Monopoliewinsten in het elektriciteitsnet: hoe netbeheerders bakken met geld binnenharken terwijl de energietransitie op zich laat wachten

Energietransitie in de wacht: hoe de overheid netwerkbeheerders droomrendementen biedt

Miljarden aan winst ondanks vervallen netwerken: het absurde bedrijfsmodel van elektriciteitsleveranciers

De Duitse elektriciteitsnetten vormen het knelpunt van de energietransitie: ze zijn verouderd, overbelast en een enorme kostenpost voor huishoudens en de industrie. Terwijl tienduizenden windturbines, zonnepanelen en opslagfaciliteiten in de wachtrij staan ​​voor aansluiting op het net, sluiten de beheerders van deze netten deals van hun leven. Dankzij een gebrekkig regelgevingssysteem en een volledig gebrek aan concurrentie behalen regionale monopolisten rendementen op hun eigen vermogen tot wel 50 procent. Hoe kan het dat één sector zulke winsten maakt, terwijl de cruciale infrastructuur van het land stagneert? Een onderzoek naar het doolhof van elektriciteitsnettarieven onthult dat de consument uiteindelijk de rekening betaalt – en dat het systeem de profiteurs beschermt.

Als het internet een goudmijn wordt – en niemand het repareert –

40.000 projecten geblokkeerd: De schandalige winsten van de Duitse elektriciteitsnetmonopolisten

Wie in het voorjaar van 2026 de jaarrekeningen van de grootste netbeheerders van Duitsland leest, zal versteld staan. Niet van de verliezen, maar van de enorme winsten. Volgens een analyse van de Duitse Vereniging van Nieuwe Energiebedrijven (BNE), die beschikbaar is gesteld aan Zeitmagazin, bedroeg het gemiddelde rendement op eigen vermogen van de 18 grootste regionale netbeheerders in 2024 maar liefst 30,1 procent. Dit is geen uitzondering, maar het hoogtepunt van een aanhoudende trend: al in 2023 bedroeg het gemiddelde rendement op eigen vermogen (volgens het handelsrecht) van de 15 grootste onderzochte netbeheerders 20,2 procent, zoals vastgesteld door de BNE op basis van een analyse van de balansen van de bedrijven over de periode 2019 tot 2023. Individuele bedrijven overtroffen deze cijfers vele malen. EWE Netz behaalde in 2023 een rendement van 50 procent, Pfalzwerke Netz 38 tot 39 procent en Westnetz 27 procent. In 2024 steeg het rendement van Westnetz volgens BNE zelfs naar 45 procent, Bayernwerk Netz 38 procent en Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom 43 procent.

Deze cijfers zijn niet alleen economisch opmerkelijk, maar ook politiek explosief. Tegelijkertijd zijn grote delen van het Duitse elektriciteitsnet hopeloos overbelast, verouderd en niet meer toereikend voor de snelle groei van hernieuwbare energiebronnen. Zo'n 40.000 projecten in Duitsland wachten op aansluiting op het net, waaronder windparken, zonne-energiecentrales en batterijopslagfaciliteiten met een totale capaciteit van 140 gigawatt. Experts schatten de benodigde uitbreiding van het distributienet tot 2045 op ongeveer € 323 miljard en van het transmissienet op nog eens € 328 miljard – een totaal van ongeveer € 651 miljard. En toch: de bedrijven aan wie de maatschappij de verantwoordelijkheid voor deze cruciale infrastructuur heeft toevertrouwd, genereren rendementen waar zelfs succesvolle technologiebedrijven jaloers op zouden zijn.

