Home Blog Page 4

AG Hamburg-Bergedorf: Umlage neuer Betriebskosten

AG Hamburg-Bergedorf: Umlage neuer Betriebskosten
Amtsgericht Hamburg-Bergedorf. Quelle: Hamburg.de / Foto: Sarah Schafer

Das Amtsgericht Hamburg-Bergedorf hat mit Urteil vom 21. Juli 2022, Az.: 409 C 172/21 entschieden, dass neue – früher noch nicht abgerechnete – Betriebskosten, deren Umlagefähigkeit im Mietvertrag aber vereinbart wurde, vom Vermieter ohne Einhaltung eines besonderen Verfahrens bzw. einer Vorankündigung im Rahmen der Betriebskostenabrechnung berücksichtigt werden dürfen.

Im zu entscheidenden Fall streiten die Parteien um die Umlagefähigkeit der Betriebskostenpositionen Gartenpflege und Hauswart.

Sachverhalt

Diese Kosten waren ohne Vorankündigung erstmals 2016 eingestellt worden. Auch in der Betriebskostenabrechnung für das Jahr 2020 fanden sich diese Positionen Gartenpflege, Außenanlage und Schnitt und Hausbetreuung. Dieser Abrechnung hat die Klägerin in der Klageschrift widersprochen und hält diese Kosten, die neu umgelegt wurden, für nicht umlegbar.

Urteilsgründe

Das Gericht hat ausgeführt, dass die Beklagte die Kosten in den jeweiligen Betriebskostenabrechnungen ansetzen durfte, ohne dies vorher anzukündigen. Mietvertraglich haben die Parteien eine Nettomiete nebst Vorauszahlung für Betriebskosten vereinbart, sodass bei dieser Vertragsgestaltung der Vermieter neue Betriebskosten, d. h. solche die er in der Vergangenheit nicht umgelegt hat, deren Umlagefähigkeit im Mietvertrag aber vereinbart ist, ohne Einhaltung eines besonderen Verfahrens im Rahmen der Betriebskostenabrechnung berücksichtigen darf.

Die Umlage ist somit zu Recht erfolgt.

Dr. Peter Hitpaß VNW Beauftragter für Partnermitglieder

Quelle: BBU

Anzeige

Mietrechtsstreitigkeiten steigen – Betriebskosten auf Platz 3

Quelle: DMB Prozessstatistk Foto: IMAGO / Pond5 Images

Nach Angaben des Statistischen Bundesamtes ist die Zahl der Mietrechtsstreitigkeiten vor Gericht im Jahr 2024 deutlich gestiegen. 197.092 Mal stritten sich die Mietvertragsparteien vor den Amts- und Landgerichten in Deutschland. Gegenüber dem Vorjahr stieg die Zahl der Mietrechtsprozesse damit um rund 7,8 Prozent.

Grundlage für die Statistik über Streitgegenstände in Mietrechtsprozessen sind Zahlen der DMB Rechtsschutz-Versicherung AG. 

Wie in den Vorjahren sind allgemeine Vertragsverletzungen der am häufigsten genannte Grund für mietrechtliche Auseinandersetzungen. Hier geht es allgemein um Rechte und Pflichten aus dem Mietverhältnis, angefangen bei Fragen der Tierhaltung bis hin zu Problemen im Zusammenhang mit Wohnungsmängeln und Mietminderungen oder Verfahren zur Mietpreisbremse.  Der „Rechtsberatungs-Klassiker“ Betriebskosten ist der dritthäufigste Prozessgegenstand und im Vergleich zu 2024 (15,6 Prozent) leicht gestiegen.

Streitigkeiten über Mietererhöhungen belegen den zweiten Platz im Ranking und sind im Vergleich zum Vorjahr (17,4 Prozent) erneut deutlich gestiegen.

Dr. Peter Hitpaß, VNW Beauftragter für Partnermitglieder, Quelle: DMB Prozessstatistk

Anzeige

Die blockierte Quartierswende – Warum das neue „Energy Sharing“ die Wohnungswirtschaft im Stich lässt

Quartierswende – „Energy Sharing“ lässt Wohnungswirt. im Stich
PV für Mieterstrom droht mit dem neuen § 42c des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) zu scheitern. Da muss das Bundeswirtschaftsministerium dringend nachbessern. Foto: Wohnungswirtschaft heute. Gerd Warda

Von Julian Schulz

Am 1. Juni 2026 tritt mit dem neuen § 42c des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) eine Reform in Kraft, die auf dem Papier wie der lang ersehnte Befreiungsschlag für die urbane Energiewende wirkt: das „Energy Sharing“. Erstmals dürfen Nachbarschaften, Wohnungseigentümergemeinschaften (WEGs) und Wohnungsbaugenossenschaften lokal erzeugten Solarstrom virtuell über das öffentliche Netz miteinander teilen.

Ohne teure Extraleitungen, direkt vom Dach des einen Gebäudes in die Steckdosen des gesamten Quartiers. Doch was politisch als Meilenstein für die 44 Millionen Mieter in Deutschland gefeiert wird, droht in der Realität der Wohnungswirtschaft zu einem krachenden Fehlstart zu werden. Das Gesetz ist gut gemeint, aber in der regulatorischen Praxis so mangelhaft umgesetzt, dass es Wohnungsunternehmen nicht entlastet, sondern vor unkalkulierbare Hürden stellt. Statt des versprochenen Raketenstarts für die Quartiersversorgung erleben wir ein administratives Stolpern, das die Akteure der Wohnungswirtschaft eiskalt im Stich lässt.

Wer die tägliche Praxis an der Schnittstelle von Immobilienbetrieb, Netzkopplung und Messwesen kennt, weiß: Ein neuer Paragraph im Bundesgesetzblatt senkt noch keine Betriebskosten und baut keine Solaranlagen. Zwischen der progressiven Theorie in Berlin-Mitte und der starren Realität in den Heizungskellern und Zählerschränken der Republik klafft eine gewaltige Umsetzungslücke. Dabei ist die wohnungswirtschaftliche Logik bestechend: Große Dachflächen im Bestand könnten genutzt werden, um bezahlbaren, dezentralen Ökostrom dorthin zu bringen, wo er gebraucht wird – direkt zum Mieter, um gleichzeitig die CO2-Bilanz des Portfolios zu verbessern. Doch statt die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (gGv) sinnvoll zu ergänzen, baut das Energy Sharing vier neue Mauern vor den Gebäuden auf.

