Die regulatorische Zwickmühle: Kurzfristige Sicherheit trifft auf Dekarbonisierungsgebot
Die energiepolitische Debatte um die Diversifizierung der Gasbezugsquellen – insbesondere durch neue LNG-Importe aus der Golfregion – ist mehr als nur eine außenpolitische Frage. Für die deutschen Verteilnetzbetreiber (VNBs) und Stadtwerke markiert sie einen fundamentalen Konflikt zwischen dem regulatorischen Kernauftrag der Versorgungssicherheit und dem übergeordneten Ziel der Dekarbonisierung.
Die energie- und klimapolitische Sprecherin der SPD-Bundestagsfraktion, Nina Scheer, warnt zu Recht vor einer „schleichenden Verlängerung und Begünstigung“ fossiler Erdgas-Strukturen. Aus Sicht der Regulatorik-Expertin Regina Recht ist diese Warnung ein direktes Signal an alle Gasnetzbetreiber: Jede kurzfristige Investition in fossile Infrastruktur schafft mittelfristig eine Refinanzierungslast, die im Widerspruch zu den langfristigen Klimazielen steht.
Der Kernkonflikt: §1 EnWG vs. Klimaschutz
Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) verpflichtet Netzbetreiber in erster Linie zur Gewährleistung der sicheren und zuverlässigen Energieversorgung (§1 Abs. 1 EnWG). Die Notwendigkeit der Diversifizierung nach dem Ausfall russischer Importe (siehe BNetzA-Monitoringberichte, 2022/2023) führte zur schnellen Errichtung von LNG-Terminals. Diese Entscheidung war primär der Versorgungssicherheit geschuldet.
Der regulatorische Druck, der nun entsteht, liegt in den Amortisationsfristen dieser neuen, milliardenschweren Infrastruktur. Wenn große Mengen Gas über neu erschlossene Importwege nach Deutschland gelangen, legitimiert dies zunächst die Aufrechterhaltung und den Ausbau der nachgelagerten Transport- und Verteilnetze. Dies konterkariert jedoch die Zielsetzung, den Gasverbrauch signifikant zu senken, wie es das Klimaschutzgesetz (KSG) und die EU-Vorgaben verlangen.
Die direkte Auswirkung auf Stadtwerke: Regulatorische Asset Base (RAB) und Restnutzungsdauer
Warum sollte sich ein lokales Stadtwerk, das ein Verteilnetz betreibt, mit der globalen LNG-Strategie beschäftigen? Die Antwort liegt in der Anreizregulierung gemäß § 21a EnWG und den damit verbundenen Verordnungen (GasNEV).
Die wichtigste Kennzahl für die Refinanzierung von Netzinvestitionen ist die Regulatorische Asset Base (RAB). Die RAB bestimmt, welche Investitionen als betriebsnotwendiges Vermögen anerkannt werden und wie diese über die Netzentgelte verzinst und abgeschrieben werden. Die Nutzungsdauer der Anlagen ist hierbei entscheidend.
Wenn die politische Strategie (wie von Scheer gefordert) auf einen beschleunigten Ausstieg aus fossilem Gas drängt, sinkt die erwartete Restnutzungsdauer der Gasverteilnetze drastisch. Dies führt zu zwei zentralen Problemen für VNBs:
- Risiko der Stranded Assets: Neue Investitionen in Gasnetz-Erweiterungen oder -Instandhaltung, die nicht H2-fähig sind, laufen Gefahr, vorzeitig abgeschrieben werden zu müssen (Stranded Assets). Die BNetzA muss diese Risikobewertung in zukünftigen Regulierungsperioden berücksichtigen.
- Kapitalverzinsung: Eine verkürzte Nutzungsdauer reduziert die Zeitspanne, über die die Investitionen verzinst werden können. Dies erhöht den Druck auf die Effizienzvergleiche und die genehmigten Kosten.
Die Warnung vor der „schleichenden Verlängerung“ ist somit ein Signal, dass der Gesetzgeber und die BNetzA die Gasnetzbetreiber verstärkt dazu anhalten werden, ihre Investitionsstrategien auf die Transformation auszurichten, statt fossile Strukturen zu zementieren.
