Decentraliserad energiomställning och små och medelstora företag (SMF): Hur denna decentraliserade energistrategi skulle ha räddat SMF

Dyrt gaskraftverk i återvändsgränd: Varför tyska små och medelstora företag betalar för energiomställningen

Myten om den "mörka stiltje": Varför nya gaskraftverk är helt fel svar för små och medelstora företag

I Tysklands nya energipolitik är bördorna av omställningen dramatiskt ojämnt fördelade. Medan stora företag gynnas av undantag, miljarder i subventioner och direkta leveransavtal, betalar traditionella små och medelstora företag (SMF) – från hantverksföretag till regionala bagerier – notan genom drastiskt stigande avgifter och nätavgifter. Den nuvarande regeringens kurs är kärnan i kritiken: den massiva, avgiftsfinansierade utbyggnaden av centrala gaseldade kraftverk förklaras vara det enda alternativet för att säkerställa försörjningstryggheten. Denna strategi visar sig dock vara en dyr återvändsgränd för SMF, skapar nya beroenden och håller elkostnaderna artificiellt höga på lång sikt.

Den här artikeln utforskar varför en "bottom-up-energipolitik" – baserad på decentraliserad solcellsteknik, smart batterilagring, flexibla biogasanläggningar och virtuella kraftverk – skulle ha varit en betydligt bättre ekonomisk och strategisk lösning. En konsekvent decentraliserad energiomställning skulle ha gett små och medelstora företag (SMF) just det de för närvarande saknar mest: verkligt oberoende från aktiekurser, minskning av asymmetrisk marknadsmakt och långsiktig planeringssäkerhet. Läs vidare för att upptäcka varför det att hålla fast vid storskalig fossilbränsleinfrastruktur systematiskt missgynnar svagare marknadsaktörer och varför tekniken för ett decentraliserat alternativ länge har funnits tillgänglig.

Relaterat till detta:

• Den stora subventionsmotsättningen efter hård kritik av EEG: CDU-minister planerar nu enorma kostnadsutgifter för gaskraftverk

Den missade möjligheten med en energipolitik nerifrån och upp – Varför vägen via gaskraftverk är en dyr återvändsgränd

Energikostnader som ett systemproblem för svagare ekonomiska aktörer

Tyskland har ett av de högsta industriella elpriserna jämfört med andra G7-länder. Denna situation påverkar inte alla marknadsaktörer lika. Stora industriföretag drar nytta av omfattande lagstadgade undantag och kan strategiskt optimera sin energianskaffning genom eget kapital, specialiserad personal och direkta kontrakt. Småföretag, såsom hantverksföretag, hotell, bagerier, restauranger eller medelstora lager, får huvudsakligen sin el till standardpriser från den lokala nätoperatören eller standardleverantören. Just dessa aktörer, som utgör ryggraden i den tyska ekonomin och vars vinstmarginaler är naturligt små, drabbas särskilt hårt av stigande avgifter och statligt orsakade kostnadsökningar.

I årtionden fokuserade den energipolitiska debatten i Tyskland främst på frågan om försörjningstrygghet för stora konsumenter och energiintensiva industrier. Detta är legitimt, eftersom masugnar, kemiska fabriker och aluminiumsmältverk kräver en baslastkapabel, avbrottsfri kraftförsörjning i mängder och kvaliteter som decentraliserade småskaliga anläggningar helt enkelt inte kan tillhandahålla direkt. En grundläggande skillnad förbiseddes dock: den stora majoriteten av tyska företag tillhör inte denna kategori. Bagerier, snickerier, restauranger, små detaljhandelsföretag, kontorstjänsteleverantörer och kommunala anläggningar är varken baslastkritiska eller har den geopolitiska betydelse som skulle motivera särskild uppmärksamhet i energipolitiken. De har systematiskt försummats.

