Monopolgewinne im Stromnetz: Wie Netzbetreiber kassieren, während die Energiewende wartet

Energiewende in der Warteschlange: Wie der Staat den Netzbetreibern Traumrenditen schenkt

Milliarden-Gewinne trotz maroder Netze: Das absurde Geschäftsmodell der Stromversorger

Deutschlands Stromnetze sind das Nadelöhr der Energiewende – veraltet, überlastet und ein massiver Kostentreiber für Haushalte sowie die Industrie. Doch während zehntausende Windräder, Solaranlagen und Speicher in der Warteschlange für einen Netzanschluss feststecken, machen die Betreiber dieser Netze das Geschäft ihres Lebens. Durch ein lückenhaftes Regulierungssystem und das Fehlen jeglichen Wettbewerbs erzielen regionale Monopolisten Eigenkapitalrenditen von bis zu 50 Prozent. Wie kann es sein, dass eine Branche derart abkassiert, während die kritische Infrastruktur des Landes auf der Stelle tritt? Eine Spurensuche im Dickicht der Stromnetzentgelte zeigt: Die Zeche zahlen am Ende die Verbraucher – und das System schützt die Profiteure.

Wenn das Netz der Goldesel wird – und niemand es repariert

40.000 Projekte blockiert: Die obszönen Gewinne der deutschen Stromnetz-Monopolisten

Wer im Frühjahr 2026 die Bilanzen der größten deutschen Stromverteilnetzbetreiber liest, reibt sich die Augen. Nicht wegen roter Zahlen, sondern wegen der Fülle an schwarzen. Laut einer Analyse des Bundesverbands Neue Energiewirtschaft (BNE), die dem Zeitmagazin vorlag, betrug die durchschnittliche Eigenkapitalrendite der 18 größten regionalen Stromnetzbetreiber im Jahr 2024 satte 30,1 Prozent. Das ist kein Ausreißer, sondern die Spitze eines anhaltenden Trends: Bereits 2023 lag die durchschnittliche handelsrechtliche Eigenkapitalrendite der 15 größten untersuchten Verteilnetzbetreiber bei 20,2 Prozent, wie der BNE aus einer Analyse der Unternehmensbilanzen für den Zeitraum 2019 bis 2023 ermittelte. Einzelne Unternehmen übertrafen diese Werte um ein Vielfaches. EWE Netz erzielte im Jahr 2023 eine Rendite von 50 Prozent, Pfalzwerke Netz von 38 bis 39 Prozent und Westnetz von 27 Prozent. Im Jahr 2024 stieg die Westnetz-Rendite laut BNE sogar auf 45 Prozent, Bayernwerk Netz erzielte 38 Prozent und die Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom 43 Prozent.

Diese Zahlen sind nicht nur wirtschaftlich bemerkenswert – sie sind politisch brisant. Denn gleichzeitig sind die deutschen Stromnetze in weiten Teilen hoffnungslos überlastet, veraltet und mit dem Hochlauf der erneuerbaren Energien heillos überfordert. Rund 40.000 Projekte warten deutschlandweit auf einen Netzanschluss, darunter Windparks, Solaranlagen und Batteriespeicher mit einer Gesamtleistung von 140 Gigawatt. Für den Ausbau der Verteilnetze bis 2045 beziffern Experten den Bedarf auf rund 323 Milliarden Euro, für die Übertragungsnetze auf weitere 328 Milliarden Euro – also insgesamt rund 651 Milliarden Euro. Und dennoch: Die Unternehmen, denen die Gesellschaft die Verantwortung für diese kritische Infrastruktur übertragen hat, erwirtschaften Renditen, die selbst erfolgreiche Technologiekonzerne beschämen würden.

