Speichererfordernisse zur Abdeckung der Residuallastdurch Windkraft und Sonnenstrom

Kurzdarstellung der Analyse von unserem Beirat Dr. M. Seelmann-Eggebert.

Die Residuallast (Strom) ist definiert als die verbleibende Stromlast nach Abzug der aktuellen Leistung der nicht regelbaren erneuerbaren Energien (Sonne, Wind, Wasser, Biomasse) von der aktuellen Gesamtlast (Stromverbrauch).

Die Bundesregierung hat das Ziel bis zum Jahr 2030 etwa 80% des Bruttostromverbrauchs im Jahresdurchschnitt durch Erneuerbare Energien zu decken. Bei der Bilanzierung bleibt unberücksichtigt, dass auf Grund der Schwankungen (der sog. Volatilität) von Wind- und Sonnenstrom ein großer Teil des Stroms keine Verwendung findet, weil er zu falschen Zeiten produziert wird. Da im Stromnetz zu jedem Zeitpunkt ein Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch herrschen muss, wird dieser Strom heute noch weitgehend abgeregelt. Man bezeichnet dies auch als negative Residuallast.

Zu anderen Zeiten reicht das Angebot an Erneuerbarer Energie nicht zur Deckung des Strombedarfs aus und entsprechend muss das Defizit z.B. durch konventionelle Kraftwerke gedeckt werden, die sog. Positive Residuallast.

Die Residualleistung ist über das Jahr sehr unterschiedlich verteilt, abhängig vom Dargebot von den Erneuerbaren, vor allem Sonne und Windstrom. Die vorliegende statistisch mathematische Analyse der Residuallast von Seelmann-Eggebert (2024) untersucht, wieviel Erneuerbaren Strom und welche Speichererfordernisse erforderlich sind, um die Residuallast zu decken. Sie unterteilt die Residuallast dazu in zwei Anteile:

  • den „Interdies“-Anteil, der die Bilanz aus Tagesertrag und Tagesverbrauch widerspiegelt und die saisonale Abhängigkeit einschließt, sowie
  • den „Intradiem“-Anteil, der alle Tageszeiten mit Unterdeckung aufsummiert.

Unter der Vereinfachung, dass übers Jahr genauso viel Strom aus Erneuerbaren erzeugt wie verbraucht wird und sich die Tagesverbräuche relativ gleichmäßig über das Jahr verteilen, ergibt sich folgendes Bild.

Wann immer der Tagesertrag einer Solaranlage den Tagesverbrauch übersteigt, kann der Intradiem-Anteil der Residuallast z.B. vollständig durch Batteriespeicher ausgeglichen werden. Pro kWp installierte Leistung Solar ist dabei eine Kurzzeitspeicherkapazität von etwa 1,5 kWh notwendig.

Werden bei einer reinen Versorgung mit Solarstrom keinerlei Speicher oder Maßnahmen zur Lastverschiebung eingesetzt, so beträgt die Residual­last wegen dem großen Intradiem-Anteil bei bilanziell ausgeglichener Jahres­versorgung mehr als 60%. Kurzzeitspeicher sind in der Lage unter anderem die Nachtlücke auszugleichen und damit den nutzbaren Solarstrom zu verdoppeln!

Da der Wind auch nachts weht, zeigt Windstrom im Gegensatz zum Solarstrom durchschnittlich keine Korrelation mit der Tages­zeit und lediglich schwache saisonale Tendenzen. Grundsätzlich entstehen Unterdeckungssituationen Intradiem in deutlich geringerem Umfang. Bei einer reinen Windkraftversorgung, bei der in der Jahresbilanz genauso viel Windstrom erzeugt wie durch Lasten verbraucht wird, beträgt die Intradiem-Residuallast durchschnittlich etwa 7% und kann schon durch Batterien mit 10% bis 20% Kapazität einer durchschnittlichen Tageslast durchweg überbrückt werden. Über­raschender­weise ist die Interdies-Residuallast von Windkraft ähnlich hoch wie bei der Photo­voltaik. Auch hier können mehr als 30% des Stroms nicht direkt genutzt werden.

Ein selbstversorgendes System muss hinreichend Überschuss für die Produktion von synthetischem Brennstoff für Residuallastkraftwerke produzieren. Abhängig vom Wirkungsgrad für Rückverstromung gibt es einen Minimalwert für den notwendige Überschuss, um über einen Langzeitspeicher (wie z.B. eine Wasserstofferzeugung mit Rückverstromung) die Interdies-Residuallast zu decken. Dieser Minimalwert beträgt ein Vielfaches der Interdies-Residuallast.

Rechenbeispiel: Wieviel Erneuerbaren Strom braucht es, um die Residuallast vollständig über Kurz- und Langzeitspeicher zu decken?

Unter der vereinfachten Annahme, dass sich die Tagesverbräuche relativ gleichmäßig über das Jahr verteilen, braucht es zur Abdeckung eines Strombedarf von z.B. 750 TWh (100%) eine Ertragsmenge von 1014 TWh (135%) aus Windkraft und Sonnenstrom. Dabei können statistisch etwa 662 TWh des Stroms direkt oder über einen Kurzzeitspeicher (Batterie etc.) genutzt werden, der die Tagesschwankungen ausgleicht. Etwa 351 TWh (47%) des Stroms fallen statistisch zu Zeiten an, in denen er nicht genutzt werden kann

Residuallast

Die gesamte Analyse von unserem Beirat Diplom-Physiker Dr. M. Seelmann-Eggebert findet sich hier.

Treibhausgasneutrale Synthetische Brennstoffe

Beitrag zur Eignung der Energieträger Wasserstoff, Methan, Methanol und Ammoniak als saisonale chemische Energiespeicher von unserem Beirat M. Seelmann-Eggebert

Ein grundsätzliches Problem bei der Nutzung von Wasserstoff und daraus abgeleiteter sekundärer Energieträger zur Rückverstromung, liegt darin, dass zur elektrolytischen Herstellung als Energie der Brennwert aufgebracht werden muss, während in konventionellen Kraftwerken ledig­lich der Heizwert genutzt werden kann. Hierdurch reduziert sich in Kraftwerken, deren Wirkungs­grade üblicherweise in Bezug auf den Heizwert angegeben werden, die nutzbare Energie auf 85%. Brennstoffzellen basieren hingegen auf einer wässrigen Lösung, so dass dieses Problem für sie bei der Rückverstromung nicht existiert. Bei Blockheizkraftwerken lässt sich die Kondensationswärme zumindest thermisch nutzen.

Die untersuchten sekundären Energieträger werden alle in Formierungsreaktionen hergestellt, die exotherm verlaufen. Diese Energie steht für die eigentliche Verbrennungsreaktion nicht mehr zur Verfügung. Der damit verbundene (weitere) Energieverlust fällt für Methanol mit 12% am geringsten und für Methan mit 17% am höchsten aus (siehe Tabelle). Dieser Verlust besteht bei direkter Verwendung von Wasserstoff als Brennstoff nicht.

Wasserstoff, Methan und Ammoniak sind Gase, welche in Gasnetzen transportiert werden können. Für Methan kann das bestehende Erdgasnetz direkt weiterverwendet werden. Für Wasserstoff sind zur Vermeidung von Leckage umfängliche Nachbesserungen oder Neuverlegungen vorzunehmen.

Nutzbarkeit bezogen aufHeizwertBrennwert
Wasserstoff H2100%85%
Methan (CH4)83%70%
Methanol (CH3OH)88%75%
Ammoniak (NH3)87%74%
Tabelle zu Heiz- und Brennwerten verschiedener Energieträger bezogen auf Wasserstoff. Zur elektrolytischen Herstellung muss der Brennwert von 7,09 kWh pro Normkubikmeter eingesetzt werden. Als Energieinhalt von Wasserstoff wird der Heizwert angegeben.

Für einen Transport auf Schiffen ist eine hohe Dichte des Energieträgers erforderlich. Gasförmige Substanzen sind daher unter sehr hohem Druck zu verdichten oder durch Abkühlen zu verflüssigen. Der Kühlaufwand ist dabei für Wasserstoff mit Abstand am höchsten. Der Transport von Methan als LNG ist bereits großtechnisch üblich, aber ebenfalls aufwendig. Ammoniak wird hingegen schon bei relativ hohen Temperaturen flüssig und ist in dieser Form gut zu trans­portieren. Methanol ist indessen schon bei Zimmertemperatur flüssig, so dass mit diesem Stoff ein Raumproblem weder für den Transport noch für die Speicherung besteht.

