Monopolprofit i elnettet: Hvordan netoperatører tjener penge, mens energiomstillingen venter

Energiomstillingen sat på pause: Hvordan staten giver netoperatører drømmeafkast

Milliarder i overskud trods forfaldne netværk: Elleverandørernes absurde forretningsmodel

Tysklands elnet er flaskehalsen i energiomstillingen – forældede, overbelastede og en massiv omkostningsdriver for husholdninger og industri. Men mens titusindvis af vindmøller, solpaneler og lagringsfaciliteter sidder fast i køen for at blive tilsluttet til nettet, indgår operatørerne af disse net deres livs handler. Takket være et mangelfuldt reguleringssystem og en fuldstændig mangel på konkurrence opnår regionale monopolister et afkast på op til 50 procent. Hvordan kan det være, at én branche håver så mange profitter ind, mens landets kritiske infrastruktur stagnerer? En undersøgelse af labyrinten af ​​elnetgebyrer afslører, at forbrugerne i sidste ende betaler regningen – og systemet beskytter profitmagerne.

Når nettet bliver til en malkeko – og ingen reparerer det

40.000 projekter blokeret: De uanstændige profitter fra Tysklands elnetmonopolister

Enhver, der læser regnskaberne for Tysklands største eldistributionsnetoperatører i foråret 2026, vil blive forbløffet. Ikke over tab, men over de store overskud. Ifølge en analyse fra den tyske sammenslutning af nye energiindustrier (BNE), som blev stillet til rådighed for Zeitmagazin, var den gennemsnitlige egenkapitalforrentning for de 18 største regionale elnetoperatører i 2024 bemærkelsesværdige 30,1 procent. Dette er ikke en outlier, men kulminationen af ​​en vedvarende tendens: Allerede i 2023 var den gennemsnitlige egenkapitalforrentning (ifølge handelsretten) for de 15 største undersøgte distributionsnetoperatører 20,2 procent, som BNE fastslår ud fra en analyse af virksomheders balancer for perioden 2019 til 2023. Individuelle virksomheder overgik disse tal mange gange. EWE Netz opnåede et afkast på 50 procent i 2023, Pfalzwerke Netz 38 til 39 procent og Westnetz 27 procent. I 2024 steg Westnetz' afkast ifølge BNE endda til 45 procent, Bayernwerk Netz opnåede 38 procent og Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom 43 procent.

Disse tal er ikke kun økonomisk bemærkelsesværdige – de er politisk eksplosive. Samtidig er store dele af Tysklands elnet håbløst overbelastet, forældet og håbløst overvældet af udbredelsen af ​​vedvarende energi. Omkring 40.000 projekter i hele Tyskland venter på nettilslutning, herunder vindmølleparker, solcelleanlæg og batterilagringsanlæg med en samlet kapacitet på 140 gigawatt. Eksperter anslår behovet for at udvide distributionsnettet inden 2045 til omkring 323 milliarder euro og for transmissionsnettet til yderligere 328 milliarder euro – i alt omkring 651 milliarder euro. Og alligevel: De virksomheder, som samfundet har betroet ansvaret for denne kritiske infrastruktur, genererer afkast, der ville bringe selv succesfulde teknologivirksomheder i skammeøjeblik.

Forretningsmodellen: Profit uden konkurrencepres

For at forstå, hvordan netværksoperatører kan opnå et sådant afkast, må man forstå karakteren af ​​deres forretningsmodel. Elnet er såkaldte naturlige monopoler. Det ville være økonomisk irrationelt og teknisk meningsløst at bygge konkurrerende transmissionsnet i en by eller region. Forbrugerne har simpelthen intet valg med hensyn til deres netværksoperatør – de betaler netværksafgifterne for den, i hvis dækningsområde de bor. Netværksafgiften, som private kunder, virksomheder og industrien betaler for transmission af elektricitet, tegner sig for omkring en tredjedel af den samlede elregning for private forbrugere. Netværksafgifterne er opdelt i transmissionsnetværksafgifter, der opkræves af de fire store transmissionssystemoperatører og repræsenterer omkring 30 procent af netværksomkostningerne, og distributionsnetværksafgifter, der opkræves af de 866 regionale distributionssystemoperatører, som tegner sig for cirka 70 procent.

