Goedkoop, schoon, veilig? De vier belangrijkste mythes over de Duitse energietransitie – een feitencheck

De illusie van de elektriciteitsprijs: waarom wind- en zonne-energie goedkoop zijn, maar we er toch meer voor betalen

Al bijna een kwart eeuw wordt de energietransitie aan de Duitsers voorgespiegeld in een bekend verhaal: het is schoon, het maakt ze onafhankelijk, het verlaagt de kosten en de energievoorziening blijft hoe dan ook gegarandeerd. Maar houdt dit historische, grootschalige experiment – ​​de complete transformatie van een sterk geïndustrialiseerd land naar weersafhankelijke energiebronnen – stand tegen de fysieke en economische realiteit? Een meedogenloze analyse, vrij van ideologische loopgravenoorlogen, schetst een heel ander beeld. Van explosief stijgende netwerkkosten en verborgen factoren die de elektriciteitsprijzen beïnvloeden tot de nieuwe, gevaarlijke afhankelijkheid van Chinese toeleveringsketens en de grote illusie rondom batterijopslag: de kloof tussen politieke wensdromen en harde feiten is nog nooit zo groot geweest. Dit artikel maakt de balans op en onthult waarom het echte probleem met de energietransitie niet de verheven doelen zijn, maar het fundamenteel gebrekkige ontwerp. Een essentiële feitencheck voor iedereen die wil begrijpen wie uiteindelijk de rekening zal betalen voor het energiesysteem van de toekomst.

Waarom de mooiste beloftes over schone, goedkope en veilige energie al 25 jaar niet uitkomen vanwege natuurkunde, economie en geopolitiek

Sinds de invoering van de Wet op Hernieuwbare Energiebronnen in 2000 is de Duitse energietransitie op een zeer specifieke manier gecommuniceerd. Het is schoon, het maakt ons onafhankelijk, het zal goedkoper zijn en de energievoorziening is sowieso gegarandeerd. Al meer dan een kwart eeuw vormen deze vier zinnen de retorische ruggengraat van een transformatie die historisch uniek is in zijn omvang: een hoogontwikkeld industrieland met een primair energieverbruik van ongeveer 3.200 terawattuur en een exportgerichte waardeketen zet zijn gehele energiesysteem om naar weersafhankelijke energieopwekking. Dit is geen politiek detail, maar een grootschalig macro-economisch experiment met gevolgen voor concurrentievermogen, distributie, overheidsfinanciën en de handelsbalans.

Economische integriteit vereist een onderscheid tussen drie categorieën: beweringen die empirisch onderzoek kunnen doorstaan; beweringen die waar zijn in individuele segmenten, maar misleidend worden samengevat binnen de systemische context; en beweringen die simpelweg onjuist zijn of allang zijn weerlegd door de beschikbare gegevens. Juist dit onderscheid ontbreekt regelmatig in het publieke debat. Deze analyse past dit onderscheid consequent toe, zonder ideologische vooringenomenheid ten gunste van links of rechts.

De prijs van goede bedoelingen: wat elektriciteit in Duitsland werkelijk kost

De bewering dat de energietransitie elektriciteit goedkoper zal maken, is in absolute zin onhoudbaar, maar in relatieve zin ook niet helemaal onzin. De waarheid schuilt in een prijsverschil dat systematisch wordt verhuld in het publieke debat. Op de groothandelsmarkten produceren wind- en zonne-energiecentrales elektriciteit tegen marginale kosten die bijna nul zijn, wat feitelijk resulteert in zeer lage of zelfs negatieve spotmarktprijzen tijdens uren met een hoge inlevering van hernieuwbare energie. Dit fenomeen is reëel. De conclusie hieruit trekken dat de prijs voor de eindklant zal dalen, is echter een categoriefout, omdat de prijs voor de eindklant niet bestaat uit de spotmarktprijs, maar uit inkoopkosten, netwerkkosten, heffingen, concessievergoedingen, belastingen en distributiemarges.

