Kolumne – Klimaschutz im Bundestag e. V.

Warum wir eine Absicherungspflicht brauchen

Posted on 25. Juni 202625. Juni 2026 by Alexandra Brockhaus

Kolumne von Matthias Seelmann-Eggebert, Juni 2026

Die Bestrebungen, eine treibhausgasneutrale Energieversorgung zu verwirklichen, haben in den letzten Jahren zu einem erfreulich raschen Zubau von erneuerbaren Energien geführt. Mit der voranschreitenden Entwicklung von Sonnenstrom und Windkraft ist der Anteil der Erneuerbaren an der Deckung der elektrischen Jahreslast von 31% im Jahr 2015 auf 55% im Jahr 2025 angestiegen und soll im Jahr 2030 80% erreichen. Strom aus PV- und Windkraftanlagen ist inzwischen konkurrenzlos billig, hat aber den Nachteil großer witterungsbedingter Schwankungen und damit einer fehlenden Disponibilität.

Das systematische Problem

Hieraus ergibt sich ein systemisches Problem, denn ein Teil des erzeugten Stroms kann nicht direkt genutzt werden. Er wird zu Zeiten erzeugt, zu denen die elektrischen Verbraucher fehlen. Ein beachtlicher Teil dieses überschüssigen Stroms kann zwar in Batterien zwischengespeichert werden. Ein Teil des Überschusses entsteht aber in Witterungsperioden von mehreren Tagen und kann nicht mehr von Batteriespeichern bewältigt werden. Dieser Anteil an erneuerbarem Strom, der nicht direkt genutzt werden kann, steigt mit dem Zubau immer stärker an und führt zu einer von Jahr zu Jahr erhöhten Stundenzahl mit negativen Strompreisen. Bei dem langfristig angestrebten bilanziellen Ausgleich von Jahreserzeugung und Jahreslast (und dem vorgesehenen Verhältnis von Windkraft und PV) werden nur noch ungefähr 70% des Stroms direkt, d.h. ohne Speicher nutzbar sein. Etwa 10-15% können durch Kurzzeitspeicher nutzbar gemacht werden. Es verbleiben aber etwa 15-20% des Energiebedarfs, der trotz ausgeglichener Jahresbilanz aus anderen Quellen beschafft werden muss.

Das Residuallast-Dilemma

Mit anderen Worten, auf Grund der wetterabhängigen Natur von Sonnen- und Windstrom und den daraus resultierenden Ertragsschwankungen verbleibt grundsätzlich eine Menge an Strombedarf, die nicht durch diese Energiequellen gedeckt werden kann, die sogenannte unvermeidliche Residuallast. Zum Ausgleich der unvermeidlichen Residuallast werden deshalb auch zukünftig zwingend thermische Kraftwerke benötigt, es sei denn andere disponible Energieerzeuger (wie z.B. Hochtemperatur-Brennstoffzellen) erreichen ausreichende Technologiereife.
Der Beitrag der konventionellen thermischen Kraftwerke zur Energiebilanz kann also nur bis auf einen Sockel reduziert werden, der etwa 20% beträgt. Treibhausgasneutralität kann für diesen Sockel nur, in einem weiteren Schritt, nämlich durch Ersatz von fossilen durch klimaneutrale Brennstoffe erzielt werden. Von der heutigen Situation ausgehend wird die Betriebsstundenzahl der existierenden thermischen Kraftwerke abnehmen und ein Neubau dadurch finanziell zunehmend unattraktiver.

Energie und Leistung

Die Zielmarke für den Anteil der Energie, die künftig aus thermischen Kraftwerken kommen muss, liegt damit weitgehend fest. Für die Versorgungssicherheit ist aber nicht die erzeugte Energiemenge (kWh), sondern die verfügbare Leistung (kW) solcher Kraftwerke maßgeblich. Die disponible Leistung aus thermischen Kraftwerken, die für eine umfängliche Versorgungssicherheit bereitgestellt werden muss, erweist sich als sehr hoch, wodurch die Betriebsstundenzahl weiter absinkt. Damit die Versorgungssicherheit auch langfristig sichergestellt ist, bedarf es einer Kraftwerksstrategie.

Kraftwerksstrategie und Kapazitätsmarkt

Die gegenwärtige Kraftwerkstrategie der Bundesregierung sieht einen Kapazitätsmarkt für Kraftwerke vor, die auf Abruf gesicherte Leistung für einen Zeitbereich von vielen Tagen bereitstellen sollen. Der Begriff eines Marktes ist hier allerdings irreführend. Nach einer einmaligen Ausschreibung werden über einen Zeitraum von bis zu zwei Jahrzehnten jährliche Fixzahlungen geleistet. Es handelt sich also eher um eine langjährige festgeschriebene Subvention für Gaskraftwerke, die deren Zubau trotz nachlassender finanzieller Attraktivität sicherstellen soll. Noch in diesem Jahr will das Wirtschaftsministerium zu diesem Zweck 10 GW an gesicherter Leistung ausschreiben.

Wie hoch ist die gesicherte Leistung, die benötigt wird?

