Gaskraftverk: en miljardfälla? Varför stora långsiktiga batterilagringssystem nu är det bättre valet – Bild: Xpert.Digital
Besparingar på 166 miljoner euro: Studien som vänder upp och ner på Tysklands kraftverksstrategi
Hemlig preferens för gas: Kommer detta politiska beslut att kosta elkunder miljarder?
Gigantiskt prisfall: Kommer stora batterilagringsanläggningar snart att göra nya gaskraftverk föråldrade?
Den tyska energipolitiken står inför ett avgörande beslut av enorm betydelse: Hur kan elförsörjningen säkras på ett tillförlitligt sätt under perioder av fruktad "mörk lågkonjunktur" (perioder med låg vind- och solkraftsproduktion)? Medan den federala regeringens nuvarande kraftverksstrategi främst bygger på massiv byggnation av dyra nya gaskraftverk, målar en fördömande analys av det välrenommerade konsultföretaget LCP Delta en helt annan bild. Siffrorna bevisar det: Långsiktig batterilagring är, tack vare ett exempellöst prisfall, inte längre en nischteknik. Den är i vissa fall drastiskt överlägsen gaskraftverk, både ekonomiskt och klimatpolitiskt. Att ersätta bara två gigawatt planerad gaskapacitet med lagring skulle kunna spara upp till 166 miljoner euro i subventioner årligen. Ändå utesluter den nuvarande politiska marknadsdesignen effektivt detta alternativ genom strikta regleringar. Detta är en djupgående analys av varför politiska preferenser för närvarande väger tyngre än ekonomisk rationalitet i teknikvalet – och vem som i slutändan kommer att betala notan.
Relaterat till detta:
Långsiktig batterilagring som en pelare för energitrygghet – billigare än gas?
När kilowattimmar räknas mer än lobbyverksamhet: Vad siffrorna verkligen säger
Tysklands energipolitik står vid ett vägskäl av långtgående betydelse: Bör landet i första hand förlita sig på nya gaskraftverk för att bygga upp säker elkapacitet – eller kan långsiktig batterilagring positioneras tekniskt och ekonomiskt för att ta över en betydande del av denna uppgift billigare, mer flexibelt och med mindre klimatpåverkan? En studie av det välrenommerade brittiska konsultföretaget LCP Delta, beställd av batterilagringsutvecklaren Field Energy, ger övertygande siffror i denna fråga i april 2026. Svaret är inte "antingen gas eller batteri", utan snarare: Den som fattar ett rent ekonomiskt beslut om teknik kan inte ignorera långsiktig lagring.
Det politiska ramverket: Tysklands kraftverksstrategi granskas
Den 15 januari 2026 nådde det federala ministeriet för ekonomi och energi (BMWE), under ledning av minister Katherina Reiche (CDU), en principöverenskommelse med Europeiska kommissionen om de viktigaste punkterna i Tysklands kraftverksstrategi. En central del av denna överenskommelse är upphandlingsprocessen för tolv gigawatt ny styrbar kapacitet år 2026, vilken måste vara ansluten till elnätet senast 2031. Tio av dessa tolv gigawatt omfattas av ett så kallat långsiktigt kriterium: De subventionerade kraftverken måste kunna mata el till nätet kontinuerligt i minst tio timmar – ett krav som enligt nuvarande teknikläge praktiskt taget bara kan uppfyllas av gaseldade kraftverk.
Det långsiktiga kriteriet gäller inte för de återstående två gigawattarna. Batterilagringssystem kan också delta i dessa upphandlingar. Ministeriet var därför medvetet från början om att dess utformning av upphandlingen i praktiken utesluter batterilagring som en teknik för det största kapacitetsblocket. Kritiker ser detta inte som en teknisk nödvändighet, utan som ett politiskt förval för naturgas – även i en tid då kostnadsdynamiken för lagringstekniker fundamentalt har förskjutits till förmån för batterier.