Da konkurrence ikke fungerer, regulerer staten de overskud, der kan opnås. Det føderale netværksagentur (Federal Network Agency) fastsætter såkaldte indtægtslofter for hver reguleringsperiode, hvorfra de tilladte netafgifter udledes. Et centralt element i dette system er den imputerede egenkapitalforrentning: den dikterer, hvor meget afkast en netværksoperatør må opnå på den investerede egenkapital, og den indgår som en omkostningspost i beregningen af ​​netafgifterne. I den nuværende fjerde reguleringsperiode, der gælder for elnet fra 2024 til 2028, blev denne rente fastsat til 4,13 procent efter skat med en højere rente på 5,07 procent for nye investeringer. Dette lyder som en moderat og retfærdig regulering. Men virkeligheden er anderledes.

Kløften mellem regulering og virkelighed

Hvordan kan det være, at virksomheder med en regulatorisk godkendt egenkapitalforrentning på omkring 4 til 5 procent rent faktisk opnår et afkast på 20, 30 eller endda 50 procent? Svaret ligger i en betydelig forskel mellem, hvad reglerne fastsætter, og hvad der rent faktisk fremgår af balancen. Regulatoriske regler beregner egenkapitalforrentningen baseret på den såkaldte imputerede egenkapital – en standardiseret værdi baseret på historiske anskaffelsesomkostninger og en defineret kapitalstruktur. Egenkapitalforrentningen i henhold til erhvervsretten relaterer dog nettoindkomsten til den faktiske egenkapital, der er rapporteret i en virksomheds balance – og denne kan strukturelt være meget lavere end de imputerede anlægsaktiver.

Denne regnskabsmæssige uoverensstemmelse forklarer en del af forskellen, men det er ikke den eneste forklaring. BNE (Den tyske sammenslutning af netoperatører) beskylder også de netoperatører, der er under efterforskning, for specifikke praksisser, der systematisk udnytter reguleringssystemet til at generere højere overskud. Disse omfatter kunstig oppustning af omkostninger i basisåret for reguleringsperioden, dobbelt anvendelse af inflationsjusteringer og – især eksplosiv – indregning af erhvervsskat i netafgifter, selvom denne afgift faktisk ikke betales eller ikke betales fuldt ud. Ifølge estimater belaster distributionsnetoperatører deres kunder med cirka 400 millioner euro årligt i beregnet erhvervsskat, hvoraf en betydelig del simpelthen forbliver i det kommunale skattesystem uden nogensinde at blive betalt. BNE's administrerende direktør, Robert Busch, opsummerede det: Hvis netoperatører kan opnå så høje afkast, så er der noget fundamentalt galt med reguleringsrammen.

Forbrugerne betaler regningen

Det, der lyder som teknisk jargon fra myndighederne, har direkte økonomiske konsekvenser for millioner af husstande og virksomheder i Tyskland. Netværksafgifter er ikke en abstrakt post på energiregningen – de udgør en betydelig del af den månedlige elregning og er i de senere år blevet en mærkbar byrde for mange husstande og små og mellemstore virksomheder. Alene fra 2023 til 2024 steg netværksafgifterne for private kunder med et typisk årligt forbrug på 3.500 kilowatt-timer med omkring 10,6 procent – ​​fra et gennemsnit på 341 euro til 377 euro netto om året. I visse regioner, såsom Bayern, var stigningerne så høje som 17 procent.

Ser man på transmissionsnettene, er billedet endnu mere dramatisk: De fire store transmissionssystemoperatører, 50Hertz, Amprion, TenneT og TransnetBW, fordoblede deres netafgifter den 1. januar 2024 fra 3,12 cent pr. kilowatt-time til 6,43 cent – ​​et direkte resultat af afskaffelsen af ​​statslige tilskud fra Klima- og Transformationsfonden. For privatkunder betød dette en øjeblikkelig stigning i elomkostningerne, som ikke blev opvejet af effektivitetsforbedringer eller konkurrencepres. Fra 2025 og fremefter ydede Federal Network Agency delvis kompensation til de regioner, hvor netafgifterne var steget særligt kraftigt på grund af den massive udbredelse af vedvarende energi – en ny gennemstrømningsmekanisme med et forventet gennemstrømningsbeløb på 2,4 milliarder euro for 2025 fordeler nu omkostningerne mere bredt. Resultatet er dog, at den gennemsnitlige husstand uden for de begunstigede regioner stadig vil stå over for meromkostninger på omkring 21 euro om året, mens netoverskuddet fortsætter uformindsket.