Het bedrijfsmodel: Winst zonder concurrentiedruk

Om te begrijpen hoe netbeheerders dergelijke rendementen kunnen behalen, moet men de aard van hun bedrijfsmodel doorgronden. Elektriciteitsnetten zijn zogenaamde natuurlijke monopolies. Het zou economisch irrationeel en technisch onzinnig zijn om concurrerende transmissienetwerken in een stad of regio aan te leggen. Consumenten hebben simpelweg geen keuze wat betreft hun netbeheerder – ze betalen de netwerkkosten van de netbeheerder in wiens servicegebied ze wonen. De netwerkkosten, die huishoudens, bedrijven en de industrie betalen voor het transport van elektriciteit, vertegenwoordigen ongeveer een derde van de totale elektriciteitsrekening voor particuliere consumenten. De netwerkkosten zijn onderverdeeld in transmissienetwerkkosten, die worden geheven door de vier grote transmissienetbeheerders en ongeveer 30 procent van de netwerkkosten uitmaken, en distributienetwerkkosten, die worden geheven door de 866 regionale distributienetbeheerders en ongeveer 70 procent uitmaken.

Omdat concurrentie niet werkt, reguleert de staat de winst die behaald mag worden. Het Federaal Netwerkagentschap stelt zogenaamde omzetplafonds vast voor elke reguleringsperiode, waaruit de toegestane netwerktarieven worden afgeleid. Een centraal element van dit systeem is het fictieve rendement op eigen vermogen: het bepaalt hoeveel rendement een netwerkbeheerder mag behalen op het geïnvesteerde eigen vermogen en wordt als kostenpost meegenomen in de berekening van de netwerktarieven. In de huidige vierde reguleringsperiode, die van toepassing is op elektriciteitsnetwerken van 2024 tot 2028, werd dit rendement vastgesteld op 4,13 procent na belastingen, met een hoger tarief van 5,07 procent voor nieuwe investeringen. Dit klinkt als een gematigde en eerlijke regulering. Maar de realiteit is anders.

De kloof tussen regelgeving en realiteit

Hoe kan het dat bedrijven met een wettelijk goedgekeurd rendement op eigen vermogen van ongeveer 4 tot 5 procent in werkelijkheid rendementen van 20, 30 of zelfs 50 procent behalen? Het antwoord ligt in een significant verschil tussen wat de regelgeving voorschrijft en wat er daadwerkelijk op de balans staat. De regelgeving berekent het rendement op eigen vermogen op basis van het zogenaamde fictieve eigen vermogen – een gestandaardiseerde waarde gebaseerd op historische acquisitiekosten en een gedefinieerde kapitaalstructuur. Het rendement op eigen vermogen volgens het handelsrecht relateert echter de nettowinst aan het werkelijke eigen vermogen dat op de balans van een bedrijf staat vermeld – en dit kan structureel veel lager liggen dan de fictieve vaste activa.

Deze boekhoudkundige discrepantie verklaart een deel van het verschil, maar is niet de enige verklaring. De BNE (Duitse Vereniging van Netbeheerders) beschuldigt de onderzochte netbeheerders er ook van dat ze systematisch misbruik maken van het regelgevingsstelsel om hogere winsten te genereren. Het gaat onder meer om het kunstmatig opblazen van kosten in het basisjaar van de regelgevingsperiode, het dubbel toepassen van inflatiecorrecties en – met name explosief – het doorberekenen van de omzetbelasting in de netwerktarieven, terwijl deze belasting niet of niet volledig wordt betaald. Volgens schattingen belasten netbeheerders hun klanten jaarlijks met zo'n € 400 miljoen aan berekende omzetbelasting, waarvan een aanzienlijk deel in het gemeentelijke belastingstelsel blijft zitten zonder ooit daadwerkelijk te worden afgedragen. BNE-directeur Robert Busch vatte het als volgt samen: als netbeheerders zulke hoge winsten kunnen behalen, dan is er fundamenteel iets mis met het regelgevingskader.