1. Der digitale Offenbarungseid: Das Smart-Meter-Nadelöhr Energy Sharing basiert zwingend auf einer viertelstündlichen, synchronisierten Messdatenübertragung aller teilnehmenden Erzeuger und Verbraucher. Ohne sogenannte Smart Meter (iMSys) ist das Modell schlicht nicht durchführbar. Dass die aktuelle deutsche Einbauquote für diese intelligenten Zähler bei gerade einmal rund 5,5 Prozent liegt, ist für ein Industrieland ein digitaler Offenbarungseid. Für ein Wohnungsunternehmen bedeutet dies: Selbst wenn die Bereitschaft da ist, ein Quartiersprojekt zu starten, scheitert es im ersten Schritt am schleppenden Rollout der Messstellenbetreiber. Die Unternehmen werden technisch ausgebremst.

2. Das Bürokratie-Bollwerk der 900 Verteilnetzbetreiber: Selbst wenn die Zähler vorhanden sind, rennen Wohnungsunternehmen gegen eine Wand aus analoger Bürokratie. In Deutschland gibt es rund 900 eigenständige Verteilnetzbetreiber. Bis heute existieren keine standardisierten, durchgängig digitalen IT-Prozesse, um gemeinschaftlich geteilten Strom unkompliziert anzumelden, bilanziell zuzuordnen und abzurechnen. Die entscheidenden Regeln für die Marktkommunikation hinken dem Gesetz hinterher. Für die Wohnungswirtschaft, die auf standardisierte, skalierbare Prozesse in der Verwaltung angewiesen ist, ist dieser Flickenteppich ein administrativer Albtraum. Bis die Netzbetreiber ihre Softwarelandschaften angepasst haben, vergehen erfahrungsgemäß Jahre.

3. Das finanzielle Absurdum: Netzentgelte fressen die Rendite Die wirtschaftlich bitterste Blockade ist das System der Netzentgelte. Während der klassische Eigenheimbesitzer den Strom vom eigenen Dach komplett abgabenfrei verbraucht, bittet der Staat beim Energy Sharing im Quartier voll zur Kasse. Obwohl der Strom physikalisch oft nur wenige Meter vom Dach des einen Mietshauses in das Nachbargebäude fließt, müssen in Deutschland die vollen Netzentgelte, Steuern und Umlagen gezahlt werden – so, als käme der Strom aus einem Offshore-Windpark in der Nordsee. Diese staatlich induzierten Kosten machen rund 60 Prozent des Haushaltsstrompreises aus. Das bedeutet im Klartext: Die Marge für das Wohnungsunternehmen schrumpft gegen null, und für den Mieter bleibt kaum eine spürbare Ersparnis übrig. Das Gesetz zwingt das Energy Sharing in die wirtschaftliche Sinnlosigkeit.

Ein Blick nach Österreich zeigt, wie es im Mietwohnungsbau funktionieren kann: Dort wurde der Durchbruch für Energiegemeinschaften durch drastisch reduzierte Netzentgelte für lokal geteilten Strom ermöglicht. Strom, der im selben Quartier bleibt, belastet die großen Überlandnetze nicht. Wer diesen ökologischen und lokalen Vorteil in Deutschland nicht finanziell honoriert, verhindert die wirtschaftliche Dekarbonisierung des urbanen Raums.

4. Das Haftungs- und Vermarktungsdilemma Dazu kommt ein massives regulatorisches Risiko: Ab einer bestimmten Anlagengröße greift beim Energy Sharing die gesetzliche Direktvermarktungspflicht für Überschussstrom über die Strombörse. Die kleinteiligen, volatilen Strommengen einer lokalen Mietergemeinschaft passen jedoch überhaupt nicht in die Portfolios der klassischen Direktvermarkter. Wohnungsunternehmen werden hier mit Pflichten und Risiken aus der Energiewelt konfrontiert, die sie mangels passender Marktprodukte gar nicht erfüllen können.

Fazit: Die Energiewende braucht Skalierbarkeit statt Symbolpolitik

Für die Wohnungswirtschaft ist die Prognose für die kommenden Monate ernüchternd: Das Jahr 2026 wird kein Jahr des großflächigen Rollouts von Quartiersstrom, sondern ein Jahr der isolierten, hochsubventionierten Pilotprojekte, in dem sich einige wenige Unternehmen durch bürokratische Grauzonen kämpfen.

Ein echter Massenmarkt, der der Wohnungswirtschaft Rechtssicherheit und den 44 Millionen Mietern bezahlbaren Solarstrom garantiert, ist unter diesen Bedingungen erst Richtung 2029 realistisch.

Damit das Gesetz nicht als zahnloser Tiger endet, muss das Bundeswirtschaftsministerium dringend nachbessern. Die Wohnungswirtschaft braucht keine gut gemeinten Absichtserklärungen, sondern eine radikale Reform der Netzentgelte für den Nahbereich und eine gesetzliche Verpflichtung der Netzbetreiber zu standardisierten, digitalen Schnittstellen.

Solange diese Hausaufgaben in Berlin nicht erledigt sind, bleibt der 1. Juni 2026 ein rein symbolisches Datum – und die Energiewende ein Versprechen, das an den Zählerschränken der deutschen Wohnungswirtschaft scheitert.

Unser Autor Julian Schulz ist einer der Gründer von metergrid. Das Unternehmen revolutioniert die Mieterstromversorgung durch innovative Technologien.

