Zyski monopolistów w sieciach elektroenergetycznych: jak operatorzy sieci zarabiają pieniądze, podczas gdy transformacja energetyczna czeka

Wstrzymana transformacja energetyczna: Jak państwo zapewnia operatorom sieci wymarzone zyski

Miliardy zysków pomimo zniszczonej sieci: Absurdalny model biznesowy dostawców energii elektrycznej

Niemieckie sieci elektroenergetyczne stanowią wąskie gardło transformacji energetycznej – są przestarzałe, przeciążone i generują ogromne koszty dla gospodarstw domowych i przemysłu. Podczas gdy dziesiątki tysięcy turbin wiatrowych, paneli słonecznych i magazynów energii utknęły w kolejce do przyłączenia do sieci, operatorzy tych sieci zawierają transakcje życia. Dzięki wadliwemu systemowi regulacyjnemu i całkowitemu brakowi konkurencji regionalni monopoliści osiągają zwrot z kapitału własnego sięgający nawet 50 procent. Jak to możliwe, że jedna branża generuje takie zyski, podczas gdy krytyczna infrastruktura kraju stoi w miejscu? Badanie labiryntu opłat za sieć elektroenergetyczną ujawnia, że ​​ostatecznie rachunek płacą konsumenci – a system chroni spekulantów.

Kiedy sieć staje się dojną krową – i nikt jej nie naprawia

Zablokowano 40 000 projektów: Nieprzyzwoite zyski niemieckich monopolistów sieci elektroenergetycznych

Każdy, kto przeczyta sprawozdania finansowe największych niemieckich operatorów sieci dystrybucyjnych wiosną 2026 roku, będzie zdumiony. Nie stratami, ale obfitością zysków. Według analizy Niemieckiego Stowarzyszenia Nowych Sektorów Energetycznych (BNE), udostępnionej magazynowi Zeitmagazin, średnia stopa zwrotu z kapitału własnego 18 największych regionalnych operatorów sieci elektroenergetycznych w 2024 roku wyniosła imponujące 30,1%. Nie jest to wyjątek, ale kulminacja trwającego trendu: już w 2023 roku średnia stopa zwrotu z kapitału własnego (zgodnie z prawem handlowym) 15 największych badanych operatorów sieci dystrybucyjnych wynosiła 20,2 procent, jak ustalił BNE na podstawie analizy bilansów spółek za lata 2019–2023. Poszczególne firmy wielokrotnie przekraczały te wartości. EWE Netz osiągnęła stopę zwrotu na poziomie 50 procent w 2023 roku, Pfalzwerke Netz 38–39 procent, a Westnetz 27 procent. Według BNE w 2024 roku zwrot Westnetz wzrósł nawet do 45 proc., Bayernwerk Netz osiągnął 38 proc., a Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom 43 proc.

Te liczby są nie tylko imponujące pod względem ekonomicznym – są również politycznie wybuchowe. Jednocześnie znaczna część niemieckiej sieci elektroenergetycznej jest beznadziejnie przeciążona, przestarzała i beznadziejnie przytłoczona rosnącą popularnością odnawialnych źródeł energii. Około 40 000 projektów w całych Niemczech czeka na przyłączenie do sieci, w tym farmy wiatrowe, elektrownie słoneczne i magazyny energii o łącznej mocy 140 gigawatów. Eksperci szacują, że do 2045 roku potrzeba rozbudowy sieci dystrybucyjnej wyniesie około 323 miliardy euro, a sieci przesyłowej – kolejne 328 miliardów euro – łącznie około 651 miliardów euro. A jednak: firmy, którym społeczeństwo powierzyło odpowiedzialność za tę krytyczną infrastrukturę, generują zyski, które zawstydziłyby nawet odnoszące sukcesy firmy technologiczne.

