Stromnetze: Monopolrenditen bis zu 61 Prozent

Wer 2026 in Deutschland Strom kauft, zahlt im Schnitt 37,2 Cent pro Kilowattstunde. Knapp ein Viertel davon, rund 9,3 Cent, entfällt nicht auf den Strom selbst, sondern auf das Recht, ihn durch die Leitungen zu transportieren. Eine Analyse des Bundesverbands Neue Energiewirtschaft belegt: Die Betreiber dieser Verteilnetze erzielen Renditen von bis zu 61 Prozent auf ihr Eigenkapital. Marktüblich wären sechs Prozent.

Die Leitungsgebühr in Ihrer Stromrechnung

Strom fließt vom Kraftwerk zum Haushalt durch ein gestuftes Netz. Auf der obersten Ebene betreiben vier Unternehmen die Höchstspannungsübertragungsnetze: TenneT, 50Hertz Transmission, Amprion und TransnetBW. Darunter verteilen Hunderte regionale und lokale Verteilnetzbetreiber den Strom über Mittelspannungsleitungen und Niederspannungsleitungen bis in Wohnungen und Betriebe.

Beide Netzebenen sind natürliche Monopole. Eine parallele Leitungsinfrastruktur wäre wirtschaftlich nicht sinnvoll. Wer in einer bestimmten Region Strom abnimmt, hat keinen alternativen Netzbetreiber. Wettbewerb findet nicht statt. Deshalb soll die Bundesnetzagentur (BNetzA) die Gebühren regulieren, die Netzbetreiber für die Netznutzung verlangen dürfen.

Das Ergebnis dieser Regulierung: Die durchschnittlichen Netzentgelte lagen 2026 bei rund 9,3 Cent pro Kilowattstunde, was etwa 25 Prozent des Haushaltsstrompreises entspricht. Die regionalen Unterschiede sind erheblich. Hamburger Haushalte zahlen 11,8 Cent pro Kilowattstunde allein für die Netznutzung, in Bayern sind es 7,8 Cent. Selbst innerhalb eines Bundeslands variieren die Sätze stark, je nachdem, welcher Netzbetreiber die Region versorgt.

Das Regulierungssystem funktioniert über die Anreizregulierungsverordnung (ARegV): Die BNetzA legt eine Erlösobergrenze fest, die sich nach dem Wert der Netzanlagen und einem kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatz richtet. Die Logik dahinter war, dass Netzbetreiber durch Effizienzgewinne Spielraum für Gewinne oberhalb des regulierten Satzes schaffen können. Was in der Theorie vernünftig klingt, hat in der Praxis ein strukturelles Problem: Wer seine Anlagen buchhalterisch hoch bewertet und entsprechende Abschreibungsfristen wählt, erhält höhere Erlaubnisgrenzen. Je größer die angesetzte Eigenkapitalbasis, desto höher die zulässige Rendite in absoluten Zahlen.

Renditen wie im Glücksspiel, Risiken wie ein Sparkonto

Im Mai 2026 veröffentlichte der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) eine Analyse der Geschäftsberichte der 18 größten Verteilnetzbetreiber Deutschlands. Das Ergebnis erscheint kaum vereinbar mit dem Bild regulierter Versorgungsunternehmen: Die nach Marktanteilen gewichtete Eigenkapitalrendite lag 2024 bei 30,1 Prozent, fast doppelt so hoch wie noch im Vorjahr (16,6 Prozent). Zum Vergleich: Der DAX erzielte 2024 eine Gesamtrendite von rund 19 Prozent, inklusive des Risikos, das Aktionäre eingehen.

Einzelne Betreiber übertrafen diesen Wert deutlich. EWE Netz erreichte eine Eigenkapitalrendite von 61 Prozent. Westnetz, die Netzgesellschaft der Westenergie AG (E.ON-Tochter), erzielte 45 Prozent, die Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom 43 Prozent.

Diese Renditen entstehen ohne unternehmerisches Risiko. Die Einnahmen der Netzbetreiber sind durch die Regulierung garantiert, Wettbewerb findet nicht statt und eine Insolvenz ist faktisch ausgeschlossen. Das pv magazine sprach von „risikolosen Traumrenditen“. Eine Studie des Ökonomen Tim Meyer schätzt, dass Stromkunden bei marktüblichen Renditen jährlich bis zu 3 Milliarden Euro entlastet werden könnten. Die BNetzA selbst nennt 3,5 bis 5,1 Prozent als angemessene Eigenkapitalverzinsung für die laufende Regulierungsperiode; die Differenz zwischen diesem Richtwert und den tatsächlichen Renditen geht zulasten der Verbraucher.