Anzeige

Quartierspeicher: Technik ist einsatzbereit, aber rechtliche Hürden bremsen die Umsetzung

Quartierspeicher: Technik ist da, aber rechtliche Hürden bremsen
Vorhaben der TH Köln liefert Grundlagen für gemeinschaftliche Stromversorgung Symbolbild eines Quartierspeichers: Gemeinschaftlich genutzte Anlagen weisen gegenüber Heimspeichern eine höhere Auslastung auf, wodurch sich Ressourcen einsparen lassen. (Bild: Prof. Dr. Eberhard Waffenschmidt/TH Köln)

Strom dort nutzen, wo er erzeugt wird: Im Rahmen eines Forschungsprojekts untersuchte ein interdisziplinäres Team unter der Leitung der TH Köln, wie Photovoltaikanlagen und ein zentraler Quartierspeicher in einem Neubaugebiet zusammenwirken können, um die Energiewende vor Ort voranzutreiben. Das Ergebnis: Der technische Betrieb des Speichers ist möglich, jedoch beeinträchtigen neue Gesetze die Wirtschaftlichkeit.

„Neben einzelnen Heimspeichern gewinnt die zentrale Energiespeicherung zunehmend an Bedeutung. Zum einen steigt dadurch der Anteil der selbst genutzten, lokal erzeugten Energie, zum anderen kann die insgesamt benötigte Speicherkapazität reduziert werden. Im Projekt haben wir die Grundlagen erarbeitet, wie ein gemeinschaftlich genutzter Quartierspeicher mit möglichst geringem technischem und administrativem Aufwand errichtet und betrieben werden kann“, erläutert Prof. Dr. Eberhard Waffenschmidt vom Institut für Elektrische Energietechnik der TH Köln.

Modell stand ein geplantes Wohngebiet im nordrhein-westfälischen Bergneustadt: auf den Dächern von 36 zu errichtenden Häusern sollen Photovoltaik-Anlagen einen wesentlichen Teil der Energieversorgung abdecken. Der erzeugte Strom kann vorrangig direkt verbraucht werden, um beispielsweise Wärmepumpen zu betreiben oder Elektroautos zu laden. Überschüssige Energie wird zunächst in einen Batteriespeicher geleitet, um sie bei Bedarf zu einem späteren Zeitpunkt zu nutzen. Darüber hinausgehende Strommengen werden in das öffentliche Netz eingespeist.

Technische und wirtschaftliche Potenziale

Gemeinschaftlich genutzte Anlagen weisen gegenüber Heimspeichern eine höhere Auslastung auf, wodurch sich deutliche Vorteile bezüglich Ressourcennutzung und Effizienz ergeben. Mithilfe eines integrierten Energiemanagements können steuerbare Verbraucher wie Ladestationen und Wärmepumpen zeitlich verschoben werden, um das Netz zu entlasten und Gebühren einzusparen

Prof. Dr. Eberhard Waffenschmidt

Die Untersuchung erfolgte anhand simulierter Analysen zu Energieerzeugung und -verbrauch in einem vergleichbaren Wohngebiet. Dabei wurden verschiedene Optionen zum Betrieb des Speichers hinsichtlich ihrer technischen Realisierbarkeit, wirtschaftlichen Effizienz und rechtlichen Rahmenbedingungen bewertet.

„Gemeinschaftlich genutzte Anlagen weisen gegenüber Heimspeichern eine höhere Auslastung auf, wodurch sich deutliche Vorteile bezüglich Ressourcennutzung und Effizienz ergeben. Mithilfe eines integrierten Energiemanagements können steuerbare Verbraucher wie Ladestationen und Wärmepumpen zeitlich verschoben werden, um das Netz zu entlasten und Gebühren einzusparen“, erklärt Waffenschmidt.

Zudem bieten alternative Betriebsstrategien zusätzliche wirtschaftliche Potenziale. „Dazu zählen etwa Lastspitzenkappung, also die gezielte Reduzierung hoher Verbräuche, um Netzentgelte zu senken, oder die Bereitstellung von Primärregelleistung, um die Frequenz zu stabilisieren“, so der Projektleiter.

Neben der technischen Analyse widmete sich das Vorhaben der Klärung der rechtlichen Rahmenbedingungen, die für den breiten Einsatz von Quartierspeichern erforderlich wären. So erarbeitete das Projetteam Vorschläge, wie bestehende regulatorische Vorgaben zu Messkonzepten, Abrechnungsverfahren und Netzentgelten vereinfacht werden können.

Rechtliche Hürden

Während der Projektlaufzeit wurden jedoch neue gesetzliche Vorgaben erlassen, wodurch sich zusätzliche rechtliche Hürden ergaben, wie der wissenschaftliche Mitarbeiter Jonas Quernheim ausführt. „Insbesondere die ursprünglich geplante Einstufung eines Quartierspeichers als sogenannte Kundenanlage wäre für das Projekt wirtschaftlich günstig gewesen.

Durch neue gesetzliche Regelungen wird eine solche Konstellation jedoch nicht mehr als Kundenanlage, sondern als reguliertes Energieversorgungsnetz eingestuft, wodurch Abgaben und Entgelte in voller Höhe anfallen. Heimspeicher sind von dieser Regelung ausgenommen, da sie in der Regel im jeweiligen Gebäude installiert und nicht quartiersweit vernetzt sind. Sie stellen daher oft die wirtschaftlich attraktivere Alternative dar.“

Grundlagen für gemeinschaftliche Stromspeicher

Trotz der regulatorischen Hürden ist es gelungen, wesentliche Grundlagen für eine lokale Energieversorgung zu definieren. „Mit unseren Erkenntnissen haben wir Konzepte für zukünftige Vorhaben vorgelegt, die auf technischer Ebene funktionieren. Jetzt ist die Politik gefragt, um praktikable rechtliche Rahmenbedingungen zu schaffen.

Die Energiewende wird nur gelingen, wenn die Menschen den regenerativ erzeugten Strom vor Ort einfacher speichern und nutzen können“, ist Waffenschmidt überzeugt. Die Projektergebnisse wurden als Handbuch aufbereitet, das technische, rechtliche und organisatorische Handlungsmöglichkeiten für künftige Quartierspeicherprojekte enthält.

Über das Projekt

Das Projekt „Quartierspeicher für eine Klimaschutzsiedlung“ wurde von Prof. Dr. Eberhard Waffenschmidt vom Institut für Elektrische Energietechnik der TH Köln geleitet. Unterstützt wurde er vom wissenschaftlichen Mitarbeiter Jonas Quernheim. Projektpartner waren der Solarenergie-Förderverein Deutschland e.V. und die Kanzlei Gaßner, Groth, Siederer & Coll. Partnerschaft von Rechtsanwälten mbB, Rechtsanwalt Dr. Markus Behnisch.