Relaterat till detta:

• Den globala energilögnen: Varför det påstådda misslyckandet med energiomställningen bara är en saga

Vad decentraliserad energiförsörjning skulle ha inneburit specifikt för små och medelstora företag

Decentraliserade energilösningar är inte abstrakta tekniska visioner, utan snarare beprövade och ekonomiskt hållbara system. I grund och botten kombinerar de solcellssystem på privata tak, stationär batterilagring och intelligenta energihanteringssystem, kompletterade där det är möjligt med värmepumpar och kraftvärmeverk (CHP) som drivs med biogas eller biometan. En studie utförd av Roland Berger på uppdrag av New Energy Alliance uppskattar mervärdet av decentraliserade energilösningar för Tyskland till upp till 255 miljarder euro år 2045. För små och medelstora företag innebär detta en årlig besparingspotential på 1 500 till 2 500 euro, baserat på en typisk årlig förbrukning på 15 000 kWh.

Denna siffra låter måttlig vid första anblicken, men för ett bageri eller ett litet hantverksföretag med en årlig vinst på runt femsiffrigt belopp är den strukturellt betydande. Viktigare än de absoluta besparingarna är dock den kvalitativa effekten: de som producerar en betydande del av sin egen el frikopplar sina kostnadsberäkningar från grossistpriset på el, geopolitiska risker i gasförsörjningen och de regelbundna prishöjningsmeddelandena från överföringssystemoperatörerna. Decentraliserade system ger således något som är ovärderligt för små och medelstora företag: planeringssäkerhet.

Småföretagens beroende av stora energibolag är strukturellt. Ingen bensinstation, ingen snackbar, ingen frisersalong kan självständigt förhandla fram ett elavtal med särskilda villkor, som ett företag som Thyssenkrupp eller BASF kan. Decentraliserad energiproduktion bryter upp denna asymmetriska marknadsstruktur: Varje kilowattimme som genereras på plats behöver inte köpas under marknadsdominerande förhållanden. Detta är just det politiska löftet om en decentraliserad energiomställning – och just därför är dess konsekventa implementering mycket viktigare för svagare marknadsaktörer än för stora företag.

Planeringssäkerhet som konkurrensfaktor – och dess systematiska undergrävande

Inom ingen annan affärsdisciplin är planeringssäkerhet så grundläggande som vid investeringsbeslut. Ett hantverksföretag som idag investerar 30 000 euro i ett solcellssystem med batterilagring gör det baserat på en amorteringskalkyl som måste vara giltig i tio till tjugo år. Om detta ramverk destabiliseras av regelbundna lagändringar, retroaktiva ingrepp i inmatningstariffer eller nya nätanslutningsregler, kollapsar hela investeringskalkylen.

Just denna destabilisering har observerats i Tyskland i åratal. Ett särskilt tydligt exempel är utkastet till ett så kallat nätpaket, som blev offentligt i början av 2026 och mot vilket en bred allians av medborgarenergikooperativ, den tyska solenergiföreningen och ett flertal andra föreningar protesterade. Utkastet föreskrev att nätområden där mer än tre procent av den el som matades in i nätet begränsades föregående år skulle betraktas som "kapacitetsbegränsade". I dessa områden skulle nya anläggningar inte längre få ersättning för nätrelaterade avstängningar i upp till tio år. Detta skulle helt och hållet flytta över en tidigare kalkylerbar nätrisk på anläggningsoperatörerna – och det skulle drabba just de mindre, regionalt baserade aktörerna hårdast, eftersom de finansierar på projektbasis och inte kan sprida riskerna över breda portföljer som stora företag.

Den som kräver decentraliserade investeringar men samtidigt systematiskt försämrar ramarna för dem ägnar sig åt en självmotsägelse i energipolitiken. Konsekvensen: riskaverta medelstora företag skyr investeringar som faktiskt skulle gynna dem – och stannar kvar i systemet med centraliserad försörjning från stora energileverantörer, mot vilket decentraliserade lösningar skulle skydda dem.

