Die stationäre Energiespeicherung senkt die Kosten durch mehrere Mechanismen: Senkung der Spitzenlastgebühren, Ermöglichung einer --Nutzungsdauerarbitrage, Integration billigerer erneuerbarer Energien und geringere Infrastrukturinvestitionen. Die Kosten für Batteriespeichersysteme sind im Jahresvergleich um 40 % auf 165 $/kWh im Jahr 2024 gesunken, wodurch diese Anwendungen immer wirtschaftlicher werden.
Wie Batteriespeicher die Stromkosten senken
Die direkteste Kostenreduzierung gegenüber der stationären Energiespeicherung erfolgt durch Last-Charge-Management. Gewerbe- und Industrieanlagen zahlen erhebliche Strafen für ihren höchsten Stromverbrauch während der Abrechnungszeiträume -oft 10 bis 40 $ pro Kilowatt Spitzenbedarf im Monat.
Einer Produktionsanlage, die zu Spitzenzeiten 500 kW verbraucht und bei der eine Leistungsgebühr von 40 $/kW erhoben wird, fallen allein monatliche Leistungsgebühren in Höhe von 20.000 $ an. Durch die Installation eines Speichersystems, das diesen Spitzenwert um 150 kW einspart, können monatlich 6.000 US-Dollar oder jährlich 72.000 US-Dollar eingespart werden. Bei dieser als Peak Shaving bezeichneten Technik wird gespeicherte Energie genau dann entladen, wenn der Verbrauch andernfalls ansteigen würde.
Die Wirtschaftlichkeit verbessert sich in Regionen mit -Nutzungsdauer-Preisstrukturen weiter. Stationäre Energiespeichersysteme laden sich außerhalb-der Spitzenzeiten auf, wenn der Strom 2-3 Cent pro kWh kostet, und entladen sich dann in Spitzenzeiten, wenn die Preise auf 15–25 Cent pro kWh steigen. Diese Arbitrage erfasst die Preisdifferenz zwischen Niedrig- und Hochzinsperioden.
Reale-Implementierungen zeigen messbare Ergebnisse. Daten aus dem Einsatz von Energiespeichern deuten auf eine potenzielle Senkung der Spitzenenergiekosten um bis zu 30 % bei energieintensiven Betrieben hin. Für Anlagen mit jährlichen Stromkosten von mehr als 1 Million US-Dollar bedeutet dies eine jährliche Einsparung von 300.000 US-Dollar.
Sinkende Technologiekosten verändern die Wertgleichung
Die grundlegenden wirtschaftlichen Aspekte der stationären Speicherung haben sich im letzten Jahrzehnt aufgrund drastischer Kostensenkungen verändert. Die Preise für Batteriespeicher fielen von 375 US-Dollar/kWh im Jahr 2023 auf 165 US-Dollar/kWh im Jahr 2024 – ein Rückgang um 40 % in nur einem Jahr, was den größten Rückgang seit Beginn der Verfolgung im Jahr 2017 darstellt.
Mehrere Faktoren bestimmen diese Kostenentwicklung. Überkapazitäten in der Produktion in China, insbesondere bei Lithium-Eisenphosphat-Batterien (LFP), führten zu einem harten Wettbewerb. Chinesische Systeme kosteten im Jahr 2024 durchschnittlich 101 US-Dollar/kWh, wobei einige schlüsselfertige Projekte für Systeme mit einer Laufzeit von 4 Stunden nur 85 US-Dollar/kWh kosten. Aufgrund unterschiedlicher Lieferkettendynamik und regulatorischer Anforderungen bleiben die durchschnittlichen Kosten in den USA mit 236 US-Dollar/kWh höher.
Prognosen deuten auf einen anhaltenden Rückgang bis 2030 hin. Das National Renewable Energy Laboratory prognostiziert, dass die Kosten für Lithium-Ionen-Batterien für stationäre Anwendungen bis 2030 bei installierten Systemen unter 200 $/kWh liegen könnten, wobei die Gesamtkosten für installierte Systeme möglicherweise um 50–60 % gegenüber dem Niveau von 2024 sinken könnten. Es wird erwartet, dass die Kosten für Batteriezellen noch schneller sinken als die Gesamtsystemkosten.
