Warum Deutschlands Stromnetz zum teuersten Sanierungsfall der Energiewende wird

24 Prozent Rendite ohne Risiko: Wie Netzbetreiber auf Kosten der Bürger abkassieren

Eine Verdoppelung der Stromnetzkosten bis 2045? Schlagworte wie „Kostenexplosion“ prägen aktuell die politische Debatte um die Energiewende – doch sie lenken vom eigentlichen Skandal ab. Eine brisante Analyse der Unternehmensberatung 3EPunkt zeigt schonungslos: Nicht der zwingend notwendige Ausbau macht unser Stromnetz zum teuersten Sanierungsfall Europas, sondern ein System voller historisch gewachsener Fehlkonstruktionen. Während Verbraucher und der nicht-privilegierte Mittelstand die Zeche zahlen, kassieren Netzmonopolisten staatlich garantierte Traumrenditen von teils über 24 Prozent. Gleichzeitig blockieren eine absurde Kleinstaaterei mit 851 regionalen Netzbetreibern und regulatorische Fehlanreize die dringend nötige Digitalisierung. Werfen wir einen Blick auf die wahren Kostentreiber der Energiewende – und auf ein historisches Reformversagen der Politik, das die Bürger jährlich um ein zweistelliges Milliardenvermögen bringt, wenn nicht sofort umgesteuert wird.

Das große Missverständnis: Steigende Kosten sind nicht dasselbe wie eine Explosion

Kaum ein Thema der deutschen Energiepolitik wird so beharrlich missverstanden wie die Kosten des Stromnetzes. In der politischen Diskussion kursieren Schlagworte wie „Kostenexplosion“ und „explodierende Netzentgelte“, die suggerieren, der bevorstehende Netzausbau für die Energiewende werde zu einer kaum tragbaren finanziellen Last für Verbraucher und Industrie. Dabei vermischen viele Kommentatoren zwei grundverschiedene Dinge: das absolut steigende Volumen der Netzkosten auf der einen Seite und die spezifischen Kosten je verbrauchter Kilowattstunde auf der anderen. Eine Studie von Tim Meyer, Gründer der Berliner Unternehmensberatung 3EPunkt, legt dazu eine nüchterne Analyse vor, die in ihrer Klarheit und politischen Sprengkraft ihresgleichen sucht.

Die Zahlen des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), ermittelt von den Forschungsunternehmen Frontier Economics und Consentec, bilden den Ausgangspunkt der Analyse: Die absoluten Netzkosten sollen von heute knapp 30 bis 32 Milliarden Euro jährlich bis zum Jahr 2045 auf rund 70 Milliarden Euro ansteigen. Das klingt nach einer Verdoppelung und löst entsprechend politischen Alarm aus. Doch diese Betrachtung vernachlässigt, dass sich im selben Zeitraum auch der Stromverbrauch in Deutschland mindestens verdoppeln wird – eine Prognose, die sowohl die Bundesnetzagentur als auch unabhängige Forschungsinstitute teilen. Wer doppelt so viel Strom durch ein doppelt so leistungsfähiges Netz leitet, zahlt per Kilowattstunde nicht mehr als heute – er zahlt dasselbe. Die viel zitierte „Kostenexplosion“ entpuppt sich bei genauerer Betrachtung als ein statistisches Artefakt falscher Bezugsgrößen.

Das eigentliche Problem liegt woanders: In dem Betrag, der trotz steigender Nachfrage und wachsender Netze unnötigerweise anfällt, weil das System ineffizient organisiert ist, falsche Anreize setzt und strukturelle Privilegien konserviert, die politisch bequem, aber ökonomisch nicht zu rechtfertigen sind. Die 3EPunkt-Studie beziffert das heute bereits hebbare Einsparpotenzial auf 5,2 Milliarden Euro jährlich – bis 2045 wächst dieses Potenzial auf 12,4 Milliarden Euro pro Jahr, was rund 17 Prozent der dann prognostizierten Gesamtnetzkosten entspricht.

