Monopoliewinste in die elektrisiteitsnetwerk: Hoe netwerkoperateurs geld insamel terwyl die energie-oorgang wag

Energie-oorgang op ys: Hoe die staat netwerkoperateurs droomopbrengste gee

Miljarde in winste ten spyte van vervalle netwerke: Die absurde sakemodel van elektrisiteitsverskaffers

Duitsland se elektrisiteitsnetwerke is die bottelnek van die energie-oorgang – verouderd, oorlaai en 'n massiewe kostedrywer vir huishoudings en die nywerheid. Tog, terwyl tienduisende windturbines, sonpanele en stoorfasiliteite in die tou staan ​​vir netwerkaansluiting, maak die operateurs van hierdie netwerke die transaksies van 'n leeftyd. Danksy 'n gebrekkige regulatoriese stelsel en 'n algehele gebrek aan mededinging behaal streekmonopoliste opbrengste op ekwiteit van tot 50 persent. Hoe kan dit wees dat een bedryf sulke winste maak terwyl die land se kritieke infrastruktuur stagneer? 'n Ondersoek na die doolhof van elektrisiteitsnetwerkfooie toon dat verbruikers uiteindelik die rekening betaal – en die stelsel beskerm die winsgewendes.

Wanneer die net 'n melkkoei word – en niemand dit herstel nie

40 000 projekte geblokkeer: Die onwelvoeglike winste van Duitsland se elektrisiteitsnetwerkmonopolies

Enigiemand wat die finansiële state van Duitsland se grootste elektrisiteitsverspreidingsnetwerkoperateurs in die lente van 2026 lees, sal verbaas wees. Nie deur verliese nie, maar deur die oorvloed van winste. Volgens 'n ontleding deur die Duitse Vereniging van Nuwe Energiebedrywe (BNE), wat aan Zeitmagazin beskikbaar gestel is, was die gemiddelde opbrengs op ekwiteit van die 18 grootste streeks-elektrisiteitsnetwerkoperateurs in 2024 'n merkwaardige 30,1 persent. Dit is nie 'n uitskieter nie, maar die kulminasie van 'n voortdurende tendens: Reeds in 2023 was die gemiddelde opbrengs op ekwiteit (volgens handelsreg) van die 15 grootste verspreidingsnetwerkoperateurs wat ondersoek is, 20,2 persent, soos bepaal deur die BNE uit 'n ontleding van maatskappybalansstate vir die tydperk 2019 tot 2023. Individuele maatskappye het hierdie syfers baie keer oortref. EWE Netz het 'n opbrengs van 50 persent in 2023 behaal, Pfalzwerke Netz 38 tot 39 persent, en Westnetz 27 persent. In 2024, volgens BNE, het Westnetz se opbrengs selfs tot 45 persent gestyg, Bayernwerk Netz het 38 persent behaal en Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom 43 persent.

Hierdie syfers is nie net ekonomies merkwaardig nie – hulle is polities plofbaar. Terselfdertyd is groot dele van Duitsland se elektrisiteitsnetwerk hopeloos oorlaai, verouderd en hopeloos oorweldig deur die toename in hernubare energie. Ongeveer 40 000 projekte regoor Duitsland wag vir netwerkaansluiting, insluitend windplase, sonkragaanlegte en batterybergingsfasiliteite met 'n totale kapasiteit van 140 gigawatt. Kenners skat die behoefte aan die uitbreiding van die verspreidingsnetwerk teen 2045 op ongeveer €323 miljard, en vir die transmissienetwerk op 'n verdere €328 miljard – 'n totaal van ongeveer €651 miljard. En tog: die maatskappye aan wie die samelewing die verantwoordelikheid vir hierdie kritieke infrastruktuur toevertrou het, genereer opbrengste wat selfs suksesvolle tegnologiemaatskappye in die skande sou bring.