Den paradoksale samtidighed: rekordstore tilbagevenden, rekordstore forsinkelser

Det måske mest eksplosive aspekt af denne historie er ikke størrelsen af ​​selve afkastet, men deres samtidige forekomst sideløbende med en massiv investeringspukkel. Virksomheder, der genererer så usædvanligt høje overskud, burde i teorien investere kraftigt i deres egen infrastruktur. Virkeligheden tegner dog et andet billede. Ifølge de lovpligtige netudvidelsesplaner for 2024, offentliggjort i april 2024 af de 82 største distributionsnetoperatører, var cirka 24 procent af højspændingsprojekterne og høj- til mellemspændingstransformerstationsprojekterne allerede forsinket den 31. december 2023, målt på investeringsvolumen. Netoperatørerne nævner interne faktorer (26 procent af det berørte investeringsvolumen), tilladelsesprocesser (17 procent), flaskehalse i forsyningen og eksterne faktorer som hovedårsagerne til disse forsinkelser.

Dette investeringsefterslæb er ikke et abstrakt problem. Det har konkrete, alvorlige økonomiske konsekvenser. Konsulentfirmaet AFRY anslår det investeringsvolumen, der i øjeblikket ikke kan realiseres i Tyskland på grund af manglende netkapacitet, til 45 milliarder euro. Omkring 40.000 projekter står i tilslutningskøen – vedvarende energi og ellagringsanlæg med en samlet kapacitet på 270 gigawatt venter på at blive tilsluttet nettet. En industripark i Rommerskirchen i Rheinland illustrerer problemet perfekt: Industriparken, der ligger direkte ved siden af ​​højspændingsledninger, venter alligevel på en tilstrækkelig eltilslutning, da Westnetz rapporterer, at kapaciteten i 110 kV-distributionsnettet næsten er opbrugt – en tilslutning kan blive forsinket til 2030'erne. Virksomheder, der søger at vokse og investere i Tyskland, støder dermed på en strukturel begrænsning for deres vækst.

Behovet for investeringer: En national indsats hæmmes

Omfanget af de nødvendige investeringer er historisk set uden fortilfælde. Elektrificeringen af ​​transport, industri og bygninger, den massive udbygning af vindkraft og solceller samt integrationen af ​​millioner af decentraliserede producenter og forbrugere nødvendiggør en fundamental transformation af hele netinfrastrukturen. I 2033 forventer de 82 største distributionsnetoperatører et investeringsbehov på omkring 110 milliarder euro alene til netudvidelse; i 2045 vil dette behov stige til omkring 207 milliarder euro. Sammenlægges investeringsbehovet for transmissions- og distributionsnet frem til 2045, resulterer det i et samlet beløb på 651 milliarder euro. Det betyder, at det årlige investeringsvolumen skal stige fra omkring 15 milliarder euro i 2023 til cirka 34 milliarder euro om året – en stigning på 127 procent.

Den tyske brancheforening for energi og vand (BDEW) specificerer investeringsstien for den nærmeste fremtid: I 2024 blev der investeret cirka 13,4 milliarder euro i transmissionsnet og 8,6 milliarder euro i distributionsnet, i alt omkring 22 milliarder euro. Disse tal forventes at stige til 16,4 milliarder euro årligt for transmissionsnet og 15,4 milliarder euro for distributionsnet inden 2030 – i alt cirka 32 milliarder euro. I betragtning af det eksisterende efterslæb og behovet for at integrere omkring 9,3 millioner yderligere netbrugere inden 2030 er spørgsmålet stadig: Hvorfor geninvesteres netoperatørernes ekstraordinære overskud ikke i betydeligt større grad i den presserende tiltrængte udvidelse?