Das Fundament der Energiewende: Was Verteilnetze leisten und warum sie unterschätzt werden

Um zu verstehen, warum die Reformdebatte so dringend ist, muss man sich zunächst die schiere Dimension des Verteilnetzes vor Augen führen. Mit rund 1,9 bis 2 Millionen Kilometern Kabel und Hunderttausenden von Transformatoren stellt das Verteilnetz das mit Abstand größte Segment der deutschen Strominfrastruktur dar. Es umfasst alle Spannungsebenen unterhalb der Hochspannungs-Übertragungsnetze der großen Betreiber – von der Mittelspannungsebene über die Niederspannung bis hin zu den Hausanschlüssen. Dieses Netz schlägt mit mehr als 60 Prozent der gesamten Netzkosten zu Buche und ist damit der bei Weitem kostenintensivste Teil des deutschen Stromversorgungssystems.

Die Bedeutung der Verteilnetze geht jedoch weit über ihre Kosten hinaus. Sie sind der eigentliche Ort, an dem die Energiewende stattfindet. Nahezu alle Photovoltaikanlagen, die allermeisten Windkraftanlagen, Batteriegroßspeicher, Wärmepumpen und Ladestationen für Elektrofahrzeuge sind an das Verteilnetz angeschlossen. Der technologische Wandel hin zu einer dezentralen, erneuerbaren Energieversorgung vollzieht sich also nicht in den großen Hochspannungstrassen zwischen den Regionen, sondern in dem dichten Geflecht von Kabeln, Trafostationen und Netzanschlüssen, das unsere Städte, Ortschaften und Industriegebiete durchzieht. Wer die Verteilnetze vernachlässigt oder ineffizient betreibt, bremst die Energiewende unmittelbar – egal wie viel Geld in Offshore-Windkraft oder neue Übertragungstrassen fließt.

Betrieben werden diese Verteilnetze in Deutschland von mehr als 850 rechtlich selbstständigen Netzbetreibern. Diese Zahl allein gibt schon einen Hinweis auf das strukturelle Problem, das im Zentrum der 3EPunkt-Analyse steht: eine historisch gewachsene Fragmentierung, die in keinem anderen vergleichbaren Industrieland ihresgleichen findet und die eine systematische Effizienzsteigerung seit Jahrzehnten verhindert.

Fehlanreize durch Design: Warum das Regulierungssystem Digitalisierung bestraft

Der erste und in seiner Wirkung möglicherweise gravierendste Systemfehler betrifft das Herzstück der Netzregulierung: die Anreizregulierung durch die Bundesnetzagentur. Das System der regulierten Netzentgelte sieht vor, dass Netzbetreiber ihre Kosten über einen genehmigten Erlösrahmen an die Kunden weiterreichen können. Das klingt vernünftig, enthält aber eine fatale Schieflage in der Anreizstruktur.

Investitionen in physische Netzkapazität – also neue Kabel, neue Transformatoren, neue Umspannwerke – werden von der Regulierung problemlos anerkannt und refinanziert. Investitionen in Digitalisierung, in intelligente Messsysteme, in Flexibilitätsplattformen oder in die Dateninfrastruktur für ein smartes Netz hingegen lassen sich schwerer in den Erlösrahmen einbetten und bringen Netzbetreibern kaum messbaren regulatorischen Vorteil. Das Resultat ist eine verzerrte Investitionslogik: Netzbetreiber bauen lieber konventionelle Kapazität aus, weil das der Regulierungssystematik entspricht – selbst dann, wenn intelligente Steuerung und Flexibilisierung dasselbe Ergebnis zu einem Bruchteil der Kosten erreichen könnten.

Das Ausmaß dieser strukturellen Verzerrung ist erheblich. Der Monitoringbericht der Bundesregierung legt nahe, dass durch konsequente Digitalisierung und Flexibilisierung des Netzbetriebs bis zu 30 Prozent des Investitionsbedarfs in die Verteilnetze eingespart werden könnten. Bezogen auf die Prognosen für 2045 entspräche das einem Einsparpotenzial von rund sieben Milliarden Euro pro Jahr, allein durch die Modernisierung des Betriebsmodells – ohne einen einzigen Meter weniger Kabel zu verlegen oder eine einzige Wärmepumpe weniger anzuschließen. Ein Einfamilienhaus-Netzanschluss wird heute mitunter nur zu einem Prozent seiner Kapazität genutzt, ein typischer Solarpark zu etwa zehn Prozent. In einem digital gesteuerten, flexiblen Netz ließe sich diese lächerlich geringe Auslastung dramatisch verbessern – mit direkten Kostenwirkungen für alle Nutzer.