Versorgungssicherheit bedeutet, dass der Strombedarf zu jedem Zeitpunkt im Jahr vollständig durch die vorhandenen Energieerzeuger abgedeckt werden können muss. Die Durchschnittsleistung, die sich aus dem Jahresverbrauch in Deutschland ergibt, beträgt heute 60 GW, wobei im Jahr 2025 Spitzenlasten bis zu 76 GW aufgetreten sind. Die Verteilung der Tageserträge von Wind- und Sonnenstromanlagen zeigen grundsätzlich immer mehrere Tage mit sehr geringen Erträgen. So entstehen Fehlbeträge, die nicht durch Batterien ausgeglichen werden können. Daher muss das Stromsystem an diesen Tagen die Last vollständig aus thermischen Kraftwerken decken können. Dies bedeutet: Im Grunde müssen wir parallel zu den Erneuerbaren Energien ein komplettes konventionelles Kraftwerksystem erhalten bzw. zusätzlich aufbauen, das künftig nur an wenigen Stunden im Jahr in vollem Umfang im Einsatz sein wird und die allermeiste Zeit lediglich in Reserve vorgehalten wird. Unter Berücksichtigung einer sinnvollen, weitgehenden Elektrifizierung ist davon auszugehen, dass die Durchschnittsleistung der Jahreslast (und damit die abzusichernde Leistung) bis zum Jahr 2040 auf über 110 GW ansteigen wird.

Absicherungspflicht statt Kapazitätsmarkt?

Neben dem Kapazitätsmarkt ist eine sogenannte Absicherungspflicht als Alternative im Gespräch. Der Absicherungspflicht liegt folgender einfacher Gedanke zu Grunde: Für jede aus PV oder Windkraft erzeugten Kilowattstunde muss ein Backup aus thermischen Kraftwerken bereitstehen. Hierfür hat der Verbraucher oder der Erzeuger Sorge zu tragen.

Was bedeutet das in der Praxis? Durch Zubau an PV mit einer Nennleistung von 1 kWP werden im Jahr auf 8760 Stunden verteilt etwa 1000 kWh an zusätzlicher elektrischer Energie erzeugt. Über das Jahr gerechnet stehen somit durchschnittlich etwa 110 W an zusätzlicher Erzeugungsleistung zur Verfügung.

Für Windkraftanlagen ergibt sich ein anderes Verhältnis zwischen Nennleistung und Absicherungsleistung. Windkraft an Land produziert jährlich pro MW Nennleistung etwa 2,5 GWh an elektrischer Energie. Pro installierte Kilowattstunde ergibt sich hier im Jahresdurchschnitt eine höhere Erzeugungsleistung von 290 Watt.

Diese Durchschnittsleistung ist nun durch thermische Kraftwerke abzusichern. Meist wird diskutiert, dass diese Absicherung durch den Verbraucher, d.h. die Stadtwerke, Großindustrie etc. erfolgen soll. Diese Absicherung könnte aber auch dadurch erfolgen, indem der Betreiber der EE-Anlagen einen Anteil von einem bestehenden Kraftwerk kauft oder in einen Fonds einbezahlt, aus dem neue thermische Kraftwerke gebaut werden. Durch eine solche Tandem-Regelung ist der gleichzeitige Ausbau von thermischen Kraftwerken in dem erforderlichen Umfang gesichert, der ohne eine solche Regelung ggf. finanziell unattraktiv wäre. Denkbar wäre auch, an Stelle eines Kaufs eine verbindliche vertragliche Absicherung installierter Leistung von Wind- und Solarstrom durch thermische Kraftwerksleistung. Die genaue Ausgestaltung der Absicherungspflicht wäre im Rahmen einer gesetzlichen Regelung noch festzulegen. So könnte z.B. das Mehr an Kapitalkosten, welches für die Projektierer von Wind- und PV-Kraftwerken entstünde, durch eine staatliche Absicherung dieses Kreditanteils reduziert werden

Finanzielle Mehrbelastungen für die Erneuerbaren

Für den Bau eines modernen GuD-Kraftwerks mit einer Leistung von 1 GW werden Investitionskosten zwischen 800 Mio € (IER Stuttgart) und 1,4 Mrd € (DIW Berlin) angegeben. Ein einfaches Gasturbinenkraftwerk kostet etwa die Hälfte. Um zu einer qualitativen Einschätzung zu kommen, kann als Gegenwert für eine 1 kW-Kraftwerksanteil 800 € angenommen werden. Die Investitionskosten für eine Freiflächen PV-Anlage pro kW Nennleistung sind ähnlich hoch. Von der Nennleistung ist die Durchschnittsleistung und damit etwa 11% (der Nennleistung) abzusichern. Der Kapitaleinsatz steigt für den FFPV-Projektierer mit Absicherung nach dem vorgeschlagenen Beteiligungsmodell (Beteilung an einem Neubau eines Gaskraftwerkes) um 10 bis 15%. Die Investitionskosten bei Windkraft an Land liegen bei etwa 1000 bis 1500 € pro kW Nennleistung. Die abzusichernde Leistung ist hier größer und dementsprechend fällt hier der Aufschlag mit 15 bis 23% höher aus. Diese Aufschläge durch die Absicherungspflicht sind nicht verloren, denn mit den thermischen Kraftwerken lässt sich auch in Zukunft noch Geld verdienen. Ihnen verbleiben (auch bei optimalem Ausbau von Batteriespeichern) ein Segment von ca. 20% am Strommarkt. Selbst wenn man den gesamten thermischen Kraftwerkspark neu aufbauen müsste liegen die zusätzlichen Investitionskosten im Bereich von 15 bis 20%.