Die sakemodel: Wins sonder mededingende druk

Om te verstaan ​​hoe netwerkoperateurs sulke opbrengste kan behaal, moet 'n mens die aard van hul besigheidsmodel begryp. Elektrisiteitsnetwerke is sogenaamde natuurlike monopolieë. Dit sou ekonomies irrasioneel en tegnies onsinnig wees om mededingende transmissienetwerke in 'n stad of streek te bou. Verbruikers het eenvoudig geen keuse rakende hul netwerkoperateur nie – hulle betaal die netwerkkoste van die een in wie se diensgebied hulle woon. Die netwerkkoste, wat residensiële kliënte, besighede en die nywerheid betaal vir die transmissie van elektrisiteit, maak ongeveer een derde van die totale elektrisiteitsrekening vir private verbruikers uit. Die netwerkkoste word verdeel in transmissienetwerkkoste, gehef deur die vier groot transmissiestelseloperateurs en verteenwoordig ongeveer 30 persent van die netwerkkoste, en verspreidingsnetwerkkoste, gehef deur die 866 streeksverspreidingstelseloperateurs, wat ongeveer 70 persent uitmaak.

Aangesien mededinging nie werk nie, reguleer die staat die winste wat behaal kan word. Die Federale Netwerkagentskap stel sogenaamde inkomsteplafonne vir elke regulatoriese tydperk vas, waaruit die toelaatbare netwerkkoste afgelei word. 'n Sentrale element van hierdie stelsel is die toegerekende opbrengs op ekwiteit: dit bepaal hoeveel opbrengs 'n netwerkoperateur toegelaat word om op die belê ekwiteitskapitaal te behaal en word as 'n koste-item ingesluit in die berekening van die netwerkkoste. In die huidige vierde regulatoriese tydperk, wat van 2024 tot 2028 op elektrisiteitsnetwerke van toepassing is, is hierdie rentekoers vasgestel op 4,13 persent na belasting, met 'n hoër koers van 5,07 persent vir nuwe beleggings. Dit klink na 'n matige en billike regulering. Maar die werklikheid is anders.

Die gaping tussen regulering en werklikheid

Hoe is dit dat maatskappye met 'n regulatories goedgekeurde opbrengs op ekwiteit van ongeveer 4 tot 5 persent eintlik opbrengste van 20, 30 of selfs 50 persent behaal? Die antwoord lê in 'n beduidende verskil tussen wat die regulasies bepaal en wat werklik op die balansstate verskyn. Regulatoriese regulasies bereken die opbrengs op ekwiteit op grond van sogenaamde toegerekende ekwiteit – 'n gestandaardiseerde waarde gebaseer op historiese verkrygingskoste en 'n gedefinieerde kapitaalstruktuur. Die opbrengs op ekwiteit onder handelsreg verbind egter die netto inkomste met die werklike ekwiteit wat op 'n maatskappy se balansstaat gerapporteer word – en dit kan struktureel baie laer wees as die toegerekende vaste bates.

Hierdie rekeningkundige teenstrydigheid verklaar 'n deel van die verskil, maar dit is nie die enigste verduideliking nie. Die BNE (Duitse Vereniging van Netwerkoperateurs) beskuldig ook die netwerkoperateurs wat ondersoek word van spesifieke praktyke wat die regulatoriese stelsel sistematies uitbuit om hoër winste te genereer. Dit sluit in die kunsmatige opblaas van koste in die basisjaar van die regulatoriese tydperk, die dubbele toepassing van inflasie-aanpassings, en – veral plofbaar – die inkorporering van handelsbelasting in netwerkkoste, selfs al word hierdie belasting nie eintlik of nie ten volle betaal nie. Volgens ramings belas verspreidingsnetwerkoperateurs hul kliënte jaarliks ​​met ongeveer €400 miljoen in berekende handelsbelasting, waarvan 'n beduidende gedeelte eenvoudig in die munisipale belastingstelsel bly sonder om ooit eintlik betaal te word. BNE se besturende direkteur, Robert Busch, het dit opgesom: As netwerkoperateurs sulke hoë opbrengste kan behaal, dan is iets fundamenteel verkeerd met die regulatoriese raamwerk.

