Profits monopolistiques dans le réseau électrique : comment les gestionnaires de réseau s’enrichissent pendant que la transition énergétique est au point mort

Transition énergétique en suspens : comment l'État offre aux gestionnaires de réseau des rendements exceptionnels

Des milliards de profits malgré des réseaux délabrés : le modèle économique absurde des fournisseurs d’électricité

Le réseau électrique allemand constitue le principal frein à la transition énergétique : obsolète, saturé et source de coûts considérables pour les ménages et l'industrie. Pourtant, alors que des dizaines de milliers d'éoliennes, de panneaux solaires et d'installations de stockage sont bloqués dans la file d'attente pour leur raccordement au réseau, les gestionnaires de ce dernier réalisent des profits colossaux. Grâce à un système réglementaire défaillant et à une absence totale de concurrence, des monopoles régionaux affichent des rendements sur fonds propres pouvant atteindre 50 %. Comment expliquer qu'un secteur puisse engranger de tels profits alors que les infrastructures essentielles du pays sont à l'arrêt ? Une enquête sur le dédale des tarifs du réseau électrique révèle que, finalement, ce sont les consommateurs qui paient la facture – et que le système protège les plus profiteurs.

Quand le filet devient une vache à lait – et que personne ne le répare

40 000 projets bloqués : les profits indécents des monopoles du réseau électrique allemand

Quiconque lira les états financiers des principaux gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité allemands au printemps 2026 sera stupéfait. Non pas par les pertes, mais par l'abondance des profits. Selon une analyse de l'Association allemande des industries des nouvelles énergies (BNE), communiquée au Zeitmagazin, la rentabilité moyenne des capitaux propres des 18 plus grands gestionnaires régionaux de réseaux électriques s'élevait en 2024 à un remarquable 30,1 %. Il ne s'agit pas d'un cas isolé, mais de l'aboutissement d'une tendance bien établie : dès 2023, la rentabilité moyenne des capitaux propres (selon le droit commercial) des 15 plus grands gestionnaires de réseaux de distribution étudiés atteignait 20,2 %, d'après l'analyse des bilans des entreprises par la BNE sur la période 2019-2023. Certaines entreprises ont largement dépassé ces chiffres. EWE Netz a ainsi réalisé une rentabilité de 50 % en 2023, Pfalzwerke Netz de 38 à 39 % et Westnetz de 27 %. En 2024, selon BNE, le rendement de Westnetz a même atteint 45 pour cent, Bayernwerk Netz a atteint 38 pour cent et Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom 43 pour cent.

Ces chiffres sont non seulement remarquables sur le plan économique, mais aussi politiquement explosifs. Parallèlement, une grande partie du réseau électrique allemand est saturée, obsolète et incapable de supporter l'essor des énergies renouvelables. Près de 40 000 projets à travers l'Allemagne attendent d'être raccordés au réseau, notamment des parcs éoliens, des centrales solaires et des installations de stockage par batteries d'une capacité totale de 140 gigawatts. Les experts estiment à environ 323 milliards d'euros le coût de l'extension du réseau de distribution d'ici 2045, et à 328 milliards d'euros supplémentaires celui du réseau de transport, soit un total d'environ 651 milliards d'euros. Pourtant, les entreprises auxquelles la société a confié la responsabilité de cette infrastructure essentielle affichent des rendements qui feraient pâlir d'envie même les entreprises technologiques les plus performantes.

Le modèle économique : des profits sans pression concurrentielle

Pour comprendre comment les gestionnaires de réseau parviennent à de tels rendements, il est essentiel de saisir la nature de leur modèle économique. Les réseaux électriques constituent des monopoles naturels. Il serait économiquement irrationnel et techniquement absurde de construire des réseaux de transport concurrents dans une ville ou une région. Les consommateurs n'ont tout simplement pas le choix de leur gestionnaire de réseau : ils paient les frais de réseau de celui qui dessert leur zone de desserte. Ces frais, que les particuliers, les entreprises et les industries paient pour le transport de l'électricité, représentent environ un tiers de la facture d'électricité totale des consommateurs privés. Ils se divisent en deux catégories : les frais de réseau de transport, perçus par les quatre principaux gestionnaires de réseau de transport et représentant environ 30 % des coûts du réseau, et les frais de réseau de distribution, perçus par les 866 gestionnaires de réseau de distribution régionaux, qui représentent environ 70 %.