Model biznesowy: Zysk bez presji konkurencyjnej

Aby zrozumieć, w jaki sposób operatorzy sieci mogą osiągać takie zyski, należy zrozumieć naturę ich modelu biznesowego. Sieci elektroenergetyczne to tzw. monopole naturalne. Budowa konkurencyjnych sieci przesyłowych w mieście lub regionie byłaby nieracjonalna ekonomicznie i technicznie bezsensowna. Konsumenci po prostu nie mają wyboru co do operatora sieci – płacą opłaty sieciowe tego, na którego obszarze działania mieszkają. Opłata sieciowa, którą klienci indywidualni, przedsiębiorstwa i przemysł płacą za przesył energii elektrycznej, stanowi około jednej trzeciej całkowitego rachunku za energię elektryczną dla odbiorców indywidualnych. Opłaty sieciowe dzielą się na opłaty sieciowe za sieć przesyłową, pobierane przez czterech głównych operatorów systemów przesyłowych i stanowiące około 30% kosztów sieci, oraz opłaty za sieć dystrybucyjną, pobierane przez 866 regionalnych operatorów systemów dystrybucyjnych, które stanowią około 70%.

Ponieważ konkurencja nie działa, państwo reguluje zyski, które można osiągnąć. Federalna Agencja Sieci ustala tzw. pułapy przychodów na każdy okres regulacyjny, na podstawie których ustalane są dopuszczalne opłaty sieciowe. Centralnym elementem tego systemu jest domniemana stopa zwrotu z kapitału własnego: określa ona, jaką stopę zwrotu operator sieci może osiągnąć z zainwestowanego kapitału własnego i jest uwzględniana jako pozycja kosztowa przy obliczaniu opłat sieciowych. W obecnym czwartym okresie regulacyjnym, który obowiązuje dla sieci elektroenergetycznych od 2024 do 2028 roku, stopa ta wynosiła 4,13% po opodatkowaniu, z wyższą stopą 5,07% dla nowych inwestycji. Brzmi to jak umiarkowana i sprawiedliwa regulacja. Ale rzeczywistość jest inna.

Różnica między regulacjami a rzeczywistością

Jak to możliwe, że firmy z zatwierdzonym przez organy regulacyjne wskaźnikiem zwrotu z kapitału własnego (ROE) na poziomie około 4-5% faktycznie osiągają zwrot na poziomie 20, 30, a nawet 50%? Odpowiedź tkwi w istotnej różnicy między tym, co przewidują przepisy, a tym, co faktycznie pojawia się w bilansach. Przepisy regulacyjne obliczają zwrot z kapitału własnego na podstawie tzw. kapitału własnego imputowanego – znormalizowanej wartości opartej na historycznych kosztach nabycia i określonej strukturze kapitałowej. Jednak zwrot z kapitału własnego w rozumieniu prawa handlowego odnosi dochód netto do rzeczywistego kapitału własnego wykazanego w bilansie spółki – a ten może być strukturalnie znacznie niższy niż imputowane aktywa trwałe.

Ta rozbieżność w księgach częściowo wyjaśnia różnicę, ale nie jest jedynym wytłumaczeniem. BNE (Niemieckie Stowarzyszenie Operatorów Sieci) oskarża również operatorów sieci objętych dochodzeniem o konkretne praktyki, które systematycznie wykorzystują system regulacyjny w celu generowania wyższych zysków. Należą do nich sztuczne zawyżanie kosztów w roku bazowym okresu regulacyjnego, podwójne stosowanie korekt inflacyjnych oraz – szczególnie gwałtowne – wliczanie podatku od działalności gospodarczej do opłat sieciowych, mimo że podatek ten nie jest faktycznie płacony lub jest płacony nie w całości. Według szacunków operatorzy sieci dystrybucyjnych obciążają swoich klientów kwotą około 400 milionów euro rocznie w postaci naliczonego podatku od działalności gospodarczej, z którego znaczna część pozostaje w systemie podatków komunalnych, nigdy nie będąc faktycznie płaconą. Dyrektor zarządzający BNE, Robert Busch, podsumował to następująco: Jeśli operatorzy sieci mogą osiągać tak wysokie zyski, to coś jest fundamentalnie nie tak z ramami regulacyjnymi.

Konsumenci płacą rachunek

To, co brzmi jak techniczny żargon organów regulacyjnych, ma bezpośrednie konsekwencje finansowe dla milionów gospodarstw domowych i firm w Niemczech. Opłaty sieciowe nie są abstrakcyjną pozycją na rachunku za energię – stanowią znaczną część miesięcznego rachunku za prąd i stały się w ostatnich latach odczuwalnym obciążeniem dla wielu gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw. Tylko w latach 2023–2024 opłaty sieciowe dla klientów indywidualnych o typowym rocznym zużyciu 3500 kilowatogodzin wzrosły o około 10,6% – ze średnio 341 do 377 euro netto rocznie. W niektórych regionach, takich jak Bawaria, wzrosty sięgały nawet 17%.

