Industriestrompreis: Die 5,5-Cent-Illusion und die kaufmännischen Risiken für Stadtwerke
Der Ruf nach einem subventionierten Industriestrompreis wird lauter. Niedersachsens Wirtschaftsminister Grant Hendrik Tonne drängt auf eine schnelle Implementierung eines Zielpreises von fünf bis sechs Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh), um stromintensive Unternehmen zu entlasten und Planungssicherheit zu schaffen. In der politischen Debatte steht dafür ein Subventionsvolumen von über drei Milliarden Euro im Raum.
Als Betriebswirtin frage ich nicht, ob diese Subvention politisch notwendig ist, sondern: Was sind die Kosten, was ist der Nutzen und wie sieht die Rechnung aus – insbesondere für uns als Stadtwerke und Netzbetreiber?
Die Einführung eines subventionierten Industriestrompreises ist keine isolierte Maßnahme des Bundes. Sie greift tief in die lokale Wirtschaft, die Netzauslastung und damit direkt in die Erlösobergrenze (EOG) der Verteilnetzbetreiber ein. Wir müssen die Zahlen transparent machen, um die strategischen Implikationen zu bewerten.
1. Die Ausgangslage: Der reale Industriepreis
Bevor wir über 5,5 ct/kWh sprechen, müssen wir den aktuellen, unregulierten Preis für einen typischen Industriekunden (IK) analysieren. Das BNetzA-Monitoring 2023 liefert hierfür die notwendigen Anhaltspunkte. Der Strompreis setzt sich aus drei wesentlichen Blöcken zusammen:
- Beeinflussbare Kosten: Beschaffung, Vertrieb, Marge.
- Nicht beeinflussbare Kosten (Abgaben und Steuern): Stromsteuer, Konzessionsabgabe, Umlagen (KWKG, Offshore-Haftung).
- Netzentgelte (Nettonetzentgelte, Messung, Abrechnung).
Für einen Großverbraucher (angenommen: 24 GWh/Jahr) ohne Inanspruchnahme spezieller Vergünstigungen (§ 19 Abs. 2 StromNEV, § 36 KWKG) ergibt sich laut Monitoring ein typischer Preisrahmen.
Musterrechnung: Industriepreis ohne Vergünstigung (Netto)
| Preisbestandteil | Wert (ct/kWh, circa 2023) |
|---|---|
| Nicht beeinflussbare Kosten (Abgaben, Steuern, Netzentgelte) | 7,12 ct/kWh |
| Beschaffung, Vertrieb, Marge (Beeinflussbar) | 3,92 ct/kWh |
| Gesamtpreis (G) | 11,04 ct/kWh |
Annahme: Die Beschaffungskosten von 3,92 ct/kWh sind konservativ und spiegeln einen gemittelten Großhandelspreis wider. Die nicht beeinflussbaren Kosten (7,12 ct/kWh) beinhalten die vollen Netzentgelte und Abgaben.
2. Die Subventionslücke: Modellrechnung zu den 3-Milliarden-Euro-Kosten
Das politische Ziel liegt bei 5,5 ct/kWh (Mittelwert der Forderung 5–6 ct/kWh). Dies bedeutet, dass der Staat die Differenz zwischen dem Marktpreis und diesem Zielpreis tragen müsste.
Die in der politischen Debatte genannten drei Milliarden Euro sind eine realistische Größe. Laut Medienberichten rechnet das Bundeswirtschaftsministerium für die Jahre 2027 bis 2029 mit Auszahlungen in dieser Höhe (Quelle: WiWo, 19.11.2025). Nutzen wir diesen Wert als Grundlage für eine plausible Modellrechnung, um zu prüfen, welche Strommenge damit subventioniert werden könnte.
