Mit der Rücknahme der seinerzeit von der Bildzeitung als “Habecks Heiz-Hammer” verhetzten und zum “Heizungsgesetz” umgetauften Paragrafen 71 bis 72 des Gebaudeenergiegesetzes macht die Union ihr Wahlversprechen wahr. In den gestern bekannt gegebenen Eckpunkten zum künftigen Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) setzt sie sich gegenüber dem Koalitionspartner SPD auf ganzer Linie durch. Die Sozialdemokraten erzielen lediglich unkonkrete Formelkompromisse, etwa zum Mieterschutz sowie eine vorläufige Fortsetzung der BEG-Förderung.

Abschaffung der §§ 71 bis 72 des GEG

Der Kern der Koalitionseinigung steckt gleich in den ersten zwei Sätzen der Eckpunkte: “Das Heizungsgesetz wird abgeschafft. Die bürokratischen und kleinteiligen Regelungen der mit der Novelle 2023 eingeführten §§ 71 – 71p sowie der § 72 des GEG werden gestrichen.”

In der Streichung dieser 18 Paragraphen versteckt sich durchaus mehr, als nur die Abschaffung der zentralen 65-Prozent Regel und ihr vermeintlicher “Ersatz” durch gewisse Biomasse- oder Wasserstoff-Anteile im Erdgas und Heizöl, die in ersten Reaktionen auf den Koalitionsbeschluss seit gestern Abend im Vordergrund der Diskussion stehen.

Bezug zur kommunalen Wärmeplanung schwindet

So wird mit § 71 GEG nicht nur die 65-Prozent-Regel geopfert, sondern auch jegliche Verbindung zwischen dem GEG und dem Wärmeplanungsgesetz. Für die Kommunen, die alle eine Wärmeplanung machen müssen, teilweise längst damit begonnen haben oder bereits fertig sind, schwinden die eigentlichen Bezugspunkte dafür. Denn für die zentrale Frage, welche Wärmeversorgungsarten – Wärmenetz oder Einzelgebäudeheizung – sich in den Plangebieten eignen, um die Klimaschutzziele zu erreichen, verschieben sich die Parameter, wenn im Bereich der Einzelgebäude quasi alle Leitplanken fallen.

In den Eckpunkten kündigt die Koalition denn auch an, man werde “das Wärmeplanungsgesetz zügig novellieren und für Kommunen unter 15.000 Einwohnern bundesweit einheitlich deutlich vereinfachen.” In der Folge müssen dann womöglich auch die Länder ihre Ausführungsgesetze zum WPG überarbeiten.

Eine Vereinfachung für kleinere Kommunen ist schon nach dem geltenden WPG (§ 4) möglich. Aber nicht, wie nun angekündigt, ab 15.000, sondern erst ab 10.000 Einwohnern – sofern die jeweiligen Landesgesetze dies vorsehen. Und auch hier sollen weitere Leitplanken fallen, um das gestrige Versprechen der Koalition wahr zu machen, dass sich der Aufwand für kleinere Kommunen auf “ca. 20 Prozent des Aufwands einer regulären Wärmeplanung reduzieren” soll. Unter anderem soll die Wärmeplanung künftig ohne die Übermittlung von Energieverbrauchs- und Schornsteinfegerdaten für Einfamilienhäuser auskommen.

Eckpunkte werfen viele Details des GEG über Bord

In den Paragrafen 71a bis bis 71p, die die Koalition künftig komplett streichen will, stecken zwar einige Folgeregelungen und Übergangsfristen zur 65-Prozent-Vorgabe, die sich nach dem Wegfall der Quote erledigen werden. Was das Eckpunkte-Papier pauschal als die “bürokratischen und kleinteiligen Regelungen” dieser GEG-Paragraphen abtut, enthält allerdings durchaus Dinge, die deutlich darüber hinaus gehen.

