Gasgestookte elektriciteitscentrales in plaats van batterijopslag: 800 miljoen euro verspild? Een wet die de energietoekomst zal bepalen

Europa's koploper in gevaar: hoe de overheid de uitbreiding van elektriciteitsopslag belemmert

Explosieve nieuwe elektriciteitswet: Waarom we binnenkort weer meer afhankelijk zullen worden van duur aardgas

Duitsland bevindt zich op een keerpunt in zijn energiebeleid: terwijl de uitbreiding van particuliere en commerciële batterijopslag in recordtempo vordert en het land daarmee onbetwist leider in Europa is, dreigt een nieuwe wet dit momentum drastisch af te remmen. Met de geplande Wet op de leveringszekerheid en capaciteit van elektriciteit (StromVKG) wil de Duitse regering de koers uitzetten voor de toekomst van de elektriciteitsvoorziening. Onder de noemer van technologische neutraliteit schuilen echter criteria – zoals een onrealistische beschikbaarheidseis van 10 uur – die moderne batterijopslagsystemen in feite uitsluiten van de belangrijkste aanbestedingen. De begunstigden van deze regelgeving zouden juist de nieuwe, op fossiele brandstoffen draaiende gascentrales zijn. De prijs voor deze misstap in de regelgeving is enorm: naast het bestendigen van een permanente afhankelijkheid van gasimport, staat een jaarlijks economisch besparingspotentieel van circa 800 miljoen euro op het spel. De volgende analyse legt uit waarom het huidige wetsontwerp de technologische vooruitgang negeert en hoe het parlement nu dringend verbeteringen moet aanbrengen om te voorkomen dat de Duitse energietoekomst wordt opgeofferd aan de dogma's van fossiele brandstoffen uit het verleden.

Dit is hiermee gerelateerd:

• De valstrik van de technische lobby: hoe een schandaal binnen een ministerie rond de 10-uursregel de batterijopslag vrijwel lamlegt

Een geheime subsidie ​​voor gas? Wat schuilt er nu echt achter de nieuwe wetgeving voor de capaciteitsmarkt?

In de tweede week van mei 2026 keurde het Duitse federale kabinet het ontwerp van de Wet op de leveringszekerheid en capaciteit van elektriciteit (StromVKG) goed. Dit besluit volgde op een maandenlang consultatieproces, waarin het federale ministerie van Economische Zaken en Energie het wetsontwerp aanvankelijk ter interministeriële beoordeling en raadpleging met brancheorganisaties had voorgelegd. Wat in de energiewetgeving op een technische formaliteit lijkt, is in werkelijkheid een van de meest ingrijpende economische en industriële beleidsbeslissingen sinds de Duitse kolenuitfasering: de wet bepaalt welke energiecentraletechnologieën de voorkeur krijgen in een nieuw geïntroduceerde capaciteitsmarkt – en daarmee of Duitsland zijn huidige leidende positie in de Europese concurrentie op het gebied van batterijopslag op de lange termijn kan behouden of in gevaar brengt door misleidende regelgeving.

De kern van de Elektriciteitswet (StromVKG) is de introductie van een capaciteitsmarkt die, voor het eerst in Duitsland, systematisch compenseert voor het louter beschikbaar stellen van opwekkingscapaciteit – ongeacht of er daadwerkelijk elektriciteit wordt geleverd. Het doel is om ervoor te zorgen dat er in 2031 voldoende regelbaar vermogen beschikbaar is op het Duitse elektriciteitsnet om de leveringszekerheid te garanderen, zelfs tijdens zogenaamde "donkere periodes", oftewel periodes van enkele dagen zonder significante wind- en zonne-energie-input. De wet voorziet in meerdere aanbestedingsrondes: in eerste instantie wordt 9 gigawatt aan zogenaamde langetermijncapaciteit aanbesteed, gevolgd door nog eens 2 gigawatt zonder specifiek langetermijncriterium, en ten slotte, in 2027 en 2029, volledig technologieneutrale rondes. Dit langetermijncriterium is echter de kern van de zaak – en het beginpunt van een groeiende controverse over het economisch beleid.

