Монопольні прибутки в електромережі: як оператори мережі заробляють гроші, поки енергетичний перехід чекає

Енергетичний перехід призупинено: як держава дає операторам мереж омріяні прибутки

Мільярдні прибутки попри занедбані мережі: абсурдна бізнес-модель постачальників електроенергії

Німецькі електромережі є вузьким місцем енергетичного переходу – застарілі, перевантажені та створюють величезні витрати для домогосподарств і промисловості. Однак, поки десятки тисяч вітрових турбін, сонячних панелей та сховищ енергії стоять у черзі на підключення до мережі, оператори цих мереж укладають угоди всього життя. Завдяки недосконалій системі регулювання та повній відсутності конкуренції регіональні монополісти досягають рентабельності власного капіталу до 50 відсотків. Як може бути, що одна галузь отримує такий прибуток, тоді як критична інфраструктура країни стагнує? Розслідування лабіринту тарифів на електромережу показує, що зрештою споживачі оплачують рахунки, а система захищає тих, хто наживається.

Коли мережа стає дійною коровою – і ніхто її не ремонтує

40 000 проектів заблоковано: непристойні прибутки монополістів німецької електромережі

Кожен, хто читатиме фінансову звітність найбільших операторів мереж розподілу електроенергії Німеччини за весну 2026 року, буде вражений. Не збитками, а великою кількістю прибутків. Згідно з аналізом Німецької асоціації галузей нової енергетики (BNE), який був наданий Zeitmagazin, середня рентабельність власного капіталу 18 найбільших регіональних операторів мереж електропостачання у 2024 році становила вражаючі 30,1 відсотка. Це не виняток, а кульмінація постійної тенденції: ще у 2023 році середня рентабельність власного капіталу (згідно з комерційним законодавством) 15 найбільших операторів мереж розподілу, що розглядалися, становила 20,2 відсотка, як це визначила BNE на основі аналізу балансів компаній за період з 2019 по 2023 рік. Окремі компанії багаторазово перевищували ці показники. EWE Netz досягла рентабельності 50 відсотків у 2023 році, Pfalzwerke Netz – від 38 до 39 відсотків, а Westnetz – 27 відсотків. У 2024 році, за даними BNE, прибутковість Westnetz навіть зросла до 45 відсотків, Bayernwerk Netz досягла 38 відсотків, а Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom – 43 відсотки.

Ці цифри не лише вражають з економічної точки зору, а й є політично вибухонебезпечними. Водночас, значні частини німецької електромережі безнадійно перевантажені, застарілі та безнадійно перевантажені нарощуванням відновлюваних джерел енергії. Близько 40 000 проектів по всій Німеччині очікують на підключення до мережі, включаючи вітрові електростанції, сонячні електростанції та акумуляторні накопичувачі загальною потужністю 140 гігават. Експерти оцінюють потребу в розширенні розподільчої мережі до 2045 року приблизно в 323 мільярди євро, а для мережі передачі – ще в 328 мільярдів євро – загалом близько 651 мільярда євро. І все ж: компанії, яким суспільство довірило відповідальність за цю критично важливу інфраструктуру, отримують прибутки, які могли б засоромити навіть успішні технологічні компанії.

Бізнес-модель: Прибуток без конкурентного тиску

Щоб зрозуміти, як оператори мереж можуть досягти такої прибутковості, необхідно усвідомити природу їхньої бізнес-моделі. Електромережі – це так звані природні монополії. Було б економічно нераціонально та технічно безглуздо будувати конкуруючі мережі передачі в місті чи регіоні. Споживачі просто не мають вибору щодо свого оператора мережі – вони сплачують мережеві збори того, в зоні обслуговування якого вони проживають. Мережевий збір, який побутові споживачі, підприємства та промисловість сплачують за передачу електроенергії, становить близько третини від загального рахунку за електроенергію для приватних споживачів. Мережевий збір поділяється на збір за мережеві збори передачі, що стягуються чотирма основними операторами систем передачі та становлять близько 30 відсотків витрат на мережу, та збір за мережеві збори розподілу, що стягуються 866 ​​регіональними операторами систем розподілу, що становлять приблизно 70 відсотків.

