Was NEST, AgNes und KANU 2.0 für die Finanzierung von Stadtwerken in Baden-Württemberg und Deutschland bedeuten
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Executive Summary
Stadtwerke besitzen den Großteil der lokalen Strom- und Gasverteilnetze in Deutschland. Von ihnen wird nun verlangt, das Zwei- bis Dreifache ihrer historischen Rate zu investieren. Die meisten können das nicht finanzieren, und die Gründe dafür sind struktureller, nicht zyklischer Natur.
Was passiert gerade?
- Neun von zehn Stadtwerken geben an, dass der erforderliche Investitionsbedarf alles übersteigt, was sie bisher geplant haben. Ein Viertel erwartet einen Anstieg von mehr als 200 Prozent. 92 Prozent sagen, dass sie das nicht aus eigenen Mitteln decken können (BDEW/EY Stadtwerkestudie 2026, 100 befragte Unternehmen).
- Der Eigentümer ist klamm. Die deutschen Kommunen verzeichneten 2025 ein Defizit von 31,9 Milliarden Euro, das höchste seit der Wiedervereinigung, und die kurzfristige kommunale Verschuldung stieg im Jahresvergleich um 16,5 Prozent.
- Der durchschnittliche Verschuldungsgrad der Branche ist bereits von einem Debt Ratio von 2,4 im Jahr 2018 auf rund 4 gestiegen (Kearney). Einzelfälle liegen deutlich schlechter.
- Drei regulatorische Änderungen fallen in dasselbe Zeitfenster: Die NEST-Beschlüsse vom 10. Dezember 2025 setzen die Berechnung der Renditen neu auf; AgNes ersetzt ab dem 1. Januar 2029 das gesamte Stromnetzentgeltsystem; KANU 2.0 beschleunigt bereits bei 86 Prozent der Gasverteilnetzbetreiber die Abschreibungen.
Warum das Modell gebrochen ist
Das Finanzierungsmodell setzte moderate, aufeinanderfolgende Investitionen voraus, eine großzügige Ausschüttung und eine regulierte Rendite, die die Kapitalkosten komfortabel deckte. Alle drei Annahmen sind gleichzeitig gescheitert, und sie sind aus zusammenhängenden Gründen gescheitert, nicht zufällig.
Wo es schiefgeht
Die meisten Versorger können in einer Aufsichtsratssitzung drei Fragen nicht beantworten: Wie viel Investitionsvolumen ist pro Jahr tatsächlich finanzierbar, in welchem Jahr erreicht die Eigenkapitalquote ihren Tiefpunkt, und welche Ausschüttung ist auf diesem Pfad noch möglich? Das ist kein Kapitalmarktproblem. Es ist ein Planungsproblem, und es ist lösbar.
Unsere Position
Das Geld wird sich weitgehend finden lassen. Die offene Frage ist, ob ein Versorger frühzeitig darüber verhandelt, auf Basis eines belastbaren Modells, oder spät, unter Druck, zu einem schlechteren Preis. Nach unserer Erfahrung liegt der Unterschied zwischen diesen beiden Positionen häufiger in der Planungsfähigkeit als in der Bilanzstärke — wobei wir anmerken, dass dies eine Beobachtung aus der Projektarbeit ist und keine Aussage, die wir belegen können.
Baden-Württemberg: Höhere Netzentgelte, frühere Wärmefristen
Es liegt nahe, dieses Thema bundesweit zu diskutieren. Der Druck verteilt sich jedoch nicht bundesweit gleichmäßig.
Baden-Württemberg zahlt mehr als die meisten. Die durchschnittlichen Stromnetzentgelte (das regulierte Entgelt, das jeder Nutzer für die Netznutzung zahlt und das über die Stromrechnung erhoben wird) liegen in Baden-Württemberg für 2026 bei rund 9,8 ct/kWh, im oberen Mittelfeld der bundesweiten Spanne. Mecklenburg-Vorpommern zahlt rund 7,4 ct/kWh, Hamburg rund 11,8. Der Abstand zwischen dem günstigsten und dem teuersten Bundesland beträgt für 2026 somit etwa 4,4 ct/kWh — nach 5,1 ct/kWh im Jahr 2025, und noch größer, wenn man einzelne Netzgebiete statt Landesdurchschnitte vergleicht.
Der Grund ist kontraintuitiv und lohnt das Verständnis, weil er einen großen Teil der Lokalpolitik prägt. Netzkosten werden bundesweit zugunsten von Regionen mit hoher Erneuerbaren-Erzeugung umverteilt. Diese Regionen — darunter Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg, Sachsen und Bayern — verzeichneten für 2026 die stärksten Senkungen. Der Südwesten, einschließlich Baden-Württemberg, Rheinland-Pfalz und Nordrhein-Westfalen, hat einen anteilig größeren Teil der bundesweiten Netzausbaukosten aufgenommen. Baden-Württemberg steht auf der zahlenden Seite dieser Gleichung.
Die Entlastung 2026 ist geliehen, nicht erwirtschaftet. Netze BW, die EnBW-Tochter, die rund 100.000 Kilometer Netz für 2,37 Millionen Stromkunden im Land betreibt, senkte ihren Haushaltsarbeitspreis für 2026 von 9,73 auf 7,57 ct/kWh, eine Reduzierung um rund 22 Prozent. Diese Senkung ist fast vollständig auf einen Bundeszuschuss von 6,5 Milliarden Euro zu den Übertragungsnetzkosten zurückzuführen, finanziert aus dem Klima- und Transformationsfonds, der die durchschnittlichen Entgelte auf Übertragungsnetzebene um 57 Prozent senkte. Es handelt sich um einen einjährigen Eingriff gegen eine weiter steigende Kostenbasis. Wer einen Plan für 2027 auf der Zahl von 2026 aufbaut, plant auf Basis einer Subvention.
Die beiden oben genannten Zahlen widersprechen sich nicht, und der Unterschied ist es wert, benannt zu werden, weil er in Aufsichtsratsvorlagen für Verwirrung sorgt: Der Landesdurchschnitt von 9,8 ct/kWh umfasst alle Netzbetreiber und alle Entgeltbestandteile, während die 7,57 ct/kWh von Netze BW der Arbeitspreis eines einzelnen Netzbetreibers für Haushalte ohne Grundpreis sind, der separat von 107,96 Euro auf 84,00 Euro gesunken ist.
Beim Gas geht die Entwicklung in die andere Richtung. Bei Netze BW stiegen die Gasnetzentgelte für 2026 um rund ein Prozent. Bundesweit fällt das Bild härter aus. Marktschätzungen beziffern den durchschnittlichen Anstieg der Gasnetzentgelte für 2026 auf 10 bis 12 Prozent. Die Zahlen der Bundesnetzagentur isolieren den Abschreibungseffekt: Netzbetreiber, die KANU 2.0 erstmals 2026 anwenden, verzeichnen Anstiege von rund 23 Prozent, jene, die ein Jahr früher umgestellt haben, rund 2,6 Prozent, und im Durchschnitt über alle anwendenden Netzbetreiber rund 5,2 Prozent. Mehr zu den Gründen im Abschnitt zu KANU 2.0 weiter unten.
