Wie das Netz zur Ware wurde

1984 sang Klaus Lage ein Lied über einen Mann, der von einem Tag auf den anderen erfährt, dass seine Arbeit von Technik erledigt wird. Eigentlich der Song für die anstehende KI-Revolution, auf die Deutschland ebenso inkonsequent reagiert. Der Refrain lautet: „Monopoli, Monopoli — wir sind nur die Randfiguren in einem schlechten Spiel." Das Lied heißt so wie das Brettspiel, nur mit einem i am Ende, und es handelt von einer Fabrik.

Vierzig Jahre später gibt es ein anderes Spielbrett, auf dem jeder Haushalt in Deutschland monatlich Miete zahlt, ohne es je gesehen zu haben. Es besteht aus vier Feldern. Dieser Text erklärt, wie die Felder entstanden, wer sie verkauft hat und was sie in der Zwischenzeit wert geworden sind.

Foto: 380-kV-Schaltanlage im Umspannwerk Bürstadt. Anlagen dieser Art sind das Anlagevermögen, um das es hier geht — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / Adl252

Die Landkarte ist älter als die Bundesrepublik

Die Verbundunternehmen entstanden schon früh: RWE 1898 in Essen, die Preußische Elektrizitäts-AG 1927 als Gesellschaft des Freistaats Preußen, dazu Bayernwerk, Badenwerk und weitere. Ihre Gebiete wuchsen entlang von Kohlerevieren, Flüssen und Landesgrenzen.

Festgeschrieben wurden diese Gebiete durch das Energiewirtschaftsgesetz von 1935. Es unterstellte die Stromversorgung der Aufsicht des Reichswirtschaftsministeriums und sicherte über Konzessions- und Demarkationsverträge genau das ab, was heute als Ausgangsproblem gilt: Gebietsmonopole. 1948 gründeten sieben westdeutsche Unternehmen auf Initiative von RWE die Deutsche Verbundgesellschaft. 1990 übernahmen RWE, PreussenElektra und Bayernwerk im sogenannten Stromvertrag von der Treuhand weitgehend die ostdeutsche Stromwirtschaft.

Erst 1998 endeten die Gebietsmonopole im Vertrieb. Seitdem darf jeder Haushalt seinen Lieferanten wählen. Die Landkarte darunter blieb, wie sie war.

Die vier Verkäufe

Zwischen 2009 und 2012 gaben drei der vier Konzerne ihre Übertragungsnetze ab. Auslöser war das dritte EU-Energiepaket, das Netz und Erzeugung stärker trennen sollte. Der Weg dahin sah bei jedem anders aus.

Das M31-Konsortium, aufgelegt von der Commerz Real, versammelte deutsche institutionelle Anleger: Gesellschaften der Munich Re und der Ergo, Swiss Life, Talanx und ärztliche Versorgungswerke aus Westfalen-Lippe und Brandenburg. Also Versicherungen und Pensionskassen. Wer sich fragt, warum ausgerechnet diese Anlegergruppe ein Stromnetz kauft, hat den Kern der Geschichte schon gefunden.

Eine Käufergruppe fehlt in dieser Aufzählung: der deutsche Staat. Andere Staaten griffen zu — das norddeutsche Netz ging an die Niederlande, am ostdeutschen hält die belgische Elia bis heute 80 Prozent. Was es ausmacht, wer das Kapital für ein Monopol stellt, dessen Verzinsung ohnehin eine Behörde festsetzt, rechnet der vierte Teil durch.

RWE begründete den Verkauf damals mit einem Desinvestitionsprogramm über insgesamt acht Milliarden Euro. Der Konzern senke damit seine Nettoverschuldung — und, so die Mitteilung vom Juli 2011, er erspare sich „in den kommenden zehn Jahren Netzinvestitionen in Höhe von rund 2,5 Milliarden Euro".

Merken Sie sich diesen Satz. Er kommt im zweiten Teil zurück.

Grafik: Die vier Regelzonen der deutschen Übertragungsnetzbetreiber — die Flaggen zeigen, wem sie heute gehören: TenneT den Niederlanden, 50Hertz mehrheitlich der belgischen Elia — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 3.0 / Francis McLloyd

Was aus den Feldern wurde

50Hertz. 2010 wechselte das ganze Unternehmen für 465 bis 486 Millionen Euro den Eigentümer, bei einem angesetzten Unternehmenswert von 810 Millionen. Acht Jahre später, im Frühjahr 2018, zahlte Elia für 20 Prozent der Anteile 976,5 Millionen Euro — mehr, als 2010 für das gesamte Unternehmen aufgerufen worden war. Die KfW übernahm anschließend 20 Prozent zum selben Preis und hält sie für den Bund.