Für die Speicherung von Erdgas existieren in Deutschland große Kavernenspeicher, die unver­ändert für Methan genutzt werden können. Für Methan ergibt sich eine nominelle Speicher­kapazität von 246 TWh, die in einer treibhausgasneutralen Wirtschaft als saisonaler Speicher aus­reichen dürfte. Theoretisch könnten die Kavernenspeicher auch für Wasserstoff genutzt werden, ein Praxistest steht aber noch aus. Wegen der geringen Energiedichte würde der vor­handene Speicher mit Wasserstoff aber nur für 74 TWh ausreichen. Diese Kapazität ist für einen saisonalen Speicher sehr wahrscheinlich zu gering. Dasselbe gilt für Ammoniak, das nur eine un­wesent­lich höhere Energiedichte als Wasserstoff hat.

Eine Energiewirtschaft, die auf Wasserstoff oder Ammoniak basiert, ist treibhausgasneutral, da bei der Verbrennung lediglich Wasser produziert wird. Bei der Verwendung von Methan, Methanol oder andere synthetische kohlenstoffbasierte Energieträger wie Kerosin muss sicher­gestellt sein, dass das zur Synthese verwendete Kohlendioxid aus einem zyklischen Kreislauf stammt. Dies kann entweder durch aufwendige Rückgewinnung von CO2 aus der Atmosphäre oder den Ozeanen oder durch eine dem Verbrennungsprozess direkt nachgelagerte Abschei­dung erreicht werden.

Bis zur Wiederverwendung muss das abgeschiedene CO2 allerdings vor Ort gelagert und/oder zu einer Lagerstätte transportiert werden. Eine treibhausgasneutrale Energiewirtschaft muss zu diesem Zweck für diesen Hilfsstoff zur Herstellung des sekundären Energieträgers eine zu­sätzliche umfängliche Infrastruktur schaffen. Hier ist grüner Ammoniak im Vorteil, denn Ammoniak bedient sich des Hilfsstoffs Stickstoff, der über die Atmosphäre direkt und jederzeit zur Verfügung steht.

Mit der Anwendung der Elektrolyse steht reiner Sauerstoff im großen Maßstab zur Verfügung. Dies ermöglicht den wirtschaftlichen Betrieb von Kraftwerken mit dem Oxyfuel Prinzip und damit die Abscheidung von Kohlendioxid.

Elektro­lyse, Formierungsanlage und Kraftwerk sollten künftig als Gesamtheit und in Verbindung mit Speichermöglichkeiten für die verwendeten chemischen Stoffe konzipiert werden. Dies hat den Vorteil, dass Wasserstoff und Sauerstoff direkt vor Ort weiterverarbeitet werden können. Da beim Betrieb jeder dieser Anlagen große Mengen an Abwärme anfallen, sollten sie an den Ein­speisepunkten von Wärmenetzen platziert werden. Zusammenfassend sprechen viele Argumente für die Verwendung von Methan oder Methanol als Energieträger an Stelle von Wasserstoff. Das setzt allerdings die Bereitschaft voraus, um­fassende Investitionen für eine CO2-Infrastruktur zu tätigen. Netzausbau und Speicheraufbau sind hingegen auch beim Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft in ähnlichem, wenn nicht höherem Umfang erforderlich.

Die gesamte Analyse finden sie hier.

Steckersolargeräte: Was ändert sich 2024? Was können Unternehmen und Politik tun, damit auch Mietende profitieren?

Onlinediskussion vom 12.12.2023, 17 Uhr

Durch die Veranstaltung führte Lisa Wendzich, SunCrafter GmbH.

Eine Präsentation zur Veranstaltung finden Sie hier.

Die Veranstaltung kann in unserem Youtube-Kanal nachgesehen werden.

Worum es ging?

Beworben werden Steckersolargeräte unter anderem mit dem Argument, dass sich mit ihnen auch Mietende oder einkommensschwache Haushalte an der Energiewende beteiligen könnten.

Trotz Ausgestaltung nach sozialen Kriterien zeigen Förderprogramme für steckerfertige PV-Anlagen, wie z.B. in Mecklenburg-Vorpommern, das erst wenige Mieter diese in Anspruch nehmen oder nehmen können. Während das Kontingent für Eigentümer (5 Mio. für 10.000 Anlagen) bereits nach kurzer Zeit erschöpft war, stehen „für Mieter noch für längere Zeit ausreichende Mittel“ (4,855 Mio. für 9.711 Anlagen, zum 30.11.23) zur Verfügung.

Wir haben diskutiert u.a. mit Christian Ofenheusle von machdeinenstrom.de woran das liegt und was Politik sowie betroffene Wohnungsunternehmen, Hausverwaltungen proaktiv unternehmen können, um Steckersolargeräte auch für Mieter attraktiv und umsetzbar zu machen.

Ein positives Beispiel gibt es dagegen aus der Stadt Damstadt zu berichten: Von 1.367 seitens der Stadt Darmstadt geförderderten Anlagen sind hier 264 (19,7%) bei Mieter*innen installiert worden.

Ein anderes Beispiel wurde von Roland Pareik vom Caritasverband Düsseldorf präsentiert. Dort gibt es für Düsselpass-Inhaber eine Sonderförderung Balkon-Solarkraftwerke für Geringverdiener im Rahmen des EnergieSparService der Caritas.

Bereits seit dem 27.10.23 gilt, dass Balkonsolaranlagen kein Bauprodukt mehr sind.
vgl. hierzu https://www.dibt.de/de/aktuelles/meldungen/nachricht-detail/meldung/aktualisiert-welche-bauaufsichtlichen-bestimmungen-gelten-fuer-photovoltaik-module-pv-module

Als Neuerungen in 2024 werden erwartet:

  • Eine Privilegierung von Steckersolargeräten im Wohnungseigentümergesetz und Bürgerlichen Gesetzbuch. Der Gesetzesentwurf befindet sich im parlamentarischen Verfahren (Veröffentlichung im Amtsblatt wird im 2. Quartal 2024 erwartet).

Geplante Erleichterungen für Steckersolargeräte durch das Solarpaket I (1. Lesung 19.10.23, 2. und 3. Lesung am 15.12.23) sind:

  • Die Leistungsgrenze soll von 600 Watt auf 800 Watt erhöht werden.
  • Als Übergangslösung sollen auch “rückwärts drehende Zähler” erlaubt werden, um sie als Ablehnungs­grund für Steckersolargeräte zu vermeiden.
  • Nur noch eine möglichst vereinfachte Anmel­dung beim Marktstamm­daten­register

Ggf. ergibt sich auch mit der im Rahmen des Solarpaket I geplanten Änderung des §42b (EnWG) zur gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung die Möglichkeit, das Steckersolargeräte die an einem Wohnungszähler installiert sind, der auch die in öffentliche Netz eingespeiste Strommenge erfasst, dann für diesen Strom entsprechende eine EEG-Vergütung bekommen können, vgl. hierzu auch https://klimaschutz-im-bundestag.de/gemeinschaftliche_eigenversorgung/.

Was können Politik und Wohnungsunternehmen tun?

  • Abwägungskriterien für die Privilegierung (§ 554 BGB und § 20 Abs. 2 WEG) zur Umsetzung der baulichen Veränderung klarer als in den FAQs zu definieren.
  • Wohnungen für Steckersolargeräte fit machen, die Steckersolarreadyness von Wohnungen bzw. Balkonen gesetzlich regeln.
  • E-Check in Wohnungen auf Steckersolaranlagen erweitern.
  • In Förderprogrammen: Soziale Kriterien berücksichtigen.
  • Statische Nachweise fördern.
  • Aussensteckdosen ggf. fördern und nachrüsten.
  • Rechtliche Regelung für die Sanierung bei Neubau von Balkongeländer – Anbringung von herkömmlichen Solarmodule vorsehen.
  • Auf Hilfsangebote/Initiativen bei der Montage hinweisen und entsprechende Vorgaben seitens der Wohnungsunternehmen machen.
  • Hilfe & Geschäftsmodelle durch Nachfrage schaffen/fördern.
  • Statische Nachweise bei baugleichen Balkone zur Eignung von Steckersolargeräten proaktiv beauftragen.
  • Geeignete Montagesysteme seitens der Vermietenden proaktiv vorschlagen.