De scherpe cijfers schetsen een genuanceerder beeld. Volgens een internationale prijsanalyse bedroeg de gemiddelde elektriciteitsprijs voor Duitse huishoudens in het eerste kwartaal van 2025 ongeveer 38 cent per kilowattuur, waarmee Duitsland op de vijfde plaats stond van de duurste landen ter wereld. SMARD meldt een prijs van iets minder dan 18 cent per kilowattuur voor middelgrote industriële bedrijven in januari 2025, terwijl deze voor bevoorrechte grote afnemers iets meer dan 11 cent bedroeg. De cijfers van de Duitse Vereniging van Energie- en Waterbedrijven (BDEW) voor 2025 lagen rond de 15,9 cent voor middelgrote industriële bedrijven en rond de 14,4 cent voor grote industriële bedrijven. De in de oorspronkelijke tekst genoemde bandbreedte van 30 tot 40 cent is dus accuraat voor huishoudens, maar te hoog voor de industrie. Niettemin blijft het politiek relevante vergelijkingspunt opvallend: Chinese industriële bedrijven betalen tussen de 7 en 10 cent, afhankelijk van de provincie, Amerikaanse industriële afnemers in energie-intensieve staten betalen vaak tussen de 6 en 9 cent, en Franse bedrijven opereren in de prijsrange van 12 tot 20 cent. De Duitse industriële vestigingsplaats bevindt zich structureel gezien dus in het hoogste prijskwartiel van de OESO-zone.

Deze prijsstructuur impliceert een bedrijfslogica die elke manager in een energie-intensief bedrijf direct begrijpt. Als elektriciteit gemiddeld 30 tot 70 procent duurder is dan bij de concurrentie op de lange termijn, moeten hogere productiviteit, betere producten, subsidies of een gunstig regelgevingsklimaat dit nadeel compenseren. In Duitsland is momenteel aan geen van deze voorwaarden ruimschoots voldaan. De gevolgen worden gedocumenteerd in enquêtes van de Duitse Kamers van Koophandel en Industrie, de VDMA (Duitse Federatie van Machinebouwers) en de Stichting voor Familiebedrijven: een aanzienlijk deel van de bedrijven overweegt verhuizing, productievermindering of verkoop aan strategische of financiële investeerders. De exacte percentages variëren afhankelijk van de enquête en de formulering van de vragen, maar het basispatroon is consistent: de energieprijs is geëvolueerd van een marginale locatiefactor naar een centraal bedrijfsrisico.

Tussen de kolencrisis en de aanhoudende CO₂-uitstoot: de ongemakkelijke klimaatbalans

De stelling dat de energietransitie het elektriciteitssysteem schoner maakt, is in de basisrichting empirisch correct. De CO₂-uitstoot van de Duitse elektriciteitsproductie is sinds 1990 aanzienlijk gedaald, de specifieke emissie-intensiteit per opgewekte kilowattuur is bijna gehalveerd en in 2024 werd voor het eerst meer dan de helft van het bruto elektriciteitsverbruik gedekt door wind-, zonne-, biomassa- en waterkracht. Een beeldvorming die categorisch beweert dat Duitsland, ondanks de uitbreiding van hernieuwbare energie, een van de meest vervuilende elektriciteitssystemen van Europa heeft, vertekent deze realiteit.

Het volgende blijft echter een genuanceerd en waar feit: in een vergelijking binnen Europa blijft Duitsland achter Frankrijk, Zweden, Zwitserland, Noorwegen en Finland staan ​​wat betreft de CO₂-intensiteit van de elektriciteitsproductie – dat wil zeggen, achter landen die voornamelijk afhankelijk zijn van kernenergie en waterkracht. Een Franse elektriciteitsmix stoot vaak minder dan een tiende per kilowattuur uit van wat een gemiddelde Duitse mix produceert. Duitsland presteert in veel meetperioden ook slechter dan Spanje en het Verenigd Koninkrijk. De reden hiervoor is niet een tekort aan hernieuwbare energiebronnen, maar eerder de politiek opgelegde volgorde van uitfasering: kerncentrales werden eerder gesloten dan kolencentrales, wat de resterende fossiele brandstofintensiteit verhoogt tijdens uren met weinig wind- en zonne-energie. Economisch gezien heeft Duitsland een CO₂-arme balancerende energiebron vervangen door een CO₂-rijke balancerende energiebron en dit effect slechts gedeeltelijk gecompenseerd door extra capaciteitsuitbreiding. Het resultaat is een decarbonisatiecurve die realistischer, maar vlakker is dan het officiële verhaal suggereert.

