Hallo liebe Kolleginnen und Kollegen aus der Energiewirtschaft,
werfen Sie mit mir heute den kaufmännischen Röntgenblick auf eine regulatorische Revolution, die still und leise unsere Bilanzen umpflügt. Vergessen Sie für einen Moment das Tagesgeschäft und schauen Sie auf das Fundament unserer Erlösströme: das Regulierungsrecht.
Als kaufmännische Leiterin habe ich gelernt, dass Planungssicherheit das höchste Gut für langfristige Investitionen ist. Doch genau diese Sicherheit steht vor einem fundamentalen Wandel. Nach dem wegweisenden Urteil des Europäischen Gerichtshofs (EuGH, Az. C-718/18) vom September 2021 wurde die deutsche Regulierungspraxis als europarechtswidrig eingestuft. Der Grund: Der deutsche Gesetzgeber hatte der Bundesnetzagentur (BNetzA) zu enge Daumenschrauben angelegt. Nun holt sich die Behörde die alleinige Macht zurück.
Mit dem Eckpunktepapier NEST („Netze. Effizient. Sicher. Transformiert.“) und den Festlegungsverfahren RAMEN Strom und RAMEN Gas (dokumentiert unter den Geschäftszeichen GBK-25-01-11 und GBK-25-01-21 der Beschlusskammern 6 und 8) schreibt die BNetzA das Regelbuch komplett neu. Verordnungen wie die ARegV, StromNEV und GasNEV werden schrittweise durch behördliche Festlegungen ersetzt.
Was bedeutet das für Ihr Stadtwerk, Ihre Business Cases und Ihre Investitionsentscheidungen? Rechnet sich das noch? Lassen Sie uns gemeinsam nachrechnen.
Warum Sie sich in Ihrer Rolle JETZT mit diesem Thema beschäftigen müssen
Egal, ob Sie im Stadtwerk die Geschäftsführung innehaben, die Finanzabteilung leiten oder für die Netzplanung verantwortlich sind: Die neue Festlegungskompetenz der BNetzA betrifft Sie direkt.
- Verlust von gesetzlichem Vertrauensschutz: Bisher gaben Verordnungen wie die ARegV einen starren, aber verlässlichen Rahmen für fünfjährige Regulierungsperioden vor. Künftig kann die BNetzA Spielregeln (wie Eigenkapitalzinssätze oder Effizienzvergleiche) flexibler und in kürzeren Zyklen anpassen. Ihre 20-jährigen Investitionspfade im Strom- und Gasnetz stehen damit auf einem dynamischeren, aber auch riskanteren Fundament.
- Abschmelzung der vermiedenen Netzentgelte (vNNE): Bis 2028 schmelzen die vNNE für dezentrale Erzeuger de facto ab. Das entzieht bestehenden und geplanten Erzeugungsanlagen (wie hocheffizienten BHKW) eine feste Erlösstütze.
- Massiver interner Umsetzungsaufwand: Die Umstellung auf die neuen RAMEN-Vorgaben erfordert erhebliche personelle und finanzielle Ressourcen.
Musterrechnung 1: Der interne Umsetzungsaufwand bis 2029
Die regulatorische Transformation ist kein theoretisches Problem, sie kostet echtes Geld. Für ein typisches regionales Stadtwerk schätzen Branchenexperten den internen Umsetzungsaufwand bis zum Jahr 2029 auf eine Spanne von 1,2 bis 2,9 Millionen Euro.
Lassen Sie uns diesen Aufwand für ein mittelgroßes Stadtwerk transparent herleiten:
Die Formel:
$$\text{Gesamtaufwand (2025-2029)} = \text{Interne Personalkosten} + \text{Externe Beratung} + \text{IT-Systemanpassungen}$$
Unsere Annahmen:
- Interne Kapazität: 3 Vollzeitäquivalente (FTE) über 5 Jahre hinweg voll gebunden an die regulatorische Umstellung (Netzwirtschaft, Controlling, IT).
- Personalkostensatz (Vollkosten inkl. Gemeinkosten): $90.000\ €$ pro FTE und Jahr.
- Externe Beratung (Recht, Wirtschaftsprüfung, Regulierung): $150.000\ €$ pro Jahr über 5 Jahre.
- IT-Systemanpassungen (Abrechnung, Netzkonto-Schnittstellen): Einmalig $450.000\ €$ (aktiviert und linear auf 5 Jahre verteilt, also $90.000\ €/\text{Jahr}$).
Die Berechnung:
- Interne Personalkosten:
$$3\ \text{FTE} \times 90.000\ €/\text{Jahr} \times 5\ \text{Jahre} = 1.350.000\ €$$ - Externe Beratung:
$$150.000\ €/\text{Jahr} \times 5\ \text{Jahre} = 750.000\ €$$ - IT-Systemkosten:
$$450.000\ €$$
Das Ergebnis:
$$\text{Gesamtaufwand} = 1.350.000\ € + 750.000\ € + 450.000\ € = 2.550.000\ €$$
Mit 2,55 Millionen Euro liegt unser Muster-Stadtwerk genau im prognostizierten Korridor. Diese Kosten müssen im Rahmen der Netzentgeltkalkulation als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile (KAD) anerkannt werden – ansonsten droht eine empfindliche Unterdeckung der Rendite.
Musterrechnung 2: Der vNNE-Abschmelzungseffekt auf Erzeugungsanlagen
Ein schmerzhafter Punkt der Neuregelung ist das beschlossene Abschmelzen der vermiedenen Netzentgelte (vNNE) für dezentrale Einspeiser bis 2028. Das trifft die Erlösseite unserer eigenen Erzeugungsanlagen hart.