Puisque la concurrence est inefficace, l'État encadre les profits. L'Agence fédérale des réseaux fixe des plafonds de revenus pour chaque période de régulation, servant de base au calcul des tarifs de réseau autorisés. Un élément central de ce système est le rendement implicite des capitaux propres : il détermine le rendement qu'un opérateur de réseau est autorisé à obtenir sur les capitaux investis et est intégré aux coûts dans le calcul des tarifs de réseau. Lors de la quatrième période de régulation, qui s'applique aux réseaux électriques de 2024 à 2028, ce taux a été fixé à 4,13 % après impôts, avec un taux plus élevé de 5,07 % pour les nouveaux investissements. Cette régulation semble modérée et équitable. Mais la réalité est tout autre.

L'écart entre la réglementation et la réalité

Comment expliquer que des entreprises dont le rendement des capitaux propres, approuvé par les autorités réglementaires, se situe autour de 4 à 5 % atteignent en réalité des rendements de 20, 30, voire 50 % ? La réponse réside dans un écart important entre les exigences réglementaires et la réalité des bilans. La réglementation calcule le rendement des capitaux propres sur la base de capitaux propres « imputés », une valeur standardisée fondée sur les coûts d'acquisition historiques et une structure de capital définie. Or, le rendement des capitaux propres en droit commercial rapporte le résultat net aux capitaux propres réels inscrits au bilan, lesquels peuvent être structurellement bien inférieurs aux actifs fixes imputés.

Cette anomalie comptable explique en partie l'écart, mais pas entièrement. La BNE (Association allemande des gestionnaires de réseaux) accuse également les gestionnaires de réseaux faisant l'objet d'une enquête de pratiques spécifiques qui exploitent systématiquement le système réglementaire pour générer des profits plus importants. Il s'agit notamment de la majoration artificielle des coûts lors de l'année de référence de la période réglementaire, de la double application des ajustements pour inflation et – pratique particulièrement explosive – de l'intégration de la TVA dans les tarifs de réseau alors même que cette taxe n'est pas effectivement payée, ou du moins pas intégralement. Selon les estimations, les gestionnaires de réseaux de distribution font payer à leurs clients environ 400 millions d'euros par an au titre de la TVA calculée, dont une part importante reste dans le système fiscal municipal sans jamais être reversée. Robert Busch, directeur général de la BNE, a résumé la situation ainsi : « Si les gestionnaires de réseaux peuvent réaliser de tels profits, c'est que le cadre réglementaire présente un dysfonctionnement fondamental. ».

Ce sont les consommateurs qui paient la facture

Ce qui peut paraître du jargon technique employé par les autorités de régulation a des conséquences financières directes pour des millions de foyers et d'entreprises en Allemagne. Les frais de réseau ne sont pas un poste abstrait sur la facture d'énergie : ils représentent une part importante de la facture d'électricité mensuelle et sont devenus un fardeau considérable pour de nombreux ménages et PME ces dernières années. Rien qu'entre 2023 et 2024, les frais de réseau pour les clients résidentiels ayant une consommation annuelle typique de 3 500 kilowattheures ont augmenté d'environ 10,6 %, passant d'une moyenne de 341 € à 377 € nets par an. Dans certaines régions, comme la Bavière, les augmentations ont même atteint 17 %.

Si l'on examine les réseaux de transport d'électricité, le constat est encore plus alarmant : les quatre principaux gestionnaires de réseau, 50Hertz, Amprion, TenneT et TransnetBW, ont doublé leurs tarifs de réseau le 1er janvier 2024, les faisant passer de 3,12 centimes à 6,43 centimes par kilowattheure – conséquence directe de la suppression des subventions publiques du Fonds pour le climat et la transition. Pour les particuliers, cela s'est traduit par une hausse immédiate du prix de l'électricité, non compensée par des gains d'efficacité ou une accélération de la concurrence. À partir de 2025, l'Agence fédérale des réseaux a certes instauré une compensation partielle pour les régions où les tarifs de réseau avaient particulièrement augmenté en raison du développement massif des énergies renouvelables – un nouveau mécanisme de redistribution, doté d'un montant estimé à 2,4 milliards d'euros pour 2025, permet désormais de répartir plus largement les coûts. Toutefois, le résultat est le même : le ménage moyen situé hors des régions bénéficiaires devra tout de même supporter un surcoût d'environ 21 euros par an, tandis que les profits du réseau restent intacts.

