Für ein mittelgroßes Stadtwerk im süddeutschen Raum mit ca. 80.000 Strom-Zählpunkten: Wie hoch schätzen Sie das finanzielle Risiko im Rahmen des Risiko- und Portfoliomanagements ein, wenn eine Gebotszonenteilung (z. B. durch die Etablierung einer 'Nordic Twin Sea Zone') zu einer Verknappung liquider Absicherungsprodukte führt, und welche konkreten Maßnahmen müssen im Hedging getroffen werden?

Das Risiko für ein süddeutsches Stadtwerk dieser Größe ist erheblich, da es mit strukturell höheren Beschaffungskosten am Terminmarkt und steigenden Netznutzungsentgelten durch die regionalisierte Umlage der Redispatch-Kosten (gemäß § 24 EnWG) rechnen muss. Als Gegenmaßnahme müssen Portfoliomanager frühzeitig neue Absicherungsmechanismen wie Financial Transmission Rights (FTRs) prüfen, strukturierte Beschaffungsverträge forcieren und Szenarioanalysen für geteilte Preiszonen fest in ihre Risikomodelle implementieren.

Ein Stadtwerk mit ca. 15.000 gewerblichen Gaskunden steht vor der Beratungspflicht nach § 71 Abs. 11 GEG. Wie kann der Kundenservice proaktiv strukturiert werden, um diese Kunden vor der wirtschaftlichen 'Biomethan-Falle' (§ 71f GEG) zu warnen und gleichzeitig das eigene Forderungsausfallrisiko zu minimieren?

Der Kundenservice sollte proaktiv standardisierte Beratungsprozesse etablieren, die die extremen Kostenrisiken und die physische Knappheit von zertifiziertem Biomethan transparent aufzeigen. Um drohende Kundeninsolvenzen und damit verbundene Forderungsausfälle für das Stadtwerk zu verhindern, sollte der Vertrieb gezielt als Risiko-Aufklärer auftreten und alternative Lösungen wie den Nah- und Fernwärmeanschluss oder den Einsatz von Großwärmepumpen (unter Nutzung flexibler Netzentgelte nach § 14a EnWG) vermarkten.

Für ein Stadtwerk mit einem Gasverteilnetz von 500 Kilometern Länge: Welche unmittelbaren investiven Konsequenzen (CAPEX/OPEX) ergeben sich für Ihre Gasnetztransformationsplanung (GTP), wenn Biomethan aufgrund hoher Kosten als Erfüllungsoption im Gewerbesektor ausscheidet?

Wenn Biomethan als Erfüllungsoption entfällt, beschleunigt sich der Rückzug aus der gasbasierten Raumwärme drastisch. Das Stadtwerk muss Investitionen in das Gasnetz (CAPEX) sofort auf das für den sicheren Betrieb notwendige Minimum (OPEX) reduzieren, um gestrandete Vermögenswerte zu vermeiden. Die GTP muss im Rahmen des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) eng mit der kommunalen Wärmeplanung verzahnt werden, um koordinierte Stilllegungspfade zu definieren und drastische Ertragseinbußen bei den Eigenkapitalrenditen zu verhindern.

Stromgebotszonen und GEG-Verschärfung: Stadtwerke im regulatorischen Doppeldruck

Regulatorischer Doppelschlag: Warum Gebotszonenteilung und GEG-Vorgaben Stadtwerke jetzt fordern

Sehr geehrte Leserinnen und Leser,

als Regulatorik-Expertin erlebe ich selten eine Phase, in der zwei so fundamentale Weichenstellungen gleichzeitig die deutsche Energiewirtschaft erschüttern. Auf der einen Seite steht die Debatte um die Aufteilung der deutschen Stromgebotszone – ein Thema, das die Grundfesten unseres Markt- und Netzkostendesigns berührt. Auf der anderen Seite offenbart das Gebäudeenergiegesetz (GEG) im gewerblichen Bereich eine regulatorische Flanke, die Stadtwerke vor massive Herausforderungen in der Kundenberatung und Vertriebsplanung stellt.

Warum müssen Sie sich in Ihrer Rolle im Stadtwerk genau jetzt mit diesen beiden Themen beschäftigen?

Ganz einfach: Beide Entwicklungen verändern Ihre Risikoprofile im Vertrieb, Ihre Netzentgeltkalkulation und Ihre langfristige strategische Ausrichtung fundamental. Wer jetzt die regulatorischen Weichen falsch stellt, verliert im Vertrieb margenstarke Gewerbekunden und riskiert im Netzbereich Fehlinvestitionen in Millionenhöhe.