Relaterat till detta:

• Bränslereserver för endast 3 månader: Försvarsentreprenör upptäcker massiv säkerhetsbrist – Decentraliserade energiöar istället för stora raffinaderier krävs

Notan för gaskraftverk: Nya kostnader istället för färre

Den tyska förbundsregeringen och överföringssystemoperatörerna har förklarat utbyggnaden av nya gaskraftverk för att säkra försörjningstryggheten som en central del av sin strategi. Kraftverkssäkerhetslagen (KWSG) från juli 2024 satte en målkapacitet på 12,5 GW, bestående av 5 GW nya vätgasklara gaskraftverk, 2 GW moderniserade befintliga anläggningar, 500 MW rena vätgaskraftverk och ytterligare 5 GW konventionella gaskraftverk i en andra, avgiftsfinansierad pelare. De planer som för närvarande diskuteras av den nya förbundsregeringen förutser till och med byggandet av upp till 20 GW gaskraftverkskapacitet fram till 2030.

Kostnaderna för denna metod är avsevärda. En studie av Forum för ekologisk och social marknadsekonomi (FÖS), beställd av Green Planet Energy, uppskattar de totala samhällskostnaderna för ett nytt gaskraftverk till upp till 67 cent per kilowattimme – en siffra som inkluderar klimatkostnader, statliga subventioner och långsiktiga importberoenden. Enbart för de ursprungligen planerade tio gigawatt gaskraftverken räknar FÖS med subventionskostnader på cirka 6,6 miljarder euro. Om dessa kostnader förs vidare till elpriserna kan påslaget uppgå till så mycket som 1,6 cent per kilowattimme.

Denna mekanism att överföra kostnader till elpriset är inte ny, utan snarare etablerad praxis. För 2026 har överföringssystemoperatörerna nästan fördubblat kraftvärmetillägget från 0,227 till 0,446 cent/kWh (en ökning med 96,48 procent) och höjt havsnätstillägget från 0,816 till 0,941 cent/kWh. För ett företag med en årlig förbrukning på 30 miljoner kWh innebär detta merkostnader på 65 700 euro jämfört med 2025, enbart på grund av kraftvärmetillägget. Sådana belopp är avgörande för överlevnaden för ett energiintensivt medelstort företag som inte kan göra anspråk på ett särskilt undantag enligt det särskilda utjämningssystemet.

Industri- och handelskammaren i Södra Thüringen sammanfattade det perfekt år 2025: ”Det planerade federala subventionet på 6,5 miljarder euro för 2026 är nödvändigt nu för att förhindra betydande elprisökningar för företag. Men totalt sett är det bara en lapptäckelösning.” Trots alla löften om lättnader stiger de statligt påverkade komponenterna i elpriserna igen. Det som presenteras som en tillfällig lösning håller på att bli ett permanent tillstånd av ökande kostnadsbördor, som systematiskt förs över på konsumenter och icke-privilegierade företag.

Ett systematiskt fall av att förvärra saker

Termen "att förvärra saker" fångar perfekt kärnan i denna energipolitik. Det faktiska målet – försörjningstrygghet med minskande kostnader och en ökande andel förnybar energi – uppnås inte genom strategin för gasdrivna kraftverk, utan undergrävs snarare strukturellt. Ny kapacitet främjas, vilket skapar överkapacitet som sällan används och ändå måste refinansieras permanent genom kapacitetsmekanismen. I slutändan bärs kostnaderna för denna refinansiering inte av det stora, börsnoterade företaget som drar nytta av särskilda ersättningssystem, utan av den medelstora företagaren som saknar tillgång till sådana instrument.

Till detta kommer det strategiska misstaget att vara beroende av teknologiska vägar. Varje nybyggt gaskraftverk binder kapital, infrastruktur och politisk uppmärksamhet i 20 till 30 år. Att driva dessa anläggningar förutsätter att gasimporten förblir tillgänglig till rimliga priser. Beroendet av import av fossila bränslen, vilket det ryska anfallskriget mot Ukraina så smärtsamt avslöjade 2022, övervinns inte, utan förskjuts bara geografiskt – från ryska rörledningar till LNG-terminaler. Detta ger föga tröst för tyska små och medelstora företag, som mötte potentiellt förödande kostnadsökningar under energikrisen 2021 till 2023.

