Kolumne des Monats

Die Rolle von Kurzzeitspeichern für den Ausbau der Erneuerbaren

Posted on by Philipp George

Kolumne von Matthias Seelmann-Eggebert


Die gegenwärtige Gesetzeslage sieht einen zügigen Ausbau der Erneuerbaren bis 2030 vor.
Ziel ist, den Deckungsgrad am Strombedarf von heute 57% auf dann 80% zu steigern. Der
Energiemonitoringbericht gibt für 2030 Prognosen für einen Anstieg des Bruttostrombedarfs
von heute 500 TWh auf Werte zwischen 580 und 700 TWh an, wobei sich bisher die
Ausbauziele an der Obergrenze orientierten. Von der erzeugten erneuerbaren Strommenge
würden dann knapp 90% aus Windkraft und PV (bei einem Verhältnis von 3 zu 2) stammen.
In anderen Worten etwa 72% stammen dann aus volatilen Quellen und 28% des erzeugten
Stroms müsste dann durch disponible Kraftwerke ausgeglichen werden (Seelmann-Eggebert, 2024)
Würden die Ausbauzielmarken erreicht und der Strombedarf bliebe deutlich hinter der
Prognose zurück, würde das Ziel einer bilanziellen Deckung von 100% des Strombedarfs
durch Erneuerbare deutlich vor 2045 erreicht. Für eine Reduzierung der Ausbauziele besteht
daher kein Anlass.


Treibhausgasneutrale Stromversorgung
Vielmehr lohnt ein Blick auf die dann zu erwartende Situation einer vollständig nachhaltigen
Stromversorgung Deutschlands. Im vorgesehenen Ausbauszenario ergänzen sich Sonne und
Wind gut, so dass etwa zwei Drittel des erzeugten Stroms direkt genutzt werden können. In
gleichem Umfang entstehen Überschüsse: Ein Drittel des erneuerbaren Stroms würde zur
falschen Zeit produziert und müsste unter heutigen Bedingungen abgeregelt werden.
Überschüsse können durch Batterien nutzbar werden
Der Trend zu nicht verwertbaren Überschüssen ist schon heute sichtbar. Im Jahr 2024
wurden 2% des erzeugten Bruttostroms abgeregelt. Allerdings können bei einer 100%
nachhaltigen Versorgung etwa 13% des Jahresertrags durch Batterien und andere
Flexibilitäten auf Tagesebene nutzbar gemacht werden und so der Anteil des Direktstroms
auf 80% erhöht werden. Die hierzu erforderliche Batteriekapazität beträgt etwa 40% des
durchschnittlichen Tagesverbrauchs, d.h. für das oben genannte Prognosefenster etwa 0,6
bis 0,8 TWh.


Was bedeutet das finanziell?
Die Batteriepreise für Großspeicher liegen heute bei 100 bis 150 € pro kWh. Bei Nutzung von
lediglich 13% des Ertrags ergibt sich ein spezifischer Investitionspreis von etwa einem Euro
pro kWh und Jahr. Nimmt man zwischen Ein-und Ausspeichern eine mittlere
Strompreisdifferenz von 10 ct an, so ergibt sich eine Amortisationszeitraum von etwa 10
Jahren. Negative Strompreise, die jährlich in mehr als 500 Stunden vorliegen, sind ein guter
Anreiz für den Einsatz von Batteriespeichern. Dennoch ist mit den heutigen
Stromüberschussquoten (etwa 2%) ein wirtschaftlicher Betrieb der Batterien als
Kurzzeitspeicher noch schwierig.


Kurzzeitflexibilität durch Batterien oder Gaskraftwerke?
Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) geht davon aus, dass flexible
Gaskraftwerke den Ausgleich untertags günstiger als Batterien bewerkstelligen können. Eine
Überschlagsrechnung zeigt: Bei einem Gaspreis von 4 ct pro kWh und einem elektrischen
Wirkungsgrad von 40% beträgt der Strompreis ebenfalls etwa 10 ct, wobei nur relativ
niedrige Anfangsinvestitionen (pro erzeugte kWh) anfallen. Mit einem CO2-Preis von 100 €
pro Tonne steigt allerdings der Gaspreis um 2,5 ct pro kWh. Mittelfristig sind die
Batteriespeicher damit klar im Vorteil, denn mit dem für 2030 vorgesehenen bilanziellen
Deckungsgrad von 80% des Stromüberschusses durch Wind- und Sonnenenergie werden sich
die untertags auftretenden Stromüberschüsse zu einem wesentlichen Bruchteil des
Jahresertrags aufsummieren. Durch Batterien und erzeugungsangepasste
Lastverschiebungen lassen sich diese Beiträge nutzbar machen.


Batterien als Speicher für mehrere Tage?
Eine Speicherung durch Batterien über Mehrtagesperioden hinweg ist allerdings zu
kostspielig. Mindestens 20% des verbleibenden Strombedarfs muss daher auch in Zukunft
durch thermische Kraftwerke gedeckt werden. Im Zieljahr 2045 muss während einer
mehrtägigen Dunkelflaute sogar die gesamte Last von über 90 GW von thermischen
Kraftwerken übernommen werden können. Batterien können hier allerdings zur
Überbrückung der Anlaufphase des Kraftwerkparks eingesetzt werden, an den dann keine
zusätzlichen Flexibilitätsanforderungen gestellt werden müssen.


Batterien sind netzdienlich
Batterien können auch eine wichtige Rolle beim Netzengpassmanagement übernehmen und
bei netzdienlichem Betrieb in vielen Fällen Netzüberlastungen verhindern. Sie können so den
Umfang des Netzausbaus reduzieren. Sie müssen allerdings in derselben Region wie die
Erzeugungsanlagen platziert werden, da sie andernfalls ein zusätzliches Risiko für
Netzüberlastung und Redispatchkosten darstellen. Eine Aufteilung Deutschlands in
verschiedene Strompreiszonen wäre dabei hilfreich.


Was jetzt wichtig ist
In der jetzigen Phase ist es wichtig, den Hochlauf von Großbatterien zu unterstützen.
Am dringendsten wünschen sich Unternehmen aus der Speicherbranche eine
Beschleunigung und Vereinfachung von Netzanschlüssen, die Verlängerung der
Netzentgeltbefreiung beim Strombezug von Speichern sowie die klare Umsetzung von Multi-
Use-Regeln für den flexiblen Einsatz von Speichern mit Solar- und Graustrom.
Speicher sind das zweite Standbein der Energiewende
Der Bundesverband Solarwirtschaft fasst die vielfältigen Vorteile von Batteriespeichern so
zusammen: Batteriespeicher reduzieren den Bedarf an Reservekraftwerken und den Umfang
des Netzausbaus, verringern Abregelungen von Solar- und Windkraftanlagen, deren
Förderbedarf, stabilisieren die Börsenstrompreise und leisten einen entscheidenden Beitrag
zur Überbrückung von Dunkelflauten. Batteriespeicher tragen zu einer schnellen, sicheren
und kostengünstigen Umsetzung der Energiewende bei, zum Nutzen von Wirtschaft und
Verbrauchern gleichermaßen.
In anderen Worten: Mit Batterien wird die Transformation in das Zieldreieck aus
Versorgungssicherheit, Nachhaltigkeit und Bezahlbarkeit gelingen.

Führen die 10 Schlüsselmaßnahmen der Wirtschaftsministerin und das Sondervermögen zu einer Beschleunigung beim Klimaschutz?

Posted on by Jörg Lange

Selten war ein Monat so voll von klimarelevanten Nachrichten, Studien und Ereignissen wie der September 2025.

Ein Kommentar von Jörg Lange zu drei Punkten:

1. Was bedeuten Bundeshaushalt und das neue Sondervermögen für Investitionen in die Infrastruktur für die Bahn?

Der Bundeshaushalt 2025 mit einer Neuverschuldung von mehr als 140 Milliarden Euro wurde beschlossen, der für 2026 mit einer weiteren Neuverschuldung von 174 Mrd. € vorgelegt und in erster Lesung im Bundestag diskutiert.

Mit dem in Artikel 143h des Grundgesetzes beschlossenen „Sondervermögen“ (Schulden) für zusätzliche Investitionen in Höhe von 500 Mrd.€ über die Aufnahme von Schulden verbindet sich für viele in Deutschland die Hoffnung z.B. den derzeit unbefriedigenden Zustand der Verkehrsinfrastruktur vor allem bei maroden Bundesstraßen-Brücken und dem Bahn-Netz schnell und dauerhaft zu verbessern. Zieht man die jeweils 100 Mrd. € für den Klima- und Transformationsfonds und die Länder ab, verbleiben 300 Mrd. für „zusätzliche“ Investitionen in die Infrastruktur. 

Bisher im Kernhaushalt verankerte Investitionen wurden in das „Sondervermögen“ verschoben, damit sind diese keine zusätzlichen mehr. 

Das Bundesfinanzministerium verweist auf Rekordinvestitionen in Höhe von über 115 Milliarden Euro im Jahr 2025 und eine Steigerung bis 2029 fast 120 Milliarden Euro pro Jahr. Zusätzlichkeit liegt vor, wenn im jeweiligen Haushaltsjahr eine angemessene Investitionsquote im Bundeshaushalt erreicht wird. Die von Ökonomen und Sachverständigenrat geforderte „Mindestinvestitionsquote“ im Kernhaushalt von 10% würde bis 2029 durchgängig eingehalten so dass Finanzministerium. Aber nur weil z.B. Investitionen aus dem „Sondervermögen“ Verteidigung für Infrastruktur bei Straße und Schiene im Zähler (Investitionen) mitgerechnet werden im Nenner (Gesamtausgaben Kernhaushalt) aber nicht (IW 12.9.25,  Zeit 17.9.25, TAZ 27.9.25).

Mit den Investitionen formuliert das Bundesministerium „ermöglichen wir damit einen dringend nötigen Modernisierungsschub für unser Land: für gute Schulen, Kitas und Krankenhäuser, für moderne Bahnstrecken, Brücken und Straßen, für den Klimaschutz und die Digitalisierung.“ (BMF 06/2025)

Dabei dürfte vielen klar sein, dass die neuen Schulden im besten Fall dafür ausreichen, die Versäumnisse aus den letzten 30 Jahren bei Straßen, Brücken und der Bahn aufzuholen. 

Beispiel Bahn: 

Im Jahr 1994, zu Beginn der Bahnreform, lag die Pünktlichkeit der Züge im Fernverkehr der Deutschen Bahn bei etwa 85 Prozent (bt-drucksache 13/3921). Verkehrsminister Schieder hat in seinen Eckpunkten am 22.9.25 zur Reform der Deutschen Bahn nun eine Pünktlichkeit von 70% bis 2029 in Aussicht gestellt (Agenda für zufriedene Kunden auf der Schiene).

Verlässliche und transparent veröffentlichte Angaben zum finanziellen Bedarf der Bahn und Autobahn GmbH um den Sanierungsstau bei Brücken und Schieneninfrastruktur liegen nicht vor. 

Angesichts des Anstiegs der Kosten der Generalsanierung der Riedbahn für die Strecke zwischen Frankfurt am Main und Mannheim von im September 2022 geschätzten 500 Mio. Euro auf 1,5 Mrd. Euro bis Ende 2024 kann man davon ausgehen, dass die 300 Mrd. € allein für Bahn und Brücken nicht reichen werden. Stattdessen ist in den Medien aufgrund interner DB-Dokumente von ausgedünnten Fahrplänen und höheren Fahrpreisen die Rede (Tagesspiegel, 12.9.25).

Der Alternative Geschäftsbericht der Bahn (Alternativer Geschäftsbericht DB AG 2025) zählt für 2024 u.a. auf, dass 

  • Die Gleiskilometer seit 1994 um 32,5%, die Weichen und Kreuzungen um 51,2% und die Infrastrukturanschlüsse (z.B. zu Industrieunternehmen) um 80,4% geschrumpft sind,
  • die Verkehrsleitung im Fernverkehr 2024 aufgrund einer Angebotskürzung von 100 Zügen gegenüber dem Vorjahr gesunken ist (-22 Lokomotiven und 342 Reisezugwagen weniger),
  • die Gütertransporte um 9% zum Vorjahr abgenommen haben, 
  • die Güterwagenflotte weiter abgebaut wurde und 
    die Nettofinanzschulden der DB bei 32,6 Mrd. Euro liegen.

Ob mit der Generalsanierung mit Hilfe von langdauernden Totalsperrungen, diese Abwärtsspirale aufgehalten wird, kann bezweifelt werden.

In Deutschland werden Projekte oft nach niedrigsten Investitionskosten (CapEx) beurteilt, ohne die vollen Betriebskosten (Opex), Ersatzzyklen oder Störkosten zu kennen und einzubeziehen.

Ergebnis: scheinbar „kostengünstige“ Lösungen werden ausgeschrieben und gewählt, die später hohe Folgekosten verursachen können (z.B. durch unzureichende Weichen, fehlende Ausweichgleise, Umstieg auf die Straße usw.).

Ein Blick in die Schweiz:  

Analyse der Lebenszykluskosten könnte helfen

Mit einer Betrachtung der Lebenszykluskosten (LCC) lassen sich versteckte Kosten sichtbar machen, und Entscheidungen können nachhaltiger getroffen werden.

  • Resilienz und Verlässlichkeit als Standortfaktor

Fahrgäste verlassen sich auf einen verlässlichen Taktfahrplan. Jede Störung kostet nicht nur Geld, sondern Vertrauen.

In Deutschland dagegen werden oft die „letzten Prozent Effizienz“ herausgespart – bis das System im Störungsfall, vor allem in der Fläche, nicht mehr stabil läuft. LCC zwingt dazu, Reserven und Störkosten einzupreisen.

  • Haushalts- und Generationengerechtigkeit

Heute werden hohe Bauzuschüsse gewährt, während die Folgekosten an nachfolgende Haushalte weitergereicht werden.

LCC bedeutet: gesamte Lebensdauer (30–50 Jahre) wird betrachtet. → man sieht, was pro Jahr im Haushalt gebunden ist.

So können Bund, Länder und Kommunen realistisch einschätzen, ob ein Projekt langfristig finanzierbar ist, anstatt künftigen Generationen „Kostenfallen“ zu hinterlassen.

Gleiches gilt für die Straße. Auch hier könnte eine transparente LCC seitens der Autobahn GmbH der Politik helfen zu entscheiden, welche Projekte kann sich Deutschland dauerhaft leisten und welche nicht.

Anhand dieser Kosten sollte die Politik eine dauerhafte Finanzierung (z.B. über eine PKW-Steuer, die externe Kosten internalisiert) sicherstellen, da Infrastruktur dann günstig gebaut werden können, wenn Finanzierungs- und Planungssicherheit auf viele Jahre gegeben sind. 

Und dann wäre da vielleicht noch eine gute Idee. Wie wäre es, wenn Deutschland bei der Infrastruktur wegkäme von einer Bedarfsorientierung (Kommune und Länder wünschen sich Umgehungsstraße oder Autobahn XYZ) zu einer zielorientierten Planung, die eine flächendeckende Mobilität in den Vordergrund stellt, die sozial austariert ist, die Klimaziele erreicht und nicht auf den Verkehrsfluss fokussiert.

Die rechtlichen Grundlagen dafür sind in Form eines Bundesmobilitätsgesetz längst erarbeitet (Hermes et al. 2022). Eine Begründung zum Bundesmobilitätsgesetz und warum eine Neuorientierung unserer Verkehrsgesetzgebung von der Bedarfsplanung zu einer zielorientierten Planung zu kommen so wichtig wäre, findet sich von Jan Werner hier.

Aus einer Anfrage (Drucksache 21/1261) zum Bundesverkehrswegeplan und dem Stand seiner Umsetzung heißt es dagegen auf die Frage welche Schlüsse die Bundesregierung aus der Bedarfsplanüberprüfung zieht:

„Das Ergebnis der Bedarfsplanüberprüfung (BPÜ) zeigt, dass die Bedarfspläne für die Bundesschienenwege und die Bundesfernstraßen angesichts der prognostizierten Verkehrsentwicklung in ihrer Gesamtheit angemessen und weiterhin erforderlich sind.
Auch der Bedarfsplan für die Bundeswasserstraßen wird in seiner Gesamtheit nicht infrage gestellt. Somit sind Gesetzesänderungen an den drei Ausbaugesetzen bzw. Bedarfsplänen aus fachlicher Perspektive derzeit nicht erforderlich. …“

2. Was bedeuten der Monitoringbericht „Energiewende Effizient Machen“ und die 10 Schlüsselmaßnahmen zum Monitoringbericht des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) für die Energiewende?

Nach Bundeswirtschafts- und Energieministerin Reiche steht die Energiewende an einem Scheideweg. Es müsse so Reiche wieder „Verlässlichkeit, Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit und Kostentragfähigkeit des Energiesystems für unseren Wirtschaftsstandort ins Zentrum rücken“. Dazu müssten bestehende Förderungen und Investitionen in die Netze und die Erneuerbaren auf den Prüfstand und Subventionen reduziert werden. Mit einem Kapazitätsmarkt sollen dagegen aus Gründen der Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit Grundlastkraftwerke gefördert werden.

Um dies belegen zu können, hatte sie einen Monitoringbericht „Energiewende Effizient Machen“ beim „Energiewirtschaftlichen Institut“ (EWI) an der Universität Köln und der Beratungsagentur „Beratung für die Transformation der Energiewirtschaft“ (BET) beauftragt. 

Der Transformationsbericht bringt nicht wirklich viel Neues. Auf mehr als 250 Seiten fasst er jedoch viele Informationen eindrucksvoll zusammen, die bereits vorher bekannt waren.

Darunter: Der Strombedarf steigt nicht wie von vielen Szenarien erwartet. Das liegt am Rückgang energieintensiver Produktionen und am langsameren Ausbau der Wärmepumpen und Elektromobilität. Aber auch bei einem langsameren Anstieg des Strombedarfs bleibt der Ausbau der erneuerbaren Energieanlagen in hohem Umfang notwendig, um die Klimaziele zu erreichen. Er schlägt Anreize zur Flexibilisierung und Änderungen beim Netzausbau vor, um Kosten einzusparen. Der Monitoring-Bericht stellt die Absenkung von Baukostenzuschüssen und Netzentgelten zur Diskussion, um die Produktion von Wasserstoff günstiger zu machen. 

Sucht man im Bericht nach Orientierung findet sich 333 mal das Wort „könnte(n)“.

Noch am Tag der Veröffentlichung des Monitoringbericht präsentierte das Wirtschaftsministerium 10 Schlüsselmaßnahmen zum Monitoringbericht. 

In der Schlüsselmaßnahme 1 heißt es unter der Überschrift „Ehrliche Bedarfsermittlung und Planungsrealismus“ im ersten Satz: „Entscheidungskriterium in der Zukunft sind die Systemkosten.“ Definiert werden die Systemkosten als die Summe aus den Kosten für Erzeugung, Netze, Speicher und Versorgungssicherheit. Der Monitoringbericht kann diese Systemkosten ausdrücklich nicht beziffern. 

Dabei steht eine solche Systemkostenplanung bereits verbindlich im Energiewirtschaftsgesetz, leider erst für 2027.

Sie wurde mit dem §12a Zweite Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes vom 14. Mai 2024 eingeführt und trat am 17. Mai 2024 in Kraft (buzer.de). Im Wortlaut heißt es:

„Die Bundesregierung legt dem Deutschen Bundestag alle vier Jahre, beginnend mit dem Jahr 2027, bis zum Ablauf des 30. September eine Systementwicklungsstrategie vor. Die Systementwicklungsstrategie umfasst eine Bewertung des Energiesystems im Rahmen des Zieldreiecks des Energiewirtschaftsgesetzes, eine Systemkostenplanung einschließlich Szenarien und eine strategische Planung zur optimalen Nutzung aller sinnvoll verfügbaren Energieträger; sie formuliert Ziele zur Weiterentwicklung der Energieversorgung und der Netze für einen Zeitraum von mindestens vier Jahren.“

Im Monitoringbericht wird darauf ausdrücklich hingewiesen. Dort heißt es in der Zusammenfassung: 

„Ein ganzheitlicher Ansatz, der die systemischen Interdependenzen aufgreift und über die Themenfelder hinaus reicht, ist zur umfassenden Beurteilung energiepolitischer Maßnahmen notwendig.

Im Grundsatz bietet die Systementwicklungsstrategie (SES) einen solchen Ansatz. Dieser sollte zu einer „SES 2.0“ weiterentwickelt werden. Eine höhere Verbindlichkeit, eine Durchgängigkeit bis auf die lokale Planungsebene sowie die konsistente Ermittlung von Systemkosten für die jeweiligen Entwicklungspfade des Energiesystems sollten dabei zentrale Instrumente sein.“

Auch in der bereits im November 2024 veröffentlichten Systementwicklungsstrategie des damals auch für den Klimaschutz zuständigen BMWK fehlt eine solche Systemkostenanalyse, die für eine Beurteilung von energiepolitischen Maßnahmen im Monitoringbericht für notwendig erachtet wird. 

