Was obendrauf kommt

Teil 3 hat vier Zahlen zusammengetragen: eine Investitionssumme, eine Nutzungsdauer, eine Eigenkapitalquote und einen Zinssatz. Mit diesen vier Zahlen lässt sich ausrechnen, was eine Leitung über ihr Leben hinweg von den Netznutzern einsammelt.

Die Rechnung ist einfach genug, um sie auf einer Serviette zu machen. Ihr Ergebnis erklärt mehr über die deutsche Netzdebatte als die meisten Grundsatzreden.

Foto: Baustelle der SuedLink-Trasse bei Hüngheim. Solche Vorhaben liegen im zweistelligen Milliardenbereich — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 3.0 / Granpar

Die Rechnung

Angenommen, ein Netzbetreiber baut eine Trasse für zehn Milliarden Euro. Sie wird über fünfzig Jahre abgeschrieben, wie es die Stromnetzentgeltverordnung für Freileitungen dieser Spannungsebene vorsieht. Regulatorisch anerkannt sind 40 Prozent Eigenkapital, der Rest gilt als Fremdkapital. Das Eigenkapital wird mit 6,74 Prozent verzinst, dem Wert, den die Bundesnetzagentur für Anlagen des Jahres 2024 nennt. Für das Fremdkapital setzen wir 4,0 Prozent an — das ist die einzige Annahme in dieser Rechnung, die nicht aus einem Beschluss stammt, denn die Verordnung erkennt hier die tatsächlichen Zinsen an, höchstens kapitalmarktübliche.

Weil linear abgeschrieben wird, sinkt die verzinste Kapitalbasis jedes Jahr um 200 Millionen Euro: erst zehn Milliarden, im letzten Jahr noch 200 Millionen. Über fünfzig Jahre summiert sich das auf eine Kapitalbindung von 255 Milliarden Euro-Jahren. Darauf entfallen:

Das sind rund 460 Millionen Euro im Jahr, fünfzig Jahre lang. Und die zentrale Kennzahl daraus: Auf jeden investierten Euro kommen über die Laufzeit 1,30 Euro Kapitalkosten obendrauf. Rechnet man mit dem Wert einschließlich Gewerbesteuer (7,69 Prozent), sind es 14,0 statt 13,0 Milliarden.

Betriebskosten, Wartung und Instandhaltung sind in dieser Rechnung nicht enthalten. Es geht ausschließlich um den Preis des Kapitals.

Drei Modelle

Diese 13 Milliarden sind kein Naturgesetz. Sie folgen aus einer Entscheidung darüber, wer das Kapital stellt. Es gibt drei Möglichkeiten, und alle drei existieren in Europa.

Modell 1 — das heutige. Private Eigentümer stellen das Kapital, die Bundesnetzagentur setzt fest, wie es verzinst wird. Das Risiko einer Fehlplanung, einer Bauverzögerung, einer nicht anerkannten Investition liegt beim Eigentümer. Der Wagniszuschlag von drei Prozentpunkten ist genau dafür gedacht.

Modell 2 — staatliches Eigentum. Der Staat kauft oder hält das Netz und finanziert es über eigene Anleihen. Dann entfällt die Eigenkapitalverzinsung als Ertragsposten, und es bleiben die Kreditkosten des Bundes. Die zehnjährige Bundesanleihe rentiert im August 2026 bei rund 3,2 Prozent. Gerechnet ergibt das:

Modell 3 — der unabhängige Systembetreiber. Das Eigentum bleibt, wo es ist, aber der Betrieb wird herausgelöst: Eine unabhängige Gesellschaft führt das Netz, trifft die Ausbau- und Anschlussentscheidungen und ist dem Eigentümer nicht weisungsunterworfen. Dieses Modell steht als § 9 Energiewirtschaftsgesetz im Gesetz. In Deutschland nutzt es niemand.

Der Vergleich der drei ist aufschlussreicher als jedes einzelne davon, weil sie verschiedene Probleme lösen. Modell 3 beantwortet die Frage aus Teil 2 — wer über den Zutritt entscheidet —, ohne am Preis etwas zu ändern: Der Eigentümer bekommt seine regulierte Verzinsung weiterhin. Modell 2 senkt den Preis, beantwortet die Zutrittsfrage aber nicht automatisch; ein Staat, dem gleichzeitig Kraftwerke gehören, hat denselben Interessenkonflikt wie ein Konzern, dem gleichzeitig Kraftwerke gehören. Und Modell 1 löst keines von beiden, dafür verlagert es das Baurisiko auf private Bilanzen.

