Lucros monopolistas na rede elétrica: como as operadoras da rede acumulam dinheiro enquanto a transição energética aguarda

Transição energética em suspenso: como o Estado está proporcionando retornos extraordinários para as operadoras de rede

Lucros bilionários apesar das redes precárias: o modelo de negócios absurdo das fornecedoras de eletricidade

As redes elétricas da Alemanha são o gargalo da transição energética – obsoletas, sobrecarregadas e um enorme fator de custo para residências e indústrias. Enquanto dezenas de milhares de turbinas eólicas, painéis solares e instalações de armazenamento aguardam na fila para conexão à rede, os operadores dessas redes estão fechando negócios extraordinários. Graças a um sistema regulatório falho e à completa ausência de concorrência, monopolistas regionais estão obtendo retornos sobre o patrimônio líquido de até 50%. Como é possível que um setor esteja acumulando lucros tão expressivos enquanto a infraestrutura crítica do país está estagnada? Uma investigação sobre o labirinto das tarifas da rede elétrica revela que, em última análise, os consumidores pagam a conta – e o sistema protege os aproveitadores.

Quando a internet se torna uma mina de ouro – e ninguém a conserta

40.000 projetos bloqueados: os lucros obscenos dos monopolistas da rede elétrica alemã

Quem ler as demonstrações financeiras das maiores operadoras de redes de distribuição de energia elétrica da Alemanha na primavera de 2026 ficará surpreso. Não com prejuízos, mas com a abundância de lucros. De acordo com uma análise da Associação Alemã de Novas Indústrias de Energia (BNE), disponibilizada à revista Zeitmagazin, o retorno médio sobre o patrimônio líquido das 18 maiores operadoras regionais de redes de energia elétrica em 2024 foi de impressionantes 30,1%. Este não é um caso isolado, mas sim o ápice de uma tendência contínua: já em 2023, o retorno médio sobre o patrimônio líquido (de acordo com a legislação comercial) das 15 maiores operadoras de redes de distribuição analisadas era de 20,2%, conforme determinado pela BNE a partir de uma análise dos balanços patrimoniais das empresas no período de 2019 a 2023. Algumas empresas superaram esses números em muitas vezes. A EWE Netz alcançou um retorno de 50% em 2023, a Pfalzwerke Netz entre 38% e 39%, e a Westnetz, 27%. Em 2024, segundo o BNE, o retorno da Westnetz subiu mesmo para 45 por cento, a Bayernwerk Netz atingiu 38 por cento e a Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom 43 por cento.

Esses números não são apenas economicamente notáveis ​​– são politicamente explosivos. Ao mesmo tempo, grande parte da rede elétrica alemã está irremediavelmente sobrecarregada, obsoleta e completamente saturado pela expansão das energias renováveis. Cerca de 40.000 projetos em toda a Alemanha aguardam conexão à rede, incluindo parques eólicos, usinas solares e instalações de armazenamento de baterias com uma capacidade total de 140 gigawatts. Especialistas estimam a necessidade de expansão da rede de distribuição até 2045 em cerca de € 323 bilhões e da rede de transmissão em outros € 328 bilhões – um total de cerca de € 651 bilhões. E, no entanto, as empresas às quais a sociedade confiou a responsabilidade por essa infraestrutura crítica estão gerando retornos que envergonhariam até mesmo empresas de tecnologia bem-sucedidas.

O modelo de negócio: Lucro sem pressão competitiva

Para entender como as operadoras de rede conseguem tais retornos, é preciso compreender a natureza de seu modelo de negócios. As redes elétricas são os chamados monopólios naturais. Seria economicamente irracional e tecnicamente incoerente construir redes de transmissão concorrentes em uma cidade ou região. Os consumidores simplesmente não têm escolha quanto à sua operadora de rede – eles pagam as tarifas de rede daquela em cuja área de serviço residem. A tarifa de rede, que clientes residenciais, empresas e indústrias pagam pela transmissão de eletricidade, representa cerca de um terço da conta total de luz para consumidores privados. As tarifas de rede são divididas em tarifas de transmissão, cobradas pelas quatro principais operadoras de sistemas de transmissão e que representam cerca de 30% dos custos da rede, e tarifas de distribuição, cobradas pelas 866 operadoras regionais de sistemas de distribuição, que representam aproximadamente 70%.