Dennoch heisst es in der Schlüsselmaßnahme 1 des BMWE heißt es weiter… 

„Ausbaupfade für erneuerbare Energien und Netzinfrastruktur sollen sich an realistischen Strombedarfsszenarien orientieren. Diese bewegen sich – in verschiedenen Studien in Form von Bandbreiten hinterlegt – für das Jahr 2030 in einer Größenordnung von 600 bis 700 TWh. Es ist davon auszugehen, dass der Strombedarf eher am unteren Ende liegt. Für die weitere Projektion bedarf es daher Anpassungen auch bei der Offshore-Kapazität, bei Offshore-Netzanbindungen und Hochspannungs-Gleichstrom-Trassen (HGÜ), die auch auf dem weiteren Weg bis 2045 an den realistischen Bedarf angepasst werden sollten.“

Woher diese Schlussfolgerungen kommen, bleibt angesichts der fehlenden Systemkostenanalyse unklar. Darüber hinaus kann gerade niemand seriös prognostizieren, wie sich der Strombedarf entwickelt.

Und ja, eine kontinuierliche Kosten/Nutzen Analyse der Systemkosten aus verschiedenen Blickwinkeln fehlt, sie würde aber helfen bessere Entscheidungen zu treffen. Sie hätte schon früher helfen können zu beurteilen, ob es nicht, wie von Frau Reiche zum Teil gefordert, statt über HGÜ Leitungen Strom von Norden nach Süden zu leiten sinnvoller wäre 

  • Erneuerbare vor allem dort auszubauen, wo sie gebraucht werden 
  • oder energieintensive Verbraucher vor allem an Orten hoher Erneuerbarer Erzeugung an- 
  • oder sie an Orte mit hohem Dargebot an Erneuerbaren umzusiedeln 
  • oder Erneuerbare vor allem an Stellen auszubauen, an denen Netzkapazitäten noch frei sind 
  • oder zeitweise überschüssigen Strom aus Nord und Ost vor Ort in Wasserstoff oder Methanol zu verwandeln, um ihn zur Abdeckung der Residuallast vor allem im Winter speichern zu können. 

Auch welche Rolle Biomethan und feste Biomasse im zukünftigen Energiesystem spielen könnte, sollte im Rahmen einer Biomassestrategie längst geklärt sein. Ein Entwurf liegt seit Anfang 2024 vor. Sie ist nun ein weiteres Mal auf Ende Dezember verschoben.

Ein großer Teil der Schlüsselmaßnahmen 2-10 bleibt unkonkret, z.B. wie eine Strombedarfsermittlung erfolgen soll, wie Erneuerbare Energien markt- und systemdienlich gefördert, Flexibilität („Flexibilitätspotenziale müssen konsequent gehoben“) und Digitalisierung des Stromsystems vorangebracht oder der Wasserstoff-Hochlauf pragmatisch erfolgen kann. 

Ebenso unklar bleibt auch, wie ein technologieoffener Kapazitätsmarkt zum Bau von „flexiblen Grundlastkraftwerken“ mit Umstellungsperspektive auf Wasserstoff ausgestaltet werden soll. 

Einige der Maßnahmenvorschläge widersprechen auch den Aussagen des Monitoringberichts. So stellt der Monitoringbericht beispielsweise fest: „Gleiche Wettbewerbsbedingungen für grundzuständige und wettbewerbliche Messstellenbetreiber beschleunigen den Rollout“.

Einige der Schlüsselmaßnahmen kann man vielleicht besser verstehen, wenn man die Aussagen von Frau Ministerin Reiche aus der jüngeren Zeit und ihren Werdegang hinzunimmt. 

In ihrer Rede am 16.5.2025 im Bundestag kündigte sie ihre Strategie gegen die Wirtschaftskrise an (bundestag.de,Plenarprotokoll 21/5).

Ohne Wachstum entstehen Verteilungskonflikte. Der Zugewinn des einen wird zum Verlust des anderen. Ohne Wachstum verlieren wir die Mitte der Gesellschaft und überlassen das Feld Populisten von rechts und von links, die mit vermeintlich einfachen Lösungen auf Stimmenfang gehen.
Wachstum, so wie ich es verstehe, ist ein Prozess, bei dem aus einer Erfindung ein Produkt, aus einer Idee ein Unternehmen und aus einem Land ein Technologieführer wird.

Was soll wachsen, wozu und in welcher Relation zur unbezahlten Arbeit und mit welchen Folgen für unsere Lebensgrundlagen, Luft, Boden, Wasser, Klima, bleibt bislang vom BMWE oder Ministerin Reiche unbeantwortet.

Erneut setzt damit eine bundesdeutsche Regierung auf die Illusion des alten Wirtschaftsmodells „materielle Wohlstandsmehrung für alle durch Wachstum der (bezahlten) Wirtschaft“, statt eine Ökonomie einzuführen, die stoffliche und menschliche Ressourcen als endlich anerkennt „und die Bestimmung menschlicher Bedarfe nicht Märkten überlässt, sondern zum Gegenstand demokratischer Entscheidungen macht“ (Lessenich 2022) und sich auf Innovationen stürzt.

Und spiegeln die alten Geschäftsmodelle noch die Praxis von heute wieder? 

Unsere Energieversorgung wird von Tag zu Tag dezentraler. Der Zuwachs der Solaranlagen mit Batteriespeicher zur Eigenstromentwicklung sind nur ein Indiz dafür. Mehr als 4 Millionen Stromerzeuger in Deutschland zeigen, dass viele Haushalte und Unternehmen sich zunehmend von Konsumenten zu Prosumenten entwickeln und auf Eigenstrom optimieren. 

Die Politik könnte sie durch verlässliche Ansagen und Anreize zu Flexumenten machen, um die Energieversorgung für alle günstiger zu gestalten. Damit ist gemeint, die Flexibilitäten, wie z.B. Wärmepumpen, mobile und stationäre Batteriespeicher, die es zunehmend gibt, netzausbausparend und systemdienlich (Systemdienstleistungen dezentral zu organisieren und Residuallast einzusparen) einzusetzen. KWK-Anlagen könnten zur Abdeckung der mehrtägigen Residuallast genutzt werden.

Mit anderen Worten: Verbrauch und erneuerbare Erzeugung so gut es geht vor Ort auszugleichen. 

Begriffe wie „flexible Grundlastkraftwerke“ lassen aber erahnen, wohin die Reise mit Frau Reiche gehen soll. Mit der vermeintlichen Liquidität einer einheitlichen Strompreiszone und einem Kapazitätsmarkt, der große Erdgaskraftwerke fördert (auch wenn sie auf Wasserstoff umgestellt werden können), bedient das BMWE die alten Geschäftsmodelle. 

Man nennt es zwar Kapazitätsmarkt, aber in Wahrheit vertraut man dem Markt nicht.

Bundesrat ist gegen CCS für Gaskraftwerke

Die Pläne von Katherina Reiche (CDU) sehen vor CCS an Gaskraftwerken nicht nur zuzulassen, sondern auch finanziell fördern zu wollen. Zumindest dagegen formiert sich Widerstand. In einer Stellungnahme fordert der Bundesrat, die Nutzung der CCS-Technologie sollte auch an Erdgaskraftwerken untersagt werden. Carbon Capture and Storage (CCS) steht für die Abscheidung des Kohlendioxids (CO₂) aus fossil betriebenen Kraftwerken oder Industrieanlagen und dem Transport des CO2 per Pipeline oder Schiff und der unterirdischen Speicherung. In der Begründung heißt es: CCS bei Gaskraftwerken sei weder wettbewerbsfähig noch energiewirtschaftlich notwendig. Gesicherte Leistung könne alternativ durch Wasserstoff-Kraftwerke, Speicher und flexibles Lastmanagement bereitgestellt werden (Bundesrat Drucksache 379/25).

Lokal erzeugte Erneuerbare Energie sollte man nutzen oder saisonal speichern statt sie abzuregeln. 

Wie hoch der zukünftige Strombedarf sein wird, ist auch eine politische Frage. In der Realität werden energieintensive Grundstoffproduktionen (Ammoniak, Stahl, Olefine etc.) in Deutschland und seinen Nachbarländern längst vermutlich für immer abgebaut (Chemietechnik, 29.8.24, Handelsblatt 14.1.2025, Handelsblatt 11.7.25). 

Wir sind also auf dem Weg von einem Rohstoff- zu einem Grundstoffimportland. Grundstoffe werden zukünftig dort produziert werden, wo man möglichst günstigen Zugang zu erneuerbaren Energien hat.

Diese Entwicklung aufhalten zu wollen ist nicht nur fragwürdig, sondern auch teuer, wie die veranschlagten Kosten für Strompreiskompensation im ETS I (2025: 3,3 Mrd. €), Stromsteuerentlastung (2026 1,5 Mrd. €, ab 2027 3 Mrd. €) und Zuschüsse zu den Übertragungsnetzkosten (2025: 6,5 Mrd. €) in den Bundeshaushalten zeigen.

Darüber hinaus stellte Frau Reiche einen Industriestrompreis in Aussicht, dessen Ausgestaltung und Kosten aber nicht bekannt sind. Laut des stellvertretenden Vorsitzenden der CDU/CSU-Fraktion Sepp Müller gegenüber Tagesspiegel background sollen Industrieunternehmen ab 2027 auch rückwirkend einen Antrag auf den Industriestrompreis stellen können. Das Fördervolumen könnte bei 3,5 bis 4,5 Milliarden Euro liegen.

Über die eigentlichen Herausforderungen wird dagegen allenfalls im Hintergrund gesprochen, wie z.B.: 

  • Welche energieintensiven Produktionen wollen wir in Deutschland aus Gründen der Resilienz halten und was wird das mittelfristig und langfristig kosten?
  • Eine Analyse der Bilanzen von 15 der 20 größten Verteilnetzbetreiber (VNB) für die Jahre 2019 bis 2023 des Bundesverbands Neue Energiewirtschaft kam auf eine Eigenkapitalrendite 2023 von durchschnittlich 20,2 Prozent (BNE 8.7.2025). Wie lösen wir den Umstand auf, dass bei den eigentlich regulierten Netzentgelten, in denen die Eigenkapitalrendite auf rund 5 Cent/kWh gedeckelt sind, in der Realität bei rund 20 Cent/ kWh erwirtschaftet werden. Diese stehen aber oft nicht z.B. für Investitionen in den Ausbau der Netze zur Verfügung, sondern werden in Stadtwerkeverbünden abgeführt, um damit Schulsanierungen, Schwimmbäder oder den ÖV quer zu subventionieren?
  • Wie möchte Frau Reiche die Kannibalisierung des Wertes der Erneuerbaren stoppen?
    Erneuerbare Energien wie Wind und Solar haben sehr niedrige Grenzkosten (Betriebskosten): Wenn die Anlagen einmal gebaut sind, liefern sie Strom fast kostenlos. Genau dieses Merkmal führt jedoch im aktuellen Marktdesign zu einem paradoxen Effekt. Wenn viel Wind- und Solarstrom gleichzeitig ins Netz eingespeist wird, sinkt der Börsenstrompreis oft stark ab – in Zeiten hoher Einspeisung sogar bis auf null oder in den negativen Bereich. Da sich die Erlöse der Betreiber überwiegend aus den am Spotmarkt erzielten Preisen speisen, sinken ihre Einnahmen genau dann, wenn sie am meisten Strom liefern. Das Ergebnis ist eine Kannibalisierung der Erneuerbaren: Je größer der gemeinsame Anteil von Wind und Solar, desto häufiger und stärker fallen die Marktpreise. Im Juni 2025 betrug der durchschnittliche Marktwert für Solarenergie an der Strombörse noch 1,84 Cent/kWh (vgl. energy charts).

Dabei gibt es so viele gute andere Vorschläge, die Energiewende für alle kostengünstiger zu gestalten und zu beschleunigen. 

Um nur einige zu nennen:

  • Netzausbau durch geeignete Sanierungsstrategien bei Gebäuden mit Hybridheizungen einzusparen und Strom und Wärme zusammen zu denken (KSSE).
  • Die Flexibilisierung und Clusterung von Biogasanlagen voranzutreiben, mit grünem Wasserstoff Biomethan im vorhandenen Gasnetz zur Abdeckung eines Teils der mehrtägigen Residuallast zu speichern und eine Potentialanalyse zu erstellen.
  • Haushalte und Unternehmen durch finanzielle Anreize wie z.B. zeitvariable Netzentgelte zum netz- und systemdienlichen Betrieb Ihrer Anlagen zu bewegen (Zusammendenken von Strom, Wärme und Mobilität).
  • Neben dem zügigeren Rollout von Intelligenten Messsystemen (iMSys) auch eine einfache anerkannte Möglichkeit der Messung und Abrechnung zeitvariabler Strompreise für alle umzusetzen, damit finanzielle Anreize auch zeitnah genutzt werden können (Petition).

Die Politik des BMWE wird die Energiewende und den Ausbau von Solar, Wind und Batterien nicht stoppen können, aber möglicherweise deutlich verlangsamen. So scheint beispielsweise der Ausbau der Windkraft selbst in Baden-Württemberg gerade deutlich an Fahrt aufzunehmen. Im Juli meldete die LUBW, dass landesweit 1478 Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von rund 9000 Megawatt in Planung sind. Rund zehn Prozent davon (142 Anlagen) sind bereits genehmigt, jedoch noch nicht am Netz.

Durch die im Koalitionsvertrag angekündigte Überprüfung des sogenannten Referenzertragsmodells im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), nach dem windschwächere Standorte eine bessere EEG-Vergütung erhielten, könnte für viele der Projekte das Aus bedeuten (Staatsanzeiger, 7.8.25).

3. Stimmen die Annahmen im Bericht zur Versorgungssicherheit der Bundesnetzagentur noch?

Unter den offiziellen Berichten kam im September mit einem Jahr Verzögerung der Bericht zur Versorgungssicherheit der Bundesnetzagentur mit 7 Anhängen heraus.

Im Anhang 2 zu den Annahmen, S. 34, Tabelle 13 wird davon ausgegangen, dass sich die installierte Leistung aus Biomassekraftwerken (hauptsächlich Biogas) von 9,2 GW im Jahr 2023 auf 3,8 GW in Jahr reduzieren wird. Der Fachverband Biogas schlägt dagegen vor die bestehende Biogas-Leistung von etwa 6 GW auf 12 GW bis 2030 zu verdoppeln.

Zur Transportaufgabe des Stromnetzes wird bereits im Betrachtungsjahr 2026 mit einer Stromnachfrage laut Anhang 5, S. 58 des Versorgungssicherheitsberichts mit 517,4 TWh gerechnet. Weiter heißt es dazu im Anhang 5, S. 60

„In der Mittagszeit des 05.06.2026 führt die hohe Verfügbarkeit von günstigem EE-Strom dazu, dass flexible Verbraucher ihre Nachfrage in diesen Zeitraum verschieben. Insgesamt, über alle Verbraucher betrachtet, stellt sich so ein sehr hoher innerdeutscher Verbrauch von bis zu 98,9 GW ein. Zusätzlich zu diesem hohen innerdeutschen Verbrauch erreicht das Exportsaldo in der Spitze 23,2 GW. Die resultierende Transportaufgabe für das Netz beträgt bis zu 119,3 GW (98,9 GW Verbrauch plus 20,4 GW Exportsaldo). Ähnliche Transportaufgaben treten mehrfach im Betrachtungsjahr 2026 auf.“

Im Vergleich dazu:

Im Jahr 2024 betrug die Jahreshöchstlast am 15.1.2024 75,76 GW. Die maximale Residuallast (ohne Erneuerbare) wurde mit 67,35 GW am 11.12.2024, 17:30 Uhr erreicht. 

Passt das noch? Wieviel überschüssiger erneuerbarer Strom könnte vor Ort in Form von Methanol zwischengespeichert werden? Wie viel Transportleistung könnte durch die Wasserstoffpipelines als Biomethan durch das vorhandene Gasnetz transportiert und Strom vor Ort durch dezentrale KWK-Anlagen erzeugt werden? 

Im Anhang 5 S. 55 des Versorgungsbericht heißt es 

„Bis 2030 werden im Modell in ganz Deutschland ca. 8 GW Gaskraftwerksleistung zugebaut. Im gleichen Zeitraum werden modellbasiert 8 GW an KWK-Gaskraftwerksleistung stillgelegt. Hintergrund der umfangreichen Stilllegungen von KWK-Gaskraftwerken im Modell ist der Wechsel von KWK-Kraftwerken hin zu Großwärmepumpen und Elektrodenkesseln, der sich aus den getroffenen Annahmen ergibt.„

Warum die Abwärme der Stromerzeugung in Zeiten der „kalten Dunkelflaute“ nicht mehr nutzen?

Eine Analyse der Alternativen zu den für notwendig gehaltenen 22-36 GW an Groß-Gaskraftwerken zur Abdeckung der flexiblen Grundlast und eine Analyse der Systemkosten könnte helfen.

Bauturbo auf der Zielgeraden: Was kann auf den letzten Metern noch gerettet werden?

Posted on by Philipp George

In dieser Kolumne möchte ich vor allem auf vier Fragen eingehen:

  1. Wo stehen wir gerade in dem gesetzgeberischen Verfahren der BauGB-Novelle (aka. Bauturbo)?
  2. Welche Punkte sollten noch geändert werden?
  3. Wo müssen die Parlamentarier*innen standhaft bleiben? (Stichwort Angriff der Baulobbyist*innen)
  4. Was muss sonst noch getan werden, damit die BauGB-Novelle ihr volles Potenzial entfalten kann und ein wahrhaftiger Umbauturbo angestoßen wird?

Die BauGB-Novelle wird u.a. drei neue Genehmigungstatbestände einführen:

§ 31 Abs. 3: Abweichungen vom Bebauungsplan (beplanter Innenbereich)
§ 34 Abs. 3b: Abweichungen vom Einfügungsgebot (unbeplanter Innenbereich)
§ 246e: Abweichungen von allen Normen des BauGB in erforderlichem Ausmaß (Außen- und Innenbereich)

Um eine genaue Einsicht in die geplanten Änderungen zu bekommen, empfehle ich einen Blick in unsere Kolumne von vorletztem Monat „Sprengkraft braucht System – Was der Bauturbo kann, und was er noch lernen muss“.

Wo stehen wir gerade in dem gesetzgeberischen Verfahren?

Bereits die Ampel-Koalition hat vor 1,5 Jahren einen Anlauf zur BauGB-Novelle unternommen. Das Auseinanderbrechen der Koalition hat den ersten Versuch zunichte gemacht. Die neue Regierung hat das Thema im Koalitionsvertrag (April 2025) zur höchsten Priorität erklärt. Im Juni hat das Kabinett den Gesetzentwurf verabschiedet (Bundesregierung, 2025). Für die erste Lesung im Bundestag haben die Regierungsfraktionen am 10. Juli einen leicht abgewandelten Entwurf in den parlamentarischen Prozess eingebracht (Bundestag, 2025). Während der Sommerpause hat sich naturgemäß nichts getan, aber in Kürze kommt wieder Bewegung in die Sache: Am 10. September findet die Öffentliche Anhörung im Bauausschuss statt (Bauausschuss, 2025).

Bei öffentlichen Anhörungen ist es die Regel, dass die Fraktionen gemäß ihrer Fraktionsstärke Expert*innen benennen dürfen. Als stärkste Fraktion schickt die CDU/CSU-Fraktion 3 Expert*innen ins Rennen. Die SPD benennt 2 Expert*innen und die übrigen Fraktionen jeweils einen Experten bzw. eine Expertin.

Hier die Übersicht:

  • Bernd Düsterdiek, Beigeordneter Dezernat Umwelt und Städtebau Deutscher Städte- und Gemeindebund
  • Andrea Gebhard, Präsidentin, Bundesarchitektenkammer. Benannt durch die Fraktion BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN
  • Prof. Dr. Mathias Hellriegel LL.M. Rechtsanwalt, Hellriegel Rechtsanwälte. Benannt durch die Fraktion der CDU/CSU
  • Dr. Christian Lieberknecht, Geschäftsführer, Bundesverband deutscher Wohnungs- und Immobilienunternehmen e. V. Benannt durch die Fraktion der CDU/CSU
  • Prof. Hilmar von Lojewski, Beigeordneter, Leiter Dezernat Stadtentwicklung, Bauen, Wohnen und Verkehr Deutscher Städtetag
  • Peter Lutz, Unternehmensberatung. Benannt durch die Fraktion der AfD
  • Judith Nurmann, Architects for Future Deutschland e. V. Benannt durch die Fraktion Die Linke
  • Aygül Özkan, Hauptgeschäftsführerin, Zentraler Immobilien Ausschuss e. V. Benannt durch die Fraktion der SPD (+ eine weitere)
  • Dirk Salewski, Präsident, Bundesverband Freier Immobilien- und Wohnungsunternehmen e. V. Benannt durch die Fraktion der CDU/CSU

Die Vertreter*innen der kommunalen Spitzenverbände werden bei öffentlichen Anhörungen automatisch beteiligt und müssen nicht von den Fraktionen benannt werden. Mit der finalen Verabschiedung ist bei der dritten Lesung wahrscheinlich im Oktober 2025 zu rechnen.

Diese Punkte sollten an der BauGB Novelle auf jeden Fall noch geändert werden

Gebäude mit Gewerbeanteil zulassen

Aktuell ist es so, dass auf Grundlage der neuen Instrumente (§§ 31, 34, 246e) nur Gebäude zu reinen Wohnzwecken errichtet werden dürfen. Die Intention ist zunächst verständlich: Man möchte als Gesetzgeber unterstreichen, dass die Wohnungskrise als akutes Problem verstanden wurde und gegenüber der Errichtung von Gewerbegebieten priorisiert wird. Mit dieser scharfen Formulierung werden den Kommunen und Planenden aber wertvolle Freiheiten genommen. Mit einer weicheren Formulierung könnten die stadtentwicklungspolitischen Ziele (Stadt der kurzen Wege) jedoch besser erreicht werden.