Den tyska regeringen hade ursprungligen siktat på 20 gigawatt ny gaskraftverkskapacitet till 2030. Efter förhandlingar med Bryssel reducerades detta mål till tolv gigawatt. Koalitionsavtalet och regeringens politiska självbild visar dock att preferensen för gaseldade, vätgaskapabla kraftverk inte enbart bygger på tekniska överväganden, utan också på industripolitik och strategiska faktorer – som en bro till en vätgasekonomi och som en motåtgärd till den politiskt fruktade berättelsen om instabilitet i utbudet under perioder med låg vind- och solproduktion.
LCP Delta-studien: Metod, klient och omfattning
Mot denna politiska bakgrund framstår LCP Delta-studien som en riktad intervention i en fastlåst debatt. Analytikerna modellerade ett referensscenario bestående av åtta gigawatt ny gaskraftverkskapacitet, två gigawatt långsiktig batterilagring och två gigawatt konventionell kortsiktig batterilagring. Detta scenario möjliggör en direkt systemjämförelse och ställer frågan om vad som händer när de två gigawatt gas ersätts av motsvarande långsiktig lagring – samtidigt som samma nivå av försörjningstrygghet bibehålls.
Studien beställdes av Field Energy, en brittisk batterilagringsutvecklare med en pipeline på över elva gigawatt i Europa. Företaget har ett tydligt kommersiellt intresse av en bred användning av långtidslagring, så resultaten bör tolkas med detta i åtanke. LCP Delta erkänner detta självt tydligt. Kostnadsdatan som används baseras dock inte på teoretiska analytikeruppskattningar, utan på kundens faktiska byggkostnader – vilket ökar siffrornas realism, men begränsar också deras generaliserbarhet till den totala marknaden.
Angående analysens omfattning: LCP Delta är ett av de mest respekterade energimarknadskonsultföretagen i Europa. Företaget har tidigare fått i uppdrag av det brittiska elverket (Department for Energy Security and Net Zero Emissions, DESNZ) att genomföra liknande modellering för det brittiska elsystemet. Därför kan den metodologiska kvaliteten på denna rapport inte ifrågasättas enbart utifrån klienten.
Kärnproblemet: Vad innebär egentligen försörjningstrygghet?
Termen "försörjningstrygghet" fungerar ofta i den offentliga debatten som en politisk eufemism för ett brett spektrum av olika risker som skulle behöva analytiskt tydligt urskiljas. I det tyska sammanhanget dominerar scenariot med den så kallade "mörka doldrumsen" – ett vädermönster där både vindkraft och solceller producerar under genomsnittet under flera dagar, medan elbehovet är högt. Dessa situationer är verkliga, statistiskt mätbara och kräver faktiskt kontrollerbar kapacitet.
Forskningscentret för energiekonomi (FfE) har för tidningen Handelsblatt beräknat att Tyskland skulle behöva öka kapaciteten hos nuvarande godkända lagringsprojekt med en faktor 20 till 40 för att helt överbrygga perioder med låg vind- och solenergiproduktion enbart med hjälp av batterilagring. Denna siffra låter dramatisk – och ur ett visst perspektiv är den det. Den besvarar dock fel fråga, eftersom ingen marknadsaktör hävdar att batterilagring ensamt, utan någon annan källa till flexibilitet, kan eller bör helt överbrygga alla perioder med låg vind- och solenergiproduktion.
Den mer realistiska frågan är: I ett system som kombinerar gas, lagring, import, biogas, efterfrågeflexibilitet och, i framtiden, vätgas – hur mycket av den planerade nya gaskraftverkskonstruktionen skulle kunna ersättas mer kostnadseffektivt med långtidslagring utan att äventyra systemsäkerheten? Och det är just den frågan som LCP Delta besvarar: Två gigawatt kan ersättas helt, med samma säkerhetsnivå och drastiskt lägre kostnader.
