Billig, ren, säker? De fyra stora myterna om den tyska energiomställningen – en faktakoll

Elprisillusion: Varför vind och sol är billiga – och ändå betalar vi mer

I nästan ett kvarts sekel har tyskarna fått energiomställningen intalad i en välbekant ton: den är ren, den gör dem oberoende, den sänker kostnaderna och energiförsörjningen kommer att förbli säker ändå. Men står detta historiska storslagna experiment – ​​den fullständiga omvandlingen av ett högt industrialiserat land till väderberoende energikällor – emot den fysiska och ekonomiska verkligheten? En hänsynslös analys, fri från ideologiskt skyttegravskrig, målar upp en helt annan bild. Från exploderande nätkostnader och dolda drivkrafter för elpriser till det nya, farliga beroendet av kinesiska leveranskedjor och den stora illusionen kring batterilagring: skillnaden mellan politiskt önsketänkande och hårda data har aldrig varit större. Den här artikeln gör en bedömning och avslöjar varför det verkliga problemet med energiomställningen inte är dess högt uppsatta mål, utan dess fundamentalt bristfälliga design. En viktig faktakontroll för alla som vill förstå vem som verkligen kommer att betala notan för framtidens energisystem.

Varför de vackraste uttalandena om ren, billig och säker energi har misslyckats i 25 år på grund av fysik, ekonomi och geopolitik

Sedan lagen om förnybara energikällor antogs år 2000 har Tysklands energiomställning kommunicerats i en mycket specifik ton. Den är ren, den gör oss oberoende, den blir billigare och energiförsörjningen är garanterad ändå. I över ett kvarts sekel har dessa fyra meningar utgjort den retoriska ryggraden i en omvandling som är historiskt unik i sin skala: En högt utvecklad industrination med en primär energiförbrukning på cirka 3 200 terawattimmar och en exportinriktad värdekedja omställer hela sitt energisystem till väderberoende produktion. Detta är inte en politisk detalj, utan ett storskaligt makroekonomiskt experiment med konsekvenser för konkurrenskraft, distribution, offentliga finanser och utrikeshandelsbalansen.

Ekonomisk integritet dikterar en åtskillnad mellan tre kategorier: påståenden som tål empirisk granskning; påståenden som är sanna i enskilda segment men är vilseledande kondenserade inom det systemiska sammanhanget; och påståenden som helt enkelt är falska eller sedan länge har motbevisats av tillgängliga data. Just denna åtskillnad saknas regelbundet i den offentliga debatten. Denna analys tillämpar konsekvent denna åtskillnad utan någon ideologisk partiskhet mot vänster eller höger.

Priset för goda avsikter: Vad el egentligen kostar i Tyskland

Påståendet att energiomställningen kommer att göra el billigare är ohållbart i sin absoluta form, men inte heller bara nonsens i sin relativa form. Sanningen ligger i en prisspridning som systematiskt mörkläggs i den offentliga debatten. På grossistmarknaderna genererar vind- och solkraftverk el till marginalkostnader nära noll, vilket faktiskt resulterar i mycket låga eller till och med negativa spotmarknadspriser under timmar med hög inmatning av förnybar energi. Detta fenomen är verkligt. Att utifrån detta dra slutsatsen att slutkundspriset kommer att falla är dock ett kategorifel, eftersom slutkundspriset inte består av spotmarknaden, utan snarare av upphandling, nätavgifter, avgifter, koncessionsavgifter, skatter och distributionsmarginaler.

De skarpa siffrorna avslöjar en mer nyanserad bild. Enligt en internationell prisanalys låg det genomsnittliga tyska hushållselpriset under första kvartalet 2025 på cirka 38 cent per kilowattimme, vilket rankar landet som femte bland de dyraste länderna i världen. SMARD rapporterar ett pris på strax under 18 cent per kilowattimme för medelstora industriföretag i januari 2025, medan det för privilegierade storkonsumenter låg på drygt 11 cent. Siffrorna som samlats in av den tyska branschorganisationen för energi- och vattenindustrin (BDEW) för 2025 låg på runt 15,9 cent för medelstora industriföretag, och för stora industriföretag runt 14,4 cent. Intervallet på 30 till 40 cent som nämns i originaltexten är därför korrekt för hushåll, men för högt för industrin. Den politiskt relevanta jämförelsepunkten är dock fortfarande dramatisk: kinesiska industriföretag betalar mellan 7 och 10 cent beroende på provins, amerikanska industrikonsumenter i energiintensiva stater betalar ofta mellan 6 och 9 cent, och franska företag opererar i intervallet 12 till 20 cent. Den tyska industriorten ligger således strukturellt i den högsta priskvartilen i OECD-området.

