Stellungnahme des bne zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Gebäudeenergiegesetzes, zur Änderung des Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetzes und zur Änderung weiterer Vorschriften im Wärmebereich – Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) vom 05.05.2026
Der Entwurf des Gebäudemodernisierungsgesetzes (GModG) stellt eine Abkehr von der bisherigen klaren Elektrifizierungsstrategie im Gebäudesektor dar. Durch die Aufhebung der 65-Prozent-Erneuerbare-Energien-Vorgabe und die Einführung einer sogenannten „Biotreppe“ werden kontraproduktive Anreize für den Verbleib in fossilen Verbrennungstechnologien geschaffen. Die sogenannte „Bio-Treppe“ schafft keine Planungssicherheit. Die eingeplanten und in Zukunft weiterhin stark limitierten Grüngase werden für andere Anwendungen gebraucht. Das GModG wird die Marktdurchdringung von Wärmepumpensysteme schwächen und die ökonomischen Risiken für Endverbraucher durch künftige Brennstoffpreissteigerungen erhöhen.
Der bne begrüßt, dass der Referentenentwurf auch zentrale Elektrifizierungsthemen wie Solarpflicht und Ladeinfrastruktur aufgreift. Diese Elemente sind entscheidend, um Gebäude künftig als aktive Bestandteile eines erneuerbaren, dezentralen und flexiblen Energiesystems zu nutzen.
Inhaltsverzeichnis
Gefährdung der industriellen Transformationspfade (65% – Vorgabe erhalten)
Keine neuen fossilen Lock-ins schaffen (Ablehnung der „Biotreppe“)
Kohärenz mit der Gasnetztransformation: Planungssicherheit für Stilllegungen
Strenge technische Anforderungen an Hybridheizungen (§ 43 GModG-E)
Gebäudeautomation voranbringen (§ 56 GModG-E)
Solarstandard (§ 106 GModG-E):Finanzierbarkeit sichern
Solarstandard (§ 106 GModG-E): Ambitionierte Umsetzung
Solarpflicht (§ 106 GModG-E): Umsetzung durch Dritte, z.B. Anlagen-Contracting
Ladeinfrastruktur (§ 10 GEIG): Gut im Ansatz, Verbesserungspotential bzgl. der Praxistauglichkeit
Fazit: Überarbeiten und Pfadabhängigkeiten vermeiden
Gefährdung der industriellen Transformationspfade (65% – Vorgabe erhalten)
Der bne lehnt die im GModG-E vollzogene Streichung von § 71 (65-Prozent-Erneuerbaren-Vorgabe) und die Streichung von § 72 (Betriebsverbot für fossil betriebene Heizkessel ab 2045) des GEG ab. Damit wird Unternehmen und Endverbrauchenden erhebliche Planungssicherheit genommen und der notwendige Hochlauf strombasierter Wärmelösungen ausgebremst. Die Abkehr von der im Jahr 2023 gesetzlich verankerten 65-Prozent-Vorgabe für erneuerbare Energien stellt einen massiven Bruch für die betroffenen Unternehmen dar. Unternehmen der Heizungs- und Elektroindustrie sowie das Fachhandwerk haben basierend auf den politischen Zielpfaden (u. a. dem Ziel von 500.000 Wärmepumpen jährlich) hohe Investitionen in Produktionskapazitäten und Ausbildung getätigt. Ein Rückfall hinter diesen Standard entzieht diesen Investitionen die Grundlage. Die 65%-Vorgabe jetzt zu streichen ist auch geopolitisch und industriepolitisch eine fragwürdige Strategie (Fortführung bestehender Abhängigkeiten bei importierten Brennstoffen, sowie Schwächung der europäischen Wärmepumpenindustrie). Es wird empfohlen, den verlässlichen ordnungsrechtlichen Rahmen beizubehalten, um einen dauerhaften Markthochlauf klimafreundlicher Technologien zu gewährleisten und die internationale Wettbewerbsfähigkeit des Standorts zu sichern.
