Monopolní zisky v elektrické síti: Jak provozovatelé sítí vydělávají peníze, zatímco energetická transformace čeká

Energetická transformace pozastavena: Jak stát přináší provozovatelům sítí vysněné výnosy

Miliardové zisky navzdory zchátralým sítím: Absurdní obchodní model dodavatelů elektřiny

Německé elektrické sítě jsou úzkým hrdlem energetické transformace – zastaralé, přetížené a masivně zvyšují náklady pro domácnosti i průmysl. Přestože desítky tisíc větrných turbín, solárních panelů a úložišť energie čekají ve frontě na připojení k síti, provozovatelé těchto sítí uzavírají obchody, které se vyplatí na celý život. Díky nedokonalému regulačnímu systému a naprosté absenci konkurence dosahují regionální monopolisté návratnosti vlastního kapitálu až 50 procent. Jak je možné, že jedno odvětví dosahuje takových zisků, zatímco kritická infrastruktura země stagnuje? Vyšetřování bludiště poplatků za elektrickou síť odhaluje, že nakonec účtují spotřebitelé – a systém chrání ty, kteří profitují.

Když se ze sítě stane dojná kráva – a nikdo ji neopraví

40 000 zablokovaných projektů: Obscénní zisky německých monopolních dodavatelů elektrické energie

Každý, kdo si přečte účetní závěrky největších německých provozovatelů distribučních sítí pro elektrickou energii z jara 2026, bude ohromen. Ne ztrátami, ale hojnými zisky. Podle analýzy Německé asociace pro nový energetický průmysl (BNE), kterou měl Zeitmagazin k dispozici, činila průměrná návratnost vlastního kapitálu 18 největších regionálních provozovatelů elektrických sítí v roce 2024 pozoruhodných 30,1 procenta. Nejde o odchylku, ale o vyvrcholení pokračujícího trendu: Již v roce 2023 činila průměrná návratnost vlastního kapitálu (podle obchodního práva) 15 největších zkoumaných provozovatelů distribučních sítí 20,2 procenta, jak BNE zjistila na základě analýzy rozvah společností za období 2019 až 2023. Jednotlivé společnosti tyto hodnoty mnohonásobně překročily. EWE Netz dosáhla v roce 2023 návratnosti 50 procent, Pfalzwerke Netz 38 až 39 procent a Westnetz 27 procent. V roce 2024 podle BNE stoupla návratnost Westnetz dokonce na 45 procent, Bayernwerk Netz dosáhl 38 procent a Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom 43 procent.

Tato čísla nejsou jen ekonomicky pozoruhodná – jsou také politicky výbušná. Zároveň jsou velké části německé elektrické sítě beznadějně přetížené, zastaralé a beznadějně zahlcené nárůstem využívání obnovitelných zdrojů energie. Na připojení k síti čeká v Německu přibližně 40 000 projektů, včetně větrných elektráren, solárních elektráren a bateriových úložišť s celkovou kapacitou 140 gigawattů. Odborníci odhadují potřebu rozšíření distribuční sítě do roku 2045 na přibližně 323 miliard eur a pro přenosovou síť na dalších 328 miliard eur – celkem tedy přibližně 651 miliard eur. A přesto: společnosti, kterým společnost svěřila odpovědnost za tuto kritickou infrastrukturu, generují výnosy, za které by se mohly zahanbit i úspěšné technologické společnosti.

Obchodní model: Zisk bez konkurenčního tlaku

Abychom pochopili, jak mohou provozovatelé sítí dosáhnout takových výnosů, musíme pochopit podstatu jejich obchodního modelu. Elektrické sítě jsou tzv. přirozené monopoly. Bylo by ekonomicky iracionální a technicky nesmyslné budovat konkurenční přenosové sítě ve městě nebo regionu. Spotřebitelé si jednoduše nemají na výběr, co se týče provozovatele sítě – platí síťové poplatky toho, v jehož oblasti pokrytí žijí. Síťový poplatek, který platí domácnosti, podniky a průmysl za přenos elektřiny, tvoří přibližně jednu třetinu celkového účtu za elektřinu pro soukromé spotřebitele. Síťové poplatky se dělí na poplatky za přenosovou síť, které vybírají čtyři hlavní provozovatelé přenosových soustav a představují přibližně 30 procent nákladů na síť, a poplatky za distribuční síť, které vybírá 866 regionální provozovatelé distribučních soustav a které tvoří přibližně 70 procent.