Оскільки конкуренція не працює, держава регулює прибутки, яких можна досягти. Федеральне мережеве агентство встановлює так звані ліміти доходів для кожного регуляторного періоду, з яких виводяться допустимі мережеві збори. Центральним елементом цієї системи є імпутована рентабельність власного капіталу: вона визначає, яку дохідність оператор мережі може отримати від інвестованого власного капіталу, і включається як стаття витрат у розрахунок мережевих зборів. У поточному четвертому регуляторному періоді, який застосовується до електричних мереж з 2024 по 2028 рік, ця процентна ставка була встановлена ​​на рівні 4,13 відсотка після сплати податків, з вищою ставкою 5,07 відсотка для нових інвестицій. Це звучить як помірне та справедливе регулювання. Але реальність інша.

Розрив між регулюванням та реальністю

Як це можливо, що компанії з регуляторно затвердженою рентабельністю власного капіталу близько 4-5 відсотків насправді досягають прибутковості в 20, 30 або навіть 50 відсотків? Відповідь полягає в суттєвій різниці між тим, що передбачено нормативними актами, і тим, що фактично відображається в балансах. Регуляторні акти розраховують рентабельність власного капіталу на основі так званого імпутованого власного капіталу – стандартизованого значення, що базується на історичних витратах на придбання та визначеній структурі капіталу. Однак рентабельність власного капіталу згідно з комерційним правом пов’язує чистий прибуток з фактичним власним капіталом, зазначеним у балансі компанії, – і це може бути структурно набагато нижчим, ніж імпутовані основні засоби.

Ця розбіжність в обліку частково пояснює різницю, але це не єдине пояснення. BNE (Німецька асоціація мережевих операторів) також звинувачує мережевих операторів, щодо яких ведеться розслідування, у певних практиках, які систематично використовують систему регулювання для отримання більших прибутків. До них належать штучне завищення витрат у базовий рік регуляторного періоду, подвійне застосування коригувань на інфляцію та – особливо вибухонебезпечне – врахування торгового податку в тарифах на мережу, хоча цей податок фактично не сплачується або сплачується не в повному обсязі. За оцінками, оператори розподільчих мереж щорічно обтяжують своїх клієнтів приблизно 400 мільйонами євро у вигляді розрахованого торгового податку, значна частина якого просто залишається в муніципальній податковій системі, фактично не сплачуючи його. Керуючий директор BNE Роберт Буш підсумував: Якщо мережеві оператори можуть досягти такої високої прибутковості, то щось принципово не так з регуляторною базою.

Споживачі оплачують рахунки

Те, що звучить як технічний жаргон регуляторних органів, має прямі фінансові наслідки для мільйонів домогосподарств та підприємств у Німеччині. Плата за мережу не є абстрактною статтею в рахунку за електроенергію – вона становить значну частину щомісячного рахунку за електроенергію та стала помітним тягарем для багатьох домогосподарств та малих і середніх підприємств за останні роки. Тільки з 2023 по 2024 рік плата за мережу для побутових споживачів із типовим річним споживанням 3500 кіловат-годин зросла приблизно на 10,6 відсотка – із середнього показника 341 євро до 377 євро нетто на рік. У деяких регіонах, таких як Баварія, зростання сягало 17 відсотків.

Дивлячись на мережі передачі, картина ще більш драматична: чотири основні оператори систем передачі, 50Hertz, Amprion, TenneT та TransnetBW, подвоїли свої тарифи на мережу з 1 січня 2024 року з 3,12 цента за кіловат-годину до 6,43 цента – це прямий результат скасування державних субсидій з Фонду клімату та трансформації. Для побутових споживачів це означало негайне збільшення витрат на електроенергію, яке не було компенсовано жодним підвищенням ефективності чи конкурентним тиском. З 2025 року Федеральне мережеве агентство надавало часткову компенсацію тим регіонам, де тарифи на мережу зросли особливо різко через масове розширення відновлюваних джерел енергії – новий механізм розподілу з прогнозованою сумою розподілу в 2,4 мільярда євро на 2025 рік тепер розподіляє витрати більш широко. Однак у результаті середнє домогосподарство за межами регіонів, що отримують вигоду, все одно стикатиметься з додатковими витратами у розмірі близько 21 євро на рік, тоді як прибутки від мережі продовжуватимуть зростати незмінним чином.