Keine neuen fossilen Lock-ins schaffen (Ablehnung der „Biotreppe“)
Die vorgesehene Bio-/H₂-Treppe für neue Gas-, Öl- und Flüssiggasheizungen ist kein Ersatz für klare Erneuerbaren-Anforderungen. Sie droht vielmehr neue fossile Lock-ins zu schaffen und knappe erneuerbare Brennstoffe in Anwendungen zu lenken, für die mit Wärmepumpen, erneuerbaren Wärmenetzen und direkter Elektrifizierung effizientere Alternativen bereitstehen. Biomethan und andere grüne Gase müssen und werden zukünftig vorrangig dort eingesetzt, wo eine direkte Elektrifizierung absehbar nicht oder nur schwer möglich ist. Zum Heizen von Gebäuden sind sie zu kostbar und folglich teuer.
Der bne lehnt das vorgeschlagene Treppenmodell ab. Die Bio-Treppe schafft keinen verlässlichen Markt, sondern neue Komplexität, Nachweisfragen und Abgrenzungsprobleme. Sie steht damit im Widerspruch zum Ziel der Entbürokratisierung der Energiewirtschaft.
Biomethan und andere grüne Gase erreichen in dezentralen Verbrennungsprozessen nur einen Bruchteil der Gesamteffizienz einer elektrisch betriebenen Wärmepumpe, die Umweltwärme nutzt. Die Biotreppe privilegiert somit eine ineffiziente Ressourcennutzung. Es wäre besser, biogene Brennstoffe ausschließlich als ergänzende Option für den Spitzenlastbetrieb in bestehenden Hybrid-Systemen anzuerkennen, anstatt sie als Basis einer Erfüllungsoption für neue Einzelkessel zu etablieren. Eine Anrechnung sollte zudem nur erfolgen, wenn nachgewiesen wird, dass ein Anschluss an ein Wärmenetz oder eine Elektrifizierung technisch unmöglich ist.
Kohärenz mit der Gasnetztransformation: Planungssicherheit für Stilllegungen
Die durch das GModG ermöglichte Neuinstallation fossiler Gasheizungen steht im Widerspruch zur absehbaren Stilllegung weiter Teile der Gasverteilnetze bis 2045. Da die Anzahl der Netznutzer kontinuierlich sinken wird, müssen die Fixkosten der Netzinfrastruktur auf immer weniger Abnehmer verteilt werden. Dies führt zwangsläufig zu drastisch steigenden Netzentgelten. Eine „technologieoffene“ Regelung im GModG muss zwingend durch eine transparente Aufklärungspflicht über diese Kostenentwicklungen sowie durch verbindliche Stilllegungspläne der Netzbetreiber flankiert werden, um Verbraucher vor einer ökonomischen Sackgasse zu bewahren.
Hybridheizungen (§ 43 GModG-E): Keine kundenindividuelle Informationspflicht (Massengeschäftstauglichkeit sichern)
Soweit der Gesetzgeber an § 43 GModG-E festhält, müssen die Vorgaben einfach, standardisiert und rechtssicher umsetzbar sein. Brennstofflieferanten dürfen nicht zu kundenindividuellen Produktgestaltungen oder Beratungsleistungen verpflichtet werden. Die Wahl der Erfüllungsoption muss in der Verantwortung des Anlagenbetreibers liegen. Informationspflichten sollten systematisch im CO₂KostAufG geregelt und über bundeseinheitliche Rechenwerte für erneuerbare Brennstoffanteile praktikabel ausgestaltet werden. Insbesondere dürfen Lieferanten nicht verpflichtet werden, individuelle Beschaffungskosten für Bioanteile kundenspezifisch auszuweisen oder gegenüber Vermietern offenzulegen. Energieversorger beschaffen Brennstoffe regelmäßig portfoliobasiert. Eine nachträgliche Aufteilung einzelner Beschaffungskosten auf konkrete Kundenprofile wäre hochkomplex, massengeschäftsuntauglich und würde sensible Geschäftsgeheimnisse offenlegen. Dies gilt besonders mit Blick auf die vorgesehene Kostenaufteilung zwischen Mieter und Vermieter. Die hälftige Aufteilung von CO₂-Kosten, Gasnetzentgelten und Mehrkosten für verpflichtende erneuerbare Brennstoffanteile darf nicht dazu führen, dass Lieferanten für jedes einzelne Vertragsverhältnis interne Beschaffungskosten berechnen und ausweisen müssen. Bei großen Kundenbeständen wäre dies praktisch nicht massentauglich leistbar und stünde dem Ziel einer einfachen und rechtssicheren Umsetzung entgegen.