Protože konkurence nefunguje, stát reguluje zisky, kterých lze dosáhnout. Federální agentura pro sítě stanoví pro každé regulační období tzv. stropy příjmů, z nichž se odvozují povolené síťové poplatky. Ústředním prvkem tohoto systému je imputovaná návratnost vlastního kapitálu: ta určuje, jaké návratnosti může provozovatel sítě dosáhnout z investovaného vlastního kapitálu, a je zahrnuta jako nákladová položka ve výpočtu síťových poplatků. V aktuálním čtvrtém regulačním období, které platí pro elektrické sítě od roku 2024 do roku 2028, byla tato úroková sazba stanovena na 4,13 procenta po zdanění, s vyšší sazbou 5,07 procenta pro nové investice. To zní jako mírná a spravedlivá regulace. Realita je však jiná.

Rozdíl mezi regulací a realitou

Jak je možné, že společnosti s regulačními předpisy schválenou návratností vlastního kapitálu ve výši kolem 4 až 5 procent ve skutečnosti dosahují návratnosti 20, 30 nebo dokonce 50 procent? Odpověď spočívá ve významném rozdílu mezi tím, co předpisy stanoví, a tím, co se skutečně objevuje v rozvahách. Regulační předpisy vypočítávají návratnost vlastního kapitálu na základě tzv. imputovaného vlastního kapitálu – standardizované hodnoty založené na historických pořizovacích nákladech a definované kapitálové struktuře. Návratnost vlastního kapitálu podle obchodního práva však vztahuje čistý zisk ke skutečnému vlastnímu kapitálu vykázanému v rozvaze společnosti – a ten může být strukturálně mnohem nižší než imputovaný dlouhodobý majetek.

Tato účetní nesrovnalost vysvětluje část rozdílu, ale není to jediné vysvětlení. BNE (Německá asociace provozovatelů sítí) také obviňuje vyšetřované provozovatele sítí ze specifických praktik, které systematicky zneužívají regulační systém k dosažení vyšších zisků. Patří mezi ně umělé navyšování nákladů v základním roce regulačního období, dvojí uplatňování inflačních úprav a – obzvláště explozivní – započítávání daně z příjmu do síťových poplatků, přestože tato daň ve skutečnosti není zaplacena nebo není zaplacena v plné výši. Podle odhadů provozovatelé distribučních sítí zatěžují své zákazníky ročně přibližně 400 miliony eur na vypočítané dani z příjmu, z čehož značná část jednoduše zůstává v systému obcí, aniž by byla skutečně zaplacena. Generální ředitel BNE Robert Busch to shrnul: Pokud provozovatelé sítí mohou dosáhnout tak vysokých výnosů, pak je s regulačním rámcem něco zásadně špatně.

Spotřebitelé platí účet

To, co zní jako technický žargon regulačních orgánů, má přímé finanční důsledky pro miliony domácností a podniků v Německu. Poplatky za síť nejsou abstraktní položkou na účtu za energie – tvoří významnou část měsíčního účtu za elektřinu a v posledních letech se staly citelnou zátěží pro mnoho domácností a malých a středních podniků. Jen od roku 2023 do roku 2024 se poplatky za síť pro rezidenční zákazníky s typickou roční spotřebou 3 500 kilowatthodin zvýšily přibližně o 10,6 procenta – z průměrných 341 eur na 377 eur čistého ročně. V některých regionech, jako je Bavorsko, dosáhl nárůst až 17 procent.

Při pohledu na přenosové sítě je situace ještě dramatičtější: Čtyři hlavní provozovatelé přenosových soustav, 50Hertz, Amprion, TenneT a TransnetBW, zdvojnásobili k 1. lednu 2024 své poplatky za síť z 3,12 centů za kilowatthodinu na 6,43 centu – což je přímý důsledek zrušení vládních dotací z Fondu pro klima a transformaci. Pro domácnosti to znamenalo okamžitý nárůst nákladů na elektřinu, který nebyl kompenzován žádným zlepšením účinnosti ani konkurenčním tlakem. Od roku 2025 Federální agentura pro sítě poskytovala částečnou kompenzaci těm regionům, kde poplatky za síť prudce vzrostly v důsledku masivního rozšíření obnovitelných zdrojů energie – nový mechanismus převodu s předpokládanou částkou převodu 2,4 miliardy eur pro rok 2025 nyní rozděluje náklady šířeji. Výsledkem je však to, že průměrná domácnost mimo regiony, které z ní mají prospěch, bude i nadále čelit dodatečným nákladům ve výši přibližně 21 eur ročně, zatímco zisky ze sítě zůstanou nezmenšené.

