Profituri de monopol în rețeaua electrică: Cum obțin operatorii de rețea bani cât timp așteaptă tranziția energetică

Tranziția energetică în așteptare: Cum oferă statul operatorilor de rețele randamente de vis

Profituri de miliarde în ciuda rețelelor dărăpănate: Modelul de afaceri absurd al furnizorilor de energie electrică

Rețelele electrice din Germania reprezintă blocajul tranziției energetice – învechite, supraîncărcate și un factor de cost masiv pentru gospodării și industrie. Cu toate acestea, în timp ce zeci de mii de turbine eoliene, panouri solare și instalații de stocare sunt blocate în așteptarea conectării la rețea, operatorii acestor rețele încheie tranzacții unice. Din cauza unui sistem de reglementare defectuos și a unei lipse totale de concurență, monopoliștii regionali obțin randamente ale capitalului propriu de până la 50%. Cum este posibil ca o industrie să obțină astfel de profituri, în timp ce infrastructura critică a țării stagnează? O ​​investigație asupra labirintului taxelor de rețea electrică arată că, în cele din urmă, consumatorii plătesc factura – iar sistemul îi protejează pe profitori.

Când plasa devine o „găină cu muls” – și nimeni nu o repară

40.000 de proiecte blocate: Profiturile obscene ale monopoliștilor rețelei de electricitate din Germania

Oricine citește situațiile financiare ale celor mai mari operatori de rețele de distribuție a energiei electrice din Germania în primăvara anului 2026 va fi uimit. Nu de pierderi, ci de abundența profiturilor. Conform unei analize realizate de Asociația Germană a Industriilor Energetice Noi (BNE), pusă la dispoziția publicației Zeitmagazin, rentabilitatea medie a capitalului propriu al celor mai mari 18 operatori regionali de rețele de energie electrică în 2024 a fost de un remarcabil 30,1%. Aceasta nu este o excepție, ci punctul culminant al unei tendințe continue: Încă din 2023, rentabilitatea medie a capitalului propriu (conform dreptului comercial) a celor mai mari 15 operatori de rețele de distribuție examinați a fost de 20,2%, conform datelor stabilite de BNE dintr-o analiză a bilanțurilor companiilor pentru perioada 2019-2023. Companiile individuale au depășit aceste cifre de multe ori. EWE Netz a obținut o rentabilitate de 50% în 2023, Pfalzwerke Netz 38-39%, iar Westnetz 27%. În 2024, potrivit BNE, randamentul lui Westnetz a crescut chiar la 45 la sută, Bayernwerk Netz a obținut 38 la sută și Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom 43 la sută.

Aceste cifre nu sunt doar remarcabile din punct de vedere economic, ci sunt și explozive din punct de vedere politic. În același timp, mari părți ale rețelei electrice a Germaniei sunt supraîncărcate, depășite și copleșite iremediabil de creșterea energiei regenerabile. Aproximativ 40.000 de proiecte din Germania așteaptă conectarea la rețea, inclusiv parcuri eoliene, centrale solare și instalații de stocare a energiei în baterii cu o capacitate totală de 140 de gigawați. Experții estimează nevoia de extindere a rețelei de distribuție până în 2045 la aproximativ 323 de miliarde de euro, iar pentru rețeaua de transport la încă 328 de miliarde de euro - un total de aproximativ 651 de miliarde de euro. Și totuși: companiile cărora societatea le-a încredințat responsabilitatea pentru această infrastructură critică generează randamente care ar face de rușine chiar și companiile tehnologice de succes.

Modelul de afaceri: Profit fără presiune concurențială

Pentru a înțelege cum pot operatorii de rețea să obțină astfel de profituri, trebuie să înțelegem natura modelului lor de afaceri. Rețelele electrice sunt așa-numitele monopoluri naturale. Ar fi irațional din punct de vedere economic și lipsit de sens din punct de vedere tehnic să se construiască rețele de transport concurente într-un oraș sau o regiune. Consumatorii pur și simplu nu au de ales în ceea ce privește operatorul de rețea - plătesc taxele de rețea ale celui în a cărui zonă de servicii locuiesc. Taxa de rețea, pe care clienții rezidențiali, întreprinderile și industria o plătesc pentru transportul energiei electrice, reprezintă aproximativ o treime din factura totală de energie electrică pentru consumatorii privați. Taxele de rețea sunt împărțite în taxe de rețea de transport, percepute de cei patru operatori principali de sistem de transport și reprezentând aproximativ 30% din costurile rețelei, și taxe de rețea de distribuție, percepute de cei 866 de operatori regionali de sistem de distribuție, care reprezintă aproximativ 70%.