Über den Akku selbst hinaus verbessert sich auch die Ausgewogenheit-der-Systemkomponenten. Energieumwandlungssysteme, Wärmemanagement und Steuerelektronik machen etwa 40–60 % der Gesamtsystemkosten aus, verzeichnen jedoch einen langsameren prozentualen Rückgang als Batteriezellen. Produktionsoptimierung und Skaleneffekte drücken diese Kosten jedoch weiterhin nach unten.
Der Wechsel von der Nickel-Mangan-Kobalt-Chemie (NMC) zur Lithium-Eisenphosphat-Chemie (LFP) beschleunigt die Kostensenkung und verbessert gleichzeitig die Sicherheit. LFP-Batterien dominieren mittlerweile neue stationäre Energiespeicheranlagen und bieten trotz etwas geringerer Energiedichte geringere Materialkosten und eine längere Zyklenlebensdauer.
Einsparungen auf Grid--Ebene über einzelne Zähler hinaus
Stationäre Energiespeicherung führt zu systemischen Kostensenkungen, die über die Einsparungen einzelner Anlagen hinausgehen und gesamten Stromnetzen und Tarifzahlern zugute kommen.
Die Übertragungs- und Verteilungsinfrastruktur erfordert enorme Kapitalinvestitionen{0}}Versorgungsunternehmen dimensionieren ihre Systeme so, dass sie den Spitzenbedarf bewältigen können, der nur ein paar Dutzend Stunden pro Jahr auftritt. In der restlichen Zeit bleibt diese Infrastruktur ungenutzt. Durch die strategische Platzierung der Batterie werden Upgrade-Kosten in Milliardenhöhe verschoben oder ganz eingespart.
Anstatt die Übertragungskapazität zu erweitern, um wachsende Spitzenlasten zu bewältigen, können Versorgungsunternehmen Speicher hinter überlasteten Anlagen installieren. In kurzen Spitzenzeiten entlädt sich die Batterie, sodass keine teuren Leiteraufrüstungen, Umspannwerkserweiterungen oder neue Transformatoren erforderlich sind. Eine 10-20-MW-Speicherinstallation, die 15-30 Millionen US-Dollar kostet, kann Übertragungsprojekte von mehr als 100 Millionen US-Dollar aufschieben.
Durch den Betrieb von Energiespeicherprojekten im US-Netz--Maßstab erwirtschaften wir durch Steuereinnahmen und Landpachtzahlungen bereits jährlich über 580 Millionen US-Dollar für lokale Gemeinden. Da sich die Bereitstellung beschleunigt-, verdoppelte sich die Kapazität des Batteriespeichers im Jahr 2023 – diese wirtschaftlichen Beiträge nehmen proportional zu.
Die systemweite-Effizienz verbessert sich durch eine bessere Integration erneuerbarer Energien. Wind- und Solarenergie erzeugen Strom zu nahezu -Null-Grenzkosten, sobald sie gebaut sind, aber aufgrund ihrer intermittierenden Natur war es in der Vergangenheit erforderlich, Gasturbinen als Reserve in Betrieb zu halten. Stationäre Energiespeicher absorbieren überschüssige erneuerbare Energie in Zeiten geringer Nachfrage und geben sie bei Spitzen ab, wodurch der Bedarf an ineffizienten, teuren Kraftwerken für fossile Brennstoffe verringert wird.
Im kalifornischen Stromnetz bewältigt die Speicherung jetzt routinemäßig Abendrampen, wenn die Solarstromerzeugung stark zurückgeht, die Nachfrage aber weiterhin hoch bleibt. Dies vermeidet den Start kostspieliger Gasturbinen, die nur wenige Stunden laufen würden. Die kollektiven Einsparungen durch den geringeren Verbrauch fossiler Brennstoffe und die Vermeidung ineffizienter Erzeugung übersteigen die Vorteile einzelner Anlagen.
Die Integration erneuerbarer Energien führt zu erheblichen Einsparungen
Die Beziehung zwischen stationärer Energiespeicherung und erneuerbarer Energie erzeugt multiplikativen statt additiven Wert. Durch die Speicherung wird die Erzeugung erneuerbarer Energien in Anwendungen wirtschaftlich rentabel, in denen dies bisher nicht der Fall war.