Strompreis

Geht man davon aus, dass die Investitionskosten über 20 Jahre auf den Strompreis umgelegt werden und mittelfristig noch 70% des Stroms aus WK und PV direkt genutzt werden können, so ergäbe sich (unter Vernachlässigung von Betriebskosten und Kapitalkosten) ein Strompreis von 6 ct pro kWh für Sonnenstrom und 3,5 ct pro kWh für Windstrom.
Was kostet im Vergleich der Strom aus Residuallastkraftwerken? Bei dem betrachteten Finanzierungsmodell der Absicherungspflicht würde Strom aus den Kraftwerken mit reinen Betriebskosten zu Buche schlagen. Der Preis für Erdgas wird künftig vermutlich kaum unter 5 ct pro kWh fallen. Bei einem optimistisch angenommenen elektrischen Wirkungsgrad von 50% würden Stromkosten von mindestens 10 ct pro kWh entstehen. Schon bei einem CO2-Preis von 100 € pro Tonne würden allein die Emissionszertifikate mit zusätzlich 6 ct pro kWh zu Buche schlagen. Auf 20 Jahre umgelegt, würden die Investitionskosten für die thermischen Kraftwerke bei einem 20% Anteil am Strommarkt zusätzlich mit 2,3 ct pro kWh zu Buche schlagen. In dem vorgeschlagenen Beteiligungsmodell wären die Investitionskosten für die thermischen Kraftwerke bereits im Strompreis für die Erneuerbaren Energien enthalten. Diese halten aber mit ca. 70% einen größeren Strommarktanteil, so dass die Investitionskosten auf mehr Kilowattstunden umgelegt werden können.

Fazit

Eine Absicherungspflicht würde die Versorgungssicherheit dynamisch und automatisch ergeben, indem Residuallastkraftwerke im erforderlichen Maß zugebaut werden. Bei geeigneter Ausgestaltung würde sie zu überschaubaren Mehrkosten bei der Projektierung führen. Da die Betreiber von Windkraft- und Solarparks im Beteiligungsmodell bei dem Betrieb der Residuallastkraftwerke ein Mitspracherecht haben, wird deren Einsatz und damit auch die verbundenen Emissionen auf einem Minimum gehalten.

Ein Kapazitätsmarkt wird hingegen in Zukunft immer wieder neue auf Schätzungen basierende Ausschreibungen erfordern und muss langfristig Leistungen von mehr als 100 GW absichern. Das führt zu langfristigen hohen Subventionen und belastet alle Steuerzahler. Trotz dieser Zahlungen ist geplant, dass diese Kraftwerke zusätzlich am Strommarkt teilnehmen dürfen. Sie treten so auch an Tagen ohne unvermeidliche Residuallast in Konkurrenz mit den Erneuerbaren Energien.

An Stelle eines Kapazitätsmarkt mit planwirtschaftlichen Zügen besteht mit der Absicherungspflicht eine marktgerechte Regelung, die sich dynamisch dem Zubau anpasst. Die Kosten werden über den Strompreis finanziert, so dass große Verbraucher auch entsprechend mehr beizutragen haben. Ökonomische, soziale und politische Argumente sprechen gegen den Kapazitätsmarkt und stattdessen für die Einführung einer Absicherungspflicht.

Jetzt ist Zeit für ernsthafte Energiepolitik

Posted on 30. April 20264. Mai 2026 by Alexandra Brockhaus

Kolumne von Matthias Seelmann-Eggebert (Beirat Klimaschutz im Bundestag e.V.)

So überschreibt unsere Energieministerin Katharina Reiche ihren kürzlichen Gastbeitrag der FAZ. Man mag ihr nur zustimmen. Bei ihrer in diesem Beitrag durchgeführten Analyse und den daraus folgenden Maßnahmen können allerdings Zweifel nicht ausbleiben. Frau Reiche bringt in ihrem Gastbeitrag eine Reihe von fragwürdigen Argumenten vor.

Gesamtenergiebedarf von Deutschland

Zunächst wird als „Faktenlage“ behauptet, der Gesamtenergiebedarf von Deutschland betrage 2900 TWh. Diese korrekte Zahl betrifft den Primärenergieverbrauch aus dem Jahre 2025 und umfasst auch den Anteil an fossilen Energieträgern, die rein stofflich genutzt werden. Für den Energiebedarf ist schon eher die Endenergie maßgeblich, die tatsächlich beim Verbraucher ankommt. Im Jahr 2025 belief diese sich auf 2200 TWh. Vor allem beim Verkehr und der Gebäudewärme besteht hier aber noch enormes Einsparpotential. Der Energiebedarf, der aus der tatsächlichen Nutzenergie entsteht, beläuft sich auf weniger als 1800 TWh. Durch breite Erschließung der Umweltwärme als weitere Energiequelle und konsequente Elektrifizierung lässt sich der Brennstoffbedarf auf etwa 200 TWh reduzieren und die verbleibende Nutzenenergie durch 1000 TWh Strom decken. Wir können also mehr als 50% unseres primären Energiebedarfs einsparen. Eine Elektrifizierung unserer Energieversorgung ist ein grundlegendes sinnvolles Konzept und würde selbst dann zu einer deutlichen Einsparung des primären Energiebedarfs führen, wenn wir ganz auf Windkraft und PV verzichten würden. Der heutige Primärenergiebedarf ist deshalb eine schlechte Kennzahl für eine ernsthafte Energiepolitik. Im Gegensatz zu thermischen Kraftwerken stellen Windkraft und PV als Primärenergie direkt Strom zur Verfügung und sparen dadurch viel Primärenergie. Etwa ein Viertel des zukünftig anzustrebenden Strombedarfs wird schon heute durch Erneuerbare Energien gedeckt.