Întrucât concurența nu funcționează, statul reglementează profiturile care pot fi obținute. Agenția Federală pentru Rețele stabilește așa-numitele plafoane de venituri pentru fiecare perioadă de reglementare, din care se derivă taxele de rețea permise. Un element central al acestui sistem este rentabilitatea imputată a capitalului propriu: aceasta dictează cât de mult poate obține un operator de rețea din capitalul propriu investit și este inclusă ca element de cost în calculul taxelor de rețea. În actuala a patra perioadă de reglementare, care se aplică rețelelor electrice din 2024 până în 2028, această rată a dobânzii a fost stabilită la 4,13% după impozitare, cu o rată mai mare de 5,07% pentru investițiile noi. Aceasta pare o reglementare moderată și corectă. Dar realitatea este alta.

Discrepanța dintre reglementare și realitate

Cum se face că firmele cu o rentabilitate a capitalului propriu aprobată de reglementări de aproximativ 4 până la 5% obțin de fapt randamente de 20, 30 sau chiar 50%? Răspunsul constă într-o diferență semnificativă între ceea ce prevăd reglementările și ceea ce apare efectiv în bilanțuri. Reglementările de reglementare calculează rentabilitatea capitalului propriu pe baza așa-numitelor capitaluri proprii imputate – o valoare standardizată bazată pe costurile istorice de achiziție și o structură a capitalului definită. Cu toate acestea, rentabilitatea capitalului propriu conform dreptului comercial raportează venitul net la capitalul propriu real înregistrat în bilanțul unei companii – iar acesta poate fi structural mult mai mic decât activele fixe imputate.

Această discrepanță contabilă explică o parte din diferență, dar nu este singura explicație. BNE (Asociația Germană a Operatorilor de Rețea) acuză, de asemenea, operatorii de rețea investigați de practici specifice care exploatează sistematic sistemul de reglementare pentru a genera profituri mai mari. Acestea includ umflarea artificială a costurilor în anul de bază al perioadei de reglementare, aplicarea dublă a ajustărilor la inflație și – în special explozivă – includerea taxei comerciale în taxele de rețea, chiar dacă această taxă nu este efectiv plătită sau nu este integrală. Conform estimărilor, operatorii rețelelor de distribuție își împovărează clienții cu aproximativ 400 de milioane de euro anual în taxe comerciale calculate, o parte semnificativă din care rămâne pur și simplu în sistemul fiscal municipal fără a fi vreodată plătită efectiv. Directorul general al BNE, Robert Busch, a rezumat situația: Dacă operatorii de rețea pot obține randamente atât de mari, atunci ceva este fundamental în neregulă cu cadrul de reglementare.

Consumatorii plătesc factura

Ceea ce pare a fi jargon tehnic din partea autorităților de reglementare are consecințe financiare directe pentru milioane de gospodării și întreprinderi din Germania. Taxele de rețea nu sunt un element abstract în factura de energie - ele reprezintă o parte semnificativă din factura lunară de electricitate și au devenit o povară vizibilă pentru multe gospodării și întreprinderi mici și mijlocii în ultimii ani. Numai din 2023 până în 2024, taxele de rețea pentru clienții rezidențiali cu un consum anual tipic de 3.500 de kilowați-oră au crescut cu aproximativ 10,6% - de la o medie de 341 EUR la 377 EUR net pe an. În anumite regiuni, cum ar fi Bavaria, creșterile au ajuns la 17%.

Privind rețelele de transport, imaginea este și mai dramatică: cei patru operatori majori ai sistemului de transport, 50Hertz, Amprion, TenneT și TransnetBW, și-au dublat taxele de rețea la 1 ianuarie 2024, de la 3,12 cenți pe kilowatt-oră la 6,43 cenți - un rezultat direct al eliminării subvențiilor guvernamentale din Fondul pentru Climă și Transformare. Pentru clienții rezidențiali, aceasta a însemnat o creștere imediată a costurilor energiei electrice, care nu a fost compensată de nicio îmbunătățire a eficienței sau de presiunea concurențială. Începând cu 2025, Agenția Federală pentru Rețele a oferit o compensație parțială pentru acele regiuni în care taxele de rețea au crescut deosebit de brusc din cauza extinderii masive a energiilor regenerabile - un nou mecanism de transfer, cu o sumă estimată la 2,4 miliarde de euro pentru 2025, distribuie acum costurile mai larg. Cu toate acestea, rezultatul este că gospodăria medie din afara regiunilor beneficiare se va confrunta în continuare cu costuri suplimentare de aproximativ 21 de euro pe an, în timp ce profiturile din rețea continuă să se mențină nestingherite.

