Investitionen in Stromnetzte legen weltweit zu
Es ist ein spannender Weg, wie der Strom bei uns in die Steckdose kommt. Dieser Weg, der seinen Ausgangspunkt bei der Stromerzeugung hat, führt über Leitungen, Transformatoren, Speichermedien und Verteiler bis zu unserer Steckdose, wo er letztendlich umgewandelt wird. Im Hinblick auf den Übergang zu erneuerbaren Energien sind Stromnetze zu einem Engpass geworden, da Stromerzeugung und -nutzung bei erneuerbaren Energien oft geografisch auseinanderfallen. Aber die weltweit steigenden Investitionen zeigen, dass Bewegung in diesen Bereich gekommen ist: Nachdem die weltweiten Ausgaben gemäß der Internationalen Energieagentur seit 2015 bei etwa 300 Mrd. USD pro Jahr stagnierten, werden sie voraussichtlich 2024 400 Mrd. USD erreichen. Angetrieben wird das Wachstum durch die Politik und Finanzwirtschaft in Europa, den Vereinigten Staaten (zumindest bis zur Übernahme der Regierungsgeschäfte durch die Trump-Administration), China und Teilen Lateinamerikas. Fortgeschrittene Volkswirtschaften und China machen dabei 80 % der globalen Ausgaben aus. Ein Nischendasein fristete hingegen noch der Bereich der Stromspeicherung über Batterien, der 2024 mit weltweit rund 54 Mrd. USD nur 4% des Investitionsvolumens ausmachte. Allerdings waren es drei Jahre zuvor gerade einmal 11 Mrd. USD und ein Anteil von 1%. Insgesamt wurden 2024 geschätzte 1,4 Bill. USD weltweit in die Stromerzeugung, -speicherung und -verteilung investiert. Der Anteil der Stromnetze am gesamten Investitionsvolumen lag demnach bei rund 30%.
Wie kommt der Strom in die Steckdose?
Verlassen wir die globale Bühne und schauen uns die Struktur der Energiedistribution in Deutschland an. Der deutsche Strommarkt ist ein liberalisierter Markt, auf dem Strom aus verschiedenen Quellen, wie konventionellen Kraftwerken, erneuerbaren Energien oder ausländischen Anbietern erzeugt, gehandelt und direkt oder über Anbieter, wie z.B. die Stadtwerke, an Verbraucher verkauft wird. Seit der Liberalisierung 1998 gibt es Wettbewerb zwischen zahlreichen Stromerzeugern und Lieferanten, was zu mehr Transparenz und Effizienz führte.
Die Stromversorgung wird durch ein komplexes Zusammenspiel von Akteuren gewährleistet: Erzeuger produzieren Strom, Übertragungsnetzbetreiber (in Deutschland vier, die regional genau abgegrenzt agieren) sind für das Höchstspannungsnetz zuständig, während über 800 Verteilnetzbetreiber die regionale Verteilung übernehmen. Zudem ist der deutsche Strommarkt eng in das europäische Verbundnetz integriert, was den grenzüberschreitenden Energieaustausch ermöglicht. Die zunehmende Einspeisung volatiler erneuerbarer Energien erfordert eine intelligente Netzsteuerung und den Ausbau der Netzinfrastruktur, um Angebot und Nachfrage stets auszugleichen und die Frequenz des Wechselstroms bei exakt 50 Hertz stabil zu halten.
Die Regulierungslandschaft der Stromnetze in Deutschland ist äußerst komplex und wird von der Bundesnetzagentur überwacht. Ihre Aufgabe ist es, sicherzustellen, dass die Stromnetze zuverlässig, effizient und diskriminierungsfrei betrieben werden. Da es in Deutschland nur vier Betreiber von Übertragungsnetzen gibt, ist es die Aufgabe der Bundesnetzagentur, diese natürlichen, auf ihre Gebiete begrenzten Monopole zu überwachen und ggf. in den Markt einzugreifen. Ein zentraler Punkt der Regulierungsstruktur ist die Netzentgeltregulierung, weshalb Betreiber von Übertragungs- und Verteilnetzen nur bestimmte Kosten über Netzentgelte geltend machen können. Diese Kosten müssen von der Bundesnetzagentur geprüft und genehmigt werden, um faire Preise für die Verbraucher sicherzustellen. Für viel Zündstoff sorgt, dass die Netzentgelte in den letzten Jahren kontinuierlich gestiegen sind und mittlerweile rund 25% des gesamten Strompreises ausmachen.