Systemkosten

„EEG-Kosten, Kapazitätsreserve, Netzreserve, Redispatch-Kosten, Netzsubventionen, Subventionen für die Senkung der Energiepreise – all das summiert sich auf Systemkosten von über 36 Milliarden Euro pro Jahr.“
Ausgehend von dieser Zahl wird für 2035 vor einem gewaltigen Anstieg gewarnt und zum Beleg eine Prognose von 90 Mrd. € zitiert (offenbar aus einer kürzlich veröffentlichten McKInsey Studie). Zur Beruhigung ist einzuwenden: Die gesamten Systemkosten (für Strom!) beliefen sich auch im Jahr 2025 auf geschätzte 100 Mrd €, woraus sich mit einer Jahreslast von ca 500 TWh ein systemischer Strompreis von etwa 20 ct pro kWh ergibt. Die eher pessimistische McKinsey Studie gibt für das Jahr 2035 Systemkosten von 96 Mrd € bei einem Strombedarf von 750 TWh an, woraus sich ein Strompreis von 13 ct pro kWh ergibt. Von den heutigen Systemkosten entfallen etwa 30% auf Importe von fossilen Brennstoffen und 50% auf Netzkosten. Angesichts der andauernden Ölkrise ist, wie nach Beginne des Ukrainekriegs, mit einem Anstieg des ersteren Kostenanteils zu rechnen. Ein großer Anteil der erstgenannten Kosten sind tatsächlich als Investitionen in die Zukunft zu sehen oder gehen auf Versäumnisse in den letzten 20 Jahren beim Netzunterhalt und Netzausbau zurück. Mit dem Rückgang der Brennstoffkosten verschiebt sich im Jahr 2035 der Schwerpunkt der Systemkosten zunehmend zu Investitionen in die Infrastruktur.

Systemfehler-Kosten

Im Gastbeitrag heißt es: “Fast drei Milliarden Euro zahlen wir allein dafür, dass Windräder und Solaranlagen abgeregelt werden, weil die Netze den Strom nicht aufnehmen können.“ Die tatsächlichen Kosten für Abregelung lagen 2025 hingegen bei lediglich 400 Mio €.
Gemeint sind offensichtlich die Kosten für Netzengpassmanagement, die sich auf etwa 3 Mrd € beliefen. Diese sind aber nicht den Erneuerbaren Energien zuzuschreiben, sondern eher als Systemfehler-Kosten zu verbuchen. Im Gastbeitrag nicht erwähnt werden die Kosten für Netzverluste in Höhe von 1 Mrd €, welche die Netzbetreiber am Markt vorbei über das Netzentgelt auf die Endkunden umlegen.
Mindestens vier Milliarden € an Kosten wären bei einer klugen Reform des heutigen Energiemarktdesigns, welche die Netzkosten gezielt aus dem Markt herausnimmt, nicht entstanden.
Die in Realität preissenkende Rolle der Erneuerbaren Energien zeigt eine andere Zahl: Wäre der gesamte Strom in fossilen Kraftwerken erzeugt worden, wären allein für zusätzlichen Brennstoff weitere 20 Mrd € an Kosten entstanden. Zum Vergleich: der Marktwert der in Deutschland gehandelten Strommenge betrug 2025 ca. 40 Mrd €.

Wie lassen sich Kosten für Engpassmanagement vermeiden?

Großbatterien können, sofern sie auf der Netzseite der Erzeugungsquelle liegen, überschüssigen Strom für viele Stunden zwischenspeichern und so eine Netzüberlastung verhindern.
Das Paradigma einer einheitlichen Strompreiszone birgt aber für Deutschland im Gegenteil das Risiko, dass Batterien an ungeeigneten Anschlusspunkten die Netzüberlastung sogar noch deutlich verstärken. Der Ansatz eines Netzanschlusspakets als politisches Steuerungsmittel, das den Netzausbau und Anschlusspunkte priorisiert, ist daher richtig und wichtig. Pauschale Anschlussbeschränkungen oder gar eine Kostenbeteiligung der Projektierer wären aber kontraproduktiv. Die Regelung muss sicherstellen, dass Windkraft- und PV-Anlagen mindestens bis zur Deckung des regionalen Bedarfs angeschlossen werden können und Großbatterien dort installiert werden, wo sie Netzengpässe verhindern können. Bei Einsatz als Netzbetriebsmittel sind sie in der Lage, den Umfang des erforderlichen Netzausbaus substantiell zu reduzieren. Von den für 2035 prognostizierten 96 Mrd € Systemkosten helfen sie so, bis zu 15 Mrd € einzusparen, indem die Netze weniger großzügig dimensioniert werden und dafür netzdienliche Batterien einkalkuliert werden.

