Gaskraftverk istället för batterilagring: 800 miljoner euro bortkastade? En lag som kommer att avgöra energiframtiden – Bild: Xpert.Digital
Den absurda 10-timmarslagen: Varför vårt elnät kan fastna i fossilbränslefällan
Europas ledare i fara: Hur regeringen kväver utbyggnaden av ellagring
Explosiv ny ellag: Varför vi snart kommer att bli mer beroende av dyr naturgas igen
Tyskland befinner sig vid en vändpunkt i sin energipolitik: Medan utbyggnaden av privat och kommersiell batterilagring fortskrider i rekordfart och gör landet till den obestridda ledaren i Europa, hotar en ny lag att kraftigt bromsa denna utveckling. Med den planerade lagen om elförsörjningssäkerhet och -kapacitet (StromVKG) siktar den tyska regeringen på att staka ut kursen för framtidens elförsörjning. Men under täckmanteln av teknologisk neutralitet döljer sig kriterier – såsom ett orealistiskt krav på 10 timmars tillgänglighet – som i praktiken utesluter moderna batterilagringssystem från de viktigaste anbudsförfarandena. Vinnarna av denna reglering skulle vara just de nya, fossildrivna gaskraftverken. Priset för detta regleringsmisstag är enormt: Förutom att cementera ett permanent beroende av gasimport står en årlig ekonomisk besparingspotential på cirka 800 miljoner euro på spel. Följande analys förklarar varför det nuvarande lagförslaget ignorerar tekniska framsteg och hur parlamentet nu snarast måste göra förbättringar för att förhindra att Tysklands energiframtid offras till det förflutnas fossila bränsledogmer.
Relaterat till detta:
En hemlig subvention för gas? Vad ligger egentligen bakom den nya lagen om kapacitetsmarknaden?
Under den andra veckan i maj 2026 godkände den tyska regeringen utkastet till lagen om elförsörjningstrygghet och kapacitet (StromVKG). Detta beslut följde en månader lång samrådsprocess, under vilken det federala ministeriet för ekonomi och energi initialt lämnade in lagförslaget för interministeriell granskning och samråd med branschorganisationer. Det som låter som en teknisk formalitet inom energilagstiftningen är i själva verket ett av de mest långtgående ekonomisk- och industripolitiska besluten sedan Tysklands kolutfasning: Lagen avgör vilka kraftverkstekniker som kommer att gynnas på en nyligen introducerad kapacitetsmarknad – och därmed om Tyskland kommer att kunna försvara sin nuvarande ledande position i den europeiska konkurrensen om batterilagring på lång sikt eller äventyra den genom felaktig reglering.
Kärnan i elförsörjningslagen (StromVKG) är införandet av en kapacitetsmarknad som för första gången i Tyskland systematiskt kompenserar för själva tillhandahållandet av produktionskapacitet – oavsett om el faktiskt levereras. Målet är att säkerställa att tillräckligt med kontrollerbar effekt finns tillgänglig i det tyska elnätet senast 2031 för att garantera försörjningstryggheten även under så kallade "mörka lågkonjunkturer", det vill säga perioder på flera dagar utan betydande inmatning av vind- och solenergi. Lagen föreskriver flera anbudsomgångar: inledningsvis ska 9 gigawatt så kallad långsiktig kapacitet läggas ut på upphandling, följt av ytterligare 2 gigawatt utan ett specifikt långsiktigt kriterium, och slutligen, under 2027 och 2029, helt teknikneutrala omgångar. Detta mycket långsiktiga kriterium är dock kärnan i frågan – och utgångspunkten för en växande ekonomisk-politisk kontrovers.
10-timmarskriteriet och dess marknadssnedvridande effekt
Det långsiktiga kriteriet i den tyska elförsörjningslagen (StromVKG) kräver att leverantörer säkerställer att deras anläggningar kan leverera el kontinuerligt under en längre period. Den nuvarande versionen föreskriver en minsta inmatningstid på tio timmar. Vid första anblicken verkar detta vara ett tekniskt sunt krav för leveranstrygghet. Men vid närmare granskning visar det sig vara ett kriterium som i praktiken är anpassat till värmekraftverk – dvs. gaskraftverk – och i praktiken utesluter batterilagringssystem, särskilt kommersiellt tillgängliga litiumjonsystem, från de första anbudsomgångarna med högst volym.
