Veranstaltungsrückblick: Regulierte Netze und Infrastruktur 2025

​​​​​​​veröffentlicht am 2. April 2025

Der neue Regulierungsrahmen, der Ausbau der Stromnetze und die Gasnetztransformation waren Schwerpunkte der Veranstaltung "Regulierte Netze und Infrastruktur 2025" bei Rödl & Partner in Köln.

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Herr Dr. Gößmann (Thyssengas) stellte die Planungen für das H2-Kernnetz vor und erläuterte, welche Möglichkeiten für Verteilnetzbetreiber bestehen, sich an das Wasserstoffkernnetz anzuschließen. Er betonte, dass das Wasserstoffkern auf die industriellen Kernregionen ausgerichtet ist, mögliche Standorte für wasserstofffähige Gaskraftwerke anbinden soll aber auch die Im- und Exporte von Wasserstoff mit den europäischen Nachbarländern ermöglichen soll. Die Wasserstoffverfügbarkeit für die Wärmeversorgung steht nicht im Fokus des Wasserstoffkernnetzes. Er wies darauf hin, dass aktuell mit Unterstützung von Thyssengas regionale H2-Versorgungskonzepte erarbeitet werden, um den Wasserstoff in die Fläche zu bringen. Für Verteilernetzbetreiber besteht die Möglichkeit, sich T-Stücke zur Anbindung an das Wasserstoffkernnetz zu sichern. Die Euphorie zum Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur sei inzwischen einem realistischeren Bild gewichen. Die H2-Abnahmevertrag zwischen RWE und Total Energies sei ein ermutigendes Zeichen, dass nun die Hochlaufphase des Wasserstoffmarktes in Deutschland und Europa tatsächlich beginnt.

Herr Dr. Lehmköster (Amprion) verwies auf die massiven Investitionen in den Stromnetzausbau der Übertragungs- und Verteinetze, die aufgrund der starken Zunahme der anzuschliessenden EE-Anlagen, des zu erwartenden Anstiegs der Stromverbräuche sowie der Stromtransportkapazitäten erforderlich sein wird. Ein zunehmendes Problem stellt der PV-Überschuss dar. Aufgrund der hohen Gleichzeitigkeit ist absehbarer, dass an sonnenreichen Tagen die Einspeisungen erhebklich über den Stromverbräuchen kiegen. Hier müssen die Steuerbarkeit, die marktliche Abregelung und die Exportkapazitäten forciert werden. Herr Dr. Lehmköster wies auch auf den massiven Anstieg der Netzanschlussbegehren von Großbatteriespeichern hin und dass hier zunehmende Anreize für den netzdienlichen Ausbau geschaffen werden sollten, da ansonsten der Hochlauf der Batteriespeicher nicht zu einer Entlastung der Netze sondern zu einem weiteren Netzausbau führt.

Herr Grüner (Bundesnetzagentur) erläuterte, dass für den Wasserstoffhochlauf das Gesamtsystem zusammenpassen muss: Erzeugung und Importe, Speicher und Verbrauch müssen ineinander greifen. Die Regulierung sei nur ein Baustein im Gesamtsystem. Das H2-Kernnetz ist ein erstes Puzzlestück, weitere Komponenten (z.B. Speicher) müssen folgen, um das Gesamtsystem zu entwickeln. Er wies auf die Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens hin. Perspektivisch kann darüber nachgedacht werden, die Opt-in-Regelung zur Wasserstoffregulierung in eine Vollregulierung weiterzuentwickeln. Es sei zu erwarten, dass die Wasserstoffregulierung sich zukünftig an den Regelungen für Erdgas orientiert, dass aber auch die Verteilnetzebene nicht vernachlässigt werden soll und hier Lösungen für einen wirtschaftlichen Betrieb in der Transformation gefunden werden sollten. Für Speicher erwartet er einen regulierten Zugang mit Übergangszeiträumen, da es sich nicht um ein klassisches natürliches Monopol handelt.