Netzentwicklungsplanung und H2-Readiness
Die strategische Verschiebung der Importwege hat bereits direkte Auswirkungen auf die Netzplanung. Die Fernleitungsnetzbetreiber (FNBs) mussten aufgrund der Substitution russischer Importe den Netzentwicklungsplan Gas (NEP Gas) anpassen, um die neuen physikalischen Gasflüsse an den Grenzübergangspunkten (GÜP) abzubilden [1, 8].
Die VNBs müssen diese Änderungen in ihren eigenen Planungen aufnehmen. Die zentrale Herausforderung ist die Wasserstoff-Transformation:
- H2-Kerngasinfrastruktur: Die regulatorische Vorgabe, Gasnetze für Wasserstoff umzuwidmen (siehe u.a. § 28p EnWG), bildet die Brücke, um die Infrastruktur zu erhalten und gleichzeitig die Dekarbonisierungsziele zu verfolgen [10].
- Regulatorische Anreize: Die BNetzA wird in den nächsten Jahren festlegen müssen, wie Investitionen in die Umrüstung (H2-Readiness) im Rahmen der Anreizregulierung berücksichtigt werden. Derzeit fehlen noch klare, umfassende Anreize, die das Risiko von Fehlinvestitionen im Verteilnetz mindern.
Wenn die Politik nun primär auf neue fossile Importe setzt, sinkt der kurzfristige Druck, die Transformation auf H2 zu beschleunigen. Dies verzögert die notwendige Klärung der regulatorischen Rahmenbedingungen für die H2-Umstellung der Verteilnetze.
Die Wärmewende als Königsdisziplin
Die Wärmewende, oft als „Königsdisziplin“ bezeichnet [9], steht in unmittelbarer Abhängigkeit zur Gasstrategie. Das Gebäudeenergiegesetz (GEG) und die kommunale Wärmeplanung (Wärmeplanungsgesetz) verpflichten Stadtwerke und Kommunen, klare Pfade zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung aufzuzeigen.
Wenn die Bundesregierung durch neue LNG-Abkommen signalisiert, dass fossiles Gas noch lange in großem Umfang verfügbar sein wird, sinkt die Investitionsbereitschaft bei Verbrauchern und Industrie für den Umstieg auf Wärmepumpen oder Fernwärme. Dies schafft Unsicherheit für die Stadtwerke, die ihre Wärme- und Gasnetzstrategien synchronisieren müssen. Die regulatorische Herausforderung liegt hier in der Entflechtung (Unbundling) zwischen Gas- und Wärmenetzbetrieb und der fairen Allokation von Kosten.
Exkurs: Marktkommunikation und Bilanzierung
Selbst die Prozesse der Marktkommunikation (MaBiS, WiM) sind betroffen. Ein beschleunigter Ausstieg oder eine regionale Transformation (z.B. Inselnetze, die nur noch Biomethan oder H2 führen) erfordert Anpassungen in den Bilanzierungs- und Wechselprozessen. Die genaue Erfassung und Bilanzierung von Biomethananteilen und später von Wasserstoff in den Verteilnetzen ist essenziell und muss über die MaBiS 2030-Prozesse abgebildet werden. Eine Verzögerung der Transformation bedeutet eine Verlängerung der Komplexität im heutigen Gasmarktmanagement.
Fazit für Stadtwerke: Risikomanagement ist Regulierungskompetenz
Die politische Warnung von Nina Scheer ist ein klarer Indikator dafür, welche Richtung die Regulatorik in den kommenden Jahren einschlagen wird: Die BNetzA und der Gesetzgeber werden den Fokus darauf legen, Investitionen in Gasnetze nur dann zu genehmigen und refinanziert zu sehen, wenn sie nachweislich zur Transformation beitragen.
Stadtwerke müssen ihre Gasnetzstrategien jetzt unter dem Primat der kurzen Restnutzungsdauer fossiler Assets neu bewerten. Wer heute noch in die Optimierung des reinen Erdgasnetzes investiert, ohne einen klaren H2- oder Stilllegungspfad vorzuweisen, geht erhebliche regulatorische Risiken in Bezug auf die Anerkennung der RAB in der nächsten Regulierungsperiode ein. Der Weg zur Versorgungssicherheit darf nicht zum Umweg vom Klimaschutz werden – und die Regulatorik wird dies eng überwachen.