Baden-Württemberg ist bei der Wärme voraus, was bedeutet, dass es auch bei den Kosten voraus ist. Das Land hat die kommunale Wärmeplanung vor dem Bund gesetzlich verankert. Seine Stadtkreise und Großen Kreisstädte mussten bis zum 31. Dezember 2023 Wärmepläne vorlegen. Nach dem Wärmeplanungsgesetz des Bundes erstreckt sich die Pflicht nun auf jede Kommune: Gemeinden über 100.000 Einwohner mussten bis zum 30. Juni 2026 liefern — eine Frist, die inzwischen verstrichen ist —, alle übrigen bis zum 30. Juni 2028. Baden-Württemberg strebt zudem Treibhausgasneutralität bis 2040 an, fünf Jahre vor dem Bundesziel 2045.
Früh dran zu sein ist ein Vorteil in der Planung und eine Belastung in der Finanzierung. Die Versorger in Baden-Württemberg erreichen den Punkt, an dem ein Wärmeplan zu einem finanzierten Business Case werden muss, früher als der Großteil des Landes.
Hinzu kommt das industrielle Profil des Landes. Die Fertigungsunternehmen Baden-Württembergs — darunter Automobilzulieferer, Maschinenbauer und der Mittelstand, der die Region prägt — stehen gleichzeitig unter Margendruck und tragen Netzkosten in der oberen Hälfte der bundesweiten Spanne. Die Entlastung der Industrie bei den Netzentgelten ist eines der ausdrücklichen Ziele der AgNes-Reform, was diese Reform speziell für dieses Bundesland zu einer Wettbewerbsfähigkeitsfrage macht und nicht nur zu einer regulatorischen.
Das bundesweite Bild: Externe Finanzierung ist inzwischen die Standarderwartung
Die baden-württembergische Ausprägung ist der lokale Ausdruck eines bundesweiten Problems.
Die BDEW/EY Stadtwerkestudie 2026, basierend auf einer Befragung von 100 Stadtwerken und regionalen Versorgern, kam zu dem Ergebnis, dass neun von zehn vor einem Investitionshochlauf stehen, der alles bisher Geplante übersteigt, ein Viertel einen Anstieg von über 200 Prozent erwartet und 92 Prozent davon ausgehen, dass die erforderlichen Investitionen durch externe Finanzierungsinstrumente jenseits der heute genutzten gestützt werden müssen. Nur 47 Prozent bewerten ihre Geschäftsentwicklung derzeit als gut oder sehr gut, gegenüber 75 Prozent vier Jahre zuvor.
Die internen Hebel werden bereits gezogen: Kostensenkung (84 Prozent der Befragten), Gewinnthesaurierung (77 Prozent), Optimierung der Investitionsplanung (76 Prozent). Die Studie selbst kommt zu dem Schluss, dass diese angesichts von Umfang, Dauer und Gleichzeitigkeit des Erforderlichen an strukturelle Grenzen stoßen.
Beim Umfang unterscheiden sich die glaubwürdigen Schätzungen im Betrachtungsrahmen, nicht in der Qualität. Eine Studie von KfW und PwC zu Strom- und Gasverteilnetzen sowie netzgebundener Wärmeversorgung beziffert den Investitionsbedarf der regionalen Energiewende auf rund 535 Milliarden Euro bis 2045, wovon etwa zwei Drittel vor 2035 anfallen. Agora Energiewende kommt zu dem Ergebnis, dass allein kleine, klassische Stadtwerke zwischen 2026 und 2045 rund 35 Milliarden Euro benötigen. Modellrechnungen des IW Köln allein für Nordrhein-Westfalen ermitteln einen Bedarf von 38,2 Milliarden Euro bis 2030 und — entscheidend — dass die Finanzierung dieses Volumens bei gleichbleibendem Ausschüttungsniveau die durchschnittlichen Eigenkapitalquoten etwa halbieren würde, wodurch bis zu 11,4 Milliarden Euro an frischem externem Eigenkapital nötig wären, um das Eigenkapital bei 30 Prozent der Bilanzsumme zu halten.
Es kursiert zudem eine deutlich höhere Zahl, die EY zugeschrieben wird; sie beruht auf einer wesentlich breiteren Definition der Transformation, und wir würden nicht auf ihrer Grundlage planen.
Wie das Geld funktioniert: Regulierte Renditen, Querverbund und die Ausschüttung
Die meisten Kommentare zu diesem Thema überspringen die Mechanik, was den Rest unverständlich macht. Drei Strukturen sind entscheidend.
Die regulierte Rendite: Erlösobergrenze und Kapitalkostenaufschlag
Netzentgelte sind kein Marktpreis. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) legt für jeden Netzbetreiber im Voraus eine Erlösobergrenze für eine fünfjährige Regulierungsperiode fest. Innerhalb dieser Obergrenze liegt eine zulässige Rendite auf das Kapital, das der Netzbetreiber in das Netz investiert hat. Effizienzgewinne, die er innerhalb der Periode erzielt, behält der Netzbetreiber; Kostensteigerungen, die er nicht erzielt, trägt er selbst.
Das ist die Anreizregulierung. Sie wurde konzipiert, um Effizienz aus einer stabilen Anlagenbasis herauszuholen. Angewandt auf eine Phase raschen Ausbaus, beschränkt dieselbe Logik die Kapitalbildung — und genau das ist der Kern der Kritik der Branche.
Die im Oktober 2021 für die vierte Regulierungsperiode (Gas 2023–2027, Strom 2024–2028) festgelegte Eigenkapitalverzinsung betrug 5,07 Prozent vor Steuern und 4,13 Prozent nach Steuern für Neuanlagen; Altanlagen werden mit 3,51 Prozent vergütet. Diese Sätze wurden in einer Phase historisch niedriger Zinsen fixiert und seitdem nicht verändert.
Ein Mechanismus ist für jeden, der dies modelliert, von großer Bedeutung und wird häufig ausgelassen. Der Kapitalkostenaufschlag nach § 10a ARegV erlaubt es, während einer Regulierungsperiode getätigte Neuinvestitionen in die Erlösobergrenze einzubringen und sofort zu refinanzieren, statt auf den Beginn der nächsten Fünfjahresperiode zu warten. TransnetBW etwa wendet sowohl diesen als auch die Investitionsmaßnahmen nach § 23 ARegV an. Die praktische Folge ist, dass die regulierte Erlösbasis nicht stillsteht, während ein Netzbetreiber investiert. Sie wächst, mit zeitlichem Versatz. Ein Finanzmodell, das die Erlöse konstant hält, während sich die Anlagenbasis verdoppelt, ist nicht konservativ. Es ignoriert den Mechanismus, der existiert, um einen Teil dieses Problems zu lösen.
Der steuerliche Querverbund
Ein typisches Stadtwerk ist nicht nur ein Energieunternehmen. Häufig betreibt es auch die städtischen Schwimmbäder und den lokalen Busverkehr, die beide strukturell defizitär sind.