Der Smart-Meter-Rollout ist in diesem Zusammenhang symptomatisch für das deutsche Dilemma. Während in Schweden, Dänemark und Italien nahezu jeder Haushalt mit einem intelligenten Zähler ausgestattet ist, haben in Deutschland bis Anfang 2025 weniger als fünf Prozent aller Haushalte ein solches Gerät. Das Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende aus dem Jahr 2023 soll dem Rollout mehr Schwung verleihen – doch die strukturellen Fehlanreize in der Regulierung bleiben auch damit unberührt. Solange Netzbetreiber für den Betrieb smarter Systeme regulatorisch nicht besser gestellt werden als für konventionellen Kapazitätsausbau, werden intelligente Lösungen das Nischenprodukt bleiben, das sie heute sind.

Der teure Flickenteppich: 851 Netzgebiete und das Versagen der Standardisierung

Der zweite zentrale Systemfehler ist struktureller Natur und berührt politisch sensibles Terrain: die extreme Zersplitterung des deutschen Netzbetriebs. Mit 851 eigenständigen Netzgebieten betreibt Deutschland ein System, das historisch aus der kommunalen Daseinsvorsorge erwachsen ist und heute zu einem enormen wirtschaftlichen Ineffizienzproblem geworden ist.

Jeder dieser Netzbetreiber unterhält eigene technische Standards für Komponenten wie Transformatoren, Schaltanlagen und Kabel. Jeder betreibt eigene IT- und Softwaresysteme für Netzdokumentation, Betriebsführung und Kundenkommunikation. Jeder hat eigene Einkaufsprozesse, eigene Ausschreibungsverfahren, eigene Abrechnungssysteme. Das führt zu einer massiven Vervielfältigung von Verwaltungskosten, verhindert Skaleneffekte beim Einkauf und macht branchenweite Lösungsansätze nahezu unmöglich. Die Studie von Tim Meyer beziffert das Einsparpotenzial durch Standardisierung und Defragmentierung auf rund drei Milliarden Euro jährlich – bezogen auf das Jahr 2045, heute entsprechend geringer, aber bereits erheblich.

Dieser Befund ist politisch deshalb so unangenehm, weil ein erheblicher Teil der kleinen Verteilnetzbetreiber in kommunalem Eigentum steht oder in kommunale Strukturen eingebettet ist. Stadtwerke sind für viele Kommunen nicht nur ein wirtschaftlicher Aktivposten, sondern auch ein Instrument kommunaler Selbstbestimmung, lokaler Beschäftigung und regionaler Identität. Eine Konsolidierung oder Standardisierung anzugehen bedeutet, Auseinandersetzungen mit kommunalen Vertretern, Gewerkschaften und lokalen Interessengruppen zu riskieren. Deshalb, so Meyer bei der Vorstellung seiner Studie, werde dieses Thema trotz seiner offensichtlichen Bedeutung nicht angepackt. Es handelt sich um ein Paradebeispiel politischer Feigheit auf Kosten der Allgemeinheit.

Der europäische Vergleich zeigt, dass es durchaus anders geht. Länder wie Frankreich, die Niederlande oder Dänemark haben wesentlich stärker konsolidierte Verteilnetzstrukturen entwickelt, die niedrigere Betriebskosten, höhere technische Standards und schnellere Reaktionszeiten bei der Integration neuer Technologien ermöglichen. Deutschland ist hier strukturell rückständig – nicht wegen mangelnder Expertise oder fehlendem technischen Know-how, sondern wegen eines politischen Systems, das kleinteilige Besitzstandswahrung über gesamtgesellschaftliche Effizienz stellt.

