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

Eltillæggets tilbagevenden: Hvorfor vi snart alle skal betale for kraftværker, der ikke længere er i drift

Op til 435 milliarder euro: Den skjulte omkostningsfælde i regeringens nye elplan

Tysk energipolitik står over for et bemærkelsesværdigt paradigmeskift – og en åbenlys politisk modsigelse. Forbundsøkonomiminister Katherina Reiche (CDU) planlægger at indføre et såkaldt kapacitetsmarked, som vil subsidiere opførelsen af ​​nye gasfyrede kraftværker med milliarder af euro i statsfinansiering. Borgere og virksomheder skal betale regningen gennem en ny afgift på elpriserne. Ironisk nok tyr det parti, der i årevis fordømte det historiske EEG-tillæg som en dyr misallokering af ressourcer og et symbol på overdreven statsstøtte, nu til præcis det samme instrument til at finansiere kontrollerbare fossile brændstofreservekraftværker. Forbrugerne og den allerede belastede industrisektor står over for truslen om gigantiske meromkostninger på op til 435 milliarder euro i de kommende årtier. Er dette projekt en bitter energipolitisk nødvendighed for at sikre forsyningen under energiomstillingen – eller blot hyklerisk særinteressepolitik? En detaljeret analyse afslører, hvad der ligger bag den planlagte "Elforsyningssikkerheds- og kapacitetslov", hvorfor spørgsmålet om omkostninger er uundgåeligt, og hvilke økonomiske byrder vi rent faktisk vil stå over for i fremtiden.

Når kritikeren bliver gerningsmanden – den politiske modsætning i kernen af ​​energipolitikken

Gasfyrede kraftværker på statens regning: Den nye elafgift og republikkens subsidiediskurs

Den tyske økonomiminister Katherina Reiche (CDU) planlægger at finansiere opførelsen af ​​nye gasfyrede kraftværker i Tyskland gennem en afgift på elpriserne – en mekanisme, hvis struktur minder påfaldende om EEG-tillægget, som hun og hendes parti i årevis kritiserede som et symbol på overdreven statsstøtte til vedvarende energi. Spørgsmålet, der stilles af økonomer, energipolitikere og en stadig mere kræsen offentlighed, er: Er dette hykleri, en energipolitisk nødvendighed eller blot det uundgåelige resultat af et elsystem, der ikke tilbyder gratis løsninger?

Projektet i detaljer: En ny lov, en ny byrde

Forbundsministeriet for økonomi og energi har indledt interne regeringshøringer om en såkaldt "lov om elforsyningssikkerhed og -kapacitet". Kernen i denne lov er indførelsen af ​​et kapacitetsmarked, hvorigennem ny, regulerbar elproduktionskapacitet vil blive udbudt og subsidieret af regeringen. I begyndelsen af ​​2026 indgik den tyske regering en aftale med Europa-Kommissionen om hovedpunkterne i en kraftværksstrategi. Ifølge denne aftale skal der i 2026 iværksættes udbud af i alt tolv gigawatt ny regulerbar kapacitet – hvoraf ti gigawatt er betegnet som såkaldte langsigtede kapaciteter, som skal levere elektricitet kontinuerligt over en længere periode, hvilket i praksis betyder, at der vil blive anvendt gasfyrede kraftværker.

Yderligere to gigawatt skal udbydes på en teknologineutral måde, så batterilagring eller andre fleksibilitetsløsninger også kan overvejes. De nye kraftværker skal være tilsluttet nettet senest i 2031 og garantere forsyningssikkerhed i en periode på femten år. Alle subsidierede kraftværker skal drives klimaneutralt efter 2045 – gennem konvertering til brint, hvortil der er planlagt differencekontrakter.

Finansieringen af ​​dette system skal ske gennem en afgift på elprisen, som skal bæres af forbrugerne. Forbundsministeriet for økonomi og energi oplyste på forespørgsel, at "afgiftens størrelse endnu ikke kan estimeres." Afgiften skal indføres ved lov i 2027 og opkræves fra 2031 og fremefter. I tidligere overvejelser havde ministeriet selv foreslået et tal på omkring to cent pr. kilowatt-time.

Hvad ligger der bag kapacitetsmarkedet?

Det tyske elmarked har hidtil været baseret på det såkaldte "energy-only"-marked (EOM): Kraftværksoperatører får kun betaling for den elektricitet, de producerer og leverer til nettet. Et kraftværk, der er klar, men ikke i drift, genererer ingen indtægter. Denne model fungerer under konventionelle forhold, men når sine grænser, efterhånden som elmarkedet i stigende grad domineres af vedvarende energi, hvis marginale omkostninger er tæt på nul.