• § 71p enthält beispielsweise eine Verordnungsermächtigung, um den Einsatz natürlicher Kältemittel in Wärmepumpen vorzuschreiben.
• § 71f macht Vorgaben für gasförmige Biomasse und Wasserstoff, wenn diese der Erfüllung von GEG-Pflichten dienen. Darin findet sich beispielsweise eine Beschränkung auf grünen und blauen Wasserstoff sowie ein Limit für den Maiseinsatz im Biomethan. Auf beides will die Koalition verzichten, wenn sie künftig eine “moderate Grüngasquote sowie eine Grünheizölquote” für die Inverkehrbringer fossiler Brennstoffe einführen will.
• § 71d beschränkt den Einsatz von Stromdirektheizungen, von Ausnahmen abgesehen, auf Gebäude mit besonders hohem baulichem Wärmeschutz.
• § 71g macht einige Vorgaben für feste Biomasse und schließt Stückholzöfen als Hauptheizung quasi aus.
• § 71o dient dem Schutz von Mieter:innen, indem unter anderem Vermieter von Altbauten nach dem Einbau einer Wärmepumpe eine Modernisierungsumlage nur erheben dürfen, wenn sie die Einhaltung bestimmter Effizienzvorschriften nachweisen.

Mieterschutz soll allerdings auch im neuen Gebäudemodernisierungsgesetz nicht zu kurz kommen. Der einzige Satz des Eckpunktepapiers dazu, den sich wohl die SPD-Verhandlungsführer an die Brust heften können, ist allerdings äußerst vage: “Es bedarf einer Regelung zum Schutz der Mieter vor überhöhten Nebenkosten durch den Neueinbau unwirtschaftlicher Heizungen.” Man darf gespannt sein, wie die Koalition dies angesichts steigender CO2-Preise und der Kosten für die avisierten Biogas- und Bioölbeimischungen in die Gesetzespraxis umsetzen will.

Förderung soll vorerst bleiben

Ein weiterer Punkt der Vereinbarung, auf den der SPD-Fraktionsvorsitzende Matthias Miersch gestern Abend besonders hinwies, ist die BEG-Förderung, über deren künftige Ausgestaltung sich das Eckpunktepapier allerdings ausschweigt. Der Text bezieht sich lediglich in einem Satz auf die Finanzierung der BEG: “Die auskömmliche Finanzierung der Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG) wird bis mindestens 2029 sichergestellt.” Einige Beobachter interpretieren dies als Indiz, dass die Bundesregierung die BEG-Richtlinie vorerst nicht anfassen will. Das steht so allerdings nicht in den Eckpunkten.

Ein Versprechen findet sich in den Eckpunkten auch hinsichtlich der Fernwärmeförderung: “Die Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) wird gesetzlich geregelt und aufgestockt.” Somit wird dieses Förderprogramm künftig nicht mehr nur das Wirtschaftsministerium verwalten, sondern der Bundestag wird mitbestimmen.

Die Koalition beschränkt sich übrigens nicht darauf, das “Habecksche Heizungsgesetz”, wie es Unions-Fraktionsvorsitzender Jens Spahn gestern erneut nannte, abzuschaffen. Vielmehr beziehen sich die verabredeten Streichungen auch auf Regelungen, die noch unter CDU/CSU-Regie eingeführt wurden. Wenn die Koalition beispielsweise § 72 GEG streicht, dann meint dies im Wesentlichen die Laufzeitbegrenzung auf 30 Jahre für ineffiziente Konstanttemperatur-Öl- und -Gaskessel. Diese Regelung fand sich so bereits in der Energieeinsparverordnung (EnEV) von 2014, und die hat 2020 noch die Großen Koalition ins GEG übernommen.

Zeitplan für das GMG

Bislang besteht die Gesetzesnovelle nur aus den Eckpunkten, auf die sich die Spitzen von CDU/CSU- und SPD-Fraktion gestern geeinigt haben. Die Koalition will nun bis Ostern einen Gesetzentwurf für das neue GMG beschließen und das Gesetzgebungsverfahren im Parlament so schnell über die Bühne bringen, dass das Gesetz am 1.7.2026 in Kraft treten kann.