Paradoxní simultánnost: rekordní návraty, rekordní zpoždění

Asi nejexplozivnějším aspektem tohoto příběhu není samotný rozsah výnosů, ale jejich současný výskyt spolu s masivním investičním nevyřízeným obdobím. Společnosti generující takto mimořádně vysoké zisky by teoreticky měly investovat značné prostředky do vlastní infrastruktury. Realita však ukazuje jiný obraz. Podle zákonem nařízených plánů rozšíření sítě na rok 2024, které v dubnu 2024 zveřejnilo 82 největších provozovatelů distribučních sítí, bylo přibližně 24 procent projektů vysokého napětí a projektů rozvoden vysokého až středního napětí již k 31. prosinci 2023 zpožděno, měřeno objemem investic. Provozovatelé sítí uvádějí jako hlavní důvody těchto zpoždění interní faktory (26 procent dotčeného objemu investic), povolovací procesy (17 procent), úzká místa v dodávkách a externí faktory.

Toto investiční zpoždění není abstraktním problémem. Má konkrétní, závažné ekonomické důsledky. Konzultační firma AFRY odhaduje objem investic, které v současné době v Německu nelze realizovat kvůli nedostatku kapacity sítě, na 45 miliard eur. Ve frontě na připojení je přibližně 40 000 projektů – na připojení k síti čekají zařízení na výrobu energie z obnovitelných zdrojů a skladování elektřiny s celkovou kapacitou 270 gigawattů. Průmyslový park v Rommerskirchenu v Porýní tento problém dokonale ilustruje: Průmyslový park, který se nachází přímo vedle vedení vysokého napětí, přesto čeká na dostatečné připojení k elektrické síti, jelikož společnost Westnetz uvádí, že kapacita distribuční sítě 110 kV je téměř vyčerpána – připojení by se mohlo odložit až do 30. let 21. století. Společnosti, které se snaží v Německu růst a investovat, se tak potýkají se strukturálním limitem svého růstu.

Potřeba investic: Celostátní úsilí je brzděno

Rozsah požadovaných investic je historicky bezprecedentní. Elektrifikace dopravy, průmyslu a budov, masivní rozšíření větrné energie a fotovoltaiky a integrace milionů decentralizovaných výrobců a spotřebitelů vyžadují zásadní transformaci celé rozvodné infrastruktury. Do roku 2033 očekává 82 největších provozovatelů distribučních sítí investiční potřebu ve výši přibližně 110 miliard eur jen na rozšíření sítě; do roku 2045 se tato potřeba zvýší na přibližně 207 miliard eur. Sečtením investičních potřeb pro přenosové a distribuční sítě do roku 2045 se celková částka vyšplhá na 651 miliard eur. To znamená, že roční objem investic se musí zvýšit z přibližně 15 miliard eur v roce 2023 na přibližně 34 miliard eur ročně – což představuje nárůst o 127 procent.

Německý svaz energetického a vodohospodářského průmyslu (BDEW) specifikuje investiční cestu pro blízkou budoucnost: V roce 2024 bylo do přenosových sítí investováno přibližně 13,4 miliardy eur a do distribučních sítí 8,6 miliardy eur, což celkem činí zhruba 22 miliard eur. Předpokládá se, že tato čísla do roku 2030 vzrostou na 16,4 miliardy eur ročně pro přenosové sítě a 15,4 miliardy eur pro distribuční sítě – celkem tedy přibližně 32 miliard eur. Vzhledem k existujícímu objemu zakázek a potřebě integrovat do roku 2030 dalších přibližně 9,3 milionu uživatelů sítě zůstává otázkou: Proč se mimořádné zisky provozovatelů sítí v podstatně větší míře nereinvestují do naléhavě potřebné expanze?