Mittlerweile erzeugen Solar- und Windkraftanlagen Strom zu einem günstigeren Preis als fossile Brennstoffe, und zwar auf einer Basis von gestaffelten Kosten-von nur 23 $-31 $ pro MWh für Projekte im Versorgungsmaßstab-. Ihre Unterbrechung führte jedoch zu Integrationsproblemen, die durch die Speicherung gelöst werden konnten. Durch die Erfassung der überschüssigen erneuerbaren Energieerzeugung und deren zeitliche {{6}Verschiebung, um sie an die Nachfrage anzupassen, erschließen Batterien den vollen Wert dieser kostengünstigen Energiequellen.
Hawaii ist ein klares Beispiel. Der Import fossiler Brennstoffe auf die Inseln kostet deutlich mehr als die Preise auf dem Festland. Zwei kürzlich durchgeführte Hawaiian Electric-Projekte, die erneuerbare Energien mit Speicherung kombinieren, erzielten 8 Cent pro kWh und damit die Hälfte der Kosten für die Erzeugung fossiler Brennstoffe im Bundesstaat. Die Speicherkomponente ermöglicht es diesen Projekten, zuschaltbaren Strom bereitzustellen, der mit der herkömmlichen Stromerzeugung konkurrenzfähig ist.
Die Steigerung der Wind- und Solarenergieerzeugung durch Speicherung führt zu relativ geringen Kostensteigerungen. Die Kosten für die Windenergieoptimierung betragen 2-3 Cent pro kWh, während die Solarstromoptimierung aufgrund kürzerer täglicher Betriebsfenster etwa 10 Cent pro kWh kostet. Selbst mit diesen Ergänzungen unterbieten Kombinationen aus erneuerbaren Energien und Speicher häufig fossile Alternativen.
Der systemische Effekt verstärkt sich, je mehr erneuerbare Energien eingesetzt werden. Jedes zusätzliche Gigawatt Solar- oder Windenergie steigert den Wert der stationären Energiespeicherung, indem es zu größeren Preisunterschieden zwischen Zeiten überschüssiger erneuerbarer Energieerzeugung und Knappheit führt. Märkte mit hoher Durchdringung erneuerbarer Energien zeigen, dass Speicher mit höheren Kapazitätsfaktoren betrieben werden und einen größeren Arbitragewert erzielen.
Second-Life Batteries eröffnen kostengünstigere-Optionen
Ein neuer Ansatz senkt die Speicherkosten weiter: die Umnutzung von Batterien von Elektrofahrzeugen für Netzanwendungen, nachdem sie nicht mehr den Leistungsanforderungen von Automobilen genügen.
Batterien für Elektrofahrzeuge werden in der Regel ausgemustert, wenn die Kapazität auf 70 -80 % der Originalkapazität abfällt-, was immer noch für stationäre Anwendungen mit weniger anspruchsvollen Arbeitszyklen ausreicht. Diese Second-Life-Batterien kosten im Jahr 2025 30–70 % weniger als neue Batterien, wobei die Schätzungen je nach Tests, Sanierungsumfang und Marktbedingungen zwischen 44 und 180 US-Dollar/kWh liegen.
Das Angebot an Second-Life-Batterien wächst exponentiell. Prognosen deuten darauf hin, dass ausgemusterte Elektrofahrzeugbatterien bis 2030 jährlich mehr als 200 GWh ausmachen könnten-mehr als der Gesamtbedarf für neue Energiespeicher-für Anwendungen mit niedrigen und hohen Zyklen. Dadurch entsteht weltweit ein beträchtlicher Markt mit einem potenziellen Wert von über 30 Milliarden US-Dollar.
Unternehmen wie Nissan, Renault und BMW betreiben bereits netzgebundene stationäre Energiespeicher mit wiederverwendeten Batterien für Elektrofahrzeuge. Redwood Materials hat kürzlich 63 MWh Second-Life-Batteriespeicher zur Stromversorgung von Rechenzentren bereitgestellt und damit die kommerzielle Machbarkeit in großem Maßstab bewiesen.
Die wirtschaftliche Analyse zeigt, dass Second-Life-Batterien Werte von rund 116 $/kWh erzielen können, wenn sie mit einer Kapazität von 80 % erworben und bis zum Erreichen einer Kapazität von 50 % betrieben werden. Für Energiespeicherbetreiber verbessern diese niedrigeren Anschaffungskosten die Projektökonomie, selbst nach Berücksichtigung der Test-, Modernisierungs- und Integrationskosten.