Reform des Energiemarkts

Damit Großbatterien die wichtige Funktion der Nutzbarmachung von ansonsten abzuregelnder Energie erfüllen können, bedarf es Echtzeit-Steuersignale, welche die Netzauslastung zumindest an kritischen Stellen (besser noch bis zur lokalen Ebene) anzeigen. Engstellen im Übertragungsnetz erfordern eine Aufteilung des Markts in verschiedene Strompreiszonen, welche durch Koppelstellen miteinander verbunden sind. Eine solche Aufteilung berücksichtigt die Kosten für große Übertragungsstrecken und verhindert unnötige Überdimensionierung der Übertragungsleitungen. Zudem ist sie Voraussetzung, dass Windkraft auch im windschwächeren und zusätzlich gebirgigen Süden wirtschaftlich produziert werden kann.
Frau Reiche stellt fest: wir haben „ein Marktdesign, das die Realität ignoriert.“ Und fordert richtigerweise: „Der Ausbau muss ökonomisch effizient erfolgen.“
Die richtigen Rezepte dafür liegen auf der Hand, kommen aber bisher nicht aus ihrem Ministerium.

Gesicherte Kraftwerkskapazitäten

Ursprünglich 20 GW, wegen Einwänden der EU nun doch nur 12 GW Gaskraftwerke sollen als Back-up Kraftwerke neu gebaut werden und – am gegenwärtigen Strommarkt vorbei – durch Umlagen finanziert werden.
Alle ernstzunehmenden Studien sind sich einig, dass ein auf erneuerbaren Energien fußendes Versorgungssystem eine Doppelstruktur erfordert, die in extremen Wettersituationen eine Vollversorgung mit thermischen Kraftwerken erfordert. Etwa 80 GW an Kraftwerken werden daher für den heutigen Bedarf auch langfristig in Reserve zu halten sein. Die neuen Gaskraftwerke, so heißt es, seien als Ersatz für die abgeschalteten Kernkraftwerke gedacht. Diese neuen Kraftwerke sollen nun aber hochflexibel sein, um die Schwankungen von Windstrom und PV auszugleichen. In dieser Funktion würden sie allerdings in direkter Konkurrenz zu Batteriespeichern treten.
Für über 100 GW an Batteriespeichern sind gegenwärtig Netzanschlüsse in Deutschland angefragt. Einmal installiert, könnten diese Großbatterien (bei hoher Flexibilität) sehr viel größer Leistungsspitzen als die geplanten Gaskraftwerke abfangen.
Hohe Brennstoffkosten machen den Betrieb von Gaskraftwerken teuer. Da es gilt, möglichst viel Primärenergie zu sparen, wären hocheffiziente GuD-Kraftwerke zu bevorzugen. Diese sind aber im Vergleich zu Gasturbinen relativ unflexibel. Hier könnten die Großspeicher bei geeigneter Betriebsführung ihre Stärken ausspielen. Würden sie mit einem gleitenden Mittelwertalgorithmus geführt werden, sind die verbleibenden Leistungsvariationen so langsam, dass sie selbst durch träge GuD-Kraftwerke (ohne Effizienzeinbußen) ausgeglichen werden könnten. In anderen Worten, wir brauchen beides: viele Großbatterien mit hohen Speicherkapazitäten und hocheffiziente Gaskraftwerke.
Beide müssen aufeinander abgestimmt betrieben werden, z.B. indem sie sich jeweils als Gesamtsystem in einer Hand befinden. Ob dies auch allein durch ein

Fazit:

Die Energiewende muss möglichst kosteneffizient und ideologiefrei gestaltet werden.
Die Systemkosten liegen heute bei etwa 100 Mrd € pro Jahr und ungefähr 20 ct pro kWh. „Deutsche Haushalte zahlen bis zu 37 Cent pro Kilowattstunde – gut neun Cent über dem EU-Durchschnitt.“ Der Staat könnte die Kosten mit einem Federstrich um mehr als 40% reduzieren, wenn er – wie in anderen Ländern – bereit wäre, im Gegenzug auf Steuereinnahmen aus Strom zu verzichten.

Unter Fortschreibung des bestehenden Ausbauplans prognostizieren Studien für 2035 ein gleichbleibendes Niveau der Systemkosten für Investitionen für Netz und Kraftwerke und deren Betrieb. Diese Schätzung beinhaltet allerdings einen Anstieg des Strombedarfs um 50%, was ein Absinken des systemischen Strompreises auf etwa 13 ct pro kWh bewirken würde bei gleichzeitiger Einsparung von Milliarden durch vermiedene Brennstoffkosten. Von einer Explosion der Kosten kann daher keine Rede sein. Weitere Kosteneinsparungen sind durch Abstriche bei der Dimensionierung der zukünftigen Übertragungs- und Verteilungsnetze möglich und erstrebenswert.

Allerdings erfordert ein kosteneffizienter Betrieb des Stromsystems der Zukunft eine detaillierte Feinabstimmung der verschiedenen Systemkomponenten. Rezepte aus dem vergangenen Jahrtausend helfen hier nicht weiter, vielmehr ist ein grundlegender Umbau der Markt- und Steuermechanismen zwingend erforderlich.