Het 10-uurcriterium en het marktverstorende effect ervan

Het langetermijncriterium in de Duitse Elektriciteitswet (StromVKG) vereist dat leveranciers garanderen dat hun centrales gedurende een langere periode ononderbroken elektriciteit kunnen leveren. De huidige versie schrijft een minimale terugleveringsduur van tien uur voor. Op het eerste gezicht lijkt dit een technisch verantwoorde eis voor de leveringszekerheid. Bij nader onderzoek blijkt het echter een criterium te zijn dat feitelijk is afgestemd op thermische centrales – oftewel gasgestookte centrales – en dat batterijopslagsystemen, met name commercieel verkrijgbare lithium-ion-systemen, effectief uitsluit van de eerste, meest omvangrijke aanbestedingsrondes.

Zoals Daniel Böhmer, energiemarktexpert bij Aurora Energy Research, in een technische analyse uitlegt, gaat de eis in het huidige ontwerp nog verder: de systemen moeten op elk moment, uiterlijk binnen een uur, weer aan het tien-uurcriterium kunnen voldoen. In eenvoudige bewoordingen betekent dit dat een batterijopslagsysteem binnen 60 minuten volledig opgeladen moet zijn na tien uur volledige ontlading – een technische eis waaraan met lithium-ionbatterijen in deze strenge vorm simpelweg niet kan worden voldaan. In een gunstig scenario zou het denkbaar zijn om meerdere kleinere opslagsystemen te combineren of om geen energie te hoeven reserveren voor de volledige geïnstalleerde capaciteit – maar de strikte interpretatie van het ontwerp sluit ook deze flexibiliteit uit. Het resultaat: wie een van de eerste capaciteitsveilingen wil winnen, moet in feite een gasgestookte elektriciteitscentrale bouwen of exploiteren.

De Duitse Vereniging voor Energieopslag (BVES) kaartte dit probleem juist aan in haar verklaring over het wetsontwerp en pleitte voor een wijziging van paragraaf 15 om te voorkomen dat batterijopslagsystemen structureel benadeeld zouden worden. De Duitse Vereniging van Energie- en Waterbedrijven (BDEW) drong er eveneens op aan dat de wet snel door het parlement zou worden aangenomen, terwijl ze tegelijkertijd eiste dat het 10-1-10-uurcriterium behouden zou blijven – een tegenstrijdigheid die aantoont hoe verdeeld zelfs binnen de brancheorganisaties over dit onderwerp is. De Duitse Vereniging voor Zonne-energie (BSW-Solar) is daarentegen ondubbelzinnig: batterijopslagsystemen mogen niet worden benadeeld ten opzichte van gasgestookte elektriciteitscentrales bij aanbestedingen voor elektriciteitscentrales vanwege ongeschikte aanbestedingscriteria. Exploitanten van opslagsystemen overwegen nu zelfs juridische stappen tegen de aanbestedingsvoorwaarden.

De Europese leider zet zijn positie op het spel

De volledige implicaties van dit regelgevingsbesluit worden pas duidelijk wanneer het wordt vergeleken met andere Europese landen. Duitsland is momenteel met een aanzienlijke marge de grootste markt voor batterijopslag in Europa. Terwijl de totale geïnstalleerde batterijcapaciteit in Europa tussen 2024 en 2025 steeg tot meer dan 17 gigawatt en naar verwachting in 2030 de 80 gigawatt zal overschrijden, is Duitsland de drijvende kracht achter deze ontwikkeling. Met een toename van 6,6 gigawattuur in 2025 realiseerde Duitsland de grootste nieuwe installatie in de EU, waarmee de geïnstalleerde capaciteit met nog eens 0,5 gigawattuur toenam ten opzichte van het voorgaande jaar. Italië, dat eerder een vergelijkbare dynamiek vertoonde, zag zijn capaciteit in hetzelfde jaar dalen van 6,0 naar 4,9 gigawattuur – een aanzienlijke afname.

