Monopóliumprofit az elektromos hálózatban: Hogyan kaszálnak pénzt a hálózatüzemeltetők, miközben az energiaátállás várat magára?

Energiaátállás szünetel: Hogyan biztosítja az állam a hálózatüzemeltetők számára az álommegtérülést?

Milliárdos profit a leromlott hálózatok ellenére: Az áramszolgáltatók abszurd üzleti modellje

Németország villamosenergia-hálózatai az energetikai átállás szűk keresztmetszetét jelentik – elavultak, túlterheltek, és hatalmas költségterhet jelentenek a háztartások és az ipar számára. Miközben azonban több tízezer szélturbina, napelem és energiatároló létesítmény áll sorban a hálózati csatlakozásért, ezeknek a hálózatoknak az üzemeltetői életük üzleteit kötik. A hibás szabályozási rendszernek és a verseny teljes hiányának köszönhetően a regionális monopolisták akár 50 százalékos saját tőkearányos megtérülést is elérhetnek. Hogyan lehetséges, hogy egy iparág ekkora profitot termel, miközben az ország kritikus infrastruktúrája stagnál? Az elektromos hálózati díjak útvesztőjének vizsgálata feltárja, hogy végső soron a fogyasztók fizetik a számlát – és a rendszer a haszonlesőket védi.

Amikor a háló tehénné válik – és senki sem javítja meg

40 000 blokkolt projekt: A német villamosenergia-hálózati monopóliumok elképesztő profitja

Bárki, aki elolvassa Németország legnagyobb villamosenergia-elosztó hálózat üzemeltetőinek pénzügyi kimutatásait 2026 tavaszán, megdöbben. Nem a veszteségeken, hanem a bőséges nyereségen. A Német Új Energiaipari Szövetség (BNE) elemzése szerint, amelyet a Zeitmagazin is rendelkezésünkre bocsátottak, a 18 legnagyobb regionális villamosenergia-hálózat üzemeltetőjének átlagos saját tőke arányos megtérülése 2024-ben figyelemre méltó 30,1 százalék volt. Ez nem kiugró érték, hanem egy folyamatban lévő trend csúcspontja: Már 2023-ban is 20,2 százalék volt a vizsgált 15 legnagyobb elosztó hálózat üzemeltetőjének átlagos saját tőke arányos megtérülése (a kereskedelmi jog szerint), amelyet a BNE a 2019 és 2023 közötti időszakra vonatkozó vállalati mérlegek elemzése alapján állapított meg. Az egyes vállalatok sokszorosan túlszárnyalták ezeket az adatokat. Az EWE Netz 50 százalékos, a Pfalzwerke Netz 38-39 százalékos, a Westnetz pedig 27 százalékos megtérülést ért el 2023-ban. 2024-ben a BNE szerint a Westnetz hozama még 45 százalékra emelkedett, a Bayernwerk Netz 38 százalékot, a Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom pedig 43 százalékot ért el.

Ezek a számok nemcsak gazdaságilag figyelemre méltóak – politikailag is robbanásveszélyesek. Ugyanakkor a német villamosenergia-hálózat nagy része reménytelenül túlterhelt, elavult és reménytelenül túlterhelt a megújuló energiák felfutása miatt. Németország-szerte mintegy 40 000 projekt vár hálózati csatlakozásra, köztük szélerőművek, naperőművek és akkumulátoros tárolólétesítmények, összesen 140 gigawatt kapacitással. A szakértők az elosztóhálózat 2045-ig történő bővítésének szükségességét körülbelül 323 milliárd euróra, az átviteli hálózat bővítésének pedig további 328 milliárd euróra becsülik – összesen körülbelül 651 milliárd eurót. És mégis: azok a vállalatok, amelyekre a társadalom rábízta e kritikus infrastruktúra felelősségét, olyan hozamot termelnek, amely még a sikeres technológiai vállalatokat is megszégyenítené.

