NEST-Prozess: Warum regulatorische Unsicherheit die Finanzierung der Energiewende torpediert

Die Investitionslücke und der Zwang zur Transformation

Als Betriebswirtin sehe ich die Energiewende nicht nur als technische, sondern primär als Kapitalbeschaffungsaufgabe. Um die ambitionierten Ziele der Klimaneutralität bis 2045 zu erreichen und die Vorgaben des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) umzusetzen, müssen die Verteilnetzbetreiber (VNB) immense Summen mobilisieren. Wir sprechen hier nicht über das jährliche Instandhaltungsbudget, sondern über langfristige, kapitalintensive Projekte zum Netzausbau, zur Digitalisierung und zur Integration volatiler Erneuerbarer Energien.

Die finanzielle Ausgangslage vieler, oft kommunaler, Stadtwerke ist bereits angespannt. Hohe Verschuldungsgrade und die Notwendigkeit, gleichzeitig in Wärme, Verkehr und Strom zu investieren, begrenzen die Eigenkapitalbasis. Daher sind wir zwingend auf attraktive Rahmenbedingungen angewiesen, um privates Kapital – national wie international – an Bord zu holen.

Die entscheidende Frage für jeden Kapitalgeber ist: Rechnet sich das Risiko?

Die Investorenperspektive: WACC und Risikoprämie

Kapitalgeber beurteilen Investitionen anhand des Verhältnisses von Risiko und erwarteter Rendite. Im regulierten Netzgeschäft wird die Rendite maßgeblich durch die Anreizregulierung (ARegV) und die darin festgelegte kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung bestimmt (§ 7 StromNEV).

Die Diskussion um den pauschalierten WACC (Weighted Average Cost of Capital) ist zwar ein Schritt in Richtung internationaler Vergleichbarkeit. Doch die eigentliche Gefahr liegt in den flankierenden NEST-Regelungen, die die Erlösobergrenze (EOG) der Netzbetreiber de facto drücken und die Unsicherheit massiv erhöhen.

Der WACC dient als Mindestrendite, die ein Projekt erwirtschaften muss, um die Kapitalkosten zu decken. Er setzt sich zusammen aus:

$$\text{WACC} = (\text{Eigenkapitalquote} \times \text{Eigenkapitalkostensatz} (r_{EK})) + (\text{Fremdkapitalquote} \times \text{Fremdkapitalkostensatz} (r_{FK}) \times (1 - \text{Steuersatz}))$$

Wenn die BNetzA den Basiszins (gemäß § 7 Abs. 1 StromNEV basierend auf Hypothekenpfandbriefen) zu niedrig ansetzt oder die Risikoprämie für das Netzgeschäft im internationalen Vergleich unattraktiv gestaltet, sinkt der zugestandene $r_{EK}$. Gleichzeitig steigen durch die dynamischen regulatorischen Anpassungen [4] und die NEST-Unsicherheit die von Investoren geforderten Risikoprämien. Die Folge ist eine sich öffnende Schere zwischen dem zugestandenen und dem geforderten WACC.

Musterrechnung: Die 36.400 € Differenz pro Jahr

Betrachten wir ein typisches Investitionsprojekt eines mittleren Stadtwerks in Smart-Grid-Technologie, das zur Erfüllung der „Energiewendekompetenz“ [8] notwendig ist.

Annahmen (Investition 10 Mio. €):

Szenario 1: Vor NEST (Kalkulatorischer r_EK angenommen: 6,91 %)

Die kalkulatorischen Kapitalkosten (Zinsen) des Projekts, die über die Erlösobergrenze refinanziert werden dürfen, betragen:

$$\text{Kalk. Zinsen}_{alt} = (4.000.000 € \times 6,91 %) + (6.000.000 € \times 4,5 %) = 276.400 € + 270.000 € = 546.400 € \text{ p.a.}$$

Szenario 2: NEST-Folge (Kalkulatorischer r_EK reduziert auf 6,0 %)

Durch eine restriktivere Festlegung des Eigenkapitalzinssatzes im Rahmen der ARegV (basierend auf neuen NEST-Parametern):

$$\text{Kalk. Zinsen}_{neu} = (4.000.000 € \times 6,0 %) + (6.000.000 € \times 4,5 %) = 240.000 € + 270.000 € = 510.000 € \text{ p.a.}$$

Ergebnis: Die Differenz der refinanzierbaren Kapitalkosten beträgt 36.400 € pro Jahr. Über die 20-jährige Nutzungsdauer fehlen dem Netzbetreiber 728.000 € an kalkulatorisch zugestandenen Erträgen.