Das Geschäftsmodell: Profitieren ohne Wettbewerbsdruck

Um zu verstehen, wie Netzbetreiber derartige Renditen erzielen können, muss man das Wesen ihres Geschäftsmodells begreifen. Stromnetze sind sogenannte natürliche Monopole. Es wäre ökonomisch irrational und technisch unsinnig, in einer Stadt oder Region konkurrierende Leitungsnetze aufzubauen. Verbraucher haben schlicht keine Wahl bei ihrem Netzbetreiber – sie zahlen die Netzentgelte dessen, in dessen Gebiet sie leben. Das Netzentgelt, das Haushaltskunden, Gewerbe und Industrie für die Durchleitung von Strom zahlen, macht für Privatverbraucher etwa ein Drittel der gesamten Stromrechnung aus. Die Netzentgelte teilen sich in Übertragungsnetzentgelte, die von den vier großen Übertragungsnetzbetreibern erhoben werden und etwa 30 Prozent der Netzkosten ausmachen, und in Verteilnetzentgelte der 866 regionalen Verteilnetzbetreiber, auf die rund 70 Prozent entfallen.

Da Wettbewerb nicht funktioniert, regelt der Staat die erzielbaren Gewinne. Die Bundesnetzagentur legt für jede Regulierungsperiode sogenannte Erlösobergrenzen fest, aus denen die zulässigen Netzentgelte abgeleitet werden. Ein zentrales Element dieses Systems ist die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung: Sie gibt vor, wie viel Rendite ein Netzbetreiber auf das eingesetzte Eigenkapital erzielen darf, und fließt als Kostenposition in die Berechnung der Netzentgelte ein. In der aktuellen vierten Regulierungsperiode, die für Stromnetze von 2024 bis 2028 gilt, wurde dieser Zinssatz nach Steuern auf 4,13 Prozent festgelegt, mit einem höheren Satz von 5,07 Prozent für Neuinvestitionen. Das klingt nach einer moderaten und fairen Regelung. Doch die Realität sieht anders aus.

Die Lücke zwischen Regulierung und Wirklichkeit

Wie kommt es, dass Unternehmen mit einer regulatorisch zugebilligten Eigenkapitalverzinsung von rund 4 bis 5 Prozent in der Realität Renditen von 20, 30 oder gar 50 Prozent erzielen? Die Antwort liegt in einer folgenreichen Differenz zwischen dem, was die Regulierung vorschreibt, und dem, was in den Bilanzen tatsächlich erscheint. Regulatorisch wird die Verzinsung auf das sogenannte kalkulatorische Eigenkapital berechnet – ein behördlich normierter Wert, der auf historischen Anschaffungskosten und einer festgelegten Kapitalstruktur basiert. Die handelsrechtliche Eigenkapitalrendite hingegen setzt den Jahresüberschuss ins Verhältnis zum tatsächlich bilanzierten Eigenkapital eines Unternehmens – und das kann strukturell deutlich niedriger ausfallen als das kalkulatorische Anlagevermögen.

Diese buchhalterische Divergenz erklärt einen Teil der Diskrepanz, ist aber nicht die einzige Erklärung. Der BNE wirft den untersuchten Netzbetreibern darüber hinaus konkrete Praktiken vor, mit denen das Regulierungssystem systematisch zugunsten höherer Gewinne ausgenutzt wird. Dazu zählen das künstliche Aufblähen von Kosten im Basisjahr der Regulierungsperiode, die doppelte Inanspruchnahme von Inflationsanpassungen sowie – besonders brisant – das Einpreisen von Gewerbesteuer in die Netzentgelte, obwohl diese Steuer tatsächlich nicht oder nicht in voller Höhe gezahlt wird. Schätzungen zufolge belasten die Verteilnetzbetreiber ihre Kunden jährlich mit rund 400 Millionen Euro an kalkulierter Gewerbesteuer, von der ein erheblicher Teil schlicht im kommunalen Steuerumweg verbleibt, ohne tatsächlich abgeführt worden zu sein. BNE-Geschäftsführer Robert Busch brachte es auf den Punkt: Wenn Netzbetreiber derart hohe Renditen erzielen können, dann stimme im Regulierungsrahmen etwas grundlegend nicht.