Simultaneitatea paradoxală: randamente record, întârzieri record

Poate cel mai exploziv aspect al acestei povești nu este magnitudinea randamentelor în sine, ci apariția lor simultană alături de un volum masiv de investiții restante. Companiile care generează profituri atât de excepțional de mari ar trebui, în teorie, să investească masiv în propria infrastructură. Cu toate acestea, realitatea prezintă o imagine diferită. Conform planurilor de extindere a rețelei pentru 2024, impuse prin lege, publicate în aprilie 2024 de cei mai mari 82 de operatori de rețele de distribuție, aproximativ 24% din proiectele de înaltă tensiune și proiectele de substații de înaltă și medie tensiune erau deja întârziate până la 31 decembrie 2023, măsurate prin volumul investițiilor. Operatorii de rețea citează factori interni (26% din volumul investițiilor afectat), procesele de autorizare (17%), blocajele de aprovizionare și factorii externi ca principale motive ale acestor întârzieri.

Această restanță în investiții nu este o problemă abstractă. Are consecințe economice concrete și grave. Firma de consultanță AFRY estimează la 45 de miliarde de euro volumul investițiilor care nu poate fi realizat în prezent în Germania din cauza lipsei de capacitate a rețelei. Aproximativ 40.000 de proiecte sunt în așteptarea conectării – instalații de energie regenerabilă și stocare a energiei electrice cu o capacitate combinată de 270 de gigawați așteaptă să fie conectate la rețea. Un parc industrial din Rommerskirchen, în Renania, ilustrează perfect problema: situat chiar lângă liniile electrice de înaltă tensiune, parcul industrial așteaptă totuși o conexiune electrică suficientă, deoarece Westnetz raportează că capacitatea rețelei de distribuție de 110 kV este aproape epuizată – o conectare ar putea fi amânată până în anii 2030. Companiile care doresc să crească și să investească în Germania se confruntă astfel cu o limită structurală a creșterii lor.

Nevoia de investiții: Un efort național este îngreunat

Amploarea investițiilor necesare este fără precedent istoric. Electrificarea transporturilor, industriei și clădirilor, extinderea masivă a energiei eoliene și a fotovoltaicelor și integrarea a milioane de producători și consumatori descentralizați necesită o transformare fundamentală a întregii infrastructuri a rețelei. Până în 2033, cei mai mari 82 de operatori de rețele de distribuție se așteaptă la un necesar de investiții de aproximativ 110 miliarde de euro doar pentru extinderea rețelei; până în 2045, acest necesar va crește la aproximativ 207 miliarde de euro. Adunarea cerințelor de investiții pentru rețelele de transport și distribuție până în 2045 rezultă un total de 651 de miliarde de euro. Aceasta înseamnă că volumul anual al investițiilor trebuie să crească de la aproximativ 15 miliarde de euro în 2023 la aproximativ 34 de miliarde de euro pe an - o creștere de 127%.

Asociația Germană a Industriei Energetice și Apei (BDEW) specifică traiectoria investițiilor pentru viitorul apropiat: În 2024, aproximativ 13,4 miliarde de euro au fost investiți în rețele de transport și 8,6 miliarde de euro în rețele de distribuție, totalizând aproximativ 22 de miliarde de euro. Se preconizează că aceste cifre vor crește la 16,4 miliarde de euro anual pentru rețelele de transport și 15,4 miliarde de euro pentru rețelele de distribuție până în 2030 - un total de aproximativ 32 de miliarde de euro. Având în vedere restanțele existente și necesitatea de a integra aproximativ 9,3 milioane de utilizatori suplimentari ai rețelei până în 2030, întrebarea rămâne: De ce nu sunt reinvestite profiturile extraordinare ale operatorilor de rețea într-o măsură semnificativ mai mare în extinderea urgent necesară?