1. Die Zerreißprobe der Stromgebotszone: Kommt der "Nordic Twin" oder das regulatorische Aus?

Der Status quo und das verzerrende Marktdesign

Bislang gilt in Deutschland das Prinzip der einheitlichen Stromgebotszone, verankert in der Systematik des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und historisch gestützt durch die Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV) – insbesondere im Kontext des gemeinsamen Marktgebiets. Doch dieses System stößt an seine physikalischen und ökonomischen Grenzen. Während im Norden und Osten Deutschlands dank massiven Ausbaus der erneuerbaren Energien phasenweise Strom im Überfluss vorhanden ist, verharren die industriellen Lastzentren im Süden.

Die Folge: Da der physikalische Netzausbau dem regulatorischen Marktgebiet hinterherhinkt, müssen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) im Rahmen des Redispatches nach § 13 und § 13a EnWG massiv eingreifen. Die Kosten hierfür – die letztlich über die Netzentgelte nach § 24 EnWG auf alle Letztverbraucher umgelegt werden – steigen kontinuierlich. Dies führt zu der absurden Situation, dass Netznutzer in den windreichen Regionen des Nordens über extrem hohe Netzentgelte den Netzausbau und den Redispatch bezahlen, während sie im Großhandel denselben Strompreis zahlen wie der Süden. Die Bundesländer, die am meisten in erneuerbare Energien investiert haben, können ihren Standortvorteil nicht in günstigere Endkundenpreise übersetzen.

Der Druck der EU und das Konzept der „Nordic Twin Sea Zone“

Die europäische Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) drängt bereits seit Längerem im Rahmen des Bidding Zone Review (BZR) gemäß Art. 14 der EU-Elektrizitätsbinnenmarktverordnung (Verordnung (EU) 2019/943) auf eine Überprüfung und gegebenenfalls Aufteilung der deutschen Gebotszone. Ziel der EU ist es, ökonomische Signale dorthin zu senden, wo physikalische Engpässe existieren.

Nun erhält diese Debatte neue Nahrung durch eine aktuelle Studie der Industrie- und Handelskammer (IHK) Schleswig-Holstein. Der Vorschlag: Die Etablierung einer neuen Strompreiszone namens „Nordic Twin Sea Zone“, die das dänische Marktgebiet West (DK1), Schleswig-Holstein und Hamburg umfassen soll. Dies würde in dieser Region sofort zu sinkenden Strompreisen und einer optimalen Auslastung der erneuerbaren Energien führen.

Die regulatorischen Konsequenzen für Stadtwerke:

Beschaffung und Hedging: Eine Aufteilung der Gebotszone würde das Liquiditätsrisiko im Terminmarkt drastisch erhöhen. Stadtwerke im Norden könnten von günstigeren Spotmarktpreisen profitieren, müssten sich jedoch auf neue Absicherungsmechanismen (z. B. Financial Transmission Rights, FTRs) einstellen. Stadtwerke im Süden müssten mit strukturell höheren Beschaffungskosten kalkulieren.
Netzentgelt-Spreizung: Sollte die Gebotszonenteilung kommen, würden die Redispatch-Kosten regionaler zugeordnet. Für Stadtwerke im Norden könnte dies eine Entlastung der Netzentgelte bedeuten, während Stadtwerke im Süden mit massiven Steigerungen der Netznutzungsentgelte rechnen müssten.
Anreiz für Flexibilitäten: Gemäß § 14a EnWG müssen steuerbare Verbrauchseinrichtungen netzdienlich gesteuert werden. In einer geteilten Gebotszone würden dynamische Netzentgelte und lokale Preissignale eine völlig neue Dynamik entfalten, um die regionale Flexibilität zu nutzen.

2. Die GEG-Falle für Gewerbekunden: Ohne Förderung in die Biomasse-Sackgasse?

Während im Strombereich über Zonen gestritten wird, tickt im Wärmebereich eine soziale und wirtschaftliche Zeitbombe für Gewerbekunden – und damit für den Vertrieb der Stadtwerke.

Die 65%-EE-Vorgabe und die Option Biomasse

Das reformierte Gebäudeenergiegesetz (GEG) schreibt in § 71 Abs. 1 GEG vor, dass jede neu eingebaute Heizung zu mindestens 65 Prozent mit erneuerbaren Energien betrieben werden muss. Für viele Bestandsgebäude im gewerblichen Bereich (z. B. Bäckereien, Wäschereien, kleine Industriebetriebe) scheidet eine Wärmepumpe aufgrund der benötigten hohen Vorlauftemperaturen oft aus. Eine energetische Sanierung auf den notwendigen Standard (wofür eine jährliche Sanierungsrate von 1,3 bis 2 % zur Einhaltung der Klimaziele notwendig wäre) ist kurzfristig wirtschaftlich nicht darstellbar.