Dieses Delta muss der Netzbetreiber entweder durch höhere Effizienz (was bei steigenden Investitionen schwierig wird) oder durch eine Reduktion der Qualität kompensieren. Die Investition wird objektiv unattraktiver.

Regulatorische Fallstricke: Erhöhter Druck bei sinkender Einnahmebasis

Die finanzielle Belastung resultiert nicht nur aus der direkten Zinssenkung, sondern aus der Kombination mehrerer NEST-Elemente:

1. Einbeziehung von Redispatch-Kosten in den Effizienzvergleich

Künftig werden Kosten zur Sicherung der Netzstabilität (Redispatch) im Effizienzvergleich berücksichtigt [3]. Das bedeutet: Netzbetreiber, die Engpässe nicht schnell genug durch teure Investitionen (Smart Grids, Leitungsbau) beseitigen, werden im Effizienzvergleich schlechter bewertet. Dies erhöht den Druck, sofort zu investieren, während gleichzeitig die Einnahmebasis (EOG) durch die verschlechterte Effizienzbewertung sinkt. Es entsteht ein Teufelskreis: Steigender Investitionsbedarf trifft auf sinkende Refinanzierungsmöglichkeit.

2. Dynamische Anpassungen und Unsicherheit

Die regulatorischen Rahmenbedingungen werden dynamischer [4], was zwar technologische Anpassungen ermöglichen soll [1], aber für langfristige Investoren das Risiko massiv erhöht. Die Unsicherheit über die künftige Kostenverteilung, insbesondere im Kontext der Mehrkosten aus der Integration erneuerbarer Energien [4], erschwert die Antizipation zukünftiger Erlöse. Ein Investor, der heute eine 20-jährige Amortisation kalkulieren muss, wird bei dynamischen Spielregeln eine höhere Risikoprämie fordern, als die BNetzA bereit ist, über den kalkulatorischen $r_{EK}$ zuzugestehen.

3. Verknüpfung mit § 19 StromNEV und AgNeS

Die Attraktivität dezentraler Investitionen (Speicher, Ladeinfrastruktur), die für die Transformation zentral sind, hängt direkt von den Netzentgelten ab, die durch NEST und AgNeS definiert werden [2]. Wenn die NEST-Festlegungen die Netzentgelte unvorhersehbar oder zu hoch gestalten, sinkt die wirtschaftliche Attraktivität dieser dezentralen Geschäftsmodelle, was wiederum die Netzbetreiber zwingt, noch mehr in die zentrale Infrastruktur zu investieren – ein weiterer Kostentreiber.

Die strategische Konsequenz für Stadtwerke

Warum dieses Thema für Sie als Betriebswirtin oder kaufmännische Führungskraft relevant ist:

Der NEST-Prozess beeinflusst nicht nur die nächste Regulierungsperiode, sondern die gesamte strategische Ausrichtung Ihres Unternehmens bis 2045. Wenn die regulatorischen Renditen nicht wettbewerbsfähig sind, wird es:

1. Schwieriger, externes Kapital zu beschaffen: Investoren weichen in attraktivere europäische oder internationale Infrastrukturmärkte aus. Die Folge: Verzögerung des Netzausbaus.
2. Zu einer Neubewertung der Bilanzpositionen kommen: Die sinkende Attraktivität des regulierten Geschäftsfeldes kann die Ratings der Stadtwerke verschlechtern, was die Fremdkapitalkosten (r_FK) für alle Geschäftsfelder (Netz, Vertrieb, Wärme) in die Höhe treibt.
3. Die Erreichung der Klimaziele gefährden: Verzögerungen beim Netzausbau ziehen die Transformation in die Länge und verteuern sie volkswirtschaftlich [1].

Wir müssen als Branche vehement darauf drängen, dass die BNetzA bei der finalen Festlegung von RAMEN und StromNEF/GasNEF [7] einen verlässlichen und international attraktiven Rahmen schafft. Die Kalkulation muss die realen Kapitalmarktanforderungen und das steigende Investitionsrisiko abbilden, anstatt die Erlösobergrenzen durch unnötige Verschärfungen im Effizienzvergleich weiter zu belasten. Nur so können wir sicherstellen, dass die notwendigen Milliardeninvestitionen rechtzeitig fließen.