Překážky schvalování a strukturální bariéry

Provozovatelé distribučních sítí nenesou výhradní vinu. Obraz by byl neúplný bez zmínky o strukturálních překážkách, které zpožďují rozšiřování sítě, bez ohledu na ochotu provozovatelů investovat. Německo trpí chronickým problémem s povolováním, který postihuje všechna odvětví infrastruktury. U vedení HVDC (vysokonapěťového stejnosměrného proudu) je průměrná doba pro získání povolení přibližně šest let od data žádosti; spolu s zákonem stanovenou dobou plánování před podáním první žádosti to činí nejméně 7,5 roku. U konvenčních třífázových vedení střídavého proudu trvá proces povolování v průměru pět až šest let.

U větrných turbín na pevnině, které je třeba připojit přes distribuční síť, se proces povolování za posledních deset let zdvojnásobil, z přibližně 13 měsíců na až 26 měsíců v roce 2023, než jej legislativní změny zkrátily na průměrných 17 měsíců v roce 2025. To ukazuje, že politická vůle skutečně může snížit byrokracii. Tato vůle je však nerovnoměrně rozložena a příliš dlouho se neuplatňovala při samotném rozšiřování sítě. I když se povolení pro větrnou energii urychlila, interní procesy u provozovatelů sítí zůstávají mezi nejčastějšími příčinami zpoždění – 26 procent zpožděného objemu investic, které sami provozovatelé uvádějí jako „interní důvody“.

Systém regulace pobídek: dobrý koncept, špatná implementace

Základní princip regulace pobídek je dobře opodstatněný: Federální agentura pro sítě místo plné úhrady skutečných nákladů provozovatele sítě – což by eliminovalo jakýkoli tlak na efektivitu – stanoví strop příjmů. Pokud provozovatel sítě pracuje efektivněji, než mu dovolují regulační předpoklady, rozdíl si ponechá. Tento mechanismus má za cíl vytvořit pobídky ke snižování nákladů. Teoreticky se jedná o elegantní nástroj. V praxi však vyvolal nežádoucí vedlejší účinek: Neodměňuje nutně investice a kvalitu služeb, ale spíše optimalizaci nákladů a – kde je to možné – účetní vynalézavost.

Probíhající reformní projekt Federální agentury pro sítě, interně známý jako proces NEST (New Revenue Cap System and Increase), měl tento systém vylepšit pro páté regulační období počínaje rokem 2029. Výsledky, které agentura prezentovala v prosinci 2025, však zklamaly jak průmyslové, tak spotřebitelské sdružení. Německý svaz energetického a vodohospodářského průmyslu (BDEW) plánované změny kritizoval s tím, že obsahují strukturální zhoršení oproti současnému stavu, což oslabuje investiční a výkonnostní kapacitu provozovatelů sítí. Podle výpočtů BDEW očekává odvětví v důsledku nové metodiky ztráty příjmů ve výši 3,5 miliardy eur v sektoru elektřiny a 1,5 miliardy eur v sektoru plynu za celé regulační období. Svaz komunálních podniků (VKU) označil tato ustanovení za „zklamání a zcela nedostatečná pro současné i budoucí úkoly provozovatelů distribučních sítí“.

Jeden konkrétní bod kritiky se týká metodiky výpočtu nákladů na dluh. Federální síťová agentura se pro stanovení nákladů na dluh drží pevně stanoveného sedmiletého období namísto použití dynamického modelu. To ohrožuje provozovatele sítí strukturálními nedostatky v refinancování jejich investic během nadcházejícího regulačního období od roku 2029 do roku 2033. Zároveň je nárůst nákladů zaznamenán až se značným časovým zpožděním, což vyvíjí tlak na skutečnou ziskovost provozovatelů sítí, zejména v obdobích vysoké inflace.