De verschoven afhankelijkheid: van Russisch gas naar Chinese waardecreatie

De bewering dat Duitsland energieonafhankelijk zal worden door de energietransitie is een van die uitspraken die in theorie consistent klinken, maar in de praktijk niet kloppen door de werkelijke structuur van de wereldwijde toeleveringsketens. Het is waar dat iedereen die geen geïmporteerde steenkool, geïmporteerd aardgas en geïmporteerd uranium meer verbruikt, zijn klassieke afhankelijkheid van energie-import vermindert. Het is eveneens waar dat een wind- of zonnepark, eenmaal gebouwd, energie produceert ongeacht de geopolitieke omstandigheden. Deze bevinding is geen marketingpraatje; het is natuurkunde.

De bewering dat hiermee de afhankelijkheid is verdwenen, klopt niet. De afhankelijkheid is simpelweg verschoven en hervormd. De industriële waardeketen achter hernieuwbare energiebronnen vertoont een dramatische concentratie. Ongeveer 80 procent van de wereldwijde productiecapaciteit voor fotovoltaïsche modules en zo'n 95 procent van de waferproductie bevindt zich in China; de situatie is vergelijkbaar voor batterijcellen en kathodematerialen, en nog sterker voor zeldzame-aardemagneten voor windturbines en elektromotoren. Daarbij komt nog de afhankelijkheid van lithium uit Chili en Australië, kobalt uit de Democratische Republiek Congo en koper en nikkel uit een beheersbaar aantal producerende landen. Vanuit het perspectief van nationale veerkracht is de afhankelijkheid van fossiele grondstoffen dus ingeruild voor een afhankelijkheid van minerale grondstoffen, industriële hardware en Chinese procesindustrieën. Of deze ruil voordelig is, hangt af van de politieke stabiliteit van de nieuwe leveringsbronnen. De empirische reacties tot nu toe zijn gemengd en in het geval van China zelfs tamelijk ontnuchterend.

Wanneer windstilte een structureel probleem wordt: de verborgen kant van de leveringszekerheid

De bewering dat de levering gegarandeerd is, is wellicht de meest interessante in de lijst. Formeel gezien klopt deze bewering, maar inhoudelijk is ze tegelijkertijd twijfelachtig. Formeel gezien klopt ze, omdat tot nu toe geen enkele grootschalige stroomuitval in Duitsland aan een tekort aan opwekkingscapaciteit is toe te schrijven, en de gemiddelde onbeschikbaarheid per eindgebruiker, gemeten in SAIDI-minuten, internationaal laag blijft. Dit is een verdienste van de netbeheerders, niet van het politieke systeem.

De bewering wordt aanzienlijk twijfelachtig wanneer men verder kijkt dan de façade van de totale balans. Het aantal netinterventies is de beste vroege indicator. Het Bundesnetbeheer (Federaal Agentschap voor Netwerken) meldt een volume aan maatregelen voor het beheersen van netcongestie van circa 30.300 gigawattuur voor 2024, met voorlopige totale kosten van ongeveer € 2,78 miljard, vergeleken met 34.300 gigawattuur en € 3,34 miljard in 2023. De 19.318 herverdelingsinterventies per jaar die in de oorspronkelijke tekst worden genoemd, komen overeen met de individuele maatregelen in het transmissienet en vertegenwoordigen een plausibele orde van grootte. Recente beoordelingen vanuit de distributienetsector laten echter zien dat de frequentie van interventies in het zogenaamde Redispatch 2.0 dramatisch toeneemt na de integratie van kleinere centrales; eerste schattingen vanaf 2025 wijzen op een verdere verdubbeling van het aantal gevallen. Dit zijn geen marginale verschijnselen, maar eerder de economische gevolgen van een systeem waarvan de productielocaties niet langer overeenkomen met de verbruikslocaties.