Die Vorteile der Kreislaufwirtschaft gehen über die Kosten hinaus. Der Einsatz von Elektrofahrzeugbatterien in Second-{1}Life-Anwendungen reduziert die Umweltbelastung im Vergleich zum sofortigen Recycling und verzögert gleichzeitig die Entsorgungskosten für Automobilhersteller. Dadurch werden die Kosten für die Abfallentsorgung in einen Restwert umgewandelt, der die Erschwinglichkeit von Elektrofahrzeugen unterstützt.
Lange-Speicherung eröffnet neue kostensparende-Anwendungen
Während sich Lithium-Ionen-Batterien bei Anwendungen mit einer Einsatzdauer von 2-Stunden auszeichnen, zielen neue Technologien zur Langzeitenergiespeicherung (LDES) auf Entladezeiten von 10+ Stunden ab und eröffnen so verschiedene Möglichkeiten zur Kostensenkung.
Die aktuellen Lithium-{0}}Wirtschaftlichkeitsprinzipien eignen sich gut für das tägliche Radfahren-Laden in der Nacht und Entladen während der Spitzenzeiten. Allerdings berücksichtigen LDES-Technologien wie Durchflussbatterien, Druckluftspeicher und Wärmespeicher saisonale Schwankungen und mehrtägige Wetterereignisse.
Das US-Energieministerium hat einen Langzeitspeicherversuch ins Leben gerufen, der eine Kostensenkung um 90 % bis 2030 anstrebt, wobei die gestaffelten Kosten bei 0,05 $/kWh liegen. Während aktuelle Prognosen zeigen, dass die meisten Technologien dieses Ziel übertreffen, könnte die Implementierung optimaler Innovationsportfolios dazu führen, dass Pumpwasserkraft, Druckluftspeicher und Flow-Batterien unter 0,05 USD/kWh sinken.
Der Kostenfall verstärkt sich mit zunehmender Speicherdauer. Ein 4-Stunden-Lithium-Ionen-System kostet etwa 200–250 $/kWh, eine Verlängerung auf 10 Stunden erhöht die Kosten jedoch aufgrund der Energie-/Stromkostenstruktur nur auf 300–350 $/kWh. LDES-Systeme können bei längerer Laufzeit eine noch bessere Wirtschaftlichkeit erzielen.
Diese längerfristigen Systeme ermöglichen eine tiefgreifendere Netztransformation. Anstatt nur die täglichen Lastkurven zu glätten, kann LDES die Notwendigkeit der Aufrechterhaltung der Kapazität für fossile Brennstoffe als saisonale Sicherung überflüssig machen. Analysen deuten darauf hin, dass verfügbare kosteneffiziente LDES den Bedarf an neuer Erdgaskapazität in Netto-Null-Szenarien um über 200 GW senken könnten.
Marktstrukturen und Anreize verstärken Einsparungen
Politische Rahmenbedingungen und Marktdesigns wirken sich erheblich auf das Kostensenkungspotenzial der stationären Energiespeicherung aus.
Bundesanreize durch das Inflation Reduction Act bieten Steuergutschriften für eigenständige Energiespeicher und verbessern so die Projektökonomie. Bundesstaatliche-Standards für erneuerbare Portfolios sorgen für zusätzliche Nachfrage, während einige Regionen spezifische Speichervorschriften vorsehen-Kalifornien strebt 1.325 MW an, Massachusetts strebt 1.000 MWh an und New York hat sich ein Ziel von 1.500 MW gesetzt.
Durch die Teilnahme am Kapazitätsmarkt entstehen Einnahmequellen, die über die Energiearbitrage hinausgehen. Speichersysteme können ihre Fähigkeit, bei Spitzenbedingungen zuverlässig Strom bereitzustellen, verkaufen und unabhängig von der tatsächlichen Auslastung Zahlungen für die Verfügbarkeit erhalten. Einige Märkte zahlen 50 -150 $/kW/Jahr für Kapazitätsverpflichtungen.
Nebendienstleistungen bieten -wertvolle Möglichkeiten. Stationäre Energiespeicher zeichnen sich durch Frequenzregulierung aus-schnelle Anpassung der Leistung zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität- und verdienen Prämien für schnelle Reaktionszeiten. Diese Dienstleistungen können je nach Marktregeln jährlich 100–300 US-Dollar/kW generieren.