Der steuerliche Querverbund ist es, der dieses Bündel funktionsfähig macht. Verankert in § 8 Abs. 7 KStG, erlaubt er, die Verluste dieser dauerhaft defizitären Tätigkeiten der Daseinsvorsorge — der sogenannten Dauerverlustgeschäfte — vor Steuern mit Gewinnen aus dem Energiegeschäft zu verrechnen, ohne dass sie als verdeckte Gewinnausschüttung behandelt werden. Ohne ihn müsste die Kommune Bäder und Busse aus versteuerten Haushaltsmitteln finanzieren. Die Ersparnis ist real und erheblich.
Die Verluste sind ebenfalls real und erheblich, und sie wachsen. Branchenberichte beziffern das jährliche Defizit des Bielefelder Verkehrsbetriebs auf rund 18 Millionen Euro und das von Osnabrück auf rund 17 Millionen Euro; die Bielefelder moBiel meldete für 2025 mit 48,6 Millionen Euro einen deutlich höheren Wert. Diese Verluste werden vom Versorgungskonzern getragen — demselben Konzern, der nun versucht, ein verdreifachtes Investitionsprogramm zu finanzieren.
Eine wirklich positive Entwicklung, außerhalb der Branche weitgehend unbemerkt: Ein BMF-Schreiben vom 10. Oktober 2025 hat die für den Querverbund qualifizierende technisch-wirtschaftliche Verflechtung über das traditionelle gasbetriebene Blockheizkraftwerk (BHKW) hinaus auf Wärmepumpen, hybride PV-Thermie-Systeme und Fernwärmenetze ausgeweitet und die maßgebliche Beckengrößenschwelle von 1.000 auf 750 Kubikmeter gesenkt. Die Dekarbonisierung des Schwimmbads sprengt die Steuerstruktur nicht mehr. Mehrere Querverbund-Fragen sind gleichwohl weiterhin beim Bundesfinanzhof offen.
Die kommunale Ausschüttung
Eine Analyse von mehr als 60 Stadtwerken durch BET ergab, dass im Durchschnitt 77 Prozent des Gewinns an den kommunalen Eigentümer ausgeschüttet werden. Börsennotierte deutsche Unternehmen in DAX, MDAX und SDAX schütten rund 41 Prozent aus. Einige Stadtwerke überschreiten in einzelnen Jahren die 100 Prozent, indem sie angesammelte Rücklagen auflösen.
Das verdient eine faire Darstellung, denn es wird häufig als kommunale Kurzsichtigkeit gerahmt, und das war es nicht. Diese Ausschüttungen finanzierten Schwimmbäder, Busnetze, Bibliotheken und Kindergärten. Die Alternative waren höhere kommunale Abgaben oder weniger Leistungen. Drei Jahrzehnte lang war diese Politik rational unter Bedingungen, die tatsächlich galten: Die Investitionen waren moderat, planbar und weitgehend selbstfinanzierend, und der Versorger konnte sie aus dem Verbleibenden zuzüglich eines kleinen Kredits finanzieren.
Diese Bedingungen sind entfallen. Das ist eine andere Aussage als zu sagen, die Politik sei jemals ein Fehler gewesen.
Warum das Modell gebrochen ist: Vier Ursachen, die sich verstärken
Die physikalische Aufgabe hat sich umgekehrt. Das Verteilnetz wurde gebaut, um Strom in eine Richtung zu transportieren, von wenigen großen Kraftwerken zu vielen Verbrauchern. Dezentrale Erzeugung kehrt diesen Fluss in der Nieder- und Mittelspannung um, wofür das Netz nie ausgelegt war. Gleichzeitig erhöhen Wärmepumpen und Elektrofahrzeuge die Spitzenlast auf denselben Anlagen. Das Ergebnis ist, dass Netzverstärkung nahezu flächendeckend erforderlich ist statt selektiv.
Alles kam gleichzeitig. Netzverstärkung, Wärmewende und Gasnetzrückbau laufen gleichzeitig, getrieben von unterschiedlichen Akteuren auf unterschiedlichen Zeitachsen, die nie miteinander abgestimmt wurden, weil das historisch nie nötig war. Ein Versorger, der immer ein Großprogramm nach dem anderen umgesetzt hat, hat nun drei, und sie greifen ineinander. Eine Gasleitung, die dieses Jahr in einer Straße erneuert wird, die im nächsten Jahr für Fernwärme vorgesehen ist, ist doppelt ausgegebenes Geld.
Kapital wurde genau dann teurer, als mehr davon gebraucht wurde. Die Zinsen haben sich von den Tiefstständen der 2010er Jahre nach oben normalisiert. Kreditgeber haben ihre Eigenkapitalanforderungen verschärft. Und mehrere hundert Stadtwerke treten in denselben Jahren mit ähnlichen Anliegen an einen ähnlichen Kreis von Kreditgebern heran.
Die Finanzlage des Eigentümers hat sich parallel verschlechtert. Das kommunale Defizit von 31,9 Milliarden Euro im Jahr 2025 ist kein Zufall, der neben dem Problem des Versorgers steht. Beides ist Folge desselben Drucks auf die deutschen öffentlichen Finanzen. Es bedeutet aber, dass der Schock aus zwei Richtungen gleichzeitig kommt: Der Versorger muss Gewinne thesaurieren, genau in dem Moment, in dem die Kommune sie entnehmen muss. Keine der beiden Seiten verhält sich unvernünftig. Beide reagieren richtig auf ihre eigenen Rahmenbedingungen, und diese Rahmenbedingungen sind unvereinbar.
Der sichtbarste Fall ist Dortmund, wo DSW21 Ausschüttungen von 500 Millionen Euro über die Jahre 2024 bis 2027 beschlossen hat, um die Stadt aus der Haushaltssicherung herauszuhalten.
Was das auslöst: Verschuldung, Gasabschreibung und zwei regulatorische Neuaufsetzungen
Verschuldung: vom Branchen-Debt-Ratio 2,4 auf 4,0
Das durchschnittliche Debt Ratio der Stadtwerke — Nettoverschuldung geteilt durch operativen Cashflow, ausgedrückt als Anzahl der Jahre bis zur Rückzahlung — stieg laut Kearney von 2,4 im Jahr 2018 auf rund 4,0 im Jahr 2023. Das ist ein Durchschnitt; die Verteilung ist wichtiger.
Die Stadtwerke Osnabrück lohnen eine Betrachtung nicht, weil sie typisch wären, sondern weil sie eines von sehr wenigen Stadtwerken sind, bei denen Eigenkapitalquote, Kapitalzuführung und Debt Ratio öffentlich zugänglich sind. Der dynamische Verschuldungsgrad lag 2025 bei 6,5, für 2026 bei geplanten 7,7 und hätte ohne Eingriff 8,1 betragen, gegenüber einem internen Zielwert von 4. Die Eigenkapitalquote erreicht 2026 nur deshalb 25 Prozent, weil die Stadt Kapital zuführt — 15 Millionen Euro pro Jahr, bis zu 75 Millionen Euro bis 2029; ohne die Tranche für 2026 läge die Quote bei 22,4 Prozent. Die eigene Planung zeigte, dass das operative Ergebnis über den gesamten Mittelfristzeitraum 2025–2028 ohne Unterstützung des Eigentümers negativ bleibt, mit kumulierten Verlusten von rund 128 Millionen Euro.