Az üzleti modell: Profit versenynyomás nélkül

Ahhoz, hogy megértsük, hogyan érhetnek el ilyen hozamot a hálózatüzemeltetők, meg kell értenünk üzleti modelljük természetét. Az elektromos hálózatok úgynevezett természetes monopóliumok. Gazdaságilag irracionális és technikailag értelmetlen lenne egymással versengő átviteli hálózatokat kiépíteni egy városban vagy régióban. A fogyasztóknak egyszerűen nincs választási lehetőségük a hálózatüzemeltetőjük tekintetében – annak a hálózati díjait fizetik, amelynek a szolgáltatási területén élnek. A hálózati díj, amelyet a lakossági ügyfelek, a vállalkozások és az ipar fizet a villamos energia átviteléért, a magánfogyasztók teljes villanyszámlájának körülbelül egyharmadát teszi ki. A hálózati díjak két csoportra oszlanak: átviteli hálózati díjakra, amelyeket a négy fő átviteli rendszerüzemeltető vet ki, és a hálózati költségek körülbelül 30 százalékát teszik ki, valamint elosztó hálózati díjakra, amelyeket a 866 regionális elosztó rendszerüzemeltető vet ki, és amelyek a hálózati költségek körülbelül 70 százalékát teszik ki.

Mivel a verseny nem működik, az állam szabályozza az elérhető profitot. A Szövetségi Hálózati Ügynökség úgynevezett bevételi korlátokat határoz meg minden szabályozási időszakra, amelyekből a megengedett hálózati díjak származnak. Ennek a rendszernek a központi eleme a saját tőke imputált megtérülése: ez határozza meg, hogy a hálózatüzemeltető mekkora megtérülést érhet el a befektetett saját tőkén, és költségtételként szerepel a hálózati díjak kiszámításakor. A jelenlegi negyedik szabályozási időszakban, amely a 2024 és 2028 közötti villamosenergia-hálózatokra vonatkozik, ez a kamatláb adózás után 4,13 százalékban volt meghatározva, az új beruházások esetében pedig magasabb, 5,07 százalékos rátával. Ez mérsékelt és méltányos szabályozásnak hangzik. A valóság azonban más.

A szabályozás és a valóság közötti szakadék

Hogyan lehetséges, hogy a szabályozó hatóság által jóváhagyott, körülbelül 4-5 százalékos saját tőkearányos megtérüléssel rendelkező vállalatok valójában 20, 30 vagy akár 50 százalékos hozamot érnek el? A válasz abban a jelentős különbségben rejlik, hogy mit írnak elő a szabályozások, és mi jelenik meg valójában a mérlegekben. A szabályozások a saját tőke megtérülését az úgynevezett imputált saját tőke alapján számítják ki – ez egy standardizált érték, amely a múltbeli felvásárlási költségeken és egy meghatározott tőkeszerkezeten alapul. A kereskedelmi jog szerinti saját tőke megtérülése azonban a nettó nyereséget a vállalat mérlegében kimutatott tényleges saját tőkéhez viszonyítja –, és ez strukturálisan sokkal alacsonyabb lehet, mint az imputált tárgyi eszközök.

Ez a számviteli eltérés részben megmagyarázza a különbséget, de nem ez az egyetlen magyarázat. A BNE (Német Hálózatüzemeltetők Szövetsége) a vizsgálat alatt álló hálózatüzemeltetőket olyan konkrét gyakorlatokkal is vádolja, amelyek szisztematikusan kihasználják a szabályozási rendszert a nagyobb profit elérése érdekében. Ezek közé tartozik a költségek mesterséges felfújása a szabályozási időszak bázisévében, az inflációs korrekciók kétszeres alkalmazása, és – különösen robbanásszerű – az iparűzési adó beépítése a hálózati díjakba, annak ellenére, hogy ezt az adót valójában nem, vagy nem teljes egészében fizetik meg. Becslések szerint az elosztóhálózat-üzemeltetők évente körülbelül 400 millió euró számított iparűzési adóval terhelik ügyfeleiket, amelynek jelentős része egyszerűen a helyi adórendszerben marad anélkül, hogy ténylegesen valaha is megfizették volna. Robert Busch, a BNE ügyvezető igazgatója így foglalta össze: Ha a hálózatüzemeltetők ilyen magas hozamot tudnak elérni, akkor alapvetően valami nincs rendben a szabályozási keretrendszerrel.