Como a concorrência não funciona, o Estado regula os lucros que podem ser obtidos. A Agência Federal de Redes estabelece os chamados tetos de receita para cada período regulatório, a partir dos quais são calculadas as tarifas de rede permitidas. Um elemento central desse sistema é o retorno imputado sobre o patrimônio líquido: ele determina quanto retorno um operador de rede pode obter sobre o capital próprio investido e é incluído como um item de custo no cálculo das tarifas de rede. No atual quarto período regulatório, que se aplica às redes de eletricidade de 2024 a 2028, essa taxa de juros foi fixada em 4,13% após impostos, com uma taxa mais alta de 5,07% para novos investimentos. Isso soa como uma regulação moderada e justa. Mas a realidade é diferente.

A discrepância entre a regulamentação e a realidade

Como é possível que empresas com um retorno sobre o patrimônio líquido (ROE) aprovado pelos órgãos reguladores em torno de 4% a 5% alcancem, na realidade, retornos de 20%, 30% ou até mesmo 50%? A resposta reside em uma diferença significativa entre o que as normas estipulam e o que de fato consta nos balanços patrimoniais. As normas regulatórias calculam o ROE com base no chamado patrimônio líquido imputado – um valor padronizado baseado em custos históricos de aquisição e uma estrutura de capital definida. No entanto, o ROE sob a lei comercial relaciona o lucro líquido ao patrimônio líquido real registrado no balanço patrimonial da empresa – e este pode ser estruturalmente muito inferior ao ativo imobilizado imputado.

Essa discrepância contábil explica parte da diferença, mas não é a única explicação. A BNE (Associação Alemã de Operadoras de Rede) também acusa as operadoras de rede sob investigação de práticas específicas que exploram sistematicamente o sistema regulatório para gerar lucros maiores. Essas práticas incluem o aumento artificial dos custos no ano-base do período regulatório, a aplicação dupla de ajustes de inflação e – particularmente explosivo – a inclusão do imposto sobre vendas nas tarifas de rede, mesmo que esse imposto não seja efetivamente pago, ou não seja pago integralmente. Segundo estimativas, as operadoras de rede de distribuição oneram seus clientes com aproximadamente € 400 milhões anualmente em imposto sobre vendas calculado, uma parcela significativa do qual permanece no sistema tributário municipal sem nunca ser efetivamente paga. O diretor-geral da BNE, Robert Busch, resumiu a situação: "Se as operadoras de rede conseguem obter retornos tão altos, então há algo fundamentalmente errado com o arcabouço regulatório.".

Os consumidores pagam a conta

O que soa como jargão técnico das autoridades reguladoras tem consequências financeiras diretas para milhões de famílias e empresas na Alemanha. As tarifas de rede não são um item abstrato na conta de energia – elas representam uma parcela significativa da conta mensal de eletricidade e se tornaram um fardo considerável para muitas famílias e pequenas e médias empresas nos últimos anos. Somente entre 2023 e 2024, as tarifas de rede para clientes residenciais com um consumo anual típico de 3.500 quilowatts-hora aumentaram cerca de 10,6% – de uma média de € 341 para € 377 líquidos por ano. Em certas regiões, como a Baviera, os aumentos chegaram a 17%.