Strenge technische Anforderungen an Hybridheizungen (§ 43 GModG-E)
Bei Hybridheizungen braucht es strengere Anforderungen an den tatsächlichen Beitrag zur Wärmewende. Eine pauschale Privilegierung von Wärmepumpen-Hybriden sollte nur greifen, wenn die Wärmepumpe ausreichend dimensioniert, vorrangig betrieben, steuerbar und in ein Energie- bzw. Lastmanagementsystem (EMS) eingebunden ist. Nur EMS-integrierte, aktiv gesteuerte Systeme leisten einen Beitrag zur Lastflexibilität. Zudem sollten Solarthermie-Hybride nicht allein über installierte Kollektorflächen für die Bio-Treppen-Befreiung anerkannt werden. Maßgeblich muss der tatsächliche erneuerbare Wärmeertrag sein. Zudem sollte geprüft werden, ob die BEG-Förderung von Solarthermie-Einzelmaßnahmen als Bio-Treppen-Erfüllungsoption mit den Zielen der Wärmewende vereinbar ist. Fördermittel sollten vorrangig Technologien unterstützen, die neben erneuerbarer Wärmeerzeugung auch Elektrifizierung, EMS-Integration und Lastflexibilität ermöglichen.
Gebäudeautomation voranbringen (§ 56 GModG-E)
Die vorgesehenen Regelungen zur Gebäudeautomation ab 70 kW Anlagenleistung (gemäß § 56 GModG-E vorgesehen) sind ein guter Schritt, Flexibilität im Gebäudesektor weiter zu heben. Im Zuge der Elektrifizierung müssen Gebäude künftig in der Lage sein, auf Preissignale und Netzsituationen zu reagieren und erneuerbare Erzeugung zu reagieren. Dafür braucht es offene Schnittstellen, steuerbare Verbrauchseinrichtungen und einen regulatorischen Rahmen, der Flexibilität wirtschaftlich nutzbar macht. Die Anforderungen an Gebäudeautomation sollten ambitioniert sein, sich aber nicht in gesetzlichen Detailregulierungen verlieren.
Solarstandard (§ 106 GModG-E):Finanzierbarkeit sichern[BS1]
Wir begrüßen die vorgesehene Umsetzung des Solarstandard gemäß der EPBD und die damit einhergehende Vereinheitlichung in Deutschland. [HS2] Damit er seine Wirkung entfalten kann und tatsächlich wirtschaftlich größere PV-Anlagen auf Gebäuden errichtet werden können, müssen tragfähige Rahmenbedingungen erhalten oder geschaffen werden – insbesondere im EEG. Eine Absenkung der Ausschreibungsmenge im EEG-Segment 2 (Ausschreibung Dachanlagen) passt nicht zu einer Einführung der Solarpflicht. Auch müssen PV-Anlagen >25kW außerhalb der EEG-Ausschreibung eine Finanzierbarkeitsperspektive haben. Der geplante Wegfall des Marktprämienanspruchs im EEG für dieses Anlagensegment erschwert die Finanzierbarkeit von Anlagen erheblich, die Errichtung ist aber wegen der Solarpflicht aus dem GModG (und aufgrund der EPBD) umzusetzen. Kostenbremsen sind längst im EEG enthalten: Heute schon gilt, dass PV-Anlagen in Zeiten negativer Strompreise keinen Vergütungsanspruch nach dem EEG mehr haben, aber der ersten Viertelstunde. In der geförderten oder in der ungeförderten Direktvermarktung entstehen durch den aktuellen Vergütungsanspruch der Anlagen keine bedeutenden Kosten im EEG-Konto. Zudem wird mit den EEG2027 ein CfD-System eingeführt, das Erlöse begrenzt. Fällt nun für Dachanlagen im Solarstandard (und außerhalb der EEG-Ausschreibung) der Finanzierungsparameter Marktprämienanspruch weg, erhöhen sich die Finanzierungskosten bzw. Anlagenkosten – welche letztlich Gebäudeeigentümer im Rahmen ihrer Ausstattungspflicht tragen müssen.