La simultanéité paradoxale : rendements records, retards records

L'aspect le plus explosif de cette histoire n'est peut-être pas l'ampleur des rendements eux-mêmes, mais leur concomitance avec un important retard d'investissement. En théorie, les entreprises générant des profits aussi exceptionnels devraient investir massivement dans leurs propres infrastructures. Or, la réalité est tout autre. Selon les plans d'extension du réseau électrique, obligatoires et publiés en avril 2024 par les 82 principaux gestionnaires de réseaux de distribution, environ 24 % des projets à haute tension et des projets de postes de transformation à haute et moyenne tension étaient déjà retardés au 31 décembre 2023, en termes de volume d'investissement. Les gestionnaires de réseau invoquent des facteurs internes (26 % du volume d'investissement concerné), les procédures d'autorisation (17 %), les goulets d'étranglement de l'approvisionnement et des facteurs externes comme principales causes de ces retards.

Ce retard d'investissement n'est pas un problème abstrait. Il a des conséquences économiques concrètes et graves. Le cabinet de conseil AFRY estime à 45 milliards d'euros le volume d'investissements actuellement inaccessibles en Allemagne en raison d'une capacité de réseau insuffisante. Près de 40 000 projets sont en attente de raccordement : des installations d'énergies renouvelables et de stockage d'électricité d'une capacité combinée de 270 gigawatts attendent d'être connectées au réseau. Un parc industriel à Rommerskirchen, en Rhénanie, illustre parfaitement le problème : situé à proximité immédiate de lignes à haute tension, ce parc industriel attend pourtant un raccordement électrique suffisant, car Westnetz indique que la capacité du réseau de distribution de 110 kV est presque saturée ; un raccordement pourrait être reporté jusqu'aux années 2030. Les entreprises qui souhaitent se développer et investir en Allemagne se heurtent ainsi à un frein structurel à leur croissance.

Le besoin d'investissement : un effort national est entravé

L'ampleur des investissements nécessaires est sans précédent dans l'histoire. L'électrification des transports, de l'industrie et des bâtiments, le développement massif de l'énergie éolienne et photovoltaïque, ainsi que l'intégration de millions de producteurs et de consommateurs décentralisés exigent une transformation profonde de l'ensemble du réseau électrique. D'ici 2033, les 82 principaux gestionnaires de réseaux de distribution prévoient un besoin d'investissement d'environ 110 milliards d'euros pour la seule extension du réseau ; d'ici 2045, ce besoin atteindra environ 207 milliards d'euros. En ajoutant les investissements nécessaires pour les réseaux de transport et de distribution jusqu'en 2045, on obtient un total de 651 milliards d'euros. Cela signifie que le volume annuel d'investissements devra passer d'environ 15 milliards d'euros en 2023 à environ 34 milliards d'euros par an, soit une augmentation de 127 %.

L'Association allemande des industries de l'énergie et de l'eau (BDEW) précise la trajectoire d'investissement à court terme : en 2024, environ 13,4 milliards d'euros ont été investis dans les réseaux de transport et 8,6 milliards d'euros dans les réseaux de distribution, soit un total d'environ 22 milliards d'euros. Ces chiffres devraient atteindre 16,4 milliards d'euros par an pour les réseaux de transport et 15,4 milliards d'euros pour les réseaux de distribution d'ici 2030, soit un total d'environ 32 milliards d'euros. Compte tenu du retard accumulé et de la nécessité d'intégrer environ 9,3 millions d'usagers supplémentaires du réseau d'ici 2030, une question demeure : pourquoi les bénéfices exceptionnels des gestionnaires de réseau ne sont-ils pas réinvestis de manière significative dans l'expansion pourtant indispensable ?