Parallel will die deutsche Bundesregierung mit dem GMG die Vorgaben der Europäischen Gebäuderichtlinie (EPBD) umsetzen, wofür der Stichtag bereits der 29. Mai 2026 wäre. Dabei, so heißt es nun in den Eckpunkten wolle man “Spielräume bei die Umsetzung” ausschöpfen. Im Klartext heißt das, Deutschland wird nicht mehr tun als europarechtlich unbedingt nötig. Außerdem offenbaren die Koalitionsspitzen in den Eckpunkten ihre Absicht, auch auf europäischer Ebene das Rad ein Stück zurückzudrehen: “Parallel werden wir uns bei der EU-Kommission dafür einsetzen, die Umsetzungsfristen der Richtlinie zu verlängern, die Vorschriften deutlich zu verschlanken (…)”.

Das Echo aus Branche, Umweltverbänden und Politik zu den Koalitionsplänen fassen wir in einem weiteren Artikel auf dem Solarserver zusammen.

Autor: Guido Bröer | www.solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

In ihrem Konsultationsprozess schichtet die BNetzA die verschiedenen AgNes-Themen nach und nach ab, um im Laufe dieses Jahres zu einem neuen System zu kommen. Aktuell ging es der Bundesnetzagentur jetzt in den aktuellen Orientierungspunkten um die Erhebung von Netzgebühren ausschließlich von sogenannten Volleinspeisern. Bereits im Januar hatte man sich dem Thema Speicher gewidmet. Und das Thema der “Prosumer”, also von Haushalten und Betrieben, die sowohl Strom aus dem Netz beziehen als auch einspeisen, sieht die Behörde als nochmals separaten Komplex. Für den AgNes-Prozess, den sie im Mai letzten Jahres mit einem Diskussionspapier eröffnete, bleibt der Bundesnetzagentur nicht unendlich viel Zeit. Die Beteiligten, allen voran die Netzbetreiber, werden nur bis Ende 2028 Zeit haben, das neue System in ihre digitalen Abläufe zu implementieren. Denn die aktuelle Strom-Netzentgelt-Verordnung (StromNEV) tritt am 31.12.2028 außer Kraft, und die neue Netzentgeltsystematik soll unmittelbar die Nachfolge antreten.

Die Bundesnetzagentur handelt bei der AgNes-Festlegung weitgehend eigenständig innerhalb der EU-Richtlinien. Das politische Einflussnahme der Bundesregierung auf die BNetzA als nationale Regulierungsbehörde dabei weitgehend zu unterbleiben hat, ergibt sich auch aus einem Grundsatzurteil des Europäischen Gerichtshofs aus dem Jahr 2021.

Netzpaket und AgNes-Prozess im Widerspruch

Genau hier setzt allerdings eine Kritik der Branche an, die weniger die BNetzA als das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) von Katherina Reiche betrifft. Dessen jüngst bekannt gewordene Pläne für ein “Netzpaket”, so befürchten Expert:innen, würden die Anreize der künftigen Netzentgeltsystematik auf Netzausbau und den Ausbau von EE-Anlagen und Speichern aushebeln. Denn wenn der Ausbau der Erneuerbaren in den sogenannten “kapazitätslimitierten Netzgebieten” pauschal gebremst würde, wie es das BMWE plant, dann können natürlich auch die Anreize einer neuen Netzentgeltsystematik dort nicht wirken. BEE-Vorsitzende Ursula Heinen Esser sagt: “Kritisch sehen wir, dass das aus dem BMWE geleakte Netzpaket in den Prozess einzugreifen scheint und beispielsweise Bestimmungen zur Ausgestaltung von Baukostenzuschüssen vorwegnehmen will, oder das skizzierte Grundmodell der BNetzA in seiner Wirkungsweise ignoriert. Dies wirft die Frage auf, inwiefern die Konsultationen mit der Bundesnetzagentur zumindest in diesen Fragen wirklich noch ergebnisoffen fortgeführt werden können.”