Solarstandard (§ 106 GModG-E): Ambitionierte Umsetzung
Die vorgeschlagene Umsetzung setzt die Vorgaben nach Artikel 10 der Richtlinie (EU) 2024/1275[1] über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden nicht vollständig um. Dort heißt es: „Die Mitgliedstaaten nehmen in ihre nationalen Gebäuderenovierungspläne gemäß Artikel 3 Strategien und Maßnahmen für die Errichtung geeigneter Solarenergieanlagen auf allen Gebäuden auf.“. Folglich müssten für eine vollständige Umsetzung ebenfalls Wohngebäude im Bestand zu einer Solarinstallation verpflichtet werden, sobald eine grundlegende Dachsanierung vorgenommen wird. Im derzeitigen Vorschlag werden bestehende Wohngebäude außen vor gelassen.
Der bne empfiehlt, dass bei Einführung eines Solar-Standards folgende Punkte berücksichtigt werden, damit der neue Standard möglichst breitenwirksam und bürokratiearm wirken kann:
- Der Standard erstreckt sich auf alle neuen und bestehenden Nichtwohngebäude
(entsprechend der EPBD) sowie relevante Infrastrukturen mit geeigneten Flächen,
wie große Carports, große Parkplatzflächen oder Lärmschutzwände. - Der Solar-Standard umfasst zeitnah alle neuen Wohngebäude. (vor Ende 2029)
- Der Solar-Standard gilt zeitnah für alle bestehenden Wohngebäude, die einer grundlegenden Sanierung unterzogen werden. (Maßnahme im nationalen Gebäuderenovierungsplan genau definieren, z.B. Erneuerung der Gebäudehülle sowie wesentliche Umbauten des Daches, bei denen die Dachfläche erheblich erneuert wird.)
Ergänzend wäre es sinnvoll, wenn das Gesetz auch solarthermische Anlagen in vollem Umfang und Dachbegrünungen in einem anteiligen Umfang anerkennt. Beide Möglichkeiten werden von der EU-Gebäuderichtlinie anerkannt.
Solarpflicht (§ 106 GModG-E): Umsetzung durch Dritte, z.B. Anlagen-Contracting
Aufgrund des hohen Mietbestandes sollte das Gesetz auch für vermietete Wohngebäude Anwendung finden (anders als in der Gesetzesbegründung vorgesehen). In der Folge würde ein Solarstandard zu einem Anstieg von PV-Anlagen auf Mehrfamilienhäusern führen. Es ist deswegen wichtig Mieterstrom, Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung und Energy Sharing weiter zu vereinfachen, um die Eigenverbrauchsquote in Gebäude zu erhöhen, die Stromkosten der Bewohner zu verringern und eine Überlastung der Netze zu vermeiden. Das GModG sollte klarstellen, dass Gebäudeeigentümer nicht verpflichtet werden, selbst als Anlagenbetreiber tätig zu werden, sondern die Installation und den Anlagenbetrieb durch Dritte erfüllen lassen können. Durch die Bereitstellung von Dachflächen für Dritte (z. B. Anlagen-Contracting) sollte die Pflicht ebenfalls erfüllt werden können. Den Verpflichteten sollte also die Möglichkeit eröffnet werden, Dritte mit der Installation und dem Betrieb der Photovoltaikanlage zu betrauen und diesen insbesondere auch das wirtschaftliche Risiko des Energieerzeugungsanlagenbetriebs im Gegenzug für das Recht, über die „Früchte“ der Anlage (d.h. den Ertrag aus der Produktion des Solarstroms) auf eigene Rechnung zu verfügen, zu übertragen. Dies entlastet Gebäudeeigentümer von der Rolle des Anlagenbetreibers und ermöglicht spezialisierten Dienstleistern die effiziente Bewirtschaftung der Dachflächen, in Form von an die Gebäude angepassten Energiekonzepten (Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung, Mieterenergie, Direktvermarktung, etc.).
Insbesondere im vermieteten Bestand müssen die Regelungen zur gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung so ausgestaltet werden, dass die Solarpflicht unmittelbar zur Senkung der Stromkosten der Mieterschaft beiträgt und keine zusätzliche bürokratische Last für die Vermieter erzeugt.