Obstacles à l'approbation et obstacles structurels

Les gestionnaires de réseaux de distribution ne sont pas les seuls responsables. Il serait incomplet de ne pas mentionner les obstacles structurels qui freinent l'expansion du réseau, indépendamment de leur volonté d'investir. L'Allemagne souffre d'un problème chronique d'autorisation qui affecte tous les secteurs d'infrastructure. Pour les lignes à courant continu haute tension (CCHT), le délai moyen d'obtention d'une autorisation est d'environ six ans à compter de la date de dépôt de la demande ; si l'on ajoute le délai légal de planification préalable, cela représente au moins 7,5 ans. Pour les lignes triphasées classiques, la procédure d'autorisation dure en moyenne de cinq à six ans.

Pour les éoliennes terrestres nécessitant un raccordement au réseau de distribution, la procédure d'autorisation a doublé ces dix dernières années, passant d'environ 13 mois à 26 mois en 2023, avant d'être ramenée en moyenne à 17 mois en 2025 grâce à des modifications législatives. Ceci démontre que la volonté politique peut effectivement réduire la bureaucratie. Cependant, cette volonté est inégalement répartie et n'a pas été appliquée à l'extension du réseau lui-même pendant trop longtemps. Si les autorisations pour les éoliennes ont été accélérées, les procédures internes des gestionnaires de réseau demeurent parmi les causes les plus fréquentes de retards – 26 % du volume d'investissement retardé étant imputés par les gestionnaires eux-mêmes à des « raisons internes ».

Le système de régulation incitative : une bonne idée, une mauvaise mise en œuvre

Le principe fondamental de la régulation incitative est bien fondé : au lieu de rembourser intégralement les coûts réels d’un opérateur de réseau – ce qui supprimerait toute incitation à l’efficacité –, l’Agence fédérale des réseaux fixe un plafond de recettes. Si un opérateur de réseau est plus efficient que ne le permettent les hypothèses réglementaires, il conserve la différence. Ce mécanisme vise à encourager la réduction des coûts. En théorie, c’est un instrument élégant. En pratique, cependant, il a engendré un effet secondaire indésirable : il ne récompense pas nécessairement l’investissement et la qualité de service, mais plutôt l’optimisation des coûts et – lorsque cela est possible – l’ingéniosité comptable.

Le projet de réforme en cours de l'Agence fédérale des réseaux, connu en interne sous le nom de processus NEST (Nouveau système de plafonnement et d'augmentation des revenus), visait à améliorer le système pour la cinquième période de régulation débutant en 2029. Cependant, les résultats présentés par l'agence en décembre 2025 ont déçu les associations professionnelles et de consommateurs. L'Association allemande des industries de l'énergie et de l'eau (BDEW) a critiqué les changements prévus, affirmant qu'ils entraînaient des détériorations structurelles par rapport à la situation antérieure, affaiblissant ainsi la capacité d'investissement et de performance des gestionnaires de réseau. Selon les calculs de la BDEW, le secteur anticipe des pertes de revenus de 3,5 milliards d'euros pour l'électricité et de 1,5 milliard d'euros pour le gaz sur l'ensemble de la période de régulation, en raison de la nouvelle méthodologie. L'Association des entreprises municipales (VKU) a qualifié les dispositions de « décevantes et totalement inadaptées aux missions actuelles et futures des gestionnaires de réseau de distribution ».

Un point de critique précis concerne la méthodologie de calcul du coût de la dette. L'Agence fédérale des réseaux applique une période fixe de sept ans pour déterminer ce coût, au lieu d'utiliser un modèle dynamique. Cette approche risque d'entraîner des difficultés structurelles pour les opérateurs de réseau dans le refinancement de leurs investissements durant la prochaine période réglementaire, de 2029 à 2033. Par ailleurs, la hausse des coûts n'est prise en compte qu'avec un décalage important, ce qui pèse sur la rentabilité réelle des opérateurs, notamment en période de forte inflation.