Patrząc na sieci przesyłowe, obraz jest jeszcze bardziej dramatyczny: czterech głównych operatorów systemów przesyłowych, 50Hertz, Amprion, TenneT i TransnetBW, podwoiło swoje opłaty sieciowe 1 stycznia 2024 r., z 3,12 centa za kilowatogodzinę do 6,43 centa – co było bezpośrednim skutkiem wyeliminowania dotacji rządowych z Funduszu Klimatycznego i Transformacyjnego. Dla odbiorców indywidualnych oznaczało to natychmiastowy wzrost kosztów energii elektrycznej, który nie został zrekompensowany żadną poprawą efektywności ani presją konkurencyjną. Od 2025 r. Federalna Agencja Sieciowa zapewniała częściową rekompensatę tym regionom, w których opłaty sieciowe wzrosły szczególnie gwałtownie z powodu gwałtownego rozwoju odnawialnych źródeł energii – nowy mechanizm przekazywania z przewidywaną kwotą 2,4 mld euro na 2025 r. rozkłada teraz koszty szerzej. W rezultacie jednak przeciętne gospodarstwo domowe spoza regionów korzystających z pomocy nadal będzie ponosić dodatkowe koszty w wysokości około 21 euro rocznie, podczas gdy zyski z sieci pozostaną niezmienione.

Paradoksalna jednoczesność: zwroty płyt, opóźnienia płyt

Być może najbardziej wybuchowym aspektem tej historii nie jest sama skala zysków, ale ich jednoczesne występowanie wraz z ogromnymi zaległościami inwestycyjnymi. Firmy generujące tak wyjątkowo wysokie zyski powinny teoretycznie intensywnie inwestować we własną infrastrukturę. Rzeczywistość maluje jednak inny obraz. Zgodnie z prawnie wymaganymi planami rozbudowy sieci na rok 2024, opublikowanymi w kwietniu 2024 r. przez 82 największych operatorów sieci dystrybucyjnych, około 24% projektów wysokiego napięcia i stacji elektroenergetycznych wysokiego i średniego napięcia było opóźnionych już do 31 grudnia 2023 r., mierząc wolumen inwestycji. Operatorzy sieci jako główne przyczyny tych opóźnień podają czynniki wewnętrzne (26% wolumenu inwestycji), procesy uzyskiwania pozwoleń (17%), wąskie gardła w dostawach oraz czynniki zewnętrzne.

Ten portfel inwestycyjny nie jest abstrakcyjnym problemem. Ma on konkretne, poważne konsekwencje ekonomiczne. Firma konsultingowa AFRY szacuje wartość inwestycji, których obecnie nie można zrealizować w Niemczech z powodu braku przepustowości sieci, na 45 miliardów euro. Około 40 000 projektów czeka na przyłączenie – instalacje energii odnawialnej i magazyny energii elektrycznej o łącznej mocy 270 gigawatów czekają na przyłączenie do sieci. Park przemysłowy w Rommerskirchen w Nadrenii doskonale ilustruje ten problem: położony bezpośrednio przy liniach wysokiego napięcia, park przemysłowy czeka jednak na wystarczające przyłącze elektryczne, ponieważ Westnetz informuje, że przepustowość sieci dystrybucyjnej 110 kV jest niemal wyczerpana – przyłączenie może zostać opóźnione do lat 30. XXI wieku. Firmy, które chcą się rozwijać i inwestować w Niemczech, napotykają zatem na strukturalne ograniczenie swojego wzrostu.