Als assoziierte Partner agierten die Eikamp GbR als Projektentwickler und Erschließungsträger sowie die Stadtwerke Solingen GmbH, die das Strom- und Wärmekonzept des Quartiers in der Praxis umsetzen wollen. Die Deutsche Bundesstiftung Umwelt förderte das Vorhaben über die zweijährige Laufzeit mit rund 120.000 Euro.

Die TH Köln zählt zu den innovativsten Hochschulen für Angewandte Wissenschaften. Sie bietet Studierenden sowie Wissenschaftler*innen aus dem In- und Ausland ein inspirierendes Lern-, Arbeits- und Forschungsumfeld in den Sozial-, Kultur-, Gesellschafts-, Ingenieur- und Naturwissenschaften. Zurzeit sind über 21.000 Studierende in mehr als 90 Bachelor- und Masterstudiengängen eingeschrieben.

Die TH Köln gestaltet Soziale Innovation – mit diesem Anspruch begegnen wir den Herausforderungen der Gesellschaft. Unser interdisziplinäres Denken und Handeln, unsere regionalen, nationalen und internationalen Aktivitäten machen uns in vielen Bereichen zur geschätzten Kooperationspartnerin und Wegbereiterin.

Das Handbuch ist hier verfügbar.

Quelle: TH Köln

Anzeige

Energiewende ausgebremst: Wie Politik und Regulierung effiziente Lösungen verhindern

Gerd Warda, Foto: krimiwa

Liebe Leserinnen, liebe Leser.

Die Energiewende scheitert längst nicht mehr an fehlender Technologie. Sie scheitert an politischen Fehlentscheidungen, regulatorischer Mutlosigkeit und einer Energiepolitik, die fossile Strukturen weiterhin schützt, statt effiziente Lösungen konsequent zu fördern.

Drei aktuelle Entwicklungen zeigen exemplarisch, wie Deutschland beim Thema Energieeffizienz ausgebremst wird – zulasten von Mietern, Vermietern, Häuslerbauer und der Zukunftsindustrie.

Fossile Heizungen bleiben politisch gewollt

Das geplante Gebäudemodernisierungsgesetz soll eigentlich mehr Fairness schaffen: Mieter und Vermieter sollen sich künftig die steigenden Zusatzkosten fossiler Heizungen teilen. Doch genau darin liegt das Problem. Statt den Umstieg auf effiziente und dauerhaft günstigere Technologien wie Wärmepumpen, Solarstrom oder lokale Speicherlösungen massiv zu beschleunigen, wird das fossile System lediglich neu verteilt.

Die Rechnung ist simpel: CO₂-Preise steigen, Netzentgelte steigen, Biogasanteile verteuern den Betrieb zusätzlich. Was heute noch vermeintlich günstig erscheint, entwickelt sich langfristig zu einer Kostenfalle – für beide Seiten.

Das Gesetz produziert dabei vor allem eines: mehr Bürokratie. Vermieter müssen zusätzliche Kostenbestandteile aufwendig berechnen, Mieter Rückforderungen prüfen und komplizierte Abrechnungen nachvollziehen. Der eigentliche Kern der Energiewende – Energieverbrauch dauerhaft zu senken und lokal günstigen Strom aus Sonne und Wind zu nutzen – bleibt dabei auf der Strecke.

Denn die effizienteste Kilowattstunde ist nicht die teuer verteilte fossile Wärme, sondern die lokal erzeugte erneuerbare Energie. Photovoltaik in Verbindung mit Wärmepumpen, intelligenten Speichern und sektorübergreifendem Energiemanagement senkt dauerhaft Kosten, reduziert Netzbelastungen und macht Verbraucher unabhängiger von fossilen Preissteigerungen. Doch genau diese Lösungen werden politisch bis heute nicht mit derselben Konsequenz gefördert wie fossile Übergangsmodelle. Zum Artikel Neue fossile Heizung kostet Vermieter 275 Euro im Jahr mehr – pro Wohnung

Rechenzentren: Abwärme wird verschenkt statt genutzt

Noch absurder wird die Lage beim Thema Rechenzentren. Während Deutschland über hohe Energiepreise diskutiert, entsteht gleichzeitig ein gigantisches ungenutztes Wärme-Potenzial.

Die Abwärme moderner Rechenzentren könnte ganze Wärmenetze versorgen. Doch statt verbindliche Vorgaben für eine konsequente Wärmenutzung zu schaffen, bleibt die Politik erstaunlich zurückhaltend.

Dabei wäre die Lösung offensichtlich: Rechenzentren müssten künftig verpflichtend dort entstehen, wo Wärme auch tatsächlich genutzt werden kann – also in der Nähe kommunaler Wärmenetze, Wohnquartiere oder industrieller Wärmeabnehmer. Genau hier fehlt jedoch der politische Wille.

Das Bundeswirtschaftsministerium müsste klare Rahmenbedingungen setzen: verpflichtende Abwärmenutzung bei Neubauten, verbindliche Anschlussvorgaben an Wärmenetze, Mindeststandards für Energieeffizienz, Priorisierung erneuerbarer Energien, Ausschluss fossiler Backup-Systeme außer in echten Notfällen.

Denn gerade die geplanten fossilen Ersatzlösungen zeigen das eigentliche Problem: Unter dem Begriff „systemdienliche Eigenversorgung“ öffnen sich neue Schlupflöcher für Gaskraftwerke speziell zur Versorgung von Rechenzentren. Damit werden fossile Infrastrukturen über Jahrzehnte festgeschrieben – mitten in einer angeblichen Klimastrategie.

Das ist energiepolitisch widersinnig.

Deutschland hätte stattdessen die Chance, weltweit Vorreiter für nachhaltige digitale Infrastruktur zu werden. Strenge Effizienzstandards wären kein Wettbewerbsnachteil, sondern ein Innovationsmotor – ähnlich wie einst die DSGVO internationale Standards gesetzt hat.