Denna prissättningsstruktur innebär en affärslogik som alla controllers i ett energiintensivt företag omedelbart förstår. Om el är 30 till 70 procent dyrare än konkurrenterna i genomsnitt på lång sikt, måste högre produktivitet, bättre produkter, subventioner eller en gynnsam regelmiljö kompensera för denna nackdel. Inget av dessa villkor är för närvarande bekvämt uppfyllda i Tyskland. Konsekvenserna dokumenteras i undersökningar som genomförts av de tyska industri- och handelskamrarna, VDMA (tyska ingenjörsförbundet) och stiftelsen för familjeföretag: En betydande andel av företagen överväger omlokalisering, produktionsnedskärningar eller försäljning till strategiska eller finansiella investerare. De specifika procentsatserna varierar beroende på undersökningen och formuleringen av frågorna, men det grundläggande mönstret är robust: Energipriset har utvecklats från en perifer lokaliseringsfaktor till en central affärsrisk.

Mellan kolkrisen och CO₂-utsläppens ihållande: Den obekväma klimatbalansräkningen

Tesen att energiomställningen gör elsystemet renare är empiriskt korrekt i sin grundläggande riktning. CO₂-utsläppen från tysk elproduktion har minskat avsevärt sedan 1990, den specifika utsläppsintensiteten per genererad kilowattimme har nästan halverats, och år 2024 täcktes för första gången mer än hälften av bruttoelförbrukningen av vindkraft, solenergi, biomassa och vattenkraft. En framställning som kategoriskt hävdar att Tyskland, trots utbyggnaden av förnybar energi, har ett av de smutsigaste elsystemen i Europa förvränger denna verklighet.

Följande förblir dock ett nyanserat och sant faktum: I en jämförelse inom Europa fortsätter Tyskland att rankas efter Frankrike, Sverige, Schweiz, Norge och Finland när det gäller CO₂-intensiteten i elproduktionen – det vill säga efter de länder som huvudsakligen är beroende av kärnkraft och vattenkraft. En fransk elmix släpper ofta ut mindre än en tiondel per kilowattimme av vad en genomsnittlig tysk mix producerar. Tyskland klarar sig också sämre än Spanien och Storbritannien under många mätperioder. Anledningen är inte en svaghet hos förnybara energikällor, utan snarare den politiskt påtvingade utfasningssekvensen: Kärnkraftverk stängdes ner före koleldade kraftverk, vilket ökar den återstående fossila bränsleintensiteten under timmar med låg vind- och solinmatning. I ekonomiska termer har Tyskland ersatt en balanserande energikälla med låg CO₂-utsläpp med en balanserande energikälla med hög CO₂-utsläpp och har bara delvis kompenserat för denna effekt genom ytterligare kapacitetsutbyggnad. Resultatet är en avkarboniseringskurva som är mer realistisk, men plattare, än vad den officiella berättelsen antyder.

Det förskjutna beroendet: Från rysk gas till kinesiskt värdeskapande

Påståendet att Tyskland kommer att bli energioberoende genom energiomställningen är ett av de påståenden som låter konsekventa i teorin men faller isär i praktiken på grund av den verkliga strukturen i globala leveranskedjor. Det är sant att alla som inte längre konsumerar importerat kol, importerad naturgas och importerat uran minskar sitt klassiska beroende av energiimport. Det är lika sant att en vind- eller solpark, när den väl är byggd, producerar energi oavsett geopolitiska förhållanden. Detta resultat är inte marknadsföring; det är fysik.