Gasfyrede kraftværker, der fungerer som backupkapacitet i perioder med lav sol- og vindenergiproduktion, er ideelt set kun i drift et par dage om året. Under normale markedsforhold er deres drift simpelthen ikke rentabel. En investor, der bygger et gasfyret kraftværk, der kun starter på sjældne, ekstreme dage, kan ikke tjene sine kapitalomkostninger ind alene gennem energimarkedet. Det er netop her, kapacitetsmarkedet kommer ind i billedet: det kompenserer ikke kun for den producerede mængde elektricitet, men også for blot at opretholde kapaciteten. Operatørerne modtager en statsligt organiseret betaling for at være klar til drift – uanset om de rent faktisk producerer elektricitet.

Udbudsprocessen er udformet som en auktion: kraftværksoperatører konkurrerer mod hinanden. Den, der afgiver det laveste bud, modtager tilskuddet. Denne model findes i en lignende form i Storbritannien, Belgien, Italien, Irland og Polen, som alle har indført centraliserede kapacitetsmarkeder. Frankrig forsøgte derimod en decentraliseret tilgang, som undersøgelser har vist er mindre effektiv.

Omkostningsdimensionen: Hundredvis af milliarder som systempris

De økonomiske konsekvenser af det planlagte kapacitetsmarked er betydelige. Den tyske sammenslutning af nye energiindustrier (bne) har baseret på estimater fra det tyske økonomi- og energiministerium og elforbrugsscenarierne i den officielle overvågningsrapport beregnet, at et centralt kapacitetsmarked ville medføre afgiftsomkostninger på mellem 340 og 435 milliarder euro over to årtier – et beløb i størrelsesordenen af ​​hele det tyske forbundsbudget.

Disse tal lyder abstrakte, indtil man opdeler dem i specifikke husstande: En kapacitetsafgift på to cent pr. kilowatt-time svarer til en ekstra byrde på omkring 80 euro om året for en gennemsnitlig husstand på fire personer med et årligt forbrug på 4.000 kilowatt-timer. For energiintensive industrivirksomheder er omfanget drastisk større: En virksomhed med et årligt elforbrug på 100 gigawatt-timer ville skulle rejse cirka to millioner euro mere. Dette rammer endnu engang en branche, der allerede lider under høje energipriser.

Derudover er de nuværende elafgifter allerede betydelige. For slutkunder vil den samlede elafgift i 2026 være 2,946 cent pr. kilowatt-time, en stigning på 11,13 procent i forhold til året før. Alene kraftvarmeafgiften steg fra 0,277 til 0,446 cent pr. kilowatt-time, en stigning på over 61 procent. Derfor ville indførelsen af ​​endnu en kapacitetsafgift ikke være et meningsløst foretagende, men snarere en forøgelse af en allerede eksisterende byrde.

EEG-tillægget: Den historiske præcedens, som ingen ønsker at citere

For at forstå den politiske følsomhed i den aktuelle debat er det værd at se på historien om EEG-tillægget. Med loven om vedvarende energikilder (EEG) i 2000 blev der indført en mekanisme, der finansierede udbygningen af ​​vedvarende energi ikke gennem offentlige tilskud, men gennem et tillæg på elprisen. Dette såkaldte EEG-tillæg var et årligt genberegnet beløb, der blev vist separat på elregningen.

Tillægget steg betydeligt gennem årene: fra 1,33 cent pr. kilowatt-time i 2009 steg det til 6,24 cent i 2014 – en femdobling. Mellem 2017 og 2021 svingede det mellem 6,40 og 6,88 cent pr. kilowatt-time. For en typisk husstand resulterede EEG-tillægget alene i en årlig byrde på 180 euro eller mere. Når alle subsidier og systemomkostninger brugt på energiomstillingen mellem 2000 og 2021 lægges sammen, beløber de samlede direkte omkostninger sig til mindst 476 milliarder euro, afhængigt af beregningsmetoden; pessimistiske estimater er langt over 1 billion euro.

