Die Gasnetz-Kostenfalle: Warum frühe Stilllegungsplanung Netzentgelte stabilisiert

Die regulatorische Pflicht zur Vorausschau: Ein Dilemma

Die Energiewende fordert nicht nur den Ausbau der Stromnetze, sondern auch die geordnete Rückführung der Gasinfrastruktur. Die Diskussion um die Gasnetzstilllegungsplanung, maßgeblich angestoßen durch den Referentenentwurf zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) vom August 2023 und den darin vorgesehenen § 21a EnWG-E, hat zentrale ökonomische und regulatorische Konflikte offengelegt. Als Verteilnetzbetreiber (VNB) stehen Sie hier im Zentrum eines Spannungsfeldes, das direkte Auswirkungen auf Ihre Erlösobergrenze (EOG), Ihre Kunden und die soziale Akzeptanz der Transformation hat.

Die Kernfrage lautet: Wie steuern wir den unausweichlichen Rückbau des Gasnetzes, ohne die verbleibenden Netznutzer mit unzumutbaren Kosten zu belasten?

1. Die Asymmetrie der Anreizregulierung

Der aktuelle regulatorische Rahmen der Anreizregulierung (ARegV) ist primär auf den Betrieb und den Ausbau von Netzen ausgerichtet, nicht auf deren geordnete Stilllegung. Hieraus resultiert die zentrale Problemstellung: die Risiko-Asymmetrie zwischen Netzbetreiber und Netznutzern.

Nach geltendem Recht können Verteilnetzbetreiber ihre Kapitalkosten (Anlagen, die in der Kostenbasis der ARegV verankert sind) auch bei einer vorzeitigen Stilllegung von Netzabschnitten vollständig amortisieren. Dies erfolgt durch die Möglichkeit, die Restbuchwerte der Anlagen über eine verkürzte Abschreibungsdauer in die Erlösobergrenze (EOG) einzubringen. Die Bundesnetzagentur hat mit ihrer Festlegung zu kalkulatorischen Nutzungsdauern (KANU, BK9-21/602) diesen Mechanismus explizit bestätigt, indem sie die Abschreibungszeiträume für Neuanlagen bereits auf das Zieljahr 2045 verkürzt und damit die vorgezogene Kostenanerkennung verankert hat.

Was bedeutet das in der Praxis?

  1. Kein ökonomischer Druck auf den VNB: Der Verteilnetzbetreiber hat keinen zwingenden finanziellen Anreiz, die Stilllegung aktiv voranzutreiben oder frühzeitig zu planen, da die Investitionen ohnehin über die Netzentgelte refinanziert werden – unabhängig davon, wie lange das physische Netzstück tatsächlich in Betrieb bleibt.
  2. Volles Risiko für Netznutzer: Die Kosten bleiben fix, müssen aber auf eine stetig schrumpfende Nutzerbasis verteilt werden. Die Netznutzer tragen das volle Risiko einer verzögerten Planung, da diese die Laufzeit der Kostenbelastung verlängert.

Der EnWG-Entwurf zielt darauf ab, dem entgegenzuwirken, indem er die Planungspflicht an den prognostizierten Nachfragerückgang koppelt. Diese Formulierung ist jedoch zu weich und schafft unnötige Ermessensspielräume, die das Risiko einer verspäteten Planung erhöhen.

2. Die ökonomische Schockwelle: Drohende Kostenexplosion beim Netzentgelt

Die quantitativen Ergebnisse aktueller Analysen sind alarmierend und sollten jeden VNB zu einer strategischen Neuausrichtung veranlassen. Aufgrund des sinkenden Gasabsatzes – der Denominator der Netzentgeltberechnung – drohen die spezifischen Netzentgelte drastisch anzusteigen.

Die Netzkosten setzen sich maßgeblich aus den fixen Kosten für Kapitaldienst (Abschreibungen und kalkulatorische Zinsen auf das eingesetzte Kapital) und den Betriebskosten (OPEX) zusammen. Viele dieser Kosten sind als Bestandteil der Kostenbasis nach ARegV definiert und verbleiben in der EOG.

Wenn der Gasdurchsatz von heute auf einen Bruchteil schrumpft, aber die EOG annähernd konstant bleibt, vervielfacht sich das spezifische Entgelt. Laut der Studie „Kosteneinsparungen einer frühen und verbindlichen Gasnetzstilllegungsplanung“ (2023) vom Umweltinstitut München und dem Fraunhofer IEE könnten die Netzentgelte von heute ca. 2,3 Cent/kWh auf bis zu 22 Cent/kWh im Jahr 2045 steigen – eine Verzehnfachung (Quelle: Umweltinstitut München). Dies würde die Belastung für verbleibende Gaskunden untragbar machen.

Warum ist das für Ihr Stadtwerk relevant?

