Wer über steigende Stromkosten spricht, landet schnell bei den Netzentgelten. Sie machen einen erheblichen Teil der Stromrechnung aus und sollen laut verschiedenen Prognosen durch die Energiewende weiter steigen. Was in dieser Debatte jedoch selten auftaucht: Ein großer Teil dieser Kosten ließe sich senken – nicht trotz der Energiewende, sondern mit ihr. Eine neue Studie des Hamburger Beratungsunternehmens 3EPunkt legt die Rechnung vor.
Warum die gängigen Prognosen zu hoch greifen könnten
Die meisten Kostenprojektionen für Verteilnetze basieren auf Fortschreibungen des Status quo: Man nimmt an, dass Planung und Betrieb so weiterlaufen wie bisher, und extrapoliert die Investitionsbedarfe. Das Ergebnis sind Szenarien mit deutlich steigenden Netzentgelten. Was diese Projektionen dabei systematisch ausblenden, sind die Effizienzpotenziale, die eine Modernisierung des Netzbetriebs mit sich bringen würde.
Studienautor Dr. Tim Meyer beziffert das Gesamtpotenzial auf heute bereits 5,2 Milliarden Euro pro Jahr – und auf über 12 Milliarden Euro jährlich bis 2045, wenn die Energiewende wie geplant voranschreitet und gleichzeitig die Struktur des Netzbetriebs angepasst wird. Drei Hebel stehen im Mittelpunkt der Analyse.
Hebel eins: Die Netze sind chronisch unterausgelastet
Verteilnetze werden in Deutschland für den maximalen Lastfall ausgelegt – also für die Situation, in der möglichst viel Strom gleichzeitig fließt. Dieser Fall tritt jedoch selten ein. Der durchschnittliche Lastfaktor, also das Verhältnis zwischen tatsächlicher und maximal möglicher Auslastung, liegt bei den 25 für die Studie untersuchten Netzbetreibern bei rund 45 Prozent. Drei Viertel der Kapazität bleiben im Schnitt ungenutzt.
Das klingt nach verschwendetem Potenzial – und das ist es auch. Denn jede Kilowattstunde Kapazität, die gebaut, aber nicht genutzt wird, kostet Geld. Die Studie zeigt, dass eine bessere Auslastung durch Digitalisierung, Flexibilisierung und veränderte Betriebslogik die Investitionsbedarfe erheblich senken kann: Im Basisszenario um 30 Prozent, was bis 2045 einer Einsparung von rund 7 Milliarden Euro jährlich bei den Gesamtnetzkosten entspräche. Den entsprechenden Hinweis liefert auch der Monitoringbericht der Bundesregierung – bisher ohne greifbare Konsequenzen.
Dass diese Möglichkeiten kaum genutzt werden, liegt nicht an mangelndem Wissen, sondern an fehlenden Anreizen und fehlender Digitalisierung. Laut Netzzustandsbericht der Bundesnetzagentur verfügen nur gut 1 Prozent der befragten Verteilnetzbetreiber auf Niederspannungsebene über vollständige Echtzeitdaten zu Betriebsmitteln – also genau dort, wo die meisten dezentralen Anlagen und Haushaltsanschlüsse hängen. Wer seine Netze nicht in Echtzeit sieht, kann sie auch nicht in Echtzeit optimieren.
Hebel zwei: 851 Netzbetreiber, 851 verschiedene Regeln
Deutschland hat 851 Verteilnetzbetreiber. Das ist keine besonders runde Zahl – und sie ist das Ergebnis historisch gewachsener Strukturen, nicht effizienter Planung. 767 dieser Betreiber versorgen weniger als 100.000 Kunden. Zwischen dem größten und dem kleinsten Netzbetreiber liegen Faktoren von über 10.000 bei der versorgten Fläche und über 100.000 bei der ausgelieferten Strommenge.
Diese Fragmentierung hat handfeste Kostenfolgen. Wer als Projektierer oder Elektriker in mehreren Netzgebieten tätig ist, stößt auf unterschiedliche technische Anschlussbedingungen, unterschiedliche Formulare, unterschiedliche Softwareportale und unterschiedliche Vorgaben bis hin zur Frage, welche Art Kabelverbindung verwendet werden muss. Ein Transformator, der für Netzgebiet A zugelassen ist, kann in Netzgebiet B nicht eingesetzt werden. Das erhöht nicht nur die Kosten für Netzbetreiber selbst, sondern auch für alle, die mit ihnen arbeiten.
Die Studie schätzt das Kostensenkungspotenzial durch Standardisierung und Konsolidierung auf rund 5 Prozent der Verteilnetzbetriebskosten – und das ohne Berücksichtigung der volkswirtschaftlichen Nebeneffekte, die einheitliche Standards für Netzkunden und Dienstleister hätten. Systematische Studien zu diesem Thema fehlen bislang weitgehend, was die Studie selbst als bemerkenswert bewertet.