Obstacole în calea aprobării și obstacole structurale

Operatorii rețelelor de distribuție nu sunt singurii de vină. Tabloul ar fi incomplet fără a menționa obstacolele structurale care întârzie extinderea rețelei, indiferent de disponibilitatea operatorilor de a investi. Germania se confruntă cu o problemă cronică de autorizare care afectează toate sectoarele de infrastructură. Pentru liniile HVDC (curent continuu de înaltă tensiune), perioada medie de autorizare este de aproximativ șase ani de la data depunerii cererii; împreună cu timpul de planificare impus de lege înainte de depunerea cererii inițiale, aceasta ajunge la cel puțin 7,5 ani. Pentru liniile convenționale de curent alternativ trifazat, un proces de autorizare durează în medie cinci până la șase ani.

Pentru turbinele eoliene terestre care trebuie conectate prin rețeaua de distribuție, procesul de autorizare s-a dublat în ultimii zece ani, de la aproximativ 13 luni la până la 26 de luni în 2023, înainte ca modificările legislative să îl reducă la o medie de 17 luni în 2025. Acest lucru arată că voința politică poate într-adevăr reduce birocrația. Cu toate acestea, această voință este distribuită inegal și nu a fost aplicată extinderii rețelei în sine prea mult timp. Deși autorizațiile pentru energia eoliană au fost accelerate, procesele interne ale operatorilor de rețea rămân printre cele mai frecvente cauze ale întârzierilor - cele 26% din volumul investițiilor întârziate pe care operatorii înșiși le citează drept „motive interne”.

Sistemul de reglementare stimulativă: concept bun, implementare deficitară

Principiul fundamental al reglementării stimulentelor este bine întemeiat: în loc să ramburseze integral costurile reale ale unui operator de rețea - ceea ce ar elimina orice presiune pentru eficiență - Agenția Federală pentru Rețele stabilește un plafon de venituri. Dacă un operator de rețea operează mai eficient decât permit ipotezele de reglementare, acesta poate păstra diferența. Acest mecanism este destinat să creeze stimulente pentru reducerea costurilor. În teorie, este un instrument elegant. În practică, însă, a produs un efect secundar nedorit: nu recompensează neapărat investițiile și calitatea serviciilor, ci mai degrabă optimizarea costurilor și - acolo unde este posibil - ingeniozitatea contabilă.

Proiectul de reformă în curs de desfășurare al Agenției Federale pentru Rețele, cunoscut intern sub numele de procesul NEST (New Revenue Cap System and Increase - Sistem nou de plafonare a veniturilor și creștere), a avut ca scop îmbunătățirea acestui sistem pentru a cincea perioadă de reglementare care începe în 2029. Cu toate acestea, rezultatele prezentate de agenție în decembrie 2025 au dezamăgit atât asociațiile din industrie, cât și pe cele ale consumatorilor. Asociația Germană a Industriei Energetice și a Apei (BDEW) a criticat modificările planificate, afirmând că acestea conțineau deteriorări structurale în comparație cu status quo-ul, slăbind capacitatea de investiții și de performanță a operatorilor de rețea. Conform calculelor BDEW, industria se așteaptă la pierderi de venituri de 3,5 miliarde de euro în sectorul energiei electrice și de 1,5 miliarde de euro în sectorul gazelor pe întreaga perioadă de reglementare, din cauza noii metodologii. Asociația Întreprinderilor Municipale (VKU) a descris prevederile ca fiind „dezamăgitoare și complet inadecvate pentru sarcinile actuale și viitoare ale operatorilor de rețele de distribuție”.

O critică specifică se referă la metodologia de calculare a costului datoriei. Agenția Federală pentru Rețele (Federal Network Agency) aderă la o perioadă fixă ​​de șapte ani pentru determinarea costului datoriei, în loc să utilizeze un model dinamic. Acest lucru amenință operatorii de rețea cu deficite structurale în refinanțarea investițiilor lor în următoarea perioadă de reglementare, 2029-2033. În același timp, creșterile de costuri sunt recunoscute doar cu un decalaj considerabil, ceea ce pune presiune asupra profitabilității reale a operatorilor de rețea, în special în perioadele cu inflație ridicată.