En decentraliserad energistrategi, å andra sidan, skulle ha fokuserat på immaterialiseringen av energianskaffning: De som producerar sin egen energi betalar inte för importerade gaspriser, nätavgifter för långa överföringsavstånd eller för refinansiering av kraftverk som bara är i drift sällan. Roland Berger-studien visar att decentraliserade lösningar skulle kunna minska omdirigeringskostnaderna (kostnader för nätstabilisering) med cirka 40 procent – ​​motsvarande 80 till 100 euro/MWh jämfört med 130 till 150 euro/MWh för konventionella försörjnings- och reservkraftverk. Dessutom skulle investeringar i utbyggnad av distributionsnätet kunna minskas med 40 till 50 procent, vilket skulle ha inneburit ytterligare indirekta besparingar i nätavgifter.

Problemet med den mörka perioden med låg vind: Sätt det i perspektiv, överdramatisera det inte

Det starkaste argumentet mot den decentraliserade energiomställningen är argumentet om "mörka lågkonjunkturer". När vind och sol uteblir samtidigt under flera dagar – ett sällsynt men meteorologiskt verkligt fenomen – räcker solceller och vindkraft ensamma inte för att möta efterfrågan. En LBBW-analys uppskattar att sådana mörka lågkonjunkturer, som varar i mer än 48 timmar, inträffar i Tyskland ungefär två gånger om året. I extrema scenarier kan energiunderskottet uppgå till 10,6 TWh – en siffra som inte kan överbryggas enbart med batterilagring.

Denna bedömning är korrekt, men den används ofta för att helt misskreditera decentraliserade alternativ istället för att objektivt integrera dem i ett övergripande koncept. Frågan är inte om problem med toppbelastning och restbelastning existerar – det är obestridligt – utan om svaret på dem nödvändigtvis måste vara byggandet av nya fossilgaskraftverk. En mer nyanserad analys visar att perioder med låg vind- och solkraftproduktion är ett problem med säsongsbetonade utbudsgap. Decentraliserade solceller och lokal batterilagring löser inte detta säsongsbetonade gap. Detta var dock aldrig påståendet som gjordes i denna analys.

Det handlar mer om rätt arbetsfördelning mellan olika tekniker. Batterilagring hanterar timspannet – balanserar dagliga fluktuationer och minskar toppbelastningar. Pumpkraftverk täcker det dagliga till veckovisa intervallet. För det faktiska säsongsproblemet med perioder med låg vind- och solproduktion – det vill säga perioder på en till flera veckor – är power-to-gas med vätgas som säsongslagringsmedium den enda tekniken med en trovärdig skalningsväg. Jülich Research Centre har beräknat att cirka 50 GW vätgasgasturbiner skulle vara optimalt för att uppnå klimatneutralitet år 2045, även för att klara en tvåveckorsperiod med låg vind- och solproduktion i januari.

Den avgörande punkten: Dessa vätgaskraftverk, som är lämpliga som en klimatneutral lösning, är inte samma sak som de naturgaskraftverk som planeras för närvarande. De senare är en kortsiktig lösning, men fel lösning på lång sikt. Att investera nu i renodlade gaskraftverk kommer att blockera vägen till en hållbar vätgaslösning, skapa beroenden mellan olika vägar och samtidigt belasta elräkningarna under de kommande decennierna.

Relaterat till detta:

• Tysklands elförsörjning under perioder med låg vind- och solkraftsproduktion: Varför kärnkraftsdebatten är verklighetsfrånvänd

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

Batterilagring som en underskattad systemleverantör

Batterilagring som osynliga krafthjältar: Hur decentraliserade system gör gaskraftverk föråldrade

En annan aspekt som ofta förbises i den politiska debatten är att batterilagringssystem inte bara är passiva buffertar, utan också aktiva nätstabilisatorer. En analys visar att bara 60 GW installerat batterilagring, med en kapacitet på två till fyra timmar, skulle kunna minska behovet av tillförlitlig reservkraft med 15 till 20 GW. Med 100 GW installerad lagringskapacitet är minskningen upp till 24 GW. Med andra ord ersätter investeringar i decentraliserad batterilagring, som skulle kunna stödjas av miljontals små och medelstora företag (SMF), kommersiella verksamheter och privata hushåll, direkt behovet av ny centraliserad kraftverkskapacitet.