Парадоксальна одночасність: рекордні повернення, рекордні затримки

Мабуть, найвибуховішим аспектом цієї історії є не сам масштаб прибутку, а його одночасне виникнення разом із величезним портфелем інвестицій. Компанії, які отримують такі надзвичайно високі прибутки, теоретично повинні інвестувати значні кошти у власну інфраструктуру. Однак реальність малює іншу картину. Згідно з законодавчо затвердженими планами розширення мережі на 2024 рік, опублікованими у квітні 2024 року 82 найбільшими операторами розподільчих мереж, приблизно 24 відсотки проектів високої напруги та проектів підстанцій високої та середньої напруги вже були відкладені до 31 грудня 2023 року, якщо вимірювати їх обсягом інвестицій. Оператори мереж називають внутрішні фактори (26 відсотків обсягу інвестицій, на які це вплинуло), процеси отримання дозволів (17 відсотків), вузькі місця в постачанні та зовнішні фактори як основні причини цих затримок.

Це відставання в інвестиціях не є абстрактною проблемою. Воно має конкретні, серйозні економічні наслідки. Консалтингова фірма AFRY оцінює обсяг інвестицій, які наразі неможливо реалізувати в Німеччині через брак потужностей мережі, у 45 мільярдів євро. Близько 40 000 проектів перебувають у черзі на підключення – установки відновлюваної енергії та накопичення електроенергії загальною потужністю 270 гігават очікують на підключення до мережі. Промисловий парк у Роммерскірхені в Рейнланді чудово ілюструє цю проблему: розташований безпосередньо поруч з лініями електропередач високої напруги, промисловий парк, тим не менш, чекає на достатнє підключення до електроенергії, оскільки Westnetz повідомляє, що потужність розподільчої мережі 110 кВ майже вичерпана – підключення може бути відкладено до 2030-х років. Таким чином, компанії, які прагнуть розвиватися та інвестувати в Німеччині, стикаються зі структурним обмеженням свого зростання.

Потреба в інвестиціях: національні зусилля гальмуються

Масштаб необхідних інвестицій є безпрецедентним в історії. Електрифікація транспорту, промисловості та будівель, масове розширення вітрової та фотоелектричної енергетики, а також інтеграція мільйонів децентралізованих виробників та споживачів вимагають фундаментальної трансформації всієї мережевої інфраструктури. До 2033 року 82 найбільших оператори розподільчих мереж очікують інвестиційної потреби в розмірі близько 110 мільярдів євро лише на розширення мережі; до 2045 року ця потреба зросте приблизно до 207 мільярдів євро. Додавання інвестиційних потреб у мережі передачі та розподілу до 2045 року дає загальну суму 651 мільярд євро. Це означає, що річний обсяг інвестицій має зрости з приблизно 15 мільярдів євро у 2023 році до приблизно 34 мільярдів євро на рік – зростання на 127 відсотків.

Німецька асоціація енергетичної та водної промисловості (BDEW) визначає інвестиційний шлях на найближче майбутнє: у 2024 році приблизно 13,4 мільярда євро було інвестовано в мережі передачі та 8,6 мільярда євро в розподільчі мережі, що загалом становитиме близько 22 мільярдів євро. Прогнозується, що ці цифри зростуть до 16,4 мільярда євро щорічно для мереж передачі та 15,4 мільярда євро для розподільчих мереж до 2030 року – загалом приблизно 32 мільярди євро. Враховуючи існуюче відставання та необхідність інтеграції близько 9,3 мільйона додаткових користувачів мережі до 2030 року, залишається питання: чому надзвичайні прибутки операторів мереж не реінвестуються у значно більшій мірі у вкрай необхідне розширення?