Potrzeba inwestycji: wysiłki na szczeblu krajowym są utrudnione

Skala niezbędnych inwestycji jest bezprecedensowa w historii. Elektryfikacja transportu, przemysłu i budownictwa, masowy rozwój energetyki wiatrowej i fotowoltaicznej oraz integracja milionów zdecentralizowanych producentów i konsumentów wymagają gruntownej transformacji całej infrastruktury sieciowej. Do 2033 roku 82 największych operatorów sieci dystrybucyjnych przewiduje, że same inwestycje w rozbudowę sieci wyniosą około 110 miliardów euro; do 2045 roku zapotrzebowanie to wzrośnie do około 207 miliardów euro. Sumując inwestycje w sieci przesyłowe i dystrybucyjne do 2045 roku, otrzymamy łącznie 651 miliardów euro. Oznacza to, że roczna wielkość inwestycji musi wzrosnąć z około 15 miliardów euro w 2023 roku do około 34 miliardów euro rocznie – co stanowi wzrost o 127 procent.

Niemieckie Stowarzyszenie Przemysłu Energetycznego i Wodnego (BDEW) określa ścieżkę inwestycyjną na najbliższą przyszłość: w 2024 roku zainwestowano około 13,4 mld euro w sieci przesyłowe, a 8,6 mld euro w sieci dystrybucyjne, co daje łącznie około 22 mld euro. Przewiduje się, że do 2030 roku kwoty te wzrosną do 16,4 mld euro rocznie w przypadku sieci przesyłowych i 15,4 mld euro w przypadku sieci dystrybucyjnych – łącznie około 32 mld euro. Biorąc pod uwagę istniejące zaległości i konieczność integracji około 9,3 mln dodatkowych użytkowników sieci do 2030 roku, pozostaje pytanie: dlaczego nadzwyczajne zyski operatorów sieci nie są reinwestowane w znacznie większym stopniu w pilnie potrzebną ekspansję?

Przeszkody w zatwierdzeniu i przeszkody strukturalne

Nie można winić wyłącznie operatorów sieci dystrybucyjnych. Obraz byłby niepełny bez wspomnienia o przeszkodach strukturalnych, które opóźniają rozbudowę sieci, niezależnie od gotowości operatorów do inwestowania. Niemcy zmagają się z chronicznym problemem pozwoleń, który dotyka wszystkie sektory infrastruktury. W przypadku linii HVDC (wysokiego napięcia prądu stałego) średni okres wydawania pozwoleń wynosi około sześciu lat od daty złożenia wniosku; wraz z wymaganym prawem okresem planowania przed złożeniem pierwszego wniosku, daje to co najmniej 7,5 roku. W przypadku konwencjonalnych linii prądu przemiennego trójfazowego proces wydawania pozwoleń trwa średnio od pięciu do sześciu lat.

W przypadku lądowych turbin wiatrowych, które muszą być podłączone do sieci dystrybucyjnej, proces uzyskiwania pozwoleń podwoił się w ciągu ostatnich dziesięciu lat, z około 13 miesięcy do nawet 26 miesięcy w 2023 roku, zanim zmiany legislacyjne skróciły go średnio do 17 miesięcy w 2025 roku. To pokazuje, że wola polityczna rzeczywiście może zmniejszyć biurokrację. Jednak ta wola jest nierównomiernie rozłożona i przez długi czas nie była stosowana do samej rozbudowy sieci. Chociaż pozwolenia na energię wiatrową zostały przyspieszone, wewnętrzne procesy operatorów sieci pozostają jedną z najczęstszych przyczyn opóźnień – 26% opóźnionego wolumenu inwestycji, które sami operatorzy podają jako „przyczyny wewnętrzne”.

System regulacji zachęt: dobra koncepcja, słaba realizacja

Podstawowa zasada regulacji zachęt jest uzasadniona: zamiast pełnego zwrotu rzeczywistych kosztów operatora sieci – co wyeliminowałoby wszelką presję na efektywność – Federalna Agencja Sieci ustala limit przychodów. Jeśli operator sieci działa wydajniej niż pozwalają na to założenia regulacyjne, zatrzymuje różnicę. Mechanizm ten ma na celu stworzenie zachęt do redukcji kosztów. Teoretycznie jest to eleganckie narzędzie. W praktyce jednak przyniósł niepożądany efekt uboczny: niekoniecznie nagradza inwestycje i jakość usług, ale raczej optymalizację kosztów i – tam, gdzie to możliwe – pomysłowość w zakresie księgowości.