Analisando as redes de transmissão, o cenário é ainda mais dramático: as quatro principais operadoras de sistemas de transmissão, 50Hertz, Amprion, TenneT e TransnetBW, dobraram suas tarifas de rede em 1º de janeiro de 2024, de 3,12 centavos por quilowatt-hora para 6,43 centavos – resultado direto da eliminação dos subsídios governamentais do Fundo para o Clima e a Transformação. Para os consumidores residenciais, isso significou um aumento imediato nos custos de eletricidade, que não foi compensado por quaisquer melhorias de eficiência ou pressão competitiva. A partir de 2025, a Agência Federal de Redes passou a fornecer compensação parcial para as regiões onde as tarifas de rede aumentaram de forma particularmente acentuada devido à expansão massiva das energias renováveis ​​– um novo mecanismo de repasse, com um valor projetado de € 2,4 bilhões para 2025, agora distribui os custos de forma mais ampla. No entanto, o resultado é que a residência média fora das regiões beneficiadas ainda enfrentará custos adicionais de cerca de € 21 por ano, enquanto os lucros da rede continuam inalterados.

A simultaneidade paradoxal: retornos recordes, atrasos recordes

Talvez o aspecto mais explosivo dessa história não seja a magnitude dos retornos em si, mas sim sua ocorrência simultânea a uma enorme carteira de investimentos atrasados. Empresas que geram lucros tão excepcionalmente altos deveriam, em teoria, investir pesadamente em sua própria infraestrutura. No entanto, a realidade mostra um cenário diferente. De acordo com os planos de expansão da rede elétrica para 2024, legalmente exigidos e publicados em abril de 2024 pelas 82 maiores operadoras de redes de distribuição, aproximadamente 24% dos projetos de alta tensão e de subestações de média e alta tensão já estavam atrasados ​​em 31 de dezembro de 2023, considerando o volume de investimentos. As operadoras de rede citam fatores internos (26% do volume de investimentos afetados), processos de licenciamento (17%), gargalos no fornecimento e fatores externos como as principais razões para esses atrasos.

Este atraso nos investimentos não é um problema abstrato. Ele tem consequências econômicas concretas e graves. A consultoria AFRY estima que o volume de investimentos que não pode ser realizado atualmente na Alemanha devido à falta de capacidade da rede elétrica seja de 45 bilhões de euros. Cerca de 40.000 projetos estão na fila de conexão – instalações de energia renovável e armazenamento de eletricidade com uma capacidade combinada de 270 gigawatts aguardam para serem conectadas à rede. Um parque industrial em Rommerskirchen, na Renânia, ilustra perfeitamente o problema: localizado diretamente ao lado de linhas de transmissão de alta tensão, o parque industrial ainda aguarda uma conexão elétrica adequada, visto que a Westnetz relata que a capacidade da rede de distribuição de 110 kV está quase esgotada – a conexão pode ser adiada até a década de 2030. Empresas que buscam crescer e investir na Alemanha estão, portanto, encontrando um limite estrutural para o seu crescimento.

A necessidade de investimento: um esforço nacional está sendo dificultado

A dimensão dos investimentos necessários é historicamente sem precedentes. A eletrificação dos transportes, da indústria e dos edifícios, a expansão massiva da energia eólica e fotovoltaica e a integração de milhões de produtores e consumidores descentralizados exigem uma transformação fundamental de toda a infraestrutura da rede elétrica. Até 2033, as 82 maiores operadoras de redes de distribuição preveem uma necessidade de investimento de cerca de € 110 bilhões apenas para a expansão da rede; até 2045, essa necessidade aumentará para cerca de € 207 bilhões. Somando-se as necessidades de investimento para as redes de transmissão e distribuição até 2045, chega-se a um total de € 651 bilhões. Isso significa que o volume anual de investimentos deve aumentar de cerca de € 15 bilhões em 2023 para aproximadamente € 34 bilhões por ano – um aumento de 127%.

A Associação Alemã das Indústrias de Energia e Água (BDEW) especifica o caminho de investimento para o futuro próximo: em 2024, foram investidos aproximadamente € 13,4 bilhões em redes de transmissão e € 8,6 bilhões em redes de distribuição, totalizando cerca de € 22 bilhões. Prevê-se que esses valores aumentem para € 16,4 bilhões anualmente para redes de transmissão e € 15,4 bilhões para redes de distribuição até 2030 – um total de aproximadamente € 32 bilhões. Considerando o déficit existente e a necessidade de integrar cerca de 9,3 milhões de usuários adicionais à rede até 2030, a questão permanece: por que os lucros extraordinários das operadoras de rede não estão sendo reinvestidos em uma escala significativamente maior na expansão urgentemente necessária?