A fogyasztók fizetik a számlát

Ami a szabályozó hatóságok szakzsargonjának hangzik, közvetlen pénzügyi következményekkel jár több millió német háztartás és vállalkozás számára. A hálózati díjak nem elvont tételek az energiaszámlán – jelentős részét teszik ki a havi villanyszámlanak, és az elmúlt években számos háztartás és kis- és középvállalkozás számára érezhető teherré váltak. Csak 2023 és 2024 között a tipikus éves 3500 kilowattóra fogyasztású lakossági ügyfelek hálózati díjai mintegy 10,6 százalékkal emelkedtek – az átlagos éves nettó 341 euróról 377 euróra. Bizonyos régiókban, például Bajorországban, az emelések akár a 17 százalékot is elérték.

Az átviteli hálózatokat tekintve a kép még drámaibb: A négy nagy átviteli rendszerüzemeltető, az 50Hertz, az Amprion, a TenneT és a TransnetBW 2024. január 1-jén megduplázta hálózati díjait, kilowattóránként 3,12 centről 6,43 centre – ami közvetlen következménye az Éghajlatváltozási és Átalakulási Alapból nyújtott kormányzati támogatások megszüntetésének. A lakossági ügyfelek számára ez az áramköltségek azonnali emelkedését jelentette, amelyet semmilyen hatékonyságnövelés vagy versenynyomás nem ellensúlyozott. 2025-től kezdődően a Szövetségi Hálózati Ügynökség részleges kompenzációt nyújtott azoknak a régióknak, ahol a hálózati díjak különösen meredeken emelkedtek a megújuló energiaforrások hatalmas térnyerése miatt – egy új, 2025-re 2,4 milliárd eurós áthárítási összeggel előrejelzett mechanizmus mostantól szélesebb körben osztja el a költségeket. Az eredmény azonban az, hogy a kedvezményezett régiókon kívüli átlagos háztartás továbbra is évi körülbelül 21 eurós többletköltségekkel szembesül, miközben a hálózati nyereség töretlenül növekszik.

A paradox egyidejűség: rekordvisszatérések, rekordkésések

A történet talán legrobbanékonyabb aspektusa nem maguknak a megtérüléseknek a nagysága, hanem azok egyidejű bekövetkezése a hatalmas beruházási elmaradás mellett. Az ilyen kivételesen magas nyereséget termelő vállalatoknak elméletileg jelentős összegeket kellene befektetniük saját infrastruktúrájukba. A valóság azonban más képet fest. A 82 legnagyobb elosztóhálózat-üzemeltető által 2024 áprilisában közzétett, törvényileg előírt 2024-es hálózatbővítési tervek szerint a nagyfeszültségű projektek és a nagy- és középfeszültségű alállomási projektek körülbelül 24 százaléka már 2023. december 31-ig késett, a beruházási volumen alapján mérve. A hálózatüzemeltetők a késedelmek fő okaként belső tényezőket (az érintett beruházási volumen 26 százaléka), engedélyezési folyamatokat (17 százalék), ellátási szűk keresztmetszeteket és külső tényezőket említenek.

Ez a beruházási elmaradás nem elvont probléma. Konkrét, súlyos gazdasági következményekkel jár. Az AFRY tanácsadó cég 45 milliárd euróra becsüli azt a beruházási volument, amelyet Németországban a hálózati kapacitás hiánya miatt jelenleg nem lehet megvalósítani. Körülbelül 40 000 projekt vár csatlakozásra – összesen 270 gigawatt kapacitású megújulóenergia- és villamosenergia-tároló létesítmények várnak a hálózatra való csatlakozásra. A Rajna-vidéki Rommerskirchenben található ipari park tökéletesen illusztrálja a problémát: A nagyfeszültségű távvezetékek közvetlen közelében fekvő ipari park ennek ellenére megfelelő villamosenergia-csatlakozásra vár, mivel a Westnetz jelentése szerint a 110 kV-os elosztóhálózat kapacitása majdnem kimerült – a csatlakozás akár a 2030-as évekig is elhúzódhat. A Németországban növekedni és befektetni kívánó vállalatok így strukturális növekedési korlátba ütköznek.