De consument betaalt de rekening

Wat klinkt als technisch jargon van regelgevende instanties, heeft directe financiële gevolgen voor miljoenen huishoudens en bedrijven in Duitsland. Netwerkkosten zijn geen abstract onderdeel van de energierekening – ze vormen een aanzienlijk deel van de maandelijkse elektriciteitsrekening en zijn de afgelopen jaren een merkbare last geworden voor veel huishoudens en kleine en middelgrote ondernemingen. Alleen al van 2023 tot 2024 stegen de netwerkkosten voor huishoudens met een gemiddeld jaarverbruik van 3.500 kilowattuur met ongeveer 10,6 procent – ​​van gemiddeld € 341 naar € 377 netto per jaar. In sommige regio's, zoals Beieren, liepen de stijgingen zelfs op tot 17 procent.

Als we naar de transmissienetten kijken, is het beeld nog dramatischer: de vier grote netbeheerders, 50Hertz, Amprion, TenneT en TransnetBW, verdubbelden hun nettarieven op 1 januari 2024, van 3,12 cent per kilowattuur naar 6,43 cent – ​​een direct gevolg van het stopzetten van de overheidssubsidies uit het Klimaat- en Transformatiefonds. Voor huishoudens betekende dit een onmiddellijke stijging van de elektriciteitskosten, die niet werd gecompenseerd door efficiëntieverbeteringen of concurrentiedruk. Vanaf 2025 bood het Bundesnetbeheerdersagentschap (Bundesnett) wel gedeeltelijke compensatie aan regio's waar de nettarieven bijzonder sterk waren gestegen als gevolg van de enorme uitbreiding van hernieuwbare energiebronnen – een nieuw doorberekeningsmechanisme met een verwachte doorberekening van € 2,4 miljard voor 2025 verdeelt de kosten nu breder. Het resultaat is echter dat het gemiddelde huishouden buiten de begunstigde regio's nog steeds te maken krijgt met extra kosten van ongeveer € 21 per jaar, terwijl de winsten van de netbeheerders onverminderd doorgaan.

De paradoxale gelijktijdigheid: recordrendementen, recordvertragingen

Het meest explosieve aspect van dit verhaal is misschien niet de omvang van de rendementen zelf, maar het feit dat deze samenvallen met een enorme investeringsachterstand. Bedrijven die zulke uitzonderlijk hoge winsten genereren, zouden in theorie fors moeten investeren in hun eigen infrastructuur. De realiteit schetst echter een ander beeld. Volgens de wettelijk verplichte netuitbreidingsplannen voor 2024, gepubliceerd in april 2024 door de 82 grootste netbeheerders, was ongeveer 24 procent van de hoogspanningsprojecten en hoog- tot middenspanningsonderstationsprojecten op 31 december 2023 al vertraagd, gemeten naar investeringsvolume. De netbeheerders noemen interne factoren (26 procent van het getroffen investeringsvolume), vergunningsprocedures (17 procent), knelpunten in de toeleveringsketen en externe factoren als de belangrijkste oorzaken van deze vertragingen.

Deze investeringsachterstand is geen abstract probleem. Het heeft concrete, ernstige economische gevolgen. Adviesbureau AFRY schat het investeringsvolume dat momenteel in Duitsland niet gerealiseerd kan worden vanwege een gebrek aan netcapaciteit op 45 miljard euro. Zo'n 40.000 projecten staan ​​in de wachtrij voor aansluiting – installaties voor hernieuwbare energie en energieopslag met een gezamenlijke capaciteit van 270 gigawatt wachten op aansluiting op het net. Een industrieterrein in Rommerskirchen in het Rijnland illustreert het probleem perfect: het ligt direct naast hoogspanningsleidingen, maar wacht desondanks op een voldoende elektriciteitsaansluiting. Westnetz meldt namelijk dat de capaciteit van het 110 kV-distributienetwerk bijna is uitgeput – een aansluiting zou tot de jaren 2030 kunnen worden uitgesteld. Bedrijven die in Duitsland willen groeien en investeren, stuiten dus op een structurele beperking van hun groei.