Aus Sicht des bne ist es wesentlich, dass die PV-Pflicht konsequent mit der Elektrifizierung von Wärme und Mobilität sowie erhöhter Flexibilität verknüpft wird. Ziel sollte eine „PV+X“-Logik sein, bei der Photovoltaik, Wärmepumpen, Speicher, Ladeinfrastruktur, Smart Meter und Gebäudeautomation gemeinsam gedacht werden. Zur Umsetzung dieser „PV+X“-Logik braucht man selbst nicht verpflichten, denn sie ist der wirtschaftlichere Weg (Eigenverbrauchs- und Strompreisoptimierung). Aber: Es müssen ausreichend flexibel nutzbare Netzanschlüsse verfügbar sein. Neue Restriktionen durch das „Netzpaket“ schaden auch der Elektrifizierung von Wärme und Mobilität im GModG. Alle neuen PV-Anlagen müssen bereits jetzt steuerbar sein und stellen hinsichtlich der „Solarspitzen kein grundsätzliches Problem dar. Die Netzbetreiber sind es, die ihre Systeme durchdigitalisieren müssen – Anlagenbetreiber machen dies längst im Eigeninteresse. Für große und kleine Dachanlagen braucht es praxistaugliche Wege in die Direktvermarktung, einen beschleunigten Smart-Meter-Rollout und einen seitens der Verteilungsnetzbetreiber funktionierenden, standardisierten Datenaustausch.
Ladeinfrastruktur (§ 10 GEIG): Gut im Ansatz, Verbesserungspotential bzgl. der Praxistauglichkeit
Auch die Weiterentwicklung des GEIG zum Hochlauf der Elektromobilität ist im Grundsatz positiv. Der bne begrüßt die Absenkung der Schwellenwerte für die Ausstattung mit Ladeinfrastruktur im Neubau, die Ausweitung der Vorverkabelungspflichten sowie die Verpflichtung, intelligentes Laden zu ermöglichen. Die Anforderungen müssen jedoch praxistauglich bleiben. Zum Beispiel sollten ausreichend lange Schonfristen (später als 01.01.2027) zur Umsetzung der Maßnahmen vorgesehen werden, da bauliche Maßnahmen zur Erfüllung der erweiterten Anforderungen zur Bereitstellung von Ladepunkten bzw. Leitungsinfrastruktur teilweise erheblich sind und ggf. sogar zusätzliche Genehmigungen erfordern).
Die Flexibilisierung der Erfüllungsoptionen welche durch § 10 Abs. 4 GEIG ermöglicht wird, indem die gesetzlichen Anforderungen alternativ auch über eine insgesamt bereitgestellte Ladeleistung öffentlich zugänglicher Ladepunkte erfüllt werden kann, ist positiv zu bewerten. Für die gesetzliche Umsetzung ist jedoch entscheidend, die Anforderungen stärker nach der Gebäudenutzung zu differenzieren. Während bei Neubau-Wohngebäuden Vorverkabelung und Vorbereitung weiterhin sinnvoll und notwendig sind, bestehen im Bereich des Arbeitsplatzladens oder beim Einzelhandel deutlich andere Nutzungsprofile und Anforderungen.
- Für sehr große Parkplätze sind 2,2 kW zu hoch, sodass hohe Ladeleistungen benötigt werden, die u. U. mit den gegebenen Netzanschlusskapazitäten nicht umsetzbar sind.
- Die AFIR fordert 1,3 kW pro Fahrzeug, hier ist unklar, wie die 2,2 kW je Stellplatz aus dem GEIG mit der AFIR zusammenpassen.
Daher sollte die Vorgabe zumindest für sehr große Parkplätze reduziert werden.
In diesem Zusammenhang sollten Quartiers- und Pooling-Lösungen ausdrücklich erleichtert werden. Gebündelte Ladeinfrastruktur kann Investitionskosten senken, Netzanschlüsse effizienter nutzen und insbesondere bei größeren Stellplatzanlagen eine praxistaugliche Alternative zu starren Einzelvorgaben darstellen.
Fazit: Überarbeiten und Pfadabhängigkeiten vermeiden
Das GModG darf keine neuen fossilen Pfadabhängigkeiten schaffen und sollte keine komplexen Quoten- und Nachweissysteme etablieren, deren praktische Umsetzung unklar ist. Der bne empfiehlt, den Entwurf konsequent auf Elektrifizierung, Effizienz, Flexibilität und echte erneuerbare Wärme auszurichten. Entscheidend sind klare Investitionssignale für Wärmepumpen, Photovoltaik, Speicher, Ladeinfrastruktur und Gebäudeautomation. Nur so können Klimaziele, Verbraucherschutz und eine praxistaugliche Umsetzung miteinander in Einklang gebracht werden.