Uppfattningen att detta har eliminerat beroendet är osant. Det har helt enkelt förskjutits och omformats. Den industriella värdekedjan bakom förnybar energi visar en dramatisk koncentration. Omkring 80 procent av den globala produktionskapaciteten för solcellsmoduler och cirka 95 procent av wafertillverkningen finns i Kina; situationen är liknande för battericeller och katodmaterial, och ännu mer uttalad för sällsynta jordartsmetaller för vindkraftverk och elmotorer. Till detta kommer beroenden av litium från Chile och Australien, kobolt från Demokratiska republiken Kongo och koppar och nickel från ett hanterbart antal produktionsländer. Ur ett nationellt motståndskraftsperspektiv har ett beroende av fossila råvaror således bytts ut mot ett beroende av mineralråvaror, industriell hårdvara och kinesisk processindustrier. Huruvida detta utbyte är fördelaktigt beror på den politiska stabiliteten hos de nya försörjningskällorna. Det empiriska svaret hittills är blandat, och i Kinas fall ganska tankeväckande.

När lugna vindar blir ett systemproblem: Den dolda sidan av försörjningstrygghet

Påståendet att försörjningen är säker är förmodligen det mest intressanta i listan. Det är formellt korrekt och samtidigt materiellt tveksamt. Det är formellt korrekt eftersom inget storskaligt strömavbrott i Tyskland hittills har tillskrivits brist på elproduktion, och den genomsnittliga otillgängligheten per slutkonsument, mätt i SAIDI-minuter, är fortfarande låg internationellt. Detta är en prestation av nätoperatörerna, inte av det politiska systemet.

Påståendet blir väsentligt tveksamt när man tittar bakom fasaden på den totala balansräkningen. Antalet nätinsatser är det bästa systemet för tidiga indikatorer. Federal Network Agency rapporterar en volym åtgärder för hantering av nätöverbelastning på cirka 30 300 gigawattimmar för 2024, med preliminära totalkostnader på cirka 2,78 miljarder euro, jämfört med 34 300 gigawattimmar och 3,34 miljarder euro år 2023. De 19 318 omdirigeringsinsatser per år som nämns i originaltexten motsvarar de enskilda åtgärderna i överföringsnätet och representerar en rimlig storleksordning. Aktuella bedömningar från distributionsnätssektorn visar dock att frekvensen av insatser i så kallad omdirigering 2.0 ökar dramatiskt efter att mindre anläggningar har inkluderats; inledande utvärderingar från 2025 indikerar en ytterligare fördubbling av antalet fall. Dessa är inte marginella fenomen, utan snarare de ekonomiska konsekvenserna av ett system vars produktionsplatser inte längre matchar förbrukningsplatserna.

Att perioder med låg vind- och solproduktion är verkliga är inte ett polemiskt påstående, utan ett meteorologiskt faktum. Veckolånga perioder av högt tryck på vintern med låg vindutbyte och försumbar solproduktion förekommer regelbundet. I december 2022 och november 2024 fick gas-, kol- och biomassakraftverk, tillsammans med import från Frankrike, Nederländerna och Danmark, axla den kvarvarande bördan. Att systemet fungerar under sådana faser är en framgång för de kopplade europeiska marknaderna och den återstående fossilbränsleflottan, inte ett bevis på det tyska förnybara energisystemets autonomi. Det ekonomiskt relevanta är att den kvarvarande kapaciteten fyller en försäkringsfunktion som måste betalas för, även om den bara är i drift några hundra timmar om året. Just denna finansieringsfråga är den grundläggande designfelet i den tyska marknadsarkitekturen.

Energisystemets två världar: elsektorn kontra slutlig energi

En av de vanligaste snedvridningarna i debatten är sammanblandningen av elproduktionsandel och primärenergiandel. Även om pressmeddelanden som anger att över hälften av Tysklands el kommer från vind- och solkraft är faktamässigt korrekta, betyder det inte att hälften av Tysklands energiförbrukning är klimatneutral. År 2024 var andelen förnybar energi av den slutliga bruttoenergiförbrukningen cirka 22 procent, och av primärenergiförbrukningen cirka 20 procent. Anledningen är enkel: el är bara ett segment av energisystemet. Uppvärmning i byggnader, processvärme inom industri, transporter – särskilt godstransporter, sjöfart och flyg – fortsätter att huvudsakligen levereras av fossila bränslen.