Virtuelle Kraftwerksprogramme bündeln verteilte Speicherressourcen und ermöglichen es den Versorgungsunternehmen, bei Systemspitzen Batterien für private und gewerbliche Zwecke auszutauschen. Teilnehmende Eigentümer erhalten Leistungszahlungen und reduzieren gleichzeitig die systemweiten-Kosten. Dieses Modell bündelt die Vorteile bei vielen Kunden, anstatt sie auf große Systembesitzer zu konzentrieren.
Time-{0}}-Use-Tarifstrukturen schaffen Arbitragemöglichkeiten für Privat- und Gewerbekunden. Durch die Verlagerung des Verbrauchs von teuren Spitzenzeiten auf günstige Nachtstunden können Speichersysteme Unterschiede von 10–15 Cent pro kWh auffangen. Jährliche Einsparungen von 500 bis 2.000 US-Dollar sind bei privaten Installationen üblich, bei kommerziellen Systemen sind die Einsparungen wesentlich höher.
Zukünftige Kostenentwicklungen zeigen nach unten
Mehrere Trends deuten auf anhaltende Kostensenkungen für stationäre Energiespeicher bis 2030 und darüber hinaus hin.
Der Produktionsmaßstab steigert die Lernkurvenvorteile. Jede Verdoppelung der kumulierten Produktion senkt in der Vergangenheit die Kosten für Lithium-Ionen-Batterien um 18-28 %. Da der weltweite Batterieeinsatz im Jahr 2024 1 TWh erreichen wird – mehr in einer Woche als in einem ganzen Jahr ein Jahrzehnt zuvor – beschleunigt sich die Lernkurve weiter.
Innovationen in der Chemie verbessern gleichzeitig Kosten und Leistung. Natrium--Ionenbatterien könnten etwa 0,31 $/kWh niedrigere Stromkosten als aktuelle Optionen erzielen. Verbesserungen bei Bleisäure weisen ein ähnliches Potenzial auf. Diese Alternativen reduzieren die Abhängigkeit von Lithium-Lieferketten und erweitern gleichzeitig die Anwendungsmöglichkeiten.
Die Lokalisierung der Lieferkette in den USA und Europa wird sich auf die regionale Preisgestaltung auswirken. Während die Kosten im Vergleich zu chinesischen Importen kurzfristig möglicherweise steigen, profitiert die inländische Fertigung von IRA-Anreizen und eliminiert die Zollbelastung. In ganz Nordamerika sind mehrere Batteriefabriken im Gigawatt--Maßstab im Bau.
Die weichen Kosten-Genehmigung, Verbindung, Technik, Installation-machen mit sinkenden Hardwarepreisen einen zunehmenden Anteil der Gesamtsystemkosten aus. Durch Standardisierung, optimierte Genehmigungsprozesse und gesammelte Installationserfahrung sollten diese Komponenten reduziert werden. Einige Schätzungen gehen davon aus, dass die Soft Costs bis 2030 um 25–40 % sinken könnten.
Durch Verbesserungen der Round-Trip-Effizienz bleibt mehr nutzbare Energie pro Zyklus erhalten. Aktuelle Lithium--Ionensysteme erreichen einen Wirkungsgrad von 85-90 %, Designs der nächsten Generation zielen jedoch auf 92–95 %. Diese scheinbar kleine Verbesserung wirkt sich erheblich auf die Lebenszyklusökonomie aus, senkt die Ladekosten und erhöht die nutzbare Kapazität.
Häufig gestellte Fragen
Welche Speichersystemgröße ist für eine kostengünstige-Spitzenreduzierung erforderlich?
Die Systemdimensionierung hängt von Ihrem spezifischen Lastprofil und der Gebührenstruktur für den Spitzenbedarf ab. Die meisten kommerziellen Anwendungen profitieren von 100-500-kWh-Systemen, die bei Spitzenlastreduzierung 1–3 Stunden lang entladen können. Eine detaillierte Analyse der Intervallzählerdaten ermittelt die optimale Kapazität – normalerweise ausreichend, um den Spitzenbedarf um 20–40 % zu reduzieren und gleichzeitig wirtschaftliche Ladefenster aufrechtzuerhalten. Anlagen, die Leistungsentgelte über 15 $/kW pro Monat zahlen, erzielen in der Regel innerhalb von 5–7 Jahren eine Rendite.