I lyset af de stigende energipriser blev EEG-tillægget reduceret til nul før tidsplanen i 2022. Den tyske Forbundsdag besluttede at afskaffe det fuldstændigt den 1. juli 2022 med det formål at give "mærkbar lettelse for forbrugerne". Med energifinansieringsloven, der trådte i kraft den 1. januar 2023, blev tillægget formelt afskaffet. Fremme af vedvarende energi blev dog ikke afsluttet; det blev blot flyttet ud af forbrugernes synsfelt: I stedet for at fremgå af elregningerne er det siden blevet finansieret af Klima- og Transformationsfonden (KTF), en særlig føderal fond. Afskaffelsen af ​​EEG-tillægget betød dengang en øjeblikkelig reduktion på 6,6 milliarder euro i elpriserne.

Den afgørende erkendelse: Omkostningerne forsvandt ikke. De blev blot flyttet fra den synlige del af elregningen til den usynlige del af de offentlige finanser.

Den politiske modsætning: De velhavende fanget mellem kritik og praksis med subsidier

Heri ligger kernen i den politiske modsætning, der gør denne debat så eksplosiv. Som økonomiminister har Katherina Reiche taget en klar holdning til statsstøtte til vedvarende energi: subsidier bør systematisk reduceres. Tilførselstariffen i henhold til loven om vedvarende energikilder (EEG) for små solcelleanlæg under 25 kilowatt skal afskaffes. Hendes begrundelse: "Anlæg, der er økonomisk levedygtige i sig selv, behøver ikke permanente subsidier fra offentligheden." Eksisterende subsidier skal gennemgås, og fokus skal være på markedet, teknologisk mangfoldighed og innovation.

Samtidig planlægger den samme minister at subsidiere opførelsen af ​​gasfyrede kraftværker med milliarder af euro i statsstøtte, som offentligheden skal bære gennem en afgift på elpriserne. EU-Kommissionen skal udtrykkeligt godkende denne subsidie, da den udgør statsstøtte. Forbundsministeriet for økonomi og energi har selv foreslået en afgift på to cent pr. kilowatt-time som et muligt tal – beløb, der strukturelt minder om det historiske EEG-tillæg.

Kritikken kom hurtigt: Venstrefløjen og de grønne partier beskylder Reiche for udelukkende at føre politik i gaslobbyens interesse. Den tyske føderation for vedvarende energi beskriver Reiches kurs som "endnu et angreb på vedvarende energi". Miljøorganisationen BUND taler om "det næste slag mod energiomstillingen". Og energiselskabet 1KOMMA5° har indgivet en klage til EU-Kommissionen, da det anser subsidierne til gasfyrede kraftværker for at være konkurrencebegrænsende.

Hvad er et tilskud, og hvad er det ikke? En økonomisk afklaring

Spørgsmålet om, hvorvidt den planlagte kapacitetsafgift udgør et tilskud, er ikke blot akademisk, men har vidtrækkende politiske og juridiske konsekvenser. Fra et økonomisk perspektiv er et tilskud enhver form for statslig økonomisk bistand, der ændrer en markedspris, tilskynder til investeringer, som markedet ikke ville foretage på egen hånd, eller giver fordele til aktører, der ikke ville opstå uden statslig indgriben.

Ifølge denne definition er den planlagte kapacitetsafgift tydeligvis et tilskud: den kompenserer kraftværksoperatører for at opretholde kapacitet, der ikke ville være rentabel under normale markedsforhold. EU-Kommissionen behandler det derfor som statsstøtte og skal godkende projektet. Ifølge europæiske regler er kapacitetsstøttemekanismer kun tilladte, hvis det kan påvises, at de er nødvendige og passende for forsyningssikkerheden.

Forskellen i forhold til EEG-tillægget er strukturelt minimal: Begge instrumenter er afgifter på elprisen, finansieret gennem forbrug, og som incitamenterer til investeringer i specifikke teknologier, der ikke ville være økonomisk rentable uden dette incitament. EEG-tillægget blev designet til vedvarende energi; det nye kapacitetstillæg er primært designet til gasfyrede kraftværker. Grundprincippet – statsorganiseret krydssubsidiering via elprisen – er identisk.

En væsentlig forskel ligger dog i gennemsigtigheden: I årevis var EEG-tillægget opført som en separat post på elregningen og var synligt for alle forbrugere. Det nye kapacitetstillæg er indlejret i en allerede uigennemsigtig tillægsstruktur, som i 2026 vil bestå af tre forskellige komponenter. Desuden blev EEG-tillægget reelt afskaffet og erstattet af budgetmidler, mens det nye tillæg lægges direkte til elregningen – netop den tilgang, der blev anset for politisk uacceptabel for EEG-tillægget.