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Rendement des fonds propres réglementaires en comparaison européenne : un paradoxe

À ce stade, un paradoxe apparemment insoluble se pose. D'une part, les gestionnaires de réseaux allemands atteignent, en pratique, des rendements exceptionnellement élevés, conformément au droit commercial. D'autre part, le rendement des capitaux propres de 4,28 % après impôts, tel que stipulé par l'Agence fédérale des réseaux, se situe, selon la Fédération allemande des industries de l'énergie et de l'eau (BDEW), dans la partie inférieure de la fourchette européenne – la moyenne de l'UE étant de 6,65 %. Cette situation apparemment contradictoire s'explique par la différence structurelle entre les rendements réglementaires et commerciaux, comme indiqué précédemment. Le rendement réglementaire est un objectif fixé par les autorités, et non un prix de marché ; le rendement commercial, quant à lui, reflète la réalité commerciale qui, du fait de l'optimisation des coûts, des choix comptables et des failles systémiques, peut être nettement supérieure à cette valeur cible.

Cela pose un problème stratégique pour l'extension future du réseau : mobiliser les capitaux privés nécessaires exige que les investisseurs institutionnels – fonds de pension, fonds d'infrastructure et compagnies d'assurance – puissent espérer des rendements ajustés au risque suffisamment attractifs. Les économistes estiment que le rendement réglementaire des capitaux propres devrait atteindre au moins 8,7 % avant impôts pour mobiliser la moitié des capitaux supplémentaires requis auprès des investisseurs institutionnels. Ce chiffre est bien supérieur au taux actuellement en vigueur. Parallèlement, les gestionnaires de réseau existants génèrent déjà des rendements largement supérieurs à cet objectif grâce à des mécanismes systémiques inhérents – non pas par le biais de la méthode de calcul réglementaire, mais plutôt par des optimisations comptables et structurelles.

Redispatch : le moteur de coût invisible d'un réseau surchargé

Un autre aspect souvent sous-estimé du problème du réseau électrique est celui des coûts de réacheminement. Lorsque le réseau atteint ses limites de capacité et que l'électricité ne peut plus être transportée des producteurs aux consommateurs, les gestionnaires de réseau doivent intervenir sur le marché : la production d'électricité est réduite dans les régions saturées, tandis qu'elle est augmentée dans les régions sous-alimentées. Ces mesures ont un coût important. En 2024, le coût total de la gestion de la congestion du réseau s'élevait à environ 2,776 milliards d'euros. Bien que ce montant soit inférieur de 17 % à celui de l'année précédente (2023 : 3,335 milliards d'euros), il représente tout de même une charge économique annuelle de plusieurs milliards, résultant directement du déficit structurel d'extension du réseau. Environ 74 % des goulets d'étranglement en 2024 se situaient sur le réseau de transport, c'est-à-dire les principaux corridors électriques censés acheminer l'énergie éolienne du nord et de l'est vers les centres de consommation du sud et de l'ouest.

Le problème trouve son origine dans une erreur politique qui a persisté pendant des années : la décision de construire des lignes de transport d’électricité comme SuedLink sous forme de coûteux câbles souterrains au lieu de lignes aériennes plus rentables a retardé l’achèvement du projet de plusieurs années et a considérablement augmenté son coût. Cette concession, motivée par des considérations politiques et au nom de la protection du paysage, a reporté les coûts sur l’ensemble des consommateurs d’électricité sans pour autant résoudre le problème de capacité sous-jacent. Au niveau du réseau de distribution, selon un rapport de l’AFRY, le retard accumulé dans l’extension du réseau bloque des projets d’énergies renouvelables d’une capacité totale de 140 gigawatts et des projets de stockage par batteries d’une capacité de 130 gigawatts – un blocage d’investissements s’élevant à 45 milliards d’euros.

Les frais de réseau comme frein à la politique industrielle

Les conséquences de tarifs de réseau excessifs et d'un réseau électrique insuffisamment développé ne se limitent pas aux factures d'électricité des ménages. Elles constituent un grave problème de politique industrielle. Les industries énergivores qui produisent en Allemagne intègrent directement ces coûts de réseau élevés dans leurs calculs. À partir de janvier 2024, les principaux gestionnaires de réseau de transport ont facturé 6,43 centimes par kilowattheure de tarifs de réseau, soit un doublement en quelques mois. Bien que des dispositions particulières concernant les gros consommateurs, assorties de tarifs de réseau individuels en vertu de l'article 19 de l'ordonnance relative aux tarifs de réseau d'électricité, aient été maintenues, et que le gouvernement fédéral ait adopté diverses mesures d'allègement, notamment des subventions du Fonds pour le climat et la transition à hauteur de 26 milliards d'euros pour réduire les tarifs de réseau de transport au cours des quatre prochaines années, ces mesures ne font qu'atténuer les symptômes sans s'attaquer aux causes profondes du problème.