Sonstige Hinweise

Kriterien zur Wärmeleitplanung

Untersuchungen zur flächendeckenden Wärmeversorgung unter Berücksichtigung der Residuallast durch Kraftwerke und Blockheizkraftwerke

Beitrag von unserem Beirat M. Seelmann-Eggebert

Dem Projekt, in dessen Rahmen diese Studie entstand, lagen folgende Kernfragen zu Grunde

  • Welche Vor-/Nachteile hat eine eher dezentralere Abdeckung der Residuallast und welche Synergien lassen sich im Rahmen einer Berücksichtigung bei kommunalen Akteuren heben?
  • Welche Vor-/Nachteile haben demgegenüber große zentrale Residualkraftwerke auf der „grünen Wiese“?
  • Welche politischen Rahmenbedingungen sind für dezentrale oder eher zentralere Lösungen notwendig?
  • Wie kann eine sektor- und spartenübergreifende Energieleitplanung aus Praktikersicht aussehen?

Die hier vorgestellte Analyse betrachtet diese Kernfragen in erster Linie aus energetischer Sicht. Ziel war es, verschiedene treibhausgasneutrale Szenarien an Hand des erforderlichen Primärenergiebedarfs zu vergleichen und zu bewerten. Dabei wurden die einzelnen Teilaspekte, (wie z.B. Synergien von KWK und Wärmepumpe, saisonale Verfügbarkeit von Erneuerbarem Strom, Bedeutung von synthetischen Brennstoffen als Langzeitspeicher und deren Erzeugung, Notwendigkeit von Kurzzeitspeichern zum Ausgleich der im Tagesverlauf auftretenden Residuallasten) analysiert und quantitativ nachvollziehbar und transparent dargestellt. Die CO2 Emissionen, die mit einem Versorgungsszenario und der Transformation zur Treibhausgasneutralität verbunden sind, ergeben sich direkt aus dem Primärenergiebedarf multipliziert mit dem Emissionsfaktor des verwendeten Energieträgers (Stundenwerte). In der Realität sind Primärenergiebedarf und Treibhausgasemissionen nur zwei von verschiedenen maßgeblichen Kriterien. Verfügbarkeit von Wärmequellen vor Ort, bereits existierende Infrastruktur wie z.B. vorhandene Wärmenetze, die Siedlungsstruktur und wirtschaftliche Faktoren wurden an verschiedenen Stellen qualitativ betrachtet, aber nicht quantitativ bewertet.
In der Studie wird grundsätzlich davon ausgegangen, dass die zukünftige Primärenergieversorgung in Deutschland ganz überwiegend auf Windkraft, Sonnenstrom und grünem Wasserstoff beruht. Die Studie beschränkt sich auf die Gebäudewärme und zeigt Lösungsmöglichkeiten für ihre treibhausgasneutrale Vollversorgung auf. Es wurden verschiedene Szenarien untersucht, wie eine treibhausgasneutrale Wärmeversorgung quartiersweit oder deutschlandweit realisiert werden kann.
Die Ergebnisse der Studie hierzu sind:

  • Eine energetische Versorgung mit Sonnen- und Windstrom erfordert Residuallastkraftwerke, die den saisonalen Gang der Erneuerbaren ausgleichen können.
  • Die elektrische Effizienz der Kraftwerke bestimmt die Menge an Abwärme und den Grad ihrer Nutzung.
  • Die Anteile, die jeweils von KWK und Wärmepumpen bei regenerativer Vollversorgung, bereitzustellen sind, liegen (bei Minimierung des Primärenergieeinsatzes) weitgehend fest und hängen von dem angenommenen Verhältnis zwischen Wind und PV ab.
  • Ab einem Mindestbedarf an Residuallastkraftwerken ist KWK energetisch lohnend und macht Kraftwerke auf der grünen Wiese ohne Abwärmenutzung zur primärenergetisch ineffizienteren Lösung.
  • Energieimporte aus dem Ausland in Form von Wasserstoff oder anderen synthetischen Brennstoffen ist unter energetischen Aspekten unvorteilhaft und auch nicht erforderlich, denn eine regenerative Wärmevollversorgung ist innerhalb der Landesgrenzen möglich.
  • Auch dicht besiedelte Kommunen in Ballungsgebieten können eine regenerative Vollversorgung ihres Gebäudebestands mit Wärme erreichen, indem Umweltwärme mit Wärmepumpen möglichst intensiv genutzt wird und gleichzeitig ein massiver Ausbau auf allen Dächern und verfügbaren innerstädtischen Flächen forciert wird.
  • Zentrale und dezentrale Versorgung sind für die betrachteten Szenarien aus energetischer Sicht weitgehend gleichwertig, solange die Abwärme genutzt wird. Die jeweils bessere Lösung wird durch die Verfügbarkeit von Wärmequellen vor Ort vorgegeben.
  • An praktischen Beispielen wurde aufgezeigt, wie eine regenerative Vollversorgung auf Gebäudeebene, Quartiersebene oder das ganze Land gelingen kann und Kriterien hierfür benannt.
  • Grüner Wasserstoff (oder andere grüne Gase) oder daraus abgeleitete Brennstoffe sind vor allem für den Betrieb von Residuallastkraftwerken zum Ausgleich saisonaler Defizite erforderlich.
  • Die elektrolytische Erzeugung von Wasserstoff vor Ort ist lohnend, da die entstehende Abwärme genutzt und somit die Abhängigkeit von Energieimporten reduziert werden kann.
  • Kurzzeitspeicher sind ein essentielles Element der Energie- und Wärmewende und können den Primärenergiebedarf substantiell verringern.

Schlussfolgerungen und Empfehlungen

Zum raschen Gelingen der Wärmewende sollte der Einsatz von Wärmepumpen gefördert, aber mit einer Forderung nach entsprechendem Ausbau der erneuerbaren Stromversorgung vor Ort zur Deckung des Wärmepumpenstroms gekoppelt werden,

Die gesamte Analyse findet sich hier.

Gemeinschaftliche Eigenversorgung in Kundenanlagen und nach dem geplanten §42b Energiewirtschaftsgesetz

Diskussionsbeitrag von
Jörg Lange, Klimaschutz im Bundestag e.V. und
Fabian Sprenger, Vauban Hausverwaltung GmbH & Co. KG

im Dezember auch erschienen als Beitrag in VDIVaktuell 08/23, Seite 46 ff.

Die Abgabe bzw. der Verkauf von Strom im räumlichen Zusammen­hang (auch Mieterstrom genannt) ist aufgrund hoher bürokratischer Hürden noch immer sehr aufwändig und wird von Hausverwaltungen bis­lang kaum umgesetzt.

Im Folgenden wird die gelebte Praxis einiger gemeinschaftlicher Eigenstromkonzepte im Rahmen einer Kundenanlage verglichen mit der von der Bundesregierung vorgelegten Regelung des §42b im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) im Rahmen des Solarpaket I[1]. Am Ende bleiben einige Fragen zu den Regelungen im §42b EnWG aus Sicht der Autoren offen.

Als Kundenanlagen werden kundeneigene Energieanlagen be­zeich­net, die mittels einer Summenmessung an ein öffentliches Energienetz angeschlossen sind und der Abgabe von Energie an Letztverbraucher dienen (§ 3 Nr. 24a oder b EnWG) (vgl. Abbildung 1).

Ziel des neuen Modells nach §42b EnWG ist es, „dass Strom aus solarer Strahlungsenergie ohne großen Bürokratieaufwand von Ver­mieterinnen und Vermietern oder einem Dritten für die Mietparteien innerhalb eines Gebäudes bereitgestellt werden kann. Die Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen müssen sich dabei hinter dem­selben Netzverknüpfungspunkt befinden, das heißt, es darf keine Durch­leitung durch ein Netz erfolgen.

Bisher gelebte gemeinschaftliche Konzepte zur Nutzung von Strom im Rahmen einer Kundenanlage sollen mit dem §42b EnWG weder erschwert oder gar verhindert werden, so die Versicherung von Politik und Verwaltung. In der Begründung des Gesetzesentwurfs heißt es hierzu nur „Die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung steht als eigen­ständiges Modell neben dem Mieterstrom gemäß § 42a EnWG.