Domenii de interes industrial: B2B, digitalizare (de la IA la XR), inginerie mecanică, logistică, energii regenerabile și industrie

Mai multe informații aici:

• Centru de afaceri de experți

Un centru tematic care oferă perspective și expertiză:

• Platformă de cunoștințe care acoperă economiile globale și regionale, inovația și tendințele specifice industriei
• O colecție de analize, perspective și informații generale din principalele noastre domenii de interes
• Un loc pentru expertiză și informații despre evoluțiile actuale din afaceri și tehnologie
• Un hub pentru companiile care caută informații despre piețe, digitalizare și inovații industriale

Randamentul capitalului propriu reglementat în comparație europeană: Un paradox

În acest moment, apare un paradox aparent irezolvabil. Pe de o parte, operatorii de rețea germani obțin în practică randamente excepțional de mari în temeiul dreptului comercial. Pe de altă parte, randamentul capitalului propriu de 4,28% după impozitare, așa cum este stipulat de Agenția Federală pentru Rețele, se situează, potrivit Asociației Germane a Industriei Energetice și Apei (BDEW), la limita inferioară a intervalului european - media UE este de 6,65%. Această situație aparent contradictorie se explică prin diferența structurală dintre randamentul reglementat și cel comercial, așa cum s-a descris deja. Randamentul reglementat este un obiectiv stabilit de autorități, nu un preț de piață; randamentul comercial, însă, reflectă realitatea afacerilor, care, datorită optimizării costurilor, deciziilor contabile și lacunelor sistemice, poate fi semnificativ mai mare decât această valoare țintă.

Aceasta prezintă o problemă strategică pentru viitoarea extindere a rețelei: mobilizarea capitalului privat necesar impune ca investitorii instituționali – fonduri de pensii, fonduri de infrastructură și companii de asigurări – să se poată aștepta la randamente ajustate la risc suficient de atractive. Economiștii estimează că rentabilitatea reglementată a capitalului propriu ar trebui să crească la cel puțin 8,7% înainte de impozitare pentru a mobiliza jumătate din capitalul propriu suplimentar necesar de la investitorii instituționali. Această cifră este mult peste rata stipulată în prezent. În același timp, operatorii de rețea existenți generează deja randamente care depășesc cu mult această valoare țintă prin mecanisme sistemice inerente – doar nu prin metoda de calcul reglementată, ci mai degrabă prin optimizare contabilă și structurală.

Redispatch: Motorul de costuri invizibil al unei rețele supraîncărcate

Un alt aspect adesea subestimat al problemei rețelei îl reprezintă așa-numitele costuri de redispecerizare. Atunci când rețeaua își atinge limitele de capacitate și energia electrică nu poate fi transportată de la producători la consumatori, operatorii de rețea trebuie să intervină pe piață: generarea de energie electrică în regiunile supraîncărcate este limitată, în timp ce în regiunile subdeservite aceasta este crescută. Aceste măsuri costă bani - și mulți. Costurile totale ale gestionării congestiei rețelei s-au ridicat la aproximativ 2,776 miliarde de euro în 2024. Deși aceasta este cu 17% mai mică decât în ​​anul precedent (2023: 3,335 miliarde de euro), aceasta reprezintă în continuare o povară economică anuală de ordinul miliardelor, rezultată direct din deficitul structural în extinderea rețelei. Aproximativ 74% din toate blocajele din 2024 au fost în rețeaua de transport - adică principalele coridoare electrice care ar trebui să transporte energia eoliană din nord și est către centrele de consum din sud și vest.

Rădăcina problemei constă într-o eroare politică ce a persistat ani de zile: decizia de a construi linii de transport precum SuedLink, sub formă de cabluri subterane scumpe, în loc de linii aeriene mai rentabile, a întârziat finalizarea cu ani și a crescut semnificativ costul proiectului. Această concesie motivată politic pentru protejarea peisajului a transferat costurile asupra tuturor consumatorilor de energie electrică, fără a rezolva problema de bază a capacității. La nivelul rețelei de distribuție, potrivit unui raport AFRY, restanțele în extinderea rețelei blochează proiectele de energie regenerabilă cu o capacitate totală de 140 de gigawați și proiectele de stocare în baterii cu 130 de gigawați - un blocaj al investițiilor în valoare de 45 de miliarde de euro.