Pour les petites et moyennes entreprises (PME) et les entreprises industrielles de taille moyenne ne répondant pas aux critères d'exemption, la charge financière demeure élevée. L'Institut de recherche sur la macroéconomie et les cycles économiques (IMK) de la Fondation Hans Böckler souligne que le volume annuel d'investissement dans les réseaux électriques doit passer d'environ 15 milliards d'euros en 2023 à près de 34 milliards d'euros pour permettre la transition énergétique. Faute de quoi, le retard pris dans le développement des réseaux augmentera le coût global de la neutralité climatique et compromettra la compétitivité de l'Allemagne en tant que destination des entreprises. Ces retards ne constituent pas un simple facteur de planification abstrait, mais ont des conséquences concrètes pour les entreprises : hausse des coûts de production, incertitude quant aux décisions d'investissement et, dans le pire des cas, délocalisation vers des régions dotées d'infrastructures énergétiques plus développées.

La réforme majeure : ce qu'AgNes et le nouveau système de rémunération sont censés apporter

Pour 2029, l'Agence fédérale des réseaux prévoit la réforme la plus importante de la tarification du réseau électrique depuis vingt ans. Sous l'acronyme AgNes (Système général de tarification du réseau électrique), une nouvelle structure est en cours d'élaboration afin de redistribuer environ 37 milliards d'euros de coûts annuels de réseau entre les ménages et les entreprises à partir de 2029. L'ordonnance actuelle relative à la tarification du réseau électrique, qui définit les règles de base de cette répartition depuis 2005, expire fin 2028. Cette réforme vise à moderniser la répartition des coûts, à encourager une utilisation flexible du réseau et à atténuer les déséquilibres régionaux croissants qui persistent depuis des années.

Le mécanisme de partage des coûts déjà mis en place pour les zones de réseau présentant des charges supérieures à la moyenne – notamment dans le nord et l'est venteux de l'Allemagne – constitue un premier pas dans cette direction. À partir de 2025, environ 26 gestionnaires de réseau directement éligibles bénéficieront de la décision de l'Agence fédérale des réseaux prise en août 2024 ; dans les régions prioritaires, les tarifs de réseau diminueront jusqu'à 39 %, ce qui représente une économie pouvant atteindre 192 € par an pour un ménage moyen. Cependant, les scientifiques de l'Agence fédérale de l'environnement soulignent que cette compensation partielle n'est qu'une mesure transitoire : à long terme, des tarifs de réseau uniformes sur l'ensemble du territoire allemand garantiraient une répartition plus équitable qu'un mécanisme de partage des coûts fragmenté.

Le dilemme structurel : entre incitations à l'investissement et protection des consommateurs

Le débat politique et réglementaire s'articule en définitive autour d'un dilemme fondamental : ceux qui souhaitent que les entreprises privées investissent des centaines de milliards d'euros dans les infrastructures sociales essentielles doivent leur offrir des rendements suffisamment attractifs. Or, ceux qui autorisent des rendements excessivement élevés font peser une charge indue sur les consommateurs et l'industrie et subventionnent de fait les profits générés par le monopole, et non par la performance. Le système réglementaire allemand n'a pas encore trouvé de solution satisfaisante à ce dilemme.

Les données actuelles sont éloquentes : les rendements des gestionnaires de réseaux de distribution dépassent largement les exigences réglementaires. Parallèlement, le réseau lui-même présente de nombreuses lacunes. La BNE (Association allemande des gestionnaires de réseaux) en tire la conclusion logique suivante : lorsque des rendements excessifs et un retard d’investissement surviennent simultanément, le cadre réglementaire présente des dysfonctionnements. Soit les mécanismes permettant de lier systématiquement les profits à la performance des investissements font défaut, soit des failles juridiques existantes autorisent des profits sans aucun lien avec les investissements réels dans le réseau.