Den tyska branschorganisationen för nya energiindustrier (BNE) betonar att Tyskland redan på ett tillförlitligt sätt hanterar perioder med låg vind- och solenergiproduktion med cirka 60 procent förnybar el och det europeiska elnätet. Nätet är därför inte en isolerad nationell ö beroende av en enda typ av kraftverk, utan ett dynamiskt, sammankopplat europeiskt system. Denna systemintegration underskattas ofta i många debatter.
Jämförelsen av det ekonomiska systemet: 31 euro mot 102 euro per kilowatt
Kärnan i LCP Delta-studien är en jämförelse av finansieringsbehoven för båda teknikerna. Enligt modellen är det genomsnittliga årliga finansieringsbehovet för ett långsiktigt batterilagringssystem med en tiotimmars lagringskapacitet 31 euro per kilowatt. Ett jämförbart kraftverk med kombinerad gasturbin (CCGT) kräver däremot 102 euro per kilowatt – mer än tre gånger så mycket.
Denna dramatiska skillnad är inte ett isolerat resultat, utan motsvarar en fundamental kostnadsförskjutning på de globala teknikmarknaderna. BloombergNEF dokumenterade i sin årliga LCOE-rapport för 2025 att den riktmärkesbaserade leveriserade elkostnaden (LCOE) för ett fyra timmar långt batterilagringsprojekt sjönk med 27 procent till 78 dollar per megawattimme – en historiskt låg nivå sedan BNEF började sin datainsamling 2009. Samtidigt steg LCOE för nya gasdrivna kraftverk till en historiskt hög nivå på 102 dollar per megawattimme – driven av den exploderande efterfrågan på turbiner som ett resultat av datacenterboomen.
Kostnaden för nyckelfärdiga stationära batterilagringssystem minskade med ytterligare 31 procent från 2024 till 2025 och nådde 117 dollar per kilowattimme, enligt Volta Battery Report 2025, som är baserad på BloombergNEF-data – en minskning med nästan 70 procent sedan 2022. I Kina var kostnaden ännu lägre 2025, bara 63 dollar per kilowattimme, jämfört med 120 dollar i Europa. Denna geografiska kostnadsskillnad är betydande ur ett energipolitiskt perspektiv eftersom den visar att även om europeiska projekt är dyrare, är de redan konkurrenskraftiga – och skillnaden minskar.
För energilagringssystem för hemmet på den tyska marknaden sjönk priserna på LFP-batterier (litiumjärnfosfat) från 850 euro till cirka 440 euro per kilowattimme mellan 2022 och 2026. Enligt Aurora Energy Research ökade den installerade batterikapaciteten i Europa från under tio till över 17 gigawatt mellan 2024 och 2025; en ytterligare ökning till mer än 80 gigawatt förväntas fram till 2030, där Tyskland anses vara den europeiska ledaren.
Batteriers kostnadsöverlägsenhet är därför inte en ögonblicksbild av en övergångsfas, utan snarare ett uttryck för en strukturell trend: Överkapacitet i kinesisk cellproduktion, ökande konkurrens mellan tillverkare, införandet av kostnadseffektiv LFP-kemi och kontinuerliga förbättringar av systemdesignen driver priserna obevekligt nedåt. Gaseldade kraftverk, å andra sidan, drar inte nytta av en jämförbar inlärningskurva: Snäva leveranskedjor för turbiner, råvaruvolatilitet och strukturellt hög efterfrågan från energisektorn gör nya gaseldade kraftverk strukturellt dyrare.
Systemkostnader och konsumentbesparingar: Ekvationen på 166 miljoner euro
Om bara två gigawatt av den planerade gaskraftverkets kapacitet ersattes med motsvarande långsiktig batterilagring, beräknar LCP Delta att upp till 166 miljoner euro i subventioner skulle kunna sparas årligen – med identisk leveranssäkerhet. Denna besparing skulle i slutändan gynna elkonsumenterna, eftersom kapacitetsmekanismer alltid överför sina kostnader till slutkonsumenterna via nätavgifter eller avgifter.