Перешкоди для схвалення та структурні перешкоди

Оператори розподільчих мереж несуть повну відповідальність. Картина була б неповною без згадки про структурні перешкоди, які затримують розширення мережі, незалежно від готовності операторів інвестувати. Німеччина страждає від хронічної проблеми з дозволами, яка впливає на всі сектори інфраструктури. Для ліній постійного струму високої напруги (HVDC) середній термін дії дозволу становить близько шести років з дати подання заявки; разом із законодавчо встановленим часом планування до подання першої заявки це становить щонайменше 7,5 років. Для звичайних трифазних ліній змінного струму процес отримання дозволу триває в середньому від п'яти до шести років.

Для наземних вітрових турбін, які необхідно підключити через розподільчу мережу, процес отримання дозволів подвоївся за останні десять років, з приблизно 13 місяців до 26 місяців у 2023 році, перш ніж законодавчі зміни скоротили його в середньому до 17 місяців у 2025 році. Це показує, що політична воля дійсно може зменшити бюрократію. Однак ця воля розподілена нерівномірно і не застосовувалася до самого розширення мережі надто довго. Хоча дозволи на вітроенергетику були пришвидшені, внутрішні процеси в операторів мережі залишаються однією з найчастіших причин затримок – 26 відсотків затримки обсягу інвестицій, які самі оператори називають «внутрішніми причинами».

Система стимулювального регулювання: гарна концепція, погана реалізація

Фундаментальний принцип стимулювального регулювання є добре обґрунтованим: замість повного відшкодування фактичних витрат мережевого оператора, що усунуло б будь-який тиск на ефективність, Федеральне мережеве агентство встановлює ліміт доходу. Якщо мережевий оператор працює ефективніше, ніж дозволяють регуляторні припущення, він може залишити собі різницю. Цей механізм має на меті створити стимули для зниження витрат. Теоретично це елегантний інструмент. Однак на практиці він призвів до небажаного побічного ефекту: він не обов'язково винагороджує інвестиції та якість послуг, а радше оптимізацію витрат та, де це можливо, бухгалтерську винахідливість.

Поточний проект реформ Федерального мережевого агентства, внутрішньо відомий як процес NEST (Нова система обмеження доходів та збільшення), мав на меті вдосконалити цю систему протягом п'ятого регуляторного періоду, що починається у 2029 році. Однак результати, представлені агентством у грудні 2025 року, розчарували як галузеві, так і споживчі асоціації. Німецька асоціація енергетичної та водної промисловості (BDEW) розкритикувала заплановані зміни, заявивши, що вони містять структурні погіршення порівняно зі статус-кво, послаблюючи інвестиційні та виробничі можливості операторів мереж. Згідно з розрахунками BDEW, галузь очікує втрат доходів у розмірі 3,5 мільярда євро в електроенергетиці та 1,5 мільярда євро в газовому секторі протягом усього регуляторного періоду через нову методологію. Асоціація комунальних підприємств (VKU) назвала ці положення «розчаровуючими та абсолютно неадекватними для поточних та майбутніх завдань операторів розподільчих мереж».

Один конкретний пункт критики стосується методології розрахунку вартості боргу. Федеральне мережеве агентство дотримується фіксованого семирічного періоду для визначення вартості боргу замість використання динамічної моделі. Це загрожує операторам мереж структурним дефіцитом рефінансування їхніх інвестицій протягом наступного регуляторного періоду з 2029 по 2033 рік. Водночас зростання витрат визнається лише зі значним часовим лагом, що створює тиск на фактичну прибутковість операторів мереж, особливо в періоди високої інфляції.

Наш досвід у сфері розвитку бізнесу, продажів та маркетингу в ЄС та Німеччині - Зображення: Xpert.Digital

Галузеві напрямки діяльності: B2B, цифровізація (від штучного інтелекту до XR), машинобудування, логістика, відновлювані джерела енергії та промисловість

Більше інформації тут:

• Експертний бізнес-центр

Тематичний центр, що пропонує аналітичні матеріали та досвід:

• Платформа знань, що охоплює світову та регіональну економіку, інновації та галузеві тенденції
• Збірка аналітичних матеріалів, ідей та довідкової інформації з наших ключових напрямків діяльності
• Місце для експертів та інформації про поточні розробки в бізнесі та технологіях
• Центр для компаній, які шукають інформацію про ринки, цифровізацію та галузеві інновації