Neues Grundprinzip

Bereits im vergangenen Jahr hatte die BNetzA ihr Grundprinzip vorgestellt, wonach die Netzentgelte künftig eine Finanzierungskomponente und – das ist neu – eine Anreizkomponente enthalten sollen. Seitdem dekliniert die Behörde das Prinzip auf verschiedene Gruppen von Netznutzern in sogenannten Orientierungspunkten und Expertenrunden durch. Während die Finanzierungskomponente, wie der Name schon sagt, den wesentlichen Beitrag zur Refinanzierung von Netzausbau und Netzbetrieb leisten soll, sind dynamische Anreizkomponenten dazu gedacht, ein netzdienliches Verhalten der verschiedenen Netznutzer zu stimulieren. Hier geht es einerseits um kurzfristige Reaktionen von Stromeinspeisung und Verbrauch auf die jeweilige Netzauslastung, andererseits aber auch um eine von vornherein netzangepasste Standortwahl für neue Erzeuger und Verbraucher.

Um letztere zu lenken und gleichzeitig einen Finanzierungsbeitrag für den Netzausbau zu leisten, plant die BNetzA, für neue Einspeiseanlagen standortbezogene Baukostenzuschüsse. Dagegen gibt es vonseiten der Branche relativ wenig Widerstand. Für den Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), der sowohl Stromerzeuger als auch Netzbetreiber vertritt, sind sie das Mittel der Wahl, wie BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae erklärt: “Der Baukostenzuschuss ist zudem ein etabliertes Instrument, das sich auf der Verbraucherseite bewährt hat. Bei entsprechender Ausgestaltung kann er zu einer besseren lokalen Steuerung und zu einer effizienteren Netzauslastung beitragen.”

Einspeisenetzentgelt – eine komplizierte Materie

Weitaus kontroverser verläuft die Diskussion der BNetzA mit der Branche beim Thema Einspeiseentgelte, bei dem das jüngste “Orientierungspunkte-Papier” der BNetzA stark differenziert: Nach Abwägung von Vor- und Nachteilen spricht sich die Bundesnetzagentur “für die Einführung von Entgeltinstrumenten mit Finanzierungsfunktion in Form von Kapazitätspreisen aus, also anhand der vom Anlagenbetreiber bestellten Kapazitäten”. Sie will damit unter anderem einen sparsamen Umgang mit Anschlusskapazitäten fördern. Während also die bestellten Kapazitäten in kW bzw. MW das Gros der Netzentgeltaufkommens von Einspeisern bilden sollen, versichert die BNetzA “Mengen- oder leistungsbezogene Elemente werden zur Finanzierung nicht angestrebt.” Arbeitspreise pro Kilowattstunde sollen für Einspeiser somit auch in Zukunft keine Rolle für die Refinanzierung des Netzes spielen.

Dynamisches Netzentgelt pro Kilowattstunde

Das heißt allerdings nicht, dass es keine Arbeitspreise für Wind- und PV-Parks geben soll – ganz im Gegenteil, wenn es nach der BNetzA geht. Zwar nicht für die Finanzierungsbasis, aber umso mehr als Anreizkomponente will die BNetzA dynamische Arbeits-Netzentgelte sehen. Orientieren soll sich ihre Höhe perspektivisch an den Engpassmanagementkosten, wobei diese nach BNetzA-Vorstellung hälftig auf die Netzentgelte von Einspeisern und Verbrauchern zu verteilen wären. In einem Rechenbeispiel kommt die Behörde auf eine Höhe von beispielsweise 10 Cent je Kilowattstunde. Im Falle von tatsächlichen oder drohenden Netzengpässen würden sie mit einem Tag Vorlauf, also Day Ahead, bekannt gegeben, sodass Anlagenbetreiber bzw. deren Direktvermarkter sie in Ihren Geboten an der Strombörse einpreisen könnten.

Die Höhe müsse idealerweise so bemessen sein, erklärt die BNetzA, dass es für Anlagenbetreiber vor einem Netzengpass attraktiver sei, Ihre Anlagen freiwillig herunterzuregeln, als sie vom Netzbetreiber abschalten zu lassen und dafür eine Entschädigung im Zuge des Redispatch zu erhalten. Denn bei künftigen Redispatch-Zahlungen sollen Netzbetreiber die dynamischen Netzentgelte verrechnen. So würde von der Entschädigung beim Anlagenbetreiber nichts übrig bleiben, wenn das dynamische Netzentgelt in diesen Abschaltzeiten höher ausfiele, als die eigentliche Entschädigung. In dieser Vorstellung würde der Markt künftig über ein anreizbasiertes Engpassmanagement größtenteils regeln, was bislang die Netzbetreiber nur über Zwangseingriffe im Zuge des Redispatch leisten müssen.

