Gesetzentwurf zum Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) verzögert sich – Regierung plant Neuausrichtung des bisherigen Gebäudeenergiegesetzes

Die Bundesregierung plant, den Gesetzentwurf für das neue Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) erst nach Ostern vorzulegen. Damit verschiebt sich der ursprünglich angekündigte Zeitplan erneut. Ein erstes Eckpunktepapier gibt jedoch bereits Einblick in die geplante Neuausrichtung der Gebäude- und Heizungsregulierung.

Zentraler Bestandteil der Reform ist die grundlegende Neustrukturierung der bisherigen Regelungen des Gebäudeenergiegesetzes (GEG). Insbesondere die §§ 71 ff. sollen aufgehoben und durch ein neues, eigenständiges Regelungssystem im GMG ersetzt werden. Diese Paragrafen hatten bislang die Anforderungen an neue Heizungsanlagen definiert, darunter die 65 %-Erneuerbare-Energien-Vorgabe, zulässige Erfüllungsoptionen sowie Übergangs- und Härtefallregelungen. Mit der geplanten Neuregelung würde damit ein wesentlicher Teil des sogenannten „Heizungsgesetzes“ nach nur rund zweieinhalb Jahren wieder zurückgenommen.

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Bundesregierung setzt künftig auf Technologieoffenheit: Der Einbau fossiler Heizungen wird wieder möglich

Das Eckpunktepapier sieht künftig einen technologieoffenen Ansatz vor. Der Austausch einer Heizungsanlage soll keine verbindliche Technologievorgabe mehr auslösen. Damit wären auch neue Öl- und Gasheizungen grundsätzlich wieder zulässig.

Im Gegenzug sollen jedoch Anforderungen an die eingesetzten Brennstoffe eingeführt werden. Ab 2029 ist eine sogenannte „Bio-Treppe“ vorgesehen: Der Anteil klimaneutraler Brennstoffe – etwa Biomethan oder Bioöl – soll bei neu installierten fossilen Heizungen schrittweise steigen. Als Einstieg wird derzeit ein Anteil von 10 % diskutiert, der bis 2040 kontinuierlich anwachsen soll.

Ergänzend ist ab 2028 eine allgemeine Grüngasquote von rund 1 % für alle Haushaltskunden geplant, unabhängig vom Zeitpunkt der Installation der Heizungsanlage. Diese Quote kann auf die Anforderungen der Bio-Treppe angerechnet werden.

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Umweltverbände kritisieren Bio-Treppe und Grüngasquote

Die vorgeschlagenen Regelungen stoßen bereits auf deutliche Kritik. Verbraucherschützer warnen vor steigenden Kosten für Haushalte. Auch mehrere Umweltverbände – darunter der Deutsche Naturschutzring, BUND, Deutsche Umwelthilfe, Greenpeace und NABU – sehen die Maßnahmen kritisch. In einem gemeinsamen Positionspapier heißt es, die begrenzten Potenziale grüner Gase könnten Fehlanreize setzen und die weitere Nutzung fossiler Heizsysteme verlängern. Gleichzeitig sei mit deutlich steigenden Heizkosten zu rechnen, da sowohl Erdgaspreise als auch die Kosten für biogene Beimischungen perspektivisch steigen dürften.

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Biomethan könnte zusätzliche Klimawirkung entfalten

Aktuell werden in Deutschland rund 10 TWh Rohbiogas pro Jahr zu Biomethan aufbereitet und in das Erdgasnetz eingespeist. Rohbiogas ist ein ungereinigtes Gasgemisch, das bei der anaeroben Vergärung organischer Substrate – etwa Gülle oder anderen biogenen Reststoffen – in Biogasanlagen entsteht. Bei der Aufbereitung wird das im Gas enthaltene CO₂ vom (Bio-)Methan getrennt, sodass ein erdgasähnlicher Energieträger entsteht, der in das Gasnetz eingespeist werden kann.

Bereits heute werden bei vielen Anlagen zur Biogasaufbereitung auch CO₂-Abscheideanlagen installiert. Dennoch dominiert weiterhin die direkte energetische Nutzung von Rohbiogas: Der Großteil der Anlagen – mit einer jährlichen Produktion von rund 73 TWh – bereitet das Gas nicht auf, sondern verstromt es direkt vor Ort, häufig ohne Nutzung der entstehenden Abwärme.

Stammt das Rohbiogas aus Abfällen oder landwirtschaftlichen Düngern, kann bei der Aufbereitung mit CO₂-Abscheidung sogar Biomethan mit negativer Emissionsbilanz entstehen. In diesem Fall wird bei der Herstellung mehr CO₂ aus der Atmosphäre entfernt, als bei der späteren Nutzung des Gases wieder freigesetzt wird. Voraussetzung dafür ist allerdings, dass das abgeschiedene CO₂ dauerhaft gespeichert oder als Rohstoff in industriellen Anwendungen, beispielsweise in der Getränkeindustrie, genutzt wird.

Gelingt es, einen Teil der bestehenden Biogasanlagen, die ihr Rohbiogas derzeit noch direkt vor Ort und häufig ohne Nutzung der entstehenden Wärme verstromen, auf eine Aufbereitung mit CO₂-Abscheidung und anschließender Einspeisung in das Gasnetz umzustellen, könnte ein größerer Anteil des Biomethans in Anwendungen mit höherem energetischem Wirkungsgrad eingesetzt werden. Unter diesen Voraussetzungen könnte das geplante Gesetz durchaus einen positiven Beitrag zum Klimaschutz leisten, auch wenn dieser voraussichtlich geringer ausfallen würde als unter den bisherigen Regelungen des Gebäudeenergiegesetzes.