Дохідність регуляторного капіталу в європейському порівнянні: парадокс

На цьому етапі виникає, здавалося б, нерозв'язний парадокс. З одного боку, німецькі мережеві оператори на практиці досягають надзвичайно високої прибутковості згідно з комерційним законодавством. З іншого боку, рентабельність власного капіталу у розмірі 4,28 відсотка після оподаткування, передбачена Федеральним мережевим агентством, за даними Німецької асоціації енергетичної та водної промисловості (BDEW), знаходиться на нижній межі європейського діапазону – середній показник по ЄС становить 6,65 відсотка. Ця, здавалося б, суперечлива ситуація пояснюється структурною різницею між регуляторною та комерційною прибутковістю, як уже було описано. Регуляторна прибутковість – це ціль, встановлена ​​владою, а не ринкова ціна; комерційна прибутковість, однак, відображає фактичну бізнес-реалію, яка через оптимізацію витрат, бухгалтерські рішення та системні лазівки може бути значно вищою за це цільове значення.

Це створює стратегічну проблему для майбутнього розширення мережі: мобілізація необхідного приватного капіталу вимагає, щоб інституційні інвестори – пенсійні фонди, інфраструктурні фонди та страхові компанії – могли очікувати достатньо привабливої ​​прибутковості з урахуванням ризику. Економісти оцінюють, що регуляторна рентабельність власного капіталу повинна зрости щонайменше до 8,7 відсотка до оподаткування, щоб мобілізувати половину необхідного додаткового власного капіталу від інституційних інвесторів. Цей показник значно перевищує встановлений на даний момент рівень. Водночас існуючі оператори мережі вже отримують прибутковість, яка значно перевищує це цільове значення, завдяки притаманним системним механізмам – просто не через регуляторний метод розрахунку, а радше завдяки бухгалтерському обліку та структурній оптимізації.

Повторна диспетчеризація: невидимий механізм витрат перевантаженої мережі

Ще одним часто недооціненим аспектом проблеми мережі є так звані витрати на повторне диспетчеризування. Коли мережа досягає межі своєї потужності, і електроенергію неможливо транспортувати від виробників до споживачів, оператори мережі змушені втручатися в ринок: виробництво електроенергії в перевантажених регіонах обмежується, тоді як у недостатньо обслуговуваних регіонах його збільшується. Ці заходи коштують грошей – і значних. Загальні витрати на управління перевантаженням мережі у 2024 році склали близько 2,776 мільярда євро. Хоча це на 17 відсотків менше, ніж у попередньому році (2023: 3,335 мільярда євро), це все ще являє собою щорічний економічний тягар у мільярди, що є прямим результатом структурного дефіциту в розширенні мережі. Близько 74 відсотків усіх вузьких місць у 2024 році знаходилися в мережі передачі, тобто в основних електричних коридорах, які повинні транспортувати енергію вітру з півночі та сходу до центрів споживання на півдні та заході.

Корінь проблеми криється в політичній помилці, яка тривала роками: рішення будувати лінії електропередачі, такі як SuedLink, як дорогі підземні кабелі замість більш економічно ефективних повітряних ліній, затримало завершення на роки та значно збільшило вартість проекту. Ця політично мотивована поступка захисту ландшафту перекладала витрати на всіх споживачів електроенергії, не вирішуючи основної проблеми потужності. На рівні розподільчої мережі, згідно зі звітом AFRY, відставання в розширенні мережі блокує проекти відновлюваної енергетики загальною потужністю 140 гігават та проекти акумуляторних накопичувачів енергії 130 гігават, що блокує інвестиції на суму 45 мільярдів євро.