Osnabrück ist keine Warngeschichte über einen schlecht geführten Versorger. Es ist ein gut dokumentiertes Beispiel für einen strukturell normalen.
KANU 2.0: 86 Prozent der Gasnetzbetreiber beschleunigen bereits die Abschreibung
KANU 2.0, die im September 2024 veröffentlichte Festlegung der Bundesnetzagentur, erlaubt es Gasnetzbetreibern, kalkulatorische Nutzungsdauern zu verkürzen und degressiv abzuschreiben, sodass die Kosten der Gasinfrastruktur refinanziert werden, solange es noch Kunden gibt, die sie tragen, statt sie vor 2045 den letzten verbleibenden Nutzern aufzubürden.
Die Umsetzung erfolgte rasch. 2026 wenden 118 von 132 Gasverteilnetzbetreibern, also 86 Prozent, KANU 2.0 an, ebenso neun von fünfzehn Fernleitungsnetzbetreibern. Die Wirkung auf die Entgelte ist unmittelbar: Netzbetreiber, die es 2026 erstmals anwenden, verzeichnen Anstiege von rund 23 Prozent, während jene, die früher umgestellt haben, rund 2,6 Prozent sehen, überwiegend zurückzuführen auf Inflations- und Mengeneffekte.
Zwei offene Risiken verdienen es, benannt zu werden. Die steuerliche Behandlung ist ungeklärt: Die handelsrechtliche Position ist geklärt, das entsprechende BMF-Schreiben liegt jedoch nicht vor, was für jedes Unternehmen unangenehm ist, das Handels- und Steuerbilanz in Einklang bringen will. Und der Mechanismus ist politisch umstritten, wobei Vertreter der Regierungskoalition die degressive Gasabschreibung öffentlich infrage stellen. Ein Versorger, der seine Transformationsfinanzierung auf eine beschleunigte Gasabschreibung aufgebaut hat, trägt ein politisches Risiko, das er möglicherweise nicht eingepreist hat.
AgNes: Das Stromnetzentgeltsystem wird zum 1. Januar 2029 ersetzt
AgNes, die Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom, ist die Reform des gesamten Stromnetzentgeltsystems. Die Bundesnetzagentur veröffentlichte den vollständigen Festlegungsentwurf am 6. August 2026 und eröffnete die abschließende Konsultation bis zum 18. September 2026; die Festlegung wird bis Ende 2026 erwartet, die Anwendung ab dem 1. Januar 2029, ab dem die bestehende StromNEV nicht mehr gilt.
Die Größenordnung: rund 37 Milliarden Euro jährlicher Netzkosten werden neu verteilt. Inhaltlich: Erzeuger über 30 kW werden erstmals an der Netzkostenfinanzierung beteiligt, mit indikativ 4 bis 7 €/kW/Jahr; der Leistungspreis weicht einem gebuchten Kapazitätspreis für Kunden über 100.000 kWh pro Jahr; ein Grundpreis wird verpflichtend, mit Obergrenzen; Speicher erhalten einen Kapazitätspreis, aber keinen Arbeitspreis, mit substanziellem Bestandsschutz; und die Bandlastregelung nach § 19 Abs. 2 für bestehende Industriekunden wird bis Ende 2031 verlängert.
Für einen Verteilnetzbetreiber ist das nicht in erster Linie eine Preisänderung. Es ist ein Daten- und Abrechnungsproblem, und es läuft gegen eine feste Uhr. Der begleitende Smart-Meter-Rollout muss bis Ende 2030 95 Prozent der Pflichteinbaufälle erreichen.
NEST: Was die Beschlüsse vom Dezember 2025 verändert haben
Das NEST-Verfahren — kurz für Netze, Effizient, Sicher, Transformiert — begann im Januar 2024, nachdem ein Urteil des Europäischen Gerichtshofs von 2021 (C-718/18) die Regelsetzungskompetenz auf den Regulierer übertragen hatte. Die finalen Festlegungen wurden am 10. Dezember 2025 veröffentlicht.
Die wesentlichen Änderungen: Die Kapitalverzinsung wechselt zu einem WACC-Modell auf einer standardisierten Struktur aus 40 Prozent Eigenkapital und 60 Prozent Fremdkapital, wobei die Eigenkapitalkomponente über das CAPM hergeleitet wird — die bisherige Methodik wird durch ein international lesbares Format ersetzt. Eine überarbeitete Mittelwertbildung erhöht die Eigenkapitalverzinsung, was die Bundesnetzagentur so einschätzt, dass die Erlöse der Stromverteilnetzbetreiber strukturell um rund 1,2 Prozent steigen, also um rund 215 Millionen Euro pro Jahr über die Branche hinweg beziehungsweise über 1 Milliarde Euro über die kommende Regulierungsperiode. Die Fremdkapitalkosten werden dynamisiert und in investitionsstarken Jahren nach Investitionsvolumen gewichtet. Die Betriebskostenanpassung, die bisher Netzbetreibern im Regelverfahren offenstand, wird auf jene im vereinfachten Verfahren ausgeweitet. Dem steht eine Verschärfung des Effizienzmaßstabs gegenüber: Die Mindesteffizienz steigt von 60 auf 70 Prozent, und festgestellte Ineffizienz muss nun innerhalb von drei Jahren statt über die Fünfjahresperiode abgebaut werden, wobei Redispatch-Kosten einbezogen werden.
Die fünfte Regulierungsperiode beginnt 2028 für Gas und 2029 für Strom. Die konkreten WACC-Sätze für Stromverteilnetzbetreiber werden in gesonderten Verfahren im Laufe des Jahres 2027 festgelegt. Ein Entwurf der WACC-Festlegung für Gas erschien am 14. August 2026.
Drei Punkte bleiben offen, und der BDEW hat öffentlich erklärt, dass sie darüber entscheiden werden, ob das Paket die erforderlichen Investitionen mobilisiert: Die Mindestverzinsung wurde nicht kommuniziert, die konkreten Regeln für den Betriebskostenaufschlag stehen nicht fest, und die Schwellenwerte für das vereinfachte Verfahren sind undefiniert.
Ein modelliertes mittelgroßes Stadtwerk: Drei Ausschüttungsszenarien
Hier ein Modell eines mittelgroßen baden-württembergischen Stadtwerks. Jede Annahme ist genannt, damit Sie sie hinterfragen können. Genau das ist der Sinn, es zu zeigen.