Können Energiespeicher für Privathaushalte die Kosten ohne Solarpaneele senken?
Ja, obwohl die Wirtschaftslage je nach Standort unterschiedlich ist. Häuser mit Nutzungszeittarifen können auch ohne Solarenergie von der täglichen Arbitrage profitieren, indem sie die Batterien über Nacht für 0,08–0,12 $/kWh aufladen und während abendlicher Spitzenzeiten für 0,25–0,40 $/kWh entladen. Bei günstigen Tarifstrukturen sind monatliche Einsparungen von 40–100 US-Dollar möglich. Durch den Einsatz von Solarenergie werden die Erträge erheblich verbessert, da die Ladekosten vollständig entfallen und gleichzeitig noch höhere eingesparte Stromeinkaufsraten erzielt werden.
Wie sind die Speicherkosten bei verschiedenen Technologien im Vergleich?
Lithium-Ionen dominieren den aktuellen Einsatz mit durchschnittlich 165 $/kWh weltweit, wobei die Kosten zwischen 85 $/kWh in China und 236 $/kWh in den USA variieren. Flow-Batterien kosten 200 -400 $/kWh, halten aber bei unbegrenztem Radfahren länger. Druckluft und Pumpwasser bieten im großen Maßstab die niedrigsten Kosten (100–150 USD/kWh), erfordern jedoch bestimmte geografische Bedingungen. Second-Life-Batterien für Elektrofahrzeuge bieten mit 44–180 $/kWh je nach verbleibender Kapazität die wirtschaftlichste Option.
Mit welchen Wartungskosten ist bei stationären Speichern zu rechnen?
Der Betrieb und die Wartung fester Anlagen kosten für Versorgungsanlagen-in der Regel 5-15 $/kW pro Jahr, wobei Wohnanlagen über regelmäßige Softwareaktualisierungen und Sichtprüfungen hinaus nur minimale Wartung erfordern. Der Batteriewechsel stellt die höchsten Lebenszykluskosten dar. {{4}Lithium-Ionen-Batterien verschlechtern sich jährlich um etwa 2–3 % und müssen je nach Nutzungsintensität und Umgebungsbedingungen nach 10–15 Jahren ausgetauscht werden. Der Austausch des Wechselrichters erfolgt alle 10–12 Jahre und kostet etwa 15 % der ursprünglichen Systemkosten.
Vorwärts gehen
Stationäre Energiespeicher verändern die Stromwirtschaft durch direktes Verbrauchsmanagement, systemische Netzvorteile und die Integration erneuerbarer Energien. Da die Kosten rapide sinken und sich die Anwendungen vervielfachen, verlagert sich die Speichertechnologie von einer Nischentechnologie zur Mainstream-Infrastruktur.
Die Mathematik klappt immer besser. Ein kommerzielles Batteriesystem im Wert von 500.000 US-Dollar, das 75.000 US-Dollar an jährlichen Kosteneinsparungen bei Bedarf liefert und gleichzeitig 25.000 US-Dollar an Arbitragemöglichkeiten nutzt, amortisiert sich in fünf Jahren. Wenn Sie Kapazitätszahlungen, Gutschriften für erneuerbare Energien oder andere Einnahmequellen einbeziehen, beschleunigen sich die Erträge noch weiter.
Im nächsten Jahrzehnt werden die Speicherkosten für Versorgungssysteme weiter in Richtung 100 $/kWh oder darunter sinken, während sich die Installationen in Privathaushalten insgesamt auf 200 -300 $/kWh belaufen. In diesen Preisklassen ist die Speicherung für immer breitere Anwendungen ohne Subventionen oder besondere Marktbedingungen wirtschaftlich sinnvoll.
Für Unternehmen, die Speicherinvestitionen bewerten, stellt sich nicht die Frage, ob die Technologie die Kosten senkt.{0}Umfassende Belege belegen dies. Die eigentlichen Fragen betreffen die Systemgröße, die Anwendungsauswahl und das Timing. Mit verbesserter Wirtschaftlichkeit und zunehmenden Netzvorteilen werden die Argumente für stationäre Energiespeicher von Monat zu Monat stärker.