Verbruikers betaal die rekening

Wat klink soos tegniese jargon van regulerende owerhede het direkte finansiële gevolge vir miljoene huishoudings en besighede in Duitsland. Netwerkkoste is nie 'n abstrakte item op die energierekening nie – dit maak 'n beduidende deel van die maandelikse elektrisiteitsrekening uit en het die afgelope paar jaar 'n merkbare las vir baie huishoudings en klein en mediumgrootte ondernemings geword. Van 2023 tot 2024 alleen het netwerkkoste vir residensiële kliënte met 'n tipiese jaarlikse verbruik van 3 500 kilowatt-uur met ongeveer 10,6 persent gestyg – van 'n gemiddelde van € 341 tot € 377 netto per jaar. In sekere streke, soos Beiere, was die stygings so hoog as 17 persent.

As mens na die transmissienetwerke kyk, is die prentjie selfs meer dramaties: Die vier groot transmissiestelseloperateurs, 50Hertz, Amprion, TenneT en TransnetBW, het hul netwerkfooie op 1 Januarie 2024 verdubbel van 3,12 sent per kilowattuur tot 6,43 sent – ​​'n direkte gevolg van die uitskakeling van staatsubsidies uit die Klimaat- en Transformasiefonds. Vir residensiële kliënte het dit 'n onmiddellike toename in elektrisiteitskoste beteken, wat nie deur enige doeltreffendheidsverbeterings of mededingende druk geneutraliseer is nie. Vanaf 2025 het die Federale Netwerkagentskap gedeeltelike vergoeding verskaf vir daardie streke waar netwerkfooie besonder skerp gestyg het as gevolg van die massiewe uitbreiding van hernubare energieë – 'n nuwe deurvoermeganisme met 'n geprojekteerde deurvoerbedrag van €2,4 miljard vir 2025 versprei nou die koste breër. Die gevolg is egter dat die gemiddelde huishouding buite die begunstigde streke steeds bykomende koste van ongeveer €21 per jaar sal ondervind, terwyl netwerkwinste onverpoosd voortduur.

Die paradoksale gelyktydigheid: rekordopbrengste, rekordvertragings

Miskien is die mees plofbare aspek van hierdie storie nie die omvang van die opbrengste self nie, maar die gelyktydige voorkoms daarvan tesame met 'n massiewe beleggingsagterstand. Maatskappye wat sulke buitengewoon hoë winste genereer, behoort in teorie swaar in hul eie infrastruktuur te belê. Die werklikheid skets egter 'n ander prentjie. Volgens die wetlik verpligte netwerkuitbreidingsplanne vir 2024, wat in April 2024 deur die 82 grootste verspreidingsnetwerkoperateurs gepubliseer is, was ongeveer 24 persent van hoëspanningsprojekte en hoë- tot mediumspanningsubstasieprojekte reeds teen 31 Desember 2023 vertraag, gemeet aan beleggingsvolume. Die netwerkoperateurs noem interne faktore (26 persent van die betrokke beleggingsvolume), permitprosesse (17 persent), voorsieningsbottelnekke en eksterne faktore as die hoofredes vir hierdie vertragings.

Hierdie beleggingsagterstand is nie 'n abstrakte probleem nie. Dit het konkrete, ernstige ekonomiese gevolge. Die konsultasiefirma AFRY skat die beleggingsvolume wat tans nie in Duitsland gerealiseer kan word nie weens 'n gebrek aan netwerkkapasiteit op 45 miljard euro. Ongeveer 40 000 projekte is in die verbindingswaglys – hernubare energie- en elektrisiteitsbergingsfasiliteite met 'n gekombineerde kapasiteit van 270 gigawatt wag om aan die netwerk gekoppel te word. 'n Nywerheidspark in Rommerskirchen in die Rynland illustreer die probleem perfek: Die nywerheidspark, wat direk langs hoogspanningskraglyne geleë is, wag nietemin vir 'n voldoende elektrisiteitsaansluiting, aangesien Westnetz berig dat die kapasiteit van die 110 kV-verspreidingsnetwerk byna uitgeput is – 'n aansluiting kan tot die 2030's vertraag word. Maatskappye wat in Duitsland wil groei en belê, ondervind dus 'n strukturele beperking op hul groei.