Monopolrenditen im Niemandsland der Regulierung: Wenn Netzbetreiber Traumgewinne einstreichen

Der dritte Systemfehler ist ökonomisch betrachtet der am leichtesten zu quantifizierende – und gleichzeitig der politisch brisanteste. Stromnetze sind natürliche Monopole. Wer einen Stromanschluss hat, ist zwingend auf den Netzbetreiber seines Versorgungsgebiets angewiesen – es gibt keine Alternative, keinen Anbieter, zu dem man wechseln könnte, keinen Preisvergleich, der Marktkräfte in Gang setzen würde. Genau deshalb reguliert der Staat die Renditen dieser Monopolisten – theoretisch jedenfalls.

Die Praxis weicht von der Theorie erheblich ab. Eine Analyse von 22 untersuchten Netzbetreibern, die der 3EPunkt-Studie zugrunde liegt, ergab für das Jahr 2025 durchschnittliche Eigenkapitalrenditen von über 24 Prozent. Diese Zahl ist auch im breiteren wirtschaftlichen Kontext bemerkenswert: Selbst für risikoreich operierende Unternehmen in kompetitiven Märkten gilt eine Eigenkapitalrendite jenseits von 15 Prozent als außergewöhnlich. Für ein reguliertes Monopolgeschäft mit gesetzlich garantierten Erlösen, minimalem Marktrisiko und staatlich gesicherter Refinanzierung ist eine solche Rendite schlicht nicht zu rechtfertigen.

Die Ursache liegt in einer Diskrepanz zwischen der kalkulatorischen Rendite, die die Bundesnetzagentur ihren Berechnungen zugrunde legt, und den tatsächlich erzielten Marktrenditen. Netzbetreiber können sich aufgrund ihrer risikoarmen, monopolistischen Position Kapital zu deutlich günstigeren Konditionen beschaffen als die regulatorische Kalkulation unterstellt – und streichen den Unterschied als Extra-Gewinn ein. Meyer setzt in seiner Analyse eine Eigenkapitalrendite von rund acht Prozent als angemessen an – ein Wert, der immer noch attraktiv genug wäre, um ausreichend Kapital für die notwendigen Netzinvestitionen zu mobilisieren. Der Unterschied zwischen dem heutigen Niveau und diesem fairen Wert entspricht bis 2045 einem Einsparpotenzial von 2,3 Milliarden Euro jährlich.

Die Bundesnetzagentur hat in den vergangenen Jahren zwar Schritte unternommen, die Eigenkapitalzinssätze zu senken. Für die laufende Regulierungsperiode (2024–2028) wurden die Zinssätze auf 5,07 Prozent für Neuanlagen und 3,51 Prozent für Altanlagen festgelegt. Das ist ein Fortschritt, der jedoch die tatsächlich erzielten Renditen von teils über 24 Prozent kaum erklärt – was auf erhebliche Spielräume bei der Kostengestaltung durch die Netzbetreiber selbst hindeutet. Das SPIEGEL-Magazin berichtete 2025 von einer gezielten Praxis, in der Netzbetreiber in den Referenzjahren der Regulierungsperiode übermäßige Kosten verbuchen, um anschließend jahrelang über die genehmigten Erlöse zu verdienen – ein systemisches Problem, das die Bundesnetzagentur mit einer geplanten Verkürzung der Regulierungsperioden auf drei Jahre bekämpfen will.

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Das strukturelle Finanzierungsproblem: Wer zahlt, wenn alle sparen wollen?

Jenseits der unmittelbaren Ineffizienzen existiert ein tiefgreifendes strukturelles Problem bei der Finanzierung der Netzkosten, das durch falsche Anreize in der bestehenden Entgeltsystematik entstanden ist. Netzkosten sind in ihrer wirtschaftlichen Natur primär Fixkosten – Kosten für die Bereitstellung und Vorhaltung einer Infrastruktur, die unabhängig davon anfallen, wie viel Strom in einem bestimmten Moment tatsächlich fließt. Ein Kabelkilometer kostet nahezu genauso viel, ob er zu zwei oder zu achtzig Prozent ausgelastet ist.

