ENERGIEWENDE · 10. AUGUST 2026
Reiche bremst beim Netzausbau: Der Chor der Kritiker wächst
Reiche bremst beim Netzausbau im Namen des Planungsrealismus, und die Kritik daran wird lauter. Institute, Verbände und die Internationale Energie-Agentur widersprechen ihr längst, jetzt meldet sich mit Andreas Schierenbeck, Chef des weltgrößten Stromnetzausrüsters Hitachi Energy, eine neue, besonders gewichtige Stimme. Wer beim Netz das untere Ende plant, plant die fossile Abhängigkeit gleich mit ein.
Katherina Reiches Pläne liegen auf dem Tisch: ein Monitoring mit unterer Bedarfsprognose, ein gekürzter Netzentwicklungsplan, eine EEG-Novelle. Die Bundeswirtschaftsministerin begründet ihren Bremskurs beim Netzausbau mit Planungsrealismus, sie wolle Unternehmen vor Kosten schützen, die sich niemand leisten kann. Der Chor der Kritiker daran ist seit Monaten breit, Institute, Verbände, die Internationale Energie-Agentur, diese Woche kam eine neue Stimme hinzu, mit besonderem Gewicht.
„Wir haben noch nicht mal das gebaut, was wir uns in Deutschland vor Jahren vorgenommen haben. Jetzt zu sagen, wir brauchen weniger, ist der falsche Weg", sagt Andreas Schierenbeck, Chef von Hitachi Energy, dem nach Branchenanalysen weltgrößten Stromnetzausrüster vor Siemens Energy und GE Vernova.
160 Gigawatt Solarparks warten nach seinen Angaben auf einen Netzanschluss, Erneuerbare werden abgeregelt, weil die Leitungen fehlen. Die rasante Entwicklung der Rechenzentren mit ihrem Energiebedarf sei in den aktuellen Planungen kaum berücksichtigt, kritisiert Schierenbeck. Die Elektrifizierung ist damit zur Systemfrage geworden: Baut das Land die Netze für eine Nachfrage, die längst da ist, oder plant es sich in die fossile Abhängigkeit hinein?
Reiche bremst beim Netzausbau: Der Rückstand hat eine Zahl
Der Befund ist nüchtern messbar. Gut 20 Prozent des deutschen Energieverbrauchs entfallen auf Strom, der fossile Anteil klebt seit zehn Jahren bei 78 Prozent. China, Japan und Schweden haben ihre Volkswirtschaften längst zu 30 bis 33 Prozent elektrifiziert, Tendenz steigend.
Ein Grund liegt im Steuersystem. Eine Auswertung von Ember zu Eurostat-Daten aus dem dritten und vierten Quartal 2024 zeigt: Deutschland besteuert Industriestrom mit gut 8 Cent pro Kilowattstunde, Industriegas dagegen mit unter 3 Cent. In Dänemark liegt das Verhältnis bei 16 zu 6 Cent, nur Finnland, Schweden und Bulgarien besteuern Strom niedriger als Gas.
Besteuert werden soll eigentlich, was ausläuft, nicht was es ersetzen soll. Beim Industriestrom macht Deutschland das Gegenteil.
„In Deutschland sind sie historisch hoch, das blockiert den Business-Case", sagt Schierenbeck über die Strompreise. Wolfgang Weber, Chef des Elektroindustrie-Verbands ZVEI, formuliert die Regel dahinter: „Elektrifizierung funktioniert, wo Strom auch wirtschaftlich attraktiv ist."
Die Bundesregierung hat zwar Strompreis-Entlastungen beschlossen. Das strukturelle Problem, hohe Industriestrompreise bei niedriger Steuerlast auf Gas, bleibt davon unberührt.
„Die Zukunft Europas und Deutschlands wird sich daran entscheiden, ob man es schafft, die Wirtschaft zu elektrifizieren", sagte Fatih Birol, Chef der Internationalen Energie-Agentur, im Januar auf dem Handelsblatt-Energiegipfel und urteilte über den deutschen Kurs knapp: „Das ist ein großer Fehler."
Die Systemstudie kennt kein Szenario, das Reiche recht gibt
Wie groß der Sprung tatsächlich ausfällt, zeigt die Systemstudie Deutschland 2026, die Hitachi Energy beim Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE), bei Fichtner und bei EY Parthenon in Auftrag gegeben hat. Gerechnet wurde mit REMod, dem sektorenübergreifenden Energiesystemmodell des Fraunhofer ISE. Das gehört zur Einordnung: Es ist eine Industriestudie, keine unabhängige Regierungsprognose.
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Strombedarf heute | 487 TWh |
| Strombedarf 2045, Szenario Prosperität | 1.015 TWh |
| Strombedarf 2045, Szenario Stagnation | 895 TWh |
| EE-Ausbau, Faktor bis 2045 (Stagnation) | 2,5 |
| Importbedarf Wasserstoff / E-Fuels 2045 | rund 400 TWh |
| Spezifische Stromsystemkosten heute | 171 €/MWh |
| Spezifische Stromsystemkosten 2045 | 153 €/MWh |
| Rückgang fossile Importabhängigkeit bis 2045 | 80 % |
Quelle: Systemstudie Deutschland 2026 (Fraunhofer ISE, Fichtner, EY Parthenon im Auftrag von Hitachi Energy).
Selbst das Stagnationsszenario, das schwaches Wirtschaftswachstum unterstellt, verlangt fast eine Verdopplung des Strombedarfs und einen um den Faktor 2,5 gesteigerten Ausbau erneuerbarer Kraftwerksleistung. Der Nord-Süd-Netzausbau ist in beiden Szenarien Voraussetzung, nicht Option.
Reiches eigene Zahlen liegen auf einem anderen Zeithorizont. Beim Monitoring-Bericht zur Energiewende im September 2025 korrigierten die Institute EWI und BET den Strombedarf für 2030 auf 600 bis 700 Terawattstunden nach unten, zuvor waren rund 750 Terawattstunden gesetzt. Reiche positionierte sich am unteren Ende dieser Spanne, der Ausbau von Netzen und erneuerbaren Energien solle sich „an realistischen Strombedarfsszenarien orientieren", sagt sie.
Formal hält Reiches Zehn-Punkte-Plan am 80-Prozent-Ausbauziel für erneuerbare Energien bis 2030 fest, auch der laufende EEG-2027-Referentenentwurf rührt daran nichts. 2030-Monitoring und 2045-Systemstudie betrachten unterschiedliche Zeithorizonte, der Vergleich der nackten Zahlen ist deshalb nicht der Punkt. Der Punkt ist die Richtung: Reiche plant fürs untere Ende, Hitachi Energy und die Studienautoren rechnen mit der Verdopplung.
Die Bremse wirkt bereits auf Investitionsentscheidungen. Robert Zurawski, Deutschlandchef von Vattenfall, hat wegen Reiches Kurs 26 Windprojekte auf den Prüfstand gestellt. Wer weniger Netz plant, bekommt weniger Investition. Am Ende kommt tatsächlich weniger Nachfrage, eine Prognose, die sich selbst erfüllt.
Die volkswirtschaftliche Rechnung der Systemstudie stützt die Wirtschaftsseite zusätzlich, die spezifischen Stromsystemkosten sinken bis 2045 von 171 auf 153 Euro pro Megawattstunde, die fossile Importabhängigkeit geht um 80 Prozent zurück.
„Deshalb ist die Bremsbewegung auf Bundesebene wirklich unerklärlich", sagt Hartmut Fischer von der Energy Watch Group. Nach seiner Rechnung fließen jährlich rund 80 Milliarden Euro für fossile Importe ab, eine klug gemachte Energiewende spare dagegen 120 Milliarden Euro im Jahr.
Die Lösungen stehen bereits im Regal
Wer nach der Bremse für die fehlende Nachfrage sucht, findet sie nicht bei der Technik. Marktreife Lösungen für die Elektrifizierung von Industriewärme existieren bereits und warten auf bezahlbaren grünen Strom und einen Netzanschluss.
Kyoto Group hat mit dem Heatcube, einem Salzspeicher, ein System entwickelt, das Prozessdampf und Regelenergie liefert. Heatrix baut Anlagen zur elektrischen Hochtemperatur-Prozesswärme, die fossil befeuerte Industrieöfen ersetzen können. Beide Systeme sind serienreif, keine Forschungsprototypen.
Ehrlich bleibt die Rechnung nur mit einer Einschränkung. Ein Teil der Industrie lässt sich nicht direkt elektrifizieren und braucht Wasserstoff und E-Fuels, die Systemstudie beziffert den Importbedarf synthetischer Energieträger 2045 auf rund 400 Terawattstunden. Auch hier liefert die Bundesregierung bislang nicht die verlässlichen Rahmenbedingungen, die eine funktionierende Wasserstoffwirtschaft bräuchte.
Wo der Engpass beim Netzausbau wirklich sitzt
„Das größte Beschleunigungspotenzial beim Netzausbau liegt im Genehmigungsverfahren. Die Verfahren dauern in der Regel wesentlich länger als die Umsetzung", sagt Schierenbeck. Es sei Aufgabe der Politik, dieses Missverhältnis aufzulösen.
Genau hier zeigt sich, dass Beschleunigung funktioniert. Unter Robert Habeck sanken die Genehmigungszeiten für Windkraftanlagen deutlich, die Netzinvestitionen der Übertragungsnetzbetreiber sprangen ab 2023 sichtbar an. Die drei großen Stromautobahnen sind seit 2024 durchgenehmigt und im Bau.
Der ungelöste Engpass sitzt tiefer, im Verteilnetz. Das ist der Sammelbegriff für alles unterhalb des Übertragungsnetzes, von der Hochspannungsebene mit 110 Kilovolt über die Mittelspannung bis zur Niederspannung vor der Haustür.
Dort ist der Stau kein Planfeststellungs-Problem, sondern ein operatives: Netzanschlussprozesse, Kapazitätsprüfungen und fehlendes Personal bei rund 850 Verteilnetzbetreibern. Über 720 Gigawatt an Speicher-Anschlussanträgen liegen bei den Netzbetreibern, die Wartezeit beträgt meist mindestens fünf Jahre.
| Netzebene | Investitionen 2025 (Plan) | Investitionen 2030 (Plan) |
|---|---|---|
| Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) | 22,2 Mrd. € | 16,4 Mrd. € |
| Verteilnetzbetreiber (VNB) | 11,0 Mrd. € | 15,4 Mrd. € |
Quelle: EY / BDEW Fortschrittsmonitor 2026. Bis 2030 ziehen die Verteilnetzbetreiber bei den Investitionen fast gleichauf mit den Übertragungsnetzbetreibern.
Die Wurzel des Problems liegt im Regulierungssystem selbst. Netzbetreiber erhalten für Ausbau-Investitionen eine garantierte Eigenkapitalverzinsung von 7,09 Prozent auf Neuanlagen. Für die netzdienliche Integration von Speichern und Flexibilität gibt es dagegen keinen vergleichbaren Anreiz.
Ein eigenes Gutachten der Bundesnetzagentur zu den Kostenarten benennt diese Asymmetrie, ebenso ein Paper des europäischen Regulierer-Verbands CEER. Agora Energiewende zählt über 300 Gigawatt Netzanschlussanfragen für Großbatterien, für die es bislang kein Zuteilungskonzept gibt.
„Jemand, der ein Haus baut, wird auch nicht erzählen, dass er dieses Jahr Wohnkosten von 800.000 Euro hat", schreibt Dieter Buchberger auf LinkedIn, der bis Anfang 2025 fast drei Jahrzehnte lang Energiewirtschaft an der Technischen Hochschule Ulm lehrte. Die oft beklagten Systemkosten seien in Wahrheit Investitionen; Kosten seien nur die Abschreibungen und die üppigen Zinsen, die Netzbetreiber für ihre risikolosen Anlagen über die Netzentgelte in Rechnung stellen dürfen.
AgNes, die Reform der Bundesnetzagentur, soll genau das korrigieren. Bislang ist sie ein Vorhaben: Konsultation im Sommer 2026, eine Festlegung frühestens Ende 2026, Wirkung erst ab 2029.
Schierenbeck nennt den Redispatch, die teuren Noteingriffe der Netzbetreiber bei Engpässen, als weiteres Argument für mehr Netzausbau, jährlich seien so Milliardenbeträge einsparbar. Die Zahlen geben ihm recht, allerdings anders als gedacht: Die Engpasskosten sanken 2025 bereits auf insgesamt 3,1 Milliarden Euro, der Redispatch-Anteil auf knapp 1,6 Milliarden Euro, während nur rund 3 Prozent der erneuerbaren Erzeugung abgeregelt wurden.
Sie sanken, weil gebaut wurde. Das ist selbst das beste Argument gegen die Bremse.
Reiche hat die Wahl, ihre Prognose der Realität anzupassen oder die Realität an ihrer Prognose scheitern zu lassen. Schierenbeck hat seine Warteschlangen, Zurawski seine 26 gestoppten Projekte, beide haben längst entschieden, worauf sie sich einstellen.
Häufige Fragen zum Netzausbau in Deutschland
Wie hoch ist der Elektrifizierungsanteil in Deutschland aktuell?
Rund 20 Prozent des deutschen Energieverbrauchs entfallen auf Strom, der fossile Anteil liegt seit zehn Jahren stabil bei 78 Prozent. China, Japan und Schweden haben dagegen bereits 30 bis 33 Prozent ihres Energieverbrauchs elektrifiziert.
Wie stark steigt der Strombedarf in Deutschland bis 2045?
Die Systemstudie Deutschland 2026 rechnet mit einem Anstieg von heute 487 Terawattstunden auf 895 Terawattstunden im Stagnationsszenario und 1.015 Terawattstunden im Prosperitätsszenario. In beiden Fällen braucht es einen deutlich beschleunigten Ausbau von Netzen und erneuerbaren Energien.
Warum bremst Reiche beim Netzausbau?
Reiche begründet ihren Kurs mit Kostendisziplin: Sie orientiert sich an der unteren Bedarfsprognose aus dem 2030-Monitoring und hat den Netzentwicklungsplan entsprechend gekürzt. Institute, Verbände und Hitachi-Energy-Chef Schierenbeck halten das für zu vorsichtig, weil die reale Nachfrage aus Rechenzentren und Elektrifizierung in dieser Planung kaum vorkommt.
Wann tritt die Netzentgeltreform AgNes in Kraft?
AgNes ist bislang ein Vorhaben der Bundesnetzagentur, keine geltende Regelung. Die Konsultation läuft im Sommer 2026, eine Festlegung wird frühestens Ende 2026 erwartet, die Wirkung soll ab 2029 einsetzen.
QUELLEN
- Handelsblatt: Reiche bremst beim Netzausbau – Deutschland verliert Anschluss (Klaus Stratmann), 09.08.2026.
- Fraunhofer ISE, Fichtner, EY Parthenon im Auftrag von Hitachi Energy: Systemstudie Deutschland 2026.
- Bundesnetzagentur: Gutachten Kostenarten in der Anreizregulierung.
- CEER: CEER Paper on Incentives in Regulatory Frameworks with a Focus on OPEX/CAPEX Neutrality.
- Agora Energiewende: Effiziente Energiewende.
- EY, BDEW: Fortschrittsmonitor Energiewende 2026.
- Ember: The Electrotech Revolution, Auswertung der Industriestrom- und Industriegassteuern auf Eurostat-Basis (Q3/Q4 2024), S. 108.
- ntv: Klimalabor mit Hartmut Fischer (Energy Watch Group), 06.08.2026.
- Dieter Buchberger (Professor a.D., Technische Hochschule Ulm): LinkedIn-Post zu Systemkosten und Netzregulierung, August 2026.
- Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Monitoringbericht Energiewende, September 2025.