För kommersiella företag erbjuder batterilagringssystem flera mervärdesdimensioner samtidigt: För det första, optimering av egenförbrukning, vilket möjliggör 30 till 60 procent högre egenförbrukning från deras eget PV-system. För det andra, peak shaving, dvs. minskning av toppbelastningar, vilket kan minska kapacitetsavgifterna med upp till 70 procent. För det tredje, reservkraftkapacitet, vilket säkerställer kritiska processer som kylning eller IT även vid strömavbrott. Och för det fjärde, möjligheten att kombinera flexibilitet via virtuella kraftverk (VPP) och erbjuda dem på balansenergimarknaden – och därmed omvandla medelstora företag från en ren elkonsument till en aktiv marknadsaktör.

Relaterat till detta:

• Miljardfälla för gaskraftverk? Varför stora långsiktiga batterilagringssystem nu är det bättre valet

Långtidslagring som ett strategiskt alternativ för säkerhetskopiering: En teknik på frammarsch

En vanlig invändning mot batterilagring är att den är för kortlivad för perioder med låg vind- och solproduktion. Även om detta gäller för nuvarande korttidslagringssystem, är det en förenkling av lagringstekniker i allmänhet – eftersom marknaden för långtidslagring utvecklas och strukturellt förändrar landskapet. Moderna litiumjärnfosfatbatterier (LFP) uppnår redan 6 000 till 8 000 laddningscykler vid 100 procents urladdningsdjup – vilket motsvarar en livslängd på 20 till 25 år med daglig laddning och urladdning. Kostnaden för litiumjonbatterier har minskat med mer än 75 procent sedan 2010, och marknaden för storskalig lagring i Tyskland nästan fördubblades 2025 – med nästan 2 GWh ny kapacitet installerad enbart under första kvartalet 2026.

Det verkliga kvalitativa språnget utlovas dock av teknologier bortom klassisk litiumjonkemi. Redoxflödesbatterier – så kallade vätskebatterier – anses vara det mest tekniskt övertygande svaret på problemet med flerdagars- till säsongsbunden energilagring. Deras avgörande fördel: Eftersom energiomvandling och energilagring är rumsligt separerade – energin lagras i externa vätsketankar, inte i själva batteriet – sker ingen elektrodnedbrytning. Detta resulterar i teoretiskt obegränsad cykelstabilitet och extremt låg självurladdning. Effekt och kapacitet kan skalas oberoende av varandra, vilket gör tekniken mycket flexibel för en mängd olika applikationsstorlekar – från kommunala grannskapsprojekt till regionala nätlagringssystem.

År 2025 gjorde Fraunhofer-institutet för kemisk teknologi (ICT) ett genombrott: Europas största vanadiumredoxbatteri, med en effekt på 2 MW och en kapacitet på 20 MWh, beläget i Pfinztal, matade förnybar energi in i elnätet för första gången på ett förutsägbart och väderoberoende sätt – i över tio timmar, styrbart efter behov. Samtidigt forskar universitetet i Freiburg på ett helmanganbaserat flödesbatteri som inte kräver det knappa och prisflyktiga vanadinet och uppnår energitätheter på upp till 74 Wh/L – ungefär dubbelt så mycket som tidigare vanliga vanadinsystem. Målet: mer prisvärda, resurseffektiva långsiktiga lagringslösningar som också är ekonomiskt lönsamma för medelstora lokala energisystem.

