Sehr geehrte Geschäftspartner! Liebe Kunden!
Die Energiekosten bleiben für österreichische Unternehmen ein entscheidender Wettbewerbsfaktor. Neben Beschaffungspreisen spielen auch die Systemnutzungsentgelte eine zentrale Rolle: Sie machen im Schnitt rund 25% der Stromrechnung aus und steigen stetig an. Im Jänner 2024 setzte sich der Strompreis für ein Gewerbe mit einem Stromverbrauch von 30.000 kWh in Wien aus rund 65% Energiekosten, 22% Steuern und Abgaben sowie 13% Netzentgelten zusammen. Im Jahr 2025 verschiebt sich das Verhältnis deutlich: 47% Energiekosten, 28% Steuern und Abgaben sowie 25% Netzentgelte.1 Für Unternehmen kann das zu einem signifikanten Mehraufwand führen. Mit dem zunehmenden Ausbau erneuerbarer Energie steigen die Anforderungen an die Stromnetze. Die entstehenden Kosten werden über Systemnutzungsentgelte auf Unternehmen und Verbraucher verteilt.
Der folgende Newsletter befasst sich in diesem Zusammenhang mit der Entwicklung der Systemnutzungsentgelte und den regulatorischen Rahmenbedingungen. Insbesondere werden die Faktoren beleuchtet, die zu den steigenden Kosten führen. Ziel ist es, Transparenz zu schaffen und die zunehmenden Kosten sowie die Einflüsse der Finanzierungsstruktur der Netzbetreiber auf die Netzentgelte besser nachvollziehen zu können.
In diesem Sinne wünschen wir Ihnen einige erkenntnisreiche Minuten beim Lesen und verbleiben
mit freundlichen Grüßen,
Christian Büttner, Alexander Krings
Systemnetzentgelte im Kontext der Stromnetzbetreiberfinanzierung: Konsequenzen für Unternehmen
Zwei Verträge: Stromanbieter und Netzbetreiber
Jedes Unternehmen, das Strom benötigt, schließt in der Praxis stets zwei Verträge ab: einen mit dem Netzbetreiber und einen mit einem frei wählbaren Stromanbieter. Die Netzbetreiber agieren dabei als volkswirtschaftlich regionale Monopole und erheben Systemnutzungsentgelte. Im Folgenden wird erläutert, wie diese Systemnutzungentgelte aus den Netzkosten abgeleitet werden und welche regulatorischen Rahmenbedingungen die Netzbetreiber dabei beachten müssen.
Regulatorischer Rahmen der Netzbetreiber
Die österreichischen Stromverteilnetze stehen im Zentrum der Energiewende. Der Ausbau des österreichischen Stromnetzes wird durch Netzentgelte der Nutzer finanziert. Die Netzbetreiber unterliegen einem klaren regulatorischen Rahmen durch das ElWOG, E-Control-Gesetz und Erneuerbaren-Ausbau Gesetz. Die Regulatorik beeinflusst die
- Netzentgelte, die durch Netzkosten beeinflusst werden,
- Marktregeln und die
- Finanzierungsstruktur von Netzbetreibern.
Der Netzausbau in Österreich wird vor allem durch politische Vorgaben gesteuert. Das Ziel ist 100% erneuerbarer Strom bis 2030 sowie Klimaneutralität bis 2040.
Kostenaufschlüsselung Netzbetreiber
Die Netzentgelte werden durch die Netzkosten bestimmt, welche wiederum regulatorisch klar geregelt sind. Die Kostenbasis wird wie folgt aufgeschlüsselt:
Die Betriebskosten beinhalten Kosten für den Netzbetrieb, das Personal, die Verwaltung sowie Instandhaltungen und vieles mehr. Sie können dabei in beeinflussbare und nicht beeinflussbare Kosten eingeteilt werden. Des Weiteren werden die Investitionskosten verrechnet, die für den Ausbau des Netzes notwendig sind. Hierbei handelt es sich um die Abschreibungen und die Finanzierungskosten. Im Fokus unserer Tätigkeit stehen die Finanzierungskosten und wie diese vom Markt beeinflusst werden und in weiterer Folge ihre Netztarife beeinflussen. Die zugrundeliegende Kalkulationslogik für die Finanzierungskosten wird jeweils in 5-Jahres Tranchen festgelegt. Die aktuelle Regulierungsperiode begann im Jänner 2024 und endet im Dezember 2028. Grundlage für die Finanzierungskosten ist der von der E-Control definierte Weighted Average Cost of Capital (WACC), der aktuell folgende Normkapitalstruktur aufweist: 60 % Fremdkapital und 40 % Eigenkapital.