Som Daniel Böhmer, energimarknadsexpert på Aurora Energy Research, förklarar i en teknisk analys går kravet i det aktuella utkastet ännu längre: Systemen måste kunna uppfylla tiotimmarskriteriet igen när som helst, senast inom en timme. Enkelt uttryckt innebär detta att ett batterilagringssystem måste laddas helt inom 60 minuter efter tio timmars fullständig urladdning – ett tekniskt krav som helt enkelt är omöjligt att uppfylla med litiumjonbatterier i denna stränga form. I ett gynnsamt designscenario skulle det vara tänkbart att kombinera flera mindre lagringssystem eller att inte behöva reservera energi för den fulla installerade kapaciteten – men den strikta tolkningen av utkastet utesluter också denna flexibilitet. Resultatet: Den som vill vinna en av de första kapacitetsauktionerna måste i huvudsak bygga eller driva ett gaskraftverk.
Den tyska energilagringsföreningen (BVES) tog upp just denna fråga i sitt uttalande om lagförslaget och efterlyste en ändring av den relevanta paragrafen 15 för att undvika att batterilagringssystem strukturellt missgynnas. Den tyska branschorganisationen för energi och vatten (BDEW) uppmanade också till att lagen snabbt skulle antas genom den parlamentariska processen, samtidigt som de krävde att 10-1-10-timmarskriteriet skulle bibehållas – en motsägelse som visar hur splittrade även branschorganisationerna är i denna fråga. Den tyska solenergiföreningen (BSW-Solar) är å andra sidan entydig: batterilagringssystem bör inte missgynnas jämfört med gaskraftverk vid kraftverksauktioner på grund av olämpliga anbudskriterier. Lagringsoperatörer överväger nu till och med rättsliga åtgärder mot anbudsvillkoren.
Europas ledare riskerar sin position
De fulla konsekvenserna av detta regleringsbeslut blir först uppenbara vid en jämförelse med andra europeiska länder. Tyskland är för närvarande den ledande marknaden för batterilagring i Europa – med en avsevärd marginal. Medan den totala installerade batterikapaciteten i Europa ökade till över 17 gigawatt mellan 2024 och 2025, och förväntas överstiga 80 gigawatt år 2030, är Tyskland drivkraften bakom denna utveckling. Med en ökning på 6,6 gigawattimmar år 2025 registrerade Tyskland den största nya installationen i EU, och ökade sin installerade kapacitet med ytterligare 0,5 gigawattimmar jämfört med föregående år. Italien, som tidigare hade visat liknande dynamik, såg sin kapacitet minska från 6,0 till 4,9 gigawattimmar samma år – en betydande minskning.
I slutet av 2025 var mer än 2,5 gigawatt batterilagringskapacitet ansluten till elnätet i Tyskland – ungefär dubbelt så mycket som två år tidigare. Samtidigt ökade antalet installerade batterilagringssystem till cirka 2,4 miljoner, med en total lagringskapacitet på över 25 gigawattimmar. Boomen fortsatte under första kvartalet 2026: Mellan januari och mars 2026 driftsattes över två gigawattimmar ny lagringskapacitet, en ökning med cirka 67 procent jämfört med samma period föregående år. Om denna trend fortsätter kan mellan 8 och 10 gigawattimmar ny kapacitet läggas till i slutet av 2026, och den totala installerade kapaciteten kan överstiga 35 gigawattimmar. Storskaliga lagringssystem är den främsta drivkraften för denna tillväxt: Under första kvartalet 2026 nästan fyrdubblades expansionen inom detta segment jämfört med föregående år.
Denna utveckling är inte politiskt påtvingad, utan snarare marknadsdriven. Internationella ekonomiska forumet för förnybar energi (IWR) noterar att det politiska fokuset hittills har legat starkare på statligt finansierad kapacitet för fossila bränslen, medan den privatfinansierade lagringsmarknaden har utvecklats organiskt och robust. Det är just den industripolitiska konstellationen som ekonomer beskriver som optimal: en teknik som bevisar sin ställning i konkurrensen, genererar stordriftsfördelar och inte kräver permanenta subventioner. Ett regelverk som medvetet bromsar denna dynamik till förmån för tekniker som kräver statliga kapacitetsbetalningar i 15 år för att vara ekonomiskt hållbara är svårt att motivera ur ett makroekonomiskt perspektiv.