Obstáculos à aprovação e dificuldades estruturais

A culpa não recai apenas sobre as operadoras de redes de distribuição. O quadro estaria incompleto sem mencionar os obstáculos estruturais que atrasam a expansão da rede, independentemente da disposição das operadoras em investir. A Alemanha sofre com um problema crônico de licenciamento que afeta todos os setores de infraestrutura. Para linhas HVDC (corrente contínua de alta tensão), o período médio de licenciamento é de cerca de seis anos a partir da data da solicitação; somado ao tempo de planejamento legalmente exigido antes da solicitação inicial, isso totaliza pelo menos 7,5 anos. Para linhas CA trifásicas convencionais, o processo de licenciamento leva, em média, de cinco a seis anos.

Para turbinas eólicas terrestres que precisam ser conectadas à rede de distribuição, o processo de licenciamento dobrou nos últimos dez anos, passando de cerca de 13 meses para até 26 meses em 2023, antes que mudanças legislativas o reduzissem para uma média de 17 meses em 2025. Isso demonstra que a vontade política pode, de fato, reduzir a burocracia. No entanto, essa vontade é distribuída de forma desigual e não foi aplicada à expansão da própria rede por muito tempo. Embora a emissão de licenças para energia eólica tenha sido agilizada, os processos internos das operadoras de rede continuam entre as causas mais frequentes de atrasos – os 26% do volume de investimentos atrasados ​​que as próprias operadoras citam como "motivos internos".

O sistema de regulação por incentivos: boa ideia, má implementação

O princípio fundamental da regulação por incentivos é bem fundamentado: em vez de reembolsar integralmente os custos reais de uma operadora de rede — o que eliminaria qualquer pressão por eficiência —, a Agência Federal de Redes estabelece um teto de receita. Se uma operadora de rede operar com mais eficiência do que as premissas regulatórias permitem, ela fica com a diferença. Esse mecanismo visa criar incentivos para a redução de custos. Em teoria, é um instrumento elegante. Na prática, porém, produziu um efeito colateral indesejável: não recompensa necessariamente o investimento e a qualidade do serviço, mas sim a otimização de custos e — quando possível — a engenhosidade contábil.

O projeto de reforma em curso da Agência Federal de Redes, conhecido internamente como processo NEST (Novo Sistema de Limite de Receita e Aumento), visava aprimorar esse sistema para o quinto período regulatório, com início em 2029. No entanto, os resultados apresentados pela agência em dezembro de 2025 decepcionaram tanto a indústria quanto as associações de consumidores. A Associação Alemã das Indústrias de Energia e Água (BDEW) criticou as mudanças planejadas, afirmando que elas continham deteriorações estruturais em comparação com o status quo, enfraquecendo a capacidade de investimento e desempenho das operadoras de rede. De acordo com os cálculos da BDEW, o setor prevê perdas de receita de € 3,5 bilhões no setor de eletricidade e € 1,5 bilhão no setor de gás durante todo o período regulatório devido à nova metodologia. A Associação de Empresas Municipais (VKU) descreveu as estipulações como "decepcionantes e completamente inadequadas para as tarefas atuais e futuras das operadoras de redes de distribuição".

Um ponto específico de crítica diz respeito à metodologia de cálculo do custo da dívida. A Agência Federal de Redes adota um período fixo de sete anos para determinar o custo da dívida, em vez de utilizar um modelo dinâmico. Isso representa um risco para as operadoras de rede, que podem enfrentar dificuldades estruturais no refinanciamento de seus investimentos durante o próximo período regulatório, de 2029 a 2033. Ao mesmo tempo, os aumentos de custos só são reconhecidos com uma defasagem considerável, o que pressiona a rentabilidade real das operadoras, principalmente em períodos de alta inflação.