Im Gesetzestext sollte von „Gebäuden mit überwiegender Wohnraumnutzung“ die Rede sein.

Warum?

Das Paradebeispiel ist eine überalterte Einfamilienhaussiedlung wie es sie tausendfach in Deutschland gibt. Städtebaulich würde ein komplementärer Geschosswohnungsbau einige Probleme lösen – vielleicht sogar ein Neubaugebiet obsolet machen. Besonders attraktiv werden solche Projekte, wenn sie mit einer gewerblichen Nutzung im Erdgeschoss kombiniert werden können (Einrichtungen des täglichen Bedarfs, Ärztezentrum, Handwerksbetriebe). Unter der aktuellen Regelung wäre dies ausdrücklich nicht möglich.

Ein anderes Beispiel wäre ein leerstehendes, einstöckiges Autohaus ohne Traglastreserven. Mit dem vorgeschlagenen Gesetzestext müsste sich die Kommune entscheiden: Entweder abreißen und ein reines Wohngebäude errichten und damit Gewerbefläche verlieren oder es so belassen, und auf den Wohnraum verzichten.

Mit der angepassten Formulierung könnte die Kommune beides haben: Oben wohnen, unten Gewerbefläche.

Für eine solche Anpassung finden sich über alle Lager hinweg Befürworter*innen, z.B. der Zentralverband des Deutschen Handwerks „Wenn der Gesetzgeber die Sonderrege- lung nach § 246e BauGB-E einführt, sollte neben dem Wohnen bei Neubau und Um- nutzung auch die Platzierung von (flächenmäßig untergeordnetem) Gewerbe und be- gleitender Infrastruktur möglich sein, um die Versorgung und wohnortnahe Arbeits- plätze zu sichern“ (ZDH, 2025, S. 10). Deswegen sehe ich gute Chancen, dass die Veränderung in dem laufenden Verfahren Berücksichtigung findet.

Außenbereich schützen

Aktuell ist es so, dass sich der Anwendungsbereich des § 246e auf Flächen im räumlichen Zusammenhang mit bebauten Gebieten bezieht. Das heißt im Klartext: Sofern sich das anvisierte Projekt im Umkreis von 100 m von einem Gebäude befindet, darf es genehmigt werden.

Wer sich einmal mit Mindestabständen von Windrädern beschäftigt hat, weiß, dass Deutschland schon extrem dich bebaut ist. Gerade kleinere Höfe/Bebauungen würden Bebauungen im Außenbereich im großen Stil erlauben. Es gibt sehr gute Gründe, warum der Außenbereich bislang einen außerordentlichen Schutz im Bauplanungsrecht genießt: Wir befinden uns in einer Biodiversitätskrise, die Rückzugsräume für bedrohte Arten werden immer kleiner. Auf der anderen Seite befinden wir uns auch in einer Situation mit extremer geopolitischer Unsicherheit. Die landwirtschaftliche Fläche geht durch Expansion von Verkehr, Gewerbe und Wohnen stetig zurück. Dies sollte zugunsten einer resilienten, unabhängigen Landwirtschaft so gut wie möglich eingedämmt werden. Der Bundesrat sieht dies ebenfalls so, er hat in seiner Stellungnahme harsche Kritik geübt. Sieht in dem Vorschlag ein Abweichen von einem bewährten Leitprinzip mit katastrophalen Folgen (Bundesrat, 2025, S. 14 ff).

Gerade vor dem Hintergrund, dass allein in den Ballungszentren 2,3 -2,7 Millionen Wohneinheiten durch Aufstockung und Umnutzung von Bürogebäuden geschaffen werden können, scheint ein fahrlässiges Bauen im Außenbereich unangebracht (Tichelmann et al., 2019). Dem steht ein mittelfristiger Bedarf von 1,6 Millionen Wohnung gegenüber (BBSR, 2025). Daher sollte sich die Politik vermehrt mit der Frage auseinandersetzen, wie die enormen Innenentwicklungspotenziale systematisch und schnell erschlossen werden können (siehe dazu auch den letzten Punkt in diesem Artikel). Neben dem Bundesrat ist der Deutsche Bauerverband ein lautstarker Vertreter dieser Position, und hat bei der Union durchaus Gewicht „Durch eine derartige Baulandpolitik mit erleichtertem Zugriff auf den Außenbereich droht den landwirtschaftlichen Betrieben noch schneller und noch mehr Fläche als ohnehin schon geschehend für die dringend benötigte Lebensmittelerzeugung verloren zu gehen“ (Deutscher Bauernverband, 2025).

Klimaanpassung mitdenken

Das Konzept der dreifachen Innenentwicklung „Mobilität, Wohnen, Grün“ ist eine gute Richtschnur für eine gelungene Stadtentwicklung. Bei der aktuellen BauGB-Novelle muss darauf geachtet werden, dass der letzte Punkt „städtisches Grün“ nicht unter die Räder gerät. In Bebauungsplänen gibt die Kennziffer Grundflächenzahl (GRZ) an, wie viel Prozent eines Grundstücks bebaut bzw. versiegelt werden darf. Mit den kommenden Änderungen können sich Bauherr*innen (vorausgesetzt der Zustimmung der Gemeinde) über diese Einschränkung hinwegsetzen. Vor dem Hintergrund der zunehmenden Erderwärmung muss es aber unser gemeinsames Anliegen sein, städtische Grünflächen zu erhalten und sogar weitere Flächen zu entsiegeln, um die Temperaturen in unseren Städten erträglich zu halten und für extreme Niederschläge gewappnet zu sein. Daher wäre es extrem wichtig, in der Gesetzesnovelle einen Passus zu verankern, der einen Prüfschritt hinsichtlich der Verträglichkeit mit der Klimaanpassung vorsieht. Es gibt Städte, die schon recht fortgeschrittene Untersuchungen über Hitzebelastung angestellt haben. Hier müsste klar sein, dass es in Hot Spots zu keiner weiteren Versiegelung kommen darf. Eine horizontale Verdichtung bringt viele Probleme mit sich, daher sollte es eine klare Priorisierung von Maßnahmen geben, die eine vertikale Verdichtung begünstigen.

Hier muss die Politik standhaft bleiben

§ 36a oder „Die Kommune hat das letzte Wort“

Die neuen Instrumente (§§ 31 Abs. 3, 34 Abs. 3b, 246e) ermöglichen sehr weitreichende Abweichungen von den aktuellen Planungsverfahren. Daher ist es wichtig, dass die gemeindliche Politik (Gemeinderat) und die kommunale Verwaltung sicherstellen, dass mit diesen Ausnahmeinstrumenten nur Projekte realisiert werden, die zu den Zielen der lokalen Stadtentwicklung passen.

An dieser Stelle muss auch der Unterschied zwischen dem kommunalen Einvernehmen und der kommunalen Zustimmung erwähnt werden.

Bei üblichen Bauanträgen auf Grundlage von §30 (Bebauungsplan) oder §34 (unbeplanter Innenbereich, Einfügungsgebot) gilt das kommunale Einvernehmen. Falls alle Voraussetzungen des Bebauungsplans bzw. des Einfügungsgebots vom Antragsteller bzw. der Antragstellerin erfüllt werden, herrscht eine Genehmigungspflicht. Wird diese verwehrt, stehen dem Antragssteller Klagewege offen.

Falls materiell alles korrekt ist, wird das Gericht ihm bzw. ihr das Baurecht gewähren – ungeachtet welchen Standpunkt die kommunale Verwaltung oder Politik diesbezüglich vertritt.

Bei der Zustimmung nach § 36a – die nun bei den neuen Genehmigungsinstrumenten einschlägig ist – sieht das gänzlich anders aus:

Die Gemeinde ist in ihrer Entscheidung frei. Falls sie das Projekt befürwortet, wird es genehmigt. Falls die Kommune irgendwelche Einwände hat, erteilt sie keine Baugenehmigung. Ohne Begründungspflicht und ohne die Gefahr vor Gericht gezogen zu werden. Dies ist auch nachvollziehbar, da es sich ja gerade um Projekte handelt, die von den Leitlinien abweichen, die in einer langfristigen Bauleitplanung vereinbart wurden. Wer sollte hier besser beurteilen können, ob diese Abweichung zu der städtebaulichen Ordnung der Kommune passt, als die Kommune selbst? Ein Gericht sicherlich nicht, weil es nur Kongruenzen feststellt: Ist ein Bauantrag in Übereinstimmung mit einem existierenden Plan: ja oder nein?

Genau diese wichtige kommunale Hoheit ist der Bauindustrie aber ein Dorn im Auge. Sie sieht die Gefahr, dass die Kommunen auf die Bremse treten und es keine Planungssicherheit für die Investoren gibt.

Was muss noch geschehen, um einen wahrhaftigen Umbauturbo auszulösen?

Auch wenn die BauGB-Novelle voraussichtlich im Oktober über die Zielgerade kommt, ist der Umbauturbo noch lange kein Selbstläufer. Es bedarf dringend weiterer Instrumente:

Kommunen mit angespanntem Wohnungsmarkt (z.B. Leerstandquote < 3%) sollten verpflichtet werden, alle Wohnraumpotenziale im Bestand systematisch zu erfassen und zu quantifizieren. Mit diesen Informationen hat die Kommune eine deutlich bessere Entscheidungsgrundlage und kann die nächsten Schritte zur Bekämpfung des Wohnraummangels angehen. Wo kann sie selbst mit kommunalen Wohnungsunternehmen aktiv werden? Mit welchen Gebäudeeigentümer*innen muss sie ins Gespräch treten? Wo braucht es Bürgerbeteiligung, weil sich durch die potenziellen Eingriffe im Bestand Konfliktlinien auftun? Wie groß müssen Neubaugebiete auf der grünen Wiese dimensioniert sein oder kann gänzlich auf sie verzichtet werden?

Eine solche Analyse könnte und sollte auch vom Bund im Rahmen von bestehenden Förderlinien (Städtebauförderung) unterstützt werden, z.B. bei der Aufstellung oder Fortschreibung der Integrierten Stadtentwicklungskonzepten (ISEK). Der Bund hat die Verantwortung für die Einhaltung der Flächenziele, daher sollte er auch Instrumente bereitstellen, die den Flächenverbrauch auf das notwendige Minimum reduzieren.

Ergänzend zu dem gerade erwähnten Punkt, sollte die Kommunen mit angespanntem Wohnungsmarkt ein Fortschrittsmonitoring einführen. Wie viele Wohneinheiten wurden letztes Jahr im Bestand geschaffen? Diese Zahl muss abgeglichen werden, mit den gesetzten Zielen und den Potenzialen.

Ein weiterer Punkt ist die Förderung: Während klassischer Neubau von der Regierung mit beachtlichen Mitteln gefördert wird – aktuell sind es ca. 7 Milliarden Euro pro Jahr – gibt es für das Bauen im Bestand keine gesonderten Förderprogramme.

Aus politikwissenschaftlicher und volkswirtschaftlicher Sicht ist das nicht nachvollziehbar.

Zunächst wird durch das Bauen im Bestand wertvolles CO2 gespart. Aufstockungen werden in der Regel (auch aufgrund der Statik) in Holzrahmenbauweise ausgeführt. Die zusätzliche Etage fungiert sogar als CO2-Senke. Auf klassischen Neubaustellen dominiert nach wie vor Beton als Material für das Tragwerk. Man könnte argumentieren, dass Zement bereits durch den ETS1 ausreichend besteuert wird. Dem ist aber nicht so. Zum einen liegt der ETS1-Preis aktuell bei gerade mal 72 Euro (Ember Carbon Price Tracker, Stand 25.08.2025), obwohl die tatsächlichen Schäden gemäß Methodenkonvention 3.2 des UBA bei 880 Euro pro Tonne CO2 liegen (UBA, 2024, S. 8). Das heißt obwohl die Gesellschaft als ganzes profitiert, wenn Wohnraum über Nachverdichtung im Bestand entsteht, statt als Neubau auf der grünen Wiese, schlägt sich dies nicht 1 zu 1 bei den betriebswirtschaftlichen Kosten durch.

Ebenfalls muss das Bauordnungsrecht weiterentwickelt werden. Einen wichtigen Impuls haben hier die Architects for Future mit ihrer Forderung nach einer „Umbauordnung“ statt der bisherigen Bauordnung geliefert (vgl. A4F, 2021). Ein Aspekt, der in der Debatte bislang jedoch kaum Beachtung findet, ist der Bestandsschutz – ein zentrales Element beim Bauen im Bestand. Wird dieser Bestandsschutz entzogen, können Maßnahmen wie etwa eine Aufstockung prohibitiv teuer werden.

Entscheidend ist dabei die Einschätzung der lokalen Baubehörden: Gelten Aufstockungen als „wesentliche Veränderung“ des Gebäudes, erlischt der Bestandsschutz. In der Folge müsste das gesamte Gebäude in Hinblick auf Brandschutz, Schallschutz und Energieeffizienz an die aktuellen Standards angepasst werden. Gelten die Änderungen hingegen nicht als wesentlich, beziehen sich die aktuellen Anforderungen nur auf das neu geschaffene Stockwerk.

Das Problem liegt im großen Ermessensspielraum der Behörden. Sinnvoll wäre deshalb eine Regelung auf Länderebene, wonach eine Aufstockung grundsätzlich nicht als wesentliche Änderung gilt. Damit ließe sich die Attraktivität solcher Maßnahmen deutlich erhöhen und ein wichtiger Beitrag zu mehr bezahlbarem Wohnraum leisten. Natürlich bleiben Standsicherheit und Brandschutz von diesen Überlegungen unberührt – hier darf es keine Abstriche geben. Entscheidend ist, dass sich der Brandschutz durch ein zusätzliches Geschoss nicht verschlechtert. Gegebenenfalls muss dafür etwa ein Treppenhaus verbreitert werden. Gleichzeitig sollte aber nicht verlangt werden, dass der gesamte Brandschutz des Gebäudes aufgrund der Aufstockung auf ein höheres Niveau angehoben wird. Vielmehr sollten die aktuellen Brandschutzanforderungen ausschließlich für das neu errichtete Geschoss gelten.

Der letzte Punkt betrifft die Sicherheit der Menschen, die das Bauen im Bestand tatsächlich mit ihren Händen umsetzen: die Maurer*innen, Zimmerleute, Elektriker*innen, Dachdecker*innen, Trockenbauer*innen, Stukkateur*innen, Maler*innen, Isoliertechniker*innen und weiteren  Handwerk*innen. Nach Angaben der IG BAU sind in den letzten 10 Jahren über 3000 Handwerker*innen an den Folgen von Asbest gestorben und war damit die häufigste berufsbedingte Todesursache (IG BAU, 2023). Gerade die Wohnhäuser mit dem größten Nachverdichtungspotenzial aus den 50er-80ern, sind auch jene mit der größten Schadstoffbelastung. Diese Debatte muss früh, ehrlich und wissenschaftlich fundiert geführt werden. Am Ende dürfen Kosten- und Zeitdruck nicht dazu führen, dass sich die Beschäftigten im Bausektor einem unkalkulierbaren Risiko aussetzen. Als erster Schritt wäre es daher sinnvoll, einen Schadstoff-Pass für Gebäude einzuführen. Dort könnten sich Handwerker*innen vor Beginn der Arbeiten informieren, ob Gebäude mit Asbest belastet sind, und falls ja welche Bauteile genau. Darüber hinaus müssten staatliche berufene Kontrolleur*innen prüfen, ob die Arbeitsschutzmaßnahmen in diesem sensiblen Bereich auch tatsächlich eingehalten werden. Aktuell ist ein staatlicher Kontrolleur bzw. Kontrolleur*in für die Arbeitssicherheit von 23.000 Beschäftigten verantwortlich, während die International Labour Organisation einen Schlüssel von maximal 10.000 empfiehlt (Bayerische Staatszeitung, 2023).

Kundenanlage: Energieversorgung in Mehrfamilienhäusern (statt nur im Einfamilienhaus)

Posted on by Craig Morris

Von Dr. Jörg Lange

Die technischen Möglichkeiten zur Teilhabe an der Energiewende von Haushalten in Mehrfamiliengebäuden werden derzeit schnell vielfältiger und stoßen auf zunehmendes Interesse.

Mit Solaranlagen, z.B. in Form von Steckersolargeräten, Batteriespeichern, dynamischen Stromtarifen sowie Klimageräten mit natürlichen Kältemittel können Haushalte immer größere Anteile an ihrem Energieverbrauch selbst erzeugen.

Wenn Besitzende von Einfamilienhäusern eine Solarstromanlage auf ihr Dach bauen, an die Fassade hängen oder in ihren Garten stellen, müssen sie sich keine Gedanken darüber machen, ob und wie sie den Strom selbst kostenfrei (von den Investitionen abgesehen) nutzen dürfen. Ebenso können sie Klimageräte zum Kühlen und Heizen anbringen.

Für den Strom, den sie selbst erzeugen und zeitgleich verbrauchen, fallen keinerlei Umlagen oder Netzentgelte an. Den Investitions- und Wartungskosten von etwa 10-15 Cent/kWh stehen eingesparte Bezugskosten von etwa 30 Cent/kWh gegenüber.

Für Haushalte (Mietende und/oder Wohnungseigentümer) in Mehrfamiliengebäuden ist es deutlich komplizierter. Sie müssen, wenn sie sich eine Solarstromanlage auf das Dach oder in den Garten stellen wollen, sich in aller Regel mit allen Gebäudebesitzenden einigen, ob und unter welchen Bedingungen sie das dürfen. Wer welche Fläche belegen darf oder wie und wo Leitungen verlegt werden dürfen, sind nur wenige Beispiele für ggf. aufkommende Fragen. Eine von allen Beteiligten praktikable Lösung für viele einzelne Wohnungen wird nur selten gefunden.

Bei Steckersolaranlagen ist es etwas einfacher geworden. Die „fehlende Ästhetik“ ist seitens Wohnungseigentümergemeinschaften oder Vermietern kein Ablehnungsgrund mehr unter Geltung der seit Oktober 2024 gültigen Neufassung des § 554 BGB im Oktober 2024.

Bei größeren Solaranlagen zur gemeinschaftlichen Nutzung oder bei der Anbringung eines Klimagerätes auf dem Balkon zur Heizungsunterstützung wird es in Deutschland kompliziert:

Wohin darf die Anlage, wer bezahlt die Investition, wer kümmert sich um die Anlage und wer rechnet wie ab? Es lassen sich viele Konstellationen denken. Vom Gesetzgeber werden für Solarstromanlagen zwei Möglichkeiten im Energiewirtschaftsgesetz geregelt und an Bedingungen geknüpft: Nach EnWG §42a die verschiedenen Konstellationen des Mieterstroms und nach §42b die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (vgl. KiB, 30.10.2023). Darüber hinaus gibt es weitere Konstellationen, die teilweise unter dem Begriff der gemeinschaftlich handelnden Eigenversorger zusammengefasst werden.

Der Begriff der Kundenanlage wurde im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG §3 24a,b) eingeführt, um regulierte Verteilnetze, die von einem Netzbetreiber betrieben werden und mit erheblichen Verpflichtungen einhergehen, von Energieleitungsnetzen (an die Erzeugungsanlagen z.B. zur Eigenversorgung angeschlossen sein können) abzugrenzen, die diesen Verpflichtungen nicht unterliegen. Dies sind z.B. Stromleitungen die z.B. einem Unternehmen oder den Eigentümern eines Gebäudes gehören und eben keinem Netzbetreiber.

Der Betrieb einer Kundenanlage z.B. in einem Gebäude oder einer Kundenanlage zur betrieblichen Eigenversorgung befreit den Betreiber von den zahlreichen Verpflichtungen eines Energieversorgungsunternehmen (EnWG §3 18).

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 bzw. kein Stromverkauf vorliegt und viele Pflichten eines Energieversorgers oder Netzbetreibers damit wegfallen.

Für Strom, der innerhalb einer Kundenanlage erzeugt und gleichzeitig verbraucht wird und nicht über ein öffentliches Netz eines Netzbetreibers geleitet, können folglich auch keine Netzentgelte erhoben werden.

In seiner Begründung des Beschlusses vom 13.05.2025 kam der Bundesgerichtshof auf Grundlage einer Entscheidung des Europäischen Gerichtshofes (Urteil vom 28. November 2024 – C 293/23) zu folgendem Ergebnis: Eine „Kundenanlage“ im Sinne des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) sei nur, was nicht „Verteilernetz“ im Sinne der EU-Richtlinie über den Elektrizitätsbinnenmarkt (EltRL) ist. Ein „Verteilernetz“ im Sinne der EltRL ist wiederum jedes Netz, das der Weiterleitung von Elektrizität […] dient, die zum Verkauf an Kunden bestimmt ist.

Kundenanlagen, in denen Strom zum Verkauf weitergeleitet wird, sollen also nun Verteilernetze sein, die der Regulierung im Sinne eines Netzbetreibers unterliegen.