Dynamische Netzentgelte für Einspeiser können übersteuern

Die BNetzA spricht allerdings selbst die Gefahr an, dass man durch zu hoch angesetzte dynamische Netzentgelte die Anlagenbetreiber durch Fehlanreize zur Übersteuerung veranlassen könnte. Dann würde vor einem Netzengpass möglicherweise mehr Wind- oder Solarenergie abgeregelt als nötig, und hinter dem Engpass würden dadurch mehr (fossile) Kraftwerke wettbewerbsfähig einspeisen als nötig. Aufgrund der Schwierigkeit bei der idealen Kalibrierung eines dynamischen Netzentgelt tendiert die Behörde dazu, zunächst “mit einem eher vorsichtigen dynamischen Netzentgelt zu starten.”

Dieses allerdings müsse man durch alle Netzebenen bis zu sämtlichen Verbrauchern durchreichen, betont die BNetzA. Zwar sollten Auslöser für dynamische Einspeisenetzentgelte lediglich Engpässe auf den höheren Spannungsebenen ab 110 Kilovolt sein, jedoch müssten diese auch für alle Einspeiser in den Verteilnetzen auf der Mittel- und bis in die Niederspannungsebene berechnet werden. Was freilich aufgrund der viertelstundengenauen Berechnung nur möglich sein wird, wo mindestens ein Smart Meter oder eine Registrierende Lastgangmessung vorhanden ist.

BDEW: Kein dynamisches Netzentgelt für Einspeiser!

Der BDEW lehnt all diese Überlegungen für dynamischen Einspeisenetzentgelte jedoch grundsätzlich ab. BDEW-Chefin Andreae sagt: “Diese würden die Komplexität des Systems deutlich erhöhen, zusätzlichen bürokratischen Aufwand, wirtschaftliche Unsicherheit für Investoren bedeuten und am Ende zu höheren Strompreisen führen.”

Auf mehreren Seiten lässt sich die BNetzA in Ihren Orientierungspunkten auch zum Vertrauensschutz für Betreiber:innen von Bestandsanlagen ein. Einen Bestandsschutz sieht sie nicht grundsätzlich als gegeben an. Vielmehr betont die Behörde, “dass ein Vertrauen auf den Fortbestand einer günstigen Rechtslage, hier § 15 Abs. 1 Satz 3 StromNEV, für sich alleine noch keinen schutzwürdigen Vertrauenstatbestand schafft”. Wohl aber tendiere die zuständige Beschlusskammer der BNetzA dazu, einen Vertrauensschutz anzunehmen für alle Bestandsanlagen, die ihre Förderberechtigung in einer EEG-Ausschreibung erworben haben. Insbesondere kleine und mittelgroße Bestandsanlagen mit fester Einspeisevergütung oder in der Direktvermarktung unterhalb der Ausschreibungsschwelle müssten demnach mit Netzentgelten rechnen. Aber selbst für “Ausschreibungs-Anlagen” sieht die BNetzA einen Vertrauensschutz nur für die künftigen Netzentgelte mit Finanzierungsfunktion, also gewissermaßen für die Grundgebühr. Hingegen möchte sie Netzentgeltkomponenten mit Anreizfunktion, also vor allem die von ihr favorisierten dynamischen Arbeitsnetzentgelte, offenbar für alle Bestandsanlagen anwenden.

Stellungnahmen zu den Einspeisenetzentgelten, insbesondere zu den offenen Fragen, die sie in ihren Orientierungspunkten benennt, erwartet die BNetzA bis zum 27. März. Die nächste Expert:innen-Runde im AgNes-Konsultationsprozess ist für den 10. März angesetzt. Dann geht es um die künftige Kostenwälzung bei den Netzentgelten. Eine virtuelle Teilnahme ist nach vorheriger Anmeldung (bis zum 6. März) möglich.

Autor: Guido Bröer | www.solarserver.de © Solarthemen Media GmbH