Herr Schüssler (Rödl & Partner) wies auf die Rolle der Batterispeicher aus Netzperspektive hin. Ein massiver Ausbau der Speicherkapazitäten ist erforderlich, um die Systemstabilität und die Austarierung zwischen Erzeugung und Verbrauch zu ermöglichen. Er ging im Detail auf die Geschäftsmodelle für Batteriespeicher aus Sicht von Netzbetreibern ein. Denn nicht alle Anwendungsfälle sind netzdienlich. Er erläuterte, unter welchen Bedingungen Netzbetreiber Energiespeicher als voll integrierte Netzkomponenten einsetzen dürfen. Für den Ausbau der Batteriespeicher sollte Wert darauf gelegt werden, dass diese nicht nur marktdienlich wirken sondern auch dazu beitragen, dass der Netzausbaubedarf nicht noch zusätzlich steigt.

Herr Engelke (Regulierungskammer Mecklenburg-Vorpommern) hat als Vorsitzender des Länderausschusses bei der Bundesnetzagentur die Sichtweise der Bundesländer zum neuen Regulierungsrahmen erläutert. Die Bundesländer hatten sich dafür eingesetzt, dass die Dauer der Regulierungsperiode bei 5 Jahren beibehalten und nicht auf 3 Jahre verkürzt wird. Im Ergebnis wird nun übergangsweise in der 5. Regulierungsperiode noch eine fünfjährige Regulierungsperiode beibehalten und erst ab der 6. Regulierungsperiode die Verküzrung auf 3 Jahre vorgesehen. Außerdem ist vor Beginn der 6 .Regulierungsperiode noch eine Evaluierung der Effekte durch eine Verkürzung der Regulierungsperiode auf 3 Jahre vorgesehen. Bei Verkürzung der Regulierungsperiode sollten die Verfahren grundlegend vereinfacht werden, damit der administrative Aufwand nicht überproportional steigt. Vereinfachungen sind durch Reduktion des Umfangs der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten vorgesehen. Durch Ersatz von Antragsverfahren anstelle von Anzeigeverfahren soll der Verwaltungsaufwand reduziert werden. Allerdings sollen das Qualitätselement einschließlich Energiewendekompetenz auf Netzbetreiber im vereinfachten Verfahren ausgeweitet werden. Außerdem soll nicht mehr die Kundenanzahl sondern die Marktabdeckung (Ausgangsniveau ohne vorgelagerte Netzkosten) die entscheidende Größe für die Auswahl der Netzbetreiber sein.

Herr Pesch (Regulierungskammer NRW) stellte die Veränderungen vor, die sich bei den Kapitalkosten ergeben. Der WACC-Ansatz soll die Komplexität bei der Ermittlung der Kapitalkosten reduzieren und zukünftig ein pauschalierter Kapitalverzinsungssatz angewendet werden. Mit Umstellung der Bewertung des Sachanlagevermögens auf Realkapitalerhaltung entfällt die Berücksichtigung von Tagesneuwerten für Altanlagen (Nettosubstanzerhaltung). Der eigenfinanzierte Anteil wird unabhängig von der unternehmensindividuellen Eigenkapitalquote pauschal auf 40 Prozent fixiert, während der fremdfinanzierte Anteil entsprechend 60 Prozent beträgt. Letztlich soll der WACC-Ansatz für Netzbetreiber mehr Flexibilität in der Gestaltung der eigenen Finanzierung ermöglichen.

Herr Dobler (Rödl & Partner) hat die wirtschaftlichen Auswirkungen der Umstellung auf den WACC-Ansatz analysiert. Grundsätzlich reduziert sich mit der Anwendung nur noch des Realkapitalerhalts für alle Anlagen die Kapitalkostenbasis. Abhängig von der tatsächlichen Finanzierung des Netzbetreibers (Eigenkapitalquote, Fremdkapitalzinssatz, Baukostenzuschüsse) kann die zukünftige Anwendung des WACC-Ansatzes insgesamt zu Nachteilen bzw. Vorteilen führen.

Herr Dr. Wolf (Rödl & Partner) führte aus, welche Rechtsfragen sich zum zukünftigen Regulierungsrahmen ergeben. Er stellte in Frage, ob tatsächlich Vereinfachungen für Netzbetreiber zu erwarten sind. So führt die Einbeziehung der Netzbetreiber im vereinfachten Verfahren in die Qualitätsregulierung zu einem erheblichen Mehraufwand bei diesen Unternehmen. Die OPEX-Anpassung in der fünften Regulierungsperiode soll nur für Netzbetreiber im Regelverfahren, nicht aber im vereinfachten Verfahren gelten.