Auch auf der Übertragungsebene lassen sich die Zahlen sehen. TenneT Germany meldete für 2025 ein bereinigtes Betriebsergebnis von 1,57 Milliarden Euro, ein Anstieg um 44 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Gleichzeitig investierte das Unternehmen eine Rekordsumme von 10,05 Milliarden Euro in den Netzausbau. Investitionen und Gewinne schließen sich im regulierten Monopol nicht aus: Investitionen vergrößern die Anlagenbasis und eine größere Anlagenbasis erlaubt höhere absolute Erlöse in der nächsten Regulierungsperiode.

Ein weiterer versteckter Kostenblock kommt hinzu: das sogenannte Redispatch. Wenn Windkraftanlagen in Regionen mit überlasteten Leitungen mehr Strom erzeugen als transportiert werden kann, müssen Netzbetreiber eingreifen. Sie drosseln Windräder und fahren konventionelle Kraftwerke an anderer Stelle hoch. 2025 kostete dieses Netzengpassmanagement insgesamt 3,1 Milliarden Euro, davon 433 Millionen Euro als Entschädigungen für Windkraftanlagen und Solaranlagen, die ihren Strom nicht einspeisen durften. Diese Kosten werden vollständig auf die Netzgebühren umgelegt und damit von Verbrauchern getragen.

Ein Aufseher ohne Muskeln

Die Bundesnetzagentur soll Netzmonopole kontrollieren. Doch sie ist strukturell eingeschränkt. Im September 2021 stellte der Europäische Gerichtshof im Verfahren C-718/18 fest, dass Deutschland die Bundesnetzagentur nicht ausreichend unabhängig von politischen Weisungen gestaltet habe und damit gegen europäisches Recht verstoße. Die Regulierungsbehörde darf Netzgebühren nicht allein auf Basis fachlicher Einschätzungen festlegen, solange politische Direktiven einwirken.

Als Reaktion auf das EuGH-Urteil richtete Deutschland bei der Bundesnetzagentur eine „Große Beschlusskammer“ ein, die formal unabhängiger entscheiden soll. Die Netzentgeltregulierung ist politisch hochsensibel: Sie berührt die Haushaltspolitik, die Planbarkeit milliardenschwerer Infrastrukturinvestitionen und die Wählergunst. Eine Regulierungsbehörde, die formal unabhängig ist, aber faktisch im politischen Spannungsfeld der Energiepolitik agiert, läuft Gefahr, keinen Bereich wirklich zu beruhigen.

Hinzu kommt das Phänomen des Regulatory Capture: Die regulierten Unternehmen gestalten die Regulierungsregeln aktiv mit. Der BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft), Hauptlobbyverband der deutschen Energie- und Wasserwirtschaft, vereint Energieproduzenten und Netzbetreiber unter einem Dach und tritt gegenüber Gesetzgebern und der BNetzA als einheitliche Interessenvertretung auf, obwohl die wirtschaftlichen Interessen beider Gruppen sich strukturell widersprechen. Ein Produzent, der günstigen Strom einspeisen will, hat andere Interessen an Netzgebühren als ein Netzbetreiber, der von ihnen lebt. Der Verbraucherzentrale Bundesverband (vzbv) und andere Verbraucherorganisationen kritisieren, dass die Verbraucherstimme in diesem Regulierungsdialog strukturell unterrepräsentiert bleibt.

Frankreich zahlt 26 Cent, Norwegen 16 Cent

Hohe Netzgebühren sind keine Naturnotwendigkeit. In Ländern, in denen Stromnetze mehrheitlich in öffentlichem Eigentum gehalten oder strenger reguliert werden, zahlen Haushalte deutlich weniger.

In Norwegen und Schweden zahlen Haushalte 15 bis 16 Cent pro Kilowattstunde, in den Niederlanden rund 23 Cent. Selbst Frankreich, das seinen Strom zu einem Großteil aus Kernkraft bezieht und dessen Übertragungsnetz überwiegend staatlich ist, liegt mit rund 26 Cent deutlich unter dem deutschen Niveau von 37,2 Cent. Die Schweiz, wo Netze größtenteils kommunal oder staatlich sind, liegt ebenfalls bei rund 26 Cent.

Die Verbraucherzentrale Bundesverband (vzbv) hat ausgerechnet, was eine Strukturreform bringen könnte: Eine Teilfinanzierung der Netzgebühren aus dem Bundeshaushalt in Kombination mit der Abschaffung der Stromsteuer für private Haushalte würde eine Entlastung von mindestens 5 Cent pro Kilowattstunde bewirken. Für einen Durchschnittshaushalt mit 3.500 Kilowattstunden Jahresverbrauch entspräche das 175 Euro jährlich, mehr als dreimal so viel wie die Entlastung, die der staatliche Netzgebührenzuschuss 2026 tatsächlich gebracht hat.