Naše odborné znalosti v oblasti rozvoje podnikání, prodeje a marketingu v EU a Německu - Obrázek: Xpert.Digital

Oblasti zájmu v průmyslu: B2B, digitalizace (od AI po XR), strojírenství, logistika, obnovitelné zdroje energie a průmysl

Více informací zde:

• Centrum pro expertní podnikání

Tematické centrum nabízející poznatky a odborné znalosti:

• Znalostní platforma zahrnující globální a regionální ekonomiky, inovace a trendy specifické pro dané odvětví
• Soubor analýz, poznatků a podkladových informací z našich klíčových oblastí zaměření
• Místo pro odborné znalosti a informace o aktuálním vývoji v oblasti podnikání a technologií
• Centrum pro firmy hledající informace o trzích, digitalizaci a inovacích v oboru

Návratnost regulačního kapitálu v evropském srovnání: Paradox

V tomto bodě vzniká zdánlivě neřešitelný paradox. Na jedné straně dosahují němečtí provozovatelé sítí v praxi mimořádně vysokých výnosů podle obchodního práva. Na druhou stranu se výnosnost vlastního kapitálu ve výši 4,28 procenta po zdanění, jak ji stanoví Federální síťový úřad, nachází podle Německého svazu energetického a vodohospodářského průmyslu (BDEW) na spodní hranici evropského rozmezí – průměr EU je 6,65 procenta. Tato zdánlivě protichůdná situace je vysvětlena strukturálním rozdílem mezi regulačními a komerčními výnosy, jak již bylo popsáno. Regulační výnos je cílem stanoveným úřady, nikoli tržní cenou; komerční výnos však odráží skutečnou obchodní realitu, která může být v důsledku optimalizace nákladů, účetních rozhodnutí a systémových mezer výrazně vyšší než tato cílová hodnota.

To představuje strategický problém pro nadcházející rozšíření sítě: Mobilizace potřebného soukromého kapitálu vyžaduje, aby institucionální investoři – penzijní fondy, infrastrukturní fondy a pojišťovny – mohli očekávat dostatečně atraktivní výnosy upravené o riziko. Ekonomové odhadují, že regulační návratnost vlastního kapitálu by musela vzrůst alespoň na 8,7 procenta před zdaněním, aby se mobilizovala polovina požadovaného dodatečného vlastního kapitálu od institucionálních investorů. Toto číslo je výrazně vyšší než v současnosti stanovená sazba. Zároveň stávající provozovatelé sítě již generují výnosy, které tuto cílovou hodnotu daleko překračují, a to prostřednictvím inherentních systémových mechanismů – nikoli však prostřednictvím regulační metody výpočtu, ale spíše prostřednictvím účetní a strukturální optimalizace.

Redispečing: Neviditelný nákladový motor přetížené sítě

Dalším často podceňovaným aspektem problému se sítí jsou tzv. náklady na redispečink. Když síť dosáhne svých kapacitních limitů a elektřinu nelze přepravovat od výrobců ke spotřebitelům, provozovatelé sítí musí zasáhnout na trhu: výroba elektřiny v přetížených regionech je omezena, zatímco v nedostatečně obsloužených regionech je zvýšena. Tato opatření stojí peníze – a to hodně. Celkové náklady na řízení přetížení sítě dosáhly v roce 2024 přibližně 2,776 miliardy eur. I když je to o 17 procent méně než v předchozím roce (2023: 3,335 miliardy eur), stále to představuje roční ekonomickou zátěž v řádu miliard, která přímo vyplývá ze strukturálního deficitu v rozšiřování sítě. Přibližně 74 procent všech úzkých míst v roce 2024 se nacházelo v přenosové síti – tedy v hlavních elektrických koridorech, které mají přepravovat větrnou energii ze severu a východu do center spotřeby na jihu a západě.

Kořen problému spočívá v politickém chybném úsudku, který přetrvával po léta: rozhodnutí postavit přenosová vedení, jako je SuedLink, jako drahé podzemní kabely namísto nákladově efektivnějších nadzemních vedení, zpozdilo dokončení o několik let a výrazně zvýšilo náklady projektu. Tento politicky motivovaný ústupek ochraně krajiny přesunul náklady na všechny spotřebitele elektřiny, aniž by vyřešil základní problém s kapacitou. Na úrovni distribuční sítě blokuje podle zprávy AFRY zpoždění v rozšiřování sítě projekty obnovitelných zdrojů energie s celkovou kapacitou 140 gigawattů a projekty bateriových úložišť se 130 gigawatty – což představuje blokádu investic ve výši 45 miliard eur.