Foto: Stromrichterstation Bentwisch bei Rostock. Anlagen mit fünfzig Jahren Nutzungsdauer sind der Gegenstand der Rechnung — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 3.0 / Timberwind

Was die Rechnung nicht hergibt

Vier Vorbehalte, ohne die die Zahlen zu viel behaupten.

Der Zinsunterschied ist real, die Ersparnis ist es nur teilweise. Wenn der Staat finanziert, übernimmt er auch das Risiko: Bauverzögerungen, gescheiterte Vorhaben, Kostensteigerungen. Der Wagniszuschlag von drei Prozentpunkten ist der Preis dafür, dass dieses Risiko heute jemand anderes übernimmt. Ein Teil der Differenz ist Einsparung, ein Teil ist verschobenes Risiko.

Im Bild des ersten Teils: Wer den Ofen vorfinanziert, verlangt einen Aufschlag dafür, dass beim Bau etwas schiefgehen kann. Nur ist dieser Ofen anders als jeder andere. Ist eine Investition erst als Investitionsmaßnahme genehmigt, werden Betriebs- und Kapitalkosten anerkannt und über die Erlösobergrenze wieder eingesammelt — so steht es in § 23 der Anreizregulierungsverordnung. Und die Kundschaft kann nicht wegbleiben, weil es keinen zweiten Ofen gibt. Was an Risiko übrig bleibt, ist schmaler, als der Aufschlag vermuten lässt.

Die Redispatch-Kosten hängen nicht am Eigentum. Sie entstehen, weil Erzeugung und Leitungen räumlich nicht zusammenpassen — 2023 lagen die Kosten des Netzengpassmanagements bei 3,3 Milliarden Euro, 2024 bei 2,8, 2025 bei rund 3,1. Ein Eigentümerwechsel ändert daran nichts.

Was daran etwas ändert, sind ein schnellerer Ausbau und eine flexiblere Nachfrage — und beides ist gestaltbar. Der Gesetzgeber hat dafür bereits das schärfste Werkzeug gezogen, das das Planungsrecht kennt. Für die Vorhaben des Bundesbedarfsplans stellt § 1 des Bundesbedarfsplangesetzes die „energiewirtschaftliche Notwendigkeit und der vordringliche Bedarf" fest und erklärt ihre Realisierung als „aus Gründen eines überragenden öffentlichen Interesses und im Interesse der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit erforderlich". Für Erneuerbare-Anlagen leistet § 2 EEG dasselbe, seit dem Osterpaket 2022 reicht die Konstruktion bis in die Verteilnetze.

In der behördlichen Abwägung wirkt das als Vorranggebot: Andere Belange setzen sich nur noch dann durch, wenn sie im Einzelfall schwerer wiegen. Wie schnell gebaut und genehmigt wird, ist damit keine Naturkonstante. Es hängt daran, wie konsequent dieser Vorrang angewandt wird, wie viele Leute in den Behörden sitzen und wie die Verfahren geschnitten sind — alles Größen, über die entschieden wird. Jedes Jahr, das ein Vorhaben früher fertig wird, schlägt unmittelbar auf die drei Milliarden durch.

Die Netzentgelte bestehen aus mehr als Kapitalkosten. Betrieb, Wartung, Systemdienstleistungen und die Umlagen kommen hinzu. Der Kapitalkostenanteil ist ein großer Posten, aber nicht der einzige.

Die Modellrechnung ist ein Modell. Sie nimmt einen Fremdkapitalzins von vier Prozent an, sie unterstellt lineare Abschreibung und einen unveränderten Zinssatz über fünfzig Jahre. In der Wirklichkeit wird für jedes Aktivierungsjahr neu gerechnet. Die Größenordnung hält, die Nachkommastelle nicht.

Woran man die Größenordnung misst

Der Netzentwicklungsplan 2037/2045 nennt im zweiten Entwurf 365 bis 392 Milliarden Euro für das Übertragungsnetz. Überträgt man den Kapitalkostenunterschied zwischen dem heutigen und dem staatlichen Modell auf diese Summe, ergeben sich über fünfzig Jahre rund 176 bis 190 Milliarden Euro — etwa 3,5 bis 3,8 Milliarden Euro im Jahr.

