excerpt: Wenn Verteilnetzbetreiber im regulierten Monopol zweistellige bis extrem hohe Eigenkapitalrenditen ausweisen, verliert die Erzählung vom chronisch unterfinanzierten Netz an Überzeugungskraft. Gerade dort, wo Anschlüsse für Speicher, Erneuerbare, Industrie und Rechenzentren stocken, muss Regulierung genauer trennen zwischen notwendigem Investitionsanreiz und überhöhten Erträgen zulasten der Netzkunden.
Renditen im regulierten Monopol
30,1 Prozent Eigenkapitalrendite weist die bne-Analyse für die 18 größten deutschen Strom-Verteilnetzbetreiber im Jahr 2024 aus, marktanteilsgewichtet nach angeschlossenen Standardlastprofilkunden. Im Vorjahr lag dieser Wert bei 16,6 Prozent. Gleichzeitig warten Batteriespeicher, Wind- und Solarparks, Industrieprojekte und Rechenzentren vielerorts auf Netzanschlüsse. Diese beiden Befunde beweisen keine einfache Ursache-Wirkung-Beziehung. Sie gehören aber regulatorisch zusammen, weil sie denselben Bereich betreffen: die Verteilnetze, über die ein großer Teil der Energiewende praktisch abgewickelt werden muss.
Die Erklärung, hohe Netzentgelte seien vor allem die Folge knapper Investitionsmittel und zu niedriger regulatorischer Verzinsung, greift deshalb zu kurz. Sie lässt die handelsrechtlichen Ergebnisse der Netzbetreiber weitgehend außer Acht. Die bne-Auswertung nutzt testierte Jahresabschlüsse der Netzsparten und berechnet die Eigenkapitalrendite aus Ergebnis vor Steuern und ausgewiesenem Eigenkapital. Diese Größe ist nicht identisch mit dem kalkulatorischen Eigenkapitalzins der Regulierung. Sie zeigt aber, welche Erträge im regulierten Netzgeschäft tatsächlich ausgewiesen werden.
Auffällig sind vor allem die Werte großer Betreiber. EWE Netz kommt 2024 laut Analyse auf rund 61 Prozent, Westnetz auf 45 Prozent, die Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom auf 43 Prozent und Bayernwerk Netz auf 38 Prozent Eigenkapitalrendite. In einem normalen Wettbewerbsmarkt wären solche Werte zunächst eine Frage von Strategie, Kostenstruktur, Risiko und Marktposition. Bei einem natürlichen Monopol ist die Frage eine andere. Kunden können den Netzbetreiber nicht wechseln. Die Netzentgelte werden über regulierte Verfahren festgelegt und anschließend von Haushalten, Gewerbe und Industrie bezahlt.
Der Rahmen dafür ist die Anreizregulierung. Sie prüft nicht jedes Jahr jede einzelne Ausgabe neu, sondern arbeitet mit Erlösobergrenzen, Kostenprüfungen und Basisjahren. Im Basisjahr meldet der Netzbetreiber seine Kosten an die Regulierungsbehörde. Aus diesen Angaben werden zulässige Erlöse für mehrere Folgejahre abgeleitet. Der Anreiz liegt damit auch darin, im Basisjahr möglichst hohe anerkannte Kosten auszuweisen. Fallen bestimmte Kosten später niedriger aus oder nicht erneut an, bleibt ein Teil des Vorteils beim Netzbetreiber.
Ein weiterer Mechanismus betrifft Kostenpositionen, die kalkulatorisch angesetzt werden. Die bne-Analyse nennt hier die kalkulatorische Gewerbesteuer. Sie kann in den Netzentgelten berücksichtigt werden, auch wenn die tatsächlich gezahlte Gewerbesteuer niedriger ausfällt. Für Netzkunden erscheint die Position als Bestandteil des Entgelts. In der kommunalen Kasse muss sie nicht in gleicher Höhe ankommen. Zwischen rechnerischer Kostenposition und tatsächlichem Mittelabfluss entsteht damit ein Abstand, der für Außenstehende kaum sichtbar ist.
Hinzu kommt der bisherige doppelte Inflationsausgleich auf Investitionen. Nach Angaben der Bundesnetzagentur zahlen Netzkunden dadurch derzeit rund 1,3 Milliarden Euro pro Jahr zu viel. Diese Regel soll ab 2029 entfallen. Bis dahin bleibt sie Teil der Netzentgeltlogik. Für Verbraucher und Unternehmen ist der Effekt nicht als einzelne Rechnungspost erkennbar. Er steckt in den Netzentgelten, die Lieferanten weiterreichen oder direkt abgerechnet werden.
Auch das Risiko ist anders verteilt als in normalen Investitionsmärkten. Wenn die tatsächliche Strommenge niedriger ausfällt als erwartet oder Kosten im laufenden Jahr höher liegen, können Differenzen über spätere Netzentgelte ausgeglichen werden. Der Netzbetreiber trägt damit nur begrenzt Absatz- und Kostenrisiken. Für die Finanzierung von Infrastruktur kann ein solcher Schutz sinnvoll sein. Er verändert aber die Rechtfertigung hoher Renditen, weil ein wesentlicher Teil des unternehmerischen Risikos bei den Netzkunden landet.
