MÜNCHEN / LONDON (IT BOLTWISE) – Die Thüga AG warnt vor der geplanten Kapitalverzinsung der Bundesnetzagentur für Gasverteilnetze. Für die fünfte Regulierungsperiode von 2028 bis 2032 soll der WACC auf 3,76 Prozent festgelegt werden. Laut Unternehmen liegt der Wert unter den tatsächlichen Finanzierungskosten, die neue Bankdarlehen derzeit deutlich über 4 Prozent treiben. Die Folge könne sein, dass Investitionen in die Infrastruktur sowie die Transformation in Richtung Biomethan und Wasserstoff wirtschaftlich ausgebremst werden.
Die Debatte um den richtigen Zins für Netzinvestitionen bekommt mit der geplanten WACC-Festlegung der Bundesnetzagentur für Gasverteilnetze einen scharfen Ton. Im Entwurf für die fünfte Regulierungsperiode soll der sogenannte Weighted Average Cost of Capital (WACC) auf 3,76 Prozent für 2028 bis 2032 gesetzt werden. Thüga und Partnerunternehmen sehen darin ein Signal, das weder die tatsächlichen Finanzierungskosten noch die im Netzbetrieb anfallenden Risiken ausreichend abbildet – und damit den Umbau der Energieinfrastruktur in Deutschland ausbremsen könnte.
Technisch und finanzwirtschaftlich ist der WACC in der Anreizregulierung mehr als eine Rechengröße: Er bestimmt, welche Rendite Netzbetreiber bei der kalkulatorischen Verzinsung ihres eingesetzten Kapitals in Erlöse übersetzen dürfen. Der Streitpunkt liegt dabei vor allem in der Fremdfinanzierung. Für den Fremdkapitalanteil bestehender Gasnetze soll die Bundesnetzagentur mit einem Zinssatz von 2,43 Prozent arbeiten. Thüga hält dagegen, dass die Finanzierungskosten für neue Bankdarlehen aktuell deutlich darüber liegen. Zusätzlich kritisiert das Unternehmen, dass die Methode die Zinsentwicklung vergangener Jahre in die Zukunft fortschreibt und damit sowohl steigende als auch sinkende Konditionen nur zeitverzögert berücksichtigt würden. Gerade bei Netzinvestitionen, die mit relativ kurzen Zinsbindungen funktionieren, komme es dann zur Kollision: Die in Phasen niedriger Zinsen aufgenommenen Kredite stehen zur Refinanzierung an, während die regulatorische Verzinsung die geänderten Marktbedingungen noch nicht widerspiegelt.
Für die Praxis heißt das: Wenn Erlöse aus der Regulierung die tatsächlichen Finanzierungskosten nicht mehr decken, geraten Netzinvestitionen zunehmend unter Druck. Thüga beschreibt, dass die Erlösspielräume der Netzbetreiber damit weniger ausreichen, um Finanzierungskosten angemessen abzubilden, und bereits getätigte Investitionen wirtschaftlich entwertet würden. Aus Unternehmenssicht trifft das nicht nur die Betreiber, sondern auch die Eigentümerstruktur: Viele Verteilnetzbetreiber befinden sich im kommunalen Eigentum. Eine sinkende Verzinsung reduziert dann die Wertentwicklung kommunalen Vermögens und schmälert gleichzeitig die Innenfinanzierungskraft der Netzbetreiber – also die Fähigkeit, Investitionen aus dem laufenden Cashflow heraus zu stemmen, ohne vollständig auf neue externe Finanzierung angewiesen zu sein.
Der Konflikt wird zudem politisch aufgeladen, weil der Rückgang beim Erdgasverbrauch aus Sicht des Unternehmens nicht automatisch bedeutet, dass Gasnetze vollständig verschwinden müssen. Thüga warnt davor, den absehbaren Rückgang des Erdgaskonsums gleichzusetzen mit dem Ende der Gasinfrastruktur. Netze müssten vielmehr bis zu einer Stilllegung weiterhin sicher betrieben und instandgehalten werden. Gleichzeitig sollen Investitionen in die Transformation offen bleiben – etwa für die Nutzung von Biomethan und Wasserstoff. In der Argumentation wird damit ein technischer Pfad beschrieben, der Gasverteilnetze als Bestandteil der Energiewende begreift: Zugang zum Wasserstoffkernnetz für regionale Abnehmer, Biogas, dezentrale Elektrolyseure und Speicher sowie die Versorgung von Wärmenetzen. Wenn die Verzinsungslogik der Regulierung zu eng gefasst sei, könnten genau diese Dekarbonisierungsprojekte und zentrale Bausteine der Umstellung weniger attraktiv oder schlechter finanzierbar werden.
Auch der Blick über den Gasbereich hinaus gehört zur Warnung. Thüga sieht das Risiko, dass die Methodik der Bundesnetzagentur bei der nächsten Festlegung nicht nur auf weitere Gasnetze, sondern auch auf Stromverteilnetze übertragen werden könnte. Dort stehen in den kommenden Jahren laut Unternehmen Investitionen in dreistelliger Milliardenhöhe an – unter anderem für erneuerbare Energien, Speicher, Wärmepumpen, Elektromobilität und neue industrielle Verbraucher, die sich über einen Ausbau der Stromnetze in das Gesamtsystem integrieren lassen. Aus Sicht des Unternehmens ist deshalb entscheidend, wie stark regulatorische Parameter die Investitionsbereitschaft beeinflussen: Wenn Rahmenbedingungen nicht stimmen, bleiben erwartete Investitionen in anderen Branchen bereits aus. Die Transformation passiere nicht primär in Gesetzen oder behördlichen Vorstellungen, sondern in den Netzen vor Ort, die gebaut, betrieben und modernisiert werden müssen.
Konsequenterweise fordert Thüga eine Kurskorrektur bei Methodik und Höhe der Kapitalverzinsung. Das Unternehmen plädiert dafür, die tatsächlichen Finanzierungskosten und die Risiken der Netzbetreiber angemessen zu berücksichtigen, statt auf die Vergangenheit gerichtete Annahmen festzuschreiben. Vorstandsvorsitzender Constantin H. Alsheimer macht den Punkt an der notwendigen Investitionslogik fest: Deutschland brauche mehr und nicht weniger Investitionen in die Energieinfrastruktur, und Regulierung dürfe kein Investitionshemmnis werden. In der Gesamtschau zeigt die Debatte, wie stark die Regulierung als “Übersetzer” von Kapitalmarktkosten in Netz-Erlöse wirkt – und wie sensibel Infrastrukturinvestitionen auf die Passung zwischen regulatorischer Kalkulation und realen Finanzierungskonditionen reagieren.
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