Ausblick

Mit fortschreitender Systemtransformation sinkt der als Direktstrom verfügbare Anteil aus Windstrom und PV-Erzeugung. Hiermit verbunden werden die Überschüsse immer höher und müssen deshalb zunehmend durch Speicher nutzbar gemacht werden. In der ersten Phase sind dies in erster Linie Überschüsse, die durch Tagesspeicher ausgeglichen werden können.
Bei einem kostengünstigen und effizienten Ausbau einer nachhaltigen Stromversorgung spielen Großbatterien eine zentrale Rolle. Sie erhöhen die Versorgungssicherheit, verhindern Netzüberlastungen, und ermöglichen eine Deckung der unvermeidlichen Residuallast durch hocheffiziente GuD- Kraftwerke.
Um dieser Aufgabe gerecht werden zu können, müssen Großbatterien nicht nur auf Leistung, sondern auch auf hohe Speicherkapazitäten ausgelegt werden. Für eine kosteneffiziente Dimensionierung des Netzes, sind sie zudem möglichst in der Nähe der Erzeugungsanlagen zu installieren. Zudem müssen Steuerelemente eingeführt werden, welche eine lokal netzdienliche Echtzeitsteuerung der Batterien ermöglichen. Dieser Umbau des bestehenden Systems fordert klare politische Konzepte und Entscheidungen, welche das transformierte System vom Ende her denken.

In der Krise liegt eine Chance. Oder mit den Worten von Katharina Reiche: „Schluss mit der (Selbst?-)Täuschung in der Energiepolitik – Jetzt ist Zeit für ernsthafte Energiepolitik“.

In Vergessenheit geraten: Das ungeheure Subventionsprivileg des Flugverkehrs

Posted on 27. Februar 202610. März 2026 by Philipp George

Kolumne von Matthias Seelmann-Eggebert (Beirat Klimaschutz im Bundestag e.V.)

Grundsätzlich müssen alle Akteure des öffentlichen Verkehrs die von ihnen benötigte Energie versteuern. Die Deutsche Bahn unterliegt §2 des Energiesteuergesetzes und entrichtet eine Abgabe von 65,5 ct pro Liter Diesel an den Staat. Auch auf ihren elektrifizierten Strecken muss sie erhebliche Kosten für Stromsteuer und Netzentgelte einkalkulieren. Wer mit der Bahn fährt, bezahlt zudem eine Mehrwertsteuer von 7% auf den Ticketpreis. Anders als die anderen Bereiche des Verkehrssektors ist der Flugverkehr fast gänzlich von Steuern und Abgaben befreit.
Zwar ist grundsätzlich auch Kerosin für den Flugverkehr wie Diesel nach dem Energiesteuergesetz mit einer Energiesteuer von 65,5 ct pro Liter belegt, aber diese Steuer wird nicht erhoben.

Um welche Summen handelt es sich bei der Subvention?
Laut Erfassung des Kraftstoffabsatzes an deutschen Flughäfen werden jährlich etwa 12 Mrd Liter Kerosin verbraucht. Dem deutschen Fiskus entgehen daher jährlich etwa 8 Mrd €.
Wie kommt es, dass diese Abgabe nicht erhoben wird?

Flugbenzin ist für gewerbliche Flüge in der EU generell von jeglicher Steuer befreit
Die Steuerbefreiung regelt die EU Richtlinie 2003/96/EG Artikel 14 Absatz 1 b aus dem Jahre 2003. Sinngemäß besagt diese Richtline: Für gewerbliche Luftfahrt ist die Steuerbefreiung für Treibstoff verpflichtend. Die Richtlinie soll Wettbewerbsverzerrungen vermeiden und die Mobilität im Binnenmarkt sichern. Als weiterer Grund wird das Chicagoer Abkommen aus dem Jahre 1944 genannt. Dieses stellt allerdings nur an Bord befindlichen Treibstoff steuerfrei und macht keine Vorgaben für die Betankung. Eine Streichung dieses Paragraphen scheitert bisher an der notwendigen Einstimmigkeit der EU Staaten.

Warum wird auf internationale Flüge keine Mehrwertsteuer erhoben?
Die Erhebung einer Mehrwertsteuer verbietet die Mehrwertsteuersystemrichtlinie (2006/112/EG) der Europäischen Union. Sie stellt sicher, dass die Grundstruktur der Mehrwertsteuer in allen EU-Staaten gleich ist und verhindert Wettbewerbsverzerrungen im Binnenmarkt, indem grenzüberschreitende Umsätze einheitlich behandelt werden.
Man könnte diese europäische Regel allerdings auf innereuropäische Flüge begrenzen oder einen europaweit einheitlichen Steuersatz einführen.

Luftverkehrssteuer
Seit 2011 wird in Deutschland eine gestaffelte Luftverkehrssteuer oder Ticketsteuer erhoben. Sie soll die Freistellung des Luftverkehrs von Energiesteuern kompensieren und Gleichbehandlung der verschiedenen Verkehrsträger erreichen.
Seit Mai 2024 betragen die Sätze für Kurzstrecken 15 €, für Mittelstrecken 40 € und für Langstrecken 71 €. Diese Steuersätze entsprechen grob dem Mehrwertsteuersatz von 7% bei der Bahn, liegen aber weit unter den Sätzen des Energiesteuergesetzes. Ob mit 15 € die beabsichtigte Lenkungswirkung zur Reduzierung des inländischen Luftverkehrs erreicht wird, sei dahingestellt.