Das heutige System der Netzentgelte bemisst die Zahlungspflicht jedoch überwiegend am Energieverbrauch – also an der durchgeleiteten Kilowattstundenmenge. Das schafft ein Verteilungsproblem, das sich mit zunehmender Prosumer-Durchdringung verschärft. Haushalte mit eigenen Photovoltaikanlagen und Heimspeichern verbrauchen deutlich weniger netzgelieferten Strom, nutzen aber das Netz weiterhin – zur Einspeisung, als Backup, für den Nachtbezug. Sie zahlen entsprechend weniger Netzentgelte, obwohl sie die Netzinfrastruktur nach wie vor nutzen und teilweise sogar belasten. Der Energieökonom Lion Hirth hat in diesem Zusammenhang darauf hingewiesen, dass der private Wert von selbsterzeugtem Solarstrom für den Haushalt bei etwa 30 Cent je Kilowattstunde liegt – also dem Stromtarif, den man durch Eigenverbrauch spart –, während der volkswirtschaftliche Wert des Stroms an der Börse oft unter fünf Cent je Kilowattstunde liegt. Die Differenz ist eine versteckte Subvention, die von denjenigen mitgetragen wird, die keinen Zugang zu eigener Erzeugung haben.

Noch deutlicher ist das Problem bei den industriellen Netzentgelt-Privilegien. Nach dem sogenannten Bandlastprivileg des Paragrafen 19 der Stromnetzentgeltverordnung werden Großverbraucher aus der Industrie, die eine gleichmäßige Stromlast aufrechterhalten, mit erheblichen Abschlägen auf die Netzentgelte belohnt – mit einem Entlastungsvolumen von rund 1,4 bis 1,5 Milliarden Euro jährlich. Die Kosten werden auf Haushalte und nicht-privilegierte, meist mittelständische Unternehmen umgelegt. Das ist keine Kleinigkeit: Für einen Durchschnittshaushalt bedeutet dies eine Mehrbelastung von etwa 32 Euro pro Jahr. Der Europäische Gerichtshof hat im September 2024 vergleichbare Befreiungen aus den Jahren 2012 und 2013 als unzulässige staatliche Beihilfe eingestuft, was zu Rückforderungen in Milliardenhöhe führte. Dennoch bestehen ähnliche Privilegien in leicht modifizierter Form weiter.

Würden die Netzentgelte stärker nach dem Leistungs- statt nach dem Energieprinzip strukturiert – also an der reservierten Kapazität und nicht am durchgeflossenen Strom bemessen –, käme dies einer verursachergerechten Kostenverteilung erheblich näher. Das würde keine Einsparung an Gesamtkosten bedeuten, aber eine gerechtere Verteilung der Last und die Abschaffung von Anreizen, die zu einer fortschreitenden Aushöhlung der Netzfinanzierungsbasis führen.

Mythos oder Methode: Woher die Horrorzahlen wirklich kommen

Ein kritisches Verständnis der kursierenden Kostenszenarien ist unerlässlich, um die Debatte richtig einzuordnen. Die BDEW-Studie, die als Grundlage für Warnungen vor einer Verdopplung der Netzentgelte dient, kommt zu ihren hohen Prognosewerten nicht durch besondere Fehler in der Modellierung der physischen Netzkosten – sondern durch Annahmen über die zukünftige Verteilung dieser Kosten. Konkret: Wenn davon ausgegangen wird, dass der Eigenverbrauch privat erzeugten Stroms weiter stark zunimmt, dass Industrieprivilegien in bisherigem Umfang fortgeschrieben werden und dass die Netzentgeltstruktur im Wesentlichen unverändert bleibt, dann steigen die spezifischen Netzentgelte für die verbleibenden zahlungspflichtigen Kilowattstunden überproportional.

Es ist eine Art ökonomische Selbsterfüllungsprophezeiung: Weil das System falsche Anreize setzt, wandern immer mehr Verbraucher in den nicht entgeltpflichtigen Eigenverbrauch ab. Weil die Basis der entgeltpflichtigen Strommenge schrumpft, müssen die Fixkosten auf immer weniger Kilowattstunden umgelegt werden. Weil die Entgelte je Kilowattstunde steigen, werden die Anreize zur Eigenversorgung noch attraktiver. Eine Spirale, die mit einfachen regulatorischen Korrekturen zu durchbrechen wäre, wenn der politische Wille dazu vorhanden wäre. Das McKinsey-Szenario und der Netzentwicklungsplan sehen bis 2037 einen weiteren Anstieg des Nettostromverbrauchs auf bis zu 1.000 Terawattstunden vor. Bei einer verursachergerechten und umfassenden Bemessungsgrundlage für die Netzentgelte würden steigende absolute Kosten bei doppeltem Verbrauch im Schnitt zu stabilen Kosten pro Kilowattstunde führen.