Eind 2025 was er in Duitsland meer dan 2,5 gigawatt aan batterijopslagcapaciteit op het net aangesloten – ongeveer het dubbele van twee jaar eerder. Tegelijkertijd steeg het aantal geïnstalleerde batterijopslagsystemen tot circa 2,4 miljoen, met een totale opslagcapaciteit van meer dan 25 gigawattuur. De groei zette zich voort in het eerste kwartaal van 2026: tussen januari en maart 2026 werd ruim twee gigawattuur aan nieuwe opslagcapaciteit in gebruik genomen, een stijging van ongeveer 67 procent ten opzichte van dezelfde periode vorig jaar. Als deze trend zich voortzet, zou er tegen eind 2026 tussen de 8 en 10 gigawattuur aan nieuwe capaciteit kunnen worden toegevoegd, waardoor de totale geïnstalleerde capaciteit de 35 gigawattuur zou kunnen overschrijden. Grootschalige opslagsystemen zijn de belangrijkste drijfveer achter deze groei: in het eerste kwartaal van 2026 is de groei in dit segment bijna verviervoudigd ten opzichte van het voorgaande jaar.

Deze ontwikkeling is niet politiek opgelegd, maar marktgedreven. Het International Economic Forum for Renewable Energies (IWR) merkt op dat de politieke focus tot nu toe sterker lag op door de staat gefinancierde fossiele brandstofcapaciteit, terwijl de particulier gefinancierde markt voor energieopslag zich organisch en robuust heeft ontwikkeld. Dit is precies de industriële beleidsconstellatie die economen als optimaal beschrijven: een technologie die zich in de concurrentie bewijst, schaalvoordelen genereert en geen permanente subsidies vereist. Een regelgevingskader dat deze dynamiek bewust afremt ten gunste van technologieën die gedurende 15 jaar overheidssteun nodig hebben om economisch rendabel te zijn, is vanuit macro-economisch perspectief moeilijk te rechtvaardigen.

800 miljoen euro: Wat staat er op het spel?

Achter het abstracte debat over regelgeving schuilen concrete economische cijfers. In 2025 moest in Duitsland zo'n 8 terawattuur aan elektriciteit, opgewekt door wind- en zonne-energiecentrales, worden afgeschakeld – dat komt overeen met ongeveer 3 procent van de totale wind- en zonne-energieproductie. Achter deze harde statistiek schuilen gemiste investeringsrendementen, vermeden emissies die nooit zijn vermeden, en bovenal: systeemkosten die uiteindelijk door de consument worden gedragen.

Als de huidige pijplijn van batterijopslagprojecten – dat wil zeggen, aangekondigde, goedgekeurde of reeds in aanbouw zijnde projecten met een gezamenlijke capaciteit van circa 10,5 gigawatt – volledig operationeel was geweest, had ongeveer een derde van deze afschakelingen voorkomen kunnen worden. Dit komt overeen met een potentiële economische besparing van circa € 800 miljoen, bestaande uit vermeden herverdelingskosten en onnodige gasinkopen. Dit cijfer is geen theoretische modelberekening, maar is gebaseerd op de daadwerkelijke afschakelingsvolumes die zijn geregistreerd door het Federaal Agentschap voor Netten en de empirisch vastgestelde bijdrage van batterijopslag aan de stabilisatie van het net. Het toont duidelijk aan dat de kwestie van technologievoorkeur op de capaciteitsmarkt niet alleen een energiebeleidsdimensie heeft, maar ook een aanzienlijke fiscale dimensie.