Wie klimaschädlich ist der Flugverkehr?
Bei der Verbrennung von einem Liter Kerosin werden etwa 2,5 kg CO₂ freigesetzt. Bezogen auf den Brennstoffbedarf ist der Flugverkehr besonders klimaschädlich, denn die Klimagase werden nicht in Bodennähe, sondern in der Troposphäre (ca. 10 km Höhe) freigesetzt. Dort sind auch bei der Verbrennung entstehenden Wasserdämpfe klimaaktiv. Höheneffekt und Wasserdämpfe werden durch den sogenannten Radiation Forcing Index (RFI) als Multiplikator berücksichtigt. In der wissenschaftlichen Praxis wird die Klimawirkung der Kerosin-Verbrennung mit 5 bis 7 kg CO₂-Äquivalenten angegeben.

Wie ist der Flugverkehr in den europäischen Emissionshandel eingebunden?
Formell wurde schon im Jahr 2013 auf europäischer Ebene ein Emissionshandel für den Flugverkehr eingeführt. Emissionszertifikate müssen seitdem für alle innereuropäische Flüge eingelöst werden. Berücksichtigt wird nur die CO₂-Emission ohne ihre verstärkende Höhenwirkung. Bis Ende 2023 mussten allerdings nur etwa 15% der Zertifikate von den Fluggesellschaften ersteigert werden. Das Gros der Emissionszertifikate wurde kostenlos zugeteilt. Begründet wurde diese Freistellung durch mögliche Wettbewerbsnachteile gegenüber Fluglinien aus Nicht-EU-Staaten und der Angst vor Carbon Leakage, d.h. einer Verlagerung von Verkehr aus der EU heraus. Ab 2024 wurde die Zahl der frei zugeteilten Zertifikate reduziert. Ab 2026 soll es gar keine kostenlose Allokation mehr geben. Bei einem angenommenen CO₂-Preis von 50 € pro Tonne sind daher ab diesem Jahr pro Liter Kerosin etwa 12,5 ct an Emissionsgebühren zu bezahlen.
Fernflüge, deren Zielflughafen außerhalb der EU liegen, sind vom europäischen Emissionshandel ausgeschlossen.

Welcher Anteil des Treibstoffs ist von der CO₂-Abgabe befreit?
Etwa die Hälfte der von Flughäfen in der EU startenden Flugzeuge fliegen Ziele außerhalb der EU an. Auf Grund des hohen Anteils von Fernflügen ergibt eine grobe Abschätzung, dass lediglich 30% des betankten Treibstoffs vom Emissionshandel betroffen ist. Für den größeren Anteil wird keine CO₂-Abgabe erhoben.

Wieviel teurer würden Flüge bei Anwendung der Energiesteuer und der CO₂-Abgabe?
Zur groben Abschätzung für den Ticketpreis wird als Kenngröße der Euro-Cent pro Passagierkilometer (Pkm) zu Grunde gelegt. Dieser beträgt bei den meisten Fluglinien 7 bis 10 ct pro Pkm. Bei Billigfluglinien liegt er zwar nur bei 4 bis 6 ct pro Pkm. Diese machen aber ihren Profit größtenteils durch erforderliche Zusatzleistungen. Der Kerosinverbrauch beträgt bei voller Auslastung durchschnittlich etwa 2 Liter pro 100 km und Passagier. Große Airlines beziehen ihr Kerosin zu einem Großabnehmerpreis von etwa 1 € pro Liter. Hiermit ergeben sich Treibstoffkosten von etwa 2 ct pro Pkm. Der Anteil der Treibstoffkosten am Ticketpreis liegt daher etwa bei 25 bis 30%. Die CO₂-Abgabe wird daher den Ticketpreis um bis zu 5% verteuern. Eine eigentlich fällige Energiesteuer fiele mit einem Anstieg des Ticketpreises von fast 20% deutlich stärker ins Gewicht.

Welche Wettbewerbsnachteile entstünden durch eine Preiserhöhung von 25%?
Eines der Argumente gegen eine Energiesteuer lautet, die Verteuerung bei einem Flug aus Deutschland könnte im großen Maßstab eine Ausweichbewegung auf Flughäfen im benachbarten Ausland auslösen.
Ein Beispiel: Ein Economy-Flugticket von Frankfurt nach New York kostet ungefähr 600 €. Energiesteuer und CO₂-Abgabe würden den Ticketpreis auf etwa 750 € erhöhen. Nehmen wir an, diese Abgaben werden auf einem Flug von London nach New York nicht erhoben. Würde eine Mehrheit der Fluggäste einen Zusatzflug nach London mit mehrstündigem Aufenthalt in Kauf nimmt, um 150 € zu sparen? Dies erscheint wenig plausibel. Wahrscheinlich ist hingegen, dass die meisten Passagiere einen solchen Aufpreis im Tausch gegen den Komfort eines Direktfluges bevorzugen.
Ein weiteres Argument zielt darauf ab, dass Europa als Drehkreuz für Fernflüge deutlich an Attraktivität einbüßen würde. Hier fragt sich, ob und welcher wirtschaftliche Nutzen sich aus der Transit-Nutzung europäischer Flughäfen ergibt und welche Belastung durch die Zusatznutzung unserer Flughäfen entsteht. Ist ein solches Geschäftsmodell wirklich politisch gewollt und übersteigt der wirtschaftliche Nutzen tatsächlich die Höhe der Steuerausfälle? Eine ernsthafte Prüfung dieser Fragen steht bis heute aus.