A beruházások szükségessége: Egy országos erőfeszítést akadályoznak

A szükséges beruházások mértéke történelmileg példa nélküli. A közlekedés, az ipar és az épületek villamosítása, a szélenergia és a fotovoltaikus rendszerek hatalmas térnyerése, valamint a decentralizált termelők és fogyasztók millióinak integrációja a teljes hálózati infrastruktúra alapvető átalakítását teszi szükségessé. 2033-ra a 82 legnagyobb elosztóhálózat-üzemeltető mintegy 110 milliárd eurós beruházási igényt vár csak a hálózat bővítésére; 2045-re ez az igény mintegy 207 milliárd euróra emelkedik. Ha az átviteli és elosztóhálózatok 2045-ig terjedő beruházási igényeit összeadjuk, az összesen 651 milliárd eurót eredményez. Ez azt jelenti, hogy az éves beruházási volumennek a 2023-as mintegy 15 milliárd euróról körülbelül évi 34 milliárd euróra kell növekednie – ez 127 százalékos növekedést jelent.

A Német Energia- és Vízügyi Szövetség (BDEW) meghatározza a közeljövő befektetési irányát: 2024-ben körülbelül 13,4 milliárd eurót fektettek be az átviteli hálózatokba és 8,6 milliárd eurót az elosztóhálózatokba, összesen körülbelül 22 milliárd eurót. Ezek az adatok várhatóan évi 16,4 milliárd euróra nőnek az átviteli hálózatok, és 15,4 milliárd euróra az elosztóhálózatok esetében 2030-ra – összesen körülbelül 32 milliárd eurót. Tekintettel a meglévő elmaradásokra és arra, hogy 2030-ig további mintegy 9,3 millió hálózati felhasználót kell integrálni, továbbra is fennáll a kérdés: Miért nem fektetik vissza a hálózatüzemeltetők rendkívüli nyereségét jelentősen nagyobb mértékben a sürgősen szükséges bővítésbe?

Jóváhagyási akadályok és strukturális akadályok

Nem csak az elosztóhálózat-üzemeltetők hibásak. A kép nem lenne teljes anélkül, hogy megemlítenénk a hálózatbővítést akadályozó strukturális akadályokat, függetlenül az üzemeltetők beruházási hajlandóságától. Németország krónikus engedélyezési problémával küzd, amely az összes infrastrukturális ágazatot érinti. A HVDC (nagyfeszültségű egyenáramú) vezetékek esetében az átlagos engedélyezési időszak a kérelem benyújtásának dátumától számítva körülbelül hat év; a kezdeti kérelem benyújtása előtti törvényileg előírt tervezési idővel együtt ez legalább 7,5 évet tesz ki. A hagyományos háromfázisú váltakozó áramú vezetékek esetében az engedélyezési folyamat átlagosan öt-hat évig tart.

Az elosztóhálózatra csatlakoztatandó szárazföldi szélturbinák esetében az engedélyezési folyamat az elmúlt tíz évben megduplázódott, körülbelül 13 hónapról 2023-ra akár 26 hónapra is, mielőtt a jogszabályi változások 2025-re átlagosan 17 hónapra csökkentették volna. Ez azt mutatja, hogy a politikai akarat valóban csökkentheti a bürokráciát. Ez az akarat azonban egyenetlenül oszlik meg, és magára a hálózatbővítésre sem alkalmazták túl sokáig. Bár a szélenergia-engedélyek kiosztása felgyorsult, a hálózatüzemeltetők belső folyamatai továbbra is a késedelmek leggyakoribb okai közé tartoznak – a késedelmes beruházási volumen 26 százalékát maguk az üzemeltetők „belső okként” említik.

Az ösztönző szabályozási rendszer: jó koncepció, gyenge megvalósítás

Az ösztönző szabályozás alapelve megalapozott: a hálózatüzemeltető tényleges költségeinek teljes megtérítése helyett – ami megszüntetné a hatékonyságra nehezedő nyomást – a Szövetségi Hálózati Ügynökség bevételi korlátot határoz meg. Ha egy hálózatüzemeltető hatékonyabban működik, mint ahogy azt a szabályozási feltételezések lehetővé teszik, megtarthatja a különbözetet. Ez a mechanizmus a költségcsökkentés ösztönzését hivatott teremteni. Elméletben ez egy elegáns eszköz. A gyakorlatban azonban nemkívánatos mellékhatást váltott ki: Nem feltétlenül jutalmazza a beruházásokat és a szolgáltatás minőségét, hanem inkább a költségoptimalizálást és – ahol lehetséges – a számviteli találékonyságot.