Im Falle der Lieferung von Strom über das öffentliche Netz gilt die Rechts­lage bisher als eindeutig. Der Stromliefernde wird rechtlich zum Energieversorger (EVU) und hat eine Vielzahl an Pflichten zu erfüllen (z.B. Anmeldepflicht bei Übertragungsnetz­betreiber, Verteilnetzbe­treiber, BNetzA; Pflicht zu Vollstromliefer­verträgen; Stromkenn­zeichnung; jährliche Strom­mengen an Über­tragungs­netz­betreiber melden; Meldepflicht Mieter­stromzuschlag BNetzA; Mess­stellen­be­triebs­pflichten, Kunden­manage­ment­pflichten; Rechnungs­stellungs­pflichten; Stromsteuer­be­freiungen; …). Diese Pflichten können von einem „normalen“ Anlagenbetreiber (Privatpersonen, Industrie- und Handwerksbetrieb, Wohnungseigentümergemeinschaften) über die Hausverwaltung in den meisten Fällen nicht geleistet werden und erfordern einen entsprechend versierten Dienstleister.

1 Gelebte Praxis der gemeinschaftlichen Eigenversorgung in Kundenanlagen

Bei der Verteilung von Strom z.B. aus Solarstrom vom Dach eines Gebäudes oder des gemeinschaftlichen eingekauften Stroms aus dem öffentlichen Netz (Reststrom­bezug) innerhalb eines gebäude­eigenen Stromnetzes (Kundenanlage) gibt es bisher in der gelebten Praxis die rechtliche Auffassung, dass hierbei keine Stromlieferung vorliegt und die o.g. Pflichten damit wegfallen.

Denn viele der rechtlich mit einer Stromlieferung verbundenen bürokratischen Pflichten sind für die Nutzung und Verteilung von selbst erzeugtem Strom im Rahmen einer Kundenanlage aus ver­sorgungs­technischer Sicht nicht zu rechtfertigen und damit ent­behrlich. Die Stromerzeugung und -nutzung vor Ort könnte genauso betrachtet werden wie eine Energiesparmaßnahme, also z.B. wie die Investition in einen sparsameren Kühlschrank oder in eine LED-Beleuchtung. Auch diese werden ja bislang nicht mit Auflagen, wie z.B. Messeinrichtungen, belegt.

Konzepte und Vertragskonstellationen, die die Kosten aus einer ge­mein­schaftlich betriebenen Solaranlage und/oder gemeinschaftlich aus dem Netz bezogenen Reststrom z.B. über die Hausgeld­ab­rechnung auf die gemessenen Verbräuche der Allgemein- und Wohnungs­stromzähler umlegen, sind seit vielen Jahren gelebte Praxis. In einigen Vertragskonstellationen werden die Investitionskosten sowohl für PV als auch KWK-Anlagen in den Strompreis eingerechnet, ohne dafür eine gesetzliche Grundlage zu haben (Abbildung 2). Zu Beschwerden von Mietenden oder Eigentümer:innen ist es in dieser Zeit in den uns bekannten Fällen nie gekommen, da die Strompreise immer deutlich unter denen der Stromlieferanten bzw. eines Mieterstrommodells lagen.

Vdiv Zählerschema 01

Abbildung 1: Schema/Konzept zur gemeinschaftlichen Gebäude/Eigenversorgung ohne Durchleitung durch das öffentliche Stromnetz. In Kundenanlagen gelebte Praxis ist ein realer Summenzähler mit realen Unterzählern und der jährlichen Umlage von Kosten nach Stromverbrauch gemäß Ablesung Zähler (A-C).

Musterabrechnung

Abbildung 2: Musterabrechnung

2 Neuregelungen des §42b EnWG im Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und weiterer energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Energieerzeugung

Unter der Überschrift „Gemeinschaftliche Ge­bäude­versorgung“ räumt der §42b EnWG Letztverbrauchern die Möglichkeit ein, z.B. Solar­strom der in, an oder auf demselben Gebäude produziert wird zu nutzen, wenn

  1. die Nutzung ohne Durchleitung durch ein Netz erfolgt,
  2. die Strombezugsmengen des Letztverbrauchers viertelstündlich gemessen werden und
    (vgl. Abbildung 3)
  3. er einen Gebäudestromnutzungsvertrag mit dem Betreiber der Gebäudestromanlage abschließt, in dem Betrieb, die Erhaltung und die Wartung der Gebäudestromanlage und der Aufteilungs­schlüssel des Stroms aus der Anlage geregelt werden. Letzterer muss dem Netzbetreiber mitgeteilt werden. Darüberhinaus sind Regelungen über die entgeltliche Gegenleistung für die Nutzung der elektrischen Energie durch den teilnehmenden Letztver­braucher und deren etwaige Höhe in Cent pro Kilowattstunde zu treffen. Die freie Lieferantenwahl darf in dem Gebäude­strom­nutzungs­vertrag nicht eingeschränkt werden.

Die Definition (§3 Nr. 20a EnWG) des im §42b EnWG neu eingeführten Begriffs der Gebäudestromanlage eine Erzeugungsanlage, die aus solarer Strahlungsenergie elektrische Energie erzeugt, die ganz oder teilweise im Rahmen eines Gebäudestrom­­nutzungs­vertrags durch die teilnehmenden Letztverbraucher gemäß § 42b Absatz 1 verbraucht wird“ schränkt dabei die Regelung auf Solarstrom ein.

Nach §42b Abs.6 EnWG kann der Gebäudestromnutzungsvertrag durch einen WEG-Beschluss ersetzt werden, wenn die WEG die Gebäudestromanlage betreibt.

Vdiv Zählerschema 02

Abbildung 3: Schema/Konzept zur gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung ohne Durchleitung durch das öffentliche Stromnetz nach § 42b EnWG. Dabei müssen die Zähler (A-C) intelligente Zähler sein, die für die Verteilung und Kostentragung eine Verrechnung von Viertelstundenwerten erlauben.

Aus Sicht der Autoren bleiben mit dem §42b EnWG folgende Fragen offen:

  • Welchen praktischen Fall genau will der §42b entbürokratisieren?
  • Wenngleich Politik und Verwaltung mit dem §42b EnWG bisher gelebte gemeinschaftliche Konzepte weder erschweren noch verhindern wollen bleibt die Frage, ob das zukünftige Rechtssprechung auch so bestätigt.
  • Die Nutzung virtueller Summenzähler wurde bereits im EnWG § 20 Absatz 1d Satz 2 ermöglicht, werden Sie mit dem §42b nun verbindlich vorgeschrieben und wenn ja für welche Konstellationen?
  • Kann die Regelung nach §42b unabhängig von einem EVU/Dienstleister z.B. durch eine Hausverwaltung umgesetzt werden? Wer nimmt die Saldierung der Zähler vor und wer sammelt die Daten der 15-minütigen Messung?
  • Im §42b (2) 2. ist über den Gebäudestromnutzungsvertrag eine Vereinbarung über entgeltliche Gegenleistung für die Nutzung der elektrischen Energie durch den teilnehmenden Letztver­braucher und deren etwaige Höhe in Cent pro Kilowattstunde zu treffen. Bedeutet dies, dass auch Investitionskosten für die PV-Stromanlage über diesen Vertrag umlegbar sind und wenn ja über welchen Abschreibungszeitraum?
  • Lässt sich das Modell nach §42b in Wohnungs­eigentümerge­mein­schaften aufgrund der beschränkten Vertragslaufzeit (2 Jahre) umsetzen? Ist das daraus entstehende wirtschaftliche Risiko für eine WEG tragbar?
  • Was genau meint §42b (3): „Die freie Lieferantenwahl darf in dem Gebäudestromnutzungsvertrag nicht eingeschränkt werden.“ Ist damit ein gemeinsamer Reststrombezug über den Gebäudestromnutzungsvertrag ausgeschlossen?
  • Wie kann ein WEG-Beschluss nach §42b (6) einen Vertrag zwischen der WEG als Betreiberin der Gebäudestromanlage und Mietern als Letztverbrauchern ersetzen? Wie sind die Mieter dabei einzubinden?
  • Lässt der §42b Raum für eine Entscheidung gegen das Gebäudestrommodell und den damit verbundenen Vorteilen (weniger Pflichten aus der Stromlieferung) gegenüber den Nachteilen (max. 2 Jahre Bindungsfrist)?

