Vorbemerkung der Fragesteller
Vorbemerkung der Fragesteller
Die Bundesnetzagentur hat im Rahmen des Verfahrens zur Festlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik (AgNes) für Elektrizitätsversorgungsnetze (GBK‑25‑01‑1#3) einen Festlegungsentwurf vorgelegt, mit dem die Systematik der Stromnetzentgelte ab dem 1. Januar 2029 grundlegend neu geordnet werden soll (www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/GBK/Ebene 1_Rahmen/AgNes/start.html).
Der Entwurf betrifft insbesondere die Verteilung der Netzkosten auf unterschiedliche Gruppen von Netznutzern. Vorgesehen sind unter anderem Änderungen bei der Bildung von Grund- und Arbeitspreisen, besondere Regelungen für „Prosumer“ (Netznutzer, die zugleich Strom verbrauchen und erzeugen), Finanzierungsbeiträge von Erzeugungsanlagen und Stromspeichern sowie perspektivisch zeitlich und örtlich differenzierte Netzentgelte.
Die Mittelstandsvereinigung Energie für Deutschland e. V. (MVE) hat hierzu in ihrer Analyse „Netzentgelte: Bevor die Verbraucher noch mehr zahlen, reden wir über die Renditen“ vom 27. August 2026 die Frage aufgeworfen, ob vor einer Neuverteilung der Netzkosten deren Höhe und insbesondere die tatsächliche Ertragssituation der Netzbetreiber hinreichend berücksichtigt werden (https://mittelstandsvereinigungenergie.de/klartext/analyse/netzentgelte-be vor-die-verbraucher-noch-mehr-zahlen-reden-wir-ueber-die-renditen).
Die MVE verweist dabei auf eine Analyse des Bundesverbandes Neue Energiewirtschaft (bne), nach der die 18 größten deutschen Verteilnetzbetreiber im Jahr 2024 eine marktanteilsgewichtete handelsrechtliche Eigenkapitalrendite von 30,1 Prozent erzielt hätten (www.bne-online.de/wp-content/uploads/bne-Analyse-der-Netzbetreiberrenditen-2026-v11.pdf).
Den Fragestellern ist bewusst, dass handelsrechtliche Eigenkapitalrenditen und die regulatorisch festgelegte kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung unterschiedliche Größen darstellen und nicht unmittelbar miteinander vergleichbar sind. Gerade die teilweise erheblichen Abweichungen werfen nach Auffassung der Fragesteller jedoch die Frage nach deren Ursachen sowie nach der Angemessenheit der aus den Netzentgelten resultierenden Ertragssituation auf.
Die Festlegung der Netzentgeltsystematik und die Regulierung der Netzentgelte obliegen im Rahmen der gesetzlichen Vorgaben der Bundesnetzagentur als unabhängiger Regulierungsbehörde. Gegenstand dieser Kleinen Anfrage sind daher nicht einzelne Entscheidungen der Bundesnetzagentur im laufenden Festlegungsverfahren, sondern die der Bundesregierung vorliegenden Erkenntnisse sowie ihre energie-, wirtschafts- und gesetzgebungspolitische Bewertung der Entwicklung von Netzkosten, Netzbetreiberrenditen und Belastungen der Netznutzer. Dies gilt insbesondere vor dem Hintergrund der Verantwortung des Bundesgesetzgebers für die gesetzlichen Rahmenbedingungen der Netzregulierung sowie der energiepolitischen Verantwortung der Bundesregierung für eine sichere, bezahlbare und wirtschaftlich effiziente Energieversorgung.
Welche Erkenntnisse liegen der Bundesregierung über die Entwicklung der tatsächlichen handelsrechtlichen Eigenkapitalrenditen der deutschen Stromübertragungs- und Stromverteilnetzbetreiber in den Jahren 2020 bis 2025 vor, hat sie sich vor diesem Hintergrund zur vom Bundesverband Neue Energiewirtschaft für die 18 größten Verteilnetzbetreiber für das Jahr 2024 ermittelte marktanteilsgewichtete Eigenkapitalrendite von 30,1 Prozent eine eigene Auffassung erarbeitet, und wie lautet diese gegebenenfalls?
Der Bundesregierung liegen keine Daten zur Höhe der jährlichen handelsrechtlichen Eigenkapitalrenditen der einzelnen Stromnetzbetreiber in Deutschland vor. Wie die Fragesteller zutreffend anmerken, ist die handelsrechtliche Eigenkapitalrendite von der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung zu unterscheiden. Während letztere einheitlich durch die unabhängige Regulierungsbehörde festgelegt wird, stellt erstere eine unternehmensspezifische, von steuerlichen oder bilanziellen Effekten beeinflusste Größe dar.