Denna asymmetri ger upphov till ett strategiskt problem som sällan diskuteras öppet. Varje sektorkoppling, dvs. omvandlingen av uppvärmning och transport till el, ökar elförbrukningen. Om energiomställningen inom uppvärmnings- och transportsektorerna ska tas på allvar kommer bruttoelförbrukningen att öka från cirka 510 terawattimmar idag till mellan 750 och 1 000 terawattimmar, beroende på modell och antaganden om vätgas. Detta innebär att produktion, nät och lagringsanläggningar inte bara måste möta dagens efterfrågan utan grovt sett fördubbla den inom en tidsram på tjugo till tjugofem år. Den utbyggnad som för närvarande pågår, som redan anses ambitiös, representerar bara en tredjedel av vägen till att uppnå det önskade resultatet.

Nytt: Patent från USA – Installera solcellsparker upp till 30 % billigare och 40 % snabbare och enklare – med förklarande videor! - Bild: Xpert.Digital

Kärnan i denna tekniska utveckling är det avsiktliga avvikandet från konventionell klämmontering, som har varit standard i årtionden. Det nya, mer tids- och kostnadseffektiva monteringssystemet åtgärdar detta med ett fundamentalt annorlunda, mer intelligent koncept. Istället för att klämma fast modulerna på specifika punkter sätts de in i en kontinuerlig, specialformad stödskena och hålls säkert på plats. Denna design säkerställer att alla krafter – oavsett om det är statiska belastningar från snö eller dynamiska belastningar från vind – fördelas jämnt över hela modulramens längd.

Mer information här:

• Klicka istället för skruva: Detta geniala system bygger solparker 40 % snabbare och revolutionerar energiomställningen

Kostnadstriangeln: generation, nätverk och den stora okända säkerhetskopiering

Diskussionen om systemkostnader lider av en metodologisk svaghet. Den reduceras vanligtvis till direkta produktionskostnader, dvs. den utjämnade kostnaden för el (LCOE) för nya vind- eller solkraftverk, som nu uppnår priser mellan 5 och 8 cent per kilowattimme i auktioner. Detta är en imponerande prissänkning, och den bör erkännas. Det är dock inte vad det totala systemet kostar, eftersom de totala systemkostnaderna inkluderar produktion, nät, lagring, reservkraft, balanskraft, stödtjänster samt finansierings- och alternativkostnader för överskottsinstallerad kapacitet.

En studie beställd av den tyska industri- och handelskammaren och utförd av Frontier Economics uppskattar dessa kostnader för perioden 2025 till 2049 till mellan 4,8 och 5,4 biljoner euro. Fördelningen är avslöjande: 2,0 till 2,3 biljoner euro kan hänföras till energiimport, 1,2 biljoner euro till nätkostnader, 1,1 till 1,5 biljoner euro till investeringar i produktionsanläggningar och cirka 500 miljarder euro till deras löpande drift. När denna summa beräknas per capita baserat på en befolkning på nästan 84 miljoner människor med en medelålder på 24 år, ligger de resulterande kostnaderna per capita i det låga fyrsiffriga intervallet per år. Siffran 430 euro per capita som anges i originaltexten är därför en ganska konservativ uppskattning och hänvisar till en snävare definition av systemkostnader.

Nätutbyggnadskomponenten är särskilt avslöjande. Den efterfrågan som identifierats av överföringssystemoperatörerna i nätutvecklingsplanen omfattar, i målscenariot, flera tusen kilometer nya högspänningsledningar, kompletterat med betydligt längre sträckor i distributionsnätet. Siffran på 16 800 kilometer ledningar som behövs, med endast 3 500 kilometer byggda för närvarande, återspeglar den totala omfattningen av alla åtgärder när överförings- och distributionsnät kombineras och är realistisk i denna storleksordning. Ekonomiskt sett är den nominella körsträckan mindre viktig än tillstånds- och byggtiden, som för stora projekt som SuedLink och SuedOstLink regelbundet överstiger ett decennium. Kostnadskonsekvenserna av dessa förseningar är tvåfaldiga: Å ena sidan blir infrastrukturen dyrare på grund av inflation och trängselavgifter; å andra sidan stiger omdirigeringskostnaderna eftersom nätet inte är tillgängligt där produktionen sker.