3 Vorschlag zu einer zusätzlichen einfachen Regelung über die Betriebskostenverordnung

Die Betriebskosten­verordnung sieht bisher die Umlagefähigkeit von Stromkosten (insbesondere für den Wohnungsstrom) bei gemein­schaftlichen Stromversorgungen nicht ausdrücklich im Katalog von § 2 BetrKV vor. Die Wohnungs­strom­kosten sind nur von Mietenden zu tragen, wenn dies ausdrücklich im Mietvertrag vereinbart ist.

Bisher sieht die Betriebskostenverordnung auch keine Umlage von Investitions- oder Instandhaltungskosten von Stromerzeugungs­anlagen innerhalb einer Kundenanlage vor. Derzeit können Vermietende die Investitionskosten in PV oder KWK-Anlagen gesetzes­­konform nur über eine Mieterhöhung nach §§ 555b, 559 BGB umlegen. Den Mietern würde dadurch der gemeinschaftlich von der Wohnungs­­eigentümer­ge­meinschaft (WEG) oder einem Wohnungs­unternehmen erzeugte Strom zu einem sehr reduzierten Preis berechnet werden müssen. Bei einer PV-Anlage fallen dann aus­schließ­lich die Kosten für Reinigung und Versicherung der PV als Be­triebs­­kosten an, die man in den Strompreis gegenüber den Mietenden aufnehmen könnte. Damit würde der Strom extrem günstig, bei einer 20 kWp-Anlage läge der Strompreis bei ca. 2-3 Ct pro kWh. Dadurch würden Fehlanreize für den Stromverbrauch gesetzt. Zudem wird die Belastung der Mietenden mit den Stromge­stehungs­kosten im Wesentlichen nicht mehr vom Stromverbrauch, sondern über die Miet­erhöhung von der Größe der Wohnung abhängig sein. Mietende mit hohem Stromverbrauch und kleinen Wohnungen werden so von Mietenden mit geringem Stromverbrauch und großen Wohnungen „subventioniert“. Dieses Gerechtigkeitsproblem und das Problem des Fehlanreizes durch den sehr günstigen Strompreis besteht genauso bei selbstnutzenden Eigentümern.

Diese theoretische Möglichkeit der „Umlage“ von Stromer­zeugungs­kosten über eine Mieterhöhung findet damit auch in der Praxis soweit uns bekannt bislang keine Anwendung.

Eine Lösung besteht darin, in der Betriebskostenverordnung eine ge­setzliche Möglichkeit zu schaffen, die Investitions- und Reparatur­kosten für die gemeinschaftliche Eigenstromerzeugungsanlage einer WEG in den Strompreis einzurechnen und über die Betriebskosten abrechnen zu können. Bei einem Strom- oder Wärmecontracting werden diese Kosten auch vom Contractor eingepreist. Auch bei Nah- oder Fern­wärme­lieferungen werden selbstver­ständlich die In­vestitions­kosten des Lieferanten eingepreist, die Kosten sind inner­halb der Betriebs­kosten auch umlegbar.

Der Unterschied liegt allein darin, dass die Investitions- und Re­paratur­kosten nicht bei der WEG, sondern bei einem externen Dritten entstehen, von diesem eingepreist und in Rechnung gestellt werden und sich daraus eine Umlegbarkeit auf die Betriebskosten ergibt.

Contracting-Modelle sind aber für Mietende und selbstnutzende Eigentümer:innen deutlich teurer als die Investition und der Betrieb durch z.B. eine WEG. Die WEG hat keine Gewinnerzielungsabsicht und legt allein die tatsächlich anfallenden Kosten um. Die Gewinnmarge des Contractors oder des externen Lieferanten entfällt.

Sinnvoll wäre es z.B., die Investitionskosten für eine PV-Anlage über 20 Jahre verteilt in die Stromkosten aufnehmen zu können. Eine KWK-Anlage hat in der Regel eine kürzere Nutzungsdauer, hierfür sollte ein entsprechend kürzerer Zeitraum für die Refinanzierung der Investitionskosten möglich sein. Auch sollten für diese Anlagen die Kosten eines Vollwartungsvertrags in den Strompreis eingerechnet werden können.

Eine Gefahr, dass z.B. eine WEG den Mietenden zu hohe Strompreise in Rechnung stellt, sehen wir nicht. Es geht nur um die Verteilung von tatsächlich entstandenen Kosten für Erzeugungsanlagen innerhalb der Kundenanlage und dem Bezug von Reststrom.

Das grundlegende Recht für jeden Endverbrauchenden/Mietenden, den Stromanbieter frei zu wählen, bleibt davon unberührt und hält die WEG davon ab, unwirtschaftlich zu handeln und zu hohe Kosten zu verursachen. In Kundenanlagen wäre aus Sicht der Autoren somit eine Regelung über die Verteilung von Strom und deren Kosten über die Betriebs­kosten­­ver­ordnung eine einfache und transparente Lösung.


[1] Gesetz zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Energie­erzeugung (https://dserver.bundestag.de/btd/20/086/2008657.pdf)

Aktuelles zu Steckersolargeräten

Das Thema „steckerfertige Solargeräte“ erfährt seit einigen Jahren eine anhaltende dy­namische Entwicklung. Viele gesetzliche Vereinfachungen für Steckersolargeräte sind nun im parlamentarischen Verfahren angekommen und einige Kommunen fördern jetzt auch nach sozialen Kriterien.

Klimaschutz im Bundestag e.V. hatte eine Petition zur an den deutschen Bundestag unterstützt, die mit über 100.000 Unterstützenden das Quorum für eine Anhörung im Petitionsausschuss des Bundestages am 8. Mai diesen Jahres erreicht hat. In der Folge und durch andere Initiativen (z.B. Positionspapier des VDE) oder der Photovoltaik-Strategie des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz stehen zahlreiche Vereinfachungen für Steckersolargeräte kurz vor der rechtlichen Umsetzung.

Balkonsolaranlagen kein „Bauprodukt“ mehr!

Bisher galten die an Balkonen angebrachten Module von Steckersolargeräten als Bauprodukt und mussten die für Bauprodukte der Länder geltenden Regelungen einhalten. Glasmodule unterlagen so z.B. der Glasbaunorm 18008. Sie dient u.a. der Sicherheit von Passanten gegen herabfallende Glassplitter. Ihr zufolge durften bisher ab vier Metern Höhe über Grund (Oberkante der Glasfläche) nur Gasmodule mit einer „bauaufsichtlichen Zulassung“ (abZ) eingesetzt werden.

Die Fachgremien der Bauministerkonferenz der Länder haben nun entschieden, dass Balkonsolaranlagen („Balkonkraftwerke“) bauordnungsrechtlich nicht mehr als Bauprodukte zu behandeln sind, da sie anders als z.B. PV-Anlagen auf dem Dach nicht hergestellt werden, um dauerhaft in eine bauliche Anlage eingebaut zu werden. Somit benötigen sie keinen bauordnungsrechtlichen Verwendbarkeitsnachweis, also keine allgemeine bauaufsichtliche Zulassung oder Zustimmung im Einzelfall mehr.

Das von den Ländern gemeinsam betriebene Deutsche Institut für Bautechnik (DIBt) hat seine Information zu Photovoltaik-Modulen dazu am 27. Oktober geändert und führt zu den Stecker PV-Anlagen („Balkonkraftwerke“) aus:

Anders als bei PV-Anlagen, die mit dem Stromkreis fest verbunden werden und bei denen die Verbindung zwischen baulicher Anlage und Stromquelle nicht ohne weiteres aufzulösen ist, kann bei „Balkonkraftwerken“ die Verbindung zur baulichen Anlage im Hinblick auf die Energieeinspeisung durch das einfache Ziehen des Steckers wieder gelöst und das „Balkonkraftwerk“ beliebig durch den Nutzer (z.B. bei Auszug eines Mieters) vom Balkon einfach und ohne großen Aufwand abmontiert werden. Da in diesem Fall die PV-Module nicht dauerhaft in die bauliche Anlage eingebaut werden, sind sie keine Bauprodukte i.S.d. § 2 Abs. 10 Nr. 1 MBO.