Áreas de atuação: B2B, digitalização (de IA a XR), engenharia mecânica, logística, energias renováveis ​​e indústria

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Retorno sobre o patrimônio regulatório em comparação com a Europa: um paradoxo

Neste ponto, surge um paradoxo aparentemente insolúvel. Por um lado, as operadoras de rede alemãs alcançam, na prática, retornos excepcionalmente altos sob a legislação comercial. Por outro lado, o retorno sobre o patrimônio líquido de 4,28% após impostos, conforme estipulado pela Agência Federal de Redes, está, segundo a Associação Alemã das Indústrias de Energia e Água (BDEW), na extremidade inferior da faixa europeia – a média da UE é de 6,65%. Essa situação aparentemente contraditória se explica pela diferença estrutural entre os retornos regulatórios e comerciais, como já descrito. O retorno regulatório é uma meta estabelecida pelas autoridades, não um preço de mercado; o retorno comercial, por sua vez, reflete a realidade empresarial concreta, que, devido à otimização de custos, decisões contábeis e brechas sistêmicas, pode ser significativamente superior a esse valor-meta.

Isso representa um problema estratégico para a futura expansão da rede elétrica: mobilizar o capital privado necessário exige que os investidores institucionais – fundos de pensão, fundos de infraestrutura e seguradoras – possam esperar retornos ajustados ao risco suficientemente atrativos. Economistas estimam que o retorno regulatório sobre o patrimônio líquido teria que subir para pelo menos 8,7% antes dos impostos para mobilizar metade do capital adicional necessário de investidores institucionais. Esse valor está muito acima da taxa atualmente estipulada. Ao mesmo tempo, as operadoras de rede existentes já estão gerando retornos que superam em muito esse valor-alvo por meio de mecanismos sistêmicos inerentes – não pelo método de cálculo regulatório, mas sim por meio de otimização contábil e estrutural.

Redispatch: O mecanismo de custo invisível de uma rede sobrecarregada

Outro aspecto frequentemente subestimado do problema da rede elétrica são os chamados custos de redistribuição. Quando a rede atinge seus limites de capacidade e a eletricidade não pode ser transportada dos produtores aos consumidores, os operadores da rede precisam intervir no mercado: a geração de eletricidade em regiões sobrecarregadas é reduzida, enquanto em regiões com baixa demanda, ela é aumentada. Essas medidas custam dinheiro – e muito. Os custos totais da gestão do congestionamento da rede chegaram a cerca de € 2,776 bilhões em 2024. Embora isso represente uma redução de 17% em relação ao ano anterior (2023: € 3,335 bilhões), ainda constitui um ônus econômico anual na casa dos bilhões, resultante diretamente do déficit estrutural na expansão da rede. Cerca de 74% de todos os gargalos em 2024 estavam na rede de transmissão – ou seja, nos principais corredores de eletricidade que deveriam transportar a energia eólica do norte e do leste para os centros de consumo no sul e no oeste.

A raiz do problema reside num erro de julgamento político que persistiu durante anos: a decisão de construir linhas de transmissão como a SuedLink através de dispendiosos cabos subterrâneos, em vez de linhas aéreas mais económicas, atrasou a conclusão em anos e aumentou significativamente o custo do projeto. Esta concessão à proteção da paisagem, motivada por razões políticas, transferiu os custos para todos os consumidores de eletricidade sem resolver o problema subjacente da capacidade. Ao nível da rede de distribuição, de acordo com um relatório da AFRY, o atraso na expansão da rede está a bloquear projetos de energias renováveis ​​com uma capacidade total de 140 gigawatts e projetos de armazenamento de energia em baterias com 130 gigawatts – um bloqueio de investimentos que ascende a 45 mil milhões de euros.