Une des réformes proposées par la BNE (Association allemande des industries de l'énergie et de l'eau) et examinées dans le cadre du processus NEST concerne la rémunération au rendement : le rendement autorisé des capitaux propres varie selon que le gestionnaire de réseau atteint ou non les objectifs d'expansion et les normes de qualité prédéfinis. De tels modèles de régulation axés sur les résultats ont été testés dans d'autres pays et pourraient contribuer à corriger le déséquilibre entre rentabilité et performance. La BDEW (Association allemande des industries de l'énergie et de l'eau) et la VKU (Association des entreprises municipales) déplorent toutes deux que l'Agence fédérale des réseaux n'ait pas encore suffisamment intégré cette approche dans le processus NEST.

Structure du marché et propriété : Les services publics municipaux dans l'ombre des profiteurs

Un autre aspect mérite d'être souligné : qui sont les véritables propriétaires des gestionnaires de réseaux les plus rentables ? EWE Netz est une filiale du groupe EWE, lui-même détenu majoritairement par les municipalités de Basse-Saxe et de Brême. Westnetz appartient au groupe RWE, et Bayernwerk Netz à la compagnie énergétique bavaroise E.ON. Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom est une filiale d'enviaM, elle-même détenue majoritairement par E.ON. Les profits exceptionnels alimentent ainsi en grande partie les caisses des entreprises énergétiques et, dans le cas des services publics gérés par les municipalités, les budgets municipaux. Ce contexte rend le débat politique autour de la réforme de la réglementation délicat : les municipalités qui bénéficient des revenus du réseau ont un intérêt structurel à ce que la réglementation ne soit pas trop contraignante. La séparation entre les intérêts des infrastructures municipales et les intérêts lucratifs du secteur privé n'a jamais été pleinement réalisée dans le secteur énergétique allemand.

Que faut-il faire maintenant ?

L'analyse révèle que le réseau électrique allemand se trouve à la croisée des chemins. D'un côté, un cadre réglementaire permet, de fait, des surprofits sans investissement proportionnel. De l'autre, un besoin d'investissement colossal ne peut être satisfait sans une régulation fiable et équitable. Plusieurs mesures sont nécessaires pour trouver une solution viable à ce dilemme.

Premièrement, une plus grande transparence est nécessaire : les rendements des gestionnaires de réseau, calculés selon le droit commercial, doivent être systématiquement et publiquement comparés aux rendements autorisés par la réglementation. Jusqu’à présent, cette analyse n’était possible que grâce à des études de bilan coûteuses menées par l’Agence fédérale allemande des réseaux (BNE) ; elle devrait être une composante obligatoire des rapports réglementaires. Deuxièmement, les rendements doivent être plus systématiquement liés à la performance : les gestionnaires de réseau qui n’atteignent pas leurs objectifs d’expansion ne devraient pas avoir droit à l’intégralité du rendement réglementaire. Troisièmement, la procédure d’autorisation des projets de réseau doit être encore accélérée ; l’Allemagne a réalisé des progrès en la matière en réduisant le délai d’autorisation pour l’énergie éolienne, progrès qui doivent désormais être appliqués aux projets d’extension du réseau. Quatrièmement, l’optimisation de la structure du capital, qui génère des rendements comptables gonflés, devrait être limitée par des ajustements réglementaires ciblés.

La transition énergétique repose entièrement sur le réseau électrique. Il est le pilier de l'économie future. Ce n'est pas un hasard si les entreprises chargées de son exploitation et de son développement engrangent actuellement des profits records, tandis que 40 000 projets énergétiques attendent d'être raccordés au réseau et que les coûts de réacheminement, se chiffrant en milliards, pèsent sur les contribuables. C'est le résultat prévisible d'un système réglementaire conçu par des esprits brillants et ensuite exploité à leur avantage par des acteurs tout aussi avisés. La question n'est pas de savoir si des réformes sont nécessaires, mais combien de temps il faudra aux responsables politiques pour les mettre en œuvre.