A Szövetségi Hálózati Ügynökség folyamatban lévő reformprojektje, amelyet belsőleg NEST-folyamatként (Új Bevételi Korlátozási Rendszer és Növelés) ismernek, a rendszer fejlesztését célozta a 2029-ben kezdődő ötödik szabályozási időszakra. Az ügynökség által 2025 decemberében bemutatott eredmények azonban mind az ipari, mind a fogyasztói szövetségeket csalódást okoztak. A Német Energia- és Vízipari Szövetség (BDEW) bírálta a tervezett változtatásokat, kijelentve, hogy azok a status quóhoz képest strukturális romlásokat tartalmaznak, gyengítve a hálózatüzemeltetők beruházási és teljesítménykapacitását. A BDEW számításai szerint az iparág az új módszertan miatt 3,5 milliárd eurós bevételkiesésre számít a villamosenergia-ágazatban és 1,5 milliárd eurós bevételkiesésre a gázágazatban a teljes szabályozási időszakban. Az Önkormányzati Vállalkozások Szövetsége (VKU) a kikötéseket "kiábrándítónak és az elosztóhálózat-üzemeltetők jelenlegi és jövőbeli feladataira nézve teljesen elégtelennek" minősítette.

Az egyik konkrét kritikai pont az adósságköltség kiszámításának módszertanát érinti. A Szövetségi Hálózati Ügynökség egy rögzített hétéves időszakot alkalmaz az adósságköltség meghatározásakor, ahelyett, hogy dinamikus modellt használna. Ez a hálózatüzemeltetőket strukturális hiányosságokkal fenyegeti a beruházásaik refinanszírozásában a következő, 2029 és 2033 közötti szabályozási időszakban. Ugyanakkor a költségnövekedéseket csak jelentős időbeli késéssel ismerik fel, ami nyomást gyakorol a hálózatüzemeltetők tényleges jövedelmezőségére, különösen a magas infláció időszakaiban.

Iparági fókuszterületek: B2B, digitalizáció (AI-tól XR-ig), gépészet, logisztika, megújuló energiák és ipar

További információ itt:

• Szakértői Üzleti Központ

Tematikus központ, amely betekintést és szakértelmet kínál:

• Tudásplatform, amely a globális és regionális gazdaságokat, az innovációt és az iparágspecifikus trendeket fedi le
• Elemzések, betekintések és háttérinformációk gyűjteménye a legfontosabb fókuszterületeinkről
• Szakértelem és információk helye az üzleti és technológiai fejleményekről
• Egy központ a piacokkal, a digitalizációval és az iparági innovációkkal kapcsolatos információkat kereső vállalatok számára

Szabályozott részvényhozam európai összehasonlításban: Paradoxon

Ezen a ponton egy látszólag feloldhatatlan paradoxon merül fel. Egyrészt a német hálózatüzemeltetők a gyakorlatban kivételesen magas hozamokat érnek el a kereskedelmi jog alapján. Másrészt a Szövetségi Hálózati Ügynökség által előírt 4,28 százalékos adózás utáni saját tőkehozam a Német Energia- és Vízipari Szövetség (BDEW) szerint az európai tartomány alsó határán van – az uniós átlag 6,65 százalék. Ezt a látszólag ellentmondásos helyzetet a szabályozási és a kereskedelmi hozamok közötti strukturális különbség magyarázza, amint azt már leírtuk. A szabályozási hozam a hatóságok által meghatározott cél, nem pedig piaci ár; a kereskedelmi hozam azonban a tényleges üzleti valóságot tükrözi, amely a költségoptimalizálás, a számviteli döntések és a rendszerszintű kiskapuk miatt jelentősen magasabb lehet ennél a célértéknél.