Wer heute konsequent auf Abwärmenutzung, Direct Liquid Cooling und echte Kreislauf-Energieversorgung setzt, wird langfristig wirtschaftlicher arbeiten als Betreiber fossiler Parallelstrukturen. Nachhaltigkeit ist eben nicht nur Klimaschutz, sondern zunehmend ein ökonomischer Wettbewerbsvorteil. Zum Artikel Rechenzentrumsstrategie der Bundesregierung: Starkes Signal für den Ausbau, schwaches Signal für die Nachhaltigkeit

Quartierspeicher: Die Technik funktioniert – die Politik blockiert

Besonders deutlich wird das politische Versagen bei Quartiersspeichern. Technisch ist längst alles möglich: Photovoltaik auf Wohngebäuden, gemeinschaftliche Batteriespeicher, intelligente Steuerung von Wärmepumpen, Ladeinfrastruktur und Verbrauchern. Solche Systeme könnten Strom lokal speichern, Lastspitzen vermeiden, Netze entlasten und Energiekosten massiv senken.

Genau das zeigen die Untersuchungen der TH Köln:

Gemeinschaftlich genutzte Speicher arbeiten sogar deutlich effizienter als viele einzelne Heimspeicher. Sie verbessern die Ressourcennutzung, erhöhen die Auslastung und ermöglichen ein intelligentes Energiemanagement im gesamten Quartier.

Doch genau solche Lösungen werden regulatorisch ausgebremst.

Der politische Fehler liegt im Detail – mit enormen Folgen: Quartierspeicher werden inzwischen häufig nicht mehr als wirtschaftlich begünstigte Kundenanlagen behandelt, sondern als regulierte Energieversorgungsnetze eingestuft. Dadurch fallen zusätzliche Abgaben, Entgelte und bürokratische Anforderungen an.

Die Folge: Die effizientere und nachhaltigere Lösung wird künstlich verteuert.

Das ist keine technische Frage mehr, sondern ein politisches Problem. Während große Teile der Energiewirtschaft weiterhin auf zentrale Strukturen setzen, werden dezentrale Lösungen systematisch benachteiligt. Genau hier zeigt sich der Einfluss klassischer Lobbyinteressen: Lokale Speicher, Quartiersstrom und dezentrale Energien reduzieren Netzabhängigkeiten – und gefährden bestehende Geschäftsmodelle.

Dabei wären Quartiersspeicher ein zentraler Baustein der Energiewende: weniger Netzausbau, geringere Stromkosten, höhere Versorgungssicherheit, bessere Integration erneuerbarer Energien, mehr lokale Wertschöpfung, weniger CO₂-Emissionen. Die Technologie ist einsatzbereit. Was fehlt, ist ein regulatorischer Rahmen, der Innovation ermöglicht statt verhindert. Zum Artikel Quartierspeicher: Technik ist einsatzbereit, aber rechtliche Hürden bremsen die Umsetzung

Deutschland braucht endlich eine Effizienzpolitik

Alle drei Beispiele zeigen dieselbe Fehlentwicklung: Statt konsequent auf Effizienz, lokale erneuerbare Energieversorgung und intelligente Infrastruktur zu setzen, hält die Politik an komplizierten Übergangslösungen fest. Dabei wäre die Richtung klar: lokale Stromerzeugung stärken, Speichertechnologien fördern,  Abwärme verpflichtend nutzen, fossile Schlupflöcher schließen, Bürokratie reduzieren, dezentrale Energieversorgung ermöglichen. Die Energiewende wird nicht durch fehlende Technik gebremst. Sie wird durch politische Strukturen gebremst, die alte Systeme schützen und verdienen lassen und neue Lösungen behindern. Und wer zahlt am Ende: die Mieter, die Vermieter, Häuslebesitzer und die Zukunfts-Unternehmen.

Mai 2026 Wohnungswirtschaft energie., Ausgabe 31, mit Fakten und Einschätzungen zum zielführenden Handeln.
Klicken Sie mal rein.

Bleiben Sie zuversichtlich und nachhaltig.
Ihr Gerd Warda und das Wohnungswirtschaft energie.-Team

Anzeige

VDE FNN: Niederspannungsnetze zukunftssicher und kundenfreundlich ausgestalten

VDE FNN: Niederspannungsnetze zukunftssicher ausgestalten
Illustration Anschluss Betriebskonzepte | VDE FNN

Ob steigende Zahl von Netzanschlüssen, Digitalisierung von Betriebsmitteln oder Einbindung von KI: Netzbetreiber, Industrie und Handwerk sind durch die aktuellen Entwicklungen im Niederspannungsnetz mit zahlreichen Herausforderungen konfrontiert. VDE FNN hat daher zum März 2026 einige technische Vorgaben für die Niederspannung so überarbeitet, dass Zukunftssicherheit, Realisierbarkeit und Markttauglichkeit Hand in Hand gehen.

Damit bieten wir Orientierung und Erleichterungen für konkrete Praxisfragen, auch wenn derzeit einige rechtliche Aspekte unklar sind, Stichwort europäische Network Codes,“ sagt Dr. Joachim Kabs, Vorstandsvorsitzender VDE FNN.

Der Anteil der erneuerbaren Energien an der Gesamterzeugung stieg 2025 auf über 55 Prozent, und trotz des laufenden Systemumbaus ist die Stromversorgung in Deutschland eine der stabilsten weltweit. Bei einem weiterwachsenden Ausbau erneuerbarer Energien und einem durch fortschreitende Elektrifizierung und künstliche Intelligenz steigenden Strombedarf gilt es, eine sichere und resiliente Energieversorgung zu gewährleisten.

Dazu müssen steuerbare Verbrauchseinrichtungen und Erzeugungsanlagen gemäß § 14a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) bestimmte technische Anforderungen erfüllen und systemstützende Funktionen übernehmen. Wie diese Anforderungen konkret ausgestaltet sind und praktisch umgesetzt werden können, ist für Netzbetreiber, Handwerker und Netzkunden gleichermaßen von zentraler Bedeutung.

Daher hat VDE FNN die Vorgaben in den Technischen Anschlussregeln (TAR) Niederspannung (VDE-AR-N 4100) und Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz (VDE-AR-N 4105) weiterentwickelt und eine Aktualisierung veröffentlicht.