Мережеві збори як гальмо промислової політики

Наслідки надмірних тарифів на мережу та недостатньо розвиненої мережі не обмежуються рахунками за електроенергію домогосподарств. Вони стали серйозною проблемою промислової політики. Енергоємні галузі промисловості, які виробляють електроенергію в Німеччині, безпосередньо враховують високі витрати на мережу у своїх розрахунках собівартості. З січня 2024 року основні оператори систем передачі стягували плату за мережу у розмірі 6,43 цента за кіловат-годину – подвоєння протягом кількох місяців. Хоча спеціальні правила для великих споживачів з індивідуальними тарифами на мережу згідно з розділом 19 Постанови про тарифи на електроенергію з мережі були збережені, а федеральний уряд вжив різних заходів допомоги, включаючи субсидії з Фонду клімату та трансформації на загальну суму 26 мільярдів євро для зниження тарифів на мережу передачі протягом наступних чотирьох років, ці заходи лише полегшують симптоми, не усуваючи першопричину.

Для малих та середніх підприємств (МСП) і середніх промислових компаній, які не підпадають під критерії звільнення, тягар витрат залишається високим. Інститут макроекономіки та досліджень бізнес-циклів (IMK) Фонду Ганса Беклера наголошує, що щорічний обсяг інвестицій в електромережі має збільшитися з приблизно 15 мільярдів євро у 2023 році до приблизно 34 мільярдів євро, щоб забезпечити енергетичний перехід – інакше затримка розширення збільшить загальну вартість досягнення кліматичної нейтральності та поставить під загрозу конкурентоспроможність Німеччини як місця ведення бізнесу. Затримки в розширенні мережі не є абстрактним фактором планування, а мають конкретні наслідки для компаній: вищі виробничі витрати, невизначеність в інвестиційних рішеннях та, в найгіршому випадку, переміщення до регіонів з краще розвиненою енергетичною інфраструктурою.

Основна реформа: що мають принести AgNes та нова система оплати праці

На 2029 рік Федеральне мережеве агентство планує найзначнішу за двадцять років реформу структури плати за електроенергію. Під абревіатурою AgNes (Загальна система плати за електроенергію) розробляється нова структура, яка перерозподілятиме приблизно 37 мільярдів євро щорічних витрат на електроенергію між домогосподарствами та підприємствами, починаючи з 2029 року. Чинна Постанова про плату за електроенергію, яка визначала основні правила розподілу цих витрат з 2005 року, діє до кінця 2028 року. Реформа спрямована на модернізацію розподілу витрат, посилення стимулів для гнучкого використання мережі та пом'якшення зростаючих регіональних дисбалансів, які зберігаються роками.

Вже запроваджений механізм розподілу витрат для мережевих районів з навантаженням вище середнього, особливо на вітряному півночі та сході Німеччини, є першим кроком у цьому напрямку. З 2025 року близько 26 операторів мереж, які мають пряме право на це, отримають вигоду від рішення Федерального мережевого агентства у серпні 2024 року; у привілейованих регіонах мережеві збори знизяться до 39 відсотків, що означає економію до 192 євро на рік для середньостатистичного домогосподарства. Тим не менш, вчені Федерального агентства з охорони навколишнього середовища застерігають, що ця часткова компенсація є лише проміжним кроком – у довгостроковій перспективі єдині мережеві збори по всій Німеччині забезпечать справедливий розподіл краще, ніж нерівномірний механізм розподілу витрат.

Структурна дилема: між інвестиційними стимулами та захистом прав споживачів

Політичні та регуляторні дебати зрештою обертаються навколо фундаментальної дилеми: ті, хто хоче, щоб приватні компанії інвестували сотні мільярдів євро в важливу соціальну інфраструктуру, повинні пропонувати їм достатньо привабливу прибутковість. Однак ті, хто дозволяє надмірно високу прибутковість, створюють надмірний тягар для споживачів та промисловості та фактично субсидують прибутки, отримані завдяки монополії, а не завдяки результатам діяльності. Німецька регуляторна система ще не знайшла задовільного рішення для цього балансування.

Поточні дані говорять самі за себе: прибутковість операторів розподільчих мереж значно перевищує нормативні вимоги. Водночас сама мережа не відповідає стандартам у багатьох сферах. Логічний висновок, до якого дійшла BNE (Німецька асоціація операторів мереж), полягає в наступному: коли одночасно виникають надлишкові прибутки та накопичення інвестицій, щось не так із регуляторною базою. Або бракує механізмів, які послідовно пов'язують прибутки з результатами інвестицій, або існуючі лазівки дозволяють отримувати прибутки, які не мають нічого спільного з фактичними інвестиціями в мережу.