Schieflage zwischen Angebot und Nachfrage gefährdet die Netzstabilität
Die vergleichsweise hohen Netzentgelte sind auch die Folge des Ausbaus mit dezentral erzeugten erneuerbaren Energiequellen und der Umstrukturierung des deutschen Stromnetzes. Wurde früher der Strom in Deutschland durch eine überschaubare Zahl an mehr oder weniger großen Kraftwerke eingespeist, haben wir heute, insbesondere durch On- und Offshore-Windkraftanlagen, einen Stromüberschuss im Norden und ein Stromdefizit in der Mitte sowie im Süden Deutschlands. Bereits vor fünf Jahren erzeugten beispielsweise Schleswig-Holstein mit 23.300 Gigawattstunden (GWh) und Niedersachsen mit 38.000 GWh mehr Strom als sie verbrauchten, während im Gegensatz dazu in Hessen 19.000 GWh und Baden-Württemberg 21.400 GWh mehr verbraucht als erzeugt wurde. Hinzu kommt, dass heute auf nahezu allen Ebenen des Netzes, also vom Offshore-Windpark bis runter zum Solarbalkonkraftwerk, Energie in das Netz eingespeist wird. Es ist offensichtlich, dass, sofern die bestehenden Industriestruktur beibehalten werden soll, das deutsche Stromnetz intelligenter sowie um- und ausgebaut werden muss, um diese Differenzen auszugleichen und das Stromnetz für uns sowie unsere europäischen Nachbarn stabil zu halten.
Derzeit hat das deutsche Stromnetz nach Schätzung des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) eine Länge von 1,9 Mio. Kilometern. Davon entfallen etwa 36.600 Kilometer auf das Höchstspannungsnetz, welches mit Spannungen von 220 bis 380 den Strom effizient von Kraftwerken oder Offshore-Windparks national und international verteilt. Weitere 95.000 Kilometer entfallen auf das Hochspannungsnetz, welches ebenfalls der überregionalen Verteilung dient und beispielsweise Solarparks, Wasserkraftwerke oder einzelne Windparks mit Abnehmern verbindet. Beide zusammen bilden die „Übertragungsnetzebene“, das Rückgrat der Stromversorgung unseres Landes. Die beiden untersten Ebenen, die Verteilnetzebene, sind das Mittelspannungsnetz mit rund 530.000 Kilometern und das Niederspannungsnetz mit einer Länge von etwa 1.250.000 Kilometern.
Wie muss das deutsche Stromnetz ausgebaut werden, damit es dem prognostizierten Bedarf für die nächsten Jahre gerecht wird? Hierfür ist der Netzentwicklungsplan Strom (NEP) das zentrale Steuerinstrument, mit dem die Grundlage für eine auch zukünftig sichere Stromversorgung geschaffen wird. Erarbeitet und entworfen wird der NEP von den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW. Prognostiziert wird der zukünftige Stromverbrauch, der in der aktuellen Schätzung von derzeit rund 547 Terawattstunden auf, je nach Szenario, 970 bis 1.350 Terawattstunden steigen soll (siehe Abbildung 1). Die Bundesnetzagentur spielt eine entscheidende Rolle, indem sie den NEP prüft und genehmigt. Ebenfalls auf der Verteilernetzebene sind größere Anbieter verpflichtet, eine Planung vorzulegen und durch die Bundesnetzagentur genehmigen zu lassen. Diese Planung wird die kontinuierliche Anpassung an technologische, ökonomische und ökologische Veränderungen sichern.
Prognostizierte Veränderung des Stromverbrauchs, in TWh
Abb. 1: Prognostizierte Veränderung des Stromverbrauchs, in TWh; Quelle: Szenariorahmen Netzentwicklungsplan Strom 2025-2037/2045
Auf der Basis des aktuellen NEP erwartet die Bundesnetzagentur, dass das Höchstspannungs- und Hochspannungsnetzwerk um rund 16.800 Kilometer ausgebaut werden muss (siehe Abbildung 2). Die Hans-Böckler-Stiftung berechnet bei gleicher Ausgangslage den Ausbaubedarf bis 2045 auf bis zu 25.700 Kilometer, während der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft sogar auf bis zu 34.500 Kilometer kommt. Unabhängig davon, wie viele Kilometer es am Ende werden, bereits heute wird am Ausbau gearbeitet und in diesem Jahr wurde bereits der Neubau von 3.608 Leitungskilometern genehmigt. Aber wie wir wissen, ist „genehmigt“ noch lange nicht „gebaut“ und auch hier ist es herausfordernd, die Regulatorik und lokalen divergierenden Interessen zu beachten sowie Kapital und Handwerker zu beschaffen. Deshalb rechnet die Bundesnetzagentur, dass 2025 gerade einmal 412 Kilometer neue Leitungen in Betrieb gehen werden und erst in drei Jahren mit einer Neubauleistung von 4.000 Kilometern im Jahr zu rechnen ist. Eine recht optimistische Schätzung.