Vom Zählerplatz zur digitalen Steuerung für Wärmepumpe, Wallbox & Co.

Im Zentrum steht dabei die Weiterentwicklung der Vorgaben, wie neue Zählerplätze einzurichten sind. Sie bilden die Voraussetzung für den Anschluss und die digitale Steuerung von Erzeugungsanlagen und Verbrauchseinrichtungen wie Speicher, Wärmepumpen und Wallboxen mit intelligenten Messsystemen.

Ziel ist ein branchenweit einheitliches Vorgehen bei der Anbindung der Kommunikationseinrichtungen von Kundenanlagen, um regionale Individuallösungen zu vermeiden.

Für Neuanlagen nach § 14a EnWG definiert die TAR Niederspannung verbindlich eine digitale Schnittstelle für Steuerbefehle auf Basis der VDE-AR-E 2829-6-1, wobei EEBUS als herstellerübergreifender Mindest-Kommunikationsstandard empfohlen wurde. Für bestimmte Anlagen ist in einer Übergangsphase noch eine Relaiskontaktsteuerung zulässig, die sogenannte Steuersignalklemmleiste.

„Die Umsetzung dieser Vorgaben ist die Basis dafür, dass Netzbetreiber ein zuverlässiges Engpassmanagement leisten und Netzkunden sichergehen können, dass ihre Stromversorgung zu keinem Zeitpunkt gefährdet ist,“ erklärt Kabs.

Praxisthemen: mehrere Netzanschlüsse auf einem Grundstück und Nulleinspeisung 

Neben den großen Themen rund um den Erhalt der Systemstabilität schaffen die überarbeiteten TAR auch Klarheit bei Fragestellungen, die in der Alltagspraxis des Netzbetriebs auftauchen. So wird beispielsweise in der TAR Niederspannung beschrieben, wie sich mehrere Netzanschlüsse auf einem Grundstück organisatorisch und technisch realisieren lassen.

Die TAR Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz beantwortet unter anderem die Frage, wie sich die PAV, E-Überwachung bis zur sogenannten Nulleinspeisung nutzen lässt. Der Vorteil: Erzeugungsanlagen und Speicher lassen sich auch bei mangelnden Netzkapazitäten ans Netz anschließen.

Denn die PAV, E-Überwachung sorgt dafür, dass nur die vertraglich vereinbarte Leistung in das Netz eingespeist wird. Dies ist zum Beispiel der Fall, wenn ein Netz bereits ausgelastet ist und der Anschluss von Anlagen erfolgen soll, bevor der Netzausbau abgeschlossen ist.

„Viele Dinge, die rechtlich momentan nicht ausreichend fixiert sind, bereiten wir aus technischer Sicht vor, so dass Netzbetreiber für die Zukunft bestmöglich gerüstet sind“

Dr. Joachim Kabs

Die Zukunft im Blick: weitere Anpassungen ab Anfang 2027

All diese Herausforderungen werden in den nun veröffentlichten Aktualisierungen behandelt. Gleichzeitig arbeitet VDE FNN bereits jetzt intensiv an einer Erweiterung der TAR Niederspannung (VDE-AR-N 4100/A1), welche Anfang 2027 veröffentlicht werden soll und dem digitalen Steuerungsrollout durch Vereinfachungen weiter den Weg ebnet. Dabei werden auch Aspekte wie der Einbau von intelligenten Messsystemen bei Änderungen in Bestandsanlagen detailliert ausgearbeitet. „Viele Dinge, die rechtlich momentan nicht ausreichend fixiert sind, bereiten wir aus technischer Sicht vor, so dass Netzbetreiber für die Zukunft bestmöglich gerüstet sind“, sagt Dr. Joachim Kabs. Damit schafft VDE FNN Handlungsmöglichkeiten, obwohl die EU-Kommission das dringend benötigte europäische Rahmenwerk, insbesondere den Network Code Requirements for Generators (RfG), noch nicht überarbeitet vorgelegt hat.

Matthias Schmidt-Stein



Das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE
(VDE FNN) entwickelt die Stromnetze vorausschauend weiter. Ziel ist der jederzeit sichere Systembetrieb mit 80 Prozent erneuerbaren Energien bis 2030. VDE FNN macht innovative Technologien praxistauglich und gibt Antworten auf netztechnische Herausforderungen von morgen. Hier arbeiten verschiedene Fachkreise mit unterschiedlichen Interessen gemeinsam an Lösungen. Mitglieder sind über 500 Hersteller, Netzbetreiber, Versorger, Anlagenbetreiber, Behörden und wissenschaftliche Einrichtungen. Mehr Informationen

Der VDE, eine der größten Technologie-Organisationen Europas, steht seit mehr als 130 Jahren für Innovation und technologischen Fortschritt. Als einzige Organisation weltweit vereint der VDE dabei Wissenschaft, Standardisierung, Prüfung, Zertifizierung und Anwendungsberatung unter einem Dach. Das VDE Zeichen gilt seit mehr als 100 Jahren als Synonym für höchste Sicherheitsstandards und Verbraucherschutz.

Im VDE Netzwerk engagieren sich über 2.000 Mitarbeiter*innen an über 60 Standorten weltweit, mehr als 100.000 ehrenamtliche Expert*innen und rund 1.500 Unternehmen gestalten im Netzwerk VDE eine lebenswerte Zukunft: vernetzt, digital, elektrisch. Wir gestalten die e-diale Zukunft. Sitz des VDE (VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.) ist Frankfurt am Main.

Anzeige

Neue fossile Heizung kostet Vermieter 275 Euro im Jahr mehr – pro Wohnung

Ein schönes Flammenbild im Brennraum der neuen Gasheizung. Weniger schön wird es, wenn wir auf die Kosten schauen. Das Gas-Gerät war zwar etwas günstiger als eine Wärmepumpe, aber die realen Verbrauchskosten haben den Vorteil schnell ausgeglichen. Foto: Wohnungswirtschaft energie. de Gerd Warda

Neue Gas- und Ölheizungen sollen nach den Plänen der Bundesregierung zwar wieder erlaubt sein, könnten aber teuer werden. Sie müssen nach dem Einbau schrittweise auf teurere klimafreundliche Brennstoffe umgestellt werden. Um Mieter zu schützen, sollen diese Mehrkosten künftig zwischen Mietern und Vermietern aufgeteilt werden. Eine Beispielrechnung des unabhängigen Geldratgebers Finanztip zeigt: Für eine durchschnittliche Wohnung müssten Vermieter nach aktuellen Preisen rund 275 Euro pro Jahr an zusätzlichen Energiekosten einplanen.