Die Bundesnetzagentur berücksichtigt im Rahmen ihrer Abwägungsentscheidung hinsichtlich der angemessenen Höhe der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung die Entwicklung der tatsächlichen Renditen. Die Bewertung, inwieweit die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung bei einer Gesamtabwägung aller relevanten Faktoren angemessen ist, obliegt nach der europäischen und nationalen Rechtsprechung der unabhängigen Regulierungsbehörde. Die regulierungsbehördlichen Entscheidungen unterliegen der gerichtlichen Kontrolle.
Welche Ursachen sind nach Kenntnis und Bewertung der Bundesregierung dafür maßgeblich, dass die tatsächlich erzielten handelsrechtlichen Eigenkapitalrenditen einzelner Netzbetreiber erheblich von der regulatorisch vorgesehenen kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung abweichen können, und welche Bedeutung haben hierbei insbesondere Finanzierungsstruktur, Effizienzgewinne, Inflationseffekte, Abschreibungen und Mechanismen der Anreizregulierung?
Es gibt verschiedene Möglichkeiten, durch welche Netzbetreiber zusätzliche Renditen erwirtschaften können, die über die regulatorische Eigenkapitalverzinsung hinausgehen. Dies ist nach Einschätzung der Bundesnetzagentur im System der Anreizregulierung durchaus gewollt und ergibt sich aus gesetzlichen Regelungen und gerichtlichen Entscheidungen. Eine Ursache für höhere handelsrechtliche Renditen kann die unterschiedliche Bewertung des Anlagevermögens sein. Eine unterschiedliche Bewertung kommt unter anderem zu Stande, wenn bei Netzbetreibern die handelsrechtliche Abschreibung deutlich schneller erfolgt als die regulatorisch vorgegebene.
Hat sich die Bundesregierung zu den in den vergangenen Jahren von Stromnetzbetreibern erzielten Renditen und deren Angemessenheit im Verhältnis zum unternehmerischen Risiko regulierter Netzbetreiber, zu deren Finanzierungskosten sowie zu den Renditen vergleichbarer regulierter Infrastrukturunternehmen eine eigene Auffassung erarbeitet, und wenn ja, wie lautet diese, und anhand welcher Kriterien ist sie gegebenenfalls zu ihrer Auffassung gelangt?
Handelsrechtliche und regulatorische Renditen divergieren. So sind unter anderem der Unterschied zwischen handelsrechtlicher und kalkulatorischer Bewertung des Anlagevermögens und deren Auswirkung auf die Rendite sehr heterogen: Bei machen Netzbetreibern fällt die Bewertung nach handelsrechtlichen und kalkulatorischen Maßstäben weit auseinander, bei anderen deutlich weniger. Pauschalierende Aussagen hinsichtlich der Angemessenheit der individuellen Renditen im Vergleich zum unternehmerischen Risiko sind damit nicht möglich.
Im Übrigen wird auf die Antwort zu den Fragen 1 und 2 verwiesen.
4Welche Erkenntnisse liegen der Bundesregierung gegebenenfalls darüber vor, in welchem Umfang die deutschen Stromnetzbetreiber ihre Investitionen in den Jahren 2020 bis 2025 aus
4aAbschreibungsgegenwerten,
4beinbehaltenen Gewinnen und operativen Cashflows,
4cneu zugeführtem Eigenkapital,
4dFremdkapital sowie
4eöffentlichen Mitteln finanziert haben, und in welchem Umfang Gewinne im gleichen Zeitraum an Gesellschafter oder Muttergesellschaften ausgeschüttet beziehungsweise abgeführt wurden?
Eine detaillierte Auswertung im Sinne der vorliegenden Anfrage liegt nicht vor. Nach Einschätzung der Bundesnetzagentur wäre auf Verteilernetzebene eine derartige Analyse wenig aussagekräftig ohne eine gleichzeitige vollständige Erfassung von Kapitalerhöhungen beziehungsweise Querfinanzierungen in Mehrspartenunternehmen. Dies trifft insbesondere auf die zahlreichen Netzbetreiber mit Gewinnabführungsverträgen und Konzern- bzw. Gruppenzugehörigkeit zu, sowie auf solche mit Pachtmodellen. Im Übertragungsnetz kann wiederum festgehalten werden, dass in den vergangenen Jahren erhebliche Eigenkapitalerhöhungen stattfanden.
Welchen Investitionsbedarf für die deutschen Übertragungs- und Verteilnetze erwartet die Bundesregierung bis 2030 und 2035, und welchen Beitrag können nach ihrer Einschätzung Abschreibungen, einbehaltene Gewinne und operative Cashflows der Netzbetreiber zur Finanzierung dieses Investitionsbedarfs leisten?