Fazit:
Selbst wenn ab 2026 keine kostenlose Emissionszertifikate mehr ausgegeben werden, bleibt der Löwenanteil an Flugbenzin vom Emissionshandel ausgeschlossen. Dieser Missstand muss dringend angegangen werden. Die steuerliche Subvention des Flugverkehrs verschafft im Verkehrssektor dem Flugverkehr einseitige und unberechtigte Wettbewerbsvorteile und ist in Anbetracht des Nutzungsklientels sozial ungerecht. Angesichts des klammen Bundeshaushalts ist die Bundesregierung aufgefordert, die ersatzlose Streichung der EU Richtlinie 2003/96/EG Artikel 14 Absatz 1 b einzufordern und den Paragraph 2 des Energiesteuergesetzes endlich auch beim Flugverkehr zur Anwendung zu bringen.

Eckpunkte zur Entnahme von biogenem Kohlenstoff – Was steht drin und wie ist es zu bewerten?

Posted on 3. Februar 20263. Februar 2026 by Philipp George

Kolumne von Jörg Unger (Vorstandsmitglied Klimaschutz im Bundestag e.V.)

Die Studie zeigt auf, dass die entsprechende Verarbeitung von vor allem Abfall-Biomasse dazu beitragen kann, 20-30% der im Jahr 2045 zu erwarteten Restemissionen Deutschlands der Atmosphäre wieder entnehmen zu können. Das gegenwärtig abgeschätzte Entnahmepotenzial entspricht mit etwa 13 Mio. t/Jahr allerdings nur etwa 2% der heutigen jährlichen Emissionen Deutschlands. Je nach Entnahmetechnologie belaufen sich die CO₂-Vermeidungskosten damit auf 140 €/t CO₂ aus Biogasanlagen, 150 €/t CO₂ über Pyrolyse zur Pflanzenkohle und 240 €/t bei der Entnahme aus den Abgasen von Müllverbrennungsanlagen, die typischerweise 50-60% biogenen Müll verarbeiten. Wesentliche Kostentreiber sind dabei die Abtrennung des CO₂ aus den jeweiligen Rohgasströmen (mind. 60%) sowie der Transport und die Endlagerung des abgetrennten CO₂s. Voraussetzung für Transport und Deponierung von entnommenem CO₂ ist eine dafür geeignete Infrastruktur, bestehend aus Landfahrzeugen, Schiffen, Pipelines und Lagerstätten. Aufgrund der relativ geringen Mengen werden biogen entnommene CO₂-Ströme die dafür notwendigen Investitionskosten nicht stemmen können. Sie werden darauf angewiesen sein, dass diese Infrastruktur als Übergangslösung für die „hard-to-abate“-Sektoren, wie Stahl, Chemie und Zement errichtet wird. Sind diese auf emissionsärmere Technologien umgerüstet, würde ab den 2040-iger Jahren ausreichend Infrastruktur frei werden, um dann verbleibende Restemissionen über biogene Wege der Atmosphäre wieder zu entnehmen.

Heißt das, dass man mit der Entnahme von CO₂ über biogene Wege noch einige Jahre warten soll? Keinesfalls! Denn die Infrastrukturinvestitionen betreffen vor allem Transport und Endlagerung des entnommen CO₂s. Investitionen in die Entnahme selbst, das „Carbon Capturing“ beispielsweise an Biogasanlagen und Müllverbrennungsanlagen, sollte durchaus schon angestoßen werden. Hier bietet es sich an, durch die Nutzung des biogenen Kohlenstoffs, also „Carbon Capture and Utilization“, statt Kosten für Transport und Lagerung des entnommen CO₂s sogar Erlösströme zu öffnen, die die Investitionen in die Abtrenneinrichtungen refinanzieren können. Biobasierte Kunststoffe aber auch die CO₂-neutrale saisonale Speicherung von erneuerbarer Energie in alternativen Brennstoffen wie Methanol sind bereits heute technisch machbare Optionen.

Also, keine speziell auf biogene Kohlenstoffentnahme zugeschnittene Förderung von Technologien und Infrastruktur, sondern Anreize schaffen, biogenen Kohlenstoff so weit als möglich zu sammeln und als biobasierte Rohstoffe oder klimaneutrale saisonale Energiespeicher zu nutzen. Langfristig schafft dies auch die Optionen, die dann hoffentlich geringen Restemissionen ab den 2040-iger Jahren auf biogenem Weg der Atmosphäre wieder zu entnehmen.

Link zum Paper

Die Rolle von Kurzzeitspeichern für den Ausbau der Erneuerbaren

Posted on 16. Januar 202616. Januar 2026 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 30. September 202520. Oktober 2025 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 29. August 202529. August 2025 by Philipp George

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

Wo stehen wir gerade in dem gesetzgeberischen Verfahren der BauGB-Novelle (aka. Bauturbo)?
Welche Punkte sollten noch geändert werden?
Wo müssen die Parlamentarier*innen standhaft bleiben? (Stichwort Angriff der Baulobbyist*innen)
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 30. Juli 202530. Juli 2025 by Kurt Gramlich

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 30. Juni 202530. Juni 2025 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.

Nutzungsart (gewerblich, zu Wohnzwecken)

Kubatur (Höhe, Form)

Bauweise (offen, geschlossen)

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 30. April 202530. April 2025 by Kurt Gramlich

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.