Verteilernetze im Sinne der EU-Richtline (eher generelle Pflichten, die die meisten Kundenanlagenbetreiber erfüllen) und Verteilernetze im Sinne des EnWG (d.h. Genehmigungspflicht und hohe technisch-administrative Anforderungen) setzt der BGH dabei gleich und wendet damit die von ihm vorher eingeholte Entscheidung des EuGH, ob die Regelungen zur Kundenanlage die Anwendung der EltRL einschränken können, direkt auf die Abgrenzung des Verteilernetzes im Sinne des EnWG zur Kundenanlage an.

Nun wird vielfach angenommen, durch das BGH-Urteil würden Regelungen des EnWG zur Kundenanlage für die Besitzer von Haus- oder Objektnetzen, über die zum Beispiel Mieterstrom verkauft wird, nicht mehr gelten.

Was wäre die Folge? Die betroffenen Vermieter bzw. Grundstücksbesitzer müssten ihre bisher als Kundenanlagen anerkannten Leitungen hinter dem Summenzähler bzw. zwischen verschiedenen (Unter-)Zählern hinter einem virtuellen Summenzähler als Verteilernetze bei der Bundesnetzagentur anmelden und alle technischen und administrativen Anforderungen des Netzmanagements erfüllen, Netzentgelte festlegen und genehmigen lassen usw.

Alternativ müssten sie die jeweiligen Leitungen an den jeweiligen Verteilnetzbetreiber übergeben (verkaufen/vermieten?) mit der Folge, dass das öffentliche Netz bis zum Zähler jedes einzelnen Nutzers / Mieters / Verbrauchers reichen würde. 

Nur Modelle, bei denen keine Stromlieferung bzw. Stromverkauf stattfindet, wie z.B. die PV-Wohnraum- oder Gewerbemiete (DGS-„PV-Mieten-Plus“-Modell 2c und folgende), sind vom BGH-Urteil nicht direkt betroffen. Die entsprechenden Selbstversorgergemeinschaften sind als Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften im Sinne des Art. 22 der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (EE-RL) besonders geschützt.  

In Fachkreisen erwartet man eine Klarstellung der Bundesregierung durch eine baldige gesetzliche Neuregelung zugunsten des Mieterstroms, der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung und anderer Modelle.

Der KiB e.V. empfiehlt in seiner Stellungnahme zum Gesetzesentwurf zur „Änderung EnWG Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich…“ am Begriff und an der Definition der Kundenanlage festzuhalten, um die vielfältigen hierauf Bezug nehmenden Abgrenzungen des nationalen Energierechts ohne Änderungen aufrecht erhalten zu können.

Was sollte solch eine Neuregelung berücksichtigen?

Die Neuregelung durch den Gesetzgeber sollte für die Betroffenen einfach sein. Im §42b EnWG, in der Bedingungen für die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung geregelt, könnte man beispielsweise die Pflicht zur Viertelstundenmessung ersatzlos streichen und sie damit an die gelebte Praxis anpassen. Darüber hinaus sollten Erzeuger von Residuallaststrom in den §42b miteingeschlossen werden. Für eine Übergangszeit auch dann, wenn sie noch mit fossilen Gasen betrieben werden. Denn zu Zeiten, in denen das Angebot an erneuerbarem Strom knapp ist, sparen sie Treibhausgasemissionen, Netzausbau und Ausbau von Kraftwerkskapazitäten.

Der Einbau von Intelligenten Messsystemen ist teuer und kommt nur schleppend voran. Manche Haushalte beziehen bereits heute z.B. durch Nutzung eines Steckersolargerätes mit Batteriespeicher weniger als 500 kWh/a aus dem Netz.

Einige dieser Haushalte haben bereits einen einfachen Smart-Meter (z.B. shelly), der ihnen sekündliche Werte liefert. Damit optimieren sie ihre Anlagen z.B. über ein virtuelles „Homeenergiemanagement“ der Hersteller von Batteriespeichern zur Nutzung von Eigenstrom bereits. Ihnen bringt ein Intelligentes Messsystem in der Regel wenig zusätzlichen Nutzen, sondern vor allem höhere Kosten.

Im Falle einer Kundenanlage mit Sammelzählerkonzept und einer einmal jährlichen Verteilung der Stromkosten über private Unterzähler und einem Strombezug von weniger als 500 kWh pro Jahr würde die Grundgebühr für den Zähler (iMSys) zu einer Verdopplung der Stromkosten des Haushalts führen.

Statt in Zukunft jeden Haushalt im Gebäude mit einem iMSys auszurüsten, ist es für viele attraktiver, sich mit Willigen zusammenzuschließen und den Reststrombezug aus dem Netz mit einem Vertrag gemeinsam einzukaufen und darüber auch einen dynamischen Stromtarif mit einem iMSys für gemeinschaftlich zu nutzen. Damit werden die Stromkosten gesenkt und Wärmepumpen im Mehrfamiliengebäude attraktiver.

Dynamische Strompreise machen nur Sinn bei Vorhandensein von flexiblen Geräten. In Mehrfamiliengebäuden sind das zukünftig vor allem Ladestationen für Elektrofahrzeuge (Wallboxen), Batteriespeicher, Wärmepumpen und/oder Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen.

Statt die Möglichkeiten der Nutzung von Flexibilitäten einzuschränken, sollte der Gesetzgeber finanzielle Anreize einführen, die „Prosumer“[1] dazu bringt, ihre Anlagen nicht nur auf Eigenstromerzeugung zu optimieren, sondern auch netz- und systemdienlich nutzen zu können und zu „Flexsumern“ zu machen. Diese Flexibilitäten auf der Nachfrageseite würden Systemkosten (Netzausbau und Residuallastkraftwerksleistung) einsparen helfen. Damit bleiben die Stromkosten auch für diejenigen bezahlbar, die solche Möglichkeiten nicht oder weniger nutzen können und ihren Stromverbrauch im Wesentlichen aus dem Stromnetz beziehen.

Hinter dem Verknüpfungspunkt zwischen dem Netz eines regulierten Verteilnetzbetreibers und den Leitungen, die im Besitz des Gebäudeeigentümer sind sollten die auferlegten Pflichten durch den Gesetzgeber weitestgehend enden. Nur so kann es eine Gleichbehandlung von Haushalten in Mehrfamilienhäuser zu Einfamilienhäusern geben.

[1] Ein Prosumer ist eine Person, die gleichzeitig Konsument und Produzent ist. Der Begriff setzt sich aus den englischen Wörtern „producer“ (Hersteller) und „consumer“ (Verbraucher) zusammen. Im Kontext der Energiewende erzeugen und verbrauchen Prosumer Strom durch Photovoltaikanlagen selbst. 

Sprengkraft braucht System – Was der Bauturbo kann, und was er noch lernen muss

Posted on by Philipp George

Der Bauturbo ist wie Sprengstoff: hochpotent und wirkungsvoll, aber auch gefährlich – man muss wissen, wie man damit umgeht. In diesem Text klären wir zunächst, welche Neuerungen auf uns zukommen. Anschließend ordnen wir sie ein: Welche Risiken, aber auch welche Chancen sind damit verbunden? Und zu guter Letzt präsentieren wir Heilungsansätze: Welche zusätzlichen Sicherheitsmechanismen braucht es, um die Vorteile zu bewahren und das Gefährdungspotenzial zu reduzieren? 

Geschichte 

Das „Gesetz zur Beschleunigung des Wohnungsbaus und zur Wohnraumsicherung“ – so heißt der Bauturbo offiziell – hat eine recht lange Vorgeschichte. Schon 2017 gab es den Versuch, Planungsverfahren beim Wohnungsbau radikal zu verkürzen. Mit der Einführung des § 13b BauGB (im Folgenden wird auf den Zusatz „BauGB“ verzichtet, da sich alle Paragraphen auf das Baugesetzbuch beziehen, falls nicht anders kenntlich gemacht) konnten Kommunen bei der Aufstellung von Bauplänen mit weniger als 10.000 m² auf eine Umweltverträglichkeitsprüfung verzichten. 2023 hat das Bundesverwaltungsgericht in Leipzig geurteilt, dass eine solche Pauschalierung nicht mit EU-Recht vereinbar sei, und diese Rechtsgrundlage gekippt. Die Ampelregierung hat sich seit Ende 2023 mit dem Bauturbo beschäftigt. Da es zu vorgezogenen Neuwahlen kam, konnte das Projekt in der letzten Legislaturperiode nicht abgeschlossen werden. Die aktuelle Regierung hat den Bauturbo nun zu ihrem Vorzeigeprojekt auserkoren. Im Koalitionsvertrag haben sich die beiden Regierungsfraktionen darauf geeinigt, dieses Gesetz in den ersten 100 Tagen der Regierungszeit durch das Parlament zu bringen. Da nun die Sommerpause dazwischenkommt, wird die Regierung diesen Zeitplan nicht einhalten können – aber das Vorhaben genießt weiterhin höchste Priorität. 

Rechtliche Neuerungen 

Die §§ 9 und 216a beschäftigen sich mit der Frage, ob Gewerbe- und Wohnzwecke näher zusammenrücken können. Bislang hat die TA (Technische Anleitung) Lärm strikte Vorgaben gemacht, wie laut es maximal in einem Gebiet mit Wohnraum sein darf. Diese Stringenz wird nun aufgebrochen. Zum einen gibt es für die Planer*innen eine größere Flexibilität, wie mit Lärm umgegangen wird: Nicht nur an der Schallquelle kann angesetzt werden, sondern ebenso am Ausbreitungsweg und am schutzwürdigen Wohngebäude. Letzteres ist insbesondere für heranrückende Bebauung relevant, da ein bestehender Gewerbebetrieb eine geringe Motivation für schallisolierende Maßnahmen haben könnte. Zum anderen kann sich die Kommune entscheiden, auf Regelungen der TA Lärm zu verzichten – natürlich muss der Grundsatz gesunder Wohn- und Arbeitsverhältnisse weiterhin eingehalten werden, aber auch hier ergeben sich neue Freiheiten. 

Durch die Neufassung des § 31 Absatz 3 bekommen die Gemeinden die Möglichkeit, von Festsetzungen im Bebauungsplan in erforderlichem Umfang abzuweichen. Das heißt, auf ein Planänderungsverfahren bzw. eine Neuaufstellung kann verzichtet werden. Diese Regelung ist zeitlich nicht befristet. 

Für den nicht beplanten Innenbereich kommt eine ähnliche Regelung. Dort ist bis dato das Einfügungsgebot maßgeblich. Das heißt, dass anhand von vier Faktoren geprüft wird, ob sich ein (Um)Bauprojekt in die nähere Umgebung einfügt. 

  1. Nutzungsart (gewerblich, zu Wohnzwecken) 
  1. Kubatur (Höhe, Form) 
  1. Bauweise (offen, geschlossen) 
  1. Überbaute Fläche 

Durch den neuen Absatz 3b im § 34 darf die Kommune von dem Einfügungsgebot abweichen. Öffentliche und nachbarliche Belange müssen weiterhin gewahrt werden. 

Kommen wir nun zum Kernstück der Novelle: der Experimentierklausel § 246e (manchmal wird auch nur dieser Paragraph als Bauturbo bezeichnet). Mit diesem Instrument wird die Gemeinde ermächtigt, auf (fast) alle Regelungen aus dem Bauplanungsrecht zu verzichten. Der Anwendungsbereich ist nicht auf den Innenbereich beschränkt. Er wird über den räumlichen Zusammenhang mit den bebauten Ortsteilen definiert. In der Begründung wird ersichtlich, dass der Gesetzgeber diesen räumlichen Zusammenhang bis zu einer Entfernung von 100 m als gegeben ansieht. Neben Wohngebäuden können auf dieser Grundlage auch soziale Infrastrukturen (Kitas, Schulen) geschaffen werden. Die Effekte dieser Experimentierklausel werden vom Bauministerium beobachtet und spätestens 2029 evaluiert. So kann über den Verbleib entschieden werden – denn die Gültigkeit ist zunächst auf 2030 begrenzt. 

Weiterhin werden zwei befristete Paragraphen um 5 Jahre verlängert: 

§ 201a regelt die Ausweisung von angespannten Wohnungsmärkten. Die Länder können ihre Kommunen nun bis 2031 ermächtigen, gewisse Instrumente zur Bekämpfung der Wohnungsnot wie z.B. Vorkaufsrechte und Baugebote anzuwenden. 

Ebenfalls verlängert wird der § 250. Dieser besagt, dass in angespannten Wohnungsmärkte Mietwohnungen nicht in Eigentumswohnungen umgewandelt werden dürfen. Dies schützt Mieter*innen z.B. vor Eigenbedarfskündigungen. 

Einordnung 

Die vorliegende Gesetzesnovelle kann mit Fug und Recht als der größte Eingriff in das Bauplanungsrecht seit Einführung des Baugesetzbuchs im Jahr 1960 bezeichnet werden. Schauen wir zunächst auf die Risiken, die sich aus den Änderungen ergeben. 

Risiken 

Seit der erste Entwurf des Gesetzes vor 1,5 Jahren veröffentlicht wurde, herrscht unter Umweltverbänden eine große Skepsis. Und auch die Bauernverbände sehen in dem Bauturbo eine große Gefahr. 

Um die Flächenproblematik besser zu verstehen, braucht es einige Hintergrundinformationen: Deutschland hatte sich ursprünglich bis 2020 vorgenommen, den Flächenverbrauch auf 30 ha pro Tag zu begrenzen. Da dies nicht gelungen ist, wurde das Ziel kurzerhand auf 2030 verschoben. Aktuell stehen wir bei einem täglichen Verbrauch von 52 ha. Und obwohl dieses Ziel auf der Bundesebene angesiedelt ist, gibt es keinerlei Bundes-Governance, um dieses Ziel zu erreichen. Die Entscheidung zur Flächeninanspruchnahme wird vor Ort in den Kommunen getroffen. 

Ein großer Teil des Flächenkonsums ist auf den Wohnungsbau zurückzuführen. Das hört sich zunächst sinnvoll an, aber eine Studie von Empirica legt nahe, dass 40% der Neubauten in Gegenden mit übersättigtem Markt stattfinden (Empirica, 2024).  

Der große Flächenverbrauch geht zu Lasten der Biodiversität in Deutschland und der landwirtschaftlichen Erzeugungsflächen. Gerade in turbulenten Zeiten, in denen selbst Lebensmittel zurückgehalten werden, um geopolitische Ziele zu erreichen, ist eine große und starke heimische Landwirtschaft ein Faktor, um wirtschaftliche und politische Unabhängigkeit zu bewahren. Die Landwirt*innen stehen ohnehin schon unter Druck. Mit dem Bauturbo wird nun jedwede landwirtschaftliche Fläche im räumlichen Zusammenhang mit einem Ortsteil zum Spekulationsobjekt. Es braucht nur die Zustimmung der Gemeinde, und aus landwirtschaftlicher Fläche wird Bauland. 

Umwelt- und Bauernverbände sind sich einig, dass die aktuelle Ausgestaltung des Gesetzes eine Gefahr für eine geordnete städtebauliche Entwicklung der Kommunen in Deutschland ist. Es gibt keinerlei Vorgaben, die sicherstellen würden, dass der Außenbereich nur in absolut notwendigen Fällen angefasst wird. 

Vielmehr ist es so, dass sich der Bauturbo in Richtung unkontrollierter Zersiedelung entwickelt hat. In früheren Versionen wurde die Anwendung des § 246e auf Gebiete mit angespanntem Wohnungsmarkt und auf Gebäude mit mindestens 6 Wohneinheiten beschränkt. In den letzten Wochen hat sich die Union in den Verhandlungen mit der SPD jedoch durchgesetzt und diese Sicherheitsmechanismen abgeschüttelt. 

Der Gesetzgeber geht davon aus, dass der § 246e in 35% der Fälle im Außenbereich angewandt wird, begründet aber nicht wieso. Da viele (Um)Bauten im Innenbereich jedoch auf Grundlage der §§ 31 Abs. 3 und § 34 Abs. 3b realisiert werden könnten, ist es wahrscheinlich, dass der §246e vornehmlich im Außenbereich zur Anwendung kommt und dort zu einer unkontrollierten Zersiedlung der Landschaft führen könnte. Dort ist eben auch der größte Beschleunigungseffekt zu erwarten: Die Aufstellung eines neuen Bebauungsplans dauert in der Regel 1,5 – 2 Jahre – bei komplexen Vorhaben oder Personalmangel mitunter erheblich länger. 

Es drängt sich der Verdacht auf, dass hier vor allem ein Umstand zum Tragen kommt: Die Vorgängerregierung hat ein Wohnungsbauziel von 400.000 deklariert und damit eine Metrik geschaffen, an der die Opposition, die Öffentlichkeit, die Bürger*innen, die Bauindustrie, aber auch die Politik selbst ihre Leistung gemessen hat. Auch wenn die aktuelle Regierung kein offizielles Wohnungsbauziel festgelegt hat, scheint es so, als hätte sie sich das Ziel gesetzt zumindest besser (im Hinblick auf die Messzahl) zu performen als die Vorgängerregierung, also mehr Wohnungen zu bauen. Da in der Berichterstattung immer die Neubauzahl für Gesamtdeutschland kursiert, ist es der Regierung anscheinend egal wo Wohnraum entsteht. Hauptsache es wird mehr genehmigt und fertiggestellt als unter der Vorgängerregierung. 

Auch das Thema Mauschelei und Korruption muss gewürdigt werden. Im Rahmen des konventionellen Bauplanungsprozess wird die Öffentlichkeit recht früh und umfassend über Neubaugebiete informiert. Dies kann durch die Neuregelungen komplett entfallen. Dies können aggressive Investor*innen oder auch Menschen mit Seilschaften in der Verwaltung für sich nutzen. Bevor sich eine BI (Bürgerinitiative) mit einem berechtigten stadtentwicklungstechnischen Anliegen formiert, kann schon eine wirksame Baugenehmigung ausgestellt sein. Zwar wird beim Bauturbo immer die Zustimmung der Gemeinde vorausgesetzt. Es liegt aber nicht in der gesetzgeberischen Kompetenz des Bundes, dies näher zu regeln. Ob bei einem Antrag nach §246 e immer der Gemeinderat eingebunden wird, oder ob das Baudezernat selbst entscheidet, hängt von den entsprechenden Landesverordnungen ab. Eine obligatorische Zustimmung des Gemeinderats wäre wünschenswert, um bei diesen wichtigen Entscheidungen ein Mindestmaß an Stadtgespräch, politischer Kontrolle und Partizipation zu gewährleisten – gerade, weil die Frage nach Bauland im Außenbereich keine rein juristische ist, sondern viele Facetten der Stadtgesellschaft tangiert. 

Ein anderes Risiko liegt in der Art der Nachverdichtung. Die Aufstockung von Gebäuden ist grundsätzlich eine sehr gute und ressourcenschonende Art und Weise, zusätzlichen Wohnraum in angespannten Märkten zu schaffen. Gleichwohl erlaubt der Bauturbo auch eine flächenintensive Nachverdichtung, wie z.B. ein Bauen in zweiter Reihe oder die Bebauung des Gartens. Hier ist es wichtig die Gefahren von Starkregenereignissen nicht aus den Augen zu verlieren. Im Innenbereich ist jede unversiegelte Fläche wertvoll, um die Auswirkungen von Extremwetterereignissen abzuschwächen. Natürlich kann es auch in „grünen“ Stadtteilen zu Überschwemmungen kommen, aber auch dort gilt: Je mehr Sickerfläche besteht, desto geringer ist die Wucht und desto schneller können die Wassermassen auch wieder versickern. Weiterhin gewinnt durch die fortschreitende Erderwärmung das Thema Stadtklima an Bedeutung. Grünflächen sind ein ganz wichtiger Faktor, um erträgliche Temperaturen zu gewährleisten. Zum einen gewährleisten sie eine gute Durchlüftung. Zum anderen erzeugen Grünflächen Kaltluft und reduzieren die Umgebungstemperatur durch Schattenwurf und Verdunstungskälte. Ein Bauturbo, der die Versieglung von städtischen Grünflächen begünstigt, kann eine ernsthafte Gefahr für die Lebensqualität und Zukunftstauglichkeit unserer Städte darstellen.  

Chancen 

Neben diesen Risiken bietet die Novelle des BauGB auch viele Handlungspotenziale. Positiv ausgedrückt: Die Kommunen können die nächsten Jahre nutzen, um ihre Städte grundlegend umzubauen. 

Fangen wir bei den Lockerungen im Bereich der TA Lärm an. Es ist aus stadtentwicklungstechnischer Perspektive wünschenswert, dass Gewerbe und Wohnen näher aneinander heranrücken. Das Idealbild der Stadt der kurzen Wege kann so besser verfolgt werden. Bis dato waren die Regelungen aus der TA Lärm sehr stringent. Wurden Grenzwerte für bestimmte Gebietstypen überschritten, war die Planung von Wohnanlagen ausgeschlossen. Planer*innen haben jetzt die Möglichkeit auf die Herausforderung Lärm flexibler zu reagieren. Es muss nicht immer die Schallquelle gedämpft werden. Die Planer*innen können auch auf dem Weg der Ausbreitung Maßnahmen ergreifen oder direkt beim schutzwürdigen Wohnobjekt – letzteres ist besonders relevant für die heranrückende Wohnbebauung. Verständlicherweise ist ein bestehender Gewerbebetrieb eher nicht bereit, Geld für die neuen Nachbar*innen auszugeben. Solange die Grundsätze des gesunden Arbeitens und Wohnens gewährleistet sind, kann ein flexibler Umgang mit dem Thema Lärm neue Potenziale in den Städten zugänglich machen. Wenn über die Lärmbelastung Transparenz besteht, können Zuziehende auch selbst entscheiden, ob sie diese Situation eingehen möchten.  Für Berufstätige kann das Wohnen auch direkt über einem schallemittierenden Betrieb attraktiv sein. Wenn man tagsüber ohnehin unterwegs ist und erst nach Hause kommt, sobald die lärmintensiven Prozesse vorbei sind, kann auch ein Gewebegebiet ein geeigneter Rückzugsort sein. 