Trwający projekt reformy Federalnej Agencji Sieciowej, znany wewnętrznie jako proces NEST (Nowy System Limitu Przychodów i Wzrostu), miał na celu ulepszenie tego systemu w piątym okresie regulacyjnym rozpoczynającym się w 2029 roku. Jednak wyniki przedstawione przez agencję w grudniu 2025 roku rozczarowały zarówno branżę, jak i stowarzyszenia konsumentów. Niemieckie Stowarzyszenie Przemysłu Energetycznego i Wodnego (BDEW) skrytykowało planowane zmiany, stwierdzając, że w porównaniu ze status quo ograniczają one strukturalne pogorszenie, osłabiając inwestycje i wydajność operatorów sieci. Według obliczeń BDEW, branża spodziewa się strat w przychodach w wysokości 3,5 mld euro w sektorze elektroenergetycznym i 1,5 mld euro w sektorze gazowym w całym okresie regulacyjnym z powodu nowej metodologii. Stowarzyszenie Przedsiębiorstw Komunalnych (VKU) określiło te zapisy jako „rozczarowujące i całkowicie nieadekwatne do obecnych i przyszłych zadań operatorów sieci dystrybucyjnych”.

Krytyka dotyczy przede wszystkim metodologii obliczania kosztu długu. Federalna Agencja Sieciowa stosuje sztywny siedmioletni okres obliczania kosztu długu, zamiast stosować model dynamiczny. Grozi to operatorom sieci strukturalnymi niedoborami w refinansowaniu inwestycji w nadchodzącym okresie regulacyjnym od 2029 do 2033 roku. Jednocześnie wzrosty kosztów są uwzględniane z dużym opóźnieniem, co wywiera presję na rzeczywistą rentowność operatorów sieci, szczególnie w okresach wysokiej inflacji.

Obszary zainteresowań branży: B2B, digitalizacja (od AI do XR), inżynieria mechaniczna, logistyka, odnawialne źródła energii i przemysł

Więcej informacji tutaj:

• Centrum Biznesu Ekspertów

Centrum tematyczne oferujące spostrzeżenia i wiedzę specjalistyczną:

• Platforma wiedzy obejmująca gospodarki globalne i regionalne, innowacje i trendy branżowe
• Zbiór analiz, spostrzeżeń i informacji ogólnych na temat obszarów, na których się koncentrujemy
• Miejsce, w którym można zdobyć wiedzę i informacje na temat bieżących wydarzeń w biznesie i technologii
• Centrum dla firm poszukujących informacji na temat rynków, cyfryzacji i innowacji branżowych

Zwrot z kapitału regulacyjnego w porównaniu europejskim: paradoks

W tym momencie pojawia się pozornie nierozwiązywalny paradoks. Z jednej strony niemieccy operatorzy sieci osiągają w praktyce wyjątkowo wysokie zwroty w ramach prawa handlowego. Z drugiej strony, stopa zwrotu z kapitału własnego wynosząca 4,28% po opodatkowaniu, zgodnie z wytycznymi Federalnej Agencji Sieciowej, według Niemieckiego Stowarzyszenia Przemysłu Energetycznego i Wodnego (BDEW) plasuje się w dolnej granicy europejskiego przedziału – średnia unijna wynosi 6,65%. Ta pozornie sprzeczna sytuacja wynika ze strukturalnej różnicy między zwrotami regulacyjnymi a komercyjnymi, o czym wspomniano wcześniej. Zwrot regulacyjny jest celem ustalonym przez władze, a nie ceną rynkową; zwrot komercyjny odzwierciedla jednak rzeczywistą rzeczywistość biznesową, która ze względu na optymalizację kosztów, decyzje księgowe i luki systemowe może być znacznie wyższa od tej wartości docelowej.

Stanowi to strategiczny problem dla nadchodzącej rozbudowy sieci: mobilizacja niezbędnego kapitału prywatnego wymaga, aby inwestorzy instytucjonalni – fundusze emerytalne, fundusze infrastrukturalne i firmy ubezpieczeniowe – mogli oczekiwać wystarczająco atrakcyjnych zwrotów skorygowanych o ryzyko. Ekonomiści szacują, że regulacyjna stopa zwrotu z kapitału własnego musiałaby wzrosnąć do co najmniej 8,7% przed opodatkowaniem, aby zmobilizować połowę wymaganego dodatkowego kapitału od inwestorów instytucjonalnych. Jest to wartość znacznie wyższa niż obecnie obowiązująca. Jednocześnie obecni operatorzy sieci generują już zwroty znacznie przekraczające tę wartość docelową dzięki inherentnym mechanizmom systemowym – nie tyle za pośrednictwem regulacyjnej metody kalkulacji, co poprzez rachunkowość i optymalizację strukturalną.