Damit wird die Kostenprüfung zur entscheidenden Stelle. Sie entscheidet darüber, ob aus einem regulierten Monopol ein effizienter Infrastrukturbetrieb wird oder ein dauerhaft ertragsstarkes Gebührenmodell. Nach der bne-Darstellung beruhen die Prüfungen wesentlich auf den Angaben der Netzbetreiber und auf Vergleichen mit ähnlichen Unternehmen. Eine öffentlich nachvollziehbare Überleitung zwischen regulatorischer Erlösobergrenze, kalkulatorischen Kostenansätzen und handelsrechtlichen Ergebnissen fehlt. Dadurch bleibt unklar, welcher Gewinnanteil aus Effizienz stammt, welcher aus regulatorischen Pauschalen und welcher aus Bilanzierungs- oder Konzernstrukturen.
Diese Intransparenz wiegt besonders schwer, weil viele Netzbetreiber Teil größerer Energiegruppen sind. Konzerninterne Dienstleistungen, Finanzierungskosten und Kostenabgrenzungen zwischen reguliertem Netzgeschäft und wettbewerblichen Bereichen können Ergebnisse beeinflussen. Die rechtliche Entflechtung begrenzt solche Risiken, beseitigt sie aber nicht vollständig. Für Regulierungsbehörden entsteht daraus ein hoher Prüfaufwand. Für Kunden entsteht ein Informationsnachteil, weil sie die Angemessenheit der Entgelte kaum beurteilen können.
Die Netzanschlusskrise entsteht an einer anderen Stelle derselben Infrastruktur. Projektierer brauchen Anschlusszusagen, Netzverträglichkeitsprüfungen, Fristen, Daten und standardisierte Verfahren. Wenn Bearbeitungszeiten lang sind oder Anschlusskapazitäten unklar bleiben, verzögern sich Speicher, Erzeugungsanlagen, Wärmepumpenparks, Ladeinfrastruktur und industrielle Erweiterungen. Die technische Möglichkeit einer Anlage löst das organisatorische Problem des Netzanschlusses nicht. Der Netzbetreiber entscheidet über Prüfprozesse, Netzdaten und Ausbauplanung. Der Antragsteller kann oft nur warten, nachfragen oder sein Projekt anpassen.
Gerade deshalb reicht es nicht, hohe Erlöse mit allgemeinem Investitionsbedarf zu begründen. Ein reguliertes Monopol braucht nicht nur Finanzierungssicherheit. Es braucht auch messbare Gegenleistung. Anschlussgeschwindigkeit, transparente Kapazitätsdaten, digitale Verfahren, nutzbare Messdaten und verbindliche Bearbeitungsfristen sind keine Nebenthemen. Sie sind der praktische Teil der Energiewende im Verteilnetz.
Hier liegt der Widerspruch in der heutigen Regulierungspraxis. Hohe Erträge im Netzgeschäft sichern nicht automatisch schnelle Anschlüsse, digitale Netze oder bessere Daten. Die Rendite entsteht aus anerkannten Erlösen. Die operative Leistung entsteht aus Personal, IT, Prozessen, Netzdaten, Investitionsentscheidungen und verbindlichen Fristen. Wenn diese Verbindung schwach bleibt, können Netzentgelte steigen, ohne dass Anschlussverfahren im gleichen Maß besser werden.
Ab 2029 erhält die Bundesnetzagentur über neue Festlegungen im NEST-Prozess größere Gestaltungsmacht für die Netzentgeltregulierung. Der doppelte Inflationsausgleich soll beendet werden. Andere Punkte bleiben nach der bne-Analyse weitgehend unverändert: die kalkulatorische Gewerbesteuer, die begrenzte Kostenprüfung, das geringe unternehmerische Risiko und der Messstellenbetrieb als eigener Bereich. Gleichzeitig wird über höhere kalkulatorische Eigenkapitalzinssätze diskutiert. Jeder zusätzliche Prozentpunkt kann nach bne-Angaben rund 1,5 Milliarden Euro pro Jahr über die Abschreibungsdauer der Investitionen kosten.
Für Industrie und Handel werden daraus höhere Standortkosten. Sie zahlen Netzentgelte in einem Wettbewerbsumfeld, in dem ausländische Konkurrenten andere Netz- und Stromkostenstrukturen haben können. Für Haushalte werden steigende Netzentgelte Teil eines Strompreises, dessen Zusammensetzung schwer nachvollziehbar ist. Für Projektierer entstehen Verzögerungen, die Kapital binden und Investitionsentscheidungen unsicherer machen. Für Netzbetreiber bleibt der Spielraum groß, solange Erlöse, Kostenprüfung und Leistungsanforderungen nicht enger miteinander verbunden werden.
Eine tragfähige Regulierung müsste deshalb mehr leisten, als nur den kalkulatorischen Zinssatz festzulegen. Sie müsste offenlegen, wie regulatorische Erlöse, tatsächliche Kosten, Gewinne, Ausschüttungen und Investitionen zusammenhängen. Sie müsste außerdem Netzanschlüsse, Digitalisierung und Messdaten als konkrete operative Pflichten behandeln, nicht als allgemeine Modernisierungsziele. Wer in einem regulierten Monopol stabile, risikoarme Erträge erzielt, muss zeigen, welche Infrastrukturleistung daraus entsteht.
Solange Renditeanspruch, Kostenprüfung und Anschlussleistung getrennt behandelt werden, bleibt die Finanzierung des Netzes gesichert, ohne dass daraus verlässlich ein schnellerer Zugang zum Netz folgt. Genau dort liegt das eigentliche Problem. Nicht darin, dass Verteilnetze Geld kosten. Sondern darin, dass die Öffentlichkeit immer höhere Netzentgelte bezahlt, ohne klar erkennen zu können, ob daraus ein Netz entsteht, das der Energiewende wirklich schnell genug dient.