De noodzaak van investeringen: een nationale inspanning wordt belemmerd

De omvang van de benodigde investeringen is historisch ongekend. De elektrificatie van transport, industrie en gebouwen, de enorme uitbreiding van windenergie en zonne-energie, en de integratie van miljoenen gedecentraliseerde producenten en consumenten vereisen een fundamentele transformatie van de gehele netinfrastructuur. De 82 grootste netbeheerders verwachten tegen 2033 een investeringsbehoefte van circa € 110 miljard voor de uitbreiding van het net alleen; tegen 2045 zal deze behoefte oplopen tot circa € 207 miljard. Tel daarbij de investeringsbehoeften voor transmissie- en distributienetten tot 2045 op, wat resulteert in een totaal van € 651 miljard. Dit betekent dat het jaarlijkse investeringsvolume moet stijgen van circa € 15 miljard in 2023 naar ongeveer € 34 miljard per jaar – een stijging van 127 procent.

De Duitse branchevereniging voor energie en water (BDEW) schetst het investeringspad voor de nabije toekomst: in 2024 werd circa € 13,4 miljard geïnvesteerd in transmissienetwerken en € 8,6 miljard in distributienetwerken, samen goed voor ongeveer € 22 miljard. Naar verwachting zullen deze bedragen in 2030 stijgen tot respectievelijk € 16,4 miljard en € 15,4 miljard voor transmissienetwerken – een totaal van circa € 32 miljard. Gezien de bestaande achterstand en de noodzaak om tegen 2030 zo'n 9,3 miljoen extra netgebruikers aan te sluiten, blijft de vraag: waarom worden de buitengewone winsten van de netbeheerders niet in significant grotere mate herinvesteerd in de dringend noodzakelijke uitbreiding?

Goedkeuringshindernissen en structurele obstakels

De netbeheerders zijn niet als enige de schuldigen. Het beeld zou onvolledig zijn zonder de structurele obstakels te noemen die de netwerkuitbreiding vertragen, ongeacht de bereidheid van de beheerders om te investeren. Duitsland kampt met een chronisch vergunningsprobleem dat alle infrastructuursectoren treft. Voor HVDC-lijnen (hoogspanningsgelijkstroom) bedraagt ​​de gemiddelde vergunningstermijn ongeveer zes jaar vanaf de aanvraagdatum; samen met de wettelijk verplichte planningstijd vóór de eerste aanvraag komt dit neer op minstens 7,5 jaar. Voor conventionele driefase wisselstroomlijnen duurt een vergunningsprocedure gemiddeld vijf tot zes jaar.

Voor windturbines op land die op het distributienet moeten worden aangesloten, is de vergunningsprocedure de afgelopen tien jaar verdubbeld, van ongeveer 13 maanden tot maar liefst 26 maanden in 2023, voordat wetswijzigingen deze procedure terugbrachten tot gemiddeld 17 maanden in 2025. Dit toont aan dat politieke wil wel degelijk bureaucratie kan verminderen. Deze wil is echter ongelijk verdeeld en is lange tijd niet toegepast op de uitbreiding van het net zelf. Hoewel de vergunningsprocedures voor windenergie zijn versneld, blijven interne processen bij netbeheerders een van de meest voorkomende oorzaken van vertragingen – 26 procent van het vertraagde investeringsvolume wordt door de beheerders zelf aangevoerd als "interne redenen".

Het stimuleringsreguleringssysteem: een goed concept, maar een gebrekkige uitvoering

Het fundamentele principe van stimuleringsregulering is goed onderbouwd: in plaats van de werkelijke kosten van een netwerkbeheerder volledig te vergoeden – wat elke druk op efficiëntie zou wegnemen – stelt het Federal Network Agency een omzetplafond vast. Als een netwerkbeheerder efficiënter opereert dan de regulering toelaat, mag hij het verschil behouden. Dit mechanisme is bedoeld om prikkels te creëren voor kostenreductie. In theorie is het een elegant instrument. In de praktijk heeft het echter een ongewenst neveneffect: het beloont niet per se investeringen en servicekwaliteit, maar eerder kostenoptimalisatie en – waar mogelijk – boekhoudkundige vindingrijkheid.