Dat perioden met een lage wind- en zonne-energieopbrengst daadwerkelijk voorkomen, is geen polemische bewering, maar een meteorologisch feit. Perioden van wekenlange hogedrukgebieden in de winter met lage windopbrengst en een verwaarloosbare zonne-energieproductie komen regelmatig voor. In december 2022 en november 2024 moesten gas-, kolen- en biomassacentrales, samen met import uit Frankrijk, Nederland en Denemarken, de resterende belasting opvangen. Dat het systeem tijdens dergelijke fasen functioneert, is een succes van de gekoppelde Europese markten en het resterende fossiele brandstofpark, geen bewijs van de autonomie van het Duitse systeem voor hernieuwbare energie. Economisch relevant is dat de resterende capaciteit een verzekeringsfunctie vervult die moet worden betaald, zelfs als deze slechts enkele honderden uren per jaar in bedrijf is. Juist dit financieringsprobleem is de fundamentele ontwerpfout van de Duitse marktarchitectuur.

De twee werelden van het energiesysteem: de elektriciteitssector versus de eindgebruikersenergie

Een van de meest voorkomende vertekeningen in het debat is de verwarring tussen het aandeel elektriciteitsopwekking en het aandeel primaire energie. Hoewel persberichten waarin staat dat meer dan de helft van de Duitse elektriciteit afkomstig is van wind- en zonne-energie feitelijk correct zijn, betekent dit niet dat de helft van het Duitse energieverbruik klimaatneutraal is. In 2024 bedroeg het aandeel hernieuwbare energie in het bruto finale energieverbruik ongeveer 22 procent, en in het primaire energieverbruik ongeveer 20 procent. De reden is simpel: elektriciteit is slechts één onderdeel van het energiesysteem. Verwarming in gebouwen, proceswarmte in de industrie, transport – met name goederenvervoer, scheepvaart en luchtvaart – worden nog steeds grotendeels door fossiele brandstoffen gevoed.

Deze asymmetrie leidt tot een strategisch probleem dat zelden openlijk wordt besproken. Elke sectorkoppeling, oftewel de omschakeling van verwarming en transport naar elektriciteit, verhoogt het elektriciteitsverbruik. Als de energietransitie in de verwarmings- en transportsector serieus genomen moet worden, zal het bruto elektriciteitsverbruik stijgen van circa 510 terawattuur nu naar tussen de 750 en 1.000 terawattuur, afhankelijk van het model en de aannames met betrekking tot waterstof. Dit betekent dat de opwekking, de netwerken en de opslagfaciliteiten niet alleen aan de huidige vraag moeten voldoen, maar deze binnen twintig tot vijfentwintig jaar ruwweg moeten verdubbelen. De huidige uitbreiding, die al als ambitieus wordt beschouwd, vertegenwoordigt slechts een derde van de weg naar het gewenste resultaat.

Nieuw: Amerikaans patent – ​​Installeer zonneparken tot 30% goedkoper, 40% sneller en eenvoudiger – met instructievideo's! - Afbeelding: Xpert.Digital

De kern van deze technologische vooruitgang is de bewuste afwijking van de conventionele klemmontage, die decennialang de standaard is geweest. Het nieuwe, tijds- en kostenefficiëntere montagesysteem pakt dit aan met een fundamenteel ander, intelligenter concept. In plaats van de modules op specifieke punten vast te klemmen, worden ze in een doorlopende, speciaal gevormde steunrail geschoven en stevig op hun plaats gehouden. Dit ontwerp zorgt ervoor dat alle krachten – of het nu gaat om statische sneeuwbelasting of dynamische windbelasting – gelijkmatig over de gehele lengte van het moduleframe worden verdeeld.

Meer informatie vindt u hier:

• Klikken in plaats van schroeven: dit ingenieuze systeem maakt de bouw van zonneparken 40% sneller en zorgt voor een revolutie in de energietransitie

De kostendriehoek: energieopwekking, netwerken en de grote onbekende factor van back-up

De discussie over systeemkosten lijdt aan een methodologische zwakte. Deze wordt doorgaans gereduceerd tot de directe opwekkingskosten, oftewel de genivelleerde elektriciteitskosten (LCOE) van nieuwe wind- of zonne-energiecentrales, die momenteel in veilingen prijzen tussen de 5 en 8 cent per kilowattuur behalen. Dit is een indrukwekkende prijsdaling en verdient erkenning. Het betreft echter niet de totale systeemkosten, omdat deze kosten de opwekking, het elektriciteitsnet, opslag, back-up, balanceringsvermogen, ondersteunende diensten en de financierings- en opportuniteitskosten van overtollige geïnstalleerde capaciteit omvatten.

