implementering: Mange små, decentraliserede produktions- og lagringsenheder – PV-systemer, batterilagring, kraftvarmeværker, styrbare belastninger – aggregeres via digitale platforme til en enkelt, markedsklar enhed. I perioder med mangel leverer de balancekraft, og i perioder med overskud absorberer de energi.

Undersøgelser viser, at variable kraftværker (VPP'er) kan være op til 60 procent mere omkostningseffektive end konventionelle spidsbelastningskraftværker under spidsbelastning. For små og mellemstore virksomheder (SMV'er) betyder denne model adgang til et marked, der tidligere var forbeholdt store virksomheder: markedsføring af fleksibilitet. En lille virksomhed, der er for lille til at konkurrere på egen hånd på markedet for balancerende energi, kan slå sig sammen med andre virksomheder via en aggregator – og modtage kompensation, der forbedrer dens investeringsberegninger for lagring og PV-systemer.

Efterspørgselsrespons – den intelligente tilpasning af ens eget forbrug til netsignaler og elpriser – er den komplementære efterspørgselsside. En kølelageroperatør, der kører sin kompressor med billig overskydende PV-elektricitet ved middagstid og reducerer den i aftenens spidsbelastning, bidrager aktivt til netstabilisering. En tømrervirksomhed, der fortrinsvis kører sine energiintensive maskiner, når elpriserne er negative – hvilket forekommer oftere og oftere i Tyskland – reducerer sine energiomkostninger til et minimum. Disse adfærdsmønstre, teknologisk muliggjort af smarte målere, intelligente invertere og EMS-platforme, burde have været bredere anvendt af tyske SMV'er.

Relateret til dette:

• Virtuelle kraftværker og direkte markedsføring

Tidslinje for en realistisk decentraliseret transformation

Det ofte stillede spørgsmål om, hvor lang tid det ville have taget for en konsekvent decentraliseret energiomstilling at garantere den nødvendige forsyningssikkerhed for små og mellemstore virksomheder og svagere økonomiske sektorer, kan besvares differentieret baseret på de tilgængelige data.

For brobygningsfasen – dvs. den periode, hvor perioder med lav vind og restbelastningshuller stadig skal dækkes af kontrollerbar kapacitet – ville en periode på omkring fem til otte år (ca. 2025 til 2032) have været tilstrækkelig, hvor en intelligent blanding af eksisterende og moderniserede instrumenter ville være blevet anvendt: den allerede installerede bestand af fleksible biogaskraftvarmeværker (5,9 GW, kan udvides til 12 GW inden 2030), det hurtigt voksende marked for batterilagring (60 GW ville reducere backupbehovet med 15 til 20 GW ifølge undersøgelsen), moderniseret pumpelagring som korttidslagring, efterspørgselsrespons og virtuelle kraftværker til belastningsfleksibilitet, samt den midlertidige, nedskalerede anvendelse af eksisterende, allerede afskrevne gasfyrede kraftværker – ikke som et nyt investeringsprogram, men som en restbro.

Parallelt hermed kunne den nødvendige brintinfrastruktur til langsigtet sæsonlagring være blevet udviklet. Den tyske regering sigtede mod at bygge 10 GW elektrolysekapacitet inden 2030. Individuelle projekter med en installeret kapacitet på cirka 13,4 GW er allerede i planlægnings- eller konstruktionsfasen. Fra omkring 2032 til 2035 ville en fuldt decentraliseret systemarkitektur – bestående af masseproducerede kommercielle solcelleanlæg, batterilagring, fleksible biogasanlæg og brintkraftværker på strategiske steder – have opnået den grundlæggende stabilitet, der er nødvendig for at garantere en sikker forsyning, selv for små og mellemstore virksomheder, uden permanent afhængighed af import af fossile brændstoffer.

Paradokset ved den nuværende tyske energipolitik ligger i, at denne vej er kendt, men alligevel bliver politisk og institutionelt blokeret af investeringsprogrammer i gasfyrede kraftværker. At fremme nye gasfyrede kraftværker for 6,6 milliarder euro og mere – finansieret af afgifter, der primært bæres af ikke-privilegerede virksomheder – mens decentraliserede investeringer hæmmes af regulatorisk usikkerhed, er ikke en løsning. Det er en kurs, der er sat i den forkerte retning, og som cementerer status quo med energiafhængighed i de næste to til tre årtier.