Tarifas de rede como freio da política industrial

Os efeitos das tarifas de rede excessivas e de uma rede inadequadamente desenvolvida não se limitam às contas de luz das residências. Tornaram-se um sério problema de política industrial. As indústrias de uso intensivo de energia que produzem na Alemanha incorporam diretamente os altos custos da rede em seus cálculos de custos. A partir de janeiro de 2024, as principais operadoras do sistema de transmissão passaram a cobrar 6,43 centavos de dólar por quilowatt-hora em tarifas de rede – um aumento de 100% em poucos meses. Embora as regulamentações especiais para grandes consumidores com tarifas de rede individuais, conforme o Artigo 19 da Lei de Tarifas da Rede Elétrica, tenham sido mantidas, e o governo federal tenha adotado diversas medidas de alívio, incluindo subsídios do Fundo para o Clima e a Transformação, totalizando € 26 bilhões, para reduzir as tarifas de transmissão de energia nos próximos quatro anos, essas medidas apenas aliviam os sintomas, sem abordar a causa raiz.

Para as pequenas e médias empresas (PMEs) e empresas industriais de médio porte que não se enquadram nos critérios de isenção, o custo permanece elevado. O Instituto de Macroeconomia e Pesquisa do Ciclo de Negócios (IMK) da Fundação Hans Böckler enfatiza que o volume anual de investimentos em redes elétricas deve aumentar de cerca de € 15 bilhões em 2023 para aproximadamente € 34 bilhões para viabilizar a transição energética – caso contrário, o atraso na expansão aumentará o custo total para alcançar a neutralidade climática e comprometerá a competitividade da Alemanha como local para negócios. Os atrasos na expansão da rede não são um fator abstrato de planejamento, mas têm consequências concretas para as empresas: custos de produção mais altos, incerteza nas decisões de investimento e, no pior cenário, realocação para regiões com infraestrutura energética mais desenvolvida.

A principal reforma: O que a AgNes e o novo sistema de remuneração pretendem trazer

Para 2029, a Agência Federal de Redes está planejando a reforma mais significativa da estrutura tarifária da rede elétrica em vinte anos. Sob a sigla AgNes (Sistema Geral de Tarifas da Rede Elétrica), está sendo desenvolvida uma nova estrutura que redistribuirá aproximadamente € 37 bilhões em custos anuais da rede entre residências e empresas a partir de 2029. A atual Portaria sobre Tarifas da Rede Elétrica, que define as regras básicas para a distribuição desses custos desde 2005, expira no final de 2028. A reforma visa modernizar a alocação de custos, fortalecer os incentivos para o uso flexível da rede e mitigar os crescentes desequilíbrios regionais que persistem há anos.

O mecanismo de partilha de custos já implementado para áreas da rede com cargas acima da média – particularmente no norte e leste da Alemanha, regiões com ventos fortes – é um primeiro passo nessa direção. A partir de 2025, cerca de 26 operadores de rede diretamente elegíveis beneficiarão da decisão da Agência Federal de Redes, tomada em agosto de 2024; nas regiões favorecidas, as tarifas de rede diminuirão em até 39%, o que se traduz numa poupança de até 192 euros por ano para uma família média. No entanto, cientistas da Agência Federal do Ambiente alertam que esta compensação parcial é apenas uma medida provisória – a longo prazo, tarifas de rede uniformes em toda a Alemanha garantiriam uma distribuição mais justa do que um mecanismo fragmentado de partilha de custos.

O dilema estrutural: entre incentivos ao investimento e proteção do consumidor

O debate político e regulatório gira em torno de um dilema fundamental: aqueles que desejam que empresas privadas invistam centenas de bilhões de euros em infraestrutura social essencial devem oferecer-lhes retornos suficientemente atrativos. No entanto, aqueles que permitem retornos excessivamente altos impõem um fardo indevido aos consumidores e à indústria, subsidiando, na prática, lucros gerados por monopólio, e não por desempenho. O sistema regulatório alemão ainda não encontrou uma solução satisfatória para esse equilíbrio.

Os dados atuais falam por si: os retornos das operadoras de redes de distribuição superam em muito os requisitos regulamentares. Ao mesmo tempo, a própria rede fica aquém dos padrões em muitas áreas. A conclusão lógica a que chegou a BNE (Associação Alemã de Operadoras de Redes) é a seguinte: quando retornos excessivos e um acúmulo de investimentos ocorrem simultaneamente, algo está errado com o quadro regulatório. Ou faltam mecanismos que vinculem consistentemente os lucros ao desempenho dos investimentos, ou existem brechas que permitem lucros que nada têm a ver com o investimento real na rede.