Godkendelseshindringer og strukturelle hindringer

Det er ikke udelukkende distributionsnetoperatørerne, der er skyld i det. Billedet ville være ufuldstændigt uden at nævne de strukturelle hindringer, der forsinker netværksudvidelsen, uanset operatørernes investeringsvilje. Tyskland lider af et kronisk tilladelsesproblem, der påvirker alle infrastruktursektorer. For HVDC-ledninger (højspændingsjævnstrøm) er den gennemsnitlige tilladelsesperiode omkring seks år fra ansøgningsdatoen; sammen med den lovpligtige planlægningstid før den første ansøgning giver dette mindst 7,5 år. For konventionelle trefasede vekselstrømsledninger tager en tilladelsesproces i gennemsnit fem til seks år.

For landvindmøller, der skal tilsluttes via distributionsnettet, er tilladelsesprocessen fordoblet i løbet af de sidste ti år, fra omkring 13 måneder til hele 26 måneder i 2023, før lovgivningsændringer reducerede den til et gennemsnit på 17 måneder i 2025. Dette viser, at politisk vilje faktisk kan reducere bureaukratiet. Denne vilje er dog ujævnt fordelt og blev ikke anvendt på selve netudvidelsen i særlig lang tid. Selvom vindkrafttilladelser er blevet fremskyndet, er interne processer hos netoperatørerne fortsat blandt de hyppigste årsager til forsinkelser – de 26 procent af den forsinkede investeringsvolumen, som operatørerne selv nævner som "interne årsager".

Incitamentsreguleringssystemet: godt koncept, dårlig implementering

Det grundlæggende princip for incitamentsregulering er velbegrundet: I stedet for fuldt ud at refundere en netværksoperatørs faktiske omkostninger – hvilket ville eliminere ethvert pres for effektivitet – fastsætter det føderale netværksagentur (Federal Network Agency) et indtægtsloft. Hvis en netværksoperatør opererer mere effektivt, end de regulatoriske forudsætninger tillader, må den beholde differencen. Denne mekanisme har til formål at skabe incitamenter til omkostningsreduktion. I teorien er det et elegant instrument. I praksis har den dog medført en uønsket bivirkning: Den belønner ikke nødvendigvis investeringer og servicekvalitet, men snarere omkostningsoptimering og – hvor det er muligt – regnskabsmæssig opfindsomhed.

Det tyske netværksagenturs igangværende reformprojekt, internt kendt som NEST-processen (New Revenue Cap System and Increase), havde til formål at forbedre dette system i den femte reguleringsperiode, der starter i 2029. Resultaterne, som agenturet præsenterede i december 2025, skuffede dog både industri- og forbrugerorganisationer. Den tyske brancheforening for energi- og vandindustrier (BDEW) kritiserede de planlagte ændringer og udtalte, at de indeholdt strukturelle forringelser i forhold til status quo, hvilket svækkede netoperatørernes investerings- og præstationskapacitet. Ifølge BDEW's beregninger forventer branchen et indtægtstab på 3,5 milliarder euro i elsektoren og 1,5 milliarder euro i gassektoren i hele reguleringsperioden på grund af den nye metode. Foreningen af ​​kommunale virksomheder (VKU) beskrev bestemmelserne som "skuffende og fuldstændig utilstrækkelige til distributionsnetoperatørernes nuværende og fremtidige opgaver.".

Et specifikt kritikpunkt vedrører metoden til beregning af gældsomkostningerne. Det føderale netværksagentur (Federal Network Agency) holder sig til en fast syvårig periode til bestemmelse af gældsomkostningerne i stedet for at bruge en dynamisk model. Dette truer netværksoperatørerne med strukturelle mangler i forbindelse med refinansiering af deres investeringer i den kommende reguleringsperiode fra 2029 til 2033. Samtidig registreres omkostningsstigninger først med en betydelig tidsforsinkelse, hvilket lægger pres på netværksoperatørernes faktiske rentabilitet, især i perioder med høj inflation.