Hebel drei: Eigenkapitalrenditen weit jenseits des regulatorischen Rahmens
Der dritte und politisch heikelste Befund betrifft die Eigenkapitalrenditen der Netzbetreiber. Die Anreizregulierung der Bundesnetzagentur setzt kalkulatorische Verzinsungssätze von 3,5 bis 5,1 Prozent an – Werte, die für ein risikoarmes Monopolgeschäft mit gesicherten Erlösen konzipiert sind. Die tatsächlich erzielten Renditen liegen jedoch erheblich darüber.
Für 22 untersuchte Verteilnetzbetreiber weist die Studie auf Basis der Jahresabschlüsse 2024 eine durchschnittliche Eigenkapitalrendite vor Steuern von 24 Prozent aus. Einzelne Unternehmen lagen in vergangenen Jahren zwischen 20 und 50 Prozent. Diese Abweichung ist laut der Analyse nicht auf Sondereffekte zurückzuführen, sondern auf strukturelle Schwächen im Regulierungsdesign: Die Kostenbasis für Netzentgelte wird nur alle fünf Jahre neu ermittelt, was Netzbetreibern Spielräume eröffnet, zwischen den Regulierungsperioden effizienter zu wirtschaften, als die Kalkulation es vorsieht – und die Differenz als Gewinn zu behalten, anstatt sie über niedrigere Entgelte weiterzugeben.
Würden die realen Eigenkapitalrenditen auf ein Niveau abgesenkt, das für institutionelle Investoren wie Pensions- oder Infrastrukturfonds weiterhin attraktiv wäre – die Studie setzt dafür 7,5 Prozent an –, könnten die Netzkosten um rund 4 Prozent sinken.
Ein vierter Faktor: Wer zahlt, und wer nicht
Neben den drei Einsparhebeln analysiert die Studie auch, wie Netzkosten verteilt werden. Eigenverbraucher – also Haushalte und Unternehmen, die Strom selbst erzeugen und direkt verbrauchen – tragen bisher kaum zu den Netzkosten bei. Gleiches gilt für bestimmte industrielle Großverbraucher, die von der Netzentgeltpflicht teilweise befreit sind. Mit wachsender Elektrifizierung und mehr dezentraler Erzeugung verbreitert sich die Basis potenzieller Netzkunden – wenn die Regulierung entsprechend angepasst wird. Die Bundesnetzagentur arbeitet im Rahmen des sogenannten AgNes-Prozesses an solchen Anpassungen.
Das Zusammenspiel dieser Faktoren ist rechnerisch bemerkenswert: Wenn alle Hebel genutzt werden und gleichzeitig die Elektrifizierung von Wärme, Mobilität und Industrie den Gesamtstromverbrauch bis 2045 verdoppelt, könnten die spezifischen Netzentgelte – also der Preis pro Kilowattstunde Netznutzung – im Jahr 2045 unter dem heutigen Niveau liegen, obwohl die absoluten Investitionen in die Netze stark steigen.
Was das für Betreiber und Projektierer bedeutet
Für diejenigen, die Windparks und Solaranlagen planen und betreiben, ist die Studie in mehrfacher Hinsicht relevant. Die Netzentgelte beeinflussen direkt die Wirtschaftlichkeit von Projekten, insbesondere bei Co-Location-Modellen und bei der Frage, an welchem Netzverknüpfungspunkt eine Anlage angeschlossen wird. Wenn die in der Studie skizzierten Reformen greifen – mehr Transparenz zur Netzauslastung, einheitlichere Anschlussbedingungen, stärkere Flexibilisierungsanreize –, würde das den Anschlussprozess für neue Anlagen vereinfachen und die räumliche Koordination zwischen EE-Ausbau und Netzkapazitäten verbessern.
Die Studie mahnt dabei auch zur Geduld: Politisches Interesse an diesen Fragen ist nach Einschätzung des Autors bisher gering, und die Datenlage zur Quantifizierung von Einsparpotentialen ist lückenhaft. Eine umfassende Reform – die Studie nennt als Orientierung eine „Agenda 2030″ für den Verteilnetzbetrieb – würde tiefe Eingriffe in Regulierung, Organisation und Anreizsysteme erfordern. Ob und wann das politisch auf die Tagesordnung kommt, ist eine offene Frage.
Dr. Tim Meyer / 3EPunkt: „Bestandsaufnahme Kostensenkungspotentiale im Verteilnetz – Analyse von Effizienzpotentialen und Ansätzen für Kostenmanagement im deutschen Stromnetz.” Hamburg, 23. März 2026. Unterstützt von der European Climate Foundation.