De totale kosten voor het beheer van netcongestie in Duitsland stegen in 2025 tot circa € 3,1 miljard – vier procent meer dan in het voorgaande jaar, ondanks dat het volume aan afgeschakelde energie vrijwel constant bleef op ongeveer 30,3 terawattuur. De kosten voor conventionele herverdelingsmaatregelen waren verreweg het grootst met meer dan € 1,2 miljard, gevolgd door € 1,4 miljard voor reservecentrales en € 102 miljoen voor ruilhandel. De compensatie voor afgeschakelde hernieuwbare energie bedroeg daarentegen slechts € 433 miljoen – minder dan een zevende van de totale kosten. Deze bevinding weerlegt de bewering, die soms in het publieke debat circuleert, dat hernieuwbare energie de belangrijkste kostenfactor is bij het beheer van netcongestie. In werkelijkheid zijn het de conventionele capaciteiten die het grootste deel van de kosten voor hun rekening nemen.

Bijzonder verontrustend is de structurele verschuiving in de beperking van de stroomproductie naar de distributienetwerken. Terwijl driekwart van de herverdelingsmaatregelen in 2024 plaatsvond in het transmissienetwerk, daalde dit cijfer in 2025 tot slechts twee derde. Het aandeel beperkingen veroorzaakt door knelpunten in het distributienetwerk is dus aanzienlijk toegenomen – met een recordhoogte van 49 procent in het tweede kwartaal van 2025. Dit wijst er duidelijk op dat het probleem niet alleen kan worden opgelost door het transmissienetwerk uit te breiden, maar dat decentrale opslag direct op locatie dringend nodig is.

De verleiding van fossiele brandstoffen: Gasafhankelijkheid als systemisch risico

Het besluit om in de capaciteitsmarkt de facto gasgestookte elektriciteitscentrales te bevoordelen, zou niet alleen op de korte, maar ook op de lange termijn aanzienlijke gevolgen hebben. Duitsland importeert al zo'n 70 procent van zijn primaire energiebehoefte. Voor aardgas bedraagt ​​dit 95 procent, voor ruwe olie 98 procent en voor steenkool 100 procent. De economische kosten van deze afhankelijkheid zijn enorm: in 2024 gaf Duitsland netto zo'n 69 miljard euro uit aan de import van fossiele brandstoffen – dat is ongeveer 1,6 procent van het bruto binnenlands product. KfW Research berekent zelfs een gemiddelde van 81 miljard euro per jaar op de lange termijn, wat overeenkomt met ongeveer 2,5 procent van het bbp en neerkomt op meer dan 1.000 euro per persoon per jaar.

Wie nu nieuwe gasgestookte elektriciteitscentrales bouwt met capaciteitscontracten van 15 jaar, versterkt structureel deze importafhankelijkheid tot ver in de vroege jaren 2040. Dit is de economische paradox van het Duitse energiebeleid: in naam van de leveringszekerheid worden toezeggingen gedaan die de onzekerheid op lange termijn permanent institutionaliseren – de afhankelijkheid van gasprijzen en leveranciers. De energiecrisis van 2022 liet duidelijk zien wat er gebeurt als gasleveringen mislukken of duurder worden: de importkosten voor fossiele brandstoffen liepen op tot € 146 miljard – meer dan het dubbele van het langetermijngemiddelde.

Batterijopslagsystemen zijn daarentegen, eenmaal geïnstalleerd, niet afhankelijk van de toeleveringsketen van grondstoffen. Ze versterken de binnenlandse wind- en zonne-energieproductie, verminderen de behoefte aan gasimport en versterken zo de daadwerkelijke, en niet alleen de gepropageerde, leveringszekerheid. Elke kilowattuur die een batterijopslagsysteem opslaat en later vrijgeeft, is een kilowattuur minder die een gasgestookte elektriciteitscentrale hoeft op te wekken – en waarvoor Duitsland gas moet importeren. Aan dit aanzienlijke economische voordeel is tot nu toe weinig aandacht besteed in de aanbestedingscriteria van de Duitse Elektriciteitswet (StromVKG).

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

Systeemstabiliteit: Batterijen als onderschatte netwerkcomponent

De rol van batterijopslag in het elektriciteitsnet beperkt zich niet alleen tot het opslaan van overtollige hernieuwbare elektriciteit. Batterijen leveren ook een belangrijke bijdrage aan de stabiliteit van het systeem, een factor die stelselmatig wordt onderschat in discussies die zich uitsluitend richten op capaciteit. Batterijopslagsystemen kunnen binnen fracties van een seconde reageren op frequentieschommelingen in het net, balanceringsvermogen leveren en zo taken overnemen die voorheen uitsluitend door thermische centrales werden uitgevoerd.