Zum Übertragungsnetz: Betrachtungsjahr im Netzentwicklungsplan (NEP) Strom für das Übertragungsnetz ist 2037. Für den landseitigen Ausbau schätzen die Übertragungsnetzbetreiber im zweiten Entwurf des NEP 2025‑2037/2045 den Investitionsbedarf bis 2037 auf 184,3 bis 196,2 Mrd. Euro. Für die Offshore-Netzanbindungen liegen ihre Schätzungen zwischen 96,4 und 109,4 Mrd. Euro.
Zum Verteilnetz: Für den netzdimensionierenden Ausbau erwarten die 82 größten Verteilernetzbetreiber einen Investitionsbedarf von circa 110 Mrd. Euro bis 2033 und circa 207 Mrd. Euro bis 2045.
Bei aktuellen Zinssätzen fließen im Jahr der erstmaligen Aktivierung einer Onshore-Fertiganlage nach Einschätzung der Bundesnetzagentur gut 8 Prozent des Investitionsvolumens als Abschreibungen und Verzinsung über die Netzentgelte an die Netzbetreiber zurück. Diese Mittel stehen den Netzbetreibern grundsätzlich zur Innenfinanzierung zur Verfügung. Bei Offshore-Anlagen sind die Rückflüsse etwas höher, weil über eine kürzere Nutzungsdauer abgeschrieben wird.
Welche Auswirkungen hätte nach Kenntnis, Berechnungen oder Schätzungen der Bundesregierung eine um 50 beziehungsweise 100 Basispunkte niedrigere regulatorische Kapitalvergütung auf die jährlich über Netzentgelte zu finanzierenden Netzkosten, die Belastung eines durchschnittlichen privaten Haushalts sowie eines typischen kleinen oder mittleren Unternehmens und die Finanzierungsmöglichkeiten der Netzbetreiber?
Nach einer groben Abschätzung der Bundesnetzagentur führt ein gegenüber dem aktuellen Niveau um 100 Basispunkte geringerer regulatorischer Eigenkapitalzinssatz ceteris paribus
– zu jährlich etwa 0,5 Mrd. Euro geringeren Übertragungsnetzkosten bis 2037,
– zu jährlich etwa 1,0 Mrd. Euro geringeren Verteilnetzkosten bis 2037,
– zu etwa 2 Prozent geringeren Netzentgelten für Haushaltskunden (im Durchschnitt der Jahre bis 2037). Da die Verteilernetzentgelte regional unterschiedlich hoch sind, ist nach Auskunft der Bundesnetzagentur insoweit lediglich eine grobe Abschätzung anhand einer Durchschnittsbetrachtung möglich.
– Aus der Investorensicht bildet die regulatorische Eigenkapitalverzinsung einen wichtigen Faktor bei der Entscheidung, inwieweit eine Investition in die Netze im Vergleich zu alternativen Anlagemöglichkeiten am internationalen Kapitalmarkt vorzuziehen ist. Bei einer zu niedrigen Kapitalverzinsung sinkt die Bereitschaft der Investoren zur Bereitstellung von Kapital. Steht den Netzbetreibern nicht das benötigte Kapital zur Verfügung, um die hohen Investitionsbedarfe zum Ausbau ihrer Netze zu decken, beeinflusst dies das Engpassmanagement. Nicht behobene Engpässe verursachen Netzkosten, die in die Netzentgelte fließen und die Allgemeinheit der Netznutzer belasten.
Wie bewertet die Bundesregierung grundsätzlich den im AgNes-Festlegungsentwurf verfolgten Ansatz, die Finanzierung der Netzkosten unter anderem durch veränderte Grundpreise sowie Finanzierungsbeiträge von Prosumern, Erzeugungsanlagen und Stromspeichern auf eine veränderte beziehungsweise breitere Finanzierungsbasis zu stellen, insbesondere im Hinblick auf Bezahlbarkeit, Verursachungsgerechtigkeit und Investitionsanreize?
Das Festlegungsverfahren AgNes betrifft Materien, die das Unionsrecht in die Zuständigkeit der unabhängigen Regulierungsbehörde legt. Die Bundesregierung nimmt unter Beachtung der unionsrechtlichen Anforderungen, wie sie vom Europäischen Gerichtshof konkretisiert werden, keine politische Bewertung im laufenden Festlegungsverfahren vor, da eine solche die rechtssichere Durchführung des Verfahrens gefährden könnte.