Een studie in opdracht van de Duitse Kamer van Koophandel en Industrie, uitgevoerd door Frontier Economics, schat deze kosten voor de periode van 2025 tot 2049 op tussen de €4,8 en €5,4 biljoen. De uitsplitsing is veelzeggend: €2,0 tot €2,3 biljoen is toe te schrijven aan energie-import, €1,2 biljoen aan netwerkkosten, €1,1 tot €1,5 biljoen aan investeringen in energiecentrales en ongeveer €500 miljard aan de lopende exploitatie ervan. Wanneer dit bedrag per hoofd van de bevolking wordt berekend op basis van een bevolking van bijna 84 miljoen mensen met een gemiddelde leeftijd van 24 jaar, komen de kosten per hoofd van de bevolking uit op een bedrag in de lage viercijferige orde van grootte per jaar. Het in de oorspronkelijke tekst genoemde bedrag van €430 per hoofd van de bevolking is daarom een ​​tamelijk conservatieve schatting en verwijst naar een engere definitie van systeemkosten.

De component netuitbreiding is bijzonder veelzeggend. De vraag die de netbeheerders in het netontwikkelingsplan hebben vastgesteld, omvat in het beoogde scenario enkele duizenden kilometers aan nieuwe hoogspanningsleidingen, aangevuld met aanzienlijk langere trajecten in het distributienetwerk. Het cijfer van 16.800 kilometer aan benodigde leidingen, waarvan er momenteel slechts 3.500 kilometer is aangelegd, weerspiegelt de totale omvang van alle maatregelen wanneer transmissie- en distributienetwerken worden gecombineerd, en is in deze orde van grootte realistisch. Economisch gezien is de nominale lengte minder belangrijk dan de tijd die nodig is voor vergunningen en de bouw, die voor grote projecten zoals SuedLink en SuedOstLink regelmatig meer dan tien jaar bedraagt. De kosten van deze vertragingen zijn tweeledig: enerzijds wordt de infrastructuur duurder door inflatie en congestieheffingen; anderzijds stijgen de herverdelingskosten omdat het net niet beschikbaar is waar de elektriciteitsproductie plaatsvindt.

Gasgestookte elektriciteitscentrales als een brug die er geen zou moeten zijn: de nieuwe afhankelijkheid van fossiele brandstoffen

Economisch adviseur Veronika Grimm heeft de afgelopen jaren herhaaldelijk benadrukt dat zonder een snelle uitbreiding van de regelbare capaciteit van elektriciteitscentrales het hele energietransitieproject in gevaar komt. Deze stelling wordt breed gesteund binnen de Raad van Economische Deskundigen en de wetenschappelijke gemeenschap die zich bezighoudt met energiebeleid. De onderliggende reden is technisch gezien overtuigend: zodra de resterende kerncentrales zijn gesloten en de plannen voor de uitfasering van kolen zijn uitgevoerd, zal er de komende jaren, afhankelijk van het scenario, een tekort aan gegarandeerde capaciteit ontstaan ​​van circa 20 tot 50 gigawatt. Dit tekort kan met de huidige technologie, noch met batterijen, noch met waterstof, op korte termijn worden opgevuld.

Het politieke compromis komt neer op gasgestookte elektriciteitscentrales die geschikt zijn voor waterstof, aanvankelijk gestookt met aardgas en later omgebouwd naar waterstof. Dit is een hachelijke evenwichtsoefening vanuit zowel economisch als klimaatbeleidsperspectief. Enerzijds vergroot de bouw van nieuwe gasgestookte centrales de infrastructuur voor fossiele brandstoffen in een land dat juist deze infrastructuur wil afbouwen. Anderzijds zijn de exploitatiemodellen economisch niet haalbaar zonder een capaciteitsmarkt of overheidsgaranties, omdat een elektriciteitscentrale die slechts een paar honderd uur per jaar draait, haar vaste kosten niet via de spotmarkt kan herfinancieren. De federale overheid beweegt zich daarom richting een capaciteitsmechanisme dat de systeemkosten verder verhoogt en dat in het publieke debat over het algemeen niet aan hernieuwbare energiebronnen wordt toegeschreven, hoewel dit onnodig zou zijn als de volatiliteit van hernieuwbare energiebronnen er niet was.