Das Unternehmen. Rund 60.000 Netzkunden. Bilanzsumme 320 Millionen Euro. Eigenkapital 80 Millionen Euro, also eine Eigenkapitalquote von 25,0 Prozent. Nettoverschuldung 120 Millionen Euro. EBITDA 30 Millionen Euro. Abschreibungen 16 Millionen Euro. Zinsaufwand 5 Millionen Euro, gemischt 4,2 Prozent. Steuern 2,5 Millionen Euro nach Querverbund-Verrechnung. Jahresüberschuss 6,5 Millionen Euro. Ausschüttung an die Kommune 5 Millionen Euro, eine Ausschüttungsquote von 77 Prozent, exakt der von BET berichtete Branchendurchschnitt. Historische Investitionen rund 16 Millionen Euro pro Jahr, etwa auf Höhe der Abschreibungen.
Die Veränderung. Der erforderliche Investitionsbedarf steigt auf 34 Millionen Euro pro Jahr, etwas mehr als eine Verdopplung, deutlich innerhalb der Spanne, die die BDEW/EY-Studie beschreibt, und unterhalb der über 200 Prozent, die ein Viertel der Befragten erwartet.
Drei Dinge bewegen sich damit, und sie ziehen in unterschiedliche Richtungen. Die Abschreibungen steigen, sobald die neuen Anlagen in die Bilanz eingehen. Auch die regulierten Erlöse steigen, weil die zulässige Verzinsung auf eine wachsende Anlagenbasis in die Erlösobergrenze eingeht, mit zeitlichem Versatz und unterstützt durch den oben beschriebenen Kapitalkostenaufschlag. Und die Fremdkapitalkosten steigen, während sich die Verschuldung verschlechtert, weil Kreditgeber neu bepreisen. Ein Modell, das auch nur eines davon auslässt, ist nicht konservativ, es ist schlicht in eine bekannte Richtung falsch.
Annahmen, alle diskutierbar. Das EBITDA wächst ausgehend von 30 Mio. € mit der wachsenden regulierten Anlagenbasis bei einem Jahr Versatz, was die in die Erlösobergrenze eingehende zulässige Verzinsung und Abschreibungsrefinanzierung abbildet; dies ist die Annahme, die am ehesten zu großzügig ist, falls der regulatorische Zeitversatz in der Praxis länger ausfällt. Die Abschreibungen steigen ausgehend von 16 Mio. € im Gleichlauf mit den Investitionen bei einer durchschnittlichen Nutzungsdauer von 30 Jahren. Der gemischte Zinssatz steigt über den Zeitraum von 4,2 Prozent auf 5,0 Prozent, während sich die Verschuldung verschlechtert. Die Steuern werden nach Querverbund-Verrechnung in Euro konstant gehalten, was in den späteren Jahren konservativ ist, da dies einen effektiven Satz deutlich über der deutschen Norm impliziert. Keine Anlagenverkäufe, kein Mezzanine-Kapital, keine Fördermittel, keine Effizienzgewinne aus der Verschärfung des NEST-Maßstabs. Alle drei Szenarien laufen auf einem Motor, sodass die Unterschiede zwischen ihnen allein auf die Ausschüttung und die Eigenkapitalzuführung zurückzuführen sind.
| Heute | Jahr 3 | Jahr 6 | |
|---|---|---|---|
| A. Ausschüttung bleibt bei 5 Mio. € | |||
| Eigenkapitalquote | 25.0% | 22.0% | 18.5% |
| Nettoverschuldung | 120 Mio. € | 167 Mio. € | 209 Mio. € |
| Debt Ratio (Nettoverschuldung / EBITDA) | 4.0 | 5.1 | 5.6 |
| B. Ausschüttung vollständig ausgesetzt | |||
| Eigenkapitalquote | 25.0% | 26.2% | 26.9% |
| Nettoverschuldung | 120 Mio. € | 151 Mio. € | 176 Mio. € |
| Debt Ratio | 4.0 | 4.6 | 4.7 |
| C. Ausschüttung ausgesetzt + 25 Mio. € Eigenkapitalzuführung in Jahr 1 | |||
| Eigenkapitalquote | 25.0% | 34.0% | 35.0% |
| Nettoverschuldung | 120 Mio. € | 122 Mio. € | 143 Mio. € |
| Debt Ratio | 4.0 | 3.7 | 3.8 |
Drei Beobachtungen
Szenario A bringt das Unternehmen innerhalb von drei bis vier Jahren außerhalb seiner eigenen Finanzierungsparameter und bis Jahr sechs unter 20 Prozent Eigenkapital. Bei einer Eigenkapitalquote von 22 Prozent und einem Debt Ratio über 5 im dritten Jahr ist dies bereits ein deutlich teureres Kreditgespräch. Zu beachten: In Szenario A macht niemand einen Fehler. Es ist das, was passiert, wenn eine unveränderte Ausschüttungspolitik auf den neuen Investitionsbedarf trifft.
Die Ausschüttung vollständig auszusetzen ist etwa die halbe Antwort, nicht die ganze. Szenario B stabilisiert die Eigenkapitalquote bei rund 27 Prozent, was eine wirklich andere Ausgangslage ist, doch das Debt Ratio steigt dennoch von 4,0 auf 4,7 — und das, während die Kommune sechs Jahre lang nichts erhält. Das ist politisch schwer durchzuhalten für einen Nutzen, der real, aber nur teilweise ist.
Externes Eigenkapital verändert das Bild. Szenario C ergibt einen komfortabel finanzierbaren Pfad. Es verlangt allerdings von einer defizitären Kommune, 25 Millionen Euro aufzubringen, womit das Problem dorthin zurückkehrt, wo es begann — und genau deshalb muss dieses Gespräch modelliert und nicht argumentiert werden.
Ein weiterer Vergleich lohnt sich. Eine frühere Version dieses Modells hielt EBITDA, Abschreibungen und Zinssatz konstant. Sie ergab für Jahr sechs ein Debt Ratio über 7,5 statt 5,6, mehr als ein Drittel schlechter, bei nahezu identischer Eigenkapitalquote: 18,7 Prozent gegenüber 18,5 Prozent. Das ist kein Zufall. Konstante Abschreibungen fügen auf der Ergebnisseite in etwa das wieder hinzu, was ein konstantes EBITDA abzieht, sodass Gewinnrücklagen und Eigenkapitalquote kaum betroffen sind, während nichts den zusätzlichen Liquiditätsabfluss auf der Verschuldungsseite ausgleicht. Die praktische Lehre daraus ist, dass das Debt Ratio hochsensibel darauf reagiert, ob man den regulatorischen Erlösmechanismus modelliert, die Eigenkapitalquote hingegen nicht. Steuern Sie über die Eigenkapitalquote, denn sie ist das, was Eigentümer und Bilanz tatsächlich begrenzen, und sie ist stabil genug, um darauf zu planen; überwachen Sie das Debt Ratio, denn das ist die Zahl, die Kreditgeber und Covenants bepreisen.
Die ehrliche Schlussfolgerung aus dem Modell ist nicht, dass ein einzelner Hebel das löst. Sie lautet, dass ein Versorger wissen muss, welche Kombination von Hebeln in welchen Jahren ihn innerhalb seiner Finanzierungsgrenzen hält — und dass das im Voraus bestimmbar ist.