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

Argumentet om forsyningssikkerhed: nødvendighed eller påskud?

Fortalere for kapacitetsmarkedet argumenterer for, at forsyningssikkerhed er et offentligt ansvar, hvilket legitimerer statslig finansiering. Andelen af ​​vedvarende energi i det tyske elforbrug var omkring 53 procent i første kvartal af 2026. Den forventes at stige til 80 procent i 2030. Med den stigende andel af ustabile kilder som vind og sol øges behovet for regulerbar kapacitet, der kan træde til i perioder med lav vind- og solenergiproduktion, uundgåeligt.

Tyskland har i øjeblikket installeret naturgaskapacitet på cirka 35,6 gigawatt. Et moderne gasfyret kraftværk leverer mellem 500 og 800 megawatt strøm, afhængigt af dets design. Planlægningen af ​​op til tolv gigawatt ny regulerbar kapacitet – hvoraf ti ville være gasfyrede kraftværker – synes teknisk berettiget i lyset af kuludfasningen og klimamålene.

Det afgørende spørgsmål er imidlertid ikke om, men hvordan disse kapaciteter vil blive anskaffet og finansieret. Kritikere af kapacitetsmarkedet påpeger, at teknologineutrale udbud, som også omfatter batterilagring, efterspørgselsresponsløsninger og andre fleksibilitetsmuligheder, kan være betydeligt billigere. En undersøgelse foretaget af Frontier Economics beregnede, at batterilagring kunne reducere behovet for gasfyrede kraftværker med op til ni gigawatt – med betydelige besparelser i anlægs- og driftsomkostninger samt en reduktion i CO₂-udledning på op til 6,2 millioner tons. Udformningen af ​​kapacitetsmarkedet, som effektivt reserverer ti ud af tolv gigawatt til gasfyrede kraftværker, kan derfor med rette kritiseres som teknologisk forudindtaget.

Internationale erfaringer: Hvad Europa lærer os

Tyskland er ikke det første land, der introducerer et kapacitetsmarked. Storbritannien lancerede et centraliseret kapacitetsmarked i 2014, og Belgien, Irland, Italien og Polen fulgte efter med lignende modeller. Frankrig var det eneste europæiske land, der i første omgang valgte en decentraliseret tilgang, men operationelle erfaringer fra 2017 og frem viste, at dette var mindre effektivt, hvilket nødvendiggjorde tilføjelsen af ​​centraliserede mekanismer.

Erfaring fra disse lande viser, at kapacitetsmarkeder i princippet kan fungere for at sikre forsyningssikkerheden, men et velgennemtænkt design er afgørende for at undgå fejlallokeringer og unødvendige omkostninger. Særligt kritisk er spørgsmålet om den reducerende faktor (bemærk: teknisk betegnelse for realistisk vurdering af tilgængelighed) – det vil sige den realistiske vurdering af, hvilken kapacitet der faktisk er tilgængelig, når der er behov for det – samt undgåelse af overkapacitet, som unødvendigt driver omkostningerne for forbrugerne op.

En central kritik af det tyske forslag er, at det langsigtede kriterium om ti timers uafbrudt elforsyning effektivt er skræddersyet til gasfyrede kraftværker og strukturelt stiller lagring og andre fleksibilitetsløsninger dårligere. Den tyske tilgang er således mere et værktøj til teknologistyring end en reel kapacitetskonkurrence.

Systemændringen: Fra energimarkedet til kapacitetsmarkedet

Indførelsen af ​​et kapacitetsmarked er ikke blot et spørgsmål om finansiering af individuelle kraftværker, men markerer et fundamentalt paradigmeskift i udformningen af ​​det tyske elmarked. Indtil nu var det tyske elmarked eksplicit opfattet som et rent energimarked, hvor markedskræfterne bestemte investeringsbeslutninger. Kapacitetsmarkeder er derimod statsorganiserede og erstatter markedsmekanismen med statslig planlægning.

For et land, hvis økonomiske identitet er stærkt baseret på dets engagement i den sociale markedsøkonomi, er dette skridt bemærkelsesværdigt. Ironien ligger i, at det er en CDU-økonomiminister, der retorisk taler for markedsliberalisme og færre subsidier, der tager dette skridt mod større statslig planlægning. I sin reneste form er kapacitetsmarkedet antitesen til et markedsbaseret instrument: det erstatter prisen som styresignal med statslige udbud og garanteret aflønning.