Síťové poplatky jako brzda průmyslové politiky

Dopady nadměrných poplatků za síť a nedostatečně rozvinuté sítě se neomezují pouze na účty za elektřinu v domácnostech. Staly se vážným problémem průmyslové politiky. Energeticky náročná odvětví, která vyrábějí v Německu, přímo zahrnují vysoké náklady na síť do svých kalkulací nákladů. Od ledna 2024 si hlavní provozovatelé přenosových soustav účtují poplatky za síť ve výši 6,43 centů za kilowatthodinu – což se během několika měsíců zdvojnásobilo. I když byla zachována zvláštní nařízení pro velké spotřebitele s individuálními poplatky za síť podle § 19 vyhlášky o poplatcích za elektrickou síť a spolková vláda přijala různá podpůrná opatření, včetně dotací z Fondu pro klima a transformaci v celkové výši 26 miliard eur na snížení poplatků za přenosovou síť v příštích čtyřech letech, tato opatření pouze zmírňují příznaky, aniž by řešila základní příčinu.

Pro malé a střední podniky (MSP) a střední průmyslové společnosti, které nespadají pod kritéria pro výjimku, zůstává nákladová zátěž vysoká. Institut pro makroekonomii a výzkum hospodářského cyklu (IMK) Nadace Hanse Böcklera zdůrazňuje, že roční objem investic do elektrických sítí se musí zvýšit z přibližně 15 miliard eur v roce 2023 na přibližně 34 miliard eur, aby se umožnila energetická transformace – jinak opožděná expanze zvýší celkové náklady na dosažení klimatické neutrality a ohrozí konkurenceschopnost Německa jako lokality pro podnikání. Zpoždění v rozšiřování sítě není abstraktním plánovacím faktorem, ale má pro společnosti konkrétní důsledky: vyšší výrobní náklady, nejistotu v investičních rozhodnutích a v nejhorším případě i přesun do regionů s lépe rozvinutou energetickou infrastrukturou.

Hlavní reforma: Co má AgNes a nový systém odměňování přinést

Federální síťová agentura plánuje pro rok 2029 nejvýznamnější reformu struktury poplatků za elektrickou síť za posledních dvacet let. Pod zkratkou AgNes (General Grid Fee System for Electricity) se vyvíjí nová struktura, která od roku 2029 přerozdělí mezi domácnosti a podniky roční náklady na síť ve výši přibližně 37 miliard eur. Současné nařízení o poplatcích za elektrickou síť, které od roku 2005 definuje základní pravidla pro rozdělování těchto nákladů, vyprší na konci roku 2028. Reforma si klade za cíl modernizovat alokaci nákladů, posílit pobídky pro flexibilní využívání sítě a zmírnit rostoucí regionální nerovnováhu, která přetrvává již léta.

Již zavedený mechanismus sdílení nákladů pro oblasti sítě s nadprůměrným zatížením – zejména na větrném severu a východě Německa – je prvním krokem tímto směrem. Od roku 2025 bude z rozhodnutí Federální agentury pro sítě ze srpna 2024 těžit přibližně 26 přímo oprávněných provozovatelů sítí; ve zvýhodněných regionech se poplatky za síť sníží až o 39 procent, což pro průměrnou domácnost znamená úsporu až 192 eur ročně. Vědci ze Federální agentury pro životní prostředí nicméně upozorňují, že tato částečná kompenzace je pouze prozatímním krokem – z dlouhodobého hlediska by jednotné poplatky za síť v celém Německu zajistily spravedlivé rozdělení lépe než nejednotný mechanismus sdílení nákladů.

Strukturální dilema: Mezi investičními pobídkami a ochranou spotřebitelů

Politická a regulační debata se nakonec točí kolem základního dilematu: Ti, kdo chtějí, aby soukromé společnosti investovaly stovky miliard eur do základní sociální infrastruktury, jim musí nabídnout dostatečně atraktivní výnosy. Ti, kdo však povolují nadměrně vysoké výnosy, však kladou nepřiměřenou zátěž na spotřebitele a průmysl a ve skutečnosti dotují zisky generované monopolem, nikoli výkonem. Německý regulační systém dosud nenalezl uspokojivé řešení tohoto vyvažování.