Verwendbarkeitsnachweise scheiden demgemäß für PV-Module von „Balkonkraftwerken“ aus. Bauteile der baulichen Anlage, an denen die Montage der PV-Module von „Balkonkraftwerken“ erfolgen soll, müssen dafür geeignet sein (Aufnahme von Windlasten u.a.). Haben die PV-Module jedoch selbst eine Funktion für die bauliche Anlage, z.B. die Funktion der Absturzsicherung, sind sie Teil der baulichen Anlage und damit Bauprodukt i.S.d. § 2 Abs. 10 Nr. 1 MBO.

Die Konsequenz daraus ist, dass Balkonsolaranlagen dann „nur noch“ die allgemeinen Anforderungen an Sicherheit und Ordnung der jeweiligen Landesbauordnungen z.B. nach Musterbauordnung (MBO) §3 in eigener Verantwortung zu erfüllen haben:
Anlagen sind so anzuordnen, zu errichten, zu ändern und instand zu halten, dass die öffentliche Sicherheit und Ordnung, insbesondere Leben, Gesundheit und die natürlichen Lebensgrundlagen, nicht gefährdet werden; dabei sind die Grundanforderungen an Bauwerke gemäß Anhang I der Verordnung (EU) Nr. 305/2011 zu berücksichtigen. Dies gilt auch für die Beseitigung von Anlagen und bei der Änderung ihrer Nutzung.

Unter dieser Maßgabe können nun auch klassische Solarmodule aus Glas ohne allgemeine bauaufsichtliche Zulassung über vier Meter Balkonhöhe bei größeren Mehrfamilienhäusern eingesetzt werden, ohne gegen die jeweilige Bauordnung des Landes zu verstoßen.

Damit entfällt auch die aktuell noch gültige Begrenzung der Modulfläche auf 2m², und auch größere Module der kürzlich von führenden Herstellern vereinbarten Einheitsgröße von 2.382 mal 1.134 Millimeter (2,7m2) sind einsetzbar.

Die Verantwortung (Haftung) für die Sicher­heit z.B. der gewählten Module oder Montagelösungen hinsichtlich z.B. Wind- oder Traglasten, bleibt damit den­noch je nach Angaben bei Her­steller, An­bieter, dem Montierenden oder dem Nutzer selbst. Damit werden Angaben der Her­steller von Modulen oder Montage­lö­sungen zur Verwend­barkeit für den beab­si­ch­tig­ten Anbring­ungs­ort um so wichtiger.

Förderung von Steckersolargeräten nun auch nach sozialen Kriterien?

Bereits seit Beginn 2023 sind private PV Anlagen u.a. durch steuerliche Begünstigungen deutlich günstiger. Nach § 12 Absatz 3 UstG sind PV-Anlagen und Batteriespeicher mit einem Umsatzsteuersatz von 0 Prozent belegt. Dies gilt auch für Steckersolargeräte, vgl. Ausführungsbestimmungen des Bundesfinanzministerium vom 27.2.23. Hinzu kommen in vielen Städten Förderprogramme mit Fördersummen je nach Leistung des Wechselrichters zwischen 90-400 € für ein Steckersolargerät.

Beworben werden Steckersolargeräte unter anderem mit dem Argument, dass sich mit ihnen auch Mietende oder einkom­mens­schwache Haushalte an der Energie­wende beteiligen könnten.

Beim Förderprogramm für steckerfertige PV-Anlagen in Mecklenburg-Vorpommern zeigt dies eine Kontingentierung nach Eigentümern und Mietern. Während das Kontingent für Eigentümer bereits nach kurzer Zeit erschöpft war, stehen „für Mieter noch für längere Zeit aus­reichende Mittel“ zur Verfügung.

Einige Städte, wie z.B. die Stadt Bonn, sehen eine Staffelung der Förderhöhe nach sozialen Kriterien vor. Die Landeshauptstadt Düsseldorf hat in Kooperation mit der Bürgerstiftung und mit Förderung der Deutschen Postcode Lotterie sowie der Unterstützung der Caritas Düsseldorf die erste Balkonsolaranlage in einem Haushalt mit geringen Einkommen in Betrieb genommen.

Steckersolargeräte werden in den Katalog der sog. privilegierten baulichen Veränderungen aufgenommen.

Mit dem Gesetzesentwurf zur Zulassung virtueller Wohnungseigentümerversammlungen, zur Erleichterung des Einsatzes von Steckersolargeräten und zur Übertragbarkeit beschränkter persönlicher Dienstbarkeiten für Erneuerbare-Energien-Anlagen werden Steckersolargeräte in den Katalog der sog. privilegierten baulichen Veränderungen in § 20 Absatz 2 des Wohnungseigentumsgesetzes (WEG) aufgenommen sowie im §554 des BGB verankert, über den der Mieter bauliche Veränderungen gegenüber dem Vermieter zur Stromerzeugung durch Steckersolargeräte verlangen kann. Sie werden damit ähnlich behandelt wie Wallboxen zum Aufladen von Elektroautos. Damit besteht ein Anspruch auf die Gestattung einer Balkonsolaranlage (das „Ob“). Aus optischen Gründen kann damit z.B. die Anbringung eines Steckersolargerätes am Balkongeländer, das zum Gemeinschaftseigentum einer WEG gehört, nicht mehr verhindern werden. Über das „Wie“, also die Details der Installation, braucht es auch weiterhin eine entsprechende Zustimmung des Vermieters bzw. der WEG.

Erleichterungen im Rahmen des Solarpakets I

Mit dem Gesetz zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und weiterer energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Energieerzeugung stehen folgende Änderungen für Steckersolargeräte an:

  • Die Leistungsgrenze soll von 600 Watt auf 800 Watt erhöht werden, wie bereits in der restlichen EU, bei einer installierten Modulleistung von bis zu 2000 Watt.
  • Als Übergangslösung sollen auch “rückwärts drehende Zähler” erlaubt werden, um sie als Ablehnungsgrund für Steckersolargeräte zu vermeiden.
  • Zukünftig reicht auch eine Anmeldung beim Marktstammdatenregister aus, da die Netzbetreiber ohnehin Zugang zu den Anmeldedaten haben. Einige Netzbetreiber, wie die Netze BW, verzichten bereits auf eine gesonderte Anmeldung.

Im Markstammdatenregister waren mit Abruf zum 28.10.2023 PV-Anlagen einer Nennleistung von bis zu 800 Watt 363.279 Anlagen registriert. Bei den meisten davon dürfte es sich um Steckersolargeräte handeln. Branchenkundige schätzen die tatsächliche Zahl einschließlich nicht gemeldeter Geräte bis zum Ende 2023 auf bis zu einer Million.

Schlupflöcher im GEG-Entwurf aufgedeckt

Pressemitteilung vom 29.8.2023 (hier als pdf)

Wir meinen, dass in der Reform des Gebäudeenergiegesetzes (GEG)…

  • Wärmepumpen unbedingt Effizienzvorgaben brauchen,
  • sich die Definition von unvermeidbarer Abwärme im GEG nicht von der Definition im Wärmeplanungsgesetz unterscheiden darf,
  • die Standardlösung Hybridheizung das 65% EE Kriterium nicht erfüllt.

Aus Sicht des KiB erfordert die Wärmewende überzeugende Lösungen, die am Ende wirklich funktionieren, breite Akzeptanz genießen und uns auf dem Weg in Richtung Klimaschutz voranbringen. Die nachfolgenden Verbesserungsvorschläge können dazu einen wesentlichen Beitrag leisten.

Hans-Martin Henning, Leiter des Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme und Mitglied im Expertenrat für Klimafragen führt aus: „Wir vermuten, dass die angenommene Treibhausgasminderung im Gebäudesektor geringer ausfallen dürfte als im Gutachten errechnet. Dafür ist vor allem die erwartbare, wesentlich geänderte Ausgestaltung des GEG verantwortlich.“  (aus Pressemitteilung vom 22.8.2023)

Laut der Gutachten des Expertenrat für Klimafragen bleibt für den Gebäudesektor eine kumulierte Lücke von 35 Millionen Tonnen CO2-Äq bis zum Jahr 2030.

Noch besteht die Chance zu wichtigen Korrekturen zur Verbesserung der Klimaschutzwirkung des GEG

Der KiB e.V. geht davon aus, dass insbesondere die für die erste Sitzungswoche nach der Sommerpause geplante Verabschiedung der Reform des Gebäudeenergiegesetzes aus Gründen einiger Widersprüche und nicht ausreichender Wirkung für den Klimaschutz bereits in kurzer Zeit wieder auf der Tagesordnung im Deutschen Bundestag stehen wird.