Overgangen fra et energimarked til et kapacitetsmarked har sin egen logik, der overskrider politiske præferencer. Med en målsætning om en andel på 80 procent for vedvarende energi og faldende engrospriser på grund af de lave marginalomkostninger for vind og sol, mister energimarkedet sin incitamentsfunktion for investeringer i distribuerbar kapacitet. Det grundlæggende problem er systemisk og ikke en politisk opfindelse af Reiche – men svaret på det er et politisk valg.

Sammenligning: EEG-tillæg og kapacitetstillæg i modsætning

De strukturelle paralleller og forskelle mellem EEG-tillægget og det planlagte kapacitetstillæg kan præcist identificeres:

funktion	EEG-tillæg (indtil 2022)	Afgift for planlagt kapacitet
Formål	Fremme af vedvarende energi	Fremme af forsyningssikkerhed (gasfyrede kraftværker)
Finansieringsmetode	Tillæg på elregningen	Tillæg på elregninger (fra 2031 og fremefter)
Genstand for aflønning	Mængde af elektricitet, der tilføres nettet (feed-in tarif)	Leveret service (kapacitetskompensation)
Teknologisk præference	Vedvarende energi	Primært gasfyrede kraftværker
Højde (spidsbelastning)	Op til 6,88 ct/kWh (2017)	Cirka 2 ct/kWh (estimat)
EU's statsstøttelovgivning	Ja, det kræver en tilladelse	Ja, det kræver en tilladelse
gennemsigtighed	Separat specificeret på elregningen	Indlejret i en distributionsstruktur
Statsplanlægningskomponent	Høj (fastpriskompensation)	Høj (auktionsproces)
Langsigtet omkostningsperspektiv	Direkte omkostninger på cirka 476 milliarder euro inden 2021	340-435 milliarder euro forventet inden 2050

Tabellen illustrerer, at begge instrumenter er statsorganiserede afgifter, der subsidierer specifikke teknologier. Efter afskaffelsen af ​​EEG-afgiften blev den kritiseret for at være for dyr og ikke tilstrækkeligt markedsorienteret. Den planlagte kapacitetsafgift deler de samme strukturelle karakteristika.

Finanspolitik, særlige fonde og spørgsmålet om finanspolitisk ærlighed

Et andet aspekt, der komplicerer debatten, er den finanspolitiske kontekst. EEG-tillægget blev ikke afskaffet i 2022/2023, fordi subsidierne til vedvarende energi ophørte, men fordi finansieringen blev overført til den særlige fond under Klima- og Transformationsfonden (KTF). KTF blev bevilget cirka 180 milliarder euro og skulle blandt andet finansiere afskaffelsen af ​​EEG-tillægget. Forbrugerne så derfor ikke længere tillægget på deres elregninger – men omkostningerne blev fortsat dækket af skatteydernes penge.

Efter Forbundsforfatningsdomstolens afgørelse om gældsbremsen og den deraf følgende budgetkrise for regeringskoalitionen blev de midler, der blev afsat til KTF (Kiel Transparency Fund), betydeligt reduceret. Forbundsregeringen under Friedrich Merz står over for problemet, at store investeringsprojekter – gasfyrede kraftværker, infrastruktur og energiomstilling – ikke længere kan finansieres vilkårligt gennem særlige fonde. Den nye afgift på elpriserne er derfor også en budgetmæssig reaktion på gældsbremsen: Det, staten ikke længere kan bruge direkte, finansierer den gennem obligatoriske afgifter, der formelt ikke betragtes som offentlige udgifter.

Fra et økonomisk perspektiv er dette ikke en triviel sondring. En afgift på elprisen er en obligatorisk afgift, der påvirker alle elforbrugere, uanset deres økonomiske midler. Dens fordelingsmæssige effekt er regressiv: fattigere husstande, der bruger en større andel af deres indkomst på energi, belastes proportionalt mere end rigere. Direkte husholdningsfinansiering kunne, i det mindste teoretisk, gøres mere socialt afbalanceret gennem progressiv beskatning. Fra et socialt retfærdighedssynspunkt er en tilbagevenden til afgiften derfor et skridt tilbage.

Mellem marked og stat: Den energipolitiske sandhed, som ingen partier ønsker at høre

Det ærlige energipolitiske svar på spørgsmålet om, hvorvidt kapacitetsafgiften er et tilskud, er: Ja, utvetydigt. Og det er et tilskud, der bliver nødvendigt af de samme strukturelle årsager, der gjorde EEG-afgiften nødvendig – fordi elmarkedet alene ikke giver tilstrækkelige investeringsincitamenter til socialt ønskelig, men økonomisk uholdbar kapacitet.