Die behoefte aan belegging: 'n Nasionale poging word belemmer

Die omvang van die vereiste beleggings is histories ongekend. Die elektrifisering van vervoer, nywerheid en geboue, die massiewe uitbreiding van windkrag en fotovoltaïese eenhede, en die integrasie van miljoene gedesentraliseerde produsente en verbruikers noodsaak 'n fundamentele transformasie van die hele netwerkinfrastruktuur. Teen 2033 verwag die 82 grootste verspreidingsnetwerkoperateurs 'n beleggingsvereiste van ongeveer €110 miljard vir netwerkuitbreiding alleen; teen 2045 sal hierdie vereiste styg tot ongeveer €207 miljard. As die beleggingsvereistes vir transmissie- en verspreidingsnetwerke tot 2045 bymekaar getel word, kom dit neer op 'n totaal van €651 miljard. Dit beteken dat die jaarlikse beleggingsvolume van ongeveer €15 miljard in 2023 tot ongeveer €34 miljard per jaar moet toeneem – 'n styging van 127 persent.

Die Duitse Vereniging van Energie- en Waterbedrywe (BDEW) spesifiseer die beleggingspad vir die nabye toekoms: In 2024 is ongeveer €13,4 miljard in transmissienetwerke en €8,6 miljard in verspreidingsnetwerke belê, wat altesaam ongeveer €22 miljard beloop. Daar word geprojekteer dat hierdie syfers teen 2030 jaarliks ​​tot €16,4 miljard vir transmissienetwerke en €15,4 miljard vir verspreidingsnetwerke sal styg – 'n totaal van ongeveer €32 miljard. Gegewe die bestaande agterstand en die behoefte om teen 2030 sowat 9,3 miljoen bykomende netwerkgebruikers te integreer, bly die vraag: Waarom word die netwerkoperateurs se buitengewone winste nie in 'n aansienlik groter mate herbelê in die dringend benodigde uitbreiding nie?

Goedkeuringshindernisse en strukturele struikelblokke

Die verspreidingsnetwerkoperateurs is nie alleen te blameer nie. Die prentjie sou onvolledig wees sonder om die strukturele struikelblokke te noem wat netwerkuitbreiding vertraag, ongeag die operateurs se bereidwilligheid om te belê. Duitsland ly aan 'n chroniese permitprobleem wat alle infrastruktuursektore raak. Vir HVDC (hoëspanning-gelykstroom) lyne is die gemiddelde permittydperk ongeveer ses jaar vanaf die datum van aansoek; tesame met die wetlik verpligte beplanningstyd voor die aanvanklike aansoek, tel dit op ten minste 7,5 jaar. Vir konvensionele driefase-WS-lyne duur 'n permitproses gemiddeld vyf tot ses jaar.

Vir windturbines op land wat via die verspreidingsnetwerk gekoppel moet word, het die permitproses die afgelope tien jaar verdubbel, van ongeveer 13 maande tot soveel as 26 maande in 2023, voordat wetgewende veranderinge dit tot 'n gemiddeld van 17 maande in 2025 verminder het. Dit toon dat politieke wil inderdaad burokrasie kan verminder. Hierdie wil is egter oneweredig versprei en is nie te lank op die netwerkuitbreiding self toegepas nie. Terwyl windkragpermitte versnel is, bly interne prosesse by netwerkoperateurs van die mees algemene oorsake van vertragings – die 26 persent van die vertraagde beleggingsvolume wat die operateurs self as "interne redes" noem.

Die aansporingsreguleringstelsel: goeie konsep, swak implementering

Die fundamentele beginsel van aansporingsregulering is goed gegrond: In plaas daarvan om 'n netwerkoperateur se werklike koste ten volle te vergoed – wat enige druk vir doeltreffendheid sou uitskakel – stel die Federale Netwerkagentskap 'n inkomsteplafon vas. Indien 'n netwerkoperateur meer doeltreffend werk as wat die regulatoriese aannames toelaat, kan hy die verskil hou. Hierdie meganisme is bedoel om aansporings vir kostevermindering te skep. In teorie is dit 'n elegante instrument. In die praktyk het dit egter 'n ongewenste newe-effek opgelewer: Dit beloon nie noodwendig belegging en diensgehalte nie, maar eerder koste-optimalisering en – waar moontlik – rekeningkundige vindingrykheid.