Uma das opções de reforma exigidas pela BNE (Associação Alemã das Indústrias de Energia e Água) e discutidas no processo NEST são os chamados retornos baseados em desempenho: o retorno permitido sobre o patrimônio líquido aumenta ou diminui dependendo se um operador de rede atinge efetivamente as metas de expansão e os padrões de qualidade predefinidos. Esses modelos regulatórios baseados em resultados já foram testados em outros países e poderiam ajudar a corrigir o desequilíbrio entre retorno e desempenho. A BDEW (Associação Alemã das Indústrias de Energia e Água) e a VKU (Associação de Empresas Municipais) criticam o fato de a Agência Federal de Redes ainda não ter implementado essa abordagem de forma suficiente no processo NEST.

Estrutura de mercado e propriedade: as empresas de serviços públicos municipais à sombra dos aproveitadores

Outro aspecto que merece atenção: quem realmente detém as operadoras de rede mais lucrativas? A EWE Netz é uma subsidiária do Grupo EWE, que tem como acionistas majoritários municípios da Baixa Saxônia e de Bremen. A Westnetz pertence ao Grupo RWE e a Bayernwerk Netz à empresa de energia bávara E.ON. A Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom é uma subsidiária da enviaM, que, por sua vez, tem como acionistas majoritários a E.ON. Os lucros extraordinários, portanto, fluem em grande medida para os cofres das empresas de energia e – no caso das concessionárias operadas pelos municípios – para os orçamentos municipais. Isso torna o debate político em torno da reforma regulatória delicado: os municípios que lucram com as receitas da rede têm um interesse estrutural em garantir que a regulamentação não seja muito rigorosa. A separação entre os interesses da infraestrutura municipal e os interesses de lucro do setor privado nunca foi totalmente alcançada no setor energético alemão.

O que precisa ser feito agora?

A análise demonstra que o sistema de distribuição de energia elétrica alemão encontra-se numa encruzilhada. Por um lado, existe um quadro regulatório que, na prática, permite retornos excessivos sem investimentos proporcionais. Por outro lado, há uma necessidade gigantesca de investimentos que não pode ser atendida sem uma regulação confiável e justa. Diversas medidas são necessárias para encontrar uma solução viável para esse dilema.

Primeiro, é necessária maior transparência: os retornos dos operadores de rede, de acordo com a legislação comercial, devem ser comparados de forma sistemática e pública com os retornos permitidos pela legislação regulatória. Até o momento, essa análise só foi possível por meio de dispendiosos estudos de balanço patrimonial realizados pela Agência Federal Alemã de Redes (BNE) – ela deveria ser um componente obrigatório dos relatórios regulatórios. Segundo, os retornos precisam estar mais consistentemente vinculados ao desempenho: os operadores de rede que não atingirem suas metas de expansão não devem ter direito ao retorno regulatório integral. Terceiro, o processo de aprovação de projetos de rede deve ser ainda mais acelerado – a Alemanha demonstrou progresso nesse sentido ao reduzir o tempo de aprovação para energia eólica, progresso que agora deve ser aplicado aos projetos de expansão de rede. Quarto, a otimização da estrutura de capital, que gera retornos inflados em termos contábeis, deve ser limitada por meio de ajustes regulatórios específicos.

A transição energética se sustenta ou fracassa com a rede elétrica. Ela é a força vital da economia do futuro. Não é coincidência que as próprias empresas encarregadas da operação e expansão dessa força vital estejam atualmente colhendo lucros recordes, enquanto 40.000 projetos de energia aguardam conexão à rede e custos de redistribuição na casa dos bilhões oneram o público. É o resultado previsível de um sistema regulatório concebido por mentes brilhantes e posteriormente explorado em benefício próprio por agentes igualmente astutos. A questão não é se as reformas são necessárias. A questão é quanto tempo levará para os políticos implementá-las.