Vorgaben aus dem Bebauungsplan können Nachverdichtungsaktivitäten und Neukonfigurationen von bestehendem Wohnraum verunmöglichen. Nehmen wir das Beispiel der Einfamilienhäuser. Ein signifikanter Anteil der Einfamilienhausbesitzer*innen würde sich gerne verkleinern. Das geht z.B., indem eine Wohneinheit abgetrennt wird. In manchen Bebauungsplänen ist aber die Höchstzahl der Wohneinheiten pro Grundstück vorgegeben; für Eigenheimbesitzer*innen, die sich verkleinern möchten, ein absoluter Hemmschuh. Ein anderes Anliegen kann die Aufstockung von Wohngebäuden sein, um dringend benötigten Wohnraum zu schaffen. Oft ist dies bauphysikalisch kein Problem. Der deutsche Gebäudebestand hat im Schnitt Traglastreserven von 1,3 zusätzlichen Stockwerken, jedoch begrenzen die Bebauungspläne in vielen Fällen die Anzahl dieser (Der dichte Bau, n.d.).  

Der neue § 31 Abs. 3 erlaubt der Gemeinde, flexibel von Vorgaben aus dem Bebauungsplan abzuweichen. Dabei können sich Beschlüsse auf ganze Straßenzüge erstrecken. 

Beim unbeplanten Innenbereich ist, wie weiter oben geschildert, das Einfügungsgebot maßgebend. Konkret ist es dadurch nicht möglich, in einem Einfamilienhausgebiet ein Mehrfamilienhaus zu errichten, obwohl dies absolut zielgerichtet sein kann – wenn darin z.B. kleine, barrierefreie Wohneinheiten als Alternativen im Alter geschaffen werden. Im urbanen Umfeld kann die Umnutzung von Garagen ebenfalls sehr vorteilhaft sein. Wird der Platz nicht mehr für einen Pkw gebraucht, kann dort durch eine Überbauung geteilte Infrastruktur entstehen (Veranstaltungsräume, Gästezimmer) oder zusätzlicher Wohnraum. Genau solche Initiativen wurden bis jetzt aber durch den § 34 ausgebremst. Mit dem neuen § 34 Absatz 3b kann die Gemeinde ab jetzt das volle Potenzial von Garagenhinterhöfen ausschöpfen und auch in einförmigen Siedlungsabschnitten wertvolle Komplementärbauten realisieren. 

Weiterhin ist das Bauplanungsrecht strikt bei dem Verbot von Wohnraum in Gewerbegebieten. Es gibt zwar Ausnahmen für Werkswohnungen: Der Hausmeister darf z.B. über der Betriebshalle wohnen, aber die Anwendungsfälle sind sehr beschränkt. Der §246 e erlaubt von Regelungen des BauGB in erforderlichem Maß abzuweichen: Wohnraum in Gewerbegebieten ist damit grundsätzlich möglich. Das ist insbesondere dort interessant, wo Brachen entstanden sind, weil Industrien sich verlagert haben oder gar ganz verschwunden sind. Der Umbau und die Umnutzung von gewerblichen Gebäuden sind damit kein Problem mehr – vorausgesetzt die Gemeinde erachtet es als wünschenswerten Entwicklungsschritt. 

Verbesserungsansätze 

Abschließend wollen wir auf Entwicklungspfade eingehen, die die Handlungspotenziale durch das Gesetz erhalten, dabei aber die nicht gewünschten Effekte reduzieren. 

Der einfachste Ansatz wäre die Beschränkung des § 246 e auf den Innenbereich. Damit hätte die Gesellschaft die Gewissheit, dass keine weiteren landwirtschaftlichen Flächen im Außenbereich im Schnellverfahren versiegelt werden. 

Alternativ wäre es denkbar, die Anwendung des § 246e an Voraussetzungen zu knüpfen. Die Kommunen sollten verpflichtet werden, zunächst alle Reserven im Bestand zu quantifizieren. Für Gesamtdeutschland kommt ein Forscherteam zu dem Ergebnis, das in unserem Bestand 330.000 Wohneinheiten pro Jahr schlummern (BBSR, 2023). Relevant ist aber welche Potenziale vor Ort existieren – Wohnungsmärkte sind hoch regionalisiert. Erst wenn klar ist, dass alle Potenziale aus Aufstockungen auf Wohngebäuden, Aufstockungen auf Nichtwohngebäuden, Aktivierung von Leerstand, Teilung von Einfamilienhäusern/großen Wohnungen, Umnutzung von Büroflächen, Umbau von Industriebrachen, Gemeinschaftliches Wohnen nicht ausreichen, um den prognostizierten Bevölkerungsanstieg zu kompensieren, sollte die Kommune auf den Außenbereich zugreifen. 

Ebenfalls sollten die Erleichterungen im Innenbereich (§§ 31, 34) nur für Projekte zum Tragen kommen, die sparsam mit den innenstädtischen Flächen umgehen. Also für Projekte, die mit der bereits versiegelten Fläche zurechtkommen bzw. nicht im nennenswerten Umfang erhöhen (geringe Anteile für Außentreppen oder Aufzüge sind natürlich sinnvoll und stellen keine wesentliche Versieglung dar). Dies würde die Entwicklung von bereits versiegelten Flächen priorisieren. Die Potenziale, die z.B. über Parkplätzen von Supermärkten bzw. Baumärkten herrschen, sind erheblich. Dies würde einerseits die Ausbaudynamik unterstützen, gleichzeitig aber gewährleisten, dass städtebauliche Grundsätze sicher eingehalten werden. 

Fazit

Im Kern ist der vorliegende Gesetzentwurf eine erhebliche Kompetenzverlagerung von der Bundesebene auf die kommunale. Wie wir gesehen haben, kann das in vielen Fällen zu einem wünschenswerten Umbauturbo führen. Andererseits besteht die Gefahr, dass in den nächsten Jahren insbesondere an den Siedlungsrändern Baulasten entstehen, die in den kommenden Jahren erhebliche volkswirtschaftliche Kosten verursachen –  ohne das dadurch die Wohnungsnot gelindert wird. Die Kommunen sollten schnellstmöglich einen Umgang mit dem Werkzeug finden, um die Vorteile zu nutzen und die Nachteile weitestgehend auszuschließen. Dies kann mit entsprechenden Grundsatzbeschlüssen gelingen. Weil wir hier potenziell über einen Umbauturbo sprechen, sollten die Kommunen jetzt auch früh und offensiv mit den Bürger*innen in den Dialog treten. Denn jeder Stadtumbau – auch wenn er dringend benötigten Wohnraum schafft – ist zunächst eine Veränderung, für die die Betroffenen gewonnen werden müssen. Aber mit der richtigen Kommunikation und einer Strategie, die alle städtebaulichen Ziele berücksichtigt, ist ein nachhaltiger und breit getragener Stadtumbau möglich. 

Hier finden Sie den Gesetzentwurf, der am 18.06. vom Kabinett verabschiedet wurde: https://klimaschutz-im-bundestag.de/wp-content/uploads/2025/06/Bauturbo-vom-Kabinett-beschlossen-Stand-18.06.2025.pdf 

Neue Koalition: Befriedungsversuch statt Masterplan

Posted on by Craig Morris

Schwarz-Rot steht. Die Vereinbarung wurde schnell beschlossen, damit Deutschland nicht ruderlos im stürmischen Meer der internationalen Politik zwischen Russland und den USA umhertreibt. Einen Masterplan kann man unter dem Zeitdruck vielleicht nicht erwarten. Dennoch: Was haben wir da bekommen – einen Befriedungsversuch möglichst vieler Einzelinteressen? Ein Blick auf die Klimapolitik von Craig Morris.

Dass Details fehlen, ist für eine Koalitionsvereinbarung nichts Außergewöhnliches. Der Vertrag (PDF) soll ja Leitplanken, nicht alle Straßenschilder aufstellen. Beispiel: „Den Rad- und Fußverkehr werden wir als Bestandteil nachhaltiger Mobilität stärken und fördern.“ Konkrete Vorhaben? Fehlanzeige, aber immerhin gibt es ein Bekenntnis zum Ziel von Null-Toten im Verkehr: „Im Straßenverkehr orientieren wir uns am Zielbild der Vision Zero“.

Das größte Manko, das nicht nur die Klimapolitik betrifft: Alles scheint unter Finanzierungsvorbehalt zu stehen. Und da die Steuereinnahmen unterm Strich eher sinken werden, dürfte das eine oder andere Vorhaben doch nicht umsetzbar sein.

Dem Staat werden künftig u.a. durch eine höhere Pendlerpauschale, niedrigere Industriestrompreise, niedrigere Umlagen bei Strom und Gas, und niedrigere Netzentgelte bei Strom Einnahmen fehlen. Flugtickets und Führerscheine sollen günstiger werden. Die Liste zeigt, dass nicht konsequent am Klimaschutz entlang gedacht wurde. Fehlanreize sind wahrscheinlich; auch die Subventionierung von Industriestrompreisen schützt Branchen, von denen sich Deutschland mittel- oder langfristig verabschieden muss. Die heikle Diskussion darüber, welche Branchen das konkret sind und auf welche man sich konzentrieren sollte, scheut die Politik.

Das Gebäude-Energie-Gesetz (GEG) war ein Zankapfel während der Ampel-Koalition. „Wir werden das Heizungsgesetz abschaffen” steht nun im Vertrag; dieses Wahlkampfversprechen der Union hat für Unruhe im Markt gesorgt. Im Vertrag heißt es, das GEG soll „technologieoffener, flexibler und einfacher“ werden. Allerdings ist das GEG heute schon technologieoffen; es gibt jedenfalls eine Reihe von Erfüllungsoptionen. CDU-Politiker Tilman Kuban sagte dennoch im Deutschlandfunk (ab 39:20), das „Gefühl ist entstanden,“ dass Wärmepumpen Pflicht wären. Schade, dass führende Politiker*innen nicht konsequent zur Aufklärung beitragen, sondern auf der Basis von (auch falschen) Eindrücken Politik machen.

In einer GEG-Novelle soll nun der zentrale Maßstab umgestellt werden. Im Augenblick muss die Wärme in neuen Heizsystemen zu mindestens 65% erneuerbar sein. Bald sollen stattdessen CO2-Emissionen als Metrik gelten: „Die erreichbare CO2-Vermeidung soll zur zentralen Steuerungsgröße werden.”

Es gibt kaum Klima-NGOs, die diese Umstellung befürworten – außer uns (zumindest im Kern, der Teufel steckt im Detail). In unserem Projekt KSSE sind wir auch zum Schluss gekommen, dass sich das GEG an Emissionen orientieren sollte. Kuban spricht auch von Hybrid-Heizungen: Die Wärmepumpe sorgt für die Grundlast (80% des Wärmebedarfs in seinem Beispiel), und die alte fossile Heizung springt an, um Spitzlasten zu decken. Unsere Modellierungen im KSSE zeigen tatsächlich, dass Hybrid-Heizungen Emissionen schneller und kostengünstiger senken, als mit rein “monovalenten” Systemen, in denen eine Wärmepumpe die komplette Heizlast decken muss. Hier wird es wieder auf die konkrete Ausgestaltung ankommen, aber die Pläne von Schwarz-Rot müssen nicht zu einer Verunsicherung des Markts führen, wenn die Koalition die Kommunikation verbessert.

Dass die Kommunikation besser werden soll, geht kryptisch aus Seite 144 (von 146) des Vertrags hervor. Dort steht, dass die Ressortabstimmung nach fünf Werktagen beginnen kann, nachdem die Frühkoordinierung eingeleitet wurde. Das ist eine Lektion aus der Ampel-Koalition: Das GEG wurde als Entwurf geleakt, nachdem es lange in der Schwebe lag. Durch diese Beschleunigung hofft die neue Koalition, dass solche Leaks seltener vorkommen.

Der Koalitionsvertrag zeigt sich erstaunlich offen für Erdgas. Im Stromsektor sollen bis 2030 ganze 20 Gigawatt an Gaskraftwerken hinzu gebaut werden. Bis auf die Firmen, die davon profitieren, möchte das kaum jemand. Stattdessen wollen die meisten technologieoffen auf viele Flexibilitätsoptionen setzen – vor allem Lastverschiebungen und Batteriespeicher. Man lese und staune: „Wir wollen Potenziale konventioneller Gasförderung im Inland nutzen.“ Befürchtet wird ein fossiler Lock-In.

Zu den positiven Nachrichten gehören die Verlängerung des Deutschland-Tickets ohne Kostensteigung bis 2028, ein Bekenntnis zur Bürgerenergie, und Investitionen in die Bahn. Die Negativ-List ist aber lang. Im Klima- und Transformationfonds (KTF) sollen “Kleinstprogramme mit perspektivisch weniger als 50 Millionen Euro Fördervolumen auslaufen”. (Betroffen sind bis zu 80 Programme, so eine interne Analyse der Klima-Allianz.) Weil so viel Geld aus dem KTF für die Entlastung der Industrieunternehmen verwenden wird, könnten die Klimaausgaben sogar sinken. Alleine die Senkung der Stromsteuer und der Netzentgelte wird mit rund 12 Milliarden Euro pro Jahr zu Buche schlagen. Streckt man die 100 Milliarden für den KTF über 12 Jahre, sind das nur 8,3 Milliarden pro Jahr. (Siehe diese Gesamtanalyse vom ZDF.)

Sozialverbände vermissen Soziales. Die Erhöhung der Penderpauschale kommt Besserverdienenden zugute; ebenso die Förderung von E-Autos. Beim Deutschland-Ticket fehlt das Sozialticket; auch 58 Euro im Monat fürs D-Ticket sind mehr, als im Bürgergeld für Mobilität vorgesehen.

Die Technologieoffenheit ist groß – manchmal zu groß. Ein Tabu fällt dabei: CO2-Speicher (CCS) wird im Zusammenhang mit Erdgaskraftwerken erwähnt. Bei der zentralen Frage des Strommarktdesigns heißt es: „Wir halten an einer einheitlichen Stromgebotszone fest.“ Die Einheitszone wird aber mit jedem Monat schwerer zu rechtfertigen. Sonst solle die “Strommarktintegration der Erneuerbaren” optimiert werden, aber sie muss ohnehin laut EU-Richtlinie angepasst werden. Dafür wird die Magnetschwebebahn als Innovation erwähnt. Emissionsgutschriften aus dem Ausland sollen anrechenbar sein, wenn wir unsere Emissionen zu Hause nicht schnell genug senken. (Laut einer aktuellen Analyse von Carbon Market Watch ist nur eine von 27 CO2-Gutschriften wirksam.) Beim Bekenntnis zum Ziel im Jahr 2045 steht ein merkwürdiges Verb: “wir… verfolgen das Ziel der Klimaneutralität 2045.” Und wenn wir es nicht schaffen, kaufen wir einfach wirkungslose Gutschriften aus dem Ausland ein?

Am Ende ist der Koalitionsvertrag kein Durchbruch. Manche sehen ihn eher als Kapitulation. Wieder werden jedenfalls einzelne Posten nicht auf ihre Auswirkung aufs Klima untersucht, der Klimaschutz und die Energiewende werden nicht vom Ziel her gedacht. So geht es teilweise bei den Strompreisen um kurzfristige Entlastungen für Branchen, die mit der Zeit immer mehr Subventionen brauchen werden. Nötig wäre eine Unterstützung für zukunftsfähige Arbeitsplätze, die immer besser ohne Subventionen auskommen. Das beißt sich mit der vielgelobten „Technologieoffenheit“ – die sollte man aber zumindest in Teilen ad acta legen. Es ist ja nicht so, als wüssten wir gar nicht, wo die Reise hingeht.

Kurz: Der Koalitionsvertrag gibt uns genug Versprechen, an die man die neue Bundesregierung erinnern kann – und genug Gesprächsstoff für die nächsten vier Jahre.

Ergebnisse von #wählbar25

Posted on by Craig Morris

Am 20.1.2025 startete der persönliche Wahlcheck für die Bundestagswahl. Gut 30 Tage lief die Umfrage. Welche Antworten gab es auf die acht Fragen, die die fünf NGOs gestellt haben? Wichtig: #wählbar25 war anders als fast alle anderen Wahlchecks, denn es ging hier um die Erststimme, nicht um das abgestimmte Parteiprogramm. Von Craig Morris.

Auf der #wählbar25-Webseite kann man sowohl die Fragen nachlesen. als auch die Antworten finden. Kandidierende kann man nach Namen oder PLZ bzw. Wahlkreis suchen – oder man schaut sich die Ergebnisse nach Partei an. Heute will ich jedoch andere Ergebnisse vorstellen, die man bei einer Gesamtanalyse feststellt.

Zunächst eine Klarstellung: An Wahlchecks hat es auch diesmal nicht gemangelt. Doch bei fast allen anderen ging es um die aktive, persönliche Meinung der Kandidierenden. Als Beispiel kann der Wahlcheck des Rainer-Lemoine-Kollegs gelten: Die Expert*innen vom RLK haben die Wahlprogramme der Parteien analysiert und ihre Ergebnisse visualisiert. Die Politiker*innen müssen nicht teilnehmen, nachdem die Parteien ihre Programme veröffentlicht haben. Solche Wahlchecks geben für die Zweitstimme Orientierung. Der bekannteste dieser Art ist das Wahl-O-Mat.

Für die Erststimme ist es jedoch nützlich, die persönliche Meinung einzuholen. Das erfordert die aktive Teilnahme der Person. Im Grundgesetz heißt es ohnehin, dass Abgeordnete nicht der Parteidisziplin verpflichtet sind („an Aufträge und Weisungen nicht gebunden”), sondern “nur ihrem Gewissen unterworfen” sind. #wählbar25 war in dieser Hinsicht eine gute Ergänzung für die Erststimme zu den vielen anderen Wahlcheks für die Zweitstimme.

Insgesamt waren die Teilnehmenden leider linkslastig: Die Grünen, SPD und Linke machen rund 85% der Antworten aus. „Bleibt“ in der Graphik unten bedeutet, dass die Personen zur Wiederwahl standen.

Teilnahme

Die acht Fragen wurden mit den Projektpartnern zusammengestellt: German Zero, Together for Future, Bürgerlobby Klimaschutz, und Bund der Energieverbraucher. Bei jeder Frage könnten die Teilnehmenden einen Freitext schreiben oder eine der von uns formulierten Antworten ankreuzen.

Bei der ersten Frage zur Klimaneutralität bis 2045 zeigte sich eine große Bereitschaft dafür, dass das Ziel beibehalten oder sogar vorgezogen wird. Die FDP sprach sich im Freifeld dafür aus, dass das deutsche Ziel dem europäischen fürs Jahr 2050 angepasst wird – de facto eine Lockerung des Ziels.

Klimaneutralität 2045

Bei der zweiten Frage ging es um Strompreiszonen. Deutschland hat nur eine Preiszone, Brüssel (bzw. die Netzbehörde ACER) hat 2-5 für Deutschland modelliert, diskutiert wird aber auch ein System mit Dutzenden oder mehr Preiszonen. Hier zeigte sich, dass die Politik kaum für den Vorschlag aus Brüssel offen ist: Entweder wollen die Politiker*innen eine Einheitszone beibehalten, oder sie wollen lokale, dynamische Preise (siehe dazu unseren Vorschlag).

Strompreiszonen

Bei der dritten Frage ging es darum, ob neuer Wohnraum wie bisher vorwiegend durch Neubau hinzukommen oder durch Alternativen im Bestand entstehen soll. Hier zeigt sich in der Graphik eine große Offenheit für den Umbau im Bestand. Bei einem näheren Blick in „Andere“ wird klar, dass viele sich beide Optionen wünschen: Neubau und Umbau gleichzeitig (siehe dazu unsere Arbeiten).

Neuer wohnraum

Bei der vierten Frage ging es darum, ob Kommunen – wo Maßnahmen für den Klimaschutz und -anpassung ohnehin vorwiegend stattfinden – finanziell für die Aufgaben ausgestattet werden sollten, indem diese Maßnahmen zur Pflicht gemacht werden. Die meisten Teilnehmenden waren dafür. Übrigens: KiB hat 2022 ein Webinar zu diesem Thema gemacht.

Klimaschutz gemeinschaftsaufgabe

Die Schuldenbremse ist inzwischen bereits reformiert worden. Als wir danach fragten, waren die Parteien links der Mitte dafür, die anderen eher dagegen. Bei der CDU sprachen sich 8 von 10 Teilnehmenden dagegen aus, wenn man die Antworten im Freitext dazu zählt.

Reform der schuldenbremse

Klimaschädliche Subventionen im Verkehr sind in den letzten Jahren oft kritisiert worden. Die meisten Teilnehmenden sind für eine Reform, viele weisen jedoch auf die Notwendigkeit eines sozialen Ausgleichs hin.