Die Verbraucher zahlen die Rechnung

Was im Fachjargon der Regulierungsbehörden zunächst technisch klingt, hat unmittelbare finanzielle Konsequenzen für Millionen von Haushalten und Unternehmen in Deutschland. Netzentgelte sind kein abstrakter Posten in der Energieabrechnung – sie machen einen erheblichen Teil der monatlichen Stromrechnung aus und sind für viele Haushalte und mittelständische Betriebe in den vergangenen Jahren zu einer spürbaren Belastung geworden. Allein von 2023 auf 2024 stiegen die Netzentgelte für Haushaltskunden mit einem typischen Jahresverbrauch von 3.500 Kilowattstunden um rund 10,6 Prozent – von durchschnittlich 341 Euro auf 377 Euro netto pro Jahr. In bestimmten Regionen, etwa in Bayern, lagen die Anstiege sogar bei bis zu 17 Prozent.

Beim Blick auf die Übertragungsnetze ist das Bild noch dramatischer: Die vier großen Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, Tennet und TransnetBW verdoppelten zum 1. Januar 2024 ihre Netzentgelte von 3,12 Cent pro Kilowattstunde auf 6,43 Cent – ein direktes Ergebnis der Streichung staatlicher Subventionen aus dem Klima- und Transformationsfonds. Für Haushaltskunden bedeutete dies eine unmittelbare Verteuerung ihres Stroms, die durch keine Effizienzverbesserung oder Wettbewerbsdruck aufgefangen wurde. Ab dem Jahr 2025 stellte die Bundesnetzagentur zwar einen teilweisen Ausgleich für jene Regionen bereit, in denen die Netzentgelte durch den massiven Ausbau erneuerbarer Energien besonders stark gestiegen waren – ein neuer Wälzungsmechanismus mit einem prognostizierten Wälzungsbetrag von 2,4 Milliarden Euro für 2025 verteilt die Kosten nun breiter. Doch im Ergebnis bedeutet auch das für den durchschnittlichen Haushalt außerhalb der begünstigten Regionen zusätzliche Kosten von rund 21 Euro pro Jahr, während die Netzgewinne unvermindert fließen.

Die paradoxe Gleichzeitigkeit: Rekordrenditen, Rekordverzug

Das vielleicht brisanteste Kapitel dieser Geschichte ist nicht die Höhe der Renditen selbst, sondern deren Gleichzeitigkeit mit einem massiven Investitionsrückstand. Wer so außerordentlich hohe Gewinne erwirtschaftet, müsste eigentlich mit entsprechend hohem Engagement in die eigene Infrastruktur investieren. Doch die Realität zeigt ein anderes Bild. Laut den gesetzlich geforderten Netzausbauplänen 2024, die die 82 größten Verteilnetzbetreiber im April 2024 veröffentlichten, sind bereits zum Stichtag 31. Dezember 2023 etwa 24 Prozent der Hochspannungsprojekte sowie Projekte der Umspannebene Hoch- auf Mittelspannung gemessen am Investitionsvolumen verzögert. Als Hauptgründe für diese Verzögerungen nennen die Netzbetreiber interne Ursachen (26 Prozent des betroffenen Investitionsvolumens), Genehmigungsprozesse (17 Prozent) sowie Lieferengpässe und externe Faktoren.

Dieser Investitionsrückstand ist kein abstraktes Problem. Er hat konkrete, volkswirtschaftlich schwerwiegende Folgen. Das Beratungsunternehmen AFRY beziffert das Investitionsvolumen, das in Deutschland wegen fehlender Netzkapazitäten derzeit nicht realisiert werden kann, auf 45 Milliarden Euro. Rund 40.000 Projekte stehen in der Anschluss-Warteschlange – erneuerbare Energien und Stromspeicher mit zusammen 270 Gigawatt Kapazität warten auf Netzanbindung. Ein Industriepark in Rommerskirchen im Rheinland illustriert das Problem exemplarisch: Direkt neben Hochspannungsleitungen gelegen, wartet das Gewerbegebiet dennoch auf einen ausreichenden Stromanschluss, da Westnetz meldet, dass die Kapazität im 110-kV-Verteilnetz nahezu ausgeschöpft ist – ein Anschluss könnte sich bis in die 2030er Jahre verzögern. Wachstumswillige Unternehmen, die in Deutschland investieren wollen, stoßen damit an eine strukturelle Wachstumsgrenze.