Aktuální data hovoří sama za sebe: Výnosy provozovatelů distribučních sítí daleko překračují regulační požadavky. Zároveň samotná síť v mnoha oblastech nedosahuje standardů. Logický závěr, který vyvozuje BNE (Německý svaz provozovatelů sítí), je tento: Pokud se současně objevují nadměrné výnosy a nahromadění investic, je s regulačním rámcem něco v nepořádku. Buď chybí mechanismy, které by důsledně propojovaly zisky s investiční výkonností, nebo existující mezery v zákonech umožňují zisky, které nemají nic společného se skutečnými investicemi do sítě.

Jednou z možností reformy, kterou požaduje BNE (Německý svaz energetického a vodohospodářského průmyslu) a která se projednává v procesu NEST, jsou tzv. výnosy založené na výkonu: Přípustná návratnost vlastního kapitálu se zvyšuje nebo snižuje v závislosti na tom, zda provozovatel sítě skutečně dosahuje předem definovaných cílů expanze a standardů kvality. Takové regulační modely založené na výkonu byly testovány v jiných zemích a mohly by pomoci napravit nerovnováhu mezi výnosem a výkonem. BDEW (Německý svaz energetického a vodohospodářského průmyslu) a VKU (Svaz komunálních podniků) kritizují skutečnost, že Federální agentura pro sítě tento přístup dosud dostatečně neimplementovala v procesu NEST.

Struktura trhu a vlastnictví: Městské podniky ve stínu spekulantů

Pozornost si zaslouží i další aspekt: ​​Kdo ve skutečnosti vlastní nejziskovější provozovatele sítí? EWE Netz je dceřinou společností skupiny EWE, jejíž většinovou částí jsou obce v Dolním Sasku a Brémách. Westnetz patří do skupiny RWE a Bayernwerk Netz do bavorské energetické společnosti E.ON. Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom je dceřinou společností enviaM, jejíž většinovou částí je E.ON. Mimořádné zisky tak do značné míry plynou do pokladen energetických společností a – v případě městských podniků – do městských rozpočtů. To činí politickou debatu kolem regulační reformy delikátní: Obce, které profitují z příjmů ze sítí, mají strukturální zájem na tom, aby regulace nebyla příliš přísná. Oddělení zájmů městské infrastruktury od zájmů soukromého sektoru na zisku nebylo v německém energetickém sektoru nikdy plně dosaženo.

Co je třeba udělat nyní

Analýza ukazuje, že německá elektrizační soustava se nachází na křižovatce. Na jedné straně existuje regulační rámec, který ve svém důsledku umožňuje nadměrné výnosy bez proporcionálních investic. Na druhé straně existuje obrovská investiční potřeba, kterou nelze uspokojit bez spolehlivé a spravedlivé regulace. K nalezení schůdného řešení tohoto dilematu je zapotřebí několik opatření.

Zaprvé je zapotřebí větší transparentnost: Výnosy provozovatelů sítí podle obchodního práva musí být systematicky a veřejně porovnávány s výnosy povolenými regulačními zákony. Doposud byla tato analýza možná pouze prostřednictvím nákladných bilančních studií prováděných německou Federální agenturou pro sítě (BNE) – měla by být povinnou součástí regulačního reportingu. Zadruhé, výnosy musí být důsledněji propojeny s výkonností: Provozovatelé sítí, kteří nesplní své cíle v oblasti expanze, by neměli mít nárok na plný regulační výnos. Zatřetí, proces schvalování síťových projektů musí být dále urychlen – Německo v této oblasti prokázalo pokrok zkrácením doby schvalování větrné energie, což je pokrok, který se nyní musí uplatnit i u projektů rozšiřování sítě. Začtvrté, optimalizace kapitálové struktury, která generuje nadsazené výnosy na účetním základě, by měla být omezena cílenými regulačními úpravami.

Energetická transformace stojí, nebo padá s elektrickou sítí. Je to životodárná míza budoucí ekonomiky. Není náhoda, že právě společnosti pověřené provozem a rozšiřováním této životodárné mízy v současné době sklízejí rekordní zisky, zatímco 40 000 energetických projektů čeká na připojení k síti a náklady na redispečink v řádu miliard zatěžují veřejnost. Je to předvídatelný výsledek regulačního systému navrženého brilantními mozky a následně zneužitého ve svůj prospěch stejně chytrými hráči. Otázkou není, zda jsou reformy nutné. Otázkou je, jak dlouho bude politikům trvat, než je zavedou.