Was Stadtwerke nicht tun, und warum
Das ist der Teil, der selten geschrieben wird, deshalb werden wir deutlich.
Die meisten Versorger bauen kein integriertes mehrjähriges Konzernmodell. Das Hindernis ist nicht technischer Natur. Es liegt darin, dass das Modell eine bereichsübergreifende Einigung über Annahmen verlangt, unangenehme Zahlen vor einem Aufsichtsrat sichtbar macht und niemandem im Besonderen gehört. Die Netzplanung liegt bei der Technik, die Ausschüttung bei der Geschäftsführung und beim Eigentümer, die Wärme bei einem Projektteam. Das Modell, das sie zusammenführt, hat keinen natürlichen Eigentümer, also wird es nicht gebaut.
Das Gespräch über die Ausschüttung ist strukturell schwer zu führen. Die Kommune ist zugleich Gesellschafter und politische Instanz, was bedeutet, dass derjenige, der das Gespräch eröffnen müsste, indirekt an denjenigen berichtet, der es am wenigsten hören möchte. Das ist kein Mangel an Mut; es ist ein Governance-Design, das das Gespräch für denjenigen teuer macht, der es beginnt. Die praktische Folge ist, dass es meist aufgeschoben wird, bis ein externes Ereignis es erzwingt — ein Covenant, ein Rating-Gespräch oder eine gescheiterte Finanzierung. Osnabrück und Dortmund sind gerade deshalb bemerkenswert, weil sie Ausnahmen sind, in entgegengesetzte Richtungen.
Gas und Wärme werden getrennt geplant. Unterschiedliche Abteilungen, unterschiedliche Regulierungsregime, unterschiedliche Zeitachsen. Die Folge ist schlicht verschwenderisch: Kapital, das in Gasanlagen in Gebieten fließt, die zur Umstellung auf Wärmenetze vorgesehen sind, und Rückbaurückstellungen, die ohne Bezug darauf gebildet werden, wo der Wärmeplan landet.
Investitionsportfolios werden nicht nach Risiko differenziert. Investitionslisten werden bottom-up von Ingenieuren zusammengestellt, die nach technischer Notwendigkeit kategorisieren, was aus ihrer Perspektive richtig und für einen Kreditgeber nutzlos ist. Niemand trennt Ausgaben mit nahezu sicherer regulatorischer Kostenanerkennung von Ausgaben, die von einer Anschlussquoten-Annahme abhängen. Dann fragt der Aufsichtsrat, was wovon ist, und die Antwort braucht zwei Monate.
Fast niemand modelliert NEST und AgNes bereits. Die genannte Begründung lautet, dass die Sätze erst 2027 feststehen. Wir halten das für die falsche Entscheidung. Jetzt drei Varianten als Szenarien zu modellieren ist günstig, und die Alternative besteht darin, eine Zahl achtzehn Monate vor ihrer Anwendung zu erhalten, ohne Zeit, darauf zu reagieren.
Was funktioniert: Sechs Schritte, die das Ergebnis verändern
Modellieren Sie den Konzern, nicht die Sparten. Ein Cashflow, ein Pfad für die Eigenkapitalquote, eine Sicht auf die Verschuldungskapazität — für Strom, Gas, Wärme, die Querverbund-Verluste und die Ausschüttung in einer einzigen Struktur über zehn bis fünfzehn Jahre statt drei bis fünf. Anlagen mit dreißigjähriger Nutzungsdauer lassen sich nicht auf einem Planungshorizont steuern, der kürzer ist als der Tiefpunkt, den man vermeiden will.
Machen Sie die Ausschüttung zu einer modellierten Variable statt zu einer Restgröße. Die produktive Version des Gesprächs mit der Kommune ist keine Bitte. Es sind drei Szenarien, die zeigen, wie Eigenkapitalquote und Investitionsprogramm bei unterschiedlichen Ausschüttungsniveaus aussehen, jeweils mit der zugehörigen Finanzierungsfolge. Das verwandelt ein politisches Argument in ein rechnerisches, und es ist die einzelne Veränderung, die ein Ergebnis am ehesten verändert.
Trennen Sie geschütztes von exponiertem Kapital. Geben Sie für jede größere Investition an, ob die Kostenanerkennung regulatorisch, vertraglich oder von einer Verhaltensannahme wie einer Anschlussquote beim Wärmenetz abhängig ist. Kreditgeber bepreisen diese Unterscheidung, ob der Versorger sie explizit macht oder nicht. Unsere eigene Beobachtung aus der Projektarbeit ist, dass Versorger, die diese Aufteilung sauber darstellen können, deutlich weniger Zeit im Finanzierungsprozess verbringen und mit weniger Auflagen konfrontiert sind; eine Studie, die den Preiseffekt isoliert, ist uns nicht bekannt.
Beginnen Sie Finanzierungsgespräche, bevor der Bedarf akut wird. Bankkredite, Schuldscheindarlehen, EIB-Fazilitäten, Mezzanine-Strukturen über Förderbanken und die Vorschläge des Verbands öffentlicher Banken zur Stärkung kommunalen Eigenkapitals belohnen allesamt einen Kreditnehmer mit glaubwürdigem Plan und bestrafen einen ohne. Versorger, die achtzehn Monate früher beginnen, verhandeln; jene, die beginnen, wenn die Reserven zur Neige gehen, akzeptieren Konditionen.
Behandeln Sie AgNes als Datenprogramm mit Frist. Die Entgeltlogik ändert sich am 1. Januar 2029, und die messtechnische Voraussetzung läuft bis Ende 2030. Abrechnungssysteme, Messkonzepte und Kundendaten müssen vor der Entgeltlogik bereit sein. Das ist ein dreijähriges technisches Programm, das viele Versorger derzeit als ein Problem für 2028 behandeln.
Modellieren Sie den Gasausstieg als Bilanzfrage, nicht als technische Frage. Die Anwendung von KANU 2.0 ist eine Bilanzierungsentscheidung mit Entgeltfolgen, politischem Risiko und ungeklärter steuerlicher Position. Sie sollte gemeinsam mit dem Wärmeplan modelliert werden statt in einem separaten Gas-Arbeitsstrang, weil beide einander bestimmen.
Wo das nicht gilt: Drei ehrliche Grenzen
Bessere Planung schafft kein Kapital. Wenn der Investitionsbedarf tatsächlich übersteigt, was Verschuldungskapazität, Gewinnrücklagen und verfügbares Eigenkapital abdecken können, liefert ein besseres Modell lediglich eine klarere Sicht auf dieselbe Wand. Was sich ändert, sind Verhandlung, Zeitpunkt und Preis, nicht die zugrunde liegende Rechnung. Wer etwas anderes verspricht, verkauft etwas.
Manche Versorger liegen unterhalb der Größe, bei der eigenständige Umsetzung sinnvoll ist. Für die kleinsten Stadtwerke kann die ehrliche Antwort eine regionale Kooperation, eine gemeinsame Netzgesellschaft oder der Verkauf eines Netzanteils sein. Dieses Gespräch ist politisch schwierig und wird häufig vermieden, doch die Vermeidung ist selbst eine Entscheidung mit Kosten.