Reform der verkehrssubventionen

Dann kam die Frage zum Stromspar-Check. In diesem Programm werden Langzeitarbeitslose dazu ausgebildet, in einkommensschwachen Haushalten Stromspar-Tipps zu geben. Der Konsens, dass das Programm verstetigt werden sollte, war sehr groß. In den Freitexten haben wir jedoch erkannt, dass einige Teilnehmende das Programm vorher nicht kannten. Mit #wählbar25 konnten wir also ein gutes Programm bekannter machen.

Stromspar check

Damit sind wir bei der letzten Frage angekommen: Sind Sie für einen nationalen Mindestpreis im EU-ETS 2? Diese Frage war wohl die komplexeste, weswegen es die meisten Antworten als Freitext gab. Hintergrund: Die CO2-Abgabe auf Wärme und Verkehr hat Deutschland bereits, bis 2027 muss sie aber in den europäischen Emissionshandel II (EU-ETS II) überführt werden. Die deutsche CO2-Abgabe ist fix, die europäische wird (wie im ETS I für Strom) fluktuieren. Hier gab es wenige feste Antworten, sondern eher ausweichende: Man müsse vor allem die Abgabe sozialer gestalten, wenn sie höher steigt.

Nationaler mindestpreis im eu ets 2

Fazit insgesamt

Die fünf NGOs hinter #wählbar25 haben sich auf acht kurze Fragen verständigt, um uns an eine neue Vereinbarung der demokratischen Parteien zu halten. Am 5.12. verabredeten die Parteien, dass jede Partei fünf Verbände/Vereine nominieren darf, um Wahlchecks einzureichen. Insgesamt sollten es also nicht mehr als 30 Wahlchecks geben (2021 gab es offenbar rund 850). Außerdem durften die Fragen nicht länger als 300 Zeichen lang sein. Wir haben uns vorauseilend daran gehalten in der Hoffnung, dass mehr Kandidierende teilnehmen – denn #wählbar25 wurde nicht nominiert.

Insgesamt haben 283 Kandidierende teilgenommen. 2021 waren es bei #wählbar2021 1.119. Allerdings lief die Umfrage 2021 gut 100 Tage. Pro Tag haben diesmal rund 16% weniger Kandidierende als 2021 teilgenommen: 9,4 pro Tag statt 11,1 damals.

Der Rückgang hat vor allem zwei Gründe. Neben der oben erwähnten Vereinbarung fehlten in der Liste der Kandidierenden, die wir von einem Verlag gekauft haben, zwei wichtige Parteien, weil sie noch im Dezember unter der 5%-Hürde lag: Das BSW und die Linke (bis auf 12 Kandierende). Wir haben bei den kleinen Parteien die Parteizentralen gebeten, unsere Einladung intern an alle weiterzuleiten, aber der Erfolg blieb leider mäßig – bis auf die Linke. Am Ende konnten wir 2025 nicht so viele einladen, wie vor dreieinhalb Jahren teilgenommen hatten – wir kamen einfach nicht an die Daten.

2021 war die Teilnahme auch linkslastig, aber zumindest haben 147 aus der FDP teilgenommen. Diesmal fehlte die FDP fast komplett. Bereinigt um die kürzere Zeit war die Teilnahme bei der Union dieses Mal sogar besser: 10 Antworten im Vergleich zu 25 im Jahr 2021 mit einer gut dreimal längeren Projektlaufzeit.

Auch wenn die Teilnahme bei der SPD und den Grünen stärker war, so richtig individuell haben viele nicht geantwortet. Recht oft fanden wir denselben Freitext bei diesen Parteien, der einfach kopiert worden war.

Trotzdem finden wir, dass es einen solchen Wahlcheck für die Erststimme geben sollte. German Zero hat mit seinen Local Zero Ortsgruppen etwas ähnliches auf Wahlkreisebene gemacht. Thematisch breiter aufgestellt hat es auch abgeordnetenwatch gemacht. Falls die Parteien bei den nächsten Bundestagswahlen wieder vereinbaren, nur auf nominierte Wahlchecks zu reagieren, könnten sich die Klima-NGOs vorher zusammentun, um einen Wahlcheck für die Erststimme gemeinsam zu gestalten, und um eine Nominierung werben.

Erst Dämmen oder erst die Heizung sanieren?

Posted on by Jörg Lange

Am Praxisbeispiel – Einfamilienhaus der Familie Hasenberg

Vor dieser Frage stehen viele Gebäudeeigentümer nicht erst seit der Reform des Gebäudeenergiegesetzes (GEG). Ausgelöst durch Sanierungsquoten von unter 1% legt das aktuelle GEG einen Schwerpunkt auf die Heizungssanierung auch vor der Sanierung der Gebäudehülle. Bei beschränkten finanziellen Mitteln liegt es nahe sich für eine Lösung in Form einer Hybridheizung (Wärmepumpe + zweiter Erzeuger) zu entscheiden.

Individuelle Sanierungspläne empfehlen dennoch oft erst zu dämmen.

Aktuell werden noch immer individuelle Sanierungspläne erstellt, die vor der Heizungssanierung eine energetische Sanierung der Gebäudehülle empfehlen, den Stromverbrauch nicht berücksichtigen und falsche Hoffnungen bezüglich der Einsparung wecken.

Abbildung 1 zeigt das an einem konkreten im November 2024 erstellten Sanierungsfahrplan für ein Mehrfamilienhaus (Baujahr 1965) mit 774 m2 Wohnfläche. Er empfiehlt vor der Sanierung der Heizung (Erdgas) die Sanierung der Gebäudehülle mit Investitionen bis 2027 abzüglich der PV-Anlage in Höhe von etwa 1 Millionen € (ca. 1.300 € pro Quadratmeter) umgerechnet mehr als 1.300 €. Die allein durch die Sanierung der Gebäudehülle erreichte Einsparung an Endenergie und damit bei der erst vor wenigen Jahren erneuerten Erdgasheizung der Emissionen liegt laut Sanierungsfahrplan bei etwa 40%.

Sanierungsfahrplan Mfh

Abbildung 1:    Individualisierter annonymisierter Sanierungsfahrplan für ein Mehrfamilienhaus in Südbaden, erstellt im November 2024.

Für die Heizungssanierung empfiehlt der Sanierungs­fahr­plan im Jahr 2030 den Anschluss an die Fernwärme mit dann unterstellten Energiekosten von 6.500 €.

Umgerechnet ergibt das einen Fernwärmepreis bezogen auf den unterstellten End­energieverbrauch von 99.150 kWh/a in 2030 von rund 6,5 Cent/kWh. Ein Blick auf das aktuelle Preisblatt des ortsansässigen Fernwärmebetreibers ergibt einen Fernwärmepreis von insgesamt knapp 17 Cent/kWh.

Alternativen zum Fern­wärme­an­schluss werden im Begleittext zum Sanierungsfahrplan nicht diskutiert und es findet sich auch kein Hinweis darauf, dass es bislang für die Straße noch keinen konkreten Zeitplan für den Fernwärmeausbau gibt.

Die Alternative: Eine Heizungssanierung mit einer Hybridheizung aus Wärmepumpe, dem bestehenden (vor wenigen Jahren erneuerten) Erdgaskessel, einer Solarstrom­anlage (incl. Dachsanierung und -dämmung) würde mit einer Investition von etwa 280.000 € auskommen (entspricht ca. 362 €/m2) und deutlich mehr Emissionen einsparen.

Selbst bei dem unrealistisch günstigen Fernwärmepreis von 6,5ct/kWh und bei Abzug der im Sanierungsfahrplan angesetzten „Sowiesokosten“ von 368.000 € würde sich durch die verbleibenden Sanierungskosten in Höhe von rund 650.000 EUR die jährlichen Energiekosten nur um 10.000 EUR reduzieren. Das würde einer statischen Amortisation von mehr 65 Jahren entsprechen. Dafür wird man die Wohnungs­eigentümer­ge­mein­schaft mit geringen Rücklagen sicher nicht gewinnen können, zumal in diesem Fall die wenigsten Eigentümer ihre Wohnungen auch selbst nutzen.

Von der Ölheizung zur Pelletwärmepumpe – die Bilanz einer Hybridheizung mit Photovoltaik am Beispiel des Einfamilienhauses der Familien.

Welche Einsparung mit deutlich geringeren Investitionen bereits durch eine Heizungssanierung erzielt werden können, zeigt das Beispiel eines freistehenden Einfamilienhauses (5 Personen) mit Hybridheizung der Familie Hasenberg in Bempflingen, Baden-Württemberg.

Ein Anschluss an ein Wärmenetz oder ein Erdgasnetz stand am Standort im baden-württembergischen Bempflingen mit knapp 3.500 Einwohner ohnehin nicht als Möglichkeit zur Verfügung als die Hasenbergs über die energetische Sanierung ihres Hauses nachdachten.

Wenn Familie Hasenberg einen individualisierten Sanierungsfahrplan für ihr Haus hätte erstellen lassen, so wie jener für das Mehrfamilienhaus in Südbaden, er würde etwa wie in Abbildung 2 aussehen.

Sanierungsfahrplan Efh

Abbildung 2:    Fiktiver individualisierter Sanierungsfahrplan für das Einfamilienhaus

Alles falsch gemacht?

Würde man den in Abbildung 2 fiktiv erstellten Sanierungsfahrplan zur Grundlage nehmen, so hätte Familie Hasenberg alles falsch gemacht. Sie haben die Gebäudehülle zunächst nicht saniert und setzen trotz hohem spezifischen Wärmebedarf von etwa 200 kWh/m2 und Jahr zukünftig überwiegend auf eine Wärmepumpe zum Heizen ihres Gebäudes und für die Warmwasserbereitung.

Ausgangslage 3.700 Liter Ölverbrauch pro Jahr

Der Ausgangspunkt für die Heizungssanierung war der Verbrauch von 3.300 bis 3.700 Liter Heizöl pro Jahr. Das Einfamilienhaus ist aus den späten 70ern und hat eine Wohnfläche von 185 m2.

Die Energiekosen für das Gebäude lägen für Heizung und Strom (Heizöl 3.770€ + Repara­turen + Strom 1.224 €) bei rund 5.000 € (Preise 2024). Das entspricht etwa 400 € pro Monat.

Es bestand kein unmittelbarer Renovierungsbedarf. Eine erste vorsichtige Schätzung für ein neues Dach, Fassadendämmung, alle Fenster austauschen und Fußbodenheizung hätte Kosten von 180.000-200.000 € bedeutet (vgl. Abbildung 2). Also suchten die Hasenbergs nach einer anderen günstigen, aber auch treibhausgasarmen Lösung.

Die Lösung für die Energieversorgung ihres Hauses fanden sie in einer Hybridheizung mit Wärmepumpe, Pelletofen und Photovoltaik mit Investitionskosten von 57.000 €. Abzüglich der Förderung durch das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhr­kon­trolle (BAFA) blieben 41.000 €, die  die Hasenbergs selbst aufbringen mussten.

Rund 80% weniger Betriebskosten

Von den monatlichen Betriebskosten für Heizung und Gebäudestrom in Höhe von 400 € blieben nach dem Heizungstausch noch 75 €. Das sind jedes Jahr also 4.400 € geringere Energiekosten.

Bezogen auf die Gesamtinvestition ohne Förderung (57.000 €) ergibt sich eine statische Amortisation von knapp 14 Jahren, bezogen auf die Investition mit Förderung (41.000 €) liegt sie bei knapp 10 Jahren.

Diese Rechnung berücksichtigt nicht, dass die Hasenbergs inzwischen auch knapp 3.000 kWh eigenen Solarstrom vom Dach für zwei Elektroautos über eine Wallbox nutzen.  Das spart etwa 1.500 Liter Sprit ein.

Unter Berücksichtigung der Elektroautos lag der gesamte Stromverbrauch 2024 bei rund 15.250 kWh. Davon kamen bereits 52% von der eigenen Solarstromanlage (siehe Gesamtbilanz in  Abbildung 3).

Eine Hybridheizung bedeutet Flexibilität

Normalerweise schaltet Hasenbergs Hybridheizung bei Außentemperaturen von weniger als 3°C um auf den Pelletofen. Die Hybridheizung ermöglicht es aber auch unabhängig von der Außentemperatur den Pelletkessel zu- und abschalten zu können. Das ist unter 3°C Außentemperatur interessant, wenn die Sonne scheint und die Photovoltaikanlage vom eigenen Dach genug Strom liefert. Dann ist es wirtschaftlicher die Wärmepumpe laufen zu lassen, trotz niedriger Effizienz.

Efh Vorher Nachher

Abbildung 3:   Energie, Treibhausgasemissionen und Energiekosten vor und nach den Maßnahmen Photovoltaik, Hybridheizung, Wallbox, Elektroautos der Hasenbergs (1 Emissionsfaktor für Holzpellet von 20 gCO2äq/kWh zugrunde, 2Emissionsfaktor für Holzpellet von 344 gCO2äq/kWh, Berechnung der Emissionen siehe Anhang Tabelle 1)

Ausblick

Familie Hasenberg denkt derzeit über die Anschaffung eines Batteriespeichers nach. Mit einem Batteriespeicher wird sich der eigengenutzte Anteil des produzierten Solarstroms noch steigern lassen (vgl. Abbildung 4). Damit kann der Anteil des Pelletbedarfs weiter reduziert werden.

Spätere Maßnahmen zur energetischen Verbesserung der Gebäudehülle im Rahmen ohnehin anstehender Sanierungen werden den Wärmebedarf und damit auch die Emissionen weiter senken.

Darüber hinaus kann gegenüber dem bestehenden dynamischen Stromtarif, auch ein dynamischer Stromtarif genutzt werden, der nicht nur auf Grundlage des Spot­markt­preis an der Börse ausgerichtet ist, sondern auch die lokalen Emissionen des bezogenen Stroms mit einbezieht, wie z.B. dem Grünstromindex. Dieser erlaubt es in der Nacht oder bei Bewölkung vor allem dann Strom aus dem Netz zu beziehen, wenn z.B. der Windstromanteil hoch ist. Das würde zu weiteren Einsparungen bei den Treibhausgasen führen.

Hybridheizungen, intelligentes Laden des angedachten Batteriespeicher können bei breiterer Anwendung durch ihre geringere Gesamtleistungsaufnahme der Wärmepumpe an kalten Tagen den Netzausbau reduzieren oder ganz einsparen.

Efh Monatliche Energiebilanz

Abbildung 4:   Monatliche Energiebilanz ohne Umweltwärme

Alle Angaben zu Energie und Kosten wurden dankenswerter von Volker Hasenberg zur Verfügung gestellt und der Lesbarkeit halber auf- oder abgerundet. Für Rückfragen steht Volker Hasenberg gerne per E-Mail unter hasenberg@ntz.de oder via LinkedIn zur Verfügung.

Das Praxisbeispiel der Familie Hasenberg bestätigt die im Rahmen des KSSE-Projektes vom KiB e.V. entwickelte Sanierungsstrategie bei beschränkten Ressourcen, wie z.B. Geld oder Fachkräfte.

Sanierungsstrategie

Anhang

Berechnung der Treibhausgasemissionen vor (2021) und nach (2024) den Maßnahmen Photovoltaik, Hybridheizung, Wallbox, Elektroautos der Hasenbergs [(1) Emissionsfaktor für Holzpellet von 20 gCO2äq/kWh zugrunde, (2) Emissionsfaktor für Holzpellet von 344 gCO2äq/kWh.), Quellen für Emissionsfaktoren https://innovationorigins.com/de/die-herstellung-von-benzin-und-diesel-verursacht-mehr-co2-emissionen-als-wir-dachten/ und https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/emissionsbilanz-erneuerbarer-energietraeger-2023

Efh Anhang Tabelle Emissionen

#wählbar25 oder: Klimaschutz in Erinnerung rufen

Posted on by Craig Morris

In Zeiten von Inflation, Wohnungsnot, Krieg und einer hitzigen Debatte um Migration ist der Klimaschutz etwas in den Hintergrund geraten. Mit unserem neuen Online-Werkzeug #wählbar25 können Sie Kandidierende an die Klimakrise erinnern – und sehen, wie die Teilnehmenden sich positioniert haben. Gleichzeitig beleuchten die Fragen die Schwerpunkte der fünf teilnehmenden NGOs.

2021 hat CO2 Abgabe e. V. (der Vorgänger von Klimaschutz im Bundestag e. V.) die Kampagne #wählbar2021 gestartet. Damals haben immerhin 1.119 Kandidierende Stellung bezogen. 332 von ihnen wurden gewählt, womit wir eine Mehrheit der demokratischen Abgeordneten erreicht hatten.

Wir dachten Anfang November 2024 über eine Fortsetzung für die Bundestagswahlen im September 2025 nach, als die Koalition sich auflöste. Unter hohem Zeitdruck haben wir #wählbar25 auf die Beine gestellt. Am 20.1. wurden über 900 Kandidierende eingeladen, sich zu positionieren. Weitere kommen jeden Tag hinzu.

Was macht #wählbar25 wichtig?

In anderen Wahlchecks wie dem Wahl-O-Mat werden Parteiprogramme von externen Analyst*innen verglichen. Wir setzen am Individuum an – schließlich gibt es eine Erst- und Zweitstimme. Außerdem sind Abgeordnete laut Grundgesetz „nur ihrem Gewissen unterworfen“. Wahlkämpfe stellen also eine seltene Gelegenheit dar: es gibt keine Koalitionsvereinbarung, an die man sich halten müsste, und die Parteiprogramme selbst gehen nicht ins Detail.

Wir haben mit German Zero, Together for Future, Bund der Energieverbraucher, und Bürgerlobby Klimaschutz zusammengearbeitet, um acht Fragen zum Klimaschutz zu formulieren. Die Ergebnisse – es kommen jeden Tag weitere hinzu – kann man hier vergleichen. Die Suchfunktion filtert nach Name, PLZ, Partei und einiges mehr.

Auch wichtig: Wenn sich jemand noch nicht positioniert hat, können Sie die Person aus dem Werkzeug heraus direkt anschreiben und bitten, sich zu beteiligen. Gerade Anschreiben von Bürger*innen aus dem eigenen Wahlkreis können erfolgreicher sein, als unsere Standard-Einladung.

Am Montag, dem 3.2., halten wir dazu eine Pressekonferenz von 13.30 bis 14.30. Sie können den Livestream verfolgen. Ich zeige dann, wie man das Werkzeug bedient, und jede NGO erklärt den Hintergrund zur eigenen Frage oder Fragen.

Klimaschutz in Erinnerung rufen

Wenn Sie die Kandidierenden in Ihrem Wahlkreis anschreiben, unterstreichen Sie die Wichtigkeit des Themas. Aus Umfragen wir der Sonntagsfrage vom ARD wissen wir, dass der Klimaschutz auf dem vierten Platz hinter Zuwanderung, Wirtschaft, und Krieg liegt. Der Krieg in der Ukraine macht uns allen Sorgen. Aber hat nicht die Zuwanderung mit Klimaschutz zu tun – gibt es nicht immer mehr Klimageflüchtete? Und müssen wir uns nicht gerade bei der Wirtschaft um klimafreundliche, zukunftsfähige Technologien kümmern?

Ja, die aktuelle Strategie lautet: Klimaschutz kommunikativ an den Sachen aufhängen, die die Menschen bewegen. Viviane Raddatz vom WWF kommentiert die neue Umfrage der Klima-Allianz zu Klimaschutz so: „Klimaschutz ist Zukunftssicherung mit modernen, sanierten Schulgebäuden, mit Bussen und Bahnen, die zuverlässig fahren, sowie eine leistungsfähige Energieinfrastruktur“. 53% der Befragten finden, dass die nächste Regierung mehr für den Klimaschutz tun sollte.

Aber während die Klima-Allianz die 53% als „eine Mehrheit für mehr Klimaschutz“ deutet, findet der Journalist Jörg Staude im obigen Bericht diese Mehrheit „denkbar knapp.“

Bei unseren zwei Fragen in #wählbar25 beziehen wir uns auf aktuelle Arbeiten:

  • „Wie soll das Strommarktdesign aussehen?“ Diese Frage bezieht sich auf unser Projekt Kommunale sektor- und spartenübergreifende Energieleitplanung (KSSE) und Folgearbeiten.
  • „Sollte Wohnraum vorwiegend im Bestand oder im Neubau entstehen?“ Hier geht es um unsere laufende Webinar-Reihe und neue Broschüre zu Wohnraumsuffizienz – alles hier zusammengefasst.

Noch haben wir drei Wochen, um der Politik klarzumachen, wie wichtig uns der Klimaschutz ist. Ein Werkzeug haben wir dafür bereitgestellt. Wir freuen uns, wenn Sie es rege nutzen!

Politik trifft auf Wirklichkeit

Posted on by Jörg Lange

Wie gestalten wir die Energieversorgung von morgen?

Muss der kostenintensive Stromnetzausbau wie geplant vollzogen werden oder sollte man eher verstärkt Anreize setzen, die ein lokal orientiertes, selbstbestimmtes Energiemanagement der Haushalte und Unternehmen fördern?

Welche Rahmenbedingungen braucht es, um Unsere Anlagen zur Energieerzeugung und -verbrauch (wie z.B. PV, Wärme und Stromspeicher, KWK-Anlagen, Wärmepumpen) netz- und systemdienlich zu betreiben?