Het lopende hervormingsproject van het Bundesnetbeheeragentschap (Bundesnettägermeister), intern bekend als het NEST-proces (New Revenue Cap System and Increase), was bedoeld om dit systeem te verbeteren voor de vijfde reguleringsperiode die in 2029 van start gaat. De resultaten die het agentschap in december 2025 presenteerde, stelden echter zowel branche- als consumentenorganisaties teleur. De Duitse branchevereniging voor energie en water (BDEW) bekritiseerde de geplande wijzigingen en stelde dat deze structurele verslechteringen inhielden ten opzichte van de huidige situatie, waardoor de investerings- en prestatiecapaciteit van netbeheerders zou worden verzwakt. Volgens berekeningen van de BDEW verwacht de sector als gevolg van de nieuwe methodologie een omzetverlies van € 3,5 miljard in de elektriciteitssector en € 1,5 miljard in de gassector gedurende de gehele reguleringsperiode. De Vereniging van Gemeentelijke Ondernemingen (VKU) omschreef de bepalingen als "teleurstellend en volstrekt ontoereikend voor de huidige en toekomstige taken van distributienetbeheerders".

Een specifiek punt van kritiek betreft de methodologie voor het berekenen van de kosten van de schulden. Het Bundesamt für Wirtschaft und Entirement (Federale Netwerkautoriteit) hanteert een vaste periode van zeven jaar voor het bepalen van de kosten van de schulden, in plaats van een dynamisch model te gebruiken. Dit dreigt netwerkbeheerders te confronteren met structurele tekorten bij de herfinanciering van hun investeringen gedurende de komende regelgevingsperiode van 2029 tot 2033. Tegelijkertijd worden kostenstijgingen pas met een aanzienlijke vertraging erkend, wat de daadwerkelijke winstgevendheid van netwerkbeheerders onder druk zet, met name tijdens perioden van hoge inflatie.

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

Regulerend aandelenrendement in een Europese vergelijking: een paradox

Op dit punt ontstaat een schijnbaar onoplosbare paradox. Enerzijds behalen Duitse netbeheerders in de praktijk uitzonderlijk hoge rendementen volgens het handelsrecht. Anderzijds ligt het door het Bundesnetbeheer (BDEW) vastgestelde rendement op het eigen vermogen van 4,28 procent na belastingen aan de onderkant van het Europese spectrum – het EU-gemiddelde is 6,65 procent. Deze schijnbaar tegenstrijdige situatie wordt verklaard door het structurele verschil tussen wettelijk en commercieel rendement, zoals reeds beschreven. Het wettelijk rendement is een door de overheid vastgestelde doelstelling, geen marktprijs; het commerciële rendement daarentegen weerspiegelt de werkelijke bedrijfsrealiteit, die door kostenoptimalisatie, boekhoudkundige beslissingen en systeemfouten aanzienlijk hoger kan liggen dan deze doelstelling.

Dit vormt een strategisch probleem voor de aanstaande uitbreiding van het elektriciteitsnet: het mobiliseren van het benodigde private kapitaal vereist dat institutionele beleggers – pensioenfondsen, infrastructuurfondsen en verzekeringsmaatschappijen – voldoende aantrekkelijke risicogecorrigeerde rendementen kunnen verwachten. Economen schatten dat het wettelijk vastgestelde rendement op eigen vermogen zou moeten stijgen tot minstens 8,7 procent vóór belastingen om de helft van het benodigde extra eigen vermogen van institutionele beleggers aan te trekken. Dit cijfer ligt ver boven het huidige vastgestelde percentage. Tegelijkertijd genereren bestaande netbeheerders al rendementen die deze streefwaarde ruimschoots overtreffen door middel van inherente systeemmechanismen – niet via de wettelijk vastgestelde berekeningsmethode, maar via boekhoudkundige en structurele optimalisatie.