  • Wettbewerbsfähigkeit: Der Gaspreis für Endkunden wird unerschwinglich, was den Umstieg auf andere Heizformen beschleunigt – eine selbstverstärkende Spirale.
  • Soziale Härten: Die Netzkosten werden für verbleibende, oft vulnerable Kundengruppen (z.B. Mieter ohne Einfluss auf die Heizungswahl) untragbar. Dies erhöht den potenziellen staatlichen Förderbedarf zur Abfederung. Analysen zufolge liegt dieser Bedarf bei einer späten Planung um mehr als die Hälfte höher.

3. Der strategische Vorteil der frühen Planung: CAPEX- und OPEX-Effekte

Die zentrale Erkenntnis der Studie „Kosteneinsparungen einer frühen und verbindlichen Gasnetzstilllegungsplanung“ ist, dass eine frühe Stilllegungsplanung die diskontierten Gesamtnetzkosten um rund 20 Prozent reduzieren kann (Quelle: Umweltinstitut München/Fraunhofer IEE, 2023). Dies ist nicht nur eine theoretische Zahl, sondern das Ergebnis konkreter regulatorischer und operativer Effekte:

  1. CAPEX-Effekt (Kapitalausgaben): Die glaubwürdige Ankündigung einer Stilllegung ermöglicht es dem Netzbetreiber, Ersatz- und Erweiterungsinvestitionen weitestgehend zurückzufahren. Diese Investitionen würden sonst über die Mechanismen der ARegV in die anreizregulierte Kostenbasis einfließen und die Erlösobergrenze langfristig erhöhen.
  2. OPEX-Effekt (Betriebskosten): Eine geordnete Rückführung des Netzes erlaubt die vorzeitige Stilllegung ganzer Netzstränge. Dies reduziert Instandhaltungs-, Wartungs- und Personalkosten, die Teil der jährlich beeinflussbaren Kosten nach ARegV sind. Ohne Stilllegungsplanung müssten diese Abschnitte weiter betrieben und gewartet werden, selbst wenn der Durchsatz minimal ist.

Die Analysen zeigen klar: Die vollen Einsparpotenziale können nur realisiert werden, wenn die Stilllegungsplanung tatsächlich den Nachfrageverlauf beeinflusst, indem sie klare Signale an Marktteilnehmer und Investoren sendet. Wenn die Planung lediglich eine Reaktion auf einen bereits eingetretenen Nachfragerückgang ist, verpuffen diese CAPEX- und OPEX-Effekte.

4. Regina Rechts Fazit: Die Forderungen an den Regelrahmen

Um die volkswirtschaftlichen Zusatzkosten zu vermeiden und die Netznutzer zu entlasten, muss der Gesetzgeber die Anreize neu justieren. Die reine Kopplung an eine Prognose ist zu unsicher. Aus regulatorischer Sicht sind drei Anpassungen des Regelrahmens zwingend erforderlich:

A. Verbindliche Einreichfristen statt Ermessensspielraum

Die derzeitige Risiko-Asymmetrie muss durch die Einführung allgemein verbindlicher Einreichfristen für Stilllegungsplanungen adressiert werden. Dies würde den Netzbetreiber zwingen, frühzeitig strategisch zu handeln und die CAPEX- und OPEX-Effekte zu realisieren, anstatt abzuwarten, bis der Nachfragerückgang unumkehrbar ist. Die BNetzA müsste hierzu klare Vorgaben zur Methodik der Prognose und der Kostenreduktion machen.

B. Herstellung der Glaubwürdigkeit

Die Planung ist nur wirksam, wenn ihre Glaubwürdigkeit gewährleistet ist. Unsicherheiten im weiteren regulatorischen Rahmen, insbesondere bezüglich der Wärmeversorgung (z.B. kommunale Wärmeplanung, Wasserstoff-Kernnetz), untergraben diese Glaubwürdigkeit. Ein VNB kann keine Stilllegung glaubhaft ankündigen, wenn parallel politische Signale den Weiterbetrieb für Wasserstoff suggerieren. Hier ist eine klare, konsistente Energiepolitik (EnWG, KWKG, GEG) unabdingbar.

C. Effiziente Prüf- und Ankündigungsfristen

Die Ankündigungs- und Prüfungsfristen für Stilllegungsmaßnahmen müssen schlank und effizient gestaltet werden. Unnötige Zeitverzögerungen durch bürokratische Prozesse würden die Einsparpotenziale, die durch die Stilllegungsplanung entstehen, wieder aufzehren. Die regulatorische Genehmigung des Rückbaus muss so schnell erfolgen, dass die Reduktion von OPEX zeitnah wirksam wird.

Als VNB ist es Ihre strategische Pflicht, die regulatorische Debatte aktiv zu begleiten und auf klare, verpflichtende Stilllegungsmechanismen hinzuwirken. Nur eine frühe, verbindliche Stilllegungsplanung gewährleistet die soziale Verträglichkeit der Energiewende und verhindert eine Kostenexplosion, die Ihre Kunden langfristig vom Gasnetz vertreibt.