Die Federale Netwerkagentskap se voortgesette hervormingsprojek, intern bekend as die NEST-proses (New Revenue Cap System and Increase), was bedoel om hierdie stelsel te verbeter vir die vyfde regulatoriese periode wat in 2029 begin. Die resultate wat deur die agentskap in Desember 2025 aangebied is, het egter beide die bedryf en verbruikersverenigings teleurgestel. Die Duitse Vereniging van Energie- en Waterbedrywe (BDEW) het die beplande veranderinge gekritiseer en gesê dat dit strukturele agteruitgang in vergelyking met die status quo bevat, wat die beleggings- en prestasiekapasiteit van netwerkoperateurs verswak. Volgens BDEW-berekeninge verwag die bedryf inkomsteverliese van €3,5 miljard in die elektrisiteitsektor en €1,5 miljard in die gassektor oor die hele regulatoriese periode as gevolg van die nuwe metodologie. Die Vereniging van Munisipale Ondernemings (VKU) het die bepalings beskryf as "teleurstellend en heeltemal onvoldoende vir die huidige en toekomstige take van verspreidingsnetwerkoperateurs.".

Een spesifieke punt van kritiek het betrekking op die metodologie vir die berekening van die koste van skuld. Die Federale Netwerkagentskap hou by 'n vaste sewejaarperiode vir die bepaling van die koste van skuld, in plaas daarvan om 'n dinamiese model te gebruik. Dit bedreig netwerkoperateurs met strukturele tekorte in die herfinansiering van hul beleggings gedurende die komende regulatoriese periode van 2029 tot 2033. Terselfdertyd word kostestygings eers met 'n aansienlike tydsvertraging erken, wat druk plaas op die werklike winsgewendheid van netwerkoperateurs, veral gedurende periodes van hoë inflasie.

Bedryfsfokusareas: B2B, digitalisering (van KI tot XR), meganiese ingenieurswese, logistiek, hernubare energie en nywerheid

Meer inligting hier:

• Kundige Besigheidsentrum

'n Tematiese spilpunt wat insigte en kundigheid bied:

• Kennisplatform wat globale en streeksekonomieë, innovasie en bedryfspesifieke tendense dek
• 'n Versameling van ontledings, insigte en agtergrondinligting uit ons belangrikste fokusgebiede
• 'n Plek vir kundigheid en inligting oor huidige ontwikkelinge in besigheid en tegnologie
• 'n Spoorpunt vir maatskappye wat inligting soek oor markte, digitalisering en bedryfsinnovasies

Regulatoriese ekwiteitsopbrengs in Europese vergelyking: 'n Paradoks

Op hierdie punt ontstaan ​​'n skynbaar onoplosbare paradoks. Aan die een kant behaal Duitse netwerkoperateurs in die praktyk buitengewoon hoë opbrengste onder handelsreg. Aan die ander kant is die aandele-opbrengs van 4,28 persent na belasting, soos bepaal deur die Federale Netwerkagentskap, volgens die Duitse Vereniging van Energie- en Waterbedrywe (BDEW) aan die onderkant van die Europese reeks – die EU-gemiddelde is 6,65 persent. Hierdie skynbaar teenstrydige situasie word verklaar deur die strukturele verskil tussen regulatoriese en kommersiële opbrengste, soos reeds beskryf. Die regulatoriese opbrengs is 'n teiken wat deur die owerhede gestel word, nie 'n markprys nie; die kommersiële opbrengs weerspieël egter die werklike sake-realiteit, wat as gevolg van koste-optimalisering, rekeningkundige besluite en sistemiese skuiwergate aansienlik hoër as hierdie teikenwaarde kan wees.