Detta öppnar upp ett viktigt strategiskt perspektiv i samband med den decentraliserade energiomställningen. Långtidslagring kommer att utöka timkapaciteten för LFP-batterier till att omfatta dagliga till veckovisa intervall. Kombinerat med säsongsbunden vätgaslagring kommer de gradvis att minska det gap som för närvarande anses vara ett oöverstigligt argument för nya gaskraftverk. Den federala nätmyndigheten (BNA) prognostiserar en total stationär batterilagringskapacitet på 41 GW i Tyskland fram till 2037 – nästan dubbelt så mycket som förväntades för bara två år sedan. BSW-Solar ser ett realistiskt expansionsmål på 100 GWh total kapacitet fram till 2030, med början från cirka 25 GWh idag. Den som idag påstår att gaskraftverk saknar alternativ underskattar systematiskt dynamiken i denna teknikutveckling – och förbinder sig samtidigt till ett investeringsbeslut i fossilbränsleinfrastruktur som kommer att se ut som en föråldrad felinvestering om tio år.

Relaterat till detta:

• Katherina Reiche beordrar, lobbyn levererar: Argument mot batterilagring och för gaskraftverk i det federala ministeriet för ekonomi och energi

Biogaskraftvärme: Den decentraliserade överbryggningstekniken som kunde ha använts

Det mest eleganta och systematiskt underskattade instrumentet för att överbrygga det kvarvarande belastningsgapet i en decentraliserad energiomställning är flexibla biogaskraftvärmeverk (CHP). För närvarande genererar nästan 10 000 decentraliserade anläggningar i Tyskland biogas med en total installerad kapacitet på 5,9 GW. Denna kapacitet kunde ha ökats till 12 GW år 2030 – vilket skulle göra byggandet av nya fossilgaskraftverk onödigt, förutsatt att nödvändiga politiska och regelverk hade etablerats.

Moderna, helt flexibla biogasanläggningar med flera kraftvärmeenheter (CHP), biogas- och värmelagringssystem kan reagera extremt dynamiskt på små förändringar i elnätet eller marknadssituationen. De ökar produktionen när vind- och solenergin är låg och minskar när överskott av förnybar energi driver ner priserna. Vid kraftvärmedrift utnyttjar de 80 till 90 procent av energitillförseln, eftersom el och värme genereras samtidigt – denna princip om kraftvärme gör den till den mest effektiva formen av termisk kraftproduktion som finns tillgänglig. Dessa anläggningar, som drivs med biogas – dvs. baserade på förnybara resurser – är inte bara mycket effektiva utan också klimatvänliga.

Dessa decentraliserade styrsystem kunde ha fyllt en dubbel funktion: För det första skulle de ha säkerställt kortsiktig nätstabilitet, som under övergångsfasen till fullständig decentralisering fortfarande är beroende av tillförlitliga, kontrollerbara enheter. För det andra skulle de ha skapat regionalt förankrat mervärde, säkrat inkomstkällor för jordbrukare och landsbygdssamhällen, och byggt en decentraliserad infrastruktur som gynnar hela regionen – istället för att kanalisera miljarder till stora, centraliserade kraftverk som huvudsakligen är belägna vid större industriområden.

Relaterat till detta:

• Virtuella kraftverk: decentraliserad energi, centralt styrd – Stabila nät genom nätverk – Optimering av elproduktion och -förbrukning

Virtuella kraftverk och efterfrågeflexibilitet som systemlösning för medelstora företag

En avgörande komponent i en decentraliserad energiförsörjning, som hittills bara har anammats tveksamt i Tyskland, är virtuella kraftverk (VPP) i kombination med efterfrågeflexibilitet (DR). Konceptet är enkelt i sin logik, men komplext i sin implementering: Många små, decentraliserade produktions- och lagringsenheter – solcellssystem, batterilagring, kraftvärmeverk, kontrollerbara laster – aggregeras via digitala plattformar till en enda, marknadsklar enhet. Under perioder av brist tillhandahåller de balanskraft, och under perioder av överskott absorberar de energi.