Der Subventionsbedarf pro Kilowattstunde (S) ergibt sich aus der Differenz zwischen unserem berechneten Gesamtpreis (G) und dem Zielpreis (Z):
$$ S = G - Z $$ Der Subventionsbedarf pro Kilowattstunde (S) ist also die Differenz aus dem berechneten Gesamtpreis (G) und dem politischen Zielpreis (Z). $$ S = 11,04 , \text{ct/kWh} - 5,5 , \text{ct/kWh} = 5,54 , \text{ct/kWh} $$
Basierend auf dieser Annahme lässt sich die förderbare Strommenge (M) für das angenommene Budget berechnen:
$$ \text{Menge (TWh)} = \frac{\text{Gesamtsubvention}}{\text{Subventionsbedarf pro kWh}} $$ $$ \text{M} = \frac{3.000.000.000 , €}{0,0554 , €/\text{kWh}} \approx 54,15 , \text{TWh} $$
Fazit zur Kalkulation: Die Annahme von drei Milliarden Euro ist kaufmännisch plausibel, um eine jährliche Strommenge von rund 54 TWh (etwa 10 % des gesamten deutschen Stromverbrauchs) auf 5,5 ct/kWh zu drücken. Die Subvention zielt primär darauf ab, die nicht beeinflussbaren Preisbestandteile zu neutralisieren, die selbst bei Inanspruchnahme bestehender Vergünstigungen (wo der nicht beeinflussbare Anteil auf 0,95 ct/kWh sinken kann) immer noch zu hoch sind, um international wettbewerbsfähig zu sein.
3. Strategische Implikationen für das Stadtwerk
Diese makroökonomische Subvention hat direkte und tiefgreifende Auswirkungen auf unser operatives Geschäft. Als Stadtwerke sind wir in zwei zentralen Rollen betroffen: als Lieferant und als Netzbetreiber.
A. Risiko Netzauslastung und ARegV
Der wichtigste kaufmännische Hebel für den Netzbetrieb ist die Auslastung der Netzinfrastruktur. Unsere Erlösobergrenze (EOG) wird maßgeblich durch die genehmigten Kosten und die Mengenprognosen bestimmt.
Wenn stromintensive Industrieunternehmen (IK) aufgrund fehlender Planungssicherheit oder zu hoher Preise (derzeit 11,04 ct/kWh) ihre Produktion drosseln oder abwandern, führt dies zu einem Mengenrisiko im Netzgebiet.
- Folge 1: Sinkende Netzentgelteinnahmen: Die kalkulierte Menge an transportierter Energie sinkt. Zwar wird dies in der nächsten Regulierungsperiode (ARegV) theoretisch nachjustiert, die kurzfristige Liquidität und die Refinanzierung von Investitionen in die Netzinfrastruktur (die wir für die Energewende dringend brauchen) geraten jedoch unter Druck.
- Folge 2: Kapitalkosten-Dilemma: Wir investieren in die Netze, um die Sektorkopplung (Wärmepumpen, Elektromobilität) zu ermöglichen. Die Kapitalkosten setzen sich aus Abschreibungen und kalkulatorischen Zinsen zusammen. $$ \text{Kapitalkosten} = (\text{Investition} \times \text{WACC}) + \text{Abschreibung} $$ Wenn die Einnahmen aus den Netzentgelten sinken, steigt der Druck auf die Effizienz. Die von der BNetzA festgelegte regulatorische Eigenkapitalverzinsung von 5,07% (für Bestandsanlagen in der 4. Regulierungsperiode, Quelle: BNetzA Festlegung vom 24.01.2024) ist nur dann effektiv, wenn die Netze auch ausgelastet sind. Eine schrumpfende industrielle Basis gefährdet diese Kalkulation.
Strategische Empfehlung: Wir müssen unsere größten IK-Kunden aktiv begleiten und deren Verbleib durch attraktive, regulierungsfreie Dienstleistungen sichern. Der Industriestrompreis ist hier ein notwendiges Instrument zur Stabilisierung unserer eigenen Einnahmebasis.
B. Der Wasserstoff-Business Case (H2) und Regulatorik
Minister Tonne forderte explizit, dem Thema Wasserstoff mehr Aufmerksamkeit zu schenken. Dies ist der zweite zentrale Berührungspunkt für Stadtwerke, gerade im Kontext des Wärmeplanungsgesetzes (WPG).
Das WPG verlangt von uns die Erstellung von Wärmeplänen und setzt das Ziel, bis 2045 Klimaneutralität zu erreichen (mit 50% EE-Wärme bis 2030). Grüner Wasserstoff, gewonnen durch Elektrolyse, ist ein essenzieller Baustein der Sektorkopplung – aber nur, wenn der Strompreis wettbewerbsfähig ist.
