Waarom het Duitse elektriciteitsnet het duurste renovatieproject van de energietransitie wordt

24 procent rendement zonder risico: hoe netwerkoperators winst maken ten koste van de burgers

Een verdubbeling van de kosten van het elektriciteitsnet tegen 2045? Modewoorden als "kostenexplosie" domineren momenteel het politieke debat rond de energietransitie, maar ze leiden af ​​van het werkelijke schandaal. Een vernietigende analyse van managementadviesbureau 3EPunkt onthult de harde realiteit: het is niet de dringend noodzakelijke uitbreiding die ons elektriciteitsnet tot het duurste project van Europa maakt, maar een systeem dat vol zit met historisch gegroeide gebreken. Terwijl consumenten en de niet-bevoorrechte middenklasse de rekening betalen, strijken netmonopolisten door de staat gegarandeerde droomrendementen op, soms meer dan 24 procent. Tegelijkertijd blokkeren een absurd lappendeken van 851 regionale netbeheerders en perverse regelgevende prikkels de dringend noodzakelijke digitalisering. Laten we eens kijken naar de werkelijke kostenfactoren van de energietransitie – en naar een historisch mislukt politiek hervormingsproces dat burgers jaarlijks tientallen miljarden euro's zal kosten, tenzij er onmiddellijk een koerswijziging plaatsvindt.

De grote misvatting: Stijgende kosten zijn niet hetzelfde als een explosie

Er zijn maar weinig onderwerpen in het Duitse energiebeleid die zo hardnekkig verkeerd begrepen worden als de kosten van het elektriciteitsnet. Politieke discussies worden gedomineerd door modewoorden als "kostenexplosie" en "exploderende nettarieven", waarmee wordt gesuggereerd dat de aanstaande netuitbreiding voor de energietransitie een bijna ondraaglijke financiële last zal worden voor consumenten en het bedrijfsleven. Veel commentatoren verwarren echter twee fundamenteel verschillende zaken: enerzijds de absolute stijging van de netkosten en anderzijds de specifieke kosten per verbruikte kilowattuur. Een studie van Tim Meyer, oprichter van het Berlijnse managementadviesbureau 3EPunkt, presenteert een nuchtere analyse die ongeëvenaard is in zijn helderheid en politieke impact.

De cijfers van de Duitse Vereniging van Energie- en Waterbedrijven (BDEW), samengesteld door de onderzoeksbureaus Frontier Economics en Consentec, vormen het uitgangspunt van de analyse: de absolute netwerkkosten zullen naar verwachting stijgen van iets minder dan € 30 tot € 32 miljard per jaar nu tot ongeveer € 70 miljard in 2045. Dit klinkt als een verdubbeling en leidt tot de nodige politieke bezorgdheid. Deze inschatting negeert echter het feit dat het elektriciteitsverbruik in Duitsland in dezelfde periode minstens zal verdubbelen – een voorspelling die zowel het Bundesnetbeheer als onafhankelijke onderzoeksinstellingen delen. Wie twee keer zoveel elektriciteit transporteert via een netwerk met twee keer zoveel capaciteit, betaalt niet meer per kilowattuur dan nu – het blijft hetzelfde. De veelbesproken "kostenexplosie" blijkt bij nader onderzoek een statistisch artefact te zijn, veroorzaakt door gebrekkige referentiewaarden.

Het werkelijke probleem ligt elders: in de hoeveelheid geld die onnodig wordt uitgegeven ondanks de stijgende vraag en de uitbreidende netwerken, omdat het systeem inefficiënt is georganiseerd, perverse prikkels creëert en structurele privileges in stand houdt die politiek gezien handig, maar economisch onverdedigbaar zijn. De 3EPunkt-studie kwantificeert het besparingspotentieel dat nu al haalbaar is op € 5,2 miljard per jaar – dit potentieel zal groeien tot € 12,4 miljard per jaar in 2045, wat overeenkomt met ongeveer 17 procent van de totale netwerkkosten die voor die periode worden geraamd.