Der Investitionsbedarf: Eine nationale Kraftanstrengung wird ausgebremst

Das Ausmaß der erforderlichen Investitionen ist historisch beispiellos. Die Elektrifizierung von Verkehr, Industrie und Gebäuden, der massenhafte Zubau von Windkraft und Photovoltaik sowie die Einbindung von Millionen dezentraler Erzeuger und Verbraucher erfordern eine grundlegende Transformation der gesamten Netzinfrastruktur. Bis 2033 erwarten die 82 größten Verteilnetzbetreiber allein für den netzdimensionierenden Ausbau einen Investitionsbedarf von rund 110 Milliarden Euro; bis 2045 steigt dieser Bedarf auf rund 207 Milliarden Euro. Addiert man den Investitionsbedarf für Übertragungs- und Verteilnetze bis 2045, ergibt sich eine Gesamtsumme von 651 Milliarden Euro. Das bedeutet: Das jährliche Investitionsvolumen muss von rund 15 Milliarden Euro im Jahr 2023 auf etwa 34 Milliarden Euro pro Jahr steigen – ein Zuwachs von 127 Prozent.

Der BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft) konkretisiert den Investitionspfad für die nähere Zukunft: 2024 wurden rund 13,4 Milliarden Euro in die Übertragungsnetze und 8,6 Milliarden Euro in die Verteilnetze investiert, zusammen also rund 22 Milliarden Euro. Bis 2030 sollen diese Werte auf jährlich 16,4 Milliarden Euro bei den Übertragungsnetzen und 15,4 Milliarden Euro bei den Verteilnetzen steigen – also rund 32 Milliarden Euro. Angesichts eines bereits bestehenden Rückstands und der Notwendigkeit, bis 2030 rund 9,3 Millionen zusätzliche Netznutzer zu integrieren, bleibt die Frage berechtigt: Warum fließen die außerordentlichen Gewinne der Netzbetreiber nicht in deutlich höherem Maße in den dringend notwendigen Ausbau?

Genehmigungshürden und strukturelle Bremsklötze

Die Verteilnetzbetreiber sind nicht die einzigen Schuldigen. Das Bild wäre unvollständig, ohne die strukturellen Hemmnisse zu benennen, die den Netzausbau unabhängig vom Investitionswillen der Betreiber verzögern. Deutschland leidet unter einem chronischen Genehmigungsproblem, das alle Infrastrukturbereiche betrifft. Für HGÜ-Leitungen (Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung) beträgt die durchschnittliche Genehmigungsdauer rund sechs Jahre ab Eingang des Antrags; zusammen mit der gesetzlich vorgeschriebenen Planungszeit vor dem Erstantrag summiert sich der Zeitraum auf mindestens 7,5 Jahre. Bei konventionellen Drehstromleitungen dauert ein Genehmigungsverfahren im Schnitt fünf bis sechs Jahre.

Für Windenergieanlagen an Land, die über die Verteilnetze angeschlossen werden müssen, hat sich die Genehmigungsdauer in den vergangenen zehn Jahren von rund 13 auf zeitweise 26 Monate im Jahr 2023 verdoppelt, ehe durch Gesetzesänderungen eine Reduktion auf durchschnittlich 17 Monate im Jahr 2025 gelang. Das zeigt: Politischer Wille kann Bürokratie tatsächlich abbauen. Aber dieser Wille ist ungleichmäßig verteilt und wurde zu lange nicht auf den Netzausbau selbst angewendet. Während die Windkraft-Genehmigungen beschleunigt wurden, zählen interne Prozesse bei Netzbetreibern weiterhin zu den häufigsten Verzögerungsgründen – jenes 26-Prozent-Segment des verzögerten Investitionsvolumens, das die Betreiber selbst als „interne Gründe“ ausweisen.