Ännu mer imponerande är de kumulativa systemkostnadsbesparingarna under projektets livstid: En enda batterilagringsanläggning på 100 megawatt uppnår nettosystemkostnadsbesparingar på cirka 270 miljoner euro mellan 2031 och 2050, vilket är ett resultat av minskade bränsle-, koldioxid- och importkostnader. Ett jämförbart gaskraftverk uppnår endast 70 miljoner euro i systemkostnadsbesparingar under samma period – mindre än en tredjedel. Denna skillnad beror inte bara på batteriets lägre kapitalkostnader, utan också på dess högre utnyttjandegrad: Till skillnad från gaskraftverk kan batterilagringssystem tillhandahålla olika marknadstjänster året runt och därmed generera högre intäkter.
En studie från 2024 av Frontier Economics, beställd av ledande batterilagringsföretag, uppskattar den ekonomiska nyttan av att utöka storskalig batterilagring i Tyskland till minst tolv miljarder euro fram till 2050. Storskalig batterilagring minskar grossistpriset på el med i genomsnitt cirka en euro per megawattimme. Bara år 2030 skulle storskalig batterilagring kunna bidra till att spara 6,2 miljoner ton koldioxid. Samtidigt minskar en lagringskapacitet på nio gigawatt behovet av nya gaskraftverk med nio gigawatt – vilket förhindrar byggandet av ytterligare 18 kraftverk.
Dessa siffror måste utvärderas i samband med de planerade subventionerna: Enligt analyser från Green Planet Energy och Forum för ekologisk och social marknadsekonomi planerar det tyska federala ministeriet för ekonomi och energi (BMWi) subventioner på upp till 15,5 miljarder euro för 12,5 gigawatt regulatorisk kraftverkskapacitet, varav lejonparten är öronmärkt för nya gaskraftverk. Det årliga subventionsbehovet för nybyggda vätgaskapabla gaskraftverk kan stiga till så mycket som 1,44 miljoner euro per megawatt. Jämfört med dessa statliga utgifter verkar besparingarna som uppnås genom långtidslagring inte vara en marginell optimering, utan snarare en politiskt betydande faktor.
Teknisk ekvivalens: När är ett batteri värt ett gaskraftverk?
Den centrala tekniska frågan i LCP Delta-studien är: Hur mycket batterikapacitet behövs för att ersätta en gigawatt gaskraftverkskapacitet utan att minska leveranssäkerheten? Svaret är nyanserat och beror på lagringstiden.
Om man antar en tillgänglighet på 94 procent för gaskraftverk och 98 procent för batterilagring är ersättningsgraden för korta lagringstider större än 1 – vilket innebär att det krävs mer batterikapacitet än den gaskraft som ersätts. Först vid en lagringstid på mer än 16 timmar närmar sig förhållandet 1:1, och med 20 timmars lagring faller det till och med något under detta, eftersom batteriets högre tillgänglighet nu överväger gaskraftverkets kapacitet. Detta innebär att även om 10-timmarskriteriet i kraftverksstrategin är en relevant tröskel ur försörjningstrygghetsperspektiv, är den inte den avgörande. Med 16 till 20 timmars lagring skulle det faktiskt vara möjligt att uppnå större säkerhet per installerad gigawatt än med ett gaskraftverk.
I en studie från mars 2026 intar Thema-analytiker en mer försiktig hållning: De antar att batterilagring ensamt inte kommer att kunna ersätta gaskraftverk helt år 2035 och att systemsäkerheten inte kan garanteras utan styrbar produktion. De menar att utöver en utbyggnad av batterilagring på 70 gigawatt skulle ytterligare utbyggnad inte ha någon ytterligare inverkan på försörjningstryggheten. Samma studie visar dock att 90 gigawatt batterilagring skulle minska gasförbrukningen med 14 terawattimmar och avsevärt minska antalet pristoppar – vilket indikerar en avsevärd avlastningsfunktion, även om fullständig ersättning inte är möjlig.