Wie sind zeitlich und räumlich differenzierte Preissignale auszugestalten, um einen Ausgleich zu schaffen zwischen dem Nutzen für das Gemeinwohl (Sparen von Netzausbau und Residuallastkraftwerken) und dem Nutzen zum Eigenwohl (Eigenstromnutzung und -erzeugung)?

Im Folgenden werden dazu die bisherigen Planungen der Politik den möglichen Entwicklungen in der Praxis stichwortartig gegenübergestellt?

Schreiben Sie uns Ihre Meinung an info@klimaschutz-im-bundestag.de.

Soll es bei den folgenden Planungen der Ampelkoalition bleiben?
  • Strombedarf: Bis 2030 wird gegenüber 2023 (454 TWh) mit einem Mehrstrombedarf durch Wärmepumpen, Elektroautos und der Industrie von 50% (200-250 TWh) gerechnet. Zur Minderung von Treibhausgasen, muss dieser Mehrstrombedarf mindestens aus emissionsarmen besser aus erneuerbaren Quellen gedeckt werden.
  • Strommarkt: Deutschlands Politik hält bisher an einer einheitlichen nationalen Strompreiszone fest.
  • Stromnetzausbau: Die Netzbetreiber schätzen den Investitionsbedarf bis 2033 auf 110 Mrd. € und bis 2045 auf mehr als 200 Mrd. Noch höhere Zahlen werden auf Grundlage des Netzentwicklungsplanes genannt (vgl. Drucksache 20/12078, IMK 2024). Hinzu kommen Investitionen in den Ausbau der Verteilnetze in ähnlicher Größenordnung.
  • Netzentgelte: Die bereits heute mit mehr als 11 Cent/kWh hohen Netzentgelte könnten sich bis 2045 verdreifachen (Langfristszenarien 2024, S. 12, Ruhr GmbH 2024). Über eine Senkung der Netzentgelte, finanziert über den Steuerhaushalt wird bereits seitens der Politik nachgedacht.
  • Kraftwerksstrategie – Abdeckung der Residuallast: Es wird festgehalten am geplanten Bau von großen Gaskraftwerken zur Abdeckung der Residuallast durch ein Kraftwerkssicherheitsgesetz und ab 2028 einem (kombinierten?) Kapazitätsmarkt mit zusätzlichen Kosten von etwa 1 Mrd. €/a und finanziert über eine neue Umlage.
  • Erneuerbares Energiegesetz (EEG): Wie bisher erfolgt die Refinanzierung des Ausbaus der erneuerbaren Energien durch Erlöse aus dem bestehenden Grenzkostenmarkt. Niedrige Strombörsenpreise führen zur Belastung des EEG-Kontos und müssen z.B. durch Einnahmen aus der CO2-Bepreisung gegenfinanziert werden.
  • Wasserstoff: Das Wasserstoffkernnetz wird bis 2037 parallel zum Erdgasnetz mit angenommenen Kosten von 20 Mrd. € gebaut und soll vor allem in der Industrie Erdgas ersetzen.
  • Heizungssanierung: Viele auch nicht gut gedämmte Gebäude (insbesondere Ein-Dreifamilienhäuser) sollen zunehmend mit monovalent betriebenen Wärmepumpen beheizt und mit Warmwasser versorgt werden oder an die Fernwärme angeschlossen werden.
  • Förderprogramme erfolgen weiterhin überwiegend mit der Gießkanne und stehen auch Menschen zur Verfügung, die sich z.B. eine Wärmepumpe auch ohne Förderung leisten könnten.
Oder sollte die Politik auf die sich abzeichnende Praxis und Anforderungen mit entsprechenden Anpassungen reagieren?
  • Die auf Eigenstromerzeugung optimierten Anlagen (kleine Batteriespeicher, PV-Anlagen etc.) boomen. Die Leistung und Kapazität von kleinen Stromspeichern hat sich seit 2020 mehr als verzehnfacht. Und die Preise für Speicher sinken absehbar weiter.
  • Flexible Verbraucher, Erzeuger und Speicher, wie Wärmepumpen, Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und Batterien, übernehmen den Ausgleich von Tagesschwankungen der Erzeugung erneuerbarer Energien.
  • Dezentrale – im Vergleich zu den heutigen Residuallastkraftwerken kleinere – Speicherkraftwerke übernehmen die lokale Residuallasterzeugung in Phasen geringer erneuerbarer Energieerzeugung über mehrere Tage (z.B. Kalte Dunkelflaute). Ihr Betrieb erfolgt mit zunehmenden Anteilen von Biogas, Biomethan, Wasserstoff (Elektrolyse) und ggf. Methanisierung über das bestehende Erdgasnetz.
  • Lokale Strompreise, z.B. heute schon orientiert am Grünstromindex, und zeitnah einzuführende lokale zeitvariable Netzentgelte können für Haushalte und Unternehmen Anreize schaffen, ein systemdienliches und wirtschaftliches Energiemanagement vor Ort zu betreiben. Damit helfen sie teuren, von der Allgemeinheit zu tragenden Stromnetz- und Kapazitätsausbau zu minimieren.
  • Die Sanierung der Gebäudehülle erfolgt vorwiegend im Rahmen üblicher Sanierungszyklen bzw. bei „Sowieso-Maßnahmen“, wie z.B. dem Streichen der Fassade oder einem undichten Dach.
  • Heizungssanierung: Schlecht gedämmte Ein bis Dreifamilienhäuser werden zügig mit Wärmepumpen-Hybridheizungen im bivalent-teilparallelen Betrieb saniert, um einerseits schnell Treibhausgasemissionen einzusparen aber auch flexibel genug zu sein, um auf lokale Strompreissignale reagieren zu können. Größere Gebäude, Gebäudenetze und Wärmenetze werden wirtschaftlich und emissionsarm über PV, KWK (zunehmend weniger und ausschließlich zur Abdeckung der Residiuallast mit grünen Gasen betrieben) und Wärmepumpen mit Energie versorgt.
  • Eine Förderung erfolgt zukünftig konsequent nach dem individuellen Bedarf (orientiert z.B. an den Persona des Sozialklimarates) und nach der real erreichten Einsparung von Treibhausgasemissionen.

vgl. auch BMWK Systementwicklungsstrategie 2024

Gut zu wissen…

Im Folgenden einige zusammengestellte Zahlen und Argumente zu den oben angesprochenen Themen:

Die Hinweise nehmen zu, dass die Anschlüsse von Solarstromanlagen, Wärmepumpen oder Ladestationen mancherorts auf Engpässe im Stromnetz treffen und von Verteilnetzbetreibern nur noch schleppend genehmigt werden.

Die Bundesnetzagentur hat am 28. August 2024 eine Festlegung zur Verteilung der hohen Kosten in Netzen mit geringen Verbrauchswerten, aber hoher Einspeisung von erneuerbaren Energie und Umlage der Kosten über die bisherige § 19 StromNEV-Umlage getroffen (BNA 2024). Diese Umlage erhöht sich um 0,917 Cent/kWh von 0,643 Cent/kWh (2024) auf 1,56 ct/kWh in 2025. Die Netzentgelte liegen damit 2025 im Durchschnitt je nach Netzbetreiber zwischen 8,2 und 13 Cent/kWh. Der Anteil für das Übertragungsnetz (Höchst- und Umspannungsnetz) steigt durchschnittlich 2025 auf 6,65 Cent gegenüber 6,43 Cent im Jahr 2024.

Netzkosten 2015 2024

Bisherige Investitionen und Aufwendungen für die Stromnetzinfrastruktur der Netzbetreiber (in Mrd. €) Quelle: BNA Monitoringbericht 2024.

Laut Bundestags – Drucksache 20/12078 belaufen sich die geplanten Investitionen der Übertragungsnetzbetreiber nach dem Netzentwicklungsplan (NEP) 2037/2045 (2023) bis 2037 auf bis zu 284 Mrd. € (vgl. Tabelle).

Geplante Investitionen der Übertragungsnetzbetreiber bis 2037 nach dem Netzentwicklungsplan (NEP) 2037/2045 (2023)

Netzbetreiber
[Mrd. €]		landseitigOffshoreSumme
Amprion37,5060,8798,37
50 Hertz42,4516,8159,26
TenneT58,7047,21105,91
TransnetBW21,32 21,32
Summe159,97124,89284,86

Studien befürchten eine Verdreifachung der Netzentgelte bis 2045 (Ruhr GmbH 2024, Langfristszenarien 2024, S.12). Ihre Kosten werden verallgemeinert und bislang nicht verursachergerecht umgelegt. Wenn kleine und mittlere Erzeuger und Verbraucher beispielsweise nur eine Netzebene in Anspruch nehmen, um sich den Strom zu liefern, fallen Netzentgelte für alle Netzebenen an. Großverbraucher erhalten bislang Rabatte (§ 19 Absatz 2 StromNEV) statt netz- und systemdienliche Leistungspreise, die auch die Treibhausgase in den Blick nehmen.

Netzentgelte Deutschland

Sondernetzentgelte für Industriekunden

Die Beschlusskammer 4 der Bundesnetzagentur hat mit Veröffentlichung eines Eckpunktepapiers am 24.07.2024 gemäß §§ 21 Abs. 3 Satz 4 Nr. 3 lit. f), S. 5; 29 Abs. 1 EnWG ein Verfahren für eine von § 19 Abs. 2 StromNEV abweichende Festlegung zur Setzung systemdienlicher Anreize durch ein Sondernetzentgelt für Industriekunden eingeleitet. Im veröffentlichten Text heißt es wörtlich: „Die Reform der Netzentgeltrabatte für Industrie- und Gewerbekunden ist aus Sicht der Beschlusskammer unausweichlich. Aktuell gelten für diese Kundengruppen gemäß § 19 Abs. 2 der Stromnetzentgeltverordnung die sog. atypsiche Netznutzung und die Bandlastprivilegierung. Diese Regelungen entsprechen nicht mehr den Anforderungen eines Stromsystems, das von hohen Anteilen erneuerbarer Stromerzeugung geprägt ist.“ (Bundesnetzagentur 2024, zuletzt abgerufen am 30.07.2024).

Zahlreiche Szenarien gehen von einem bis 2030 stark ansteigenden Stromverbrauch in der Größenordnung von 750 TWh in Deutschland durch Zunahme durch Wärmepumpen und Stromverbrauch (Gassubstitution) in der Industrie und Zunahme der Elektromobilität aus (vgl. z.B. ISE 2024). Real beobachten wir einen abnehmenden Stromverbrauch bei Haushalten, Gewerbe, Handel, Dienstleistungen und Industrie seit 2017 vgl. Abbildung).

Strombedarf

Endenergieverbrauch Strom in Deutschland nach Sektoren (AGEB-Auswertungstabellen). Aufgrund der großen Menge an dezentralen Einzelanlagen liegt keine gesetzliche Vollerfassung vor. Die eigenerzeugten und selbst verbrauchten Strommengen sind als Schätzung enthalten. Der Selbstverbrauch aus Photovoltaikanlagen wird für 2023 auf etwa 7,5 bis 8,0 TWh abgeschätzt (Mitteilung Thomas Nieder, 4.11.24).

In den ersten neun Monaten 2024 lag der Stromverbrauch nach Angaben des BDEW um 7 TWh (2,1%) höher als 2023.

Photovoltaik und Kleinspeicher: Der Zubau auf Eigenstromerzeugung optimierter Anlagen (kleine Batteriespeicher, PV-Anlagen etc.) boomt. Die Leistung und Kapazität von kleinen Stromspeichern hat sich seit 2020 mehr als verzehnfacht.

Entwicklung der Speicherleistung in Deutschland. Quelle: Battery Charts RWTH Aachen auf Grundlage Meldungen MaStR. Figgener et al., The development of battery storage systems in Germany: A market review (status 2023), 2023

In den aktuellen Statistiken zum Stromverbrauch wird der Eigenstromanteil bislang nur grob abgeschätzt. Die Zahl der Kilowattstunden, auf die Netzentgelte umgelegt werden, sinkt. Eine sich selbst verstärkende Entwicklung hat bereits eingesetzt. Speicher verkaufen sich u.a. aufgrund des Bedürfnisses, unabhängiger von hohen Strompreisen werden zu wollen. Die Aussage des Umweltbundesamtes „Batteriespeicher bei Steckersolargeräten unrentabel“ ist entweder nicht mehr aktuell oder spielt bei der Kaufentscheidung nicht die entscheidende Rolle (UBA 26.11.2024).

Die Folge: Die Kosten der Stromnetzinfrastruktur werden auf immer weniger Schultern (kWh) umgelegt.

Strom aus Photovoltaik: 2025 wird in Deutschland die Marke von 4 Millionen PV-Anlagen mit einer elektrischen Spitzenleistung von mehr als 90 GWpeak erreicht. Die theoretisch mögliche Einspeiseleistung liegt damit mehr als doppelt so hoch wie die Minimallast z.B. an An Sonn- und Feiertagen in Deutschland von 30 bis 40 GW. Die Hälfte der Anlagen haben eine Leistung unter 100 KWel., die meisten davon speisen ungeregelt ein. So besteht bereits heute an sonnigen Sonn- und Feiertagen die Gefahr von Netzüberlastungen.

Präsident der Bundesnetzagentur, Klaus Müller, sorgt sich in einem Interview mit der Frankfurter Allgemeinen Zeitung am 16. November 2024 über die Geschwindigkeit des Ausbaus von Solar- und Windstromanlagen (faz: 17.11.24). Ein großer Teil der installierten Solaranlagenleistung bis 100 kWel. lassen sich von den Netzbetreibern nicht in ihrer Einspeiseleistung herunterregeln.

Eine von Netzbetreibern geäußerte Befürchtung ist: An sonnenreichen Sonn- und Feiertagen könnte die Einspeisleistung dieser ungeregelten Anlagen bereits in 2025 den Verbrauch übersteigen und damit zu partiellen Abschaltungen im Netz führen.

Die Ampelkoalition wollte im Rahmen einer Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes gegensteuern, indem die Netzbetreiber auch Zugang zu kleineren Anlagen bekommen und diese abregeln können, die Pflicht zur Direktvermarktung auf Anlagen ab 25 Kilowatt (kW) Leistung abzusenken und dass die Betreiber in Zeiten negativer Preise keine Vergütung mehr bekommen. Ob solche Regelungen noch vor der Bundestagswahl umgesetzt werden und wann sie greifen bleibt unklar.

Der Youtuber Andreas Schmitz, bekannt als akkudoktor, zeigt in seinem Video vom 29.11.2024 anhand von der Einspeisekurve von 80 Anlagen, dass Heimspeicher die o.g. Problematik bei derzeitigem Betrieb eher noch verschärfen.

Eine Studie kommt zu ähnlichen Ergebnissen u.a. durch die Analyse einer empirischen Stichprobe von 947 einjährigen Lastprofilen von Haushaltsbatteriespeichersystemen. Es zeigt
sich, dass eine eigenverbrauchsfördernde Regelung zu einem Betrieb von
Batteriespeichern führt, der für das Energiesystem insgesamt so gut wie keinen
zusätzlichen Wohlfahrtsnutzen bringt, während die Batteriebesitzer davon profitieren. „In Einzelfällen führt diese Regelung sogar zu zusätzlichen Kosten, die unter den Energieverbrauchern sozialisiert werden“ (Semmelmann et al. 2024).

Die Studie ist eine weitere Begründung für die Notwendigkeit auch Heimspeicher netz- und systemdienlich anhand zeitlich und räumlich differenzierte Preissignale zu betreiben.

Statt weiterer rechtlicher Eingriffsregelungen könnte dieses Problem auch durch lokale Anreize (dynamische Strompreise, zeitvariable Netzentgelte) gelöst werden, um die zunehmende Anzahl an Batteriespeichern so zu laden, dass sie die Einspeisespitzen abfangen.

Großspeicher: Eine ähnliche Entwicklung wie bei den Kleinspeichern zeichnet sich derzeit auch bei den Großspeichern ab. Aktuell sind in Deutschland nur Batteriegroßspeicher mit einer Leistung von etwa 1,4 GW installiert. Bei den Übertragungsnetzbetreibern liegen inzwischen Anschlussbegehren für Batteriespeicher mit einer Leistung von insgesamt 161 Gigawatt vor (Johannsen 2024). Angetrieben werden die Nachfragen durch die täglichen Schwankungen des Strompreises. Die mittlere tägliche Standardabweichung lag 2023 bei rund 4 Cent/kWh, der maximale tägliche Spread beim Day-Ahead-Preis bei knapp 10 Cent/kWh und beim viertelstündlichen kontinuierlichen Intraday-Handel bei mehr als 20 Cent/kWh (FfE 13.3.2024).

Was sich in Deutschland abzeichnet, scheint in anderen Ländern bereits eine enorme Dynamik zu entwickeln. So hat die USA inzwischen Groß-Batteriespeicher mit einer Leistung von mehr als 22 GW am Netz. Davon wurden allein 6,7 GW in den ersten 3 Quartalen 2024 in Betrieb genommen (EIA). Weit überwiegend handelt es sich dabei um Lithium-Ionen-Batterien.

Aber auch Natrium-Ionen-Batterien sind in naher Zukunft am Markt zu erwarten, sie sind noch einmal um etwa 30% günstiger. In Guangxi, im Südwesten Chinas, wurde eine 10-MWh-Natrium-Ionen-Batteriespeicher in Betrieb genommen als erste Phase hin zu einem 100-MWh-Projekt (Zhang 2024). Die seit mehr als 10 Jahren die Politik bestimmende These, dass Netze billiger als Speicher sind, muss aus Sicht des KiB e.V. überdacht werden (These 4,5 Agora 2013).

Autobatterien: Ein bereits existierendes Potential schlummert auch noch in den bereits verkauften Autobatterien mit einer Kapazität von bis zu 100 GWh (vgl. Mobility Charts).

Netzebenen

Ein sehr großer Teil des Stromverbrauchs findet auf der Niederspannungsebene statt. Wie viel genau, darüber gibt es bislang keine genauen Angaben. Ebenso hängt der weitaus überwiegende Anteil an Stromerzeugungsanlagen und Stromspeicherkapazität am Niederspannungsnetz.

Es macht also Sinn darüber nachzudenken, wie man bereits auf der Niederspannungsebene des Stromnetzes regenerative und residuale Erzeugung und Verbrauch zeitgleich oder über Speicher in Deckung bringt.

Anreize wie lokale dynamische Strompreise gibt es bislang nur von wenigen einzelnen Anbietern. Eine gesetzliche Grundlage dafür gibt es bislang nicht. Im Gegenteil die Politik favorisiert nach wie vor die einheitliche Preiszone für Deutschland. Dahinter steht die Hoffnung, die energieintensive Industrie an den bestehenden Standorten vor allem im Süden halten zu können und ihnen über den Strommarkt günstige Strompreise anbieten zu können.

Wann kommen lokale zeitvariable Netzentgelte als Anreitz zum netzdienlichen Betrieb von Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen?

Laut einer Umfrage bei Netzbetreibern nutzen in der Mittelspannung 36% und im Niederspannungsnetz 23% der Unternehmen hochaufgelöste Messdaten zur Berechnung der Auslastung ihrer Stromnetze (Envelio & energate 2024).

Zu transparenten Daten oder entsprechenden Anreizen wie zeitvariablen Netzentgelten mit denen Haushalte und Unternehmen ihre Anlagen, wie Photovoltaik, Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, Wärmepumpen und Speicher netzdienlich betreiben könnten, liegen also noch große Herausforderungen.

Es gibt jedoch Ansätze, wie sich mit wenigen Messdaten, sinnvoll verteilt im Verteilnetz, die Auslastung des Netzes bestimmen und aus der Wetter- und anderen Daten aus der Vergangenheit lernen lässt, wie sich die Netzauslastung in den nächsten Stunden entwickeln könnte (z.B. Koster 2024).

In einem ersten Schritt könnten diese Prognosedaten den Willigen, die ihre Anlagen auch netzdienlich betreiben wollen, transparent zugänglich gemacht werden.

Im einem zweiten Schritt könnten darauf aufbauend Anreize in Form lokaler zeitvariabler Netzentgelte entwickelt werden, um Anlagen netzdienlich zu betrieben und damit Netzausbau einsparen zu helfen.

Niedrige und negative Strompreise entstehen in einem Grenzkostenmarkt am Kurzfristmarkt Spotmarkt (day ahead, intraday), wenn die Dampfkessel fossiler Kraftwerke keine schnellen Temperaturgradienten vertragen, und daher „angeheizt“ bleiben müssen, auch wenn der Strombedarf gleichzeitig durch Erneuerbare gedeckt werden könnte. Statt Flexibilität anzuregen, führt der Grenzkostenmarkt deshalb bei hohen Anteilen an erneuerbaren Energien zu geringen und negativen Strompreisen.

Je höher die erneuerbaren Stromanteile steigen, um so weniger werden sich die Investitionskosten in einem Grenzkostenmarkt refinanzieren können. Im Gegensatz zu vielen konventionellen Kraftwerken kann man Solar- und Windkraftwerke nahezu ohne Aufwand und Kosten schadlos herunterfahren (bei PV „aus dem Arbeitspunkt regeln“, bei Wind „aus dem Wind drehen“ bzw. Blattwinkel verstellen). Daher müssen andere Wege als ein bundeseinheitlicher Grenzkostenmarkt mit negativen Strompreisen gefunden werden, um den Ausbau und die Finanzierung der Erneuerbaren langfristig abzusichern.