Один із варіантів реформи, якого вимагає BNE (Німецька асоціація енергетичної та водної промисловості) та який обговорюється в процесі NEST, – це так звана прибутковість на основі результатів: допустима рентабельність власного капіталу зростає або знижується залежно від того, чи фактично оператор мережі досягає заздалегідь визначених цілей розширення та стандартів якості. Такі моделі регулювання, що базуються на результатах, були випробувані в інших країнах і можуть допомогти виправити дисбаланс між прибутковістю та результатами. BDEW (Німецька асоціація енергетичної та водної промисловості) та VKU (Асоціація муніципальних підприємств) критикують той факт, що Федеральне мережеве агентство ще недостатньо впровадило цей підхід у процес NEST.

Структура ринку та власність: комунальні підприємства в тіні спекулянтів

Варто звернути увагу ще на один аспект: кому насправді належать найприбутковіші оператори мереж? EWE Netz є дочірньою компанією EWE Group, контрольний пакет акцій якої належить муніципалітетам Нижньої Саксонії та Бремена. Westnetz належить до RWE Group, а Bayernwerk Netz – до баварської енергетичної компанії E.ON. Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom є дочірньою компанією enviaM, контрольний пакет акцій якої, у свою чергу, належить E.ON. Таким чином, надзвичайні прибутки значною мірою потрапляють до скарбниць енергетичних компаній і – у випадку муніципальних комунальних підприємств – до муніципальних бюджетів. Це робить політичні дебати навколо реформи регулювання делікатними: муніципалітети, які отримують прибуток від мережевих доходів, мають структурний інтерес у забезпеченні того, щоб регулювання не було надто суворим. Розмежування між інтересами муніципальної інфраструктури та інтересами приватного сектору щодо прибутку ніколи не було повністю досягнуто в німецькому енергетичному секторі.

Що потрібно зробити зараз

Аналіз показує, що німецька система електромережі знаходиться на роздоріжжі. З одного боку, існує регуляторна база, яка, по суті, дозволяє отримувати надмірну прибутковість без пропорційних інвестицій. З іншого боку, існує гігантська потреба в інвестиціях, яку неможливо задовольнити без надійного та справедливого регулювання. Для пошуку життєздатного виходу з цієї дилеми необхідно вжити кількох заходів.

По-перше, потрібна більша прозорість: прибутки мережевих операторів згідно з комерційним правом повинні систематично та публічно порівнюватися з прибутками, дозволеними регуляторним законодавством. Досі цей аналіз був можливий лише завдяки дорогим дослідженням балансів, проведеним Федеральним мережевим агентством Німеччини (BNE), – він має бути обов'язковим компонентом регуляторної звітності. По-друге, прибутки повинні бути більш послідовно пов'язані з результатами діяльності: мережеві оператори, які не досягають своїх цілей розширення, не повинні мати права на повний регуляторний прибуток. По-третє, процес затвердження мережевих проектів має бути ще більше прискорений – Німеччина продемонструвала прогрес у цьому питанні, скоротивши час затвердження для вітроенергетики, прогрес, який тепер має бути застосований до проектів розширення мережі. По-четверте, оптимізацію структури капіталу, яка генерує завищені прибутки на бухгалтерській основі, слід обмежити за допомогою цілеспрямованих регуляторних коригувань.

Енергетичний перехід залежить від електромережі. Вона є життєво важливою основою майбутньої економіки. Не випадково саме ті компанії, яким доручено експлуатацію та розширення цієї життєво важливої ​​системи, зараз отримують рекордні прибутки, тоді як 40 000 енергетичних проектів очікують підключення до мережі, а витрати на повторне диспетчеризацію, що обчислюються мільярдами, обтяжують громадськість. Це передбачуваний результат регуляторної системи, розробленої блискучими умами, а згодом використаної на свою користь такими ж проникливими гравцями. Питання не в тому, чи потрібні реформи. Питання в тому, скільки часу знадобиться політикам, щоб їх впровадити.