Taxele de rețea ca frână a politicii industriale

Efectele taxelor excesive de rețea și ale unei rețele dezvoltate inadecvat nu se limitează la facturile de energie electrică ale gospodăriilor. Acestea au devenit o problemă serioasă de politică industrială. Industriile mari consumatoare de energie care produc în Germania încorporează direct costurile ridicate ale rețelei în calculele lor de costuri. Din ianuarie 2024, principalii operatori de sisteme de transport percep 6,43 cenți pe kilowatt-oră în taxe de rețea - o dublare în câteva luni. Deși reglementările speciale pentru marii consumatori cu taxe individuale de rețea în temeiul articolului 19 din Ordonanța privind taxa de rețea electrică au fost menținute, iar guvernul federal a adoptat diverse măsuri de ajutor, inclusiv subvenții din Fondul pentru Climă și Transformare în valoare totală de 26 de miliarde de euro pentru a reduce taxele de rețea de transport în următorii patru ani, aceste măsuri doar atenuează simptomele fără a aborda cauza principală.

Pentru întreprinderile mici și mijlocii (IMM-uri) și companiile industriale mijlocii care nu se încadrează în criteriile de exceptare, povara costurilor rămâne ridicată. Institutul pentru Macroeconomie și Cercetarea Ciclului Economic (IMK) al Fundației Hans Böckler subliniază că volumul anual al investițiilor pentru rețelele electrice trebuie să crească de la aproximativ 15 miliarde de euro în 2023 la aproximativ 34 de miliarde de euro pentru a permite tranziția energetică – în caz contrar, extinderea întârziată va crește costul total al atingerii neutralității climatice și va pune în pericol competitivitatea Germaniei ca loc de afaceri. Întârzierile în extinderea rețelei nu sunt un factor abstract de planificare, ci au consecințe concrete pentru companii: costuri de producție mai mari, incertitudine în deciziile de investiții și, în cel mai rău caz, relocarea în regiuni cu o infrastructură energetică mai bine dezvoltată.

Reforma majoră: Ce anume își propun să aducă AgNes și noul sistem de remunerare

Pentru anul 2029, Agenția Federală pentru Rețele (Federal Network Agency) planifică cea mai semnificativă reformă a structurii taxelor pentru rețeaua electrică din ultimii douăzeci de ani. Sub acronimul AgNes (Sistemul General de Taxe pentru Rețeaua de Electricitate), se dezvoltă o nouă structură care va redistribui aproximativ 37 de miliarde de euro în costuri anuale ale rețelei între gospodării și companii, începând cu anul 2029. Actuala Ordonanță privind Taxele pentru Rețeaua de Electricitate, care a definit regulile de bază pentru distribuirea acestor costuri din 2005, expiră la sfârșitul anului 2028. Reforma își propune să modernizeze alocarea costurilor, să consolideze stimulentele pentru utilizarea flexibilă a rețelei și să atenueze dezechilibrele regionale în creștere care au persistat de ani de zile.

Mecanismul de partajare a costurilor deja implementat pentru zonele de rețea cu sarcini peste medie – în special în nordul și estul Germaniei, unde vânturile sunt puternice – este un prim pas în această direcție. Începând cu 2025, aproximativ 26 de operatori de rețea direct eligibili vor beneficia de decizia Agenției Federale pentru Rețele din august 2024; în regiunile favorizate, taxele de rețea vor scădea cu până la 39%, ceea ce se traduce în economii de până la 192 EUR pe an pentru o gospodărie medie. Cu toate acestea, oamenii de știință de la Agenția Federală pentru Mediu avertizează că această compensare parțială este doar un pas intermediar – pe termen lung, taxele de rețea uniforme în întreaga Germania ar asigura o distribuție echitabilă mai bună decât un mecanism fragmentat de partajare a costurilor.

Dilema structurală: Între stimulentele pentru investiții și protecția consumatorilor

Dezbaterea politică și de reglementare se învârte în cele din urmă în jurul unei dileme fundamentale: cei care doresc ca firmele private să investească sute de miliarde de euro în infrastructură socială esențială trebuie să le ofere randamente suficient de atractive. Cu toate acestea, cei care permit randamente excesiv de mari pun o povară excesivă asupra consumatorilor și industriei și subvenționează efectiv profiturile generate de monopol, nu de performanță. Sistemul de reglementare german nu a găsit încă o soluție satisfăcătoare pentru acest act de echilibrare.

Datele actuale vorbesc de la sine: randamentele operatorilor de rețele de distribuție depășesc cu mult cerințele de reglementare. În același timp, rețeaua în sine nu îndeplinește standardele în multe domenii. Concluzia logică trasă de BNE (Asociația Germană a Operatorilor de Rețea) este următoarea: Atunci când apar simultan randamente excesive și o acumulare de investiții, ceva este în neregulă cu cadrul de reglementare. Fie lipsesc mecanisme care leagă în mod constant profiturile de performanța investițiilor, fie lacunele existente permit profituri care nu au nicio legătură cu investițiile reale în rețea.