Zum Vergleich: Der Bund hat für 2026 einen Zuschuss von 6,5 Milliarden Euro aus dem Klima- und Transformationsfonds bereitgestellt, um die Übertragungsnetzentgelte zu senken. Die Kosten des Netzengpassmanagements lagen 2025 bei rund 3,1 Milliarden. Der Unterschied zwischen zwei Finanzierungsmodellen liegt also in derselben Größenordnung wie die Posten, über die jedes Jahr öffentlich gestritten wird — nur dass über ihn nicht gestritten wird.

Zu diesem Zuschuss gehört ein Satz, weil sich die Frage aufdrängt, wo er landet. Er senkt nicht, was die Netze verdienen dürfen. Er verschiebt, wer es bezahlt. Die zulässige Verzinsung des gebundenen Kapitals setzt die Bundesnetzagentur fest, und sie ist dieselbe, ob die Rechnung über die Netzentgelte oder über den Bundeshaushalt läuft.

Wohin diese Verzinsung fließt, richtet sich danach, wem das Netz gehört. Bei TenneT Deutschland steht das seit dem Sommer 2026 fest. Am 30. Juni wurden die Anteilsübertragungen an drei ausländische Kapitalsammelstellen abgeschlossen: an APG, die für den niederländischen Pensionsfonds ABP anlegt, an den Staatsfonds Singapurs GIC und an die norwegische Norges Bank Investment Management. Zusammen halten sie mittelfristig bis zu 46 Prozent. Am 3. Juli folgte die KfW mit 25,1 Prozent für rund 3,3 Milliarden Euro; bei der TenneT-Mutter verbleiben 28,9 Prozent.

Der Zuschuss aus Steuermitteln entlastet damit die Stromrechnung und belastet die Steuerzahler im gleichen Maße. Wer die Rendite bezieht, steht in Wer spart für wen.

Foto: Das Bundesministerium der Finanzen in Berlin. Über die KfW hält der Bund heute Minderheitsanteile an drei der vier Übertragungsnetzbetreiber — via Wikimedia Commons — CC BY 4.0 / Palickap

Warum wir das durchgerechnet haben

Unser Anliegen ist ein anderes: Wir wollen, dass das Preissignal einer Überschussstunde bis zur Ladesäule durchkommt, damit Elektroautos genau dann laden, wenn Wind und Sonne mehr liefern, als gebraucht wird.

Mit dieser Rechnung hat das mehr zu tun, als es zunächst aussieht. Wer am Kapital verdient, das im Netz steckt, verdient daran, dass mehr Kapital im Netz steckt. Wer Strom verkauft, verdient an verkauften Kilowattstunden. Niemand in dieser Kette verdient daran, dass ein Verbrauch sich von selbst in die Stunde verschiebt, in der Strom im Überfluss vorhanden ist. Das ist keine Absicht, das ist die Anreizarchitektur — und Anreize setzt die Regulierung.

Diese Serie beantwortet deshalb Fragen, die zusammengehören: wie das Netz zur Ware wurde, wer über den Zutritt entscheidet, wem die Leitung gehört, wenn sie bezahlt ist — und was obendrauf kommt.

Eine Frage bleibt: Wer bezieht die Rendite eigentlich? Für eines der vier Netze lässt sie sich seit diesem Sommer genau beantworten, und die Antwort führt zurück in den Bundeshaushalt des Jahres 2024. Das ist Teil 5. Und wie ab 2029 überhaupt festgelegt wird, wer für das Netz bezahlt, steht in Teil 6.

Quellen

• § 7 StromNEV — Kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung
• § 23 ARegV — Investitionsmaßnahmen
• § 5 StromNEV — Kalkulatorische Fremdkapitalzinsen
• Anlage 1 StromNEV — Betriebsgewöhnliche Nutzungsdauern
• Bundesnetzagentur: Festlegung zur Eigenkapitalverzinsung von Neuanlagen (24.01.2024)
• Bundesnetzagentur: Netzengpassmanagement
• Bundesregierung: Niedrigere Netzentgelte für 2026
• KfW: Einstieg des Bundes bei TenneT Germany
• TenneT: Neue Eigentümerstruktur von TenneT Germany steht — Eigenkapitaltransaktionen mit APG, GIC, NBIM und KfW vollzogen
• § 1 Bundesbedarfsplangesetz — energiewirtschaftliche Notwendigkeit, vordringlicher Bedarf, überragendes öffentliches Interesse
• § 2 EEG — Besondere Bedeutung der erneuerbaren Energien
• TransnetBW: Bund erwirbt von EnBW 24,95-Prozent-Anteil

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