De batterijillusie: waarom energieopslag (nieuw: nog steeds) een energiecentrale niet kan vervangen

Een hardnekkige bewering is dat batterijen en andere opslagsystemen de infrastructuur voor noodstroomvoorziening op basis van fossiele brandstoffen overbodig zullen maken. Deze bewering verwart echter twee totaal verschillende taken. Kortetermijnopslagoplossingen, zoals lithium-ionbatterijen, pompaccumulatie of thermische opslag, bufferen stroom voor enkele uren tot maximaal een paar dagen. Ze zijn technisch volwassen en worden steeds aantrekkelijker vanuit economisch oogpunt, met name voor het verschuiven van zonne-energie tussen dag en nacht en voor de verkoop van balanceringsstroom. De investeringskosten variëren van € 100 tot € 400 per kilowattuur bruikbare opslagcapaciteit, afhankelijk van de grootte en de duur.

Langetermijnopslagsystemen die periodes van één tot twee weken met lage wind- en zonne-energieproductie moeten overbruggen, zijn een heel ander verhaal. Voor Duitsland wijzen plausibele systeemmodellen op een seizoensgebonden opslagbehoefte van tussen de 50 en 100 terawattuur. Ter vergelijking: alle grootschalige lithium-ion-opslagsystemen die momenteel in Europa zijn geïnstalleerd, hebben een totale capaciteit van minder dan 50 gigawattuur, ongeveer een duizendste van de benodigde capaciteit. De fysiek haalbare oplossing is waterstof, geproduceerd via elektrolyse met behulp van overtollige elektriciteit, opgeslagen in cavernes en vervolgens weer omgezet in elektriciteit in gasturbines. Elk van deze omzettingsstappen gaat gepaard met energieverlies, met een rendement van 25 tot 40 procent. Dit betekent dat voor elke kilowattuur elektriciteit die daadwerkelijk wordt gebruikt, twee tot vier keer zoveel hernieuwbare energieopwekking nodig is. Iedereen die waterstof serieus neemt, moet de uitbreiding van wind- en zonne-energie aanzienlijk versnellen, de capaciteit van elektrolyse-installaties verhogen tot in de driecijferige gigawatt-range en een infrastructuur van pijpleidingen en cavernes creëren die momenteel slechts in rudimentaire vorm bestaat.

Dit is hiermee gerelateerd:

• NIEUW: De valkuil van gasgestookte elektriciteitscentrales van miljarden dollars? Waarom enorme batterijopslagsystemen voor de lange termijn nu de betere keuze zijn

Het plateauprobleem: wanneer de capaciteit groeit zonder dat er nieuwe energie wordt opgewekt

Een zelden onderzocht fenomeen is de discrepantie tussen geïnstalleerd vermogen en daadwerkelijke energieproductie. Hoewel het geïnstalleerde vermogen van wind- en zonne-energie sinds 2015 dramatisch is toegenomen, is de bruto elektriciteitsproductie uit deze bronnen trager gegroeid als gevolg van toenemende beperkingen, netcongestie en een laag aantal vollasturen op nieuwe, minder optimale locaties. Bovendien is het totale elektriciteitsverbruik niet zo sterk gestegen als gepland, omdat de industrie, elektrische voertuigen en warmtepompen ondermaats presteren. Het resultaat is een systeem dat in het politieke debat snel lijkt te groeien, maar in de statistieken een plateau bereikt.

Vanuit economisch-politiek oogpunt is dit plateau gevaarlijk, omdat het wijst op een structurele beperking van het huidige model. Elk extra zonnepark in Zuid-Duitsland of windmolenpark in Noord-Duitsland wekt elektriciteit op tijdens piekuren die, door een gebrek aan transmissiecapaciteit, ofwel wordt afgekapt ofwel tegen negatieve prijzen wordt geëxporteerd. Het marginale economische voordeel van extra capaciteit neemt af, terwijl de marginale kosten voor netwerken, opslag en back-upsystemen toenemen. Economisch gezien overschrijdt het systeem de drempel van negatieve schaalvoordelen.