Verteidiger des deutschen Systems verweisen darauf, dass Deutschland die Kosten der Energiewende mitfinanziert und ein deutlich komplexeres Netz als Länder mit zentralisierter Erzeugung betreibt. Das ist richtig. Aber auch wenn man Energiewendekosten herausrechnet, bleibt eine erhebliche Differenz, die sich aus Monopolrenditen speist, die der Regulierer nicht wirksam begrenzt.

6,5 Milliarden Euro als Pflaster

Die Bundesregierung unter Kanzler Merz hat auf die Kritik an hohen Strompreisen mit zwei Maßnahmen reagiert: einem Subventionszuschuss für Netzgebühren und einem Staatseinstieg bei TenneT.

Im November 2025 beschloss der Bundestag einen Zuschuss von 6,5 Milliarden Euro aus dem staatlichen Klimafonds. Die Netzentgelte sanken 2026 bundesweit um rund 17,6 Prozent. Der Effekt für Verbraucher blieb hinter den Versprechen zurück: Statt der angekündigten 100 Euro Entlastung pro Haushalt ergab sich im Schnitt nur eine Einsparung von 56 Euro. Industrie und Gewerbe profitierten überproportional: Großverbraucher wurden je nach Verbrauch um 16 bis 26 Prozent entlastet, Haushalte im Schnitt rund 17 Prozent. Die Grünen enthielten sich beim Zuschuss und kritisierten ihn als zu kurz greifende Reaktion auf das Strukturproblem.

Im Februar 2026 unterzeichnete die staatliche Förderbank KfW im Auftrag des Bundes die Verträge zum Erwerb von 25,1 Prozent der TenneT Germany für 3,3 Milliarden Euro; abgeschlossen wurde die Transaktion im Juli 2026.

Doch die Teilverstaatlichung ist kein Kurswechsel bei der Regulierung. Weitere Anteilseigner bei TenneT sind institutionelle Investoren: Norges Bank Investment Management (Norwegen), APG (Niederlande, im Auftrag des Pensionsfonds ABP) und GIC (Singapur) sagten im September 2025 Eigenkapitalzusagen von bis zu 9,5 Milliarden Euro zu und schlossen die Transaktion im Juni 2026 ab; sie halten zusammen 46 Prozent. Diese Investoren setzen gezielt auf regulierte Infrastrukturmonopole, weil die garantierten Renditen attraktiv sind. Die Renditen, die institutionelle Investoren aus Oslo, Amsterdam und Singapur in deutsche Stromnetze locken, sind dieselben, die deutschen Haushalten monatlich aus der Stromrechnung herausgerechnet werden könnten.

Vor der nächsten Regulierungsperiode

Im Dezember 2025 schloss die Bundesnetzagentur den NEST-Prozess zur Modernisierung der Anreizregulierung mit finalen Festlegungen ab. Das AgNes-Verfahren zur Überarbeitung der allgemeinen Netzentgeltsystematik läuft noch und zielt darauf ab, die extremen regionalen Unterschiede zu glätten: Hamburg zahlt 11,8 Cent, Bayern 7,8 Cent pro Kilowattstunde. Bisher scheiterte eine stärkere Angleichung am Widerstand einzelner Bundesländer und Netzbetreiber.

Ob die Reform auch das Renditeproblem angeht, ist offen. Die BNetzA hat signalisiert, dass sie die kalkulatorischen Zinssätze für Netzbetreiber im nächsten Regulierungsperiodenzyklus möglicherweise erhöhen könnte. Der bne lehnt das entschieden ab und fordert, die zulässigen Renditen auf ein marktübliches Niveau zu begrenzen, statt sie weiter zu erhöhen.

Die politischen Positionen sind klar verteilt: Die Linke fordert die vollständige Verstaatlichung der Stromnetze, analog zu den Niederlanden, wo Verteilernetze per Gesetz vollständig in öffentlichem Eigentum bleiben müssen. Bündnis 90/Die Grünen verlangen eine Beschleunigung des Leitungsausbaus, ohne sich auf Verstaatlichung festzulegen. CDU/CSU und SPD halten an der Anreizregulierung als Grundprinzip fest und wollen einzelne Parameter anpassen.

Für die 41 Millionen deutschen Haushalte mit Stromanschluss bleibt die Lage unverändert: Das Leitungsnetz ist ein natürliches Monopol, das Monopol ist reguliert, die Regulierung greift nicht tief genug. Solange die Renditedifferenz zwischen dem, was Netzbetreiber tatsächlich kassieren und dem, was als marktangemessen gilt, so groß bleibt, steckt sie in jeder Stromrechnung.