Gaskraftverk som en bro som inte borde vara en: Det nya beroendet av fossila bränslen

Ekonomisk rådgivare Veronika Grimm har upprepade gånger påpekat under senare år att utan en snabb utbyggnad av kapaciteten hos styrbara kraftverk är hela energiomställningsprojektet i fara. Denna ståndpunkt har majoritetsstöd inom Rådet för ekonomiska experter och inom den vetenskapliga energipolitiken. Den bakomliggande orsaken är tekniskt övertygande: när de återstående kärnkraftverken stängs ner och planerna för utfasning av kolkraftverk följs kommer ett gap i garanterad kapacitet på cirka 20 till 50 gigawatt att uppstå under de kommande åren, beroende på scenariot. Detta gap kan inte täckas på kort sikt med nuvarande teknik, varken genom batterier eller vätgas.

Den politiska kompromissen går ut på vätgaskapabla gaskraftverk, initialt drivna med naturgas och senare omvandlade till vätgas. Detta är en balansgång ur både ett ekonomiskt och klimatpolitiskt perspektiv. Å ena sidan ökar byggandet av nya gaskraftverk den fossila bränsleinfrastrukturen i ett land som strävar efter att minska just denna infrastruktur. Å andra sidan är driftsmodellerna inte ekonomiskt hållbara utan en kapacitetsmarknad eller statliga garantier, eftersom ett kraftverk som bara är i drift några hundra timmar per år inte kan refinansiera sina fasta kostnader via spotmarknaden. Den federala regeringen rör sig därför mot en kapacitetsmekanism som ytterligare ökar systemkostnaderna och som i allmänhet inte tillskrivs förnybar energi i den offentliga debatten, även om den skulle vara onödig om det inte vore för de förnybara energikällornas volatilitet.

Batteriillusionen: Varför lagring (nytt: stillastående) inte kan ersätta ett kraftverk

En ihållande berättelse hävdar att batterier och andra lagringssystem kommer att göra infrastruktur för reservkraft för fossila bränslen föråldrad. Denna berättelse blandar ihop två helt olika uppgifter. Kortsiktiga lagringslösningar, såsom litiumjonbatterier, pumplagring eller termisk lagring, buffrar kraft i timmar upp till högst några dagar. De är tekniskt mogna och alltmer attraktiva ur ekonomisk synvinkel, särskilt för att flytta solenergiproduktion mellan dag och natt och för marknadsföring av balanskraft. Deras kapitalkostnader varierar från 100 till 400 euro per kilowattimme användbar lagringskapacitet, beroende på storlek och varaktighet.

Långtidslagringssystem som behöver överbrygga perioder med låg vind- och solenergiproduktion som varar i en till två veckor är en helt annan historia. För Tyskland indikerar rimliga systemmodeller ett säsongslagringsbehov på mellan 50 och 100 terawattimmar. Som jämförelse har alla storskaliga litiumjonlagringssystem som för närvarande är installerade i Europa totalt mindre än 50 gigawattimmar, ungefär en tusendel av den erforderliga kapaciteten. Den fysiskt genomförbara lösningen är vätgas, producerad via elektrolys med överskottsel, lagrad i grottor och omvandlad tillbaka till elektricitet i gasturbiner. Var och en av dessa omvandlingssteg förlorar energi, med en total effektivitet på mellan 25 och 40 procent. Det innebär att för varje kilowattimme el som faktiskt används måste två till fyra gånger så mycket förnybar energiproduktion krävas uppströms. Den som tar vätgas på allvar måste avsevärt öka utbyggnaden av vind- och solenergi, få elektrolyskapaciteten till det tresiffriga gigawattintervallet och skapa en infrastruktur av rörledningar och grottor som för närvarande bara existerar i rudimentär form.