Vores ekspertise i EU og Tyskland inden for forretningsudvikling, salg og marketing - Billede: Xpert.Digital

Branchefokusområder: B2B, digitalisering (fra AI til XR), maskinteknik, logistik, vedvarende energi og industri

Mere information her:

• Ekspert Business Hub

Et tematisk knudepunkt, der tilbyder indsigt og ekspertise:

• Vidensplatform, der dækker globale og regionale økonomier, innovation og branchespecifikke tendenser
• En samling af analyser, indsigter og baggrundsinformation fra vores vigtigste fokusområder
• Et sted for ekspertise og information om aktuelle udviklinger inden for erhvervsliv og teknologi
• Et knudepunkt for virksomheder, der søger information om markeder, digitalisering og brancheinnovationer

Reguleringsmæssigt aktieafkast i europæisk sammenligning: Et paradoks

På dette tidspunkt opstår et tilsyneladende uløseligt paradoks. På den ene side opnår tyske netoperatører i praksis usædvanligt høje afkast i henhold til handelsretten. På den anden side ligger aktieafkastet på 4,28 procent efter skat, som fastsat af den tyske netagentur (Bundesnetzwerkstatt), ifølge den tyske brancheforening for energi- og vandindustrier (BDEW) i den nedre ende af det europæiske interval – EU-gennemsnittet er 6,65 procent. Denne tilsyneladende modstridende situation forklares af den strukturelle forskel mellem regulatoriske og kommercielle afkast, som allerede beskrevet. Det regulatoriske afkast er et mål fastsat af myndighederne, ikke en markedspris; det kommercielle afkast afspejler dog den faktiske forretningsmæssige virkelighed, som på grund af omkostningsoptimering, regnskabsbeslutninger og systemiske smuthuller kan være betydeligt højere end denne målværdi.

Dette udgør et strategisk problem for den kommende netudbygning: Mobilisering af den nødvendige private kapital kræver, at institutionelle investorer – pensionskasser, infrastrukturfonde og forsikringsselskaber – kan forvente tilstrækkeligt attraktive risikojusterede afkast. Økonomer anslår, at den regulatoriske egenkapitalforrentning skal stige til mindst 8,7 procent før skat for at mobilisere halvdelen af ​​den nødvendige yderligere egenkapital fra institutionelle investorer. Dette tal er langt over den nuværende fastsatte sats. Samtidig genererer eksisterende netoperatører allerede afkast, der langt overstiger denne målværdi gennem iboende systemiske mekanismer – blot ikke via den regulatoriske beregningsmetode, men snarere gennem regnskabsmæssig og strukturel optimering.

Redispatch: Den usynlige omkostningsmotor i et overbelastet netværk

Et andet ofte undervurderet aspekt af netproblemet er de såkaldte redispatch-omkostninger. Når nettet når sine kapacitetsgrænser, og elektricitet ikke kan transporteres fra producenter til forbrugere, er netoperatører nødt til at gribe ind på markedet: elproduktionen i overbelastede regioner begrænses, mens den i underforsynede regioner øges. Disse foranstaltninger koster penge – og mange penge. De samlede omkostninger til håndtering af belastningen på nettet beløb sig til omkring 2,776 milliarder euro i 2024. Selvom dette er 17 procent mindre end året før (2023: 3,335 milliarder euro), repræsenterer det stadig en årlig økonomisk byrde i milliardklassen, der er et direkte resultat af det strukturelle underskud i netudvidelsen. Omkring 74 procent af alle flaskehalse i 2024 var i transmissionsnettet – det vil sige de store elkorridorer, der skal transportere vindkraft fra nord og øst til forbrugscentrene i syd og vest.

Problemets rod ligger i en politisk fejlvurdering, der varede ved i årevis: Beslutningen om at bygge transmissionsledninger som SuedLink som dyre nedgravede kabler i stedet for mere omkostningseffektive luftledninger forsinkede færdiggørelsen med årevis og øgede projektets omkostninger betydeligt. Denne politisk motiverede indrømmelse til landskabsbeskyttelse flyttede omkostningerne over på alle elforbrugere uden at løse det underliggende kapacitetsproblem. På distributionsnetværksniveau blokerer efterslæbet i netudvidelsen ifølge en AFRY-rapport for vedvarende energiprojekter med en samlet kapacitet på 140 gigawatt og batterilagringsprojekter med 130 gigawatt – en blokering af investeringer på 45 milliarder euro.