800 miljoner euro: Vad står på spel
Bakom den abstrakta regleringsdebatten ligger konkreta ekonomiska siffror. År 2025 var cirka 8 terawattimmar el producerad från vind- och solcellsanläggningar tvungna att begränsas i Tyskland – det motsvarar ungefär 3 procent av den totala vind- och solkraftsproduktionen. Bakom denna bistra statistik ligger förlorad investeringsavkastning, undvikna utsläpp som aldrig undveks, och framför allt: systemkostnader som i slutändan bärs av konsumenterna.
Om den nuvarande pipelinen av batterilagringsprojekt – det vill säga aviserade, godkända eller redan under uppbyggnad med en sammanlagd kapacitet på cirka 10,5 gigawatt – hade varit i full drift hade ungefär en tredjedel av dessa begränsningar kunnat undvikas. Detta motsvarar potentiella ekonomiska besparingar på cirka 800 miljoner euro, bestående av undvikna omdirigeringskostnader och onödiga gasinköp. Denna siffra är inte en teoretisk modellberäkning utan baseras på de faktiska begränsningsvolymer som registrerats av Federal Network Agency och det empiriskt fastställda bidraget från batterilagring till nätstabilisering. Det visar tydligt att frågan om teknikpreferenser på kapacitetsmarknaden inte bara har en energipolitisk dimension utan också en betydande finanspolitisk.
De totala kostnaderna för hantering av överbelastning i nätet i Tyskland steg till cirka 3,1 miljarder euro år 2025 – fyra procent mer än föregående år, trots att volymen av begränsningar förblev nästan konstant på cirka 30,3 terawattimmar. Konventionella omdirigeringsåtgärder utgjorde den absolut största kostnadskomponenten med över 1,2 miljarder euro, följt av 1,4 miljarder euro för reservkraftverk och 102 miljoner euro för mothandel. Däremot uppgick kompensationen för begränsad förnybar energi endast till 433 miljoner euro – mindre än en sjundedel av de totala kostnaderna. Detta resultat motbevisar påståendet, som ibland cirkulerar i den offentliga debatten, att förnybara energikällor är de viktigaste kostnadsdrivarna vid hantering av överbelastning i nätet. I verkligheten är det konventionell kapacitet som står för lejonparten av kostnaderna.
Särskilt alarmerande är den strukturella förändringen av begränsningar mot distributionsnät. Medan tre fjärdedelar av omdirigeringsåtgärderna skedde i överföringsnätet under 2024, sjönk denna siffra till endast två tredjedelar under 2025. Andelen begränsningar orsakade av flaskhalsar i distributionsnätet har således ökat avsevärt – och nådde ibland en rekordhög siffra på 49 procent under andra kvartalet 2025. Detta indikerar tydligt att problemet inte kan lösas enbart genom att utöka överföringsnätet, utan att decentraliserad lagring direkt på plats är akut nödvändig.
Frestelsen med fossila bränslen: Gasberoende som en systemrisk
Beslutet att de facto gynna gaskraftverk på kapacitetsmarknaden skulle få betydande konsekvenser, inte bara på kort sikt utan även på lång sikt. Tyskland importerar redan cirka 70 procent av sitt primära energibehov. Importgraden är 95 procent för naturgas, 98 procent för råolja och 100 procent för stenkol. De ekonomiska kostnaderna för detta beroende är enorma: År 2024 spenderade Tyskland totalt cirka 69 miljarder euro på import av fossila bränslen – motsvarande cirka 1,6 procent av sin bruttonationalprodukt. KfW Research beräknar till och med ett långsiktigt genomsnitt på 81 miljarder euro årligen, vilket motsvarar cirka 2,5 procent av BNP och uppgår till över 1 000 euro per capita och år.