8Welche Erkenntnisse liegen der Bundesregierung gegebenenfalls über die voraussichtlichen finanziellen Auswirkungen der im AgNes-Festlegungsentwurf vorgesehenen Regelungen für
8aprivate Haushalte ohne eigene Stromerzeugung,
8bProsumer mit Photovoltaikanlagen,
8ckleine und mittlere Unternehmen,
8dBetreiber von Erzeugungsanlagen sowie
8eBetreiber von Stromspeichern vor?
Der AgNes-Festlegungsentwurf sieht für private Haushalte vor, die Abrechnung auch künftig auf der Grundlage von Grund‑ und Arbeitspreisen vorzunehmen. Prosumer sollen einen Grundpreisaufschlag entrichten, wobei Steckersolaranlagen von dieser Regelung ausgenommen sind. Für kleine und mittlere Unternehmen mit einem Jahresverbrauch von mehr als 100.000 Kilowattstunden ist laut Festlegungsentwurf beabsichtigt, anstelle des bisherigen Leistungspreises einen Kapazitätspreis einzuführen, um die Flexibilität zu fördern. Betreiber von Erzeugungsanlagen sollen laut Festlegungsentwurf erstmals ein Einspeiseentgelt zahlen, das voraussichtlich zwischen vier und sieben Euro pro Kilowatt liegen wird; für Bestandsanlagen ist eine 20‑jährige Übergangsfrist vorgesehen. Von den Einspeiseentgelten sind Prosumer und Steckersolaranlagen ausgenommen. Speicherbetreiber sollen einen vergleichbaren Kapazitätspreis entrichten und erhalten ebenfalls eine Übergangsregelung.
Eine pauschale Bewertung über die finanziellen Auswirkungen des Festlegungsentwurfs auf die einzelnen Kategorien von Netznutzern ist nach Auskunft der Bundesnetzagentur zu diesem Verfahrensstand und angesichts der vielzähligen Parameter, von denen das im Einzelfall zu zahlende Netzentgelt abhängt, nicht möglich.
Wie bewertet die Bundesregierung mögliche Auswirkungen der im Ag-Nes-Festlegungsentwurf vorgesehenen besonderen Finanzierungsbeiträge von Prosumern und Erzeugungsanlagen auf die Wirtschaftlichkeit und Amortisationsdauer dezentraler Photovoltaikanlagen sowie auf Investitionsanreize für erneuerbare Energien und Stromspeicher?
Aufgrund der Vielzahl an Anwendungskonstellationen und angesichts des noch nicht abgeschlossenen Verfahrens mit noch vielen offenen Variablen ist eine Bewertung zu diesem Zeitpunkt nicht möglich.
Wie stellt die Bundesregierung im Rahmen ihrer energie- und gesetzgebungspolitischen Zuständigkeit sicher, dass bei der Weiterentwicklung des gesetzlichen Rahmens der Netzentgeltregulierung neben der Verteilung der Netzkosten auf unterschiedliche Nutzergruppen auch die Angemessenheit der zugrundeliegenden Netzkosten, die tatsächliche Ertragssituation der Netzbetreiber sowie deren Möglichkeiten zur Innenfinanzierung des Netzausbaus angemessen berücksichtigt werden?
Nach der Rechtsprechung des Europäischen Gerichtshofs (vgl. insbesondere Urteil vom 2. September 2021, C‑718/18) gehören nicht nur der Mechanismus der Verteilung der Netzkosten, sondern auch die regulatorische Behandlung netzbezogener Kapital- und Betriebskosten zu den Bereichen, die der unabhängigen Regulierungsbehörde zu überantworten sind. Die Bundesnetzagentur ist bei ihrem Handeln an das Energiewirtschaftsgesetz sowie die maßgeblichen unionsrechtlichen Vorgaben gebunden.
Sieht die Bundesregierung vor dem Hintergrund steigender Netzkosten, des erheblichen Investitionsbedarfs und der in der MVE-Analyse dargestellten Renditeentwicklung gesetzgeberischen oder sonstigen energiepolitischen Handlungsbedarf, um die Transparenz über tatsächliche Netzbetreiberrenditen, Gewinnausschüttungen, Investitionsfinanzierung und deren Auswirkungen auf die Netzentgelte zu erhöhen, und wenn ja, welche Maßnahmen erwägt sie?
Es gibt bereits heute weitreichende Transparenz- und Offenlegungspflichten. So sieht § 23b Energiewirtschaftsgesetz die Veröffentlichung einer Vielzahl netzbetreiberindividueller Informationen vor. Diese Informationen sind auf der Internetseite www.Netzentgelttransparenz.de verfügbar.
Die Beschlüsse der kalkulatorischen Kostenprüfungen werden durch die Bundesnetzagentur veröffentlicht.
Auch aus handelsrechtlicher Sicht besteht Transparenz, die Jahresabschlüsse der Unternehmen werden veröffentlicht.