Herr Meyer (Leitungspartner) erläuterte, welche Veränderungen sich für einen Verteilnetzbetreiber durch die Umsetzung der Klimaziele ergeben. Er geht davon aus, dass für die Wärmewende dezentrale Lösungen (insbesondere Wärmepumpen) in Düren als große Mittelstadt in NRW dominieren werden. Eine leitungsgebunde Wärmeversorgung wird unter den aktuellen Rahmenbedingungen keine wesentliche Rolle spielen. Der Einsatz von Wasserstoff wird trotz direkter Anbindung von Düren an das Wasserstoffkernnetz nur für punktuelle industrielle Anwendungen von Bedeutung sein. Er geht nicht von einer flächendeckenden Wasserstoffinfrastruktur in Düren aus.

Frau Dr. Reischuk (Bielefelder Netz) wies auf die akutellen umfangreichen Herausforderungen für Verteilnetzbetreiber hin. Sie ist optimistisch, dass die Anforderungen von Verteilnetzbetreibern erfüllt werden können und zu einem Gelingen der Transformation beitragen können. Sie wies aber auch darauf hin, dass klare Prioritäten gesetzt werden sollten und auf "Nice-to-Have"-Anforderungen verzichtet werden sollte und Komplexität aus dem System rausgenommen werden sollte. Als Beispiele nannte sie den 24h-Lieferantenwechsel und die Umsetzung von § 14a EnWG. Auch führten Anpassungen in den Massenprozessen regelmäßig zu Fehlern, die manuell bearbeitet werden müssen und einen immensen operativen Aufwand bedeuten. Sie appellierte auch daran, dass die Energiewende viel Geld kostet und zu einer Verteuerung der Energie führen wird.

Herr Probst (ef.Ruhr) betonte den direkten Zusammenhang zwischen Ausbau der E-Mobilität sowie der Elektrifizierung der Wärme und dem Netzausbaubedarf. In den letzten Jahren seien die Planziele für E-Auto-Zulassungen und die Installation von Wärmepumpen verfehlt worden. Die führt dazu, dass der Netzausbau gestreckt werden kann, da die Netzmengen bzw. die Leistung nicht so stark ansteigen, wie dies im aktuellen Szenariorahmen erwartet wurde. Für die Netzausbaukosten bei den Verteilnetzen in NRW wird daher eine Reduktion der Netzausbaukosten im Vergleich zu früheren Analysen i.H.v. ca. 20 Prozent erwartet. Für die Investitionsplanung sollte daher ein kontinuierliches Monitoring der tatsächlichen Veränderungen der Last erfolgen, um die finanziellen Mittel für Netzinvestitionen möglicht effizient einzusetzen.

Insgesamt wurde in der Veranstaltung "Regulierte Netze und Infrastruktur 2025" von Rödl & Partner ein breiter Überblick der aktuellen Herausforderungen für Netzbetreiber gegeben. Der neue Regulierungsrahmen lässt nur teilweise Vereinfachungen, aber auch einiges an zusätzlichem Aufwand erwarten. Die Elektrifizierung der Mobilität und der Wärme setzt immense Stromnetzinvestitionen auf allen Netzebenen, auch in den Verteilnetzen, voraus. Ein kontinuierliches Monitoring des Netzzustands kann dazu beitragen, Netzinvestitionen effizient einzusetzen und insgesamt händelbar zu machen. Das Wasserstoffkernnetz bietet die grundlegende Basis für den Aufbau einer umfassenden Wasserstoffinfrastruktur in Deutschland. Nun muss aber der Wasserstoff in die Fläche mit Schwerpunkt industrielle Anwendungen gebracht werden und Speichersysteme müssen entwickelt werden, damit aus den technischen Möglichkeiten auch praktische Anwendungen werden.

Am 19.03.2026 ist die nächsten Veranstaltung zum Themenkomplex "Regulierte Netze und Infrastruktur" in Köln geplant. Dann werden die Diskussionen zu den aktuellen Herausforderungen bei Netzbetreibern fortgesetzt. Es bleibt spannend, wie sich die Rahmenbedingungen bis dahin weiterentwickelt haben und welche Lösungsmöglichkeiten sich in der Praxis etabliert haben. 

Wir freuen uns, über Ihre Teilnahme und anregende Diskussion mit Ihnen!

Hier einige Impressionen der diesjährigen Veranstaltung:

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