Ez stratégiai problémát jelent a közelgő hálózatbővítés szempontjából: A szükséges magántőke mozgósításához az intézményi befektetőknek – nyugdíjalapoknak, infrastrukturális alapoknak és biztosítótársaságoknak – kellően vonzó, kockázattal korrigált hozamokra kell számítaniuk. A közgazdászok becslése szerint a saját tőke szabályozási megtérülésének legalább 8,7 százalékra kellene emelkednie adózás előtt ahhoz, hogy a szükséges további tőke felét intézményi befektetőktől mozgósítsák. Ez a szám messze meghaladja a jelenleg meghatározott rátát. Ugyanakkor a meglévő hálózatüzemeltetők már most is olyan hozamokat generálnak, amelyek messze meghaladják ezt a célértéket a rendszerszintű mechanizmusokon keresztül – csak nem a szabályozási számítási módszeren, hanem számviteli és strukturális optimalizáláson keresztül.

Újraelosztás: A túlterhelt hálózat láthatatlan költségmotorja

A hálózati probléma egy másik gyakran alábecsült aspektusa az úgynevezett újraelosztási költségek. Amikor a hálózat eléri kapacitásának határait, és az áramot nem lehet a termelőktől a fogyasztókhoz szállítani, a hálózat üzemeltetőinek be kell avatkozniuk a piacba: a túlterhelt régiókban a villamosenergia-termelést korlátozzák, míg az alulszolgáltatottakban növelik. Ezek az intézkedések pénzbe kerülnek – és sokba. A hálózati szűk keresztmetszetek kezelésének teljes költsége 2024-ben körülbelül 2,776 milliárd eurót tett ki. Bár ez 17 százalékkal kevesebb, mint az előző évben (2023: 3,335 milliárd euró), még mindig milliárdos éves gazdasági terhet jelent, amely közvetlenül a hálózatbővítés strukturális hiányából ered. 2024-ben az összes szűk keresztmetszet mintegy 74 százaléka az átviteli hálózatban volt – azaz a főbb villamosenergia-folyosókban, amelyeknek a szélenergiát északról és keletről a déli és nyugati fogyasztási központokba kellene szállítaniuk.

A probléma gyökere egy évekig fennálló politikai téves ítélőképességben rejlik: az olyan távvezetékek, mint a SuedLink, drága földalatti kábelként való megépítésének döntése a költséghatékonyabb légvezetékek helyett évekkel késleltette a befejezést, és jelentősen megnövelte a projekt költségeit. Ez a politikailag motivált, tájvédelmi engedmény a költségeket az összes áramfogyasztóra áthárította anélkül, hogy megoldotta volna az alapvető kapacitásproblémát. Az elosztóhálózat szintjén az AFRY jelentése szerint a hálózatbővítés elmaradása összesen 140 gigawatt kapacitású megújulóenergia-projekteket és 130 gigawatt kapacitású akkumulátoros energiatárolási projekteket akadályoz – ez 45 milliárd eurós beruházási akadályt jelent.

Hálózati díjak, mint iparpolitikai fék

A túlzott hálózati díjak és a nem megfelelően fejlett hálózat hatásai nem korlátozódnak a háztartások villanyszámláira. Komoly iparpolitikai problémává váltak. A Németországban termelő energiaigényes iparágak közvetlenül beépítik a magas hálózati költségeket a költségszámításaikba. 2024 januárjától a főbb átviteli rendszerüzemeltetők kilowattóránként 6,43 centet számítottak fel hálózati díjként – ez hónapokon belül megduplázódott. Míg a villamosenergia-hálózati díjrendelet 19. szakasza szerinti egyéni hálózati díjjal rendelkező nagyfogyasztókra vonatkozó különleges szabályozások megmaradtak, és a szövetségi kormány különféle enyhítő intézkedéseket fogadott el, beleértve az Éghajlatváltozási és Átalakulási Alapból nyújtott összesen 26 milliárd eurós támogatásokat az átviteli hálózati díjak csökkentésére a következő négy évben, ezek az intézkedések csak a tüneteket enyhítik, anélkül, hogy a kiváltó okot kezelnék.