Das Anreizregulierungssystem: Konzept gut, Umsetzung mangelhaft

Das grundlegende Prinzip der Anreizregulierung ist wohlbegründet: Statt die tatsächlichen Kosten eines Netzbetreibers vollständig zu erstatten – was jeden Effizienzdruck eliminieren würde –, legt die Bundesnetzagentur eine Erlösobergrenze fest. Wirtschaftet ein Netzbetreiber effizienter als die regulatorischen Annahmen, darf er den Differenzgewinn behalten. Dieser Mechanismus soll Anreize zur Kostensenkung schaffen. In der Theorie ist das ein elegantes Instrument. In der Praxis hat es eine unerwünschte Nebenwirkung erzeugt: Es belohnt nicht zwingend Investitionsbereitschaft und Versorgungsqualität, sondern Kostenoptimierung und – wo möglich – buchhalterische Kreativität.

Das laufende Reformprojekt der Bundesnetzagentur, intern als NEST-Prozess (Neue Erlösobergrenzensystematik und Steigerung) bezeichnet, sollte dieses System für die fünfte Regulierungsperiode ab 2029 verbessern. Die Ergebnisse, die die Behörde im Dezember 2025 präsentierte, enttäuschten jedoch Industrie und Verbraucherverbände gleichermaßen. Der BDEW kritisierte, dass die geplanten Änderungen strukturelle Verschlechterungen gegenüber dem Status quo enthielten, die die Investitions- und Leistungsfähigkeit der Netzbetreiber schwächten. Nach Berechnungen des BDEW erwartet die Branche durch die neue Methodik Erlösrückgänge von 3,5 Milliarden Euro im Strombereich und 1,5 Milliarden Euro im Gasbereich für eine gesamte Regulierungsperiode. Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) bezeichnete die Festlegungen als „enttäuschend und den aktuellen sowie künftigen Aufgaben der Verteilnetzbetreiber absolut nicht angemessen“.

Ein spezifischer Kritikpunkt betrifft die Methodik der Fremdkapitalverzinsung. Die Bundesnetzagentur hält an einem fixen Sieben-Jahres-Zeitraum für die Ermittlung des Fremdkapitalzinses fest, anstatt ein dynamisches Modell zu verwenden. Dadurch drohen Netzbetreibern strukturelle Unterdeckungen bei der Refinanzierung ihrer Investitionen in der kommenden Regulierungsperiode von 2029 bis 2033. Gleichzeitig werden Kostensteigerungen nur mit erheblichem Zeitverzug anerkannt, was insbesondere in Zeiten hoher Inflation die tatsächliche Ertragslage der Netzbetreiber unter Druck setzt.

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Die regulatorische Eigenkapitalverzinsung im europäischen Vergleich: Ein Paradox

An dieser Stelle tut sich ein scheinbar unauflösbares Paradox auf. Einerseits erzielen deutsche Netzbetreiber in der Praxis außerordentlich hohe handelsrechtliche Renditen. Andererseits liegt der von der Bundesnetzagentur regulatorisch festgelegte Eigenkapitalzinssatz von 4,28 Prozent nach Steuern laut BDEW am unteren Ende der europäischen Bandbreite – der EU-Durchschnitt liege bei 6,65 Prozent. Diese auf den ersten Blick widersprüchliche Situation erklärt sich durch die bereits beschriebene strukturelle Differenz zwischen regulatorischer und handelsrechtlicher Rendite. Die regulatorische Verzinsung ist eine behördlich gesetzte Zielgröße, kein Marktpreis; die handelsrechtliche Rendite hingegen spiegelt die tatsächliche unternehmerische Realität wider, die durch Kostenoptimierung, buchhalterische Strukturentscheidungen und Systemlücken deutlich über diesem Sollwert liegen kann.

Für den anstehenden Netzausbau ergibt sich daraus ein strategisches Problem: Die Mobilisierung des notwendigen privaten Kapitals setzt voraus, dass institutionelle Investoren – Pensionsfonds, Infrastrukturfonds, Versicherungen – ausreichend attraktive risikoadjustierte Renditen erwarten können. Ökonomen schätzen, dass die regulatorische Eigenkapitalverzinsung auf mindestens 8,7 Prozent vor Steuern steigen müsste, um die Hälfte des benötigten zusätzlichen Eigenkapitals von institutionellen Anlegern mobilisieren zu können. Dieser Wert liegt weit über dem aktuell festgelegten Satz. Gleichzeitig erwirtschaften die bestehenden Netzbetreiber durch systemimmanente Mechanismen bereits jetzt Renditen, die diesen Zielwert weit übersteigen – nur eben nicht auf dem regulatorischen Rechenweg, sondern auf dem Weg buchhalterischer und struktureller Optimierung.