Redispatch: niewidoczny silnik kosztowy przeciążonej sieci

Innym często niedocenianym aspektem problemu sieci są tzw. koszty redispatch. Gdy sieć osiąga limity przepustowości i energia elektryczna nie może być przesyłana od producentów do odbiorców, operatorzy sieci muszą interweniować na rynku: wytwarzanie energii elektrycznej w regionach przeciążonych jest ograniczane, a w regionach niedostatecznie obsługiwanych – zwiększane. Takie działania kosztują – i to dużo. Całkowite koszty zarządzania przeciążeniem sieci wyniosły około 2,776 mld euro w 2024 r. Chociaż jest to o 17% mniej niż w roku poprzednim (2023: 3,335 mld euro), nadal stanowi to roczne obciążenie ekonomiczne liczone w miliardach, wynikające bezpośrednio ze strukturalnego deficytu w rozbudowie sieci. Około 74% wszystkich wąskich gardeł w 2024 r. znajdowało się w sieci przesyłowej – czyli w głównych korytarzach energetycznych, które mają transportować energię wiatrową z północy i wschodu do centrów odbioru na południu i zachodzie.

Źródłem problemu jest polityczna pomyłka, która utrzymywała się przez lata: decyzja o budowie linii przesyłowych, takich jak SuedLink, jako drogich kabli podziemnych zamiast bardziej ekonomicznych linii napowietrznych, opóźniła ukończenie projektu o lata i znacznie zwiększyła jego koszty. To politycznie motywowane ustępstwo na rzecz ochrony krajobrazu przerzuciło koszty na wszystkich odbiorców energii elektrycznej, nie rozwiązując jednocześnie podstawowego problemu z przepustowością. Na poziomie sieci dystrybucyjnej, według raportu AFRY, zaległości w rozbudowie sieci blokują projekty z zakresu energii odnawialnej o łącznej mocy 140 gigawatów oraz projekty magazynów energii o mocy 130 gigawatów – co stanowi blokadę inwestycji o wartości 45 miliardów euro.

Opłaty sieciowe jako hamulec polityki przemysłowej

Skutki wysokich opłat sieciowych i niewystarczająco rozwiniętej sieci nie ograniczają się do rachunków za energię elektryczną w gospodarstwach domowych. Stały się one poważnym problemem polityki przemysłowej. Energochłonne gałęzie przemysłu, które produkują w Niemczech, bezpośrednio uwzględniają wysokie koszty sieci w swoich kalkulacjach kosztów. Od stycznia 2024 r. duzi operatorzy systemów przesyłowych pobierali opłaty sieciowe w wysokości 6,43 centa za kilowatogodzinę – co stanowi dwukrotny wzrost w ciągu kilku miesięcy. Chociaż utrzymano specjalne przepisy dla dużych odbiorców z indywidualnymi opłatami sieciowymi na podstawie § 19 Rozporządzenia w sprawie opłat za sieć elektroenergetyczną, a rząd federalny przyjął różne środki pomocowe, w tym dotacje z Funduszu Klimatyczno-Transformacyjnego o łącznej wartości 26 miliardów euro na obniżenie opłat sieciowych w ciągu najbliższych czterech lat, środki te jedynie łagodzą objawy, nie usuwając przyczyn źródłowych.