Netafgifter som en industripolitisk bremse

Virkningerne af for høje netafgifter og et utilstrækkeligt udbygget net er ikke begrænset til husholdningernes elregninger. De er blevet et alvorligt industripolitisk problem. Energiintensive industrier, der producerer i Tyskland, indarbejder direkte de høje netomkostninger i deres omkostningsberegninger. Fra januar 2024 opkrævede de store transmissionssystemoperatører 6,43 cent pr. kilowatt-time i netafgifter – en fordobling inden for få måneder. Mens særlige regler for store forbrugere med individuelle netafgifter i henhold til § 19 i elnetafgiftsforordningen blev bevaret, og den føderale regering vedtog forskellige hjælpeforanstaltninger, herunder tilskud fra Klima- og Omstillingsfonden på i alt 26 milliarder euro for at reducere transmissionsnetafgifterne i løbet af de næste fire år, lindrer disse foranstaltninger kun symptomerne uden at adressere den grundlæggende årsag.

For små og mellemstore virksomheder (SMV'er) og mellemstore industrivirksomheder, der ikke falder ind under undtagelseskriterierne, er omkostningsbyrden fortsat høj. Instituttet for Makroøkonomi og Konjunkturforskning (IMK) under Hans Böckler Stiftung understreger, at det årlige investeringsvolumen i elnet skal stige fra omkring 15 milliarder euro i 2023 til cirka 34 milliarder euro for at muliggøre energiomstillingen – ellers vil den forsinkede udvidelse øge de samlede omkostninger ved at opnå klimaneutralitet og bringe Tysklands konkurrenceevne som forretningssted i fare. Forsinkelser i netudvidelsen er ikke en abstrakt planlægningsfaktor, men har konkrete konsekvenser for virksomhederne: højere produktionsomkostninger, usikkerhed i investeringsbeslutninger og i værste fald flytning til regioner med bedre udviklet energiinfrastruktur.

Den store reform: Hvad AgNes og det nye aflønningssystem skal medføre

For 2029 planlægger det føderale netværksagentur den mest betydningsfulde reform af elnettets gebyrstruktur i tyve år. Under akronymet AgNes (General Grid Fee System for Electricity) udvikles en ny struktur, der vil omfordele cirka 37 milliarder euro i årlige netomkostninger mellem husholdninger og virksomheder fra 2029. Den nuværende forordning om elnettets gebyrer, som har defineret de grundlæggende regler for fordeling af disse omkostninger siden 2005, udløber ved udgangen af ​​2028. Reformen har til formål at modernisere omkostningsfordelingen, styrke incitamenterne til fleksibel netbrug og afbøde de voksende regionale ubalancer, der har eksisteret i årevis.

Den allerede implementerede omkostningsdelingsmekanisme for netområder med over gennemsnittet belastning – især i det blæsende nord og østlige Tyskland – er et første skridt i denne retning. Fra 2025 og fremefter vil omkring 26 direkte berettigede netoperatører drage fordel af den føderale netagenturs beslutning fra august 2024; i de begunstigede regioner vil netafgifterne falde med op til 39 procent, hvilket svarer til besparelser på op til 192 euro om året for en gennemsnitlig husstand. Ikke desto mindre advarer forskere fra den føderale miljøagentur om, at denne delvise kompensation kun er et midlertidigt skridt – på lang sigt ville ensartede netafgifter i hele Tyskland sikre en retfærdig fordeling bedre end en lappeteppe-omkostningsdelingsmekanisme.

Det strukturelle dilemma: Mellem investeringsincitamenter og forbrugerbeskyttelse

Den politiske og regulatoriske debat drejer sig i sidste ende om et fundamentalt dilemma: De, der ønsker, at private virksomheder skal investere hundredvis af milliarder euro i essentiel social infrastruktur, skal tilbyde dem tilstrækkeligt attraktive afkast. De, der tillader urimeligt høje afkast, pålægger imidlertid forbrugere og industri en urimelig byrde og subsidierer effektivt overskud genereret af monopoler, ikke af præstationer. Det tyske reguleringssystem har endnu ikke fundet en tilfredsstillende løsning på denne balancegang.

De nuværende data taler for sig selv: Distributionsnetoperatørernes afkast overstiger langt de lovgivningsmæssige krav. Samtidig lever selve nettet ikke op til standarderne på mange områder. Den logiske konklusion, som BNE (Tysk Forbund af Netoperatører) drager, er denne: Når der opstår overskud og en investeringspostering samtidig, er der noget galt med de lovgivningsmæssige rammer. Enten mangler der mekanismer, der konsekvent forbinder overskud med investeringsafkast, eller også tillader eksisterende smuthuller overskud, der ikke har noget at gøre med faktiske netværksinvesteringer.