De strijd om privileges: de distributie-economie van een transformatie

Elke grote transformatie kent winnaars en verliezers, en de energietransitie is daarop geen uitzondering. Structurele winnaars zijn onder andere ontwikkelaars van wind- en zonneparken, fabrikanten van opslag- en netwerktechnologie, adviesbureaus op het gebied van regelgeving, grondeigenaren wiens land nodig is voor transmissielijnen, prioritaire windenergiezones of onderstations, en de exportgerichte fotovoltaïsche en batterij-industrie in China. Structurele verliezers zijn onder andere energie-intensieve industrieën zonder voorkeursbehandeling, huurders zonder inspraak in beslissingen over verwarming en isolatie, forenzen in landelijke gebieden zonder alternatieve openbaarvervoersmogelijkheden, en kleine en middelgrote ondernemingen die geen steun of strategische flexibiliteit ontvangen.

Deze verdelingseffecten zijn niet zomaar neveneffecten, maar politiek en economisch relevant omdat ze de acceptatie van de transformatie bepalen. Als huishoudens met een laag inkomen een groter deel van hun besteedbaar inkomen aan energie moeten uitgeven, als regio's met een hoge industriële concentratie onevenredig zwaar te lijden hebben onder prijsverschillen voor elektriciteit, en als tegelijkertijd subsidies terechtkomen in sectoren waar de waardecreatie deels in het buitenland plaatsvindt, treedt er politieke erosie op, wat zich weerspiegelt in verkiezingsuitslagen en parlementaire meerderheden. Vanuit economisch perspectief is de energietransitie niet alleen een klimaatproject, maar een grootschalig herverdelingsproject waarvan de balans, vanuit een rechtvaardigheidsperspectief, tot nu toe onvoldoende transparant is geweest.

De Europese context: Waarom Duitsland de uitkomst niet alleen bepaalt

De Duitse energietransitie wordt vaak besproken alsof deze zich in een gesloten systeem afspeelt. In werkelijkheid is de Duitse elektriciteitssector geïntegreerd in het Europese netwerk en worden de prijzen bepaald door de prijszones en handelsstromen op de in Parijs gevestigde EEX-dochteronderneming EPEX Spot, de beurzen in Oslo en Amsterdam, en grensoverschrijdende capaciteitsveilingen. Deze integratie is een enorm economisch voordeel, omdat het import mogelijk maakt tijdens perioden met weinig wind en export tijdens perioden met een overschot, meestal tegen zeer lage prijzen. Tegelijkertijd brengt het een risico met zich mee, omdat politieke beslissingen van buurlanden, zoals de uitbreiding van kernenergie in Frankrijk of de kolencentrales in Polen, een directe impact hebben op de Duitse systeemeconomie.

De wisselwerking met Frankrijk is bijzonder interessant. De Franse kerncentrales, die na langdurige uitval grotendeels weer operationeel zullen zijn in 2025, exporteren in de wintermaanden regelmatig aanzienlijke hoeveelheden elektriciteit naar Duitsland. Voor het eerst in lange tijd zijn er netto-importen te zien in de Duitse elektriciteitsbalans voor 2024. Dit betekent simpelweg dat de in Duitsland zo geprezen energieonafhankelijkheid is bereikt door tegelijkertijd de binnenlandse basislastproductie stil te leggen en gebruik te maken van buitenlandse kernenergie. Vanuit Europees perspectief is dit efficiënt; vanuit nationaal perspectief breekt het met het verhaal van steeds meer eigen elektriciteitsproductie.