Forskellen er, at EEG-tillægget fremmede teknologier, der oprindeligt krævede opstartsfinansiering og nu stort set er konkurrencedygtige uden tilskud. Solcelle- og vindkraftværker har gennemført deres læringskurve; omkostningerne er faldet dramatisk. Gasfyrede kraftværker, der derimod kun er i drift et par dage om året og fungerer som backup i perioder med lav vind- og solproduktion, vil strukturelt fortsat være afhængige af statslige tilskud – fordi deres forretningsmodel ikke er baseret på fuldlastdrift, men på tilgængelighed. Tilskuddet er derfor ikke en fase af markedsmodning, men en permanent systemkomponent.

Denne erkendelse sætter en stopper for enhver ideologisk uskyld i tysk energipolitik. Der findes ikke noget, der hedder gratis energisikkerhed. Enhver, der ønsker begge dele – udfasning af kul- og atomkraft og en pålidelig elforsyning selv i perioder med lav vind- og solproduktion – skal betale for det. De eneste spørgsmål er, hvem der betaler, og hvor gennemsigtigt dette gøres. De, der fordømmer statslige tilskud til vedvarende energi som tilskud og forsvarer statslige tilskud til gasfyrede kraftværker som et instrument til forsyningssikkerhed, argumenterer politisk, ikke økonomisk.

Prognose og udsigter: Hvad venter forbrugerne og industrien?

Den umiddelbare økonomiske indvirkning på husholdninger og industri vil afhænge af udformningen af ​​kapacitetsmarkedet. Med en afgift på to cent pr. kilowatt-time ville en husstand på fire personer med et årligt forbrug på 4.000 kilowatt-timer betale cirka 80 euro mere om året. Energiintensive industrier, som allerede lider betydeligt under de tyske energipriser, ville skulle hæve cirka to millioner euro mere pr. 100 gigawatt-timers årligt forbrug.

På lang sigt har den tyske sammenslutning af nye energiindustrier (BNE) beregnet samlede omkostninger på mellem 340 og 435 milliarder euro over to årtier. Disse tal gør for første gang de strukturelle omkostninger forbundet med et centraliseret kapacitetsmarked gennemsigtige. Til sammenligning kostede de samlede EEG-subsidier frem til 2021 cirka 476 milliarder euro direkte. Det nye kapacitetsmarked ville fungere i en lignende skala – men med en anden teknologi.

Udbuddene er planlagt til at begynde i 2026, og kraftværkerne skal være tilsluttet nettet i 2031. En yderligere udbudsramme for en omfattende kapacitetsmekanisme er planlagt fra 2027 og fremefter, der træder i kraft fra 2032. Tyskland træder dermed definitivt ind i en æra med statsorganiseret elmarkedsplanlægning – og det med en regering, der er programmatisk forpligtet til markedet. Dette er ikke en modsigelse i praksis, men en i retorik.

Afsluttende bemærkninger: Grammatikken bag subsidier

Subsidier har haft en ejendommelig historie i tysk energipolitik. Da den tidligere koalitionsregering afskaffede EEG-tillægget, blev det hyldet som en lettelse – selvom omkostningerne blot blev flyttet. Nu, hvor den nye føderale regering planlægger et kapacitetstillæg, fremstilles det som en investering i forsyningssikkerhed – selvom det strukturelt er det samme instrument.

Det afgørende punkt er ikke, om man foretrækker gasfyrede kraftværker eller vedvarende energi – det er en legitim energipolitisk debat. Det afgørende punkt er argumentationens konsistens. De, der kritiserer statslige tilskud til vedvarende energi som markedsforvridninger, kan da ikke præsentere statslige tilskud til gasfyrede kraftværker som en naturlig del af en markedsøkonomi. Begge dele er tilskud. Begge er begrundet i den samme logik: uden statslige incitamenter vil der ikke blive foretaget socialt ønskelige investeringer i tilstrækkeligt omfang.

Grammatikken bag subsidier forbliver den samme, selvom ordforrådet ændrer sig. Og forbrugerne vil betale – hvad enten det er gennem deres elregninger, det føderale budget eller begge dele. Den mest ærlige udtalelse, tysk energipolitik kan komme med i øjeblikket, er: forsyningssikkerhed koster penge, og nogen skal betale dem. Alt andet er politisk retorik.

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