Batteriets multifunktionalitet är avgörande: Medan gaskraftverk främst fungerar som generatorer, kan batterilagringssystem samtidigt delta på energimarknaden, balansmarknaden för energi, som ett instrument för nätstabilitet och som en leverantör av stödtjänster. Denna intäktsdiversifiering gör dem ekonomiskt mer robusta än gaskraftverk, som blir olönsamma vid låga elpriser och knappast byggs utan subventioner. Den tyska branschorganisationen för energi- och vattenindustrin (BDEW) erkänner denna punkt och kräver uttryckligen att alla alternativ – gaskraftverk, storskalig batterilagring och flexibilitet på efterfrågesidan – ska kunna konkurrera på lika villkor på en teknikneutral kapacitetsmarknad från och med 2028.
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:
Nätanslutningskris: Varför batterier kan sluta fungera på grund av byråkrati snarare än teknik
Nätanslutningsdilemmaet: Där ambitioner möter verklighet
Hur övertygande de ekonomiska beräkningarna för långtidslagring än må vara, kvarstår ett allvarligt driftsproblem olöst: nätanslutning. En analys av den europeiska marknaden för batterilagring av Fieldfisher från 2026 visar att nio av elva europeiska kärnmarknader redan står inför överbelastade elnät. Situationen är särskilt akut i Tyskland: i början av 2025 fick överföringssystemoperatörerna ansökningar om nya nätanslutningar på totalt svindlande 226 gigawatt – en siffra som vida överstiger den tillgängliga kapaciteten. En nätoperatör har bekräftat att ingen ytterligare kapacitet kommer att finnas tillgänglig förrän 2029.
Denna strukturella överbelastning påverkar batterilagring och gaskraftverk i lika hög grad, men dess inverkan på den politiska debatten är asymmetrisk: Gaskraftverk, som en välkänd och beprövad teknik, är mer bekanta i tillståndsprocessen, och deras placeringar planeras ofta på befintliga kraftverksplatser – vilket minskar byråkratiska hinder. Volta Battery Report 2025 lyfter uttryckligen fram Tyskland som en särskilt problematisk marknad på grund av långa väntelistor för nätanslutning. Fieldfisher-analysen varnar för att den beräknade sexfaldiga ökningen av den europeiska batterikapaciteten till över 100 gigawatt år 2030 är beroende av en snabbare nätutbyggnad, förenklade planeringsprocesser och tillförlitliga rättsliga ramar.
För den politiska praktiken innebär detta att även om långtidslagring vore det bättre alternativet till några av de planerade gaskraftverken ur ett rent tekniskt och ekonomiskt perspektiv, skulle nätinfrastrukturen kunna bli den avgörande flaskhalsen. Den som vill positionera batterier som ett seriöst alternativ till gaskraftverk på kapacitetsmarknaden måste samtidigt utöva massivt politiskt tryck för en accelererad nätutbyggnad. Annars kommer löftet om billigare kilowattimmar på pappret att motverkas av nätets verklighet.
Relaterat till detta:
Klimatskydd som ett försummat argument: CO₂-dimensionen
I den offentliga debatten om kraftverksstrategi dominerar försörjningstrygghet som argument. Klimatdimensionen däremot hamnar i bakgrunden – vilket är analytiskt kortsiktigt, eftersom de långsiktiga systemkostnaderna för gaseldade kraftverk uttryckligen inkluderar CO₂-komponenten.