Dit bied 'n strategiese probleem vir die komende netwerkuitbreiding: Die mobilisering van die nodige private kapitaal vereis dat institusionele beleggers – pensioenfondse, infrastruktuurfondse en versekeringsmaatskappye – voldoende aantreklike risiko-aangepaste opbrengste kan verwag. Ekonome skat dat die regulatoriese opbrengs op ekwiteit tot ten minste 8,7 persent voor belasting sal moet styg om die helfte van die vereiste bykomende ekwiteit van institusionele beleggers te mobiliseer. Hierdie syfer is ver bo die tans vasgestelde koers. Terselfdertyd genereer bestaande netwerkoperateurs reeds opbrengste wat hierdie teikenwaarde ver oorskry deur inherente sistemiese meganismes – net nie via die regulatoriese berekeningsmetode nie, maar eerder deur rekeningkundige en strukturele optimalisering.

Herversending: Die onsigbare koste-enjin van 'n oorlaaide netwerk

Nog 'n dikwels onderskatte aspek van die netwerkprobleem is die sogenaamde herversendingskoste. Wanneer die netwerk sy kapasiteitslimiete bereik en elektrisiteit nie van produsente na verbruikers vervoer kan word nie, moet netwerkoperateurs in die mark ingryp: elektrisiteitsopwekking in oorbelaste streke word versmoor, terwyl dit in onderbediende streke verhoog word. Hierdie maatreëls kos geld – en baie daarvan. Die totale koste van netwerkopeenhopingsbestuur het in 2024 ongeveer €2,776 miljard beloop. Hoewel dit 17 persent minder is as die vorige jaar (2023: €3,335 miljard), verteenwoordig dit steeds 'n jaarlikse ekonomiese las in die miljarde, wat direk voortspruit uit die strukturele tekort in netwerkuitbreiding. Ongeveer 74 persent van alle knelpunte in 2024 was in die transmissienetwerk – dit wil sê die belangrikste elektrisiteitskorridors wat veronderstel is om windkrag van die noorde en ooste na die verbruiksentrums in die suide en weste te vervoer.

Die wortel van die probleem lê in 'n politieke wanopvatting wat jare lank voortgeduur het: die besluit om transmissielyne soos SuedLink as duur ondergrondse kabels te bou in plaas van meer koste-effektiewe oorhoofse lyne, het die voltooiing met jare vertraag en die projek se koste aansienlik verhoog. Hierdie polities gemotiveerde toegewing aan landskapbeskerming het die koste op alle elektrisiteitsverbruikers afgeskuif sonder om die onderliggende kapasiteitsprobleem op te los. Op die verspreidingsnetwerkvlak, volgens 'n AFRY-verslag, blokkeer die agterstand in netwerkuitbreiding hernubare energieprojekte met 'n totale kapasiteit van 140 gigawatt en batterybergingsprojekte met 130 gigawatt – 'n blokkering van beleggings wat €45 miljard beloop.

Netwerkkoste as 'n nywerheidsbeleidrem

Die gevolge van oormatige netwerkfooie en 'n onvoldoende ontwikkelde netwerk is nie beperk tot huishoudelike elektrisiteitsrekeninge nie. Dit het 'n ernstige nywerheidsbeleidsprobleem geword. Energie-intensiewe nywerhede wat in Duitsland produseer, neem die hoë netwerkkoste direk in hul kosteberekeninge in. Vanaf Januarie 2024 het die groot transmissiestelseloperateurs 6,43 sent per kilowattuur in netwerkfooie gehef – 'n verdubbeling binne maande. Terwyl spesiale regulasies vir groot verbruikers met individuele netwerkfooie kragtens Artikel 19 van die Elektrisiteitsnetfooi-ordonnansie behou is, en die federale regering verskeie verligtingsmaatreëls aangeneem het, insluitend subsidies van die Klimaat- en Transformasiefonds van altesaam €26 miljard om transmissienetfooie oor die volgende vier jaar te verminder, verlig hierdie maatreëls slegs die simptome sonder om die oorsaak aan te spreek.