Kalkulation Elektrolyse-Kosten (vereinfacht):
Wir legen eine typische technische Annahme für den Strombedarf zugrunde, die auch von Branchenverbänden wie dem BDEW genutzt wird:
| Annahme | Wert |
|---|---|
| Strombedarf pro kg H2 | 50 kWh (Quelle: BDEW, Fakten & Argumente) |
| Industriestrompreis (aktuell) | 11,04 ct/kWh |
| Industriestrompreis (Ziel) | 5,5 ct/kWh |
- H2-Kosten (aktuell): $50 , \text{kWh} \times 0,1104 , €/\text{kWh} = 5,52 , €/\text{kg}$ (Nur Stromkosten, ohne Investitions- und Betriebskosten). Dieser Wert deckt sich mit externen Analysen wie dem Bericht „Green Hydrogen Production Costs 2024“ von Worley Consulting.
- H2-Kosten (Ziel): $50 , \text{kWh} \times 0,055 , €/\text{kWh} = 2,75 , €/\text{kg}$ (Nur Stromkosten).
Die Differenz von fast 3 €/kg H2 ist existenzentscheidend für die Wirtschaftlichkeit lokaler Elektrolyseure und die zukünftige Umstellung von Gasnetzen. Ein subventionierter Industriestrompreis ist daher nicht nur eine Industriehilfe, sondern eine strategische Subvention für die lokale Energewende.
4. Regulatorische Besonderheiten: Planungssicherheit zählt
Die Forderung nach Planungssicherheit ist kaufmännisch absolut zentral. Eine Subvention, die politisch oft als 'Brückenstrompreis' bezeichnet wird, impliziert eine zeitliche Befristung. Aktuellen Berichten zufolge ist eine Laufzeit von drei Jahren geplant, von Anfang 2026 bis Ende 2028 (Quelle: u.a. ZDFheute, 04.11.2025). Dies schafft lediglich eine Brücke, aber keine langfristige Investitionsgrundlage.
- Konzessionsabgaben: Diese lokalen Abgaben (geregelt im EnWG) sind ein fester Bestandteil der Stromrechnung. Bei einem subventionierten Preis muss klar sein, ob und in welcher Höhe die Konzessionsabgabe auf den reduzierten Preis fällig wird, um die Einnahmen der Kommunen nicht zusätzlich zu gefährden.
- AVBFernwärmeV: Während die Industriestrompreise diskutiert werden, müssen wir im Wärmesektor weiterhin die Preisgestaltung gemäß AVBFernwärmeV transparent und nachvollziehbar halten. Die Kopplung von Industrieabwärme oder H2-Produktion an die Fernwärmeversorgung erfordert stabile, langfristige Kostenstrukturen. Unsicherheit beim Industriestrompreis überträgt sich direkt auf die Kalkulation der Wärmegestehungskosten.
Fazit und Handlungsempfehlung
Der Industriestrompreis von 5,5 ct/kWh ist ein notwendiges, wenn auch teures, Stabilisierungsinstrument für die deutsche Wirtschaft. Für uns als Stadtwerke ist er weit mehr als eine politische Debatte:
- Sicherung der Einnahmebasis: Die Subvention sichert die Auslastung der Netze und damit die Stabilität der Einnahmen im Rahmen der ARegV.
- Ermöglichung neuer Geschäftsfelder: Nur mit wettbewerbsfähigen Strompreisen werden die Wasserstoff-Business Cases (H2-Produktion und -Nutzung) für die lokale Wärme- und Mobilitätswende realistisch. Die Kosten für die Stromkomponente müssen von 5,52 €/kg auf 2,75 €/kg (nur Strom) gesenkt werden.
Wir müssen die politischen Debatten aktiv verfolgen und unsere eigenen Investitionsentscheidungen (Netzausbau, Elektrolyseure) an dem wahrscheinlichen Subventionspfad ausrichten. Denn am Ende gilt immer: Nur was sich rechnet, wird gebaut.
Wie bewerten Sie das Mengenrisiko in Ihrem Netzgebiet? Teilen Sie Ihre Einschätzung in den Kommentaren.