Vanuit systeemperspectief is het met name relevant dat batterijopslag de afschakeling van wind- en zonne-energiecentrales kan verminderen zonder dat conventionele energiecentrales hoeven te worden ingeschakeld. Als er vandaag de dag voldoende opslagcapaciteit beschikbaar zou zijn, zouden miljoenen tonnen CO₂-uitstoot die vrijkomen bij de herverdeling van conventionele energiecentrales, kunnen worden voorkomen. De combinatie van lithium-ionbatterijen met korte reactietijd, opslag voor de middellange termijn en regelbare thermische energiecentrales voor extreme omstandigheden wordt door experts beschouwd als de optimale configuratie vanuit economisch oogpunt – en niet als een eenzijdige voorkeur voor één enkele technologieklasse.

Een blik op andere Europese landen laat zien hoe het beter kan: Groot-Brittannië, Italië en Australië hebben specifieke aanbestedingen voor langetermijnopslag ontwikkeld die zijn afgestemd op hun eigen kenmerken. Dit zorgt voor investeringszekerheid, maakt schaalvoordelen mogelijk en zorgt ervoor dat verschillende technologieën worden ingezet waar ze vanuit een systeemperspectief het meest waardevol zijn – in plaats van een technologieblinde concurrentie te simuleren die in werkelijkheid eenzijdig gericht is op één technologiecategorie.

Dit is hiermee gerelateerd:

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

Gedecentraliseerde revolutie: gemeenten en huishoudens als drijvende krachten

Het debat over energiebeleid richt zich vaak op grootschalige projecten, elektriciteitscentrales en de infrastructuur van het transmissienet, en negeert daarbij een revolutie die zich op huishoudelijk en gemeentelijk niveau voltrekt. In Duitsland zijn momenteel zo'n 2,5 miljoen batterijopslagsystemen in gebruik, verspreid over miljoenen daken van particuliere woningen en commerciële panden. Hun totale capaciteit van meer dan 28 gigawattuur is theoretisch voldoende om het gemiddelde dagelijkse elektriciteitsverbruik van ongeveer drie miljoen huishoudens te dekken.

Tegen 2030 zouden 7 miljoen eengezinswoningen uitgerust kunnen zijn met energieopslagsystemen – dat zou overeenkomen met de helft van dit type woning in Duitsland. De vraag naar opslagoplossingen is ook enorm in gemeenten: tegen 2035 zou een op de drie gemeenten over eigen opslagfaciliteiten kunnen beschikken. Deze trend wordt niet gedreven door subsidies van de overheid, maar door solide economische berekeningen: batterijopslag verlaagt de elektriciteitskosten voor consumenten, verhoogt het zelfverbruik van zonne-energie en beschermt tegen prijsstijgingen op de elektriciteitsmarkt.

De Duitse zonne-energievereniging (BSW-Solar) stelt dat de geïnstalleerde batterijopslagcapaciteit moet verviervoudigen van de huidige 25 gigawattuur naar circa 100 gigawattuur in 2030 om de doelstellingen van de energietransitie te halen. Dit betekent dat de huidige opleving niet het einde van een ontwikkeling is, maar juist het begin ervan. En juist dit begin zou kunnen worden belemmerd door onjuist aangepaste aanbestedingscriteria – niet omdat de technologie niet concurrerend is, maar omdat regelgevende belemmeringen de natuurlijke marktontwikkeling ervan tegenwerken.