O opțiune de reformă solicitată de BNE (Asociația Germană a Industriei Energetice și Apei) și discutată în cadrul procesului NEST este așa-numita rentabilitate bazată pe performanță: rentabilitatea admisă a capitalului propriu crește sau scade în funcție de atingerea efectivă a obiectivelor de extindere și a standardelor de calitate predefinite de către un operator de rețea. Astfel de modele de reglementare bazate pe producție au fost testate în alte țări și ar putea ajuta la corectarea dezechilibrului dintre rentabilitate și performanță. Atât BDEW (Asociația Germană a Industriei Energetice și Apei), cât și VKU (Asociația Întreprinderilor Municipale) critică faptul că Agenția Federală pentru Rețele nu a implementat încă suficient această abordare în cadrul procesului NEST.

Structura pieței și proprietatea: Companiile de utilități municipale sunt în umbra profitorilor

Un alt aspect merită atenție: cine deține de fapt cei mai profitabili operatori de rețea? EWE Netz este o filială a grupului EWE, care este deținut majoritar de municipalități din Saxonia Inferioară și Bremen. Westnetz aparține grupului RWE, iar Bayernwerk Netz companiei energetice bavareze E.ON. Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom este o filială a enviaM, care, la rândul ei, este deținută majoritar de E.ON. Profiturile extraordinare se revarsă astfel într-o măsură considerabilă în vistieria companiilor energetice și – în cazul companiilor de utilități operate de municipalități – în bugetele municipalităților. Acest lucru face ca dezbaterea politică din jurul reformei de reglementare să fie delicată: municipalitățile care profită de veniturile din rețea au un interes structural în a se asigura că reglementarea nu este prea strictă. Separarea dintre interesele din infrastructura municipală și interesele de profit din sectorul privat nu a fost niciodată pe deplin realizată în sectorul energetic german.

Ce trebuie făcut acum

Analiza arată că sistemul rețelei de energie electrică din Germania se află la o răscruce. Pe de o parte, există un cadru de reglementare care, prin efectul său, permite randamente suplimentare fără investiții proporționale. Pe de altă parte, există o nevoie gigantică de investiții care nu poate fi satisfăcută fără o reglementare fiabilă și echitabilă. Sunt necesare mai multe măsuri pentru a găsi o soluție viabilă la această dilemă.

În primul rând, este nevoie de o mai mare transparență: Randamentele operatorilor de rețea în temeiul dreptului comercial trebuie comparate sistematic și public cu randamentele permise de dreptul de reglementare. Până acum, această analiză a fost posibilă doar prin studii costisitoare de bilanț realizate de Agenția Federală Germană pentru Rețele (BNE) – ar trebui să fie o componentă obligatorie a raportării de reglementare. În al doilea rând, randamentele trebuie să fie legate mai consecvent de performanță: Operatorii de rețea care nu își îndeplinesc obiectivele de extindere nu ar trebui să aibă dreptul la randamentul reglementar integral. În al treilea rând, procesul de aprobare pentru proiectele de rețea trebuie accelerat în continuare – Germania a înregistrat progrese în acest sens prin reducerea timpului de aprobare pentru energia eoliană, progres care trebuie aplicat acum proiectelor de extindere a rețelei. În al patrulea rând, optimizarea structurii capitalului, care generează randamente umflate pe bază contabilă, ar trebui limitată prin ajustări de reglementare specifice.

Tranziția energetică este valabilă sau nu odată cu rețeaua electrică. Aceasta este forța vitală a economiei viitorului. Nu este o coincidență faptul că tocmai companiile cărora le-a fost încredințată operarea și extinderea acestei forțe vitale înregistrează în prezent profituri record, în timp ce 40.000 de proiecte energetice așteaptă conectarea la rețea, iar costurile de redispecerizare de ordinul miliardelor împovărează publicul. Este rezultatul previzibil al unui sistem de reglementare conceput de minți strălucite și ulterior exploatat în avantajul lor de către actori la fel de perspicace. Întrebarea nu este dacă sunt necesare reforme. Întrebarea este cât timp le va lua politicienilor să le implementeze.