Der Kabinettsbeschluss des Gebäudemodernisierungsgesetzes sieht vor, dass sich Mieter und Vermieter die Mehrkosten für neu eingebaute, fossile Heizungen in Zukunft zur Hälfte teilen. Für eine Wohnung mit einem Gasverbrauch von 10.000 Kilowattstunden (kWh) ergeben sich laut Finanztip derzeit Heizkosten von rund 1.300 Euro pro Jahr, inklusive der Kosten für 15 Prozent Biogas. Dieser Anteil wäre ab 2030 vorgeschrieben.

Der Vermieter müsste davon etwa 275 Euro übernehmen. Die Summe setzt sich aus Anteilen für Biogas (rund 75 Euro), CO₂-Kosten (rund 70 Euro) sowie Netzentgelte (rund 130 Euro) zusammen. „Die Beispielrechnung macht deutlich: Mieter werden geschützt, weil Vermieter einen Teil der höheren Energiepreise mittragen müssen“, sagt Sandra Duy, Finanztip-Expertin für energetische Sanierung. „Gleichzeitig teilen sich beide Seiten künftig auch das Risiko weiter steigender Kosten.

Dass die Reform des Gesetzes Fehlanreize setzen könnte, wird auch durch die geplante Aufteilung der Kosten nicht ausgeglichen: Fossile Heizungen bleiben für Vermieter auf den ersten Blick oft die günstigere Wahl – vor allem wegen niedrigerer Anschaffungskosten und vergleichsweise geringer Förderung für klimafreundliche Alternativen.

„Das ist kurzsichtig“, warnt Duy. „Es ist absehbar, dass CO₂-Preis, Netzentgelte und der Anteil teurer Biobrennstoffe deutlich steigen werden. Wer heute noch in eine fossile Heizung investiert, holt sich damit steigende Betriebskosten ins Haus – und die treffen am Ende beide Seiten.“

Neue Regeln greifen bei Heizungswechsel

Nach dem Kabinettsbeschluss sollen zentrale Preisbestandteile künftig hälftig zwischen Mietern und Vermietern aufgeteilt werden, wenn neue Heizungen eingebaut werden, die mit Gas, Heizöl oder Flüssiggas betrieben werden. CO₂-Kosten werden bei neuen Heizungen zukünftig immer zur Hälfte geteilt. Für Netzentgelte soll dies ab 2028 ebenso gelten.

Außerdem neu: Bei Brennstoffen greift ab 2029 die sogenannte „Biotreppe“. Klimaneutrale Brennstoffe sollen in stufenweise steigenden Anteilen den fossilen Brennstoffen beigemischt werden. In den ersten Stufen übernimmt der Vermieter die Hälfte der Mehrkosten, bis zu einem Bioanteil von 30 Prozent. Ab 2040 steigt der Bioanteil auf 60 Prozent, dann tragen Mieter den Großteil dieser Mehrkosten.

Mehr Aufwand für Vermieter und Mieter

Die neuen Regeln werden die Heizkostenabrechnung komplizierter machen: Vermieter müssen künftig alle relevanten Mehrkosten (CO₂-Preis, Netzentgelte, Biobrennstoffe) ermitteln und über die Heizkostenabrechnung hälftig verteilen.

Selbstversorgende Mieter, vor allem mit Gasetagenheizung oder mit gemieteten Einfamilienhäusern müssen die Kosten selbst berechnen und vom Vermieter zurückfordern. „Die Reform bringt mehr Fairness beim Kostenrisiko einer fossilen Heizung, aber auch deutlich mehr Bürokratie“, so Duy.

Die aktuelle Bundesregierung will mit dem Gesetzesentwurf das Heizungsgesetz der Ampel-Koalition reformieren. Die neuen Regeln sollen voraussichtlich ab dem 01.07.2026 gelten, das Bundeskabinett beschloss die Änderungen am 13.05.2026.

So hat Finanztip gerechnet

Für die Beispielrechnung hat Finanztip eine Mietwohnung mit einem jährlichen Gasverbrauch von 10.000 kWh zugrunde gelegt. Reines Erdgas kostet dafür aktuell rund 1.150 Euro pro Jahr (Stand: 06.05.2026). Mit einem Biogas-Anteil von 15 Prozent, der ab 2030 fünf Jahre lang für neue fossile Heizungen vorgeschrieben ist, steigen die Kosten laut aktueller Tarifangebote aus dem Finanztip-Gaspreisvergleich auf rund 1.300 Euro jährlich.

Daraus ergeben sich rund 150 Euro Mehrkosten für Biobrennstoffe. In den Gesamtkosten (jeweils brutto) enthalten sind bereits die CO₂-Kosten von aktuell rund 140 Euro sowie Netzentgelte. Sie belaufen sich laut Zahlen des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) für Mehrfamilienhäuser auf rund 260 Euro für unsere Beispielwohnung. Nach den geplanten Regeln müsste der Vermieter davon jeweils die Hälfte übernehmen, also insgesamt 275 Euro. Die Rechnung bildet heutige Preise ab.

Steigende CO₂-Preise, höhere Netzentgelte und wachsende Biogas-Anteile könnten die Kosten in den kommenden Jahren deutlich erhöhen.

Quelle: Finanztip

Anzeige

Angebotsvergleich bei Wärmepumpen zeigt enorme Unterschiede bei Preis und Leistung

Angebotsvergleich bei Wärmepumpen zeigt enorme Unterschiede
Durch den kostenlosen Wärmepumpen-Angebotsvergleich der Energieberatung kann man Geld sparen. Foto: Wohnungswirtschaft heute. Gerd Warda

Viele Hauseigentümerinnen und -eigentümer in Niedersachsen stehen aktuell vor der Frage, wie sie ihre alte Heizungsanlage zukunftsfähig ersetzen können. Eine Wärmepumpe ist dabei oft eine gute Alternative zu Öl und Gas, doch die Anschaffung ist teuer. Eine aktuelle Auswertung der Energieberatung der Verbraucherzentrale zeigt zudem: Angebote der Fachfirmen unterscheiden sich deutlich bei Preis und Leistung und sind für Laien oft unverständlich.