Die regulatorische Architektur: Was sich ändern muss

Die 3EPunkt-Analyse sowie mehrere flankierende Studien und Stellungnahmen der Bundesnetzagentur zeichnen ein recht klares Bild der notwendigen Reformmaßnahmen. Es sind keine technischen Revolutionen, die hier gefordert werden, sondern regulatorische Korrekturen, die in anderen Ländern längst selbstverständlich sind.

Erstens braucht die Anreizregulierung eine grundlegende Neujustierung. Digitalisierung, Flexibilisierung und die Erhöhung der Netzauslastung müssen regulatorisch mindestens genauso attraktiv sein wie konventioneller Kapazitätsausbau. Die Bundesnetzagentur hat mit ihren neuen Festlegungen für die Periode nach 2027 erste Schritte unternommen – die Verkürzung der Regulierungsperioden auf drei Jahre und eine schnellere Anpassung der Kostenfortschreibung sind sinnvolle Maßnahmen. Sie lösen jedoch nicht das grundsätzliche Problem der fehlenden positiven Anreize für Digitalisierungsinvestitionen. Die dena-Verteilnetzstudie II aus dem Sommer 2025 empfiehlt explizit, eine dauerhafte Flexibilitätsnutzung ohne direkte Ausbauverpflichtung zu erlauben und die Kosten der Digitalisierung regulatorisch anzuerkennen.

Zweitens sind bundesweite, verbindliche technische und prozessuale Standards für den Netzbetrieb längst überfällig. Gemeinsame Normen für Transformatoren, Schaltanlagen und Netzkomponenten, einheitliche Datenschnittstellen, standardisierte Geschäftsprozesse und gemeinsame Softwareplattformen würden allein durch Skaleneffekte und den Wegfall paralleler Strukturen Milliarden einsparen – ohne dass ein einziger Netzbetreiber fusionieren oder seine rechtliche Selbstständigkeit aufgeben müsste. Die dena-Studie II plädiert in diesem Sinne für eine intensivierte Kooperation zwischen Netzbetreibern und die Bildung von Kompetenz-Clustern sowie Joint Ventures.

Drittens müssen die Eigenkapitalrenditen der Netzbetreiber auf ein Niveau gebracht werden, das der tatsächlichen Risikostruktur des regulierten Monopolgeschäfts entspricht. Eine Rendite von rund acht Prozent auf das Eigenkapital – wie von Meyer als Maßstab angesetzt – ist immer noch ausreichend, um Kapital für die massiven Netzinvestitionsbedarfe der kommenden Jahre zu mobilisieren. Es ist wichtig zu betonen: Nicht die Netzbetreiber sollen geschwächt werden. Es geht darum, regulatorische Renten abzuschöpfen, die nicht durch wirtschaftliche Leistung, sondern durch Systemfehler entstehen.

Viertens bedarf die Struktur der Netzentgelte einer grundlegenden Überprüfung. Eine stärkere Leistungsorientierung – also eine Bemessung, die die reservierte Netzkapazität, nicht die durchgeleitete Strommenge in den Vordergrund stellt – würde die Netzfinanzierungsbasis stabilisieren, Eigenverbrauchsprivilegien verringern und die industriellen Sonderregelungen einer kritischen Revision unterziehen. Das Institut für Makroökonomie und Konjunkturforschung (IMK) der Böckler-Stiftung hat berechnet, dass der Dekarbonisierungspfad bis 2045 Gesamtinvestitionen von etwa 651 Milliarden Euro in die deutsche Netzinfrastruktur erfordert. Diese Investitionen müssen finanziert werden – aber sie müssen fair finanziert werden, nicht durch eine wachsende Zahl von Subventionen und Ausnahmen auf Kosten der Mehrheit.