Enligt LCP Delta uppnår ett enda batterilagringssystem på 100 megawatt koldioxidbesparingar på cirka 0,3 miljoner ton under sin livslängd jämfört med ett gaskraftverk. Uppskalat till två gigawatt skulle detta motsvara en minskning med sex miljoner ton koldioxid under 20 år. En studie beställd av GESI Tyskland och utförd av Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems (ISE) fastställde att ett storskaligt batterilagringssystem med en kapacitet på två gigawattimmar kan spara upp till 60 000 ton koldioxid per år – sammanlagt nästan 20 miljoner ton år 2035. För sammanhang: Den totala tyska elproduktionen släpper för närvarande ut 177 miljoner ton koldioxid per år.
Den samhälleliga kostnadsberäkningen för nya gaskraftverk inkluderar därför inte bara direkta subventioner och löpande bränslekostnader, utan även de samhällsmässiga kostnaderna för koldioxidutsläpp – mellan 200 och 680 euro per ton år 2040, beroende på vilket skuggpris som används. En fullständig livscykelanalys som inkluderar dessa klimatkostnader skulle ytterligare förskjuta den redan betydande kostnadsskillnaden mellan batterier och gas, vilket ytterligare skulle pressa gasalternativet till gasens nackdel. Den nuvarande anbudsutformningen av den tyska kraftverksstrategin inkluderar inte sådana externa kostnader i sin bedömning – vilket innebär en politisk subventionering av fossil bränsleteknik på bekostnad av framtida generationer.
Marknadsdesign avgör: Teknikneutralitet som prövopunkt
Den avgörande politiska frågan är inte huruvida långtidslagring kan konkurrera tekniskt och ekonomiskt med gaskraftverk – det kan de uppenbarligen, åtminstone i den utsträckning som modellerats i LCP-studien. Den avgörande frågan är: Kommer marknadsdesignen för den tyska kapacitetsmarknaden att struktureras på ett sådant sätt att båda teknikerna verkligen kan konkurrera på lika villkor?
Den nuvarande utformningen av den första anbudsrundan för tio gigawatt, med sitt tiotimmarskriterium, utesluter i praktiken batterilagring utan att ge en övertygande teknisk motivering. Även ministeriet erkänner att långsiktig batterilagring i princip skulle kunna uppfylla tiotimmarskriteriet – problemet är inte brist på fysik, utan snarare brist på politisk vilja att formulera anbudsvillkoren i enlighet därmed. Resultatet är en tekniskt snedvriden marknadsdesign som systematiskt eliminerar kostnadsfördelarna med batterier, vilket dubbelt belastar konsumenter och skattebetalare: för det första genom alltför stora subventioner för gaskraftverk, och för det andra genom missade systemkostnadsbesparingar.
Förbundsekonomiminister Reiche beskrev avtalet som ett "avgörande steg för försörjningstryggheten i Tyskland" och betonade skapandet av "grunden för en säker elförsörjning för framtiden". Vad hon inte nämnde: Beslutet att definiera det långsiktiga kriteriet på ett sådant sätt att batterilagringssystem utesluts från majoriteten av upphandlingarna är ett politiskt val – inte en teknisk nödvändighet. Det gynnar en väletablerad teknik på bekostnad av ett billigare och mer klimatvänligt alternativ.
Den kapacitetsmarknad som Tyskland planerar för 2027 och 2028 är uttryckligen utformad för att vara teknikneutral. Vid den tidpunkten kommer långtidslagringsanläggningar och gaskraftverk att konkurrera direkt med varandra – och baserat på tillgängliga kostnadssiffror kommer resultatet av denna konkurrens sannolikt att bli en obehaglig överraskning för gaskraftverken.
Studiens begränsningar och nödvändiga distinktioner
En rättvis analys av LCP-Delta-resultaten kräver en kritisk granskning av metodologiska begränsningar och öppna frågor. För det första modellerar studien ersättningen av två gigawatt gas med långtidslagring, en hanterbar del av den planerade totala kapaciteten på tolv gigawatt. Påståendena om systemsäkerhet gäller detta specifika blandade scenario, inte en fullständig substitution av alla gaseldade kraftverk. Den som använder studien som ett argument för att helt överge nya gaseldade kraftverk överdriver dess slutsatser.