Als vermeintlich einfacher Ausweg wird im Gesetz der Einbau von Gas- oder Ölheizungen unter Beimischung von gasförmiger Biomasse (Biomethan gemäß § 71f GEG) oder fester Biomasse (§ 71g GEG) zugelassen. Doch hier droht eine regulatorische und wirtschaftliche Falle, vor der auch der grüne Bundestagsabgeordnete Taher Saleh warnt.

Das Förder-Ungleichgewicht und das Insolvenzrisiko für das Gewerbe

Der entscheidende Webfehler liegt im Beihilfe- und Förderrecht: Während Privatpersonen über die Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) erhebliche Zuschüsse und soziale Abfederungen für den Heizungstausch erhalten, gehen gewerbliche Akteure bei der Nutzung von teuren Übergangslösungen (wie der Biomethan-Beimischung) weitgehend leer aus.

Wer heute eine neue Gasheizung einbaut und diese sukzessive mit steigenden Quoten an Biomethan betreiben muss, steht vor extremen wirtschaftlichen Risiken:

Begrenzte Verfügbarkeit: Biomasse ist eine physikalisch stark begrenzte Ressource. Sie wird dringend als Grundstoff für andere Dekarbonisierungsstrategien benötigt (z. B. stoffliche Nutzung in der Chemieindustrie).
Kostenentwicklung: Die Preise für zertifiziertes Biomethan nach den strengen Kriterien des § 71f GEG liegen um ein Vielfaches über den Erdgaspreisen. Ohne staatliche Entlastung führt dies zu einer massiven Kostenexplosion im Gewerbesektor.
CO2-Bilanz von Holz: Auch die thermische Nutzung von Holz (feste Biomasse nach § 71g GEG) ist regulatorisch umstritten, da sie CO2-Emissionen verursacht und zukünftig durch strengere Umweltauflagen weiter verteuert werden könnte.

Für viele Gewerbebetriebe kann dieser Kostendruck bis zur Insolvenz führen. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) kritisierte in diesem Zusammenhang scharf, dass nach der Veröffentlichung des Gesetzentwurfs kaum Zeit zur Stellungnahme verblieb, was zu diesen handwerklichen Fehlern im Gesetz beigetragen hat.

Was bedeutet das für Sie als Stadtwerk?

Vertriebsrisiko und Forderungsausfall: Wenn Ihre Gewerbekunden aufgrund explodierender Brennstoffkosten (Biomethan-Quote) insolvent gehen, verlieren Sie nicht nur Absatz, sondern riskieren erhebliche Forderungsausfälle.
Beratungspflicht nach § 71 Abs. 11 GEG: Stadtwerke sind gesetzlich verpflichtet, Kunden vor dem Einbau einer fossilen Heizung über die steigenden CO2-Preise und die Pflicht zur Nutzung von Biomasse/Wasserstoff zu beraten. Sie müssen hier als Risiko-Aufklärer auftreten und die wirtschaftlichen Gefahren von Biomethan-Verträgen transparent machen.
Gasnetztransformationsplanung (GTP): Die Unbezahlbarkeit von Biomethan im großen Stil beschleunigt den Rückzug aus der gasbasierten Raumwärme. Sie müssen die Stilllegungs- und Transformationspfade Ihrer Netze im Rahmen des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) präzise mit der kommunalen Wärmeplanung abstimmen. Der VKU warnt bereits vor drastischen Ertragseinbußen bei den Eigenkapitalrenditen der Verteilnetzbetreiber, wenn die Netze unkoordiniert stillgelegt werden.

Fazit: Agieren statt Reagieren

Die regulatorischen Entwicklungen zeigen: Das Zeitalter der Pauschallösungen ist vorbei. Ob regionale Strompreise durch Gebotszonen oder die knallharte Ökonomie der Wärmewende im Gewerbe – Stadtwerke müssen ihre Rolle neu definieren.

Bereiten Sie Ihr Portfoliomanagement vor: Beobachten Sie die ACER-Entscheidungen zur Gebotszonenteilung genau, um Hedging-Strategien rechtzeitig anzupassen.
Qualifizieren Sie Ihren Vertrieb: Warnen Sie Gewerbekunden aktiv vor der "Biomethan-Falle" und forcieren Sie stattdessen – wo immer möglich – den Anschluss an Wärmenetze oder den Einsatz von Großwärmepumpen, gestützt durch die Einführung dynamischer Netzentgelte.

Bleiben Sie rechtssicher und vorausschauend!

Ihre
Regina Recht