Investitionsbedarf und Effizienzpotenzial: Kein Widerspruch, sondern eine Einheit

Ein häufiges Missverständnis in der politischen Debatte lautet: Wer Effizienzreformen fordert und Kosten senken will, stellt den notwendigen Netzausbau infrage. Das ist falsch. Die Botschaft der vorliegenden Analyse ist gerade umgekehrt: Effizienterer Netzbetrieb ermöglicht schnelleren und kosteneffektiveren Netzausbau, nicht weniger Ausbau.

Wenn die Auslastung bestehender Netzkapazitäten durch Digitalisierung und Flexibilisierung erhöht wird, können mehr Photovoltaikanlagen, Wärmepumpen und Ladestationen angeschlossen werden, bevor neue physische Kapazität erforderlich wird. Wenn Netzplanung koordiniert und auf standardisierten Datengrundlagen basiert – wie die dena-Studie II für Strom-, Wärme- und Gassektoren gemeinsam empfiehlt –, werden parallele Infrastrukturen vermieden und Genehmigungsverfahren beschleunigt. Wenn Netzbetreiber in regionalen Verbünden kooperieren und gemeinsam einkaufen, können sie dem Fachkräftemangel wirksamer begegnen und Lieferengpässe bei kritischen Komponenten besser überbrücken.

Das IMK-Gutachten belegt, dass die jährlichen Netzinvestitionen gegenüber dem Niveau von 2023 um mindestens 127 Prozent steigen müssen – von damals rund 15 Milliarden auf heute benötigte 34 Milliarden Euro jährlich. Das ist eine enorme finanzielle Herausforderung. Sie wird durch Reformverweigerung nicht kleiner, sondern größer. Jedes Jahr, in dem falsche Anreize die Auslastung niedrig halten und die Fragmentierung Effizienzgewinne verhindert, verzögert nicht nur die Energiewende, sondern erhöht deren Preis für alle Beteiligten.

Die Verantwortung der Politik: Natürliche Monopole brauchen echte Regulierung

Stromnetze sind in einer Marktwirtschaft ein Sonderfall. Wettbewerb, der normalerweise Effizienz erzeugt und Preise senkt, ist hier strukturell ausgeschlossen. Ein Haushalt oder ein Unternehmen kann seinen Netzbetreiber nicht wechseln, nicht verhandeln, nicht auf einen günstigeren Anbieter ausweichen. Diese Machtasymmetrie ist der ökonomische Kerngrund dafür, dass der Staat durch Regulierung als Gegengewicht auftreten muss – im Interesse der Allgemeinheit, nicht der Monopolisten.

Tatsächlich aber hat die deutsche Politik in den vergangenen Jahren wiederholt die Interessen von Netzbetreibern und industriellen Großverbrauchern über die der Mehrheit gestellt. Der Streit zwischen der Bundesnetzagentur und der neuen Bundesregierung über die Reform des Bandlastprivilegs ist symptomatisch: Netzagentur-Präsident Klaus Müller kritisierte öffentlich, dass die regulierten Industrieprivilegien nicht mehr zeitgemäß seien, weil sie den kontinuierlichen Strombezug subventionieren, statt flexible, netzentlastende Verbrauchsmuster zu belohnen. Die Bundesregierung hingegen zögert aus Rücksicht auf die betroffenen Industriebranchen. Das Ergebnis ist eine Subvention von bis zu 1,5 Milliarden Euro jährlich auf Kosten aller anderen Stromkunden.

Diese Reformverweigerung hat System. Die Bundesnetzagentur selbst gesteht ein, dass das neue Regulierungsrahmenwerk ab 2027 zwar flexibler und investitionsfreundlicher gestaltet werden soll. Doch die fundamentalen Strukturprobleme – fehlende Digitalisierungsanreize, Fragmentierung des Netzbetriebs, überhöhte Renditen, ungerechte Kostenumlage – werden durch inkrementelle Anpassungen allein nicht gelöst werden. Es braucht eine politische Entscheidung, die Reformagenda konsequent umzusetzen, auch wenn das kurzfristig Widerstände erzeugt.