Redispatch: Die unsichtbare Kostenmaschine eines überlasteten Netzes

Ein weiterer, oft unterschätzter Aspekt der Netzproblematik sind die sogenannten Redispatch-Kosten. Wenn das Netz an seine Kapazitätsgrenzen stößt und der Strom nicht von Erzeugern zu Verbrauchern transportiert werden kann, müssen Netzbetreiber in das Marktgeschehen eingreifen: Stromerzeugung in überlasteten Regionen wird gedrosselt, in unterversorgten Regionen hochgefahren. Diese Maßnahmen kosten Geld – und viel davon. Die Gesamtkosten des Netzengpassmanagements betrugen im Jahr 2024 rund 2,776 Milliarden Euro. Das sind zwar 17 Prozent weniger als im Vorjahr (2023: 3,335 Milliarden Euro), dennoch handelt es sich um eine jährliche volkswirtschaftliche Belastung in Milliardenhöhe, die direkt aus dem strukturellen Defizit des Netzausbaus resultiert. Rund 74 Prozent aller Engpässe entfielen im Jahr 2024 auf das Übertragungsnetz – also jene großen Stromkorridore, die Windstrom aus dem Norden und Osten in die Verbrauchszentren im Süden und Westen transportieren sollen.

Die Wurzel des Problems liegt in einer jahrelangen politischen Fehlentscheidung: Die Entscheidung, Übertragungsleitungen wie SuedLink als teure Erdkabel statt als kostengünstigere Freileitungen zu bauen, verzögerte die Fertigstellung um Jahre und verteuerte das Projekt erheblich. Diese politisch motivierte Konzession an den Landschaftsschutz verlagerte die Kosten auf alle Stromverbraucher, ohne das zugrunde liegende Kapazitätsproblem zu lösen. Auf Ebene der Verteilnetze blockieren die Rückstände beim Netzausbau einem AFRY-Bericht zufolge in Deutschland Projekte für erneuerbare Energien mit einer Gesamtleistung von 140 Gigawatt sowie Batteriespeicher mit 130 Gigawatt – eine Blockade von Investitionen im Umfang von 45 Milliarden Euro.

Netzentgelte als industriepolitische Bremse

Die Auswirkungen überhöhter Netzentgelte und eines unzureichend ausgebauten Netzes beschränken sich nicht auf die Haushaltsstromrechnung. Sie sind zu einem ernsten industriepolitischen Problem herangewachsen. Energieintensive Industrien, die in Deutschland produzieren, tragen die hohen Netzkosten direkt in ihrer Kostenkalkulation. Die großen Übertragungsnetzbetreiber erhoben ab Januar 2024 6,43 Cent pro Kilowattstunde an Netzentgelten – eine Verdoppelung innerhalb von Monaten. Zwar wurden Sonderregelungen für Großverbraucher mit individuellen Netzentgelten nach Paragraf 19 der Stromnetzentgeltverordnung beibehalten, und die Bundesregierung beschloss verschiedene Entlastungsmaßnahmen, darunter Zuschüsse aus dem Klima- und Transformationsfonds in Höhe von insgesamt 26 Milliarden Euro für die Senkung der Übertragungsnetzentgelte in den kommenden vier Jahren. Doch diese Maßnahmen wirken symptomlindernd, ohne die Ursache zu beseitigen.