De basis van de energietransitie: wat distributienetwerken kunnen doen en waarom ze worden onderschat

Om te begrijpen waarom het debat over hervormingen zo urgent is, moet men eerst de enorme omvang van het distributienetwerk in ogenschouw nemen. Met ongeveer 1,9 tot 2 miljoen kilometer kabel en honderdduizenden transformatoren vormt het distributienetwerk verreweg het grootste deel van de Duitse elektriciteitsinfrastructuur. Het omvat alle spanningsniveaus onder de hoogspanningsnetten van de grote netbeheerders – van middenspanning via laagspanning tot aan de individuele huishoudens. Dit netwerk is goed voor meer dan 60 procent van de totale netwerkkosten, waardoor het verreweg het duurste onderdeel van het Duitse elektriciteitsnet is.

Het belang van distributienetwerken reikt veel verder dan alleen de kosten. Ze vormen het ware toneel waar de energietransitie plaatsvindt. Vrijwel alle fotovoltaïsche systemen, de overgrote meerderheid van windturbines, grootschalige batterijopslagsystemen, warmtepompen en laadstations voor elektrische voertuigen zijn aangesloten op het distributienetwerk. De technologische verschuiving naar een gedecentraliseerde, hernieuwbare energievoorziening vindt daarom niet plaats in de grote hoogspanningsleidingen tussen regio's, maar in het dichte netwerk van kabels, transformatorstations en netaansluitingen dat onze steden, dorpen en industrieterreinen doorkruist. Iedereen die de distributienetwerken verwaarloost of inefficiënt beheert, belemmert direct de energietransitie – ongeacht hoeveel geld er wordt geïnvesteerd in offshore windenergie of nieuwe transmissielijnen.

Deze distributienetwerken in Duitsland worden beheerd door meer dan 850 juridisch onafhankelijke netbeheerders. Dit aantal alleen al wijst op het structurele probleem dat centraal staat in de analyse van 3EPunkt: een historisch ontwikkelde fragmentatie die ongeëvenaard is in elk ander vergelijkbaar geïndustrialiseerd land en die systematische efficiëntieverbeteringen al decennialang in de weg staat.

Perverse prikkels door ontwerp: Waarom het regelgevingssysteem digitalisering bestraft

De eerste en mogelijk meest ernstige systeemfout betreft de kern van de netwerkregulering: de stimuleringsregulering door het Bundesnettagentschap (Bundesnettäger). Het systeem van gereguleerde netwerktarieven bepaalt dat netwerkbeheerders hun kosten kunnen doorberekenen aan klanten via een goedgekeurd inkomstenkader. Dit klinkt redelijk, maar het bevat een fataal onevenwicht in de stimuleringsstructuur.

Investeringen in fysieke netcapaciteit – nieuwe kabels, nieuwe transformatoren, nieuwe onderstations – worden gemakkelijk erkend en herfinancierd door toezichthouders. Investeringen in digitalisering, slimme metersystemen, flexibiliteitsplatforms of de data-infrastructuur voor een slim netwerk zijn echter moeilijker te integreren in het inkomstenkader en bieden netbeheerders weinig meetbaar voordeel vanuit regelgevend oogpunt. Het resultaat is een verstoorde investeringslogica: netbeheerders geven de voorkeur aan het uitbreiden van conventionele capaciteit omdat dit aansluit bij het regelgevingskader – zelfs wanneer intelligente besturing en flexibiliteit hetzelfde resultaat zouden kunnen bereiken tegen een fractie van de kosten.

De omvang van deze structurele verstoring is aanzienlijk. Het monitoringrapport van de Duitse overheid suggereert dat consistente digitalisering en een grotere flexibiliteit in de netwerking tot 30 procent van de benodigde investeringen in distributienetten kunnen besparen. Op basis van prognoses voor 2045 zou dit overeenkomen met een besparing van ongeveer zeven miljard euro per jaar, uitsluitend door modernisering van het operationele model – zonder ook maar één meter kabel minder te leggen of één warmtepomp minder aan te sluiten. De netaansluiting van een eengezinswoning wordt tegenwoordig soms maar voor één procent benut, een typisch zonnepark voor ongeveer tien procent. In een digitaal gestuurd, flexibel net zou deze belachelijk lage benutting drastisch kunnen worden verbeterd – met directe kostenbesparingen voor alle gebruikers.