W przypadku małych i średnich przedsiębiorstw (MŚP) oraz średnich przedsiębiorstw przemysłowych, które nie spełniają kryteriów zwolnienia, obciążenie kosztami pozostaje wysokie. Instytut Badań Makroekonomii i Cyklów Koniunkturalnych (IMK) Fundacji Hansa Böcklera podkreśla, że ​​roczna wielkość inwestycji w sieci elektroenergetyczne musi wzrosnąć z około 15 mld euro w 2023 r. do około 34 mld euro, aby umożliwić transformację energetyczną – w przeciwnym razie opóźniona rozbudowa zwiększy całkowity koszt osiągnięcia neutralności klimatycznej i zagrozi konkurencyjności Niemiec jako lokalizacji dla biznesu. Opóźnienia w rozbudowie sieci nie są abstrakcyjnym czynnikiem planistycznym, lecz mają konkretne konsekwencje dla firm: wyższe koszty produkcji, niepewność w decyzjach inwestycyjnych, a w najgorszym przypadku relokację do regionów o lepiej rozwiniętej infrastrukturze energetycznej.

Najważniejsza reforma: Co ma przynieść AgNes i nowy system wynagrodzeń

Na rok 2029 Federalna Agencja Sieci planuje największą od dwudziestu lat reformę systemu opłat za sieć elektroenergetyczną. Pod akronimem AgNes (Ogólny System Opłat za Sieć Elektryczną) opracowywana jest nowa struktura, która od 2029 roku będzie redystrybuować około 37 miliardów euro rocznych kosztów sieci między gospodarstwa domowe i przedsiębiorstwa. Obowiązujące obecnie rozporządzenie w sprawie opłat za sieć elektroenergetyczną, które od 2005 roku określa podstawowe zasady dystrybucji tych kosztów, wygasa z końcem 2028 roku. Celem reformy jest modernizacja alokacji kosztów, wzmocnienie zachęt do elastycznego korzystania z sieci oraz złagodzenie narastających od lat dysproporcji regionalnych.

Wdrożony już mechanizm podziału kosztów dla obszarów sieciowych o ponadprzeciętnym obciążeniu – szczególnie na wietrznych obszarach północnych i wschodnich Niemiec – stanowi pierwszy krok w tym kierunku. Od 2025 roku około 26 bezpośrednio uprawnionych operatorów sieci skorzysta z decyzji Federalnej Agencji Sieciowej z sierpnia 2024 roku; w uprzywilejowanych regionach opłaty sieciowe spadną nawet o 39 procent, co przekłada się na oszczędności do 192 euro rocznie dla przeciętnego gospodarstwa domowego. Niemniej jednak naukowcy z Federalnej Agencji Środowiska ostrzegają, że ta częściowa rekompensata to jedynie rozwiązanie tymczasowe – w dłuższej perspektywie ujednolicone opłaty sieciowe w całych Niemczech zapewniłyby sprawiedliwy podział kosztów lepiej niż doraźny mechanizm podziału kosztów.

Dylemat strukturalny: między zachętami inwestycyjnymi a ochroną konsumentów

Debata polityczna i regulacyjna ostatecznie koncentruje się wokół fundamentalnego dylematu: ci, którzy chcą, aby prywatne firmy inwestowały setki miliardów euro w niezbędną infrastrukturę społeczną, muszą zaoferować im wystarczająco atrakcyjne zyski. Jednak ci, którzy dopuszczają nadmiernie wysokie zyski, nakładają nadmierne obciążenie na konsumentów i przemysł, a w efekcie subsydiują zyski generowane przez monopol, a nie przez wyniki. Niemiecki system regulacyjny nie znalazł jeszcze satysfakcjonującego rozwiązania tego problemu.

Aktualne dane mówią same za siebie: zyski operatorów sieci dystrybucyjnych znacznie przekraczają wymogi regulacyjne. Jednocześnie sama sieć w wielu obszarach odbiega od standardów. Logiczny wniosek wyciągnięty przez BNE (Niemieckie Stowarzyszenie Operatorów Sieci) jest następujący: gdy jednocześnie występują nadwyżki zysków i zaległości inwestycyjne, coś jest nie tak z ramami regulacyjnymi. Albo brakuje mechanizmów konsekwentnie wiążących zyski z wynikami inwestycji, albo istniejące luki prawne pozwalają na zyski, które nie mają nic wspólnego z rzeczywistymi inwestycjami w sieć.