Hvad en konsekvent decentraliseret strategi ville have gjort anderledes

En konsekvent decentraliseret energipolitik, der virkelig fokuserede på små og mellemstore virksomheder og svagere økonomiske sektorer, ville have været karakteriseret ved følgende principper:

For det første ville det have etableret en stabil investeringslovgivning. Det betyder: ingen tilbagevirkende ændringer af feed-in-tariffer, ingen netpakker, der overfører risikoen for netrelaterede nedlukninger til anlægsoperatører uden kompensation, og ingen tilskud til byggeomkostninger, der strukturelt stiller decentraliserede projekter dårligere. Pålidelige rammebetingelser over en periode på 15 til 20 år ville være den grundlæggende forudsætning for små og mellemstore virksomheders investeringsvillighed uden store finansafdelinger.

For det andet ville det konsekvent have gjort biogassektoren mere fleksibel og politisk sikker. I stedet for at lade biogasanlæg miste deres tilskud ved udgangen af ​​deres EEG-driftsperiode (Renewable Energy Sources Act) eller hæmme dem med bureaukrati, ville en fremsynet politik aktivt have fremmet deres omdannelse til fleksible systemudbydere til energiomstillingen – med markedspræmier for efterspørgselsorienteret drift og pålidelig opfølgende regulering.

For det tredje ville det aktivt have støttet decentraliserede energifællesskaber og prosumermodeller. Borgerlige energikooperativer, kommunale forsyningsselskaber og nabolagsprojekter skaber lokal merværdi, øger den sociale accept af energiomstillingen og forankrer energiforsyningen i civilsamfundet – i stedet for i balancerne hos et par store virksomheder.

For det fjerde ville det have givet stærkere skatte- og reguleringsincitamenter til batterilagring og smart målerinfrastruktur for virksomheder. Med spidsbelastningseffekter på op til 70 procent på kapacitetsafgifter og potentiale til at reducere netudvidelsen med 40 til 50 procent ville disse have været systemisk værdifulde investeringer – som også direkte ville gavne de enkelte virksomheder økonomisk.

For det femte burde omkostningerne til backupkapaciteter have været fordelt transparent og i henhold til forureneren betaler-princippet. Hvis nye gasfyrede kraftværker virkelig var nødvendige for at sikre forsyningen af ​​industrikunder med særligt kritiske behov, burde omkostningerne primært have været båret af disse kunder – og ikke af en generel afgift på alle elkunder, inklusive det lille bageri og frisørsalonen lige rundt om hjørnet.

Energipolitik som et distributionsspørgsmål

Den tyske energipolitik har i de senere år afsløret et klart hierarki: forsyningssikkerhed for store industrikunder, klimamål som politisk retningslinje – og middelklassen og de svagere økonomiske sektorer som de facto omkostningsbærere af systemtransformationen, uden at være dens primære modtagere.

En decentraliseret energiomstilling ville have vendt dette forhold. Det ville have gjort de virksomheder med den mindste forhandlingsstyrke og den største afhængighed af eksterne energiomkostninger til de første vindere af systemændringen. Deres investeringer i PV, lagring og fleksible kraftvarmeværker ville samtidig have stabiliseret det samlede system – og dette uden milliardprogrammer, der gennem omkostningsoverførselsafgifter ophæver de besparelser, der er opnået andre steder.

I stedet belastes borgere og virksomheder med stigende afgifter til finansiering af gasfyrede kraftværker, som primært forbedrer forsyningssikkerheden for store forbrugere. Elprisafgifterne vil stige igen med elleve procent i 2026, kraftvarmeafgiften er næsten fordoblet – og yderligere omkostningsstigninger på grund af udvidelsesprogrammet for gasfyrede kraftværker er forudsigeligt allerede indregnet. Dette er ikke energipolitik for små og mellemstore virksomheder (SMV'er). Dette er energipolitik på deres bekostning.

Det ærlige svar på spørgsmålet om, hvorvidt en decentraliseret energiomstilling ville have styrket de svagere sektorer i den tyske økonomi, er: Ja – i betydelig grad. Teknologierne er tilgængelige, den økonomiske levedygtighed er blevet bevist, og tidsrammen har været og forbliver realistisk. Det, der indtil videre har manglet, er ikke muligheden, men den politiske vilje til konsekvent at tilpasse energipolitikken til interesserne hos dem, der i sidste ende altid betaler regningen.

Relateret til dette:

• Sammenligning: Grundlastkraftværker vs. spidslastkraftværker

• Er grundlastkraftværker nødvendige i forhold til vedvarende energi?

Fra industrielle solcelleanlæg på taget til solcelleparker og større solcelleparkeringspladser

☑️ Vores forretningssprog er engelsk eller tysk

☑️ NYT: Korrespondance på dit modersmål!

Konrad Wolfenstein

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 eller blot ringe til mig på +49 7348 4088 965. Min e-mailadresse er : [email protected]

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