De uitrol van slimme meters is symptomatisch voor het dilemma van Duitsland. Terwijl bijna elk huishouden in Zweden, Denemarken en Italië is uitgerust met een slimme meter, zal in Duitsland begin 2025 minder dan vijf procent van alle huishoudens over zo'n apparaat beschikken. De wet uit 2023 over het herstarten van de digitalisering van de energietransitie is bedoeld om de uitrol meer vaart te geven, maar de structurele, perverse prikkels in de regelgeving blijven ongewijzigd. Zolang netbeheerders geen voorkeursbehandeling krijgen bij de implementatie van slimme systemen ten opzichte van conventionele capaciteitsuitbreidingen, zullen slimme oplossingen het nicheproduct blijven dat ze nu zijn.

Het dure lappendeken: 851 netwerkgebieden en het mislukken van standaardisatie

De tweede belangrijke systeemfout is structureel van aard en raakt een politiek gevoelig onderwerp: de extreme fragmentatie van het Duitse elektriciteitsnet. Met 851 onafhankelijke netgebieden hanteert Duitsland een systeem dat historisch gezien is voortgekomen uit gemeentelijke openbare diensten en nu een enorm economisch inefficiëntieprobleem is geworden.

Elk van deze netwerkbeheerders hanteert zijn eigen technische standaarden voor componenten zoals transformatoren, schakelapparatuur en kabels. Elk beheert zijn eigen IT- en softwaresystemen voor netwerkdocumentatie, operationeel beheer en klantcommunicatie. Elk heeft zijn eigen inkoopprocessen, aanbestedingsprocedures en facturatiesystemen. Dit leidt tot een enorme toename van administratieve kosten, verhindert schaalvoordelen bij de inkoop en maakt sectorbrede oplossingen vrijwel onmogelijk. De studie van Tim Meyer kwantificeert de potentiële besparingen door standaardisatie en defragmentatie op ongeveer drie miljard euro per jaar – geprojecteerd voor het jaar 2045; het huidige cijfer ligt navenant lager, maar is al aanzienlijk.

Deze bevinding is politiek gezien onwelkom, omdat een aanzienlijk deel van de kleine netbeheerders in gemeentelijk bezit is of geïntegreerd is in gemeentelijke structuren. Voor veel gemeenten zijn openbare nutsbedrijven niet alleen een economische troef, maar ook een instrument voor lokaal zelfbestuur, lokale werkgelegenheid en regionale identiteit. Het doorvoeren van consolidatie of standaardisatie zou conflicten kunnen veroorzaken met gemeentelijke vertegenwoordigers, vakbonden en lokale belangengroepen. Daarom wordt dit probleem, ondanks het overduidelijke belang ervan, niet aangepakt, zoals Meyer al aangaf bij de presentatie van zijn onderzoek. Het is een schoolvoorbeeld van politieke lafheid ten koste van het publiek.

Een Europese vergelijking laat zien dat er andere manieren zijn om dingen te doen. Landen als Frankrijk, Nederland en Denemarken hebben aanzienlijk meer geconsolideerde distributienetwerken ontwikkeld, wat lagere operationele kosten, hogere technische standaarden en snellere reactietijden voor de integratie van nieuwe technologieën mogelijk maakt. Duitsland loopt structureel achter op dit gebied – niet door een gebrek aan expertise of technische kennis, maar door een politiek systeem dat het behoud van gevestigde belangen boven de algehele maatschappelijke efficiëntie stelt.

Monopoliewinsten in het niemandsland van de regelgeving: wanneer netwerkoperators droomwinsten binnenhalen

De derde systemische tekortkoming is, vanuit economisch perspectief, het gemakkelijkst te kwantificeren – en tegelijkertijd het meest politiek explosief. Elektriciteitsnetten zijn van nature monopolies. Iedereen met een elektriciteitsaansluiting is noodzakelijkerwijs afhankelijk van de netbeheerder in zijn of haar leveringsgebied – er is geen alternatief, geen aanbieder waar men naartoe kan overstappen, geen prijsvergelijking die de marktwerking in gang zou zetten. Dit is precies de reden waarom de staat de winsten van deze monopolisten reguleert – althans in theorie.