Den som bygger nya gaskraftverk nu med 15-åriga kapacitetsbetalningsavtal cementerar strukturellt detta importberoende långt in i början av 2040-talet. Detta är den ekonomiska paradoxen i den tyska energipolitiken: I försörjningstrygghetens namn görs åtaganden som permanent institutionaliserar långsiktig osäkerhet – beroendet av gaspriser och leverantörer. Energikrisen 2022 visade tydligt vad som händer när gasleveranserna misslyckas eller blir dyrare: Importkostnaderna för fossila bränslen nådde 146 miljarder euro – mer än dubbelt så mycket som det långsiktiga genomsnittet.
Batterilagringssystem, å andra sidan, är inte beroende av någon energiförsörjningskedja när de väl är installerade. De förbättrar inhemsk vind- och solenergi, minskar behovet av gasimport och stärker därmed den faktiska, inte bara uttalade, försörjningstryggheten. Varje kilowattimme som ett batterilagringssystem lagrar och senare frigör är en kilowattimme mindre än vad ett gaskraftverk behöver generera – och för vilket Tyskland måste importera gas. Denna betydande ekonomiska fördel har hittills fått liten uppmärksamhet i upphandlingskriterierna i den tyska elförsörjningslagen (StromVKG).
Nytt: Patent från USA – installera solcellsparker upp till 30 % billigare och 40 % snabbare och enklare – med förklarande videor!
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:
Batterilagring som nätstabilisatorer: Varför gaskraftverk inte är den enda lösningen
Systemstabilitet: Batterier som en underskattad nätverksaktör
Batterilagringens roll i elsystemet är inte begränsad till att enbart lagra överskott av förnybar el. De bidrar också avsevärt till systemstabilitet, en faktor som systematiskt underskattas i debatter som enbart fokuserar på kapacitet. Batterilagringssystem kan reagera på frekvensfluktuationer i elnätet inom bråkdelar av en sekund, tillhandahålla balanskraft och därmed ta sig an uppgifter som tidigare var enbart värmekraftverks domän.
Ur ett systemperspektiv är det särskilt relevant att batterilagring kan minska nedskärningarna av vind- och solkraftverk utan att konventionella kraftverk behöver aktiveras. Om tillräcklig lagringskapacitet fanns tillgänglig idag skulle miljontals ton koldioxidutsläpp som genereras vid omdirigering av konventionella kraftverk kunna undvikas. Kombinationen av korttidsreagerande litiumjonbatterier, medellångtidslagring och kontrollerbara värmekraftverk för extrema händelser anses av experter vara den optimala konfigurationen ur ett ekonomiskt perspektiv – inte en ensidig preferens för en enda teknikklass.
En titt på andra europeiska länder visar hur saker kan göras bättre: Storbritannien, Italien och Australien har specifikt utvecklat anbud för långtidslagring, skräddarsydda efter dess specifika egenskaper. Detta skapar investeringssäkerhet, möjliggör stordriftsfördelar och gör det möjligt att använda olika tekniker där de är mest värdefulla ur ett systemperspektiv – istället för att simulera en teknikblind konkurrens som i verkligheten ensidigt fokuserar på en teknikklass.
Relaterat till detta:
- Miljardfälla för gaskraftverk? Varför stora långsiktiga batterilagringssystem nu är det bättre valet
Decentraliserad revolution: Kommuner och hushåll som drivkrafter
Den energipolitiska debatten fokuserar ofta på storskaliga projekt, kraftverksflottor och infrastruktur för överföringsnät – och förbiser en revolution som äger rum på hushålls- och kommunal nivå. Omkring 2,5 miljoner batterilagringssystem är för närvarande i drift i Tyskland, fördelade över miljontals privata tak och kommersiella fastigheter. Deras totala kapacitet på över 28 gigawattimmar är teoretiskt tillräcklig för att täcka den genomsnittliga dagliga elförbrukningen för cirka tre miljoner hushåll.