För det andra baseras de kostnadsdata som används på Field Energys faktiska projektkostnader. Även om dessa är verkliga och inte hypotetiska, är de skräddarsydda för ett enskilt företag. Huruvida andra utvecklare kan bygga under jämförbara förhållanden är inte dokumenterat. Ett diversifierat marknadsgenomsnitt skulle delvis kunna motverka batteriets kostnadsfördelar.
För det tredje har den tekniska tillgängligheten för batterilagringssystem under långa perioder och under extrema förhållanden, såsom veckor med låg vind- och solenergiproduktion, ännu inte testats fullt ut under verkliga förhållanden. Den antagna tillgängligheten på 98 procent är teoretiskt rimlig, men ännu inte ett empiriskt validerat långsiktigt värde för system i gigawattskala under tyska klimatförhållanden.
För det fjärde kvarstår frågan om vätgaskapacitet. Gaskraftverk som för närvarande drivs med naturgas ska i allt större utsträckning konverteras till grön vätgas senast 2035. Detta skulle ge dem en dubbel funktion: kortsiktig försörjningstrygghet med fossil energi och medellångsiktig vätgasinfrastruktur. Detta systemiska alternativ är inte tillgängligt för batterilagring – åtminstone inte i denna form. De som anser att expansionen av vätgasekonomin i Tyskland är en prioritet har ett legitimt argument för gaskraftverk som går utöver en ren kostnadsjämförelse.
För det femte måste den europeiska sammanlänkningen beaktas: Ett tyskt elsystem inom en nära sammankopplad europeisk marknad kan förlita sig på import från Frankrike (kärnkraft), Skandinavien (vattenkraft) eller andra länder under perioder med låg vind- och solkraftproduktion. Dessa systemalternativ minskar det nationella behovet av reglerbar inhemsk kapacitet – vilket gäller lika mycket för batterilagring som för gaseldade kraftverk, men måste beaktas när kapacitetsmål sätts.
Internationellt jämförande perspektiv: Vad kan Tyskland lära av Storbritannien?
En titt på den brittiska energipolitiken ger lärorika jämförelser. LCP Delta analyserade i en rapport för regeringen Storbritanniens elsystem och drog slutsatsen att den långsiktiga batterilagringskapaciteten behöver öka från tre gigawatt år 2023 till fem till åtta gigawatt och från 28 GWh till 81 till 99 GWh år 2030. Som svar utvecklade Storbritanniens DESNZ en så kallad "cap and floor"-mekanism för långsiktig lagring – en skyddsmekanism som garanterar en minimiavkastning och begränsar vinsterna, och därigenom mobiliserar privat kapital utan att kräva permanenta statliga subventioner.
Denna brittiska strategi är en mer elegant marknadsdesign än den tyska kapacitetsmekanismen, som bygger på enkla volymanbud. Tak-och-golv-modellen gör det möjligt för investerare att planera långsiktigt utan att behöva bära hela bördan av marknadsprisosäkerhet, samtidigt som staten får kostnadstak. Det är ingen slump att Storbritannien nu är bland de ledande europeiska marknaderna för storskalig batterilagring.
Tyskland skulle kunna lära sig av denna modell. Istället för att öppna befintliga anbudsförfaranden enbart för gas och endast tillåta långsiktiga lagringsanläggningar att delta lika i kapacitetsmarknaden från och med 2028, skulle en accelererad, teknikneutral kapacitetsmekanism med liknande intäktsgarantielement vara ett mer ekonomiskt rationellt instrument. Kostnaderna för konsumenterna skulle bli lägre, koldioxidutsläppen minskade och beroendet av internationella gasmarknader minskat.