Status-Quo – WACC-Berechnung Neuinvestition Verteilernetz 2025:2
Gestaltungsspielraum, aber klare Deckelung der verrechenbaren Kosten
Netzbetreiber haben in ihrer tatsächlichen Kapitalstruktur zwar Gestaltungsspielraum, allerdings mit klaren regulatorischen Grenzen: Bei einer Eigenkapitalquote zwischen 36% und 40% wird für die Berechnung pauschal eine Quote von 40% zugrunde gelegt. Fällt der Eigenkapitalanteil unter 36 %, so wird der WACC auf Basis der tatsächlichen Kapitalstruktur berechnet, welcher den regulatorisch anerkannten Kapitalkostenersatz reduziert. Liegt der Eigenkapitalanteil über 40 %, gibt es hingegen keine Erhöhung des WACC – d. h. eine höhere Eigenkapitalquote bringt dem Unternehmen regulatorisch keinen Vorteil. Nur der regulatorisch anerkannte Kapitalkostenersatz kann an Endverbraucher weiterverrechnet werden.3
Netzbetreiber können die Eigen- bzw. Fremdkapitalquote so ausgestalten, dass sie innerhalb des regulatorischen Rahmens den höchstmöglichen Ertrag erzielen. Durch eine gezielte Strukturierung der Finanzierung entsteht ein Leverage-Effekt: die günstigeren Fremdkapitalkosten gegenüber dem Benchmark (derzeit 4,02%) wirken sich positiv aus, während der höhere regulatorische WACC anrechenbar bleibt. Damit wird jede Finanzierung kalkulatorisch gegen den regulatorischen Benchmark gemessen. Dadurch können Finanzierungskosten reduziert und Erträge optimiert werden. Die so erzielten Zusatzerträge können wiederrum in den Netzausbau reinvestiert werden – ohne dass dadurch eine zusätzliche Belastung für die Endverbraucher entsteht.
Zukunftsprognosen
- Erwartete Verdoppelung des Stromverbrauchs durch Elektromobilität und Wasserstoffwirtschaft, die den Netzausbau zusätzlich vorantreibt
- Enormer Investitionsbedarf bis 2040 in das Übertragungsnetz (ca. EUR 9 Mrd.) und Verteilernetz (ca. EUR 44,4 Mrd.), dies entspricht einem Finanzierungsbedarf von rund EUR 53 Mrd.
- Finanzielle Herausforderung, da die Finanzierung über regulierte Netzentgelte und den von der E-Control vorgegebenen WACC erfolgt
- Steigende Kapitalkosten könnten Netznutzer:innen stark belasten, weshalb Maßnahmen wie verlängerte Abschreibungsdauern, staatliche Garantien oder Mezzaninkapital diskutiert werden, um die Leistbarkeit zu sichern4
- Regelinvestitionen und Zusatzinvestitionen der österreichischen Verteilernetzbetreiber bis zum Jahr 2030 und 2040 in EUR Mrd.5:
Bedeutung eines zukunftssicheren Netzes für Unternehmen
Die Instandhaltung und der Ausbau des Stromnetzes sind für österreichische Unternehmen von großer Bedeutung. Ohne eine zuverlässige Stromversorgung stehen Maschinen, Anlagen und Computer still, was zu Verzögerungen und finanziellen Verlusten führen kann. Ein stabiles Netz senkt das Risiko ungeplanter Unterbrechungen, reduziert Energieverluste und sorgt für konstante Netzqualität (Spannung, Frequenz), wodurch Schäden an Geräten verhindert werden. Digitalisierung, Automatisierung und Elektromobilität sind nur mit einem sicheren und leistungsfähigen Stromnetz möglich.
Mehrwert von Independent Capital
Mit mehr als 160 erfolgreich abgeschlossenen Transaktionen und einem platzierten Transaktionsvolumen von EUR 5,3 Mrd. besitzen wir bei Independent Capital eine umfangreiche Expertise im Bereich Corporate Finance. Unsere innovative Herangehensweise ermöglicht es uns, maßgeschneiderte Finanzierungslösungen für Ihr Unternehmen zu entwickeln und Verhandlungen „auf Augenhöhe“ mit im Kapitalmarkt erfahrenen Investoren zu garantieren. Gemeinsam mit Ihnen analysieren wir den finanziellen Spielraum Ihres Unternehmens, leiten daraus die Finanzierungsbedürfnisse ab und setzen die Transaktionen erfolgreich um. Durch unser weitreichendes Netzwerk in der Geschäftsführung von Independent Capital und unsere langjährige Erfahrung im Senior Management von Banken bieten wir nicht nur Strukturierung und Platzierung im Banken- und Kapitalmarkt an, sondern unterstützen auch bei der Auswahl des optimalen Finanzierungsinstruments, gestalten die Dokumentation aus wirtschaftlicher Perspektive und arbeiten mit den passenden Finanzierungspartnern zusammen.
