Gebotszonensplit und GEG-Härten: Die regulatorische Zerreißprobe für Stadtwerke

Warum Sie dieses Thema jetzt auf dem Schreibtisch haben müssen

Als Regulatorik-Expertin stelle ich mir täglich die Frage: Wie wirken sich abstrakte politische Vorgaben auf die Bilanzkreise, Netzentgelte und Kundenbeziehungen der Stadtwerke aus? Aktuell sehen wir uns mit zwei tektonischen Verschiebungen konfrontiert, die scheinbar unabhängig voneinander verlaufen, in ihrer Kombination jedoch die strategische Ausrichtung jedes kommunalen Energieversorgers erschüttern.

Auf der einen Seite steht die fundamentale Debatte um eine Aufteilung der deutschen Stromgebotszone. Auf der anderen Seite offenbart das novellierte Gebäudeenergiegesetz (GEG) eine gefährliche Lücke bei der Dekarbonisierung des Gewerbesektors. Beide Themen berühren den Kern der Stadtwerke-Wertschöpfung: die Beschaffung und den Vertrieb. Wer jetzt nicht strategisch gegensteuert, verliert entweder seine margenstarken Gewerbekunden oder manövriert sich in unkalkulierbare Beschaffungsrisiken.

Teil 1: Die Debatte um die Stromgebotszone – Das Ende der Einheitspreise?

Deutschland leistet sich seit Jahren den Luxus einer einheitlichen Stromgebotszone (§ 3 Nr. 38 EnWG). Doch dieses Konstrukt wankt massiv. Vor allem in Nord- und Ostdeutschland wächst die Unzufriedenheit: Trotz enormer regionaler Investitionen in erneuerbare Energien sinken die Strompreise für die dortigen Verbraucher nicht. Im Gegenteil: Die Netzentgelte sind im Norden oft am höchsten, da die Kosten für den Netzausbau lokal umgelegt werden, während der günstige Windstrom aufgrund von Netzengpässen abgeregelt werden muss (Redispatch nach § 13a EnWG).

Der Druck aus Brüssel und die „Nordic Twin Sea Zone“

Die EU-Kommission und die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) fordern gemäß Art. 14 der EU-Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung (VO (EU) 2019/943) seit langem eine Überprüfung der europäischen Gebotszonen. Eine einheitliche deutsche Zone verschleiere physikalische Engpässe und setze falsche Preissignale.

Nun erhält der Norden prominente Unterstützung durch eine Studie der Industrie- und Handelskammer (IHK) Schleswig-Holstein. Der Vorschlag: Die Etablierung einer neuen Strompreiszone – der Nordic Twin Sea Zone –, die Schleswig-Holstein, Hamburg und die dänische Gebotszone West (DK1) koppeln soll. Dies würde im Norden zu sinkenden Strompreisen und einer optimalen Nutzung des Erneuerbaren-Potenzials führen, während der verbrauchsstarke Süden Deutschlands mit steigenden Preisen rechnen müsste.

Was das für Ihr Stadtwerk bedeutet:

• Im Norden: Sie könnten Ihren Kunden endlich die preislichen Vorteile der regionalen Erzeugung weitergeben. Gleichzeitig müssen Sie Ihre Beschaffungsmodelle auf neue Marktkopplungsmechanismen umstellen.
• Im Süden: Es droht ein struktureller Preisanstieg im Großhandel. Langfristige Lieferverträge (PPAs) und Hedging-Strategien müssen bereits heute das Risiko eines „Gebotszonensplits“ (Basis-Risiko) einpreisen. Ein einfaches „Weiter-so“ in der Portfoliobewirtschaftung ist regulatorisch fahrlässig.

Teil 2: Die Gewerbe-Falle im GEG – Wenn Klimaschutz zur Existenzbedrohung wird

Während die Gebotszonendebatte die Beschaffungsseite aufmischt, droht auf der Vertriebsseite durch das novellierte Gebäudeenergiegesetz (GEG) Ungemach. Der grüne Bundestagsabgeordnete Taher Saleh warnt zu Recht vor einer massiven Schieflage zu Lasten von Gewerbetreibenden.

Das Gesetz ermöglicht zwar unter bestimmten Bedingungen den Einbau und Betrieb von Gas- und Ölheizungen, verlangt aber bei der Nutzung gasförmiger oder flüssiger Biomasse ab 2029 schrittweise steigende Beimischungsquoten (§ 71f GEG: ab 2029 mindestens 15 %, ab 2035 30 %, ab 2040 60 % und ab 2045 100 %).

Fehlende Entlastung und das Biomasse-Dilemma

Der entscheidende Haken: Während Privatleute über die Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) mit bis zu 70 % gefördert werden, gehen Gewerbetreibende bei diesen teuren Umstellungen oft leer aus oder scheitern an den engen beihilferechtlichen De-minimis-Grenzen. Dies führt zu enormem wirtschaftlichen Druck, der laut Saleh im schlimmsten Fall in die Insolvenz führen kann.