Amprion. 2011 kostete ein Prozentpunkt rund 9,3 Millionen Euro. Im Sommer 2026 zahlt RWE für 35 Punkte rund 3,6 Milliarden Euro — rund 103 Millionen Euro je Prozentpunkt. Das ist der Faktor elf in fünfzehn Jahren.

Diese Zahlen brauchen eine Einordnung, sonst führen sie in die Irre. Ein Übertragungsnetz ist kein Gemälde, das im Tresor liegt und teurer wird. Die Gesellschafter haben in der Zwischenzeit Geld nachgeschossen, zuletzt eine Kapitalerhöhung über 2,2 Milliarden Euro. Amprion investiert 2026 rund 7,3 Milliarden Euro und plant bis 2030 42,1 Milliarden. Ein Unternehmen, in das solche Summen fließen, ist danach mehr wert.

Die Richtung bleibt trotzdem eindeutig, und sie ist bei zwei unabhängigen Netzen dieselbe: Was 2010 als Kapitalbinder galt, den man abstößt, ist heute das, wofür Milliarden aufgerufen werden.

Warum ein Netz wertvoll wird

Der Grund steht im Regulierungsrecht.

Ein Übertragungsnetz ist ein natürliches Monopol. Niemand darf eine zweite Leitung daneben bauen, um Wettbewerb zu erzeugen. Weil es keinen Wettbewerb geben kann, setzt eine Behörde fest, was der Betreiber verdienen darf — die Bundesnetzagentur. Sie tut das in drei Schritten.

Erstens der Bedarf. Die vier Netzbetreiber erstellen gemeinsam den Netzentwicklungsplan, die Bundesnetzagentur bestätigt ihn. Nur bestätigter Bedarf wird später als Kosten anerkannt.

Zweitens die Verzinsung. Für Bestandsanlagen gilt ein Eigenkapitalzinssatz von 5,07 Prozent vor Steuern, festgelegt 2021. Für Neuanlagen gilt seit 2024 ein jährlich variabler Basiszins plus 3,0 Prozentpunkte Wagniszuschlag — für 2024 ergab das 6,74 Prozent.

Drittens die Verrechnung. Die anerkannten Kosten fließen über die Netzentgelte an die Kunden.

Daraus folgt eine Eigenschaft, die dieses Geschäft von fast jedem anderen unterscheidet: Wer investiert, vergrößert die Basis, auf die der Zins gezahlt wird. Ein Bäcker, der einen zweiten Ofen kauft, muss anschließend mehr Brot verkaufen. Ein Netzbetreiber, der eine Leitung baut, bekommt die Verzinsung, weil die Leitung genehmigt ist und dasteht.

Genau deshalb kaufen Versicherer und Versorgungswerke solche Anteile. Sie brauchen einen Ertrag, der in dreißig Jahren noch da ist, und sie bezahlen dafür einen Preis, der über dem liegt, was ein Industriekonzern in einer Krisenlage dafür bekommt.

Wer die Zeche zahlt

Die Netzentgelte machen rund 30 Prozent des Haushaltsstrompreises aus. Sie sind der Teil der Rechnung, der unabhängig davon anfällt, wie sich der Börsenpreis entwickelt — und den wir alle lautlos bezahlen.

Die Bundesnetzagentur beziffert das Volumen dahinter auf rund 37 Milliarden Euro im Jahr — das ist die Summe, die über die Netzentgelte auf alle Stromrechnungen verteilt wird. Zum Vergleich: Bund, Länder und Gemeinden gaben 2024 zusammen 49 Milliarden Euro für die Kindertagesbetreuung aus und 97 Milliarden für die Schulen. Ein Jahr Stromnetz kostet also gut drei Viertel dessen, was ein Jahr Kita in Deutschland kostet — und anders als beim Kita-Platz steht diese Summe in keinem Haushaltsplan, über den ein Parlament abstimmt. Sie steht auf der Stromrechnung.

Für 2026 hat der Bund die Übertragungsnetzentgelte mit einem Zuschuss von 6,5 Milliarden Euro aus dem Klima- und Transformationsfonds abgesenkt. Angekündigt war eine Entlastung von 1,2 bis 2 Cent je Kilowattstunde. Der Zuschuss gilt zunächst für dieses eine Jahr; über 2027 wird neu entschieden.