Jedną z opcji reformy postulowanej przez BNE (Niemieckie Stowarzyszenie Przemysłu Energetycznego i Wodnego) i omawianej w procesie NEST jest tzw. zwrot oparty na wynikach: dopuszczalny zwrot z kapitału własnego rośnie lub spada w zależności od tego, czy operator sieci faktycznie osiąga z góry określone cele ekspansji i standardy jakości. Takie modele regulacyjne oparte na wynikach zostały przetestowane w innych krajach i mogłyby pomóc w skorygowaniu nierównowagi między zwrotem a wynikami. BDEW (Niemieckie Stowarzyszenie Przemysłu Energetycznego i Wodnego) i VKU (Związek Przedsiębiorstw Komunalnych) krytykują fakt, że Federalna Agencja Sieci nie wdrożyła jeszcze w wystarczającym stopniu tego podejścia w procesie NEST.

Struktura rynku i struktura własnościowa: przedsiębiorstwa komunalne w cieniu spekulantów

Na uwagę zasługuje jeszcze jeden aspekt: ​​kto właściwie jest właścicielem najbardziej dochodowych operatorów sieci? EWE Netz jest spółką zależną Grupy EWE, której większościowym udziałowcem są gminy w Dolnej Saksonii i Bremie. Westnetz należy do Grupy RWE, a Bayernwerk Netz do bawarskiej firmy energetycznej E.ON. Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom jest spółką zależną enviaM, której większościowym udziałowcem jest z kolei E.ON. Zyski nadzwyczajne w znacznej mierze trafiają zatem do kas przedsiębiorstw energetycznych, a w przypadku przedsiębiorstw komunalnych – do budżetów gmin. To sprawia, że ​​debata polityczna wokół reformy regulacyjnej jest delikatna: gminy czerpiące zyski z przychodów sieciowych mają strukturalny interes w zapewnieniu, że regulacje nie będą zbyt rygorystyczne. W niemieckim sektorze energetycznym nigdy nie udało się w pełni rozdzielić interesów gmin w zakresie infrastruktury od interesów sektora prywatnego.

Co należy teraz zrobić

Analiza pokazuje, że niemiecki system elektroenergetyczny znajduje się na rozdrożu. Z jednej strony istnieją ramy regulacyjne, które w efekcie umożliwiają nadwyżki zysków bez proporcjonalnych inwestycji. Z drugiej strony istnieje gigantyczna potrzeba inwestycyjna, której nie da się zaspokoić bez rzetelnych i sprawiedliwych regulacji. Znalezienie realnego rozwiązania tego dylematu wymaga podjęcia szeregu działań.

Po pierwsze, konieczna jest większa przejrzystość: zyski operatorów sieci w ramach prawa handlowego muszą być systematycznie i publicznie porównywane ze zwrotami dozwolonymi na mocy przepisów regulacyjnych. Do tej pory analiza ta była możliwa jedynie dzięki kosztownym badaniom bilansów przeprowadzanym przez Federalną Agencję ds. Sieci (BNE) – powinna być ona obowiązkowym elementem sprawozdawczości regulacyjnej. Po drugie, zyski muszą być bardziej konsekwentnie powiązane z wynikami: operatorzy sieci, którzy nie osiągną swoich celów ekspansji, nie powinni być uprawnieni do pełnego zwrotu regulacyjnego. Po trzecie, proces zatwierdzania projektów sieciowych musi zostać dodatkowo przyspieszony – Niemcy osiągnęły w tym zakresie postęp, skracając czas zatwierdzania projektów energetyki wiatrowej, co teraz należy uwzględnić w projektach rozbudowy sieci. Po czwarte, optymalizacja struktury kapitałowej, która generuje zawyżone zyski w ujęciu księgowym, powinna zostać ograniczona poprzez ukierunkowane zmiany regulacyjne.

Transformacja energetyczna zależy od sieci elektroenergetycznej. To ona jest siłą napędową przyszłej gospodarki. To nie przypadek, że firmy, którym powierzono eksploatację i rozwój tej siły napędowej, osiągają obecnie rekordowe zyski, podczas gdy 40 000 projektów energetycznych czeka na podłączenie do sieci, a koszty redispatch liczone w miliardach obciążają społeczeństwo. To przewidywalny rezultat systemu regulacyjnego zaprojektowanego przez błyskotliwe umysły, a następnie wykorzystanego na swoją korzyść przez równie sprytnych graczy. Pytanie nie brzmi, czy reformy są potrzebne. Pytanie brzmi, ile czasu zajmie politykom ich wdrożenie.