Relaterat till detta:

• NYTT: Miljarddollarsfälla för gaskraftverk? Varför stora långsiktiga batterilagringssystem nu är det bättre valet

Platåproblemet: När kapaciteten växer utan produktion

Ett sällan undersökt fenomen är skillnaden mellan installerad kapacitet och faktisk energiproduktion. Medan installerad vind- och solkapacitet har ökat dramatiskt sedan 2015, har bruttoelproduktionen från dessa källor ökat långsammare på grund av ökande begränsningar, överbelastning av nätet och få fullasttimmar på nya, mindre optimala platser. Dessutom har den totala elförbrukningen inte ökat som planerat eftersom industrin, elfordon och värmepumpar underpresterar. Resultatet är ett system som verkar växa snabbt i den politiska diskursen men uppvisar en platå i produktionsstatistiken.

Ur ett ekonomisk-politiskt perspektiv är denna platå farlig eftersom den pekar på en strukturell gräns för den nuvarande modellen. Varje ytterligare solpark som byggs i södra Tyskland eller vindkraftspark i norra Tyskland genererar el under rusningstrafik, vilken på grund av bristande överföringskapacitet antingen begränsas eller exporteras till negativa priser. Den marginella ekonomiska nyttan av ytterligare kapacitet minskar, medan marginalkostnaderna för nät, lagring och reservsystem ökar. I ekonomiska termer överskrider systemet tröskeln för negativa skalfördelar.

Kampen om privilegier: En transformations fördelningsekonomi

Varje större omställning har sina vinnare och förlorare, och energiomställningen är inget undantag. Bland de strukturella vinnarna finns utvecklare av vind- och solkraftverk, tillverkare av lagrings- och nätteknik, konsultföretag inom regelverket, markägare vars mark behövs för kraftledningar, prioriterade vindkraftszoner eller transformatorstationer, samt den exportinriktade solcells- och batteriindustrin i Kina. Bland de strukturella förlorarna finns energiintensiva industrier utan förmånsbehandling, hyresgäster utan inflytande över uppvärmnings- och isoleringsbeslut, pendlare på landsbygden utan alternativa kollektivtrafikmöjligheter och små och medelstora företag som varken får lättnader eller strategisk flexibilitet.

Dessa fördelningseffekter är inte bara bieffekter, utan politiskt och ekonomiskt relevanta eftersom de avgör acceptansen av omställningen. Om låginkomsthushåll måste spendera en större andel av sin disponibla inkomst på energi, om regioner med hög industriell koncentration drabbas oproportionerligt mycket av elprisskillnader, och om subventioner samtidigt flödar till sektorer där värdeskapandet delvis sker utomlands, sker politisk erosion, vilket återspeglas i valresultat och parlamentsmajoriteter. Ur ett ekonomiskt perspektiv är energiomställningen inte bara ett klimatprojekt, utan ett massivt omfördelningsprojekt vars balansräkning, ur ett rättviseperspektiv, hittills har varit otillräckligt transparent.

Det europeiska sammanhanget: Varför Tyskland inte ensamt bestämmer resultatet

Tysklands energiomställning diskuteras ofta som om den ägde rum i ett slutet system. I verkligheten är den tyska elsektorn integrerad i det europeiska sammankopplade nätet och dess priser bestäms av priszonerna och handelsflödena på det Parisbaserade EEX-dotterbolaget EPEX Spot, börserna i Oslo och Amsterdam, samt gränsöverskridande kapacitetsauktioner. Denna integration är en enorm ekonomisk fördel eftersom den möjliggör import under perioder med låg vindkraft och export under perioder med överskott, vanligtvis till mycket låga priser. Samtidigt utgör den en risk eftersom politiska beslut som fattas av grannländerna, såsom Frankrikes utbyggnad av kärnkraft eller Polens koleldade kraftproduktion, direkt påverkar den tyska systemekonomin.

Samspelet med Frankrike är särskilt intressant. Frankrikes kärnkraftsflotta, som till stor del kommer att vara i drift igen år 2025 efter längre avbrott, exporterar regelbundet betydande mängder el till Tyskland under vintermånaderna. För första gången på länge finns nettoimport dokumenterad i Tysklands elhandelsbalans för 2024. Detta betyder helt enkelt att det energioberoende som hyllas i Tyskland har uppnåtts genom att samtidigt stänga ner inhemsk baskraftproduktion och utnyttja utländsk kärnkraft. Ur ett europeiskt perspektiv är detta effektivt; ur ett nationellt perspektiv bryter det med berättelsen om att i allt högre grad producera sin egen el.