Kapital ist nicht immer der begrenzende Faktor. Mehrere Versorger, mit denen wir sprechen, könnten mehr finanzieren, als sie physisch bauen können. Ingenieure, Projektleiter und Beschaffungskapazität sind knapp, jeder Versorger rekrutiert aus demselben Pool, und ein vollständig finanziertes Programm, das nicht umgesetzt werden kann, hat lediglich ein Finanzierungsproblem in ein Umsetzungsproblem verwandelt. Modellieren Sie die Kapazitätsrestriktion gemeinsam mit der Kapitalrestriktion.
Die wichtigsten Erkenntnisse
Der Druck ist regional spezifisch. Baden-Württemberg liegt mit rund 9,8 ct/kWh in der oberen Hälfte der bundesweiten Netzentgeltspanne, steht auf der zahlenden Seite der bundesweiten Kostenumverteilung und ist bei der Wärmeplanung dem Bundeszeitplan voraus — was bedeutet, dass es die Finanzierungsfrage früher erreicht.
Die Netzentgeltentlastung 2026 ist eine Subvention, kein Trend. Ein Bundeseingriff über 6,5 Milliarden Euro senkte die Übertragungsnetzentgelte für ein Jahr um 57 Prozent. Die Senkung um 22 Prozent bei Netze BW für Haushalte ist fast vollständig darauf zurückzuführen.
92 Prozent der Stadtwerke gehen davon aus, externe Finanzierungsinstrumente jenseits der heute genutzten zu benötigen, und der Eigentümer, der normalerweise helfen würde, verzeichnet ein Rekorddefizit von insgesamt 31,9 Milliarden Euro.
Die Ausschüttung ist etwa die halbe Antwort, nicht die ganze. In unserem Modell stabilisiert ein vollständiges Aussetzen der Ausschüttungen die Eigenkapitalquote bei rund 27 Prozent, lässt das Debt Ratio aber dennoch von 4,0 auf 4,7 abdriften, während die Kommune sechs Jahre lang nichts erhält. Die Beibehaltung führt die Eigenkapitalquote bis Jahr sechs unter 20 Prozent.
Drei regulatorische Änderungen fallen in dasselbe Zeitfenster. NEST setzt die Renditen ab 2028/2029 neu auf, AgNes ersetzt ab 2029 das gesamte Stromentgeltsystem, und KANU 2.0 erhöht die Gasentgelte bei Erstanwendern bereits um rund 23 Prozent.
NEST gibt über die Änderung der Eigenkapitalverzinsung branchenweit rund 215 Millionen Euro pro Jahr zurück — real und gemessen am Investitionsbedarf sichtbar unzureichend.
Steuern Sie über die Eigenkapitalquote; überwachen Sie das Debt Ratio. In unserem Modell bewegte sich das Debt Ratio um mehr als ein Drittel, je nachdem, ob der regulatorische Erlösmechanismus modelliert wurde, während sich die Eigenkapitalquote kaum bewegte. Die Eigenkapitalquote ist die robustere Zahl für die Planung — doch das Debt Ratio ist diejenige, die bepreist wird.
Der Fehlermodus ist nicht finanzieller, sondern organisatorischer Natur. Niemand verantwortet das integrierte Modell, also baut es niemand, also können die drei Fragen, die ein Aufsichtsrat stellt, nicht beantwortet werden.
Der begrenzende Faktor ist häufig die Umsetzungskapazität, nicht das Kapital. Modellieren Sie beides.
Häufig gestellte Fragen
Ist das ein Finanzierungsproblem oder ein Planungsproblem?
Beides, aber sie sind nicht gleichermaßen beeinflussbar. Die Finanzierungslücke ist real und strukturell. Die Planungslücke entscheidet darüber, ob ein Versorger dieser Lücke frühzeitig mit einem belastbaren Modell begegnet oder spät unter Druck. Wir arbeiten am Zweiten, weil es das ist, was auf Anstrengung reagiert, und weil die Versorger, die es lösen, beim Ersten durchweg bessere Konditionen erhalten.
Welchen Planungshorizont erfordert das?
Einen längeren, als die meisten Versorger derzeit verwenden. Drei bis fünf Jahre sind Standard und zu kurz: Netz- und Wärmeanlagen haben Nutzungsdauern von dreißig bis vierzig Jahren, und der Tiefpunkt der Eigenkapitalquote erscheint in unserem Modell in den Jahren vier bis sechs. Ein Zehn- bis Fünfzehnjahresmodell, jährlich fortgeschrieben statt jeden Herbst neu gebaut, ist das Minimum, das den Tiefpunkt sichtbar macht, solange noch Zeit zum Handeln bleibt.
Was wollen Kreditgeber sehen?
Nach unserer Erfahrung drei Dinge: einen mehrjährigen Cashflow mit ausgewiesenen Annahmen statt eines Einjahresbudgets, eine klare Trennung zwischen regulatorisch geschützten und wirtschaftlich exponierten Investitionen, und einen Beleg dafür, dass die Ausschüttungspolitik mit dem Eigentümer besprochen und nicht vorausgesetzt wurde. Der dritte Punkt überrascht die Leute. Er ist häufig derjenige, der das Gespräch bewegt.
Löst der NEST-Beschluss das Renditeproblem?
Teilweise. Der Wechsel zu einer WACC-Struktur und die überarbeitete Eigenkapitalmethodik sind echte Verbesserungen im Wert von rund 215 Millionen Euro pro Jahr über die Stromverteilnetze hinweg. Dem steht gegenüber, dass der Effizienzmaßstab verschärft und der Abbaupfad für Ineffizienz auf drei Jahre verkürzt wurde. Und die Mindestverzinsung, die Regeln für den Betriebskostenaufschlag und die Schwellenwerte für das vereinfachte Verfahren sind allesamt noch offen. Modellieren Sie drei Szenarien, statt auf Gewissheit zu warten.
Sollten wir KANU 2.0 für unser Gasnetz anwenden?
86 Prozent der Gasverteilnetzbetreiber haben es bereits getan, was einiges über die vorherrschende Einschätzung aussagt. Zu bedenken ist, dass es die Entgelte im ersten Anwendungsjahr erheblich erhöht, die steuerliche Behandlung bis zu einem BMF-Schreiben nicht geklärt ist und der Mechanismus politisch umstritten ist. Die Entscheidung sollte gemeinsam mit dem Wärmeplan getroffen werden statt als eigenständige gasbilanzielle Frage, weil beide voneinander abhängen.
Unsere Kommune ist auf die Ausschüttung angewiesen. Was können wir realistisch tun?
Hören Sie auf, es als Entweder-oder darzustellen. Der produktive Schritt ist ein Szenariomodell, das zeigt, wie Investitionsprogramm, Eigenkapitalquote und Fremdkapitalkosten bei mehreren Ausschüttungsniveaus über zehn Jahre aussehen. In den meisten Fällen ist das Ergebnis weder die Beibehaltung noch die Abschaffung der Ausschüttung, sondern eine stufenweise Reduzierung mit einem definierten Wiederaufnahmepunkt. Das ist ein verhandelbarer Vorschlag. „Wir müssen aufhören, Sie zu bezahlen" ist es nicht.
Ist AgNes eine Entgeltfrage oder eine IT-Frage?
Operativ überwiegend das Zweite. Die Entgeltlogik ändert sich am 1. Januar 2029, doch die Voraussetzungen bei Messwesen, Abrechnung und Kundendaten brauchen erheblich länger im Aufbau, als die Preisregeln in der Umsetzung, und die Pflicht zum Smart-Meter-Rollout läuft bis Ende 2030. Versorger, die das als Arbeitsstrang für 2028 behandeln, starten zu spät.
Wir sind ein kleines Stadtwerk. Ist das alles für uns verhältnismäßig?
Das Modell ist verhältnismäßig; das Programm möglicherweise nicht. Ein integrierter Zehnjahresplan für einen Versorger mit 150 Millionen Euro Umsatz ist eine Sache von Wochen, kein Transformationsprojekt. Was für einen kleinen Versorger nicht verhältnismäßig ist, ist der Aufbau einer internen Fähigkeit, komplexe Szenariomodelle dauerhaft zu pflegen — was ein Argument dafür ist, es einmal richtig zu machen und einfach genug zu halten, damit es von denen gepflegt werden kann, die damit arbeiten müssen.
Gibt es hier etwas, das Sie nicht in ein Angebot schreiben würden?
Dass das wertvollste Ergebnis häufig unangenehm ist. Ein gutes Modell zeigt nicht immer, dass das Investitionsprogramm bezahlbar ist. Manchmal zeigt es, dass der Versorger sich auf ein Wärmenetz festgelegt hat, das er bei der angenommenen Anschlussquote nicht finanzieren kann, oder dass die Ausschüttung seit drei Jahren nicht tragfähig ist und niemand es ausgesprochen hat. Aufsichtsräte bedanken sich nicht immer sofort. Sie bedanken sich achtzehn Monate später.
Wie Centida hilft
Wir bauen die Steuerungsgrundlage unter diesen Entscheidungen: das integrierte Mehrjahresmodell, das Investitionsprogramm, Finanzierungsstruktur, regulatorische Rendite und Ausschüttung zu einer Sicht verbindet, auf die ein Aufsichtsrat hin handeln kann.
Konkret bedeutet das in der Regel, die drei Zahlen zu erzeugen, die ein Aufsichtsrat braucht und die die meisten Versorger derzeit nicht liefern können: wie viel Investitionsvolumen pro Jahr tatsächlich finanzierbar ist, in welchem Jahr die Eigenkapitalquote ihren Tiefpunkt erreicht und welche Ausschüttung auf diesem Pfad noch möglich bleibt — und dieses Modell anschließend zu etwas zu machen, das das Finanzteam selbst verantwortet und pflegt, statt es jährlich in Auftrag zu geben.
Wir haben keine Softwarelizenz-Quote und keine Implementierungspartnerschaft, was bedeutet, dass „Behalten Sie das System, das Sie haben" eine Empfehlung ist, die wir aussprechen können — und auch aussprechen.
Wenn Sie in einen Wirtschaftsplan gehen ohne ein klares Mehrjahresbild, oder in ein Finanzierungsgespräch ohne eine risikodifferenzierte Sicht auf Ihr eigenes Investitionsprogramm, dann ist das ein Gespräch, das sich lohnt, bevor die Zahlen fällig sind, und nicht danach.
Über den Autor
Christian Barte ist Gründer und CEO von Centida. Seine Laufbahn verbrachte er in Finance-Führungspositionen auf mehreren Kontinenten und in verschiedenen Branchen, unter anderem als CFO in Industrieunternehmen, mit früheren Stationen bei AT&T, Detecon, Orange Business und Horváth. Seine Arbeit konzentriert sich auf die Management-Grundlagen, die strategische Absicht mit operativen Entscheidungen verbinden: Planungsarchitektur, Steuerungsrahmen und die Governance, die beides trägt.
Er schreibt hier nicht als Energiespezialist, sondern als jemand, der auf dem Stuhl gesessen hat, auf dem der Eigentümer Geld aus dem Unternehmen ziehen will, während das Unternehmen im selben Moment Geld braucht, und der einen Plan vorlegen musste, der den Kontakt mit einem Aufsichtsrat übersteht.
Centida ist eine Boutique-Beratung mit Fokus auf Planning & Reporting, ansässig in Oberkirch, Baden-Württemberg, die mit Finance- und Management-Teams in den Bereichen Fertigung, Energie und Versorgung, Telekommunikation und professionelle Dienstleistungen arbeitet.
Quellen
- Bundesnetzagentur, NEST-Festlegungen zur Methodik für die fünfte Regulierungsperiode, 10. Dezember 2025.
- Bundesnetzagentur, AgNes-Festlegungsentwurf zur Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom, Az. GBK-25-01-1#3, 6. August 2026; Konsultation abgeschlossen am 18. September 2026.
- Bundesnetzagentur, KANU-2.0-Festlegung zur Abschreibung von Gasverteilnetzanlagen, September 2024, samt nachfolgend veröffentlichter Daten zur Anwendung für das Entgeltjahr 2026.
- Bundesministerium der Finanzen, Schreiben zum steuerlichen Querverbund, 10. Oktober 2025.
- Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft Baden-Württemberg, Leitfaden zur kommunalen Wärmeplanung.
- § 8 Abs. 7 Körperschaftsteuergesetz (KStG) — Dauerverlustgeschäfte und steuerlicher Querverbund.
- § 10a Anreizregulierungsverordnung (ARegV) — Kapitalkostenaufschlag.
- § 19 Abs. 2 Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) — Bandlastregelungen.
- § 14a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) — steuerbare Verbrauchseinrichtungen.
- Wärmeplanungsgesetz (WPG) — Pflichten und Fristen der kommunalen Wärmeplanung.
- BDEW und EY, Stadtwerkestudie 2026, Juni 2026. Befragung von 100 Stadtwerken und regionalen Energieversorgern.
- KfW und PwC, Studie zum Investitions- und Finanzierungsbedarf der regionalen Energiewende bis 2045.
- Agora Energiewende, Investitionen in eine zukunftsfähige Daseinsvorsorge.
- IW Köln and Fin.Connect.NRW, Die Rolle der Stadtwerke in der Transformation.
- Kearney, Analyse zu Verschuldungsgrad und Debt Ratios von Stadtwerken.
- BET, Analyse zu Ausschüttungsquoten von Stadtwerken.
- Statistisches Bundesamt, Statistik der kommunalen Finanzen 2025.
- Statistisches Bundesamt, vierteljährliche Schuldenstatistik des öffentlichen Gesamthaushalts zum 30. September 2025.
- Netze BW, vorläufige Netzentgelte für 2026.
- Öffentliche Berichterstattung und veröffentlichte Jahresabschlüsse, Stadtwerke Osnabrück und DSW21 (Dortmunder Stadtwerke).