Wie viel in dem System steckt, hat der Bundesverband Neue Energiewirtschaft 2026 für die Verteilnetze untersucht — also für die Ebene unterhalb der vier großen Netze. Für die 18 größten Verteilnetzbetreiber kommt die Analyse für 2024 auf eine marktanteilsgewichtete bilanzielle Eigenkapitalrendite von 30,1 Prozent, nach 16,6 Prozent im Jahr davor. Einzelwerte: EWE Netz 61 Prozent, Westnetz 45, Mitnetz 43, Bayernwerk Netz 38. Der Verband beziffert das Korrekturpotenzial auf bis zu drei Milliarden Euro im Jahr.

Ein Name in dieser Liste ist aus der Bundespolitik bekannt: Westnetz ist die Verteilnetztochter der Westenergie, und deren Geschäftsführung leitete von Januar 2020 bis Mai 2025 Katherina Reiche — heute Bundesministerin für Wirtschaft und Energie und damit zuständig für den Rechtsrahmen, in dem diese Renditen entstehen.

Zwei Dinge gehören dazu, damit die Zahl richtig gelesen wird. Sie betrifft die über 860 Verteilnetzbetreiber, nicht die vier Übertragungsnetze weiter oben. Und sie misst den Gewinn am bilanziellen Eigenkapital der jeweiligen Gesellschaft, während sich die regulatorischen 5,07 beziehungsweise 6,74 Prozent auf die regulatorische Kapitalbasis beziehen. Ist das Buch-Eigenkapital dünn, fällt die Kennzahl hoch aus. Die Lücke zwischen beiden Größen bleibt erklärungsbedürftig, und erklärt hat sie bislang niemand.

Das gleiche Bild, ein anderer Bestand

Wer wissen will, wie dieses Muster außerhalb der Energiewirtschaft aussieht, kann in den Wohnungsmarkt schauen.

2005 verkaufte E.ON seine Immobilientochter Viterra mit 152.000 Wohnungen an die Deutsche Annington. Das Transaktionsvolumen lag bei rund sieben Milliarden Euro, davon etwa vier Milliarden Kaufpreis und drei Milliarden übernommene Verbindlichkeiten. Es war der größte deutsche Immobiliendeal seiner Zeit. Ein erheblicher Teil dieser Wohnungen war einmal als Werkswohnungsbestand für Bergleute und Industriearbeiter gebaut worden. Aus der Deutschen Annington wurde Vonovia, die zum ersten Quartal 2026 530.506 Wohnungen bewirtschaftet.

Foto: Bergarbeitersiedlung der Zeche Dahlbusch in Gelsenkirchen. Werkswohnungen dieser Art bildeten den Grundstock der Bestände, die später den Eigentümer wechselten — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / Creosoph

Das Muster ist in beiden Fällen dasselbe. Ein Industriekonzern trennt sich von einem langlebigen Bestand, weil er kurzfristig Kapital braucht und der Bestand im Konzernvergleich renditeschwach wirkt. Der Bestand wechselt zu Anlegern, deren Geschäftsmodell genau darin besteht, dass er langlebig ist und laufend zahlt. Fünfzehn Jahre später ist er die begehrte Anlage.

Ein Unterschied ist allerdings entscheidend, und er spricht für den Strommarkt: Wohnungsmieten entstehen im Markt. Netzentgelte werden behördlich festgesetzt. Wo eine Behörde festsetzt, gibt es eine Adresse. Man kann eine Festlegung ändern, ein Verfahren anstoßen, eine Begründung verlangen. Beim Wohnungsmarkt ist das ungleich schwerer.

Foto: Wohngebäude von 1955 im Bestand der Deutschen Annington, der Vorgängerin von Vonovia — via Wikimedia Commons — gemeinfrei / Lorzing

Was das mit dem Laden zu tun hat

Auf jeder Stromrechnung stehen zwei Dinge nebeneinander, die sich gegensätzlich verhalten.

Der Netzanteil ist der Teil, der zuverlässig bezahlt wird. Er ist reguliert, kalkulierbar und wächst mit dem Ausbau. Genau deshalb ist er für Anleger attraktiv. Und für uns als Verbraucher ist er eine Belastung — dieselbe Eigenschaft, aus zwei Richtungen betrachtet.

Der Stromanteil ist der andere Teil. In den Stunden, in denen Wind und Sonne mehr liefern, als gebraucht wird, fällt der Börsenpreis auf null oder darunter — und Anlagen werden abgeregelt, der Strom wird also gar nicht erst erzeugt. In diesen Stunden ist die Kilowattstunde nichts wert, und trotzdem kommt beim Verbraucher nichts davon an.