Wat de gegevens werkelijk zeggen: een algemene economische beoordeling

Een analyse van de vier in het begin genoemde beloften in het licht van de beschikbare gegevens onthult een ambivalent maar duidelijk beeld. De belofte van lagere energiekosten geldt voor de productiekosten van nieuwe centrales, maar niet voor de eindgebruikersprijzen, noch voor huishoudens, noch voor energie-intensieve kleine en middelgrote ondernemingen (kmo's). Het verschil tussen productiekosten en eindgebruikersprijzen is te wijten aan de systeemarchitectuur van belastingen, heffingen, netwerkkosten en marktontwerp, die de afgelopen twintig jaar niet efficiënter is geworden. De belofte van schonere energieproductie geldt voor de elektriciteitsopwekking, maar in internationale ranglijsten en in verhouding tot het totale energieverbruik is deze aanzienlijk minder indrukwekkend dan de politieke communicatie doet vermoeden. De belofte van onafhankelijkheid is gedeeltelijk ingelost wat betreft de import van fossiele brandstoffen, maar duidelijk geschonden wat betreft grondstoffen, componenten en industriële inputs. De belofte van een gegarandeerde levering geldt nog steeds, maar het aantal netinterventies, de kosten voor herverdeling en de structurele afhankelijkheid van fossiele brandstoffen als back-up en import laten zien dat deze zekerheid steeds duurder en steeds kwetsbaarder wordt.

Dit betekent niet dat de energietransitie is mislukt, maar ze verloopt ook niet zoals de voorstanders ervan zouden willen. Het is een halfvoltooid project, waarbij de goedkope onderdelen – met name de eenvoudige installatie van zonne- en windparken op goede locaties – al zijn voltooid, terwijl de dure, complexe onderdelen – opslag, netwerken, noodstroomvoorziening, sectorkoppeling, grondstoffenvoorziening en Europese harmonisatie – nog moeten worden aangepakt. Elke eerlijke economische analyse moet erkennen dat de marginale kosten van de volgende tien procentpunten decarbonisatie aanzienlijk hoger zullen liggen dan die van de eerste vijftig.

De richting is goed, het tempo is verkeerd en het ontwerp laat al helemaal te wensen over

Een nuchtere beoordeling leidt niet tot de conclusie dat de energietransitie moet worden opgegeven. De wereldwijde emissietrend, de dalende productiekosten van hernieuwbare energiebronnen en de geopolitieke kwetsbaarheid van de toeleveringsketens van fossiele brandstoffen maken decarbonisatie zowel een industriële noodzaak als een strategisch verstandige zet. Het leidt echter wel tot de conclusie dat het huidige ontwerp van de Duitse energietransitie noch kostenefficiënt, noch verenigbaar is met het industriebeleid. Het uitbreiden van de capaciteit voor hernieuwbare energie zonder synchrone uitbreiding van het netwerk en de opslagcapaciteit, het afbouwen van koolstofarme basislaststroom vóór de basislaststroom op fossiele brandstoffen, het uitbesteden van de waardeketen aan strategische concurrenten, het verwaarlozen van een betrouwbaar capaciteitsmechanisme en het beperken van de communicatie met de elektriciteitssector zijn allemaal vermijdbare ontwerpfouten. Elk van deze fouten brengt kosten met zich mee, en deze kosten zullen alleen maar hoger worden naarmate ze langer worden genegeerd.

De bewering dat wind- en zonne-energie geen rekeningen genereren, klopt in zekere zin nog steeds. Het systeem erachter genereert echter wel degelijk een rekening – een grote, verspreide en soms verborgen rekening. Het identificeren van deze rekening, het prioriteren ervan en het vertalen ervan naar een economisch haalbaar ontwerp, is de werkelijke uitdaging van de komende wetgevingsperioden. Degenen die dit als defaitistisch beschouwen, verwarren kritiek met afwijzing. En degenen die het irrelevant vinden, hebben het project waar ze voor pleiten niet begrepen.

Van industriële zonnepanelen op daken tot zonneparken en grotere parkeerterreinen met zonnepanelen

☑️ Onze zakelijke voertaal is Engels of Duits

☑️ NIEUW: Correspondentie in uw moedertaal!

Konrad Wolfenstein

Mijn team en ik staan ​​graag tot uw beschikking als uw persoonlijke adviseur.

U kunt contact met mij opnemen door hier het contactformulier in te vullen of door mij te bellen op +49 7348 4088 965. Mijn e-mailadres is : [email protected]

Ik kijk uit naar ons gezamenlijke project.

☑️ EPC-diensten (Engineering, Procurement and Construction)

☑️ Kant-en-klare projectontwikkeling: Ontwikkeling van zonne-energieprojecten van begin tot eind

☑️ Locatieanalyse, systeemontwerp, installatie, inbedrijfstelling, onderhoud en ondersteuning

☑️ Projectfinancier of tussenpersoon voor kapitaalverstrekkers