Über 18 Monate hat die Energieberatung der Verbraucherzentrale bundesweit mehr als 2.000 Wärmepumpenangebote ausgewertet, mit einem ernüchternden Ergebnis. „Viele Leistungen und Fachbegriffe bleiben für Laien unverständlich, gleichzeitig unterscheiden sich die Angebotspreise teilweise um bis zu 300 Prozent“, so Marion Schmidt, Projektleiterin der Energieberatung der Verbraucherzentrale Niedersachsen.

Unklare Angebote führen häufig zu Rückfragen. „Viele Ratsuchende gehen davon aus, dass ein Komplettangebot alle notwendigen Leistungen umfasst. Erst in der Beratung wird deutlich, dass zum Beispiel Fundamentarbeiten oder Anpassungen am Stromanschluss zusätzlich beauftragt werden müssen“, erklärt Schmidt.

Die verglichenen Angebote von Fachfirmen zeigen auch, dass es große Unterschiede bei der Dimensionierung der Wärmepumpen gibt. Für dasselbe Gebäude hat sich die angebotene Wärmeleistung teilweise um mehr als das Doppelte unterschieden.

Positive Entwicklungen bei Effizienz und Planung

Eine positive Entwicklung zeigte sich ebenfalls: „Wärmepumpen werden immer effizienter. Die angebotenen Geräte verfügen zunehmend über bessere Kennzahlen“, so Schmidt. In der Mehrzahl der ausgewerteten Angebote ist der hydraulische Abgleich enthalten. Diese Maßnahme optimiert die Wärmeverteilung im Haus und senkt den Energieverbrauch im Betrieb.

Empfehlungen der Energieberatung

Verbraucherinnen und Verbraucher sollten Angebote für Wärmepumpen sorgfältig prüfen. Wichtig ist klar zu erkennen, welche Leistungen enthalten sind und welche fehlen. Insbesondere Fundament- und Elektroarbeiten sind oftmals nicht inkludiert und erhöhen die Gesamtkosten. „Eine Wärmepumpe ist eine langfristige Investition. Gerade deshalb lohnt es sich, Angebote nicht vorschnell zu unterschreiben, sondern unabhängig prüfen zu lassen“, so Schmidt. Dafür kann der kostenlose Wärmepumpen-Angebotsvergleich der Energieberatung genutzt werden.

Fragen zu Angeboten für Wärmepumpen beantwortet die Energieberatung der Verbraucherzentrale. Bis zu drei Angebote können zur Prüfung eingereicht werden. Die anschließende kostenlose Beratung findet online, telefonisch oder in einem persönlichen Gespräch statt. Die Fachleute informieren anbieterunabhängig und individuell.

Mehr Informationen gibt es auf verbraucherzentrale-energieberatung.de/waermepumpen-angebote oder unter unserer bundesweit kostenfreien Hotline 0800 809802400 sowie in Vorträgen. Die Energieberatung der Verbraucherzentrale wird gefördert vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie.

Quelle: Verbraucherzentrale Niedersachsen e. V.

Anzeige

Rechenzentrumsstrategie der Bundesregierung: Starkes Signal für den Ausbau, schwaches Signal für die Nachhaltigkeit

Rechenzentrumsstrategie der Bundesregierung: Starkes Signal für den Ausbau, schwaches Signal für die Nachhaltigkeit
Philip Grawe, Geschäftsführer bei Prior1. Foto: Bildrechte: Prior1

Von Philip Grawe, Geschäftsführer bei Prior1

Es war ein langer Anlauf. Erst am 18. März 2026 verabschiedete die Bundesregierung ihre Nationale Rechenzentrumsstrategie, Monate nach dem ursprünglichen Zeitplan, mitten in einem globalen Wettlauf um Rechenkapazitäten. Das Dokument ist ambitioniert: Die installierten IT-Anschlussleistungen sollen bis 2030 mindestens verdoppelt, die KI-Kapazitäten sogar vervierfacht werden (1). Kein schlechtes Ziel. Doch wer das Papier genau liest, stößt auf eine beunruhigende Asymmetrie: Beim Ausbau ist die Strategie entschlossen. Bei der Nachhaltigkeit laviert sie.

Deutschland hat eine installierte IT-Anschlussleistung von 2.980 Megawatt erreicht. Der Großraum Frankfurt teilt sich mit London die führende Position unter den europäischen Rechenzentrumsmärkten (2). Der Energiebedarf dieser Anlagen lag 2025 bei 21,3 Milliarden Kilowattstunden, mehr als doppelt so viel wie noch 2010 (2).

Bis 2030 könnte er auf 30 bis 60 Terawattstunden steigen (3). Das entspricht dem Jahresstromverbrauch von fünf bis zehn Millionen deutschen Haushalten. Weltweit stieg der Stromverbrauch von Rechenzentren allein 2025 um 17 Prozent, KI-fokussierte Anlagen sogar noch deutlich schneller (4). Diese Zahlen machen klar: Die Frage, wie wir Rechenzentren betreiben, ist keine Nischendebatte. Sie ist eine der zentralen Klimafragen des Jahrzehnts.

EnEfG Novelle: Verwässerung durch die Hintertür

Die Bundesregierung kündigt eine Novelle des Energieeffizienzgesetzes (EnEfG) noch für 2026 an (1). Kernpunkt: Die Anforderungen an den PUE (Power Usage Effectiveness) sollen „pragmatischer“ ausgestaltet werden. Die Argumentation lautet, dass Colocation-Betreiber nur eingeschränkten Einfluss darauf hätten, ob Kunden ihre vertraglich zugesicherte Leistung tatsächlich abrufen, was den gemessenen PUE nach oben drücke (1).

Strenge Effizienzanforderungen sind kein Hemmnis, sondern ein Innovationstreiber. Sie zwingen den Markt, technologisch voranzugehen – von optimierter