Vir klein en mediumgrootte ondernemings (KMO's) en mediumgrootte industriële maatskappye wat nie onder die vrystellingskriteria val nie, bly die kostelas hoog. Die Instituut vir Makro-ekonomie en Bedryfsiklusnavorsing (IMK) van die Hans Böckler-stigting beklemtoon dat die jaarlikse beleggingsvolume vir elektrisiteitsnetwerke van ongeveer €15 miljard in 2023 tot ongeveer €34 miljard moet styg om die energie-oorgang moontlik te maak – andersins sal die vertraagde uitbreiding die algehele koste van die bereiking van klimaatsneutraliteit verhoog en die mededingendheid van Duitsland as 'n sakeplek in gevaar stel. Vertragings in netwerkuitbreiding is nie 'n abstrakte beplanningsfaktor nie, maar het konkrete gevolge vir maatskappye: hoër produksiekoste, onsekerheid in beleggingsbesluite, en, in die ergste geval, verskuiwing na streke met beter ontwikkelde energie-infrastruktuur.

Die belangrikste hervorming: Wat AgNes en die nuwe vergoedingstelsel beoog om te bring

Vir 2029 beplan die Federale Netwerkagentskap die belangrikste hervorming van die elektrisiteitsnetwerkfooistruktuur in twintig jaar. Onder die akroniem AgNes (Algemene Netwerkfooistelsel vir Elektrisiteit) word 'n nuwe struktuur ontwikkel wat ongeveer €37 miljard in jaarlikse netwerkkoste tussen huishoudings en besighede sal herverdeel vanaf 2029. Die huidige Elektrisiteitsnetfooi-ordonnansie, wat die basiese reëls vir die verspreiding van hierdie koste sedert 2005 gedefinieer het, verval aan die einde van 2028. Die hervorming het ten doel om kostetoewysing te moderniseer, aansporings vir buigsame netwerkgebruik te versterk en die groeiende streekswanbalanse wat al jare lank voortduur, te versag.

Die reeds geïmplementeerde kostedelingsmeganisme vir netwerkgebiede met bogemiddelde belastings – veral in die winderige noorde en ooste van Duitsland – is 'n eerste stap in hierdie rigting. Vanaf 2025 sal ongeveer 26 direk in aanmerking komende netwerkoperateurs voordeel trek uit die Federale Netwerkagentskap se besluit in Augustus 2024; in die bevoordeelde streke sal netwerkfooie met tot 39 persent daal, wat neerkom op besparings van tot €192 per jaar vir 'n gemiddelde huishouding. Nietemin waarsku wetenskaplikes van die Federale Omgewingsagentskap dat hierdie gedeeltelike vergoeding slegs 'n tussentydse stap is – op die lang termyn sal eenvormige netwerkfooie regoor Duitsland 'n billike verspreiding verseker, beter as 'n lappieskombers-kostedelingsmeganisme.

Die strukturele dilemma: Tussen beleggingsaansporings en verbruikersbeskerming

Die politieke en regulatoriese debat draai uiteindelik om 'n fundamentele dilemma: Diegene wat wil hê dat private maatskappye honderde miljarde euro's in noodsaaklike sosiale infrastruktuur moet belê, moet hulle voldoende aantreklike opbrengste bied. Diegene wat buitensporig hoë opbrengste toelaat, plaas egter 'n onnodige las op verbruikers en die industrie en subsidieer effektief winste wat deur monopolie gegenereer word, nie deur prestasie nie. Die Duitse regulatoriese stelsel het nog nie 'n bevredigende oplossing vir hierdie balanseertoertjie gevind nie.

Die huidige data spreek vanself: Die opbrengste van verspreidingsnetwerkoperateurs oortref die regulatoriese vereistes verreweg. Terselfdertyd voldoen die netwerk self in baie gebiede nie aan standaarde nie. Die logiese gevolgtrekking wat deur die BNE (Duitse Vereniging van Netwerkoperateurs) gemaak word, is die volgende: Wanneer oortollige opbrengste en 'n agterstand in belegging gelyktydig voorkom, is daar iets verkeerd met die regulatoriese raamwerk. Óf meganismes wat winste konsekwent aan beleggingsprestasie koppel, ontbreek, óf bestaande skuiwergate laat winste toe wat niks met werklike netwerkbelegging te doen het nie.