Sustainable Finance – IC Indicators und Newsflash
Im folgenden Abschnitt geben wir einen regelmäßig wiederkehrenden Überblick zum Thema Green Finance. Der Schwerpunkt ist dabei die DACH Region.
IC Indicators
Emissionsvolumen begebener Green Bonds der DACH-Region aus den Jahren 2013 bis 2025
Volumen in EUR Mio., Alle Daten per 30.09.2025 (Quelle: Bloomberg)
Details zum derzeit ausstehenden Green Bond-Transaktionsvolumen
Volumen in EUR Mio., Alle Daten per 30.09.2025 (Quelle: Bloomberg)
Newsflash
Europäische Bankenaufsichtsbehörde zu ESG Risiken
Ab Jänner 2026 treten wesentliche Neuerungen im Rahmen der EU-Capital Requirements Regulation (CRR) in Kraft, die insbesondere die Einbindung von ESG-Risiken in das Risikomanagement sowie neue Offenlegungspflichten nach Pillar III betreffen. Ziel ist es, Transparenz zu Klima-, Umwelt- und sozialen Risiken herzustellen und diese stärker in die Steuerung der Institute zu integrieren.
Die Europäische Bankenaufsichtsbehörde (EBA) hat hierzu im Sommer 2025 technische Standards und finale Leitlinien veröffentlicht. Ab 11. Jänner 2026 gelten diese Vorgaben grundsätzlich für alle Institute. Für kleine und nicht-komplexe Banken gilt eine verlängerte Übergangsfrist bis spätestens Jänner 2027. Damit wird dem Prinzip der Proportionalität Rechnung getragen: Während Großbanken ab 2026 bereits umfassend berichten müssen, erhalten kleinere Institute mehr Zeit und teils vereinfachte Anforderungen.
Konkret geht es unter anderem um neue Pillar III Templates zur Offenlegung von ESG-Risiken, Exponierungen gegenüber CO2-intensiven Sektoren sowie Übergangspläne. Parallel dazu fodert die EBA, ESG-Risiken systematisch in Governance, Stesstests und Risikomodelle zu integrieren. Auch wenn die Offenlegungspflichten für kleinere Institute weniger granular ausgestaltet sind, steigen die aufsichtsrechtlichen Erwartungen an Prozesse, Datenqualität und Verantwortlichkeit.
Die Änderungen stehen zudem im Kontext der europäischen Nachhaltigkeitsberichterstattung (CSRD/ESRS). Banken sind künftig stärker auf standardisierte ESG-Daten ihrer Firmenkunden angewiesen. Verzögerungen oder Anpassungen auf EU-Ebene wirken damit unmittelbar auf die Umsetzbarkeit der neuen CRR-Offenlegungen.
Zusammenfassend: Ab 2026 rücken ESG-Risiken regulatorisch ins Zentrum des Bankenaufsichtsrechts. Kleine Institute profitieren von Übergangsfristen und vereinfachten Vorgaben, sollten aber frühzeitig ihre Governance-Strukturen, Datenprozesse und Reporting-Kapazitäten anpassen, um die verschärften Erwartungen bis spätestens 2027 zu erfüllen6.
Im Zusammenhang mit diesem Newsletter sind wir an einem Feedback unserer Geschäftspartner und Kunden interessiert. Ihre Kommentare sind unter office@independentcapital.at willkommen.
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Firmenbuchnummer: FN 356329p
1 Quelle: E-Control Tarifkalkulator, Gewerbe 30.000kWh/a Strom, Jänner 2025
2 E-Control: Regulierungssystematik für die fünfte Regulierungsperiode der Stromverteilernetzbetreiber (2023) S. 71
3 E-Control: Aktualisierung des WACC für Neuinvestitionen der Gasverteiler-, Stromverteiler- und Stromübertragungsnetzbetreiber mit Datenbases 31. August 2024 (2024) S. 4
4 E-Control: Regulierungssystematik für die fünfte Regulierungsperiode der Stromverteilernetzbetreiber (2023) S. 14
5 AIT (2024): Aktualisierung der Netzberechnungen der Studie „Volkswirtschaftlicher Wert der Stromverteilernetze auf dem Weg zur Klimaneutralität in Österreich“
6 EBA – Final Guidelines on the management of ESG risks