De praktijk wijkt aanzienlijk af van de theorie. Een analyse van 22 netwerkbeheerders, die de basis vormt voor de 3EPunkt-studie, toonde een gemiddeld rendement op eigen vermogen van meer dan 24 procent voor het jaar 2025. Dit cijfer is opmerkelijk, zelfs in de bredere economische context: zelfs voor risicovolle bedrijven die actief zijn op concurrerende markten, wordt een rendement op eigen vermogen van meer dan 15 procent als uitzonderlijk beschouwd. Voor een gereguleerd monopoliebedrijf met wettelijk gegarandeerde inkomsten, minimaal marktrisico en door de overheid gesteunde herfinanciering is een dergelijk rendement simpelweg onverdedigbaar.

De oorzaak ligt in een discrepantie tussen het door het Bundesnetbeheer (Federaal Agentschap voor Netwerken) berekende rendement op investeringen en de daadwerkelijk behaalde marktresultaten. Dankzij hun risicoarme, monopolistische positie kunnen netwerkbeheerders kapitaal aantrekken tegen aanzienlijk gunstigere voorwaarden dan de wettelijke berekeningen veronderstellen – en het verschil als extra winst opstrijken. In zijn analyse acht Meyer een rendement op eigen vermogen van circa acht procent passend – een cijfer dat nog steeds aantrekkelijk genoeg zou zijn om voldoende kapitaal te mobiliseren voor de noodzakelijke netwerkinvesteringen. Het verschil tussen het huidige niveau en deze reële waarde komt overeen met potentiële besparingen van € 2,3 miljard per jaar tot 2045.

Hoewel het Bundesamt für Nettürk (Bundesamt für Nettürk) de afgelopen jaren stappen heeft ondernomen om de rente op eigen vermogen te verlagen – met een percentage van 5,07 procent voor nieuwe installaties en 3,51 procent voor bestaande installaties voor de huidige regelgevingsperiode (2024-2028) – is dit vooruitgang. Dit verklaart echter nauwelijks de daadwerkelijke rendementen, die soms boven de 24 procent uitkomen. Dit suggereert dat de netbeheerders zelf aanzienlijke speelruimte hebben bij het kostenbeheer. In 2025 berichtte SPIEGEL over een bewuste praktijk waarbij netbeheerders in de referentiejaren van de regelgevingsperiode buitensporige kosten boekten om vervolgens jarenlang te profiteren van de goedgekeurde inkomsten. Dit systemische probleem wil het Bundesamt für Nettürk (Bundesamt für Nettürk) aanpakken met een geplande verkorting van de regelgevingsperioden tot drie jaar.

Onze expertise in bedrijfsontwikkeling, verkoop en marketing in de EU en Duitsland - Afbeelding: Xpert.Digital

Focusgebieden binnen de industrie: B2B, digitalisering (van AI tot XR), werktuigbouwkunde, logistiek, hernieuwbare energie en industrie

Meer informatie vindt u hier:

• Expert Business Hub

Een thematisch kenniscentrum met inzichten en expertise:

• Kennisplatform over mondiale en regionale economieën, innovatie en trends in specifieke sectoren
• Een verzameling analyses, inzichten en achtergrondinformatie over onze belangrijkste aandachtsgebieden
• Een plek voor expertise en informatie over actuele ontwikkelingen in het bedrijfsleven en de technologie
• Een informatiecentrum voor bedrijven die op zoek zijn naar informatie over markten, digitalisering en innovaties in de sector

Het structurele financieringsprobleem: wie betaalt de rekening als iedereen geld wil besparen?