Het structurele dilemma: de toekenning van langetermijncontracten versus technologische dynamiek

De kern van de Wet op de Elektriciteitsvoorziening (StromVKG) wordt gevormd door een structureel dilemma dat verder reikt dan de specifieke aanbestedingssituatie. Capaciteitsmarkten, zoals voorzien in het wetsontwerp, kennen contracten toe voor 15 jaar. Dit is noodzakelijk om voldoende investeringszekerheid te creëren voor kapitaalintensieve installaties – dit is direct duidelijk in het geval van een gasgestookte elektriciteitscentrale met investeringskosten van honderden miljoenen. Het toepassen van dezelfde contractduur op een technologie die een snelle kostenreductie en technologische ontwikkeling doormaakt, leidt echter tot een vertekening: batterijopslagsystemen, die vandaag de dag nog niet aan alle eisen voldoen, kunnen over vijf jaar technisch en economisch superieur zijn – en toch zijn ze door de 15-jarige gascontracten van de markt verdreven.

De kostenontwikkeling van lithium-ionbatterijen heeft de afgelopen jaren alle prognoses ondermijnd. Hoewel redox-flowbatterijen en andere technologieën voor langetermijnopslag zich nog in een vroeg stadium van commercialisering bevinden en hogere investeringskosten met zich meebrengen, zouden ze aanzienlijk economisch aantrekkelijker kunnen worden tegen de tijd dat de levering ervan in 2031 verplicht wordt. Door deze technologische dynamiek te negeren en statische eisen te formuleren die momenteel zijn afgestemd op één enkele technologie – de gasgestookte elektriciteitscentrale – maakt het wetsontwerp dezelfde fout die regelgevers in andere sectoren herhaaldelijk hebben gemaakt: een specifiek technologisch ontwikkelingsstadium bevriezen in regelgeving die pretendeert veel verder te reiken dan dat stadium.

Daarnaast is er een financieringsaspect: gasgestookte elektriciteitscentrales kunnen bogen op bewezen kosten- en opbrengststructuren en vinden daardoor meer acceptatie bij institutionele beleggers dan nieuwe technologieën voor langetermijnopslag. Dit financieringsvoordeel van gascentrales is echter geen natuurlijk marktkenmerk, maar eerder een historisch ontwikkelde asymmetrie – die door preferentiële aanbestedingscriteria verder zou worden verergerd in plaats van systematisch te worden verminderd.

Internationale rolmodellen en hun overdraagbaarheid

De uitdaging om leveringszekerheid te combineren met een technologie-neutrale capaciteitsmarkt is niet uniek voor Duitsland. Groot-Brittannië, na Duitsland de op één na grootste markt voor batterijopslag in Europa, heeft aparte aanbestedingscategorieën gecreëerd voor opslagtechnologieën binnen zijn capaciteitsmarkt – met uiteenlopende eisen afhankelijk van de opslagduur en de reactiesnelheid. Hierdoor kunnen batterijopslagsystemen concurreren in het segment waar ze de grootste systeemwaarde bieden, in plaats van te concurreren met technologieën die ontworpen zijn voor fundamenteel andere systeemfuncties.

In Italië heeft het MACSE-programma van de overheid specifiek de langetermijnopslag bevorderd, waardoor een onafhankelijke markt voor deze technologiecategorie is ontstaan. Australië, dat jaren geleden te kampen had met stroomuitval, heeft door middel van een gedifferentieerd capaciteitsmarktontwerp en gerichte investeringen in grootschalige batterijopslag – waaronder de grootste batterijcentrale ter wereld in Zuid-Australië – aangetoond dat leveringszekerheid mogelijk is zonder nieuwe gasgestookte elektriciteitscentrales. Deze internationale ervaringen suggereren dat de werkelijke keuze niet ligt tussen gasgestookte elektriciteitscentrales en batterijopslag, maar tussen een gedifferentieerd systeemontwerp dat verschillende technologieën benut op basis van hun systemische sterke punten, en een simplistische aanpak die feitelijk op één enkele technologie vertrouwt en dit bestempelt als technologische openheid.

Een politiek kansvenster: wat moet er nu gebeuren?