En reformmulighed, som BNE (den tyske sammenslutning af energi- og vandindustrier) har krævet og diskuteret i NEST-processen, er såkaldt performancebaseret afkast: Det tilladte afkast af egenkapitalen stiger eller falder afhængigt af, om en netoperatør rent faktisk opnår foruddefinerede udbygningsmål og kvalitetsstandarder. Sådanne outputbaserede reguleringsmodeller er blevet testet i andre lande og kan bidrage til at korrigere ubalancen mellem afkast og performance. Både BDEW (den tyske sammenslutning af energi- og vandindustrier) og VKU (sammenslutning af kommunale virksomheder) kritiserer, at den føderale netværksagentur endnu ikke har implementeret denne tilgang tilstrækkeligt i NEST-processen.

Markedsstruktur og ejerskab: Kommunale forsyningsvirksomheder i profitmagernes skygge

Et andet aspekt fortjener opmærksomhed: Hvem ejer egentlig de mest profitable netoperatører? EWE Netz er et datterselskab af EWE Group, som er majoritetsejet af kommuner i Niedersachsen og Bremen. Westnetz tilhører RWE Group, og Bayernwerk Netz tilhører det bayerske energiselskab E.ON. Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom er et datterselskab af enviaM, som igen er majoritetsejet af E.ON. De ekstraordinære overskud flyder således i betydelig grad ind i energiselskabernes kasser og – i tilfælde af kommunalt drevne forsyningsvirksomheder – ind i kommunale budgetter. Dette gør den politiske debat omkring reguleringsreformen delikat: Kommuner, der profiterer fra netindtægter, har en strukturel interesse i at sikre, at reguleringen ikke er for streng. Adskillelsen mellem kommunale infrastrukturinteresser og private profitinteresser er aldrig blevet fuldt ud opnået i den tyske energisektor.

Hvad der skal gøres nu

Analysen viser, at det tyske elnetsystem står ved en skillevej. På den ene side er der et regulatorisk rammeværk, der i sin realitet muliggør merafkast uden proportionelle investeringer. På den anden side er der et gigantisk investeringsbehov, der ikke kan imødekommes uden pålidelig og retfærdig regulering. Der kræves adskillige foranstaltninger for at finde en holdbar løsning på dette dilemma.

For det første er der behov for større gennemsigtighed: Netoperatørers afkast i henhold til handelsretten skal systematisk og offentligt sammenlignes med det afkast, der er tilladt i henhold til lovgivningen. Indtil nu har denne analyse kun været mulig gennem dyre balanceundersøgelser foretaget af den tyske føderale netværksagence (BNE) – det bør være en obligatorisk del af den lovgivningsmæssige rapportering. For det andet skal afkastet mere konsekvent forbindes med præstationer: Netoperatører, der ikke opfylder deres udvidelsesmål, bør ikke have ret til det fulde lovgivningsmæssige afkast. For det tredje skal godkendelsesprocessen for netværksprojekter fremskyndes yderligere – Tyskland har vist fremskridt her ved at reducere godkendelsestiden for vindkraft, fremskridt, som nu skal anvendes på netværksudvidelsesprojekter. For det fjerde bør optimering af kapitalstrukturen, som genererer oppustede afkast på regnskabsmæssig basis, begrænses gennem målrettede lovgivningsmæssige justeringer.

Energiomstillingen står eller falder med elnettet. Det er fremtidens økonomis livsnerve. Det er ikke tilfældigt, at netop de virksomheder, der er betroet driften og udbygningen af ​​denne livsnerve, i øjeblikket høster rekordstore overskud, mens 40.000 energiprojekter venter på nettilslutning, og milliardomkostninger til omdirigering belaster offentligheden. Det er det forudsigelige resultat af et reguleringssystem designet af geniale hjerner og efterfølgende udnyttet til deres fordel af lige så skarpsindige aktører. Spørgsmålet er ikke, om der er behov for reformer. Spørgsmålet er, hvor lang tid det vil tage politikerne at implementere dem.