Den geopolitiska dimensionen: gaspriser, försörjningsrisker och strategisk autonomi
Den ekonomiska analysen skulle vara ofullständig utan att beakta den geopolitiska riskstrukturen. Gaskraftverk är permanent beroende av import av bränsle. Före Rysslands anfallskrig mot Ukraina importerade Tyskland cirka 55 procent av sitt gasbehov från Ryssland; efter leveransstoppet diversifierades källorna, men det strukturella beroendet av importerad flytande naturgas (LNG) och rörledningsgas från Norge, USA och Gulfstaterna kvarstår.
Varje nybyggt gaskraftverk förlänger detta strategiska beroende i minst två till tre decennier. Stigande koldioxidpriser inom EU:s utsläppshandelssystem, volatila gasmarknader och potentiella framtida störningar i försörjningen gör driften av dessa kraftverk till en långsiktig ekonomisk avvikelse med en betydande riskprofil. Enligt Fraunhofer ISE skulle bränslekostnaderna för nya kraftverk med kombinerad cykel av gasturbiner (CCGT) i ett pessimistiskt scenario kunna stiga till över 30 cent per kilowattimme. I ett sådant scenario skulle inte bara den ekonomiska fördelen med batterilagring vara ännu större än vad som för närvarande modelleras, utan subventionsbehovet för gaskraftverk skulle också öka dramatiskt.
Batterilagringssystem har däremot inga löpande bränslekostnader efter den initiala investeringen. Deras primära beroende av råvaror – litium, kobolt, mangan – relaterar till celltillverkning, inte drift. Och även om dessa leveranskedjor medför sina egna geopolitiska risker, särskilt på grund av kinesisk marknadsdominans inom celltillverkning, är de strukturellt annorlunda: Ett batterilagringssystem är fritt från driftskostnader efter inköp, medan ett gaskraftverk aldrig är det.
Vad siffrorna kräver och vad politiken är skyldig
LCP Delta-studien ger ett tydligt, om än avsiktligt begränsat, resultat: Långsiktiga batterilagringssystem med en kapacitet på tio timmar eller längre kan ersätta minst två gigawatt av Tysklands planerade gaskraftverkskapacitet – med samma försörjningstrygghet och årliga subventionsbesparingar på upp till 166 miljoner euro. De långsiktiga systemkostnadsbesparingarna för ett enda 100 MW-kraftverk överstiger de för ett jämförbart gaskraftverk med nästan fyra gånger.
Detta resultat överensstämmer med en bred rad oberoende forskning: BloombergNEF, Frontier Economics, Fraunhofer ISE, Aurora Energy Research och BNE når alla liknande strukturella slutsatser i sina respektive analyser gällande den växande kostnadseffektiviteten och systemrelevansen av batterilagring. Den ekonomiska konsensusen är tydligare än vad den politiska debatten antyder.
Den verkliga utmaningen för den tyska energipolitiken är därför inte teknologisk – det har lösts. Utmaningen är politisk: att utforma upphandlingsprocessen för kapacitetsmarknaden på ett sådant sätt att billigare, mer klimatvänliga och strategiskt mer autonoma tekniker faktiskt kan konkurrera. Det långsiktiga kriteriet på tio gigawatt, vilket i praktiken utesluter batterilagring, är inte en försörjningstrygghetshandling – det är en politisk handling av teknologisk preferens. Och konsumenter, skattebetalare och klimatet kommer att betala för denna handling under de kommande decennierna.
En teknikneutral kapacitetsmarknad som gör det möjligt för gasdrivna kraftverk, långtidslagring, efterfrågeflexibilitet och, i framtiden, grön vätgas att konkurrera på lika villkor är inte ett ideologiskt krav från energiomställningsrörelsen. Det är en konsekvens av ekonomisk rationalitet på en marknad där kostnadskvoterna fundamentalt har förändrats. Tyskland har tekniken. Det som behövs nu är den politiska viljan att forma marknaden på ett sådant sätt att den kan segra.
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.