De Wet op de Elektriciteitsvoorziening (StromVKG) is door het kabinet aangenomen, maar moet nog door het parlement voordat de eerste aanbestedingen in de zomer van 2026 van start kunnen gaan. Deze parlementaire periode biedt de laatste kans om aanpassingen door te voeren die rekening houden met marktgegevens en economische realiteiten. Concreet zijn de volgende aanpassingen nodig: Het langetermijncriterium moet worden hervormd om ook combinaties van meerdere opslagsystemen of gefaseerde implementaties te erkennen. De eis van een laadtijd van één uur voor een volledige herlading na tien uur ontlading moet worden afgeschaft of aanzienlijk worden versoepeld. En vanaf de eerste aanbestedingsronde moet een technologie-neutraal quotum worden vastgesteld, gericht op tekorten in de levering op de korte termijn – want niet elke uitdaging voor de leveringszekerheid betreft een periode van meerdere dagen met een lage wind- en zonne-energieproductie.

Bovendien is eerlijke toegang voor batterijopslagbedrijven tot aanbestedingen voor capaciteit niet alleen een noodzaak vanuit energiebeleid, maar ook vanuit industriebeleid. Duitsland heeft een leidende positie verworven op de Europese markt voor batterijopslag, gebaseerd op gedegen economische en technologische expertise. Aanbestedingsregels die deze positie in gevaar brengen, schaden niet alleen de energietransitie, maar ook de Duitse industrie, die productiecapaciteit, technische expertise en toeleveringsketens in deze sector heeft opgebouwd of aan het opbouwen is. De pijplijn van meer dan 10 gigawatt aan nieuwe opslagprojecten – waarvan er al zo'n 1,5 gigawatt in aanbouw is – is het beste bewijs van de investeringsbereidheid van de industrie. Het tegengaan van deze investeringsbereidheid door middel van ongeschikte regelgeving zou een zichzelf vervullende voorspelling van de ergste soort zijn: investeringen zouden niet tot stand komen omdat ze het signaal zouden krijgen dat ze niet welkom zijn.

Marktleiderschap als politieke verantwoordelijkheid

Duitsland bevindt zich op een kruispunt in zijn energiebeleid. Enerzijds beschikt het land over een van de meest dynamische batterijopslagsectoren van Europa, een groeiend netwerk van decentrale energieproducenten en opslagfaciliteiten, en een groeiend maatschappelijk besef van de noodzaak van de energietransitie. Anderzijds dreigt de nieuwe Capaciteitsmarktwet de marktgedreven ontwikkeling van deze technologieën te belemmeren door middel van aanbestedingscriteria die feitelijk zijn afgestemd op gasgestookte elektriciteitscentrales en batterijopslag structureel benadelen.

De potentiële jaarlijkse besparingen van € 800 miljoen die gerealiseerd zouden kunnen worden door de versnelde uitbreiding van batterijopslag, zijn geen cijfer uit een lobbybrochure, maar een ontnuchterende inschatting van gemiste kansen. Het is exemplarisch voor een bredere economische waarheid: leveringszekerheid en kostenefficiëntie sluiten elkaar niet uit – mits het regelgevingskader de beste beschikbare technologie in staat stelt haar systeemwaarde te realiseren. Degenen die daarentegen bepaalde technologieën bevoordelen en andere discrimineren door middel van aanbestedingen, bedrijven industriebeleid – en geen goed beleid. Ze houden een kostbare afhankelijkheid in stand en ondermijnen tegelijkertijd de concurrentiepositie die Duitsland met hard werken heeft opgebouwd.

Het parlementaire proces voor de Elektriciteitswet biedt nog steeds een kans om deze koers te corrigeren. De cijfers spreken voor zich. De vraag is of beleidsmakers bereid zijn te luisteren – of dat het dogma van gegarandeerde capaciteit op lange termijn, historisch geworteld in een wereld van thermische centrales, de vormgeving van een elektriciteitsmarkt zal blijven domineren die die wereld allang achter zich heeft gelaten.

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 door mij te bellen op +49 7348 4088 965. Mijn e-mailadres is [email protected]:of

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