Der Spotmarktpreis der einheitlichen Strompreiszone setzt in vielen Fällen aus Sicht des Klimaschutzes ein falsches Signal.

Fallbeispiel 1: Wenn Betreiber von hochflexiblen KWK-Anlagen in Süddeutschland ihre Anlagen aufgrund niedriger oder gar negativer Erlöse am Spotmarkt (z.B. bei hoher Winderzeugung im Norden oder Osten Deutschlands) für den eingespeisten Strom abregeln, müssen dort stattdessen Wärme und Strom getrennt und mit höheren Emissionen erzeugt werden (z.B. Wärme über Gas- und Strom über Kohlekraftwerke).

Fallbeispiel 2: Bei niedrigen oder negativen Strombörsenpreisen können Nutzende eines dynamischen Strompreises innerhalb von Sekunden ihren Batteriespeicher auf Laden setzen. Tun das in einer Region, in der das Netz bereits ausgelastet ist, gleichzeitig Viele, dann kann es zu Netzüberlastungen und im Extremfall zu Netzausfällen kommen. Häufiger aber noch kann es dazu kommen, dass in einer Region, in der gerade weder Wind weht noch die Sonne scheint, aufgrund der Batterieladungen ein fossiles Kraftwerk hochgefahren werden muss, mit entsprechend höheren Treibhausgasemissionen. In diesem Fall wird das Netz weder entlastet noch überschüssiger erneuerbarer Strom gespeichert, um zu anderen Tageszeiten fossilen Strom zu ersetzen.

Gemäß § 41 EnWG sind Stromanbieter zur Bereitstellung dynamischer Stromtarife verpflichtet.
§ 3 Nr. 31b EnWG legt dabei eine Orientierung an Börsenpreisen (EPEX Spot) fest, die keine lokalen Preissignale unterstützen.

Fixe Strompreisbestandteile Freiburg

Der GrünstromIndex liefert über das Internet eine frei verfügbare Vorhersage (forecast) der lokalen Emissionen des stündlichen Strommixes abrufbar nach Postleitzahlen.

Auf der gleichnamigen Internetplattform findet sich der absolute Wert sowie eine dreistufige, stündlich aufgelöste, farbige Darstellung. Grau bedeutet „wenig regenerativer Strom verfügbar“ und damit die Empfehlung, Geräte mit großem Stromverbrauch nicht zu nutzen. Gelb steht für einen durchschnittlichen Anteil an regenerativ erzeugtem Strom und rät dazu, mit Strom sparsam umzugehen, und Grün zeigt an, dass ein hoher Anteil des bezogenen Stroms aus regenerativen Quellen stammt.

Stromkunden können so ihre variablen Stromverbraucher, wie Wärmepumpen, Waschmaschinen etc., möglichst emissionsarm betreiben und Erzeugungsanlagen (BHKW) netzdienlich aktivieren (vgl. z.B. https://gruenstromindex.de/waermepumpe.html).

Energieversorger können den Grünstromindex als Basis für eigene zeitvariable dynamische Stromtarife nutzen, die den Anteil des erneuerbar erzeugten Strombezuges in der Region des jeweiligen Kunden anzeigen. Der Index kann mit einer Fair Use Policy postleitzahlenscharf per API abgerufen werden.

Die über eine API-Schnittstelle für Forschungszwecke verfügbaren Daten (https://corrently.io/books/grunstromindex) schaffen so Transparenz und eine Grundlage für dezentral organisierte Flexibilität (Ausgleich von erneuerbarer Erzeugung und Verbrauch) und Anreize zur Verbrauchssteuerung, Lastverschiebung, Suffizienz etc.

Entwickelt wurde der GrünstromIndex von dem Unternehmen STROMDAO, das über „Corrently“ selbst einen entsprechenden Tarif als Energieversorger anbietet und stetig weiterentwickelt.

Der Index verarbeitet über Algorithmen folgende Daten:

  • Daten zur aktuellen und erwarteten Stromerzeugung von Übertragungsnetzbetreibern, Energieerzeugern und Aggregatoren.
  • Wetterinformationen von meteorologischen Diensten und Wettervorhersagemodellen, wie Windgeschwindigkeit, Sonneneinstrahlung und Niederschlagsmenge, werden verwendet, um die erwartete Leistung der erneuerbaren Energiequellen vorherzusagen.
  • Historische Stromerzeugungs- und Verbrauchsdaten, um Muster und Trends via Machine Learning mit Hilfe eines Graphenmodells zu analysieren.
  • Weitere Betriebsdaten von Kraftwerken, wie z.B. geplante Wartungsarbeiten, geplante Einspeisungen erneuerbarer Energien, zur Verbesserung der Vorhersagegenauigkeit.

Aufgabe eines Strommarkts der Zukunft muss es sein, die Informationsverarbeitung privater Plattformen wie dem Grünstromindex auf eine rechtliche Grundlage zu stellen, die stetig für eine wissenschaftlich abgesicherte Datenbasis sorgt. Lokale Informationen und Preissignale sollten so weiterentwickelt werden, dass auch z.B. Kombinationen vor Ort aus Solarstromanlagen, KWK-Anlagen, Wärmepumpen und Speichern treibhausgasarm und netz- und systemdienlich betrieben werden und die Kosten für die Netzinfrastruktur bezahlbar bleibt.

Bereits heute ist es auch für viele Mietende technisch möglich, ihre Energieversorgung teilweise selbst in die Hand zu nehmen. Mit der gesetzlichen Privilegierung der Steckersolargeräte kann Mietenden z.B. ein Balkonkraftwerk in der Regel nicht mehr verwehrt werden.

Kleinspeicher sind technisch inzwischen nicht nur in der Lage, den eigenen Solarstrom zwischenzuspeichern und damit den Eigenstromanteil zu erhöhen, sondern auch dann Strom aus dem Netz zu beziehen, wenn er gerade günstig ist (dynamische Strompreise müssen ab dem 1.1.2025 angeboten werden).

Sterckersolar

Die Frage, wieviel Haushalte und Unternehmen zukünftig ihre Energieversorgung mit Photovoltaik, Batteriespeicher, Wärmepumpe zumindest teilweise selbst in die Hand nehmen, wird darüber entscheiden, wieviel Stromnetzausbau notwendig ist und wie teuer die Energiewende für alle wird. Im Internet wird dafür inzwischen mit Slogans wie „Balkonkraftwerk-Speicher zum Black Friday: 50-Prozent-Aktion bringt ihn in jeden Haushalt“ geworben.

Wenn sich der sich abzeichnende Trend fortsetzt, wird der Gesetzgeber mit lokalen Preissignalen reagieren müssen, um die vielen Speicher auch netz- und systemdienlich einzusetzen. Dann werden aber auch Netzausbau und Kraftwerksstrategie überdacht werden müssen.

Damit die Energiepreise oder notwendige Sanierungen für viele Menschen nicht zur unzumutbaren finanziellen Belastung werden, sind bedarfsorientierte Maßnahmen dringend notwendig, um Armut zu reduzieren und einkommensschwachen Haushalten eine Teilhabe an der Transformation zu ermöglichen. Wie sich aus den statistisch ermittelten Persona des Sozial-klimarates ergibt, ist der Förderbedarf je nach Person sehr unterschiedlich.

Die nachfolgenden den Persona zugeordneten Fragen und aus ihnen abgeleiteten Schlussfolgerungen stammen nicht vom Sozial-Klimarat sondern vom Autor dieses Beitrages.

So bräuchte Magda Meyer (die hier für etwa 15% der Bevölkerung steht und im Eigentum lebt) z.B. entweder ein Angebot für eine bezahlbare Wohnung in der Nachbarschaft und ggf. Umzugshilfe oder ein z.B. bis zum Lebensende tilgungsfreies zinsgünstiges Darlehen und entsprechende Unterstützung bei der Auswahl und der Betreuung der Handwerker in der Sanierungsphase.

Personamagdameyer

https://www.sozial-klimarat.de/post/auf-dem-weg-zu-einem-klimapolitischen-lagebild, abgerufen 14.11.2024

Im Fall der mietenden Alia Yücel mit geringem Einkommen (die für 14% der Bevölkerung steht) sind dagegen eher Anreize gefragt, die den Wohnungseigentümer zu einer bezahlbaren Sanierung motivieren. Dazu gehört auch ein gesetzlicher Rahmen, der verhindert, dass hohe Fernwärmepreise allein auf die Mietenden abgewälzt werden können.

Personaaliayuecel

https://www.sozial-klimarat.de/post/auf-dem-weg-zu-einem-klimapolitischen-lagebild, abgerufen 14.11.2024

Viele Fernwärmepreise liegen inzwischen deutlich über den Energiekosten für eine Hybridlösung (z.B. Wärmepumpe + Gaskessel) (vgl. https://waermepreise.info/preisuebersicht/)

Bislang war beim Heizungstausch der Austausch eines alten Heizkessels durch einen neuen der Regelfall. Mit dem Gebäudeenergiegesetz will die Politik einen Paradigmenwechsel einläuten und mit dem Einsatz der Wärmepumpe und dem Einsatz von „grünem Strom“ statt fossiler Brennstoffe schnell Treibhausgasemissionen einsparen.

Mit der Wärmepumpe stellen sich deutlich mehr Fragen als beim Heizkessel.

Wp Strom Im Blick

In der Auslegung und dem Betrieb einer Wärmepumpe liegen aber auch eine Menge Chancen, bei beschränkten Ressourcen (Arbeitskraft und Budget) Treibhausgase und Geld gleichermaßen einzusparen, sofern sie Flexibilität durch Kombination mit anderen Wärmeerzeugern erlaubt.

In der Kombination mit einem Gaskessel beispielsweise kann auch in kleineren Gebäuden die Heizungsregelung auf Strompreissignale regarieren und immer dann die Wärme erzeugen und ggf. in einem Pufferspeicher zwischenspeichern, wenn der Strom entweder von der Solarstromanlage vom eigenen Dach oder gerade günstig und treibhausgasarm aus dem Netz bezogen werden kann.

Daraus ergibt sich z.B. bei beschränktem Budget eine flexiblere Sanierungsstrategie gegenüber der bisher von vielen favorisierten Lösung, zunächst zu dämmen und erst dann die Heizung zu tauschen.

Sanierungsstrategie

Ein Szenario vor dem gewarnt wird ist die fehlende Kapazität an Kraftwerken, wenn der Strombedarf einmal über mehrere Tage hoch ist.

Beispiel: An vier aufeinanderfolgenden Tagen Anfang November lieferte Wind- und Solaranlagen kaum Energie. Die Nachfrage konnte zwar gedeckt werden aber mit hohen Preisschwankungen an den Börsen. Insbesondere Abends zwischen 17-18 Uhr waren die Strombörsenpreise hoch und stiegen bis auf 80 Cent/kWh.

Smard 4.11. 10.11.2024 2

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. Über Abregelungen informiert z.B. die Netzampel. Man bezeichnet dies auch als negative Residuallast.

Die positive 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).

Erneuerbare Strommengen, die abgeregelt werden müssen, obwohl sie zwar an anderen Orten fossile Erzeugung ersetzen könnten, aber nicht über das Stromnetz zum Ort des Verbrauchs transportiert werden können bezeichnet man als Redispatch (vgl. netztransparenz.de)

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 Residualleistung ist über das Jahr sehr unterschiedlich verteilt, abhängig vom Dargebot von den Erneuerbaren, vor allem Sonne und Windstrom.

Eine vorliegende statistisch mathematische Analyse der Residuallast hat untersucht, wieviel Erneuerbaren Strom und welche Speichererfordernisse erforderlich sind, um die Residuallast zu decken (Seelmann-Eggebert 2024). 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 (Seelmann-Eggebert 2024). Dieser Strom kann aber z.B. über Wasserstoff oder Biomethanerzeugung und Rückverstromung um die Interdies-Residuallast dezentral zu erzeugen.

Seit dem 1. Januar 2024 dürfen Netzbetreiber den Strombezug der steuerbaren Verbrauchseinrichtung, wie nicht private Ladepunkte für Elektro-Autos (Wallboxen), Wärmepumpen, Kälte-/Klimaanlagen und Stromspeicher mit Anschluss am Niederspannungsnetz temporär auf bis zu 4,2 kW (Mindestleistung) reduzieren. Damit soll eine Überlastung des lokalen Stromnetzes abgewendet werden. Der Haushaltsstrom ist davon nicht betroffen. Dazu müssen zukünftig alle regelbaren Verbrauchseinrichtungen mit einem intelligenten Zähler incl. Smart Meter Gateway ausgerüstet sein. Als „Gegenleistung“ erhalten die Betreibenden eine Netzentgeltreduzierung für den Strombezug dieser variablen Verbrauchsanlagen (vgl. Bundesnetzagentur). Bei der Netzentgeltreduzierung kann der Betreibende aus 3 Optionen (Modulen) eine auswählen. Option bietet eine jährliche pauschale Reduzierung (etwa zwischen 110-190 €), Option 2 gewährt ein prozentuale Reduzierung der Netzentgelte (auf 40% des Netzentgelt Arbeitspreises) und Option schließlich ein zeitvariables Entgelt, das seitens des Netzbetreibers auch gekoppelt mit Option 1 angeboten werden kann. Das Beispiel von zwei Netzbetreibern zeigt wie unterschiedlich Option 3 ausgestaltet werden kann. Der Netzbetreiber bnnetze macht den Strom in der Nacht z.B. für Wärmepumpen extrem günstig und Netze BW um die Mittagszeit.

Variable Netzentgelte des Verteilnetzbetreiber Netze BW

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Variable Netzentgelte des Verteilnetzbetreiber bnnetze

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Über 554.000 Kilometer Erdgasleitungen verteilen 703 Verteilnetzbetreiber (VNB Gas) jährlich etwa 800 TWh Gas über die 11 Mio. Ausspeisepunkte an Letztverbraucher, Weiterverteiler oder nachgelagerte Netze der Netzbetreiber.

Laut Monitoringbericht 2024 (S. 44) der Bundesnetzagentur betrugen die Investitionen und Aufwendungen für die Erhaltung und Wartung der Netzinfrastruktur Gas (Übertragungsnetz & Verteilnetz) im Jahr 2023 zusammen etwa 2,5 Mrd. Euro. Das entspricht bei einem Erdgasverbrauch im Jahr 2023 von etwa 800 TWh einem Erhaltungsaufwand von etwa 0,31 Cent/kWh. Sollte z.B. der Bedarf an Erdgas, Biomethan oder Gemischen mit Wasserstoff auf z.B. 200 TWh zurückgehen ist aus volkswirtschaftlicher Sicht das Gasnetz mit Erhaltungskosten von unter 2 Cent/kWh eine im Gegensatz zum Stromnetz kostengünstige Infrastruktur.

Ganzheitliche Kosten-Nutzen-Rechnungen fehlen noch weitgehend, ob es sinnvoller ist lokale Überschüsse an Erneuerbarer Energie über das Stromnetz oder über chemische Energiespeicher zu transportieren. Erste Untersuchungen zeigen, dass es in der Gesamtbetrachtung kostengünstiger ist, Windenergie direkt auf See über Elektrolyseanlagen in Wasserstoff zu verwandeln und über eine Gaspipeline zu transportieren, als über eine Stromleitung (Schwaeppe et al. 2024).

In der Systementwicklungsstrategie 2024 des Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) heisst es „Nach 2045 verbleibt ein umfangreiches Gasfernleitungsnetz, dessen Nutzung unklar ist.“ Das BMWK geht davon aus, dass große Anteile der heutigen Gas
verteilnetze, die nicht für die Umstellung auf Wasserstoff, andere klimaneutrale Gase oder den CO2Transport benötigt werden, stillgelegt werden. Mannheim hat bereits verkündet dass sie als erste deutsche Großstadt bis 2035 sein Gasnetz stilllegen will. Mannheim verfügt über ein ausgedehntes Fernwärmenetz.

Die Festlegung der Bundesnetzagentur erlaubt bereits ab 2022 den Netzbetreibern kürzere Nutzungsdauern (Abschreibungsdauern) als bisher. So können aktuell Teile von Gasnetzen in Ausnahmefällen bis zum Jahr 2035, in der Regel bis 2045 abgeschrieben werden. Zusätzlich werden in besonderen Fällen degressive Abschreibungen mit einem Satz von bis zu 12 Prozent erlaubt (Bundesnetzagentur 2024). Die Netzentgelte hängen auch vom Gasverbrauch ab, wenn dieser fällt steigen die Netzentgelte. Geringerer Gasverbrauch und geringere Abschreibungsdauern führen auch 2025 zu deutlich höheren Netzentgelten der Gasnetze.

Die Internetplattform VisuFlex zeigt, wie weit die Flexibilisierung einiger Biogasanlagen in Deutschland vorangebracht wurde. Mit einer bis zu fünfmal höheren elektrischen Leistung als bei einem gleichmäßigen Betrieb über das ganze Jahr reagieren die bisher in geringer Anzahl flexibilisierten Biogasanlagen im Wesentlichen auf den Börsenstrom- preis (VisuFlex), um höhere Deckungsbeiträge zu erwirtschaften. Bisher können sie so vor allem Tagesschwankungen von Strombedarf und -erzeugung ausgleichen.
Mit dieser Art der Flexibilisierung zum Ausgleich von Tagesschwankungen treten die Biogas- anlagen zunehmend in Konkurrenz mit vermutlich auf Dauer deutlich günstigeren Batterie- speichern.

Biogasanlagen hätten aber noch deutlich mehr Optionen zur Flexibilität, wie z.B.:

  • die Speicherung vor Ort über mehrere Tage.
  • den Anbau und Lagerung der Einsatzstoffe über viele Monate. Biogasanlagen können zeitweise mehr Substrat oder weniger umsetzen. Silagen aus nachwachsenden Rohstoffen können zwischen einem und zwei Jahren gelagert werden. Manche Biogasanlagen können zeitweise bis auf eine Minimalleistung von 10-20% ihrer maximalen Leistung heruntergefahren werden. Diese minimale Leistung deckt über kleine KWK-Anlage gerade den Wärmebedarf zur Aufrechterhaltung der Temperatur.
  • die Einspeisung (Speicherung) von Biomethan im Erdgasnetz.
  • biologische oder katalytische Methanisierung in Kombination mit Elektrolyse- Wasserstoff: Biogas besteht in der Regel aus ca. 55 % Methan und 45 % Kohlenstoffdioxid. Durch die Reaktion von Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid (Methanisierung) kann der Methangehalt auf bis ca. 95 % gesteigert werden, womit das Biogas im Prinzip einspeisefähig für das Gasnetz wird. Mit der Methanisierung kann somit aus grünem Wasserstoff (erzeugt aus grünem Überschussstrom) Methan erzeugt werden, welches in der vorhanden Gasinfrastruktur genutzt und in gewissem Umfang gespeichert werden kann. Die Effizienz der Biomassenutzung in Biogasanlagen wird somit erhöht.
  • die flexible Nutzung von Biogas, Biomethan, Wasserstoff und Erdgas in den überbauten KWK-Anlagen an Biogasstandorten durch entsprechend lokale Preissignale, die einerseits die Residuallast und andererseits Netzengpässe vor Ort adressieren.

Ein solcher Ausbau zur Abdeckung von saisonaler Residuallast erfordert:

  • einen Stromnetzanschluß. Biogas kann Strom liefern, wenn PV und Wind dies nicht ausreichend tun. Es kann durch entsprechende Verträge und technische Einrichtungen so abgesichert werden, dass es zeitgleich nicht mit diesen um die Einspeisemöglichkeit konkurriert. Die Netzausbaukosten könnten so reduziert werden. Die installierte Leistung (KW) muss dazu eine 8-10fache Überbauung zulassen, um nur 1000 – 1500 Stunden Strom im Jahr zu produzieren, wenn PV und Wind nicht liefern können.
  • einen Gasnetzanschluß. Für eine Dunkelflaute sollte aus dem Gasnetz sicher zusätzliche Energie geliefert werden. Moderne KWK-Anlagen können jede Mischung aus Biogas, Biomethan und Wasserstoff zu Strom und Wärme umwandeln. Die verbrauchten Mengen werden durch Zähler erfasst und lassen sich umrechnen.
  • Eine entsprechende Biogasaufbereitungstechnik. Im Sommer Teilmengen und zu Stromüberschußzeiten im Sommer und Winter voll, könnte Biomethan in lokalen Speichern oder im großen Gasnetz gespeichert und bei Bedarf gehandelt, genutzt oder rückgespeist werden. Dazu müssten Anlagenbetreibern ähnliche Bedingungen gewährt werden, wie auch anderen Großkraftwerken.
  • Dezentrale Elektrolyseure und biologische oder katalytische Methanisierungsanlagen an Biogasstandorten. Aus einem Anteil Kohlendioxid (CO2) und vier Anteilen Wasserstoff (H2) werden ein Anteil Methan (CH4) und ein Anteil Wasser (H2O).
  • Die Erschließung von Wärmesenken, z.B. über kommunale Energieleitpläne bzw. überörtliche Infrastrukturplanung. Bisher fehlt die Einbeziehung von flexibilisierten Biogasstandorten in der kommunalen Wärmeplanung.
Speicherkraftwerk

Schematische Darstellung zur Ausgestaltung von Speicherkraftwerken, um die mehrtägige Residuallast abzudecken.