Für den Mittelstand und mittelgroße Industrieunternehmen, die nicht unter die Ausnahmetatbestände fallen, bleibt die Kostenbelastung hoch. Das Institut für Makroökonomie und Konjunkturforschung (IMK) der Hans-Böckler-Stiftung betont, dass das jährliche Investitionsvolumen für Stromnetze von rund 15 Milliarden Euro im Jahr 2023 auf etwa 34 Milliarden Euro anwachsen muss, um die Energiewende zu ermöglichen – andernfalls verteuere der verzögerte Ausbau die Klimaneutralität insgesamt und gefährde die Wettbewerbsfähigkeit des Wirtschaftsstandorts. Verzögerungen beim Netzausbau sind keine abstrakte Planungsgröße, sondern haben für Unternehmen konkrete Auswirkungen: höhere Produktionskosten, Unsicherheit bei Investitionsentscheidungen und im schlimmsten Fall die Abwanderung in Regionen mit besser ausgebauter Energieinfrastruktur.

Die große Reform: Was AgNes und das neue Entgeltsystem bringen sollen

Für das Jahr 2029 plant die Bundesnetzagentur die bisher größte Reform der Stromnetzentgeltstruktur seit zwanzig Jahren. Unter dem Kürzel AgNes (Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom) wird eine neue Struktur entwickelt, nach der ab 2029 rund 37 Milliarden Euro an jährlichen Netzkosten anders auf Haushalte und Unternehmen verteilt werden sollen. Die aktuelle Stromnetzentgeltverordnung, die die Grundregeln für die Verteilung dieser Kosten seit 2005 vorgibt, läuft Ende 2028 aus. Die Reform soll die Kostenallokation modernisieren, Anreize für flexible Netznutzung stärken und die seit Jahren wachsenden regionalen Ungleichgewichte abmildern.

Der bereits eingeführte Wälzungsmechanismus für überdurchschnittlich belastete Netzgebiete – insbesondere im windreichen Norden und Osten Deutschlands – ist ein erster Schritt in diese Richtung. Von der Festlegung der Bundesnetzagentur im August 2024 profitieren ab 2025 rund 26 direkt anspruchsberechtigte Netzbetreiber; in den begünstigten Regionen sinken die Netzentgelte um bis zu 39 Prozent, was für einen durchschnittlichen Haushalt eine Ersparnis von bis zu 192 Euro im Jahr bedeutet. Gleichwohl mahnen Wissenschaftler des Umweltbundesamtes, dass dieser teilweise Ausgleich nur ein Zwischenschritt sei – langfristig würden bundeseinheitliche Netzentgelte die Verteilungsgerechtigkeit besser sicherstellen als ein patchworkartiger Wälzungsmechanismus.

Das strukturelle Dilemma: Zwischen Investitionsanreiz und Verbraucherschutz

Die politische und regulatorische Debatte kreist letztlich um ein fundamentales Dilemma: Wer will, dass private Unternehmen Hunderte Milliarden Euro in eine gesellschaftlich notwendige Infrastruktur investieren, muss ihnen ausreichend attraktive Renditen in Aussicht stellen. Wer aber Renditen zu hoch ausfallen lässt, belastet Verbraucher und Industrie übermäßig und subventioniert de facto Gewinne, die durch das Monopol, nicht durch Leistung entstehen. Diesen Spagat hat das deutsche Regulierungssystem bislang nicht befriedigend gelöst.

Die aktuellen Daten sprechen eine klare Sprache: Die Renditen der Verteilnetzbetreiber übersteigen das regulatorisch Vorgesehene um ein Vielfaches. Zugleich bleibt das Netz in weiten Teilen hinter den Anforderungen zurück. Die logische Schlussfolgerung, die der BNE zieht, lautet: Wenn Überrenditen und Investitionsrückstand gleichzeitig auftreten, stimmt im Regulierungsrahmen etwas nicht. Entweder fehlen Mechanismen, die Gewinne konsequent an Investitionsleistung knüpfen, oder bestehende Schlupflöcher ermöglichen Gewinne, die mit der eigentlichen Netzinvestition nichts zu tun haben.