Vad informationen egentligen säger: En övergripande ekonomisk bedömning

Om man granskar de fyra löftena som citerades i början mot bakgrund av tillgängliga data framträder en ambivalent men tydlig bild. Löftet om lägre energikostnader gäller produktionskostnaderna för nya anläggningar, men inte slutanvändarpriserna, varken för hushåll eller för energiintensiva små och medelstora företag (SMF). Skillnaden mellan produktionskostnader och slutanvändarpriser beror på systemarkitekturen av skatter, avgifter, nätavgifter och marknadsdesign, som inte har blivit mer effektiv på tjugo år. Löftet om renare energiproduktion gäller elproduktion, men i internationella rankningar och i förhållande till den totala energiförbrukningen är det betydligt mindre imponerande än vad den politiska kommunikationen antyder. Löftet om oberoende har delvis uppfyllts när det gäller import av fossila bränslen, men tydligt brutits när det gäller råvaror, komponenter och industriella insatsvaror. Löftet om en säker försörjning gäller idag, men antalet nätinsatser, nivån på omdirigeringskostnaderna och det strukturella beroendet av reservkraft och import av fossila bränslen visar att denna trygghet blir allt dyrare och alltmer bräcklig.

Det betyder inte att energiomställningen har misslyckats, men den är inte heller på den väg som dess förespråkare skulle vilja ha den. Det är ett halvfärdigt projekt, där de billiga delarna – nämligen den enkla installationen av sol- och vindkraftsparker på bra platser – redan har slutförts, medan de dyra, svåra delarna – lagring, nät, reservkraft, sektorkoppling, säkrande av råvaror och europeisk harmonisering – fortfarande ligger framför oss. Varje ärlig ekonomisk analys måste erkänna att marginalkostnaderna för de kommande tio procentenheterna av minskade koldioxidutsläpp kommer att vara betydligt högre än för de första femtio.

Riktningen är rätt, tempot är fel, och minst av allt designen

En nykter bedömning leder inte till slutsatsen att energiomställningen bör överges. Den globala utsläppsbanan, de sjunkande produktionskostnaderna för förnybar energi och den geopolitiska bräckligheten i leveranskedjorna för fossila bränslen gör dekarboniseringen både till en industriell nödvändighet och ett strategiskt sunt drag. Det leder dock till slutsatsen att den nuvarande utformningen av den tyska energiomställningen varken är kostnadseffektiv eller förenlig med industripolitiken. Att utöka kapaciteten för förnybar energi utan synkron utbyggnad av nät och lagring, att begränsa koldioxidsnål baskraft före fossil baskraft, att lägga ut värdekedjan till strategiska konkurrenter, att försumma en tillförlitlig kapacitetsmekanism och att begränsa kommunikationen till elsektorn är alla undvikbara designfel. Var och en av dessa fel har ett pris, och detta pris kommer bara att öka ju längre det ignoreras.

Påståendet att vind och sol inte skickar räkningar är fortfarande sant i snäv bemärkelse. Systemet bakom dem skickar dock en – en stor, distribuerad och ibland dold räkning. Att identifiera denna räkning, prioritera den och omsätta den till en ekonomiskt hållbar design är den verkliga uppgiften för de kommande mandatperioderna. De som anser att detta är defaitistiskt förväxlar kritik med avvisande. Och de som anser det irrelevant har inte förstått det projekt de förespråkar.

Från industriella solcellstak till solcellsparker och större solcellsparkeringsplatser

☑️ Vårt affärsspråk är engelska eller tyska

☑️ NYTT: Korrespondens på ditt modersmål!

Konrad Wolfenstein

Jag och mitt team står gärna till er förfogande som er personliga rådgivare.

Du kan kontakta mig genom att fylla i kontaktformuläret här eller helt enkelt ringa mig på +49 7348 4088 965. Min e-postadress är : [email protected]

Jag ser fram emot vårt gemensamma projekt.

☑️ EPC-tjänster (teknik, upphandling och konstruktion)

☑️ Nyckelfärdig projektutveckling: Utveckling av solenergiprojekt från början till slut

☑️ Platsanalys, systemdesign, installation, driftsättning, underhåll och support

☑️ Projektfinansiär eller mellanhand för kapitalleverantörer