Studier visar att variabla kraftverk (VPP) kan vara upp till 60 procent mer kostnadseffektiva än konventionella topplastkraftverk under högbelastning. För små och medelstora företag innebär denna modell tillgång till en marknad som tidigare var reserverad för stora företag: marknadsföring av flexibilitet. Ett litet företag som är för litet för att konkurrera på egen hand på balansenergimarknaden kan slå sig samman med andra företag via en aggregator – och få en kompensation som förbättrar deras investeringskalkyler för lagring och solcellssystem.

Efterfrågeflexibilitet – den intelligenta anpassningen av den egna förbrukningen till nätsignaler och elpriser – är den kompletterande efterfrågesidan. En kyllageroperatör som kör sin kompressor med billigt överskott av solcellsel mitt på dagen och minskar den under kvällstoppen bidrar aktivt till nätstabilisering. Ett snickeriföretag som företrädesvis kör sina energiintensiva maskiner när elpriserna är negativa – vilket förekommer allt oftare i Tyskland – minskar sina energikostnader till ett minimum. Dessa beteendemönster, tekniskt möjliggjorda av smarta mätare, intelligenta växelriktare och EMS-plattformar, borde ha anammats i större utsträckning av tyska små och medelstora företag.

Relaterat till detta:

• Virtuella kraftverk och direktmarknadsföring

Tidslinje för en realistisk decentraliserad omvandling

Den ofta ställda frågan om hur lång tid det skulle ha tagit för en konsekvent decentraliserad energiomställning att garantera den nödvändiga försörjningstryggheten för små och medelstora företag och svagare ekonomiska sektorer kan besvaras på ett differentierat sätt baserat på tillgängliga data.

För överbryggningsfasen – dvs. den period då perioder med låg vind och kvarvarande lastgap fortfarande behöver täckas av kontrollerbar kapacitet – skulle en period på cirka fem till åtta år (ungefär 2025 till 2032) ha räckt, där en intelligent blandning av befintliga och moderniserade instrument skulle ha använts: det redan installerade beståndet av flexibla biogaskraftvärmeverk (5,9 GW, utbyggbart till 12 GW år 2030), den snabbt växande marknaden för batterilagring (60 GW skulle minska reservbehovet med 15 till 20 GW enligt studien), moderniserad pumplagring som korttidslagring, efterfrågeflexibilitet och virtuella kraftverk för lastflexibilitet, samt tillfällig, nedskalad användning av befintliga, redan avskrivna gaskraftverk – inte som ett nytt investeringsprogram, utan som en kvarvarande överbryggning.

Parallellt kunde den vätgasinfrastruktur som krävs för långsiktig säsongslagring ha utvecklats. Den tyska regeringen siktade på att bygga 10 GW elektrolyskapacitet till 2030. Enskilda projekt med cirka 13,4 GW installerad kapacitet är redan i planerings- eller byggfasen. Från omkring 2032 till 2035 skulle en helt decentraliserad systemarkitektur – bestående av massproducerade kommersiella solcellssystem, batterilagring, flexibla biogasanläggningar och vätgaskraftverk på strategiska platser – ha uppnått den grundläggande stabilitet som krävs för att garantera en säker försörjning, även för små och medelstora företag, utan permanent beroende av import av fossila bränslen.

Paradoxen i den nuvarande tyska energipolitiken ligger i att denna väg är känd, men ändå politiskt och institutionellt hindras av investeringsprogram i gaskraftverk. Att främja nya gaskraftverk för 6,6 miljarder euro och mer – finansierade genom avgifter som främst bärs av icke-privilegierade företag – medan decentraliserade investeringar hämmas av regulatorisk osäkerhet, är inte en lösning. Det är en kurs som går i fel riktning och cementerar status quo av energiberoende under de kommande två till tre decennierna.

Vad en konsekvent decentraliserad strategi skulle ha gjort annorlunda

En konsekvent decentraliserad energipolitik som verkligen fokuserade på små och medelstora företag och svagare ekonomiska sektorer skulle ha kännetecknats av följande principer:

För det första skulle det ha etablerat en stabil investeringslagstiftning. Det innebär: inga retroaktiva ändringar av inmatningstariffer, inga nätpaket som överför risken för nätrelaterade avstängningar till anläggningsoperatörer utan kompensation, och inga byggkostnadssubventioner som strukturellt missgynnar decentraliserade projekt. Tillförlitliga ramvillkor över en period på 15 till 20 år skulle vara den grundläggande förutsättningen för små och medelstora företags investeringsvilja utan stora finansavdelningar.