Eine Reformoption, die der BNE einfordert und die im NEST-Prozess diskutiert wurde, sind sogenannte leistungsabhängige Renditen: Die zulässige Eigenkapitalverzinsung steigt oder sinkt in Abhängigkeit davon, ob ein Netzbetreiber vorgegebene Ausbauziele und Qualitätsstandards tatsächlich erreicht. Solche Output-basierten Regulierungsmodelle sind in anderen Ländern erprobt und könnten helfen, das Missverhältnis zwischen Rendite und Leistung zu korrigieren. Dass die Bundesnetzagentur diesen Ansatz im NEST-Verfahren bisher nicht in ausreichendem Maß umgesetzt hat, kritisieren BDEW und VKU gleichermaßen.

Marktstruktur und Eigentümerschaft: Kommunale Versorger im Profiteur-Schatten

Ein weiterer Aspekt verdient Beachtung: Wer sind eigentlich die Eigentümer der profitabelsten Netzbetreiber? EWE Netz ist ein Tochterunternehmen des EWE-Konzerns, der mehrheitlich im Besitz niedersächsischer und bremischer Kommunen ist. Westnetz gehört zum RWE-Konzern, Bayernwerk Netz zum bayerischen Energiekonzern E.ON. Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom ist eine Tochter der enviaM, die wiederum mehrheitlich E.ON gehört. Die außerordentlichen Gewinne fließen also in beachtlichem Umfang in die Kassen von Energiekonzernen und – im Fall kommunal betriebener Versorger – in Gemeindekassen. Das macht die politische Debatte um eine Regulierungsreform delikat: Kommunen, die von Netzgewinnen profitieren, haben ein strukturelles Interesse daran, dass die Regulierung nicht zu streng wird. Die Trennung zwischen kommunalem Infrastrukturinteresse und privatwirtschaftlichem Gewinninteresse ist in der deutschen Versorgungslandschaft nie vollständig vollzogen worden.

Was jetzt getan werden muss

Die Analyse zeigt, dass das deutsche Stromnetzsystem an einem Scheideweg steht. Auf der einen Seite steht ein regulatorischer Rahmen, der in seiner Wirkung Überrenditen ohne proportionale Investitionsleistung ermöglicht. Auf der anderen Seite steht ein gigantischer Investitionsbedarf, der ohne verlässliche und faire Regulierung nicht gedeckt werden kann. Für einen funktionierenden Ausweg aus diesem Dilemma sind mehrere Maßnahmen erforderlich.

Erstens braucht es mehr Transparenz: Die handelsrechtlichen Renditen der Netzbetreiber müssen systematisch und öffentlich mit den regulatorisch zulässigen Renditen verglichen werden. Bislang war diese Analyse nur durch aufwendige Bilanzstudien des BNE möglich – sie sollte Pflichtbestandteil der regulatorischen Berichterstattung sein. Zweitens braucht es eine konsequentere Leistungsbindung der Renditen: Netzbetreiber, die ihre Ausbauziele verfehlen, sollten keinen Anspruch auf die volle regulatorische Verzinsung haben. Drittens muss der Genehmigungsprozess für Netzprojekte weiter beschleunigt werden – hier hat Deutschland mit der Reduzierung der Genehmigungsdauer für Windkraft Fortschritte gezeigt, die nun auf Netzausbauprojekte übertragen werden müssen. Viertens sollte die Kapitalstrukturoptimierung, die buchhalterisch überhöhte Renditen erzeugt, durch gezielte regulatorische Anpassungen begrenzt werden.

Die Energiewende steht und fällt mit dem Stromnetz. Es ist die Schlagader der zukünftigen Wirtschaft. Dass ausgerechnet jene Unternehmen, denen Betrieb und Ausbau dieser Schlagader anvertraut sind, im Status quo rekordträchtige Renditen einfahren, während 40.000 Energieprojekte auf Netzanbindung warten und Redispatch-Kosten in Milliardenhöhe die Allgemeinheit belasten, ist kein Zufall. Es ist das vorhersehbare Ergebnis eines Regulierungssystems, das kluge Köpfe entworfen haben und das ebenso clevere Akteure seither zu ihrem Vorteil nutzen. Die Frage ist nicht, ob es Reformen braucht. Die Frage ist, wie lange die Politik noch braucht, bis sie das auch tut.