Geplante Inbetriebnahme in Leitungskilometern
Abb. 2: Geplante Inbetriebnahme in Leitungskilometern; Quelle: Bundesnetzagentur, September 2024
Der Aus- und Neubau des Energienetzes erfordert viel Kapital
Um eine Vorstellung zu bekommen, wie hoch der Kapitalbedarf sein kann, hat die Hans-Böckler-Stiftung Ende 2024 diesen für den Ausbau der Stromnetze bis 2045 berechnet und kommt für die Übertragungsnetze auf 328 Mrd. Euro sowie auf 323 Mrd. Euro für die Verteilernetze. Genauere Details sind nachfolgender Tabelle zu entnehmen:
Prognostizierte Investitionen in das Übertragungsnetz bis 2045 (in Mrd. €)
Tab. 1: Prognostizierte Investitionen in das Übertragungsnetz bis 2045 (in Mrd. €); Quelle: Hans-Böckler-Stiftung, 2025
Zusammen ergibt sich bis 2045 ein Gesamtinvestitionsbedarf von rund 651 Mrd. Euro. Um dieses Ziel zu erreichen, muss das jährliche Investitionsvolumen von etwa 15 Mrd. Euro im Jahr 2023 auf rund 34 Mrd. Euro p. a. ansteigen, was einem Zuwachs von 127% entspricht. Berechnet man den gesamten Kapitalbedarf der vier großen deutschen Übertragungsnetzbetreiber, entfällt der größte Anteil auf TenneT (ca. 36%), gefolgt von Amprion (knapp 36%), 50Hertz (21%) und TransnetBW (7%).
Strategien der Netzbetreiber, um die Herausforderung zu stemmen
Die großen deutschen Stromnetzbetreiber verfolgen mehrere Strategien, um den hohen Investitionsbedarf zu decken. Durch strategische Investitionsplanung und Asset Management zielen die Netzbetreiber darauf ab, technische Notwendigkeiten mit wirtschaftlicher Machbarkeit in Einklang zu bringen. Dies beinhaltet die Priorisierung von Investitionen, die Optimierung der Netzsubstanz und die Sicherung der Systemfunktionalität. Zudem sollen Planungsprozesse verbessert und die Lieferketten besser gemanagt werden, um Kosten zu senken und Zeitpläne einzuhalten. Ebenfalls wird die Digitalisierung vorangetrieben, um Betriebsprozesse zu modernisieren und flexibler zu gestalten. Für Kapitalgeber ist interessant, dass Netzbetreiber ihre Finanzlage durch den Verkauf von nicht zum Kerngeschäft gehörenden Vermögenswerten und Rekapitalisierung stärken, um Kapital für Investitionen zu mobilisieren.
Egal, wie man es dreht und wendet: Die Dekarbonisierung erfordert einen massiven Aus- und Umbau der Stromnetze, um den steigenden Energiebedarf durch die Elektrifizierung von Verkehr, Industrie und Gebäuden zu bewältigen. Den dafür notwendigen Kapitalbedarf können weder die großen Netzbetreiber noch die vielen Betreiber der Verteilernetze allein stemmen. Neben staatlichen Zuschüssen und Garantien wird es notwendig sein, privates Kapital für diese Aufgabe zu mobilisieren.
Ohne Kapitalgeber wird es nicht gehen
Darüber hinaus spielen Kapitalgeber als Miteigentümer der Netzbetreibergesellschaften eine Rolle. Die Netzbetreiber haben in den letzten Jahren vor allem Minderheitsanteile verkauft oder sind in Eigentümerstrukturen umgewandelt worden, oft mit Beteiligung des Staates über die KfW, um strategische Einflussnahmen zu sichern und die Infrastruktur zu stabilisieren. So ging kürzlich durch die Presse, dass die Provinzial 35% der Anteile an der Amprion Haltegesellschaft M31 der Versicherungskammer übernommen hat. Die M31 hält 74,9% der Anteile an Amprion, den Rest hält die RWE AG. Ein großer Rückkauf steht mit TenneT derzeit noch aus und ist Teil der aktuellen politischen Diskussion.
Fazit
Zusammenfassend lässt sich sagen, dass Stromnetze ein natürliches Monopol sind, deren Netzentgelte und Kapitalverzinsungen von Regulierungsbehörden festgelegt werden. Dadurch sind die Einnahmen der Netzbetreiber vergleichsweise sicher und vorhersehbar, was für Investoren attraktiv ist. So hat die Bundesnetzagentur beispielsweise die Eigenkapitalverzinsung für Neuanlagen in Stromnetze auf bis zu 7,1% angehoben, vor 2024 lag der Satz bei etwa 5%. Für Anleger ist weiterhin interessant, dass der beschriebene notwendige Netzausbau enorme Investitionen über Jahrzehnte erfordert und durch die regional monopolistische und deutschlandweit oligopolistische Organisation des Marktes sowie die starke Regulierung Wettbewerb und Risiken begrenzen und damit die Erträge planbarer machen.
Die zu erwartenden Renditen für Investoren in Stromnetzbetreiber sind im Vergleich zu anderen Infrastrukturinvestitionen moderat. Durch die Regulierung und die Monopolstellung der Netze sind sie aber als relativ sicher und planbar einzuschätzen. Diese Kombination macht sie für institutionellen Anleger attraktiv, die stabile und langfristige Erträge suchen.
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