Die folgenden kleinen Korrekturen könnten die Klimaschutzwirkung aber bereits im aktuellen Entwurf noch deutlich verbessern.

Aus Sicht des KiB e.V. müssen dazu alle im Gesetz bislang ausformulierten Standard Erfüllungsoptionen (§71 c-h) die Vorgabe des Gesetzes 65% Erneuerbare Wärme nachweislich erreichen.

§71c: Monovalenter Betrieb von Wärmepumpen inkl. Heizstab.

Der 65%ige erneuerbare Wärmeanteil einer Wärmepumpe muss bei einer Anlage nach §71 c im aktuellen Entwurf weder rechnerisch noch messtechnisch nachgewiesen werden. Darüber hinaus gibt es keine Mindestanforderungen an die Effizienz der Wärmepumpen, wie z.B. die Jahresarbeitszahl der eingesetzten Wärmepumpe. Aus Sicht vieler Praktiker besteht damit die Gefahr, dass am Markt vor allem zu kleine, kostengünstige, wenig effiziente Systeme angeboten und/oder nachgefragt werden.

Die Ankündigung in der Bundesförderung Energieeffiziente Gebäude die förderfähigen Kosten einzuschränken, könnten diese Gefahr noch verstärken.

Der KiB e.V.fordert daher auch für den monovalenten Betrieb von Wärmepumpen einen rechnerischen Nachweis und Prüfung auf Effizienz (§60a) ab einer Wärmeleistung der Wärmepumpe von größer 8 kW im Gesetzesentwurf zu ergänzen.

§ 71 h zur Hybridheizung ersatzlos streichen

Insbesondere bei der Hybridheizung nach §71 h kann bei einer Heizleistung von 30% gemäß Teillastpunkt A nach DIN EN 14825 von der Wärmepumpe keine zu 65% erneuerbare Wärme bereitgestellt werden, da die Wärmepumpe zu klein dimensioniert ist. Dabei sind bei der Fest­legung auf den Teillast­punkt „A“ nach DIN EN 14825 weder die fehlende Heizleistung infolge von Abtau­zyklen, die fehlende Heizleistung unter anderen Temperaturbedingungen, noch die fehlende Wärmebereitstellung infolge hoher Warmwassertemperaturen durch die Hygiene­vorgaben (Legionellenschutz) berücksichtigt.

Der KiB e.V. fordert daher, den § 71 h ersatzlos zu streichen.

Mit der Streichung des § 71 h fällt die durchaus sinnvolle Lösungsoption der Hybridheizung mit Wärmepumpe unter den GEG §71 (1) und es muss ein rechnerischer Nachweis nach der DIN 18599 durch eine nach § 88 berechtigte Person vor Inbetriebnahme erbracht werden. Gebäude­eigentümer haben damit die Sicherheit, dass eine effiziente Anlage eingebaut wird. Er ist aber auch verpflichtet, die Heizungsanlage nach den Vorgaben des Nachweises einzubauen und zu betreiben.

Sollte §71h bestehen bleiben, so besteht die Gefahr, dass die Vorgabe 65% Erneuerbare Energie der GEG-Reform durch den kostengünstigen missbräuchlichen Einbau von Klimaanlagen (Splitgeräte) in einzelnen Räumen oder falsch konzipierte Wärmepumpen ohne jede Nachweis­pflicht eingehalten wird. Solche Lösungen können zwar zur Reduktion von Treibhaus­gas­emissionen beitragen, den geforderten Anteil von 65% Erneuerbare Energien aber bei weitem nicht erreichen.

Definition der „unvermeidbaren Abwärme“ nach GEG § 3 (1) 30a der Definition in § 3(1) 15 Wärmeplanungsgesetz gleichstellen.

Aktuell wird der Begriff der „unvermeidbaren Abwärme“ im Entwurf des GEG[1] anders begrifflich gefasst als im Wärmeplanungsgesetz[2]. Es gibt aus Sicht vieler Experten und auch des KiB e.V. keinen nachvollziehbaren Grund warum z.B. Nahwärmenetze (Gebäudenetze[3]), die unter den GEG-Reformentwurf fallen, anders behandelt werden als Wärmenetze im Wärmeplanungs­ge­setz (Fernwärmenetze). Insbesondere fällt damit eine aus Sicht des KiB e.V. vielversprechende Kombination aus Photovoltaik, Wärmepumpe und KWK zur Abdeckung der Residuallast in Gebäudenetzen weg, wohin gegen genau diese Lösung in der Wärmeplanung (Fernwärme) als attraktive Erfüllungsoption gilt.

Der KiB e.V. fordert daher die Definition „unvermeidbare Abwärme“ im GEG § 3 (1) 30a der im § 3(1) 15 Wärmeplanungsgesetz gleichzustellen.

Förderkriterien (Bundesförderung Energieeffiziente Gebäude) für die Heizungserneuerung wie auch die Sanierung der Gebäudehülle sollten zeitgleich oder zeitnah verabschiedet werden, um Planungssicherheit zu gewährleisten.

Nach der Novelle ist vor der Novelle – konstruktiver Ausblick

Treibhausgasemissionen als entscheidenden Bewertungsmaßstab im GEG etablieren

Bisher war in allen Berechnungsvorgaben zum Gebäudeenergiegesetz die Primärenergie der zentrale Bewertungsmaßstab. Nun kommt mit der Reform des GEG ein neuer Bewertungs­maßstab hinzu, die Erneuerbare Wärme, deren Grenze von 65% relativ willkürlich politisch vor­gegeben wird. Für die Erderhitzung ist jedoch vor allem der zusätzliche Strahlungsantrieb auf­grund menschengemachter Treibhausgasemissionen maßgebend. Effizienter Klimaschutz setzt dazu eine sektorübergreifende Betrachtung der Treibhausgasemissionen voraus.

Der KiB e.V. fordert daher die zukünftigen Lenkungsmechanismen anhand der Treibhausgasemissionen neu auszurichten und dahingehend die nächste Novelle des GEG vorzubereiten.

Unsere Frage: Wäre ein Auslaufpfad für fossile Brennstoffe nicht deutlich einfacher und vor allem klarer gewesen und hätte Maßnahmen an der Gebäudehülle einbezogen?

Im aktuellen Reformentwurf zum GEG heißt es § 72 (4) „Heizkessel dürfen längstens bis zum Ablauf des 31. Dezember 2044 mit fossilen Brennstoffen betrieben werden.“

Wir schlagen vor, in einer zukünftigen GEG Reform einen Auslaufpfad für fossile Brennstoffe vorzugeben. Vorteil wäre, dass auch Maßnahmen an der Gebäudehülle automatisch mit in die Bewertung einfließen würden. Denn für den Klimaschutz ist es gleichwertig, ob Treibhaus­gasemissionen durch Einsparung oder den Ersatz fossiler Brennstoffe gemindert werden.

Klimaschutz im Bundestag e.V. [bis 21.5.2022 CO2 Abgabe e.V.]Alfred-Döblin-Platz 1 | 79100 Freiburg im BreisgauTelefon: +49 (0)761 45 89 32 77 | Fax: +49 (0)761 59 47 92E-Mail: joerg.lange@klimaschutz-im-bundestag.de |Web:  co2abgabe.de | klimaschutz-im-bundestag.de
Vertretungsberechtigter Vorstand: Craig Morris
Lobbyregister – Registernummer: R001260
Amtsgericht Freiburg, Registernummer: VR 70186

Der KiB e.V. versteht sich als Netzwerk zwischen Praktikern und Politik.

Viele der Praktiker vor Ort stehen derzeit vor der Frage, welche Lösungen (z.B. im Rahmen von energetischen Sanierungsfahrplan) sie ihren Kunden unter den derzeit sich stark ändernden Rahmen­bedingungen empfehlen sollen, um eine zukunftsfähige, kosteneffiziente Energiewende um­zu­setzen und die Klimaschutzziele zu erreichen.