Als Stadtwerk müssen Sie hier zwei harte Fakten berücksichtigen:

1. Biomasse ist Mangelware: Feste und gasförmige Biomasse ist physikalisch stark begrenzt und wird dringend für die Dekarbonisierung industrieller Hochtemperaturprozesse benötigt [1]. Zudem verursacht die Wärmeerzeugung mit Holz CO2-Emissionen und steht regulatorisch zunehmend in der Kritik [1]. Der Anteil erneuerbarer Energien an der Wärme liegt aktuell bei nur rund 19 %, was primär auf feste Biomasse zurückzuführen ist – ein nennenswerter Rückgang des Raumwärmeverbrauchs ist seit zehn Jahren kaum zu beobachten [6].
2. Kostenfalle für Ihre Kunden: Wenn Ihre Gewerbekunden gezwungen sind, teures Biomethan beizumischen, explodieren deren Betriebskosten. Sie als Stadtwerk geraten in Erklärungsnot, wenn Sie diese Tarife kalkulieren müssen.

Der BDEW kritisierte in diesem Zusammenhang scharf das Gesetzgebungsverfahren: Die extrem kurzen Fristen zur Stellungnahme nach Veröffentlichung des Entwurfs verhinderten eine fundierte Praxisprüfung. Diese regulatorische Hektik erinnert an die jüngsten Festlegungsverfahren der Bundesnetzagentur (z. B. im Rahmen der NEST-Entscheidungen zur Netzkostensystematik [10]), bei denen BDEW und VKU vor einer massiven Schwächung der Investitionsfähigkeit der Netzbetreiber (Bedarf von 280 Mrd. Euro [10]) und Ertragseinbußen von bis zu einem Drittel der Eigenkapitalrenditen warnten.

Teil 3: Die strategische Roadmap für Stadtwerke

Wie navigieren Sie Ihr Stadtwerk durch dieses regulatorische Minenfeld? Es gilt, die Risiken der Netzentgeltkalkulation und des Vertriebs aktiv zu managen.

1. Sanierungsraten forcieren und Contracting anbieten

Um die Klimaziele im Gebäudesektor überhaupt zu erreichen, muss die jährliche Sanierungsrate von Gebäuden dringend von derzeit unter 1 % auf 1,3 bis 2 % gesteigert werden [2, 3, 7].

• Ihre Chance: Warten Sie nicht, bis Ihre Gewerbekunden vor der Insolvenz stehen. Positionieren Sie sich als Dekarbonisierungspartner. Bieten Sie Wärme-Contracting auf Basis von Großwärmepumpen an. Damit nehmen Sie dem Kunden das Investitionsrisiko und sichern sich langfristige Lieferverträge.

2. Strompreis-Vorteile und dynamische Netzentgelte nutzen

Der Ausbau von Wärmepumpen scheitert in der Praxis oft an den hohen Strompreisen im Vergleich zu fossilen Brennstoffen. Eine Reduzierung des Strompreises im Verhältnis zu Erdgas und Heizöl ist dringend erforderlich [8].

• Der regulatorische Hebel: Nutzen Sie die neuen Vorgaben des § 14a EnWG zur Integration steuerbarer Verbrauchseinrichtungen. Durch die Einführung dynamischer Netzentgelte [4, 8] können Sie die Flexibilität von Wärmepumpen und Gewerbeanlagen nutzen. Das entlastet Ihr Netz und bietet Ihren Kunden finanzielle Anreize.

3. Vorsicht bei der Netzkalkulation

Die Transformation erfordert hohe Investitionen in die Verteilnetze. Achten Sie in Ihrer regulatorischen Bilanzierung darauf, dass die Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen für die künftigen Jahre nicht systematisch zu hoch angesetzt wird [12]. Dies ist ein häufiger Fehler, der Ihre regulatorische Ertragskraft schleichend untergräbt, während die Verbände (VKU/BDEW) ohnehin vor sinkenden Eigenkapitalrenditen warnen [10].

Regina Rechts Fazit: Zeit zum Handeln

Die Kombination aus drohender Gebotszonenteilung und den ungelösten Härten des GEG zeigt: Das klassische Geschäftsmodell des reinen Energie-Resellers ist tot.

Als Stadtwerk müssen Sie jetzt agieren. Bereiten Sie Ihre Portfolios auf regionale Preissignale vor (Stichwort: PPA-Beschaffung im Norden, Risikomanagement im Süden). Und retten Sie Ihre Gewerbekunden vor der Biomasse-Kostenfalle, indem Sie aktiv auf Elektrifizierung, Contracting und dynamische Tarife setzen. Nur so sichern Sie Ihre Relevanz und Ihre wirtschaftliche Substanz im Energiesystem von morgen.

Quellen und regulatorische Referenzen:

• EU-Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung (VO (EU) 2019/943), Artikel 14 (Gebotszonenüberprüfung)
• Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) §§ 3 Nr. 38, 13a, 14a
• Gebäudeenergiegesetz (GEG) §§ 71, 71f, 71g
• BNetzA-Festlegungsverfahren zur Netzkostensystematik (NEST) [10]