Ein europäisches Wettbewerbsproblem: Was andere besser machen

Der Vergleich mit europäischen Nachbarländern ist ernüchternd. In den Niederlanden, in Dänemark, in Frankreich und in weiten Teilen Skandinaviens existieren deutlich weniger Netzbetreiber, deutlich stärker harmonisierte technische Standards und deutlich entwickeltere Strukturen für die digitale Netzbewirtschaftung. Smart Meter sind in diesen Ländern nicht ein Zukunftsprojekt, sondern längst Alltag. Die Integration erneuerbarer Energien in die Verteilnetze dieser Länder erfolgt entsprechend schneller und kostengünstiger.

Für Deutschland ist das kein akademisches Problem. Der Industriestandort Deutschland konkurriert um Investitionen mit Regionen, die niedrigere Energiekosten und zuverlässigere Netzstrukturen bieten. Ein Unternehmen, das in den Niederlanden oder Schweden weniger für die Netznutzung zahlt und gleichzeitig von einem digital gesteuerten, flexiblen Netz profitiert, hat einen strukturellen Kostenvorteil gegenüber seinem deutschen Wettbewerber. Die Debatte um den „Hochkostenpfad“ der deutschen Energiewende hat mithin eine internationale Wettbewerbsdimension, die in der innenpolitischen Diskussion oft unterbelichtet bleibt.

Dabei wäre die Ausgangslage für Reformen in Deutschland keineswegs hoffnungslos. Das technische Know-how ist vorhanden, die institutionellen Grundlagen für eine wirkungsvolle Regulierung sind gegeben, und die Studienlage zu den Effizienzpotenzialen ist eindeutig. Was fehlt, ist der politische Mut, bestehende Besitzstände anzutasten und regulatorische Renten zu beenden, die sich in den letzten Jahrzehnten in den Strukturen des deutschen Netzbetriebs eingenistet haben.

Zwischen Energiewende und Stagnation: Was auf dem Spiel steht

Die Elektrifizierung von Verkehr und Wärme ist nicht mehr eine Zukunftsvision, sondern eine laufende wirtschaftliche und gesellschaftliche Transformation. Millionen von Wärmepumpen, Elektroautos und Ladestationen werden in den kommenden Jahren ans Netz angeschlossen. Die Studie „Adequacy 2050“ des Übertragungsnetzbetreibers TransnetBW zeigt, dass flexible, marktorientierte Haushalte mit eigener Erzeugung und Speicherung bis 2050 europaweit volkswirtschaftliche Einsparungen von bis zu elf Milliarden Euro ermöglichen könnten – allein durch intelligentes Lastmanagement. Dieser Hebel ist nur in einem digitalisierten, smart gesteuerten Verteilnetz nutzbar.

Die dena-Verteilnetzstudie II, die unter Mitwirkung von 26 Netzbetreibern entstand, beziffert den spartenübergreifenden Investitionsbedarf eines repräsentativen Muster-Verteilnetzbetreibers bis 2045 auf 85 bis 123 Prozent über dem heutigen Niveau. Diese Investitionen müssen trotz angespannter kommunaler Finanzen, trotz Fachkräftemangels und trotz steigender Kapitalkosten bewältigt werden. Ohne strukturelle Reformen, die die vorhandenen Effizienzpotenziale heben und die Investitionsbedingungen verbessern, ist diese Herausforderung kaum zu meistern.

Das Einsparpotenzial von 12,4 Milliarden Euro jährlich bis 2045, das die 3EPunkt-Studie ausweist, klingt zunächst abstrakt. Konkret bedeutet es: Millionen Haushalte würden weniger für die Netznutzung zahlen. Industrieunternehmen hätten niedrigere Energiekosten. Kommunen und Stadtwerke hätten mehr Spielraum für Investitionen. Die Energiewende würde nicht trotz der Netzkosten gelingen, sondern durch ein kostengünstigeres, moderneres Netz an Fahrt gewinnen. Der Weg dorthin führt nicht über technische Wunderlösungen, sondern über politische Entscheidungen, die längst hätten getroffen werden müssen – und die jetzt, im Angesicht des größten Infrastrukturumbaus in der Geschichte der deutschen Energieversorgung, keinen weiteren Aufschub dulden.