A kis- és középvállalkozások (kkv-k), valamint a mentességi kritériumok alá nem tartozó közepes méretű ipari vállalatok számára továbbra is magasak a költségterhek. A Hans Böckler Alapítvány Makrogazdasági és Üzleti Ciklus Kutatóintézete (IMK) hangsúlyozza, hogy az elektromos hálózatok éves beruházási volumenét a 2023-as mintegy 15 milliárd euróról körülbelül 34 milliárd euróra kell növelni az energetikai átállás lehetővé tétele érdekében – ellenkező esetben a késleltetett bővítés növeli a klímasemlegesség elérésének összköltségeit, és veszélyezteti Németország versenyképességét üzleti helyszínként. A hálózatbővítés késedelme nem elvont tervezési tényező, hanem konkrét következményekkel jár a vállalatok számára: magasabb termelési költségek, bizonytalanság a beruházási döntésekben, és a legrosszabb esetben áthelyezés a fejlettebb energiainfrastruktúrával rendelkező régiókba.

A fő reform: Mit kíván hozni az AgNes és az új javadalmazási rendszer?

A Szövetségi Hálózati Ügynökség 2029-re a húsz év legjelentősebb villamosenergia-hálózati díjszerkezeti reformját tervezi. Az AgNes (Általános Villamosenergia-hálózati Díjrendszer) rövidítés alatt egy új struktúra van kidolgozás alatt, amely 2029-től kezdődően körülbelül 37 milliárd euró éves hálózati költséget oszt újra a háztartások és a vállalkozások között. A jelenlegi villamosenergia-hálózati díjrendelet, amely 2005 óta határozza meg e költségek elosztásának alapvető szabályait, 2028 végén lejár. A reform célja a költségmegosztás korszerűsítése, a rugalmas hálózathasználat ösztönzőinek megerősítése, valamint az évek óta fennálló növekvő regionális egyenlőtlenségek enyhítése.

A már bevezetett költségmegosztási mechanizmus az átlagosnál nagyobb terhelésű hálózati területek számára – különösen Németország szeles északi és keleti részén – az első lépés ebbe az irányba. 2025-től kezdődően körülbelül 26 közvetlenül jogosult hálózatüzemeltető részesül a Szövetségi Hálózati Ügynökség 2024. augusztusi döntésének előnyeiből; a kedvezményezett régiókban a hálózati díjak akár 39 százalékkal is csökkenhetnek, ami egy átlagos háztartás számára akár évi 192 eurós megtakarítást is jelenthet. A Szövetségi Környezetvédelmi Ügynökség tudósai mindazonáltal óvatosságra intenek, mivel ez a részleges kompenzáció csak egy átmeneti lépés – hosszú távon az egységes hálózati díjak Németország-szerte jobban biztosítanák a méltányos elosztást, mint egy összefüggő költségmegosztási mechanizmus.

A strukturális dilemma: A befektetési ösztönzők és a fogyasztóvédelem között

A politikai és szabályozási vita végső soron egy alapvető dilemma körül forog: azoknak, akik azt szeretnék, hogy a magánvállalatok több százmilliárd eurót fektessenek be az alapvető társadalmi infrastruktúrába, kellően vonzó hozamot kell kínálniuk. Azonban azok, akik túlzottan magas hozamokat engedélyeznek, indokolatlan terhet rónak a fogyasztókra és az iparra, és gyakorlatilag a monopólium, nem pedig a teljesítmény által generált profitot támogatják. A német szabályozási rendszer még nem talált kielégítő megoldást erre az egyensúlyozásra.

A jelenlegi adatok magukért beszélnek: az elosztóhálózat-üzemeltetők hozamai messze meghaladják a szabályozási követelményeket. Ugyanakkor maga a hálózat is számos területen elmarad a szabványoktól. A BNE (Német Hálózatüzemeltetők Szövetsége) által levont logikus következtetés a következő: Amikor egyszerre jelentkezik túlzott hozam és elmaradt beruházás, akkor valami nincs rendben a szabályozási keretrendszerrel. Vagy hiányoznak azok a mechanizmusok, amelyek következetesen összekapcsolják a nyereséget a beruházási teljesítménysel, vagy a meglévő kiskapuk olyan nyereséget tesznek lehetővé, amelynek semmi köze a tényleges hálózati beruházásokhoz.