För det andra skulle det konsekvent ha gjort biogassektorn mer flexibel och politiskt säker. Istället för att låta biogasanläggningar förlora sina subventioner i slutet av sin EEG-driftsperiod (lagen om förnybara energikällor) eller hindra dem med byråkrati, skulle en framåtblickande politik aktivt ha främjat deras omvandling till flexibla systemleverantörer för energiomställningen – med marknadspremier för efterfrågeorienterad drift och tillförlitlig uppföljningsreglering.

För det tredje skulle det aktivt ha stöttat decentraliserade energigemenskaper och prosumermodeller. Medborgarnas energikooperativ, kommunala energibolag och grannskapsprojekt skapar lokalt mervärde, ökar den sociala acceptansen av energiomställningen och förankrar energiförsörjningen i civilsamhället – istället för i balansräkningarna hos ett fåtal stora företag.

För det fjärde skulle det ha gett starkare skatte- och regleringsincitament för batterilagring och infrastruktur för smarta mätare för företag. Med en minskning av kapacitetsavgifternas toppar på upp till 70 procent och potentialen att minska nätutbyggnaden med 40 till 50 procent, skulle dessa ha varit systemvärda investeringar – vilket också direkt skulle gynna enskilda företag ekonomiskt.

För det femte borde kostnaderna för reservkapacitet ha fördelats transparent och enligt principen att förorenaren betalar. Om nya gaskraftverk verkligen var nödvändiga för att säkra försörjningen till industrikunder med särskilt kritiska behov, borde kostnaderna i första hand ha burits av dessa kunder – och inte genom en generell avgift på alla elkunder, inklusive det lilla bageriet och frisersalong runt hörnet.

Energipolitik som en distributionsfråga

Den tyska energipolitiken har under senare år visat en tydlig hierarki: försörjningstrygghet för stora industrikunder, klimatmål som politisk riktlinje – och medelklassen och de svagare ekonomiska sektorerna som de facto kostnadsbärare av systemomvandlingen, utan att vara dess primära vinnare.

En decentraliserad energiomställning skulle ha vänt på detta förhållande. Det skulle ha gjort de företag med minst förhandlingsstyrka och störst beroende av externa energikostnader till de första vinnarna av systemförändringen. Deras investeringar i solceller, lagring och flexibla kraftvärmeverk skulle samtidigt ha stabiliserat det övergripande systemet – och detta utan miljardprogram som genom kostnadsöverförande avgifter omintetgör de besparingar som uppnåtts på andra håll.

Istället belastas medborgare och företag med stigande avgifter för att finansiera gaskraftverk, vilket främst förbättrar försörjningstryggheten för stora konsumenter. Elprisavgifterna kommer att stiga igen med elva procent år 2026, kraftvärmeavgiften har nästan fördubblats – och ytterligare kostnadsökningar på grund av utbyggnadsprogrammet för gaskraftverk är förutsägbart redan inräknade. Detta är inte energipolitik för små och medelstora företag. Detta är energipolitik på deras bekostnad.

Det ärliga svaret på frågan om en decentraliserad energiomställning skulle ha stärkt de svagare sektorerna i den tyska ekonomin är: Ja – i hög grad. Teknikerna finns tillgängliga, den ekonomiska lönsamheten har bevisats och tidsramen har varit och förblir realistisk. Det som hittills har saknats är inte möjligheten, utan den politiska viljan att konsekvent anpassa energipolitiken till intressena hos dem som i slutändan alltid betalar notan.

Relaterat till detta:

• Jämförelse: Baskraftverk kontra topplastkraftverk

• Är baskraftverk nödvändiga i förhållande till förnybar energi?

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