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Biomethannachfrage könnte sich bis 2030 verdoppeln

Nach den Plänen des Bundesministeriums könnte der Bedarf an Biomethan in den nächsten Jahren deutlich zunehmen. Durch die Substitution von Erdgas ließen sich dabei jährlich erhebliche Mengen an CO₂ einsparen. Zudem könnten durch zusätzliche Maßnahmen zur CO₂-Abscheidung weitere beträchtliche Mengen an Kohlendioxid aus der Atmosphäre entfernt werden.

Für die Biokraftstoffbranche, die zuletzt unter stark gesunkenen THG-Quotenpreisen gelitten hat, könnte das Gesetz damit neue Impulse setzen. Derzeit liegen die Marktpreise für Biomethan bei etwa 8 bis 9 Cent pro Kilowattstunde. Auf diesem Niveau lassen sich neue Anlagen zur Biomethanproduktion – einschließlich Aufbereitung und CO₂-Abscheidung – jedoch kaum wirtschaftlich realisieren. Das gilt auch für die Nachrüstung bestehender Biogasanlagen. Für entsprechende Investitionen wären Preise von über 10 Cent pro Kilowattstunde erforderlich.

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Die Grüngasquote kann das Startsignal für den grünen Wasserstoffmarkt sein

Der Markt für grünen Wasserstoff befindet sich in Deutschland noch im Aufbau. Aktuell werden weniger als 1 TWh pro Jahr produziert, während gleichzeitig zahlreiche Projekte mit dem Ziel von bis zu 10 GW Elektrolysekapazität bis 2030 geplant sind. Diese könnten perspektivisch 30-50 TWh jährlich erzeugen, befinden sich jedoch größtenteils noch in frühen Projektphasen.

Ein zentrales Hemmnis bleibt der Preis: Grüner Wasserstoff kostet derzeit etwa 4-8 €/kg (≈ 12-24 ct/kWh) und ist damit deutlich teurer als Erdgas. Entsprechend fehlt es bislang an zahlungsbereiter Nachfrage.

Eine verpflichtende Grüngasquote könnte hier erste Nachfrage schaffen. Selbst eine geringe Beimischung von 1 % sowie zusätzliche Nachfrage von rund 13 TWh bis Anfang der 2030er Jahre können erste verlässliche Absatzmengen schaffen. Diese sind zwar begrenzt, können aber Investitionsentscheidungen erleichtern.

Mit jedem realisierten Projekt sind zudem Kostensenkungen zu erwarten: Skaleneffekte, technologische Lernkurven und bessere Auslastung können die Produktionskosten mittelfristig reduzieren. Das GMG könnte damit keinen Durchbruch, aber einen schrittweisen Markthochlauf für grünen Wasserstoff unterstützen.

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Auswirkungen auf Verbraucher bleiben zunächst begrenzt

Die aktuellen Preise für Biomethan liegen im Großhandel je nach Güteklasse bei 8-9 ct/kWh. Damit liegen sie nur leicht über dem Preisniveau von Erdgas (5-6 ct/kWh). Da auf diesen Anteil auch keine CO₂– Abgabe zu leisten wäre, werden die Auswirkungen vernachlässigbar sein. Selbst bei einer zu erwartenden Kostensteigerung auf 12-15 ct/kWh für Biomethan oder Wasserstoff würden die zusätzlichen Kosten bei einer 1-2%igen Beimischung kaum ins Gewicht fallen. Sie lägen unter den Preisschwankungen, die im Erdgasmarkt innerhalb eines Monats üblich sind. Anders sähe es bei einem Neueinbau von Gaskesseln mit einer Bio-Treppe aus. Sollte der Pflichtanteil in den 30er Jahren bei 50 % und mehr liegen, sind Mehrkosten in Höhe von 3-6 ct/kWh zu erwarten.

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Fazit: Stadtwerke sollten frühzeitig Beschaffungsstrategien für grüne Gase sichern

Mit der Einführung des Gesetzes wird die Nachfrage nach grünen Gasen wie Biomethan oder Wasserstoff deutlich steigen. Über die geplante Grüngasquote werden alle Anbieter, die Erdgas an Privathaushalte liefern, verpflichtet sein, einen Anteil klimaneutraler Gase in ihr Portfolio zu integrieren. Für Stadtwerke und Energieversorger bedeutet das, sich frühzeitig Zugang zu entsprechenden Mengen zu sichern. Eine Möglichkeit besteht darin, direkte Lieferbeziehungen zu bestehenden oder potenziellen Biomethanproduzenten aufzubauen und langfristige Abnahmeverträge (PPAs) zu schließen. Zwar bleibt auch der Bezug über etablierte Zwischenhändler möglich, doch könnte dieser Weg angesichts der zu erwartenden steigenden Nachfrage zu weniger wettbewerbsfähigen Preisen führen.

Parallel dazu müssen Versorger ihr Kundenverhalten im Wärmemarkt genauer analysieren. Entscheidend wird sein, wie viele Haushalte sich künftig weiterhin für Gasheizungen entscheiden. Anbieter, die ihren Kunden ab 2029 bei neuen Gaskesseln keinen passenden Tarif – etwa mit einem verpflichtenden Biomethananteil von mindestens zehn Prozent – anbieten können, laufen Gefahr, Kunden an Wettbewerber zu verlieren.

Eine frühzeitig entwickelte und langfristig ausgerichtete Beschaffungsstrategie für Biomethan kann daher nicht nur regulatorische Risiken reduzieren, sondern auch zu einem wichtigen Wettbewerbsfaktor im Wärmemarkt werden.

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Quellen:

Eckpunkte_Gebäudemodernisierungsgesetz.pdf

IW-Trends_2025-04-04_Bardt_Grömling.pdf