Een hervormingsopsie wat deur die BNE (Duitse Vereniging van Energie- en Waternywerhede) geëis word en in die NEST-proses bespreek word, is sogenaamde prestasiegebaseerde opbrengste: Die toelaatbare opbrengs op ekwiteit styg of daal afhangende van of 'n netwerkoperateur werklik voorafbepaalde uitbreidingsteikens en kwaliteitsstandaarde bereik. Sulke uitsetgebaseerde regulatoriese modelle is in ander lande getoets en kan help om die wanbalans tussen opbrengs en prestasie reg te stel. Die BDEW (Duitse Vereniging van Energie- en Waternywerhede) en VKU (Vereniging van Munisipale Ondernemings) kritiseer albei die feit dat die Federale Netwerkagentskap hierdie benadering nog nie voldoende in die NEST-proses geïmplementeer het nie.

Markstruktuur en eienaarskap: Munisipale nutsdienste in die skaduwee van die winsbejagter

Nog 'n aspek verdien aandag: Wie besit eintlik die winsgewendste netwerkoperateurs? EWE Netz is 'n filiaal van die EWE Groep, wat meerderheidsbesit is deur munisipaliteite in Nedersakse en Bremen. Westnetz behoort aan die RWE Groep, en Bayernwerk Netz aan die Beierse energiemaatskappy E.ON. Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom is 'n filiaal van enviaM, wat weer meerderheidsbesit is deur E.ON. Die buitengewone winste vloei dus tot 'n aansienlike mate in die koffers van energiemaatskappye en – in die geval van munisipaal bedryfde nutsdienste – in munisipale begrotings. Dit maak die politieke debat rondom regulatoriese hervorming delikaat: Munisipaliteite wat voordeel trek uit netwerkinkomste, het 'n strukturele belang daarby om te verseker dat regulering nie te streng is nie. Die skeiding tussen munisipale infrastruktuurbelange en privaatsektor-winsbelange is nog nooit ten volle in die Duitse energiesektor bereik nie.

Wat moet nou gedoen word

Die ontleding toon dat die Duitse elektrisiteitsnetwerkstelsel by 'n kruispad is. Aan die een kant is daar 'n regulatoriese raamwerk wat in effek oortollige opbrengste sonder proporsionele belegging moontlik maak. Aan die ander kant is daar 'n reuse-beleggingsbehoefte wat nie sonder betroubare en billike regulering nagekom kan word nie. Verskeie maatreëls is nodig om 'n lewensvatbare uitweg uit hierdie dilemma te vind.

Eerstens is groter deursigtigheid nodig: Die opbrengste van netwerkoperateurs kragtens handelsreg moet sistematies en in die openbaar vergelyk word met die opbrengste wat kragtens regulatoriese wetgewing toegelaat word. Tot dusver was hierdie analise slegs moontlik deur middel van duur balansstaatstudies deur die Duitse Federale Netwerkagentskap (BNE) – dit behoort 'n verpligte komponent van regulatoriese verslagdoening te wees. Tweedens moet opbrengste meer konsekwent aan prestasie gekoppel word: Netwerkoperateurs wat nie hul uitbreidingsteikens bereik nie, behoort nie geregtig te wees op die volle regulatoriese opbrengs nie. Derdens moet die goedkeuringsproses vir netwerkprojekte verder versnel word – Duitsland het hier vordering getoon deur die goedkeuringstyd vir windkrag te verminder, vordering wat nou op netwerkuitbreidingsprojekte toegepas moet word. Vierdens moet kapitaalstruktuuroptimalisering, wat opgeblase opbrengste op 'n rekeningkundige basis genereer, beperk word deur middel van geteikende regulatoriese aanpassings.

Die energie-oorgang staan ​​of val met die elektrisiteitsnetwerk. Dit is die lewensaar van die toekomstige ekonomie. Dit is geen toeval dat die einste maatskappye wat toevertrou is met die bedryf en uitbreiding van hierdie lewensaar tans rekordbrekende winste maak, terwyl 40 000 energieprojekte wag op netwerkaansluiting en herversendingskoste in die miljarde die publiek belas. Dit is die voorspelbare gevolg van 'n regulatoriese stelsel wat deur briljante denkers ontwerp is en vervolgens tot hul voordeel uitgebuit word deur ewe skerpsinnige spelers. Die vraag is nie of hervormings nodig is nie. Die vraag is hoe lank dit politici sal neem om dit te implementeer.