Unsere Forderung setzt an dieser zweiten Hälfte an: Das Preissignal der Überschussstunde soll bis zur Ladesäule durchkommen, damit Elektroautos genau dann laden, wenn Strom im Überfluss da ist. Die erste Hälfte erklärt, warum sich das System so langsam bewegt. Wer an der regulierten Anlagenbasis verdient, hat keinen eingebauten Grund, sich für einen Verbrauch zu interessieren, der sich selbst in die günstige Stunde verschiebt.

Wie schwer diese erste Hälfte wiegt, merken wir in jedem Gespräch. Wo immer wir Politikerinnen und Politikern begegnen — gleich welcher Partei, gleich welchem Fachgebiet —, steht am Anfang dieselbe Frage: Bringt der Vorschlag Erlöse für die Netze? Was er die Haushalte kostet und was er im System bewirkt, kommt danach.

Auffällig ist das, weil die Netzerlöse gar nicht zur Disposition stehen. Was ein Netzbetreiber einnehmen darf, steht als Erlösobergrenze fest, von der Bundesnetzagentur für fünf Jahre im Voraus festgesetzt. Verbraucht jemand weniger, als die Kalkulation unterstellt hat, wird die Differenz über das Regulierungskonto in den Folgejahren nachgeholt. Die Einnahme ist also gesichert, unabhängig davon, wie viele Kilowattstunden durch die Leitung fließen.

Woher die Sorge trotzdem kommt, haben wir bis heute nicht auflösen können. Wenn Sie es können: Schreiben Sie es uns über das Formular unter diesem Beitrag. Wir sammeln die Antworten und kommen im weiteren Verlauf der Reihe darauf zurück.

Wie es weitergeht

Vier Wochen ist es her, dass eines dieser Felder wieder den Eigentümer gewechselt hat. RWE hat sich die Mehrheit an Amprion gekauft — an demselben Netz, das der Konzern 2011 verkauft hatte, um sich Investitionen zu ersparen.

Damit ist dieser Text der Anfang einer sechsteiligen Reihe:

• Teil 1 — dieser Text: wie die vier Felder entstanden und was sie wert geworden sind
• Teil 2 — Wer den Zutritt bewacht: wer künftig darüber entscheidet, wer an dieses Netz angeschlossen wird
• Teil 3 — Wem gehört die Leitung, wenn sie bezahlt ist?: wie die Bundesnetzagentur festsetzt, was ein Netz verdienen darf
• Teil 4 — Was obendrauf kommt: die Rechnung über fünfzig Jahre, drei Eigentumsmodelle und unsere Position
• Teil 5 — Wer spart für wen: wer die Rendite tatsächlich bezieht — und der Kauf, der 2024 nicht stattfand
• Teil 6 — Wer ist AgNes?: nach welcher Regel ab 2029 verteilt wird, wer für das Netz bezahlt

Randfigur, um es mit Klaus Lage zu sagen, ist man nur so lange, wie die Regeln des Spiels nicht öffentlich verhandelt werden.

Nächster Teil: Wer den Zutritt bewacht — wer künftig darüber entscheidet, wer an dieses Netz angeschlossen wird.

Zum Weiterlesen

Wer die Zahlen selbst nachsehen will: Die vier Übertragungsnetzbetreiber betreiben mit netztransparenz.de ein gemeinsames Informationsportal. Dort stehen die geltenden Netzentgelte, die Umlagen, die Börsenpreise Stunde für Stunde und die Mengen, die abgeregelt wurden — die Primärquelle für einen großen Teil dessen, was in dieser Reihe vorkommt. Wie man sich dort zurechtfindet, steht in unserem Beitrag netztransparenz.de — die Plattform, auf der jede geförderte Anlage öffentlich nachvollziehbar ist.

Quellen

• netztransparenz.de — Informationsplattform der vier Übertragungsnetzbetreiber
• energie-chronik: RWE verkauft seinen Strom-Transportnetzbetreiber Amprion (14.07.2011)
• energie-chronik: E.ON verkauft Transpower für rund eine Milliarde Euro (2009)
• Elia/IFM erwerben 50Hertz von Vattenfall (2010)
• KfW erwirbt 20 Prozent an 50Hertz (2018)
• Amprion: Anteilseigner
• Amprion: Eigenkapitalerhöhung über 2,2 Milliarden Euro
• Bundesnetzagentur: Festlegung zur Eigenkapitalverzinsung von Neuanlagen (24.01.2024)
• Bundesregierung: Niedrigere Netzentgelte für 2026
• bne: Analyse der Netzbetreiberrenditen 2026 (PDF)
• energie-chronik: E.ON verkauft Immobilientochter Viterra (2005)
• Vonovia: Zwischenmitteilung zum 1. Quartal 2026 (PDF)
• Wikipedia: Deutsche Verbundgesellschaft
• Wikipedia: Geschichte des RWE

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