Naast de directe inefficiënties is er een fundamenteel structureel probleem met de financiering van netwerkkosten, veroorzaakt door perverse prikkels in het bestaande prijsbeleid. Netwerkkosten zijn van nature voornamelijk vaste kosten – kosten voor het aanleggen en onderhouden van infrastructuur die worden gemaakt ongeacht hoeveel elektriciteit er op een bepaald moment daadwerkelijk stroomt. Een kilometer kabel kost vrijwel hetzelfde, of deze nu voor twee procent of voor tachtig procent wordt benut.

Het huidige systeem van nettarieven baseert de betalingsverplichting echter voornamelijk op het energieverbruik – dat wil zeggen, op de hoeveelheid getransporteerde kilowattuur. Dit creëert een distributieprobleem dat verergert naarmate het aantal prosumers toeneemt. Huishoudens met eigen zonnepanelen en thuisopslag verbruiken aanzienlijk minder elektriciteit van het net, maar maken er nog steeds gebruik van – voor teruglevering, als back-up en voor nachtelijk verbruik. Ze betalen daarom lagere nettarieven, ook al blijven ze de netinfrastructuur gebruiken en belasten die in sommige gevallen zelfs. Energie-econoom Lion Hirth heeft in dit verband erop gewezen dat de particuliere waarde van zelfgeproduceerde zonne-energie voor een huishouden ongeveer 30 cent per kilowattuur bedraagt ​​– de besparing op het elektriciteitstarief door zelfverbruik – terwijl de economische waarde van de elektriciteit op de beurs vaak minder dan vijf cent per kilowattuur is. Het verschil is een verborgen subsidie ​​die wordt gedragen door degenen die geen toegang hebben tot hun eigen energieopwekking.

Het probleem is nog groter met betrekking tot de privileges voor industriële nettarieven. Op grond van het zogenaamde basislastprivilege van artikel 19 van de Elektriciteitsnettarievenverordening worden grote industriële afnemers met een constante elektriciteitsvraag beloond met aanzienlijke kortingen op nettarieven – oplopend tot ongeveer € 1,4 tot € 1,5 miljard per jaar. Deze kosten worden doorberekend aan huishoudens en niet-bevoorrechte, veelal middelgrote, bedrijven. Dit is geen kleinigheid: voor een gemiddeld huishouden vertaalt dit zich in een extra last van ongeveer € 32 per jaar. In september 2024 oordeelde het Europees Hof van Justitie dat vergelijkbare vrijstellingen uit 2012 en 2013 illegale staatssteun vormden, wat leidde tot terugbetalingen van miljarden euro's. Desondanks blijven soortgelijke privileges in licht gewijzigde vorm bestaan.

Als de netwerktarieven meer zouden worden gebaseerd op het capaciteitsprincipe in plaats van het energieprincipe – dat wil zeggen, op de gereserveerde capaciteit in plaats van op de geleverde elektriciteit – dan zou dit aanzienlijk dichter in de buurt komen van een kostenverdeling gebaseerd op het principe 'de vervuiler betaalt'. Dit zou niet leiden tot algehele kostenbesparingen, maar wel tot een eerlijkere verdeling van de belasting en het wegnemen van prikkels die leiden tot een geleidelijke uitholling van de financieringsbasis van het netwerk.

Mythe of methode: Waar komen de horrorfiguren nu echt vandaan?

Een kritisch begrip van de scenario's voor de circulerende kosten is essentieel om het debat in de juiste context te plaatsen. De BDEW-studie, die als basis dient voor waarschuwingen over een verdubbeling van de nettarieven, komt niet tot de hoge voorspelde waarden door specifieke fouten in de modellering van de fysieke netkosten, maar door aannames over de toekomstige verdeling van deze kosten. Concreet: als wordt aangenomen dat het eigen verbruik van particulier opgewekte elektriciteit significant blijft toenemen, dat de privileges van de industrie in dezelfde mate ongewijzigd blijven en dat de nettariefstructuur in wezen onveranderd blijft, dan zullen de specifieke nettarieven voor de resterende factureerbare kilowattuur onevenredig stijgen.

Het is een soort economische zelfvervullende profecy: doordat het systeem perverse prikkels creëert, stappen steeds meer consumenten over op zelfverbruik, wat gratis is. Omdat de basis van het te verrekenen elektriciteitsvolume krimpt, moeten de vaste kosten over steeds minder kilowattuur worden verdeeld. Omdat de kosten per kilowattuur stijgen, worden de prikkels voor zelfvoorziening nog aantrekkelijker. Het is een spiraal die met eenvoudige aanpassingen in de regelgeving doorbroken zou kunnen worden, als de politieke wil daartoe aanwezig was. Het McKinsey-scenario en het plan voor de ontwikkeling van het elektriciteitsnet voorspellen een verdere toename van het netto elektriciteitsverbruik tot wel 1.000 terawattuur in 2037. Met een op de vervuiler gebaseerd en alomvattend beoordelingssysteem voor nettarieven zouden stijgende absolute kosten, in combinatie met een verdubbeld verbruik, gemiddeld leiden tot stabiele kosten per kilowattuur.

De regelgeving: wat moet er veranderen?

De analyse van 3EPunkt, samen met diverse begeleidende studies en verklaringen van het Federaal Netwerkagentschap, schetst een vrij duidelijk beeld van de noodzakelijke hervormingsmaatregelen. Het gaat hierbij niet om technologische revoluties, maar om aanpassingen in de regelgeving die in andere landen al lang gangbaar zijn.

Ten eerste is een fundamentele herziening van de stimuleringsregeling noodzakelijk. Digitalisering, flexibilisering en een verhoogd gebruik van het netwerk moeten vanuit regelgevend oogpunt minstens even aantrekkelijk zijn als conventionele capaciteitsuitbreiding. Het Bundesnetbeheer (Federaal Agentschap voor Netwerken) heeft met de nieuwe regelgeving voor de periode na 2027 al eerste stappen gezet – het verkorten van de regelgevingsperioden tot drie jaar en het versnellen van de kostenaanpassingen zijn verstandige maatregelen. Deze lossen echter het fundamentele probleem van het gebrek aan positieve stimulansen voor investeringen in digitalisering niet op. De dena Distribution Network Study II uit de zomer van 2025 beveelt expliciet aan om het permanente gebruik van flexibiliteit toe te staan ​​zonder een directe uitbreidingsverplichting en de kosten van digitalisering via regelgeving te erkennen.

Ten tweede zijn landelijke, bindende technische en procedurele normen voor de exploitatie van het elektriciteitsnet al lang nodig. Gemeenschappelijke normen voor transformatoren, schakelinstallaties en netcomponenten, uniforme data-interfaces, gestandaardiseerde bedrijfsprocessen en gedeelde softwareplatformen zouden miljarden besparen, simpelweg door schaalvoordelen en de eliminatie van parallelle structuren – zonder dat een netbeheerder hoeft te fuseren of zijn juridische onafhankelijkheid hoeft op te geven. In dit kader pleit dena Studie II voor intensievere samenwerking tussen netbeheerders en de vorming van competentieclusters en joint ventures.

Ten derde moet het rendement op het eigen vermogen van netwerkbeheerders worden verhoogd tot een niveau dat overeenkomt met de feitelijke risicostructuur van de gereguleerde monopoliesector. Een rendement op het eigen vermogen van circa acht procent – ​​zoals Meyer als benchmark heeft gesteld – is nog steeds voldoende om kapitaal te mobiliseren voor de enorme netwerkinvesteringen die de komende jaren nodig zijn. Het is belangrijk te benadrukken: de netwerkbeheerders mogen niet worden verzwakt. Het doel is om reguleringswinsten te behalen die niet voortkomen uit economische prestaties, maar uit systeemfouten.

Ten vierde vereist de structuur van de nettarieven een fundamentele herziening. Een sterkere prestatiegerichtheid – dat wil zeggen een systeem dat prioriteit geeft aan gereserveerde netcapaciteit in plaats van aan de hoeveelheid getransporteerde elektriciteit – zou de netfinanciering stabiliseren, privileges voor eigen verbruik verminderen en specifieke industriële regelgeving aan een kritische herziening onderwerpen. Het Instituut voor Macro-economie en Conjunctuuronderzoek (IMK) van de Hans Böckler Stichting heeft berekend dat het decarbonisatiepad tegen 2045 een totale investering van circa € 651 miljard in de Duitse netinfrastructuur vereist. Deze investeringen moeten worden gefinancierd, maar wel op een eerlijke manier, niet door een groeiend aantal subsidies en vrijstellingen ten koste van de meerderheid.

Investeringsbehoeften en efficiëntiepotentieel: geen tegenstelling, maar een eenheid

Een veelvoorkomende misvatting in het politieke debat is dat degenen die efficiëntiehervormingen eisen en kosten willen verlagen, de noodzakelijke uitbreiding van het elektriciteitsnet in twijfel trekken. Dit is onjuist. De boodschap van deze analyse is juist het tegenovergestelde: een efficiëntere werking van het net maakt een snellere en kosteneffectievere uitbreiding mogelijk, niet minder uitbreiding.

Door digitalisering en flexibiliteit kan de benutting van de bestaande netcapaciteit worden verhoogd, waardoor meer zonne-energiesystemen, warmtepompen en laadstations kunnen worden aangesloten voordat nieuwe fysieke capaciteit nodig is. Als de netplanning gecoördineerd en gebaseerd is op gestandaardiseerde gegevens – zoals gezamenlijk aanbevolen in de dena Studie II voor de elektriciteits-, verwarmings- en gassector – worden parallelle infrastructuren vermeden en worden vergunningsprocedures versneld. Door samenwerking binnen regionale netwerken en gezamenlijke aankopen kunnen netbeheerders het tekort aan geschoolde arbeidskrachten effectiever aanpakken en knelpunten in de levering van essentiële componenten beter overbruggen.

Het IMK-rapport laat zien dat de jaarlijkse investeringen in het elektriciteitsnet met minstens 127 procent moeten toenemen ten opzichte van het niveau van 2023 – van circa €15 miljard toen naar de €34 miljard die nu nodig is. Dit is een enorme financiële uitdaging. Weigering om te hervormen zal deze niet verminderen, maar juist verergeren. Elk jaar waarin perverse prikkels de netbenutting laag houden en fragmentatie efficiëntiewinsten in de weg staat, vertraagt ​​niet alleen de energietransitie, maar verhoogt ook de kosten ervan voor alle betrokkenen.

De verantwoordelijkheid van politici: Natuurlijke monopolies hebben echte regulering nodig

Elektriciteitsnetten vormen een bijzonder geval in een markteconomie. Concurrentie, die normaal gesproken leidt tot efficiëntie en lagere prijzen, is hier structureel onmogelijk. Een huishouden of een bedrijf kan niet van netbeheerder wisselen, onderhandelen of overstappen naar een goedkopere aanbieder. Deze machtsongelijkheid is de belangrijkste economische reden waarom de overheid als tegenwicht moet optreden door middel van regulering – in het belang van het grote publiek, niet van de monopolisten.

In werkelijkheid heeft de Duitse politiek de afgelopen jaren echter herhaaldelijk de belangen van netbeheerders en grote industriële afnemers boven die van de meerderheid gesteld. Het conflict tussen het Bundesnetbeheerder en de nieuwe federale regering over de hervorming van de basislastregeling is symptomatisch: directeur Klaus Müller van het Bundesnetbeheerder bekritiseerde de gereguleerde industriële privileges publiekelijk als verouderd, omdat ze continu elektriciteitsverbruik subsidiëren in plaats van flexibele, netontlastende verbruikspatronen te belonen. De federale regering daarentegen aarzelt uit respect voor de getroffen industriële sectoren. Het resultaat is een subsidie ​​van maximaal € 1,5 miljard per jaar ten koste van alle andere elektriciteitsklanten.

Deze weigering om te hervormen is systemisch. Het Federaal Agentschap voor Netwerken geeft zelf toe dat het nieuwe regelgevingskader, dat vanaf 2027 flexibeler en investeringsvriendelijker moet zijn, de fundamentele structurele problemen – een gebrek aan stimulansen voor digitalisering, fragmentatie van netwerkactiviteiten, buitensporige rendementen en een oneerlijke kostenverdeling – niet alleen met incrementele aanpassingen zal oplossen. Er is een politieke beslissing nodig om de hervormingsagenda consequent door te voeren, zelfs als dit op korte termijn op weerstand stuit.

Een Europees concurrentieprobleem: wat doen anderen beter?

De vergelijking met buurlanden in Europa stemt tot nadenken. Nederland, Denemarken, Frankrijk en grote delen van Scandinavië hebben aanzienlijk minder netbeheerders, veel meer geharmoniseerde technische normen en aanzienlijk beter ontwikkelde structuren voor digitaal netwerkbeheer. Slimme meters zijn in deze landen geen toekomstproject, maar een realiteit. Daardoor verloopt de integratie van hernieuwbare energiebronnen in de distributienetten in deze landen sneller en kosteneffectiever.

Voor Duitsland is dit niet louter een academisch probleem. Duitsland concurreert als industriële vestigingsplaats om investeringen met regio's die lagere energiekosten en een betrouwbaardere netinfrastructuur bieden. Een bedrijf dat in Nederland of Zweden minder betaalt voor netgebruik en tegelijkertijd profiteert van een digitaal gestuurd, flexibel netwerk, heeft een structureel kostenvoordeel ten opzichte van zijn Duitse concurrent. Het debat over de "duurste weg" in de Duitse energietransitie heeft daardoor een internationale concurrentiedimensie die in binnenlandse politieke discussies vaak onderbelicht blijft.

Het uitgangspunt voor hervormingen in Duitsland is zeker niet hopeloos. De technische kennis is aanwezig, de institutionele basis voor effectieve regelgeving is gelegd en het onderzoek naar het efficiëntiepotentieel is duidelijk. Wat ontbreekt, is de politieke moed om de bestaande gevestigde belangen aan te vechten en een einde te maken aan de reguleringswinsten die de afgelopen decennia in de structuren van de Duitse netbeheerders zijn verankerd.

Tussen energietransitie en stagnatie: wat staat er op het spel?

De elektrificatie van transport en verwarming is niet langer een toekomstvisie, maar een voortdurende economische en maatschappelijke transformatie. Miljoenen warmtepompen, elektrische auto's en laadstations zullen de komende jaren op het net worden aangesloten. De studie "Adequacy 2050" van netbeheerder TransnetBW laat zien dat flexibele, marktgerichte huishoudens met eigen energieopwekking en -opslag in Europa tegen 2050 een economische besparing van maar liefst elf miljard euro kunnen realiseren – uitsluitend door intelligent energiebeheer. Dit potentieel kan alleen worden benut in een gedigitaliseerd en slim aangestuurd distributienetwerk.

De dena Distribution Network Study II, waaraan 26 netbeheerders hebben deelgenomen, schat de sectoroverschrijdende investeringsbehoeften van een representatieve modelnetbeheerder op 85 tot 123 procent boven het huidige niveau in 2045. Deze investeringen moeten worden gerealiseerd ondanks de krappe gemeentefinanciën, een tekort aan geschoolde arbeidskrachten en stijgende kapitaalkosten. Zonder structurele hervormingen die het bestaande efficiëntiepotentieel ontsluiten en de investeringsvoorwaarden verbeteren, zal deze uitdaging vrijwel onoverkomelijk zijn.

De potentiële besparingen van € 12,4 miljard per jaar in 2045, zoals vastgesteld in de 3EPunkt-studie, klinken in eerste instantie misschien abstract. Concreet betekent dit dat miljoenen huishoudens minder zouden betalen voor hun energierekening. Industriële bedrijven zouden lagere energiekosten hebben. Gemeenten en nutsbedrijven zouden meer ruimte hebben voor investeringen. De energietransitie zou niet slagen ondanks de hogere netwerkkosten, maar zou juist momentum krijgen door een kostenefficiënter en moderner netwerk. De weg naar dit doel ligt niet in technologische wonderoplossingen, maar in politieke beslissingen die al lang geleden genomen hadden moeten worden – en die, gezien de grootste infrastructuurtransformatie in de geschiedenis van de Duitse energievoorziening, niet langer kunnen worden uitgesteld.