A BNE (Német Energia- és Vízügyi Szövetség) által követelt és a NEST folyamatban megvitatott reformlehetőségek egyike az úgynevezett teljesítményalapú hozam: a megengedett sajáttőke-arányos megtérülés attól függően emelkedik vagy csökken, hogy a hálózatüzemeltető valóban eléri-e az előre meghatározott bővítési célokat és minőségi szabványokat. Az ilyen, teljesítményalapú szabályozási modelleket más országokban már tesztelték, és segíthetnek a hozam és a teljesítmény közötti egyensúlyhiány korrigálásában. A BDEW (Német Energia- és Vízügyi Szövetség) és a VKU (Önkormányzati Vállalkozások Szövetsége) egyaránt bírálja azt a tényt, hogy a Szövetségi Hálózati Ügynökség még nem hajtotta végre kellőképpen ezt a megközelítést a NEST folyamatban.

Piaci szerkezet és tulajdonlás: Az önkormányzati közművek a haszonleső árnyékában

Egy másik szempont is figyelmet érdemel: Kik a tulajdonosai a legjövedelmezőbb hálózatüzemeltetőknek? Az EWE Netz az EWE Csoport leányvállalata, amelynek többségi tulajdonosai Alsó-Szászország és Bremen önkormányzatai. A Westnetz az RWE Csoporthoz, a Bayernwerk Netz pedig a bajor E.ON energiacéghez tartozik. A Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom az enviaM leányvállalata, amelynek viszont többségi tulajdonosa az E.ON. A rendkívüli nyereség így jelentős mértékben az energiacégek kasszájába, és – az önkormányzatok által üzemeltetett közművek esetében – az önkormányzati költségvetésekbe áramlik. Ez kényessé teszi a szabályozási reformmal kapcsolatos politikai vitát: A hálózati bevételekből profitáló önkormányzatoknak strukturális érdekük fűződik ahhoz, hogy a szabályozás ne legyen túl szigorú. A német energiaszektorban soha nem valósították meg teljes mértékben az önkormányzati infrastrukturális érdekek és a magánszektor profitérdekeltségeinek szétválasztását.

Mit kell most tenni?

Az elemzés azt mutatja, hogy a német villamosenergia-hálózat válaszút előtt áll. Egyrészt létezik egy olyan szabályozási keret, amely arányos beruházások nélkül teszi lehetővé a túlzott hozamokat. Másrészt óriási beruházási igény van, amelyet megbízható és méltányos szabályozás nélkül nem lehet kielégíteni. Számos intézkedésre van szükség ahhoz, hogy életképes kiutat találjunk ebből a dilemmából.

Először is, nagyobb átláthatóságra van szükség: A hálózatüzemeltetők kereskedelmi jogi hozamát szisztematikusan és nyilvánosan össze kell hasonlítani a szabályozási jogszabályok által megengedett hozamokkal. Ez az elemzés eddig csak a Német Szövetségi Hálózati Ügynökség (BNE) költséges mérlegtanulmányain keresztül volt lehetséges – a szabályozási jelentéstétel kötelező részének kellene lennie. Másodszor, a hozamokat következetesebben kell a teljesítményhez kötni: Azok a hálózatüzemeltetők, amelyek nem teljesítik bővítési céljaikat, nem jogosultak a teljes szabályozási hozamra. Harmadszor, a hálózati projektek jóváhagyási folyamatát tovább kell gyorsítani – Németország itt előrelépést mutatott a szélenergia jóváhagyási idejének csökkentésével, amelyet most a hálózatbővítési projektekre is alkalmazni kell. Negyedszer, a számviteli alapon felfújt hozamokat generáló tőkeszerkezet-optimalizálást célzott szabályozási kiigazításokkal kell korlátozni.

Az energetikai átállás az elektromos hálózattal együtt áll vagy bukik. Ez a jövő gazdaságának éltető eleme. Nem véletlen, hogy éppen azok a vállalatok, amelyekre ennek az éltető elemnek az üzemeltetése és bővítése bízott, jelenleg rekord profitot aratnak, miközben 40 000 energiaprojekt vár a hálózatra való csatlakozásra és a teherelosztás milliárdos költségeire, amelyek a lakosságot terhelik. Ez egy olyan szabályozási rendszer kiszámítható eredménye, amelyet briliáns elmék terveztek, majd hasonlóan ravasz játékosok a saját előnyükre használtak ki. A kérdés nem az, hogy szükség van-e reformokra. A kérdés az, hogy mennyi időbe telik a politikusoknak végrehajtani azokat.