År 2030 skulle 7 miljoner enfamiljshus kunna utrustas med lagringssystem för hemmabruk – det skulle motsvara hälften av den här typen av bostadshus i Tyskland. Efterfrågan på lagringslösningar är också enorm i kommuner: År 2035 skulle var tredje kommun kunna driva sina egna lagringsanläggningar. Denna trend drivs inte av statliga subventionsprogram, utan av sunda ekonomiska kalkyler: Batterilagring minskar elkostnaderna för konsumenter, ökar egenförbrukningsgraden för solenergi och skyddar mot pristoppar på elbörsen.
Den tyska solenergiföreningen (BSW-Solar) uppger att den installerade batterilagringskapaciteten måste fyrdubblas från nuvarande 25 gigawattimmar till cirka 100 gigawattimmar år 2030 för att uppnå målen för energiomställningen. Det betyder att dagens högkonjunktur inte är slutet på en utveckling, utan dess början. Och just denna början skulle kunna kvävas av felaktigt justerade anbudskriterier – inte för att tekniken inte är konkurrenskraftig, utan för att regulatoriska hinder motverkar dess naturliga marknadsutveckling.
Det strukturella dilemmat: långsiktig kontraktstilldelning kontra teknologisk dynamik
I hjärtat av elförsörjningslagen (StromVKG) ligger ett strukturellt dilemma som sträcker sig bortom det specifika anbudsförfarandet. Kapacitetsmarknaderna, som lagförslaget avser, tilldelar kontrakt på 15 år. Detta är nödvändigt för att skapa tillräcklig investeringssäkerhet för kapitalintensiva anläggningar – detta är omedelbart uppenbart när det gäller ett gaskraftverk med investeringskostnader på hundratals miljoner. Att tillämpa samma kontraktstid på en teknik som genomgår snabb kostnadsminskning och teknisk utveckling leder dock till en snedvridning: Batterilagringssystem, som ännu inte uppfyller alla krav idag, kan vara tekniskt och ekonomiskt överlägsna om fem år – och ändå har de drivits ut från marknaden av 15-åriga gaskontrakt.
Kostnadsutvecklingen för litiumjonbatterier har underminerat alla prognoser de senaste åren. Även om redoxflödesbatterier och andra långtidslagringstekniker fortfarande befinner sig i ett tidigt kommersialiseringsskede och har högre kapitalkostnader, kan de bli betydligt mer ekonomiskt attraktiva när leverans blir obligatorisk 2031. Genom att ignorera denna tekniska dynamik och formulera statiska krav som för närvarande är skräddarsydda för en enda teknik – gaskraftverket – gör lagförslaget samma misstag som tillsynsmyndigheter i andra sektorer upprepade gånger har gjort: att frysa ett specifikt tekniskt utvecklingsstadium i regleringar som påstår sig sträcka sig långt bortom det stadiet.
Dessutom finns det en finansieringsaspekt: Gaskraftverk kan uppvisa beprövade kostnads- och intäktsstrukturer och möter därför större acceptans bland institutionella investerare än nya långsiktiga lagringstekniker. Denna finansieringsfördel för gaskraftverk är dock inte ett naturligt marknadsdrag, utan snarare en historiskt utvecklad asymmetri – som skulle förvärras ytterligare av preferenskriterier för upphandling istället för att systematiskt minskas.
Internationella förebilder och deras överförbarhet
Utmaningen att kombinera försörjningstrygghet med en teknikneutral kapacitetsmarknad är inte unik för Tyskland. Storbritannien, som representerar den näst största marknaden för batterilagring i Europa efter Tyskland, har skapat separata anbudsklasser för lagringstekniker inom sin kapacitetsmarknad – med varierande krav beroende på lagringstid och svarshastighet. Detta gör det möjligt för batterilagringssystem att konkurrera i det segment där de erbjuder det största systemvärdet, snarare än att konkurrera mot tekniker utformade för fundamentalt olika systemfunktioner.
I Italien främjade regeringens MACSE-program specifikt långtidslagring, vilket skapade en oberoende marknad för denna teknikklass. Australien, som för flera år sedan plågades av strömavbrott, har genom en differentierad kapacitetsmarknadsdesign och riktade investeringar i storskalig batterilagring – inklusive världens största batterianläggning i södra Australien – visat att försörjningstrygghet är möjlig utan nya gaskraftverk. Dessa internationella erfarenheter tyder på att det verkliga valet inte ligger mellan gaskraftverk och batterilagring, utan mellan en differentierad systemdesign som använder olika tekniker beroende på deras systemiska styrkor, och en förenklad strategi som i praktiken förlitar sig på en enda teknik och betecknar detta som teknisk öppenhet.
Politiska möjligheter: Vad som behöver göras nu
Elförsörjningslagen (StromVKG) har antagits av regeringen men behöver fortfarande gå igenom den parlamentariska processen innan de första anbudsförfarandena kan börja sommaren 2026. Detta parlamentariska fönster erbjuder den sista möjligheten till justeringar som tar hänsyn till marknadsdata och ekonomiska realiteter. Mer specifikt behövs följande justeringar: Det långsiktiga kriteriet bör reformeras för att även erkänna kombinationer av flera lagringssystem eller stegvisa utbyggnader. Kravet på en timmes laddningstid för full laddning efter tio timmars urladdning bör elimineras eller avsevärt mildras. Och med början i den första anbudsomgången bör en teknikneutral kvot fastställas, inriktad på kortare leveransgap – eftersom inte alla utmaningar gällande leveranstrygghet är en period på flera dagar med låg vind- och solkraftsproduktion.
Dessutom är rättvis tillgång för batterilagringsföretag till kapacitetsupphandlingar inte bara ett energipolitiskt imperativ, utan också en industripolitisk nödvändighet. Tyskland har etablerat en ledande position på den europeiska batterilagringsmarknaden, baserad på genuin ekonomisk och teknisk expertis. Upphandlingsregler som äventyrar denna position skadar inte bara energiomställningen, utan även den tyska industrin, som har byggt eller bygger tillverkningskapacitet, ingenjörskompetens och leveranskedjor inom denna sektor. Projektpipelinen på över 10 gigawatt av nya lagringsprojekt – varav cirka 1,5 gigawatt redan är under uppbyggnad – är det bästa beviset på industrins investeringsvilja. Att motverka denna investeringsvilja genom olämplig reglering skulle vara en självuppfyllande profetia av värsta slag: Investeringar skulle utebli eftersom de skulle signaleras att de inte är välkomna.
Marknadsledarskap som ett politiskt ansvar
Tyskland står vid ett vägskäl i sin energipolitik. Å ena sidan kan man skryta med en av de mest dynamiska batterilagringsindustrierna i Europa, ett växande nätverk av decentraliserade energiproducenter och lagringsanläggningar, och en samhällelig medvetenhet om behovet av energiomställningen. Å andra sidan hotar den nya kapacitetsmarknadslagen att kväva den marknadsdrivna utvecklingen av dessa tekniker genom anbudskriterier som i praktiken är anpassade till gaskraftverk och strukturellt missgynnar batterilagring.
De 800 miljoner euro i årlig besparingspotential som skulle kunna realiseras genom en accelererad utbyggnad av batterilagring är inte en siffra från en lobbybroschyr, utan en allvarlig bedömning av missade möjligheter. Den är symbolisk för en bredare ekonomisk sanning: försörjningstrygghet och kostnadseffektivitet utesluter inte ömsesidigt – förutsatt att regelverket tillåter den bästa tillgängliga tekniken att förverkliga sitt systemvärde. De som istället gynnar vissa tekniker och diskriminerar andra genom anbudsdesign ägnar sig åt industripolitik – och inte en bra sådan. De vidmakthåller ett kostsamt beroende och undergräver samtidigt en konkurrensposition som Tyskland har arbetat hårt för att uppnå.
Den parlamentariska processen för elförsörjningslagen erbjuder fortfarande en chans att korrigera denna kurs. Uppgifterna talar för sig själva. Frågan är om beslutsfattarna är villiga att lyssna – eller om dogmen om garanterad långsiktig kapacitet, historiskt sett förankrad i en värld av värmekraftverk, kommer att fortsätta att dominera utformningen av en elmarknad som för länge sedan har lämnat den världen bakom sig.
Din partner för affärsutveckling inom solceller och byggbranschen
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 wolfenstein@xpert.digital:eller helt enkelt ringa mig på +49 7348 4088 965. Min e-postadress är
Jag ser fram emot vårt gemensamma projekt.