Lassen Sie uns berechnen, wie sich der Business Case eines städtischen Blockheizkraftwerks (BHKW) verändert.
Die Formel:
$$\text{Erlösverlust (Jahr)} = \text{Eingespeiste Strommenge (MWh)} \times \Delta\ \text{vNNE-Satz (€/MWh)}$$
Unsere Annahmen:
- BHKW-Anlage: 10 MW elektrische Leistung, hochflexibel betrieben.
- Vollbenutzungsstunden: $6.000\ \text{Stunden/Jahr}$.
- Eingespeiste Strommenge: $$10\ \text{MW} \times 6.000\ \text{h} = 60.000\ \text{MWh/Jahr}$$
- Historischer vNNE-Satz: $8,50\ €/\text{MWh}$ (Referenzwert vor Abschmelzung).
- Neuer vNNE-Satz ab 2028: $0,00\ €/\text{MWh}$ (vollständige Abschmelzung).
Die Berechnung:
$$\text{Erlösverlust ab 2028} = 60.000\ \text{MWh} \times (8,50\ €/\text{MWh} - 0,00\ €/\text{MWh})$$ $$\text{Erlösverlust ab 2028} = 510.000\ €/\text{Jahr}$$
Das kaufmännische Fazit:
Ein jährlicher Erlösverlust von $510.000\ €$ pro 10-MW-Anlage! Wenn Sie diesen Effekt nicht rechtzeitig in Ihren Mittelfristplanungen berücksichtigt haben, rutscht Ihr BHKW-Portfolio schneller in die Verlustzone, als Sie „Klimaneutralität“ buchstabieren können. Der Deckungsbeitrag bricht weg, während die fixen Betriebskosten bleiben.
Regulatorische Besonderheiten
Als Betriebswirtin weiß ich, dass wir Netze und Erzeugung nicht im luftleeren Raum planen. Die Neuausrichtung der BNetzA kollidiert und korreliert mit einem dichten Geflecht anderer gesetzlicher Vorgaben:
- Wärmeplanungsgesetz (WPG) & § 10 Anschlusszwang: Bis spätestens 2028 müssen Kommunen eine Wärmeplanung vorlegen. Das WPG fordert bis 2030 einen Anteil von mindestens 50 % erneuerbarer Wärme im Netz, bis 2045 die vollständige Klimaneutralität. Um die immensen Investitionen in Wärmenetze abzusichern, ist der Anschluss- und Benutzungszwang nach § 10 WPG das schärfste kaufmännische Schwert. Er sichert uns die Abnahmemengen und damit die Refinanzierung der Netzinfrastruktur.
- AVBFernwärmeV (Preisbildung): Wenn wir Wärmenetze bauen, müssen die Preisanpassungsklauseln nach § 24 AVBFernwärmeV den tatsächlichen Kostenentwicklungen (Erzeugung und Markt) entsprechen. Die BNetzA-Entscheidungen im Strom- und Gassektor verschieben die Kostenbasis für Wärmepumpenstrom oder Wasserstoff-Gestehungskosten massiv. Das muss sich zwingend in den Fernwärmeformeln widerspiegeln.
- Konzessionsverträge & Konzessionsabgaben: Die Neuregelung der Netzentgelte beeinflusst direkt die einnehmbaren Netzentgelte, auf deren Basis die Konzessionsabgaben an die Kommunen berechnet werden. Sinken die regulierten Erlöse oder verschieben sich die Netzkundenstrukturen, geraten die kommunalen Haushalte unter Druck.
- EnWG § 111 (Verbraucherschutz/Streitbeilegung): Mit den neuen RAMEN-Festlegungen steigen auch die Anforderungen an transparente Abrechnungen gegenüber Letztverbrauchern. Fehler in der Netzentgeltkalkulation führen schnell zu massenhaften Schlichtungsverfahren vor der Schlichtungsstelle Energie nach § 111 EnWG, was zusätzliche Verwaltungskosten verursacht.
Strategische Handlungsempfehlungen für das Stadtwerk-Management
Was ist nun zu tun? Den Kopf in den Sand zu stecken, ist keine kaufmännische Option. Wir müssen proaktiv agieren:
- Stresstest für die Mittelfristplanung (MFP): Überprüfen Sie alle Erzeugungs-Business-Cases auf die vNNE-Abschmelzung. Rechnen Sie mit konservativen Eigenkapitalzinssätzen (WACC), die die BNetzA im Rahmen ihrer neuen Kompetenz festlegt.
- Flexibilisierung der Erlösmodelle: Wenn die vNNE wegfallen, müssen BHKW und Speicher ihre Erlöse am Intraday-Markt oder über Systemdienstleistungen (z. B. Regelleistung) generieren. Investieren Sie in digitale Steuerungssoftware.
- Wärme- und Stromnetz zusammendenken: Nutzen Sie das Wärmeplanungsgesetz und den § 10 WPG aktiv, um Fehlinvestitionen in rückläufige Gasnetze zu vermeiden und stattdessen rentable Wärmenetz-Business-Cases aufzubauen.
Die neue Festlegungskompetenz der BNetzA nimmt uns ein Stück weit die gesetzliche Gemütlichkeit. Aber sie bietet auch die Chance, schneller auf Marktveränderungen zu reagieren – vorausgesetzt, unser kaufmännisches Controlling ist genauso dynamisch wie die Regulierungsbehörde selbst.
Bleiben Sie rechenstark!
Ihre
Karla Kaufmann