Im Praxisnetzwerk des Klimaschutz im Bundestag (KiB) e.V. haben sich unter den mehr als 900 Mitgliedern, zahlreiche Praktiker aus Unternehmen, Verbänden, Kommunen und Einzelpersonen zusammengeschlossen, um u.a. die bundespolitischen Rahmenbedingungen so zu ändern, dass die Energiewende vor Ort unbürokratischer und systemdienlicher umgesetzt werden kann. Ein Teil der Innovationskraft des Praxisnetzwerkes KiB e.V. liegt auch darin, Gesetzesinitiativen zukünftig stärker aus einer parteiübergreifenden Arbeit im Bundestag mit Praktikern zusammen entwickeln zu wollen und sich nicht auf die Praxistauglichkeit von Referentenentwürfen aus den Ministerien allein zu verlassen.

Weitere Informationen zum Thema des KiB e.V. unter

Vorstellung des Forschungsvorhabens „Kommunale sektor- und spartenübergreifende Energieleitplanung“ (KSSE) am 24.8.2023 – Zwischenergebnisse einer Expertenbefragung von Praktikern zum Gebäudenergiegesetz, kommunaler Wärmeplanung, Residuallast und energetischen Sanierungsfahrplänen.


[1] Begriffsdefinition „unvermeidbare Abwärme“ nach Gesetzesentwurf GEG § 3 (1) 30a.: der Anteil der Wärme, der als Nebenprodukt in einer Industrie- oder Gewerbeanlage oder im tertiären Sektor aufgrund thermodynamischer Gesetzmäßigkeiten anfällt, nicht durch Anwendung des Standes der Technik vermieden werden kann, in einem Produktionsprozess nicht nutzbar ist und ohne den Zugang zu einem Wärmenetz ungenutzt in Luft oder Wasser abgeleitet werden würde,“.

[2] Begriffsdefinition „unvermeidbare Abwärme“ nach Gesetzesentwurf WPG § 3(1) 15.: Wärme, die als unvermeidbares Nebenprodukt in einer Industrieanlage, Stromerzeugungsanlage oder im tertiären Sektor anfällt und ohne den Zugang zu einem Wärmenetz ungenutzt in die Luft oder in das Wasser abgeleitet werden würde; Abwärme gilt als unvermeidbar, soweit sie aus wirtschaftlichen, sicherheitstechnischen oder sonstigen Gründen im Produktionsprozess nicht nutzbar ist und nicht mit vertretbarem Aufwand verringert werden kann;

[3] Begriffsdefinition nach §3 9a: „Gebäudenetz ist ein Netz zur ausschließlichen Versorgung mit Wärme und Kälte von mindestens zwei und bis zu 16 Gebäuden und bis zu 100 Wohneinheiten,“

Woher kommt zukünftig der Strom für Wärmepumpen?

Vorstellung des Forschungsvorhabens „Kommunale sektor- und spartenübergreifende Energieleitplanung“ (KSSE) am 24.8.2023 – Zwischenergebnisse einer Expertenbefragung von Praktikern zum Gebäudenergiegesetz, kommunaler Wärmeplanung, Residuallast und energetischen Sanierungsfahrplänen.

Viele Praktiker vor Ort stehen derzeit vor der Frage, welche Lösungen (z.B. im Rahmen eines energetischen Sanierungsfahrplans oder einer Heizungssanierung) sie ihren Kunden unter den derzeit sich stark ändernden Rahmenbedingungen empfehlen sollen, um eine zukunftsfähige, kosteneffiziente Wärmewende umzusetzen und die Klimaschutzziele im Gebäudebereich zu erreichen. Einige Handwerksbetriebe gehen soweit, dass sie sich bereits vollständig von Gas- und Ölkesseln verabschiedet haben, wie z.B. die Fa. Henrich Schröder GmbH aus Gütersloh

Klar ist, dass bei der Wärmewende die Wärmepumpe aus Klimaschutzgründen eine zunehmend große Rolle spielen wird. Klar ist aber auch, dass Wärmepumpen derzeit verhältnismäßig teuer sind und zu einem zusätzlichen Strombedarf auch zu Zeiten führen werden, wenn wenig erneuerbarer Strom zur Verfügung steht.

Im Rahmen eines Forschungsvorhaben wollen wir unter anderem folgende Kernfragen bearbeiten:

  • Sollte sich die Wärmeplanung hin zu einer sektor- und spartenübergreifende Energieleitplanung entwickeln und was braucht es hierzu für gesetzliche Rahmenbedingungen?
  • Stecken in den in der Reform des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) formulierten Erfüllungsoptionen für den Heizungstausch auch 65% Erneuerbare drin und wie wirkt sich das auf die Treibhausgasemissionen aus (Stichwort Emissionsfaktoren)?
  • Welche Vor-/Nachteile hat eine eher dezentralere Abdeckung der Residuallast (Stromlast abzgl. der Erzeugung durch Erneuerbare, wie z.B. Biomasse, Wasserkraft, Wind, Sonne oder Speicherkraftwerke) und welche Synergien lassen sich im Rahmen einer Berücksichtigung bei kommunalen Akteuren heben?
  • Welche Vor-/Nachteile haben demgegenüber große zentrale Residualkraftwerke auf der „grünen Wiese“?
  • Welche politischen Rahmenbedingungen sind für dezentrale oder eher zentralere Lösungen notwendig?

Teil des Vorhabens ist mittels einer Expertenumfrage vor allem Praktiker zu Ihren Erfahrungen und Bewertungen rund um das Thema Wärmeerzeugung von Gebäuden und kommunaler Energieleitplanung. Wir wollen Ihre Einschätzungen zu den aktuellen Gesetzesvorhaben kennenlernen, um daraus ggf. Handlungsempfehlungen für die Praxis und Politik abzuleiten.

Zur Präsentation der Zwischenergebnisse der Expertenumfrage geht es hier.

Zur Videoaufzeichnung der Veranstaltung mit mehr als 300 Anmeldungen geht es hier.

Kommunale sektor- und spartenübergreifende Energieleitplanung

Viele Praktiker vor Ort stehen derzeit vor der Frage, welche Lösungen (z.B. im Rahmen eines energetischen Sanierungsfahrplans oder einer Heizungssanierung) sie ihren Kunden unter den derzeit sich stark ändernden Rahmenbedingungen empfehlen sollen, um eine zukunftsfähige, kosteneffiziente Wärmewende umzusetzen und die Klimaschutzziele im Gebäudebereich zu erreichen. Einige Handwerksbetriebe gehen soweit, dass sie sich bereits vollständig von Gas- und Ölkesseln verabschiedet haben, wie z.B. die Fa. Henrich Schröder GmbH aus Gütersloh.

Klar ist, dass bei der Wärmewende die Wärmepumpe aus Klimaschutzgründen eine zunehmend große Rolle spielen wird. Klar ist aber auch, dass Wärmepumpen derzeit verhältnismäßig teuer sind und zu einem zusätzlichen Strombedarf auch zu Zeiten führen werden, wenn wenig erneuerbarer Strom zur Verfügung steht. 

Im Rahmen des Forschungsvorhaben bearbeiten wir unter folgende Kernfragen:

  • Wie kann eine sektor- und spartenübergreifende Energieleitplanung aussehen?
  • Welche Vor-/Nachteile hat eine eher dezentralere Abdeckung der Residuallast (Stromlast abzgl. der Erzeugung durch Erneuerbare, wie z.B. Biomasse, Wasserkraft, Wind, Sonne oder Speicherkraftwerke) und welche Synergien lassen sich im Rahmen einer Berücksichtigung bei kommunalen Akteuren heben?
  • Welche Vor-/Nachteile haben demgegenüber große zentrale Residualkraftwerke auf der „grünen Wiese“?
  • Welche politischen Rahmenbedingungen sind für dezentrale oder eher zentralere Lösungen notwendig?

Teil des Vorhabens ist mittels einer Expertenumfrage vor allem Praktiker zu ihren Erfahrungen und Bewertungen rund um das Thema Wärmeerzeugung von Gebäuden und kommunaler Energieleitplanung. Wir wollen ihre Einschätzungen kennenlernen, um daraus ggf. Handlungsempfehlungen für die Praxis und Politik abzuleiten.

Weitere Infos zum Forschungsvorhaben hier


Am 24.8. 18:30 Uhr stellen wir das Forschungsvorhaben „Kommunale sektor- und spartenübergreifende Energieleitplanung“ (KSSE) online vor – incl. Zwischenergebnisse zu der Expertenbefragung.

Zur Anmeldung geht es hier!


Das Forschungsvorhaben wird wird gefördert mit Mitteln der Deutschen Bundeststiftung Umwelt.