Redispatch: De onzichtbare kostenmotor van een overbelast netwerk

Een ander vaak onderschat aspect van het netprobleem zijn de zogenaamde herverdelingskosten. Wanneer het net zijn capaciteitslimieten bereikt en elektriciteit niet van producenten naar consumenten kan worden getransporteerd, moeten netbeheerders ingrijpen in de markt: de elektriciteitsproductie in overbelaste regio's wordt afgeremd, terwijl deze in onderbediende regio's wordt verhoogd. Deze maatregelen kosten geld – en veel geld. De totale kosten voor het beheer van netcongestie bedroegen in 2024 ongeveer € 2,776 miljard. Hoewel dit 17 procent minder is dan het jaar ervoor (2023: € 3,335 miljard), vertegenwoordigt het nog steeds een jaarlijkse economische last van miljarden, die direct voortvloeit uit het structurele tekort aan netuitbreiding. Ongeveer 74 procent van alle knelpunten in 2024 bevond zich in het transmissienet – dat wil zeggen, de belangrijkste elektriciteitscorridors die windenergie vanuit het noorden en oosten naar de verbruikscentra in het zuiden en westen moeten transporteren.

De kern van het probleem ligt in een politieke misrekening die jarenlang heeft voortgeduurd: de beslissing om transmissielijnen zoals SuedLink als dure ondergrondse kabels aan te leggen in plaats van de meer kosteneffectieve bovengrondse lijnen, heeft de voltooiing jaren vertraagd en de projectkosten aanzienlijk verhoogd. Deze politiek gemotiveerde concessie aan landschapsbescherming heeft de kosten afgewenteld op alle elektriciteitsverbruikers zonder het onderliggende capaciteitsprobleem op te lossen. Op het niveau van het distributienetwerk blokkeert de achterstand in de uitbreiding van het net volgens een rapport van AFRY projecten voor hernieuwbare energie met een totale capaciteit van 140 gigawatt en batterijopslagprojecten met 130 gigawatt – een investeringsblokkade van €45 miljard.

Netwerkkosten als rem op het industriebeleid

De gevolgen van buitensporig hoge netkosten en een onvoldoende ontwikkeld elektriciteitsnet beperken zich niet tot de elektriciteitsrekeningen van huishoudens. Ze zijn uitgegroeid tot een ernstig probleem voor het industriebeleid. Energie-intensieve industrieën die in Duitsland produceren, verwerken de hoge netkosten direct in hun kostenberekeningen. Vanaf januari 2024 rekenden de grote netbeheerders 6,43 cent per kilowattuur aan netkosten – een verdubbeling binnen enkele maanden. Hoewel de speciale regelingen voor grote afnemers met individuele netkosten op grond van artikel 19 van de Elektriciteitsnetkostenverordening gehandhaafd bleven en de federale overheid diverse steunmaatregelen nam, waaronder subsidies uit het Klimaat- en Transformatiefonds van in totaal € 26 miljard om de netkosten voor de komende vier jaar te verlagen, verlichten deze maatregelen slechts de symptomen zonder de onderliggende oorzaak aan te pakken.

Voor kleine en middelgrote ondernemingen (kmo's) en middelgrote industriële bedrijven die niet onder de vrijstellingscriteria vallen, blijven de kosten hoog. Het Instituut voor Macro-economie en Conjunctuuronderzoek (IMK) van de Hans Böckler Stichting benadrukt dat het jaarlijkse investeringsvolume voor elektriciteitsnetten moet stijgen van circa € 15 miljard in 2023 naar ongeveer € 34 miljard om de energietransitie mogelijk te maken. Anders zal de vertraagde uitbreiding de totale kosten voor het bereiken van klimaatneutraliteit verhogen en de concurrentiepositie van Duitsland als vestigingsplaats voor bedrijven in gevaar brengen. Vertragingen in de netuitbreiding zijn geen abstracte planningsfactor, maar hebben concrete gevolgen voor bedrijven: hogere productiekosten, onzekerheid bij investeringsbeslissingen en, in het ergste geval, verplaatsing naar regio's met een beter ontwikkelde energie-infrastructuur.

De belangrijkste hervorming: Wat AgNes en het nieuwe beloningssysteem beogen te bewerkstelligen

Voor 2029 plant het Federaal Agentschap voor Netwerken de meest ingrijpende hervorming van de elektriciteitsnettarievenstructuur in twintig jaar. Onder de afkorting AgNes (Algemeen Nettarievenstelsel voor Elektriciteit) wordt een nieuwe structuur ontwikkeld die vanaf 2029 ongeveer € 37 miljard aan jaarlijkse netkosten herverdeelt tussen huishoudens en bedrijven. De huidige Verordening inzake Nettarieven voor Elektriciteit, die sinds 2005 de basisregels voor de verdeling van deze kosten vastlegt, loopt eind 2028 af. De hervorming heeft tot doel de kostenverdeling te moderniseren, de stimulansen voor flexibel netgebruik te versterken en de groeiende regionale ongelijkheden, die al jaren bestaan, te verminderen.

Het reeds ingevoerde kostenverdelingsmechanisme voor netgebieden met een bovengemiddelde belasting – met name in het winderige noorden en oosten van Duitsland – is een eerste stap in deze richting. Vanaf 2025 zullen ongeveer 26 direct in aanmerking komende netbeheerders profiteren van het besluit van het Bundesnetbeheer (Bundesnettäger) in augustus 2024; in de bevoordeelde regio's zullen de nettarieven met maximaal 39 procent dalen, wat neerkomt op een besparing van maximaal € 192 per jaar voor een gemiddeld huishouden. Wetenschappers van het Bundesnettäger (Bundesmilieu) waarschuwen echter dat deze gedeeltelijke compensatie slechts een tussenstap is – op de lange termijn zouden uniforme nettarieven in heel Duitsland een eerlijkere verdeling garanderen dan een lappendeken van kostenverdelingsmechanismen.

Het structurele dilemma: tussen investeringsstimulansen en consumentenbescherming

Het politieke en regelgevende debat draait uiteindelijk om een ​​fundamenteel dilemma: wie wil dat particuliere bedrijven honderden miljarden euro's investeren in essentiële sociale infrastructuur, moet hen voldoende aantrekkelijke rendementen bieden. Wie echter buitensporig hoge rendementen toestaat, legt een onevenredige last op consumenten en de industrie en subsidiëert feitelijk winsten die voortkomen uit monopolie, niet uit prestaties. Het Duitse regelgevingsstelsel heeft nog geen bevredigende oplossing gevonden voor dit evenwichtsprobleem.

De huidige gegevens spreken voor zich: de rendementen van netbeheerders overtreffen de wettelijke vereisten ruimschoots. Tegelijkertijd voldoet het netwerk zelf op veel vlakken niet aan de normen. De logische conclusie die de BNE (Duitse Vereniging van Netbeheerders) trekt, is: wanneer excessieve rendementen en een investeringsachterstand tegelijkertijd voorkomen, is er iets mis met het regelgevingskader. Ofwel ontbreken mechanismen die winst consistent koppelen aan investeringsprestaties, ofwel maken bestaande mazen in de wet winsten mogelijk die niets te maken hebben met daadwerkelijke netwerkinvesteringen.

Een van de hervormingsopties die door de BNE (Duitse Vereniging van Energie- en Waterbedrijven) wordt geëist en die in het NEST-proces wordt besproken, is het zogenaamde prestatiegerichte rendement: het toegestane rendement op eigen vermogen stijgt of daalt afhankelijk van of een netbeheerder daadwerkelijk vooraf vastgestelde uitbreidingsdoelstellingen en kwaliteitsnormen behaalt. Dergelijke op output gebaseerde reguleringsmodellen zijn in andere landen getest en zouden kunnen helpen de onbalans tussen rendement en prestatie te corrigeren. Zowel de BDEW (Duitse Vereniging van Energie- en Waterbedrijven) als de VKU (Vereniging van Gemeentelijke Ondernemingen) bekritiseren het feit dat het Bundesnetbeheeragentschap deze aanpak nog niet voldoende heeft geïmplementeerd in het NEST-proces.

Marktstructuur en eigendom: Gemeentelijke nutsbedrijven in de schaduw van de profiteur

Een ander aspect verdient aandacht: wie is nu eigenlijk de eigenaar van de meest winstgevende netbeheerders? EWE Netz is een dochteronderneming van de EWE Groep, die voor een meerderheid in handen is van gemeenten in Nedersaksen en Bremen. Westnetz behoort tot de RWE Groep en Bayernwerk Netz tot het Beierse energiebedrijf E.ON. Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom is een dochteronderneming van enviaM, dat op zijn beurt voor een meerderheid in handen is van E.ON. De buitengewone winsten vloeien dus voor een aanzienlijk deel naar de kassen van energiebedrijven en – in het geval van gemeentelijke nutsbedrijven – naar de gemeentelijke begrotingen. Dit maakt het politieke debat rondom hervormingen van de regelgeving gevoelig: gemeenten die profiteren van netwerkinkomsten hebben er structureel belang bij dat de regelgeving niet te streng is. De scheiding tussen gemeentelijke infrastructuurbelangen en winstbelangen van de private sector is in de Duitse energiesector nooit volledig gerealiseerd.

Wat moet er nu gebeuren?

De analyse toont aan dat het Duitse elektriciteitsnet zich op een kruispunt bevindt. Enerzijds is er een regelgevingskader dat in feite buitensporige rendementen mogelijk maakt zonder evenredige investeringen. Anderzijds is er een enorme investeringsbehoefte die niet kan worden vervuld zonder betrouwbare en eerlijke regelgeving. Verschillende maatregelen zijn nodig om een ​​haalbare oplossing voor dit dilemma te vinden.

Ten eerste is meer transparantie nodig: de rendementen van netbeheerders onder het handelsrecht moeten systematisch en openbaar worden vergeleken met de rendementen die onder de regelgeving zijn toegestaan. Tot nu toe was deze analyse alleen mogelijk via kostbare balansonderzoeken door het Duitse federale netbeheerdersagentschap (BNE) – dit zou een verplicht onderdeel van de wettelijke rapportage moeten zijn. Ten tweede moeten rendementen consistenter gekoppeld worden aan prestaties: netbeheerders die hun uitbreidingsdoelstellingen niet halen, mogen geen recht hebben op het volledige wettelijk toegestane rendement. Ten derde moet de goedkeuringsprocedure voor netprojecten verder worden versneld – Duitsland heeft hier vooruitgang geboekt door de goedkeuringstijd voor windenergie te verkorten, een vooruitgang die nu ook moet worden toegepast op netuitbreidingsprojecten. Ten vierde moet de optimalisatie van de kapitaalstructuur, die op boekhoudkundige basis tot opgeblazen rendementen leidt, worden beperkt door gerichte aanpassingen in de regelgeving.

De energietransitie staat of valt met het elektriciteitsnet. Het is de levensader van de toekomstige economie. Het is geen toeval dat juist de bedrijven die belast zijn met de exploitatie en uitbreiding van deze levensader momenteel recordwinsten boeken, terwijl 40.000 energieprojecten wachten op aansluiting op het net en de kosten voor herverdeling van elektriciteit in de miljarden lopen. Dit is het voorspelbare resultaat van een regelgevingssysteem dat is ontworpen door briljante geesten en vervolgens door even sluwe spelers in hun eigen voordeel wordt uitgebuit. De vraag is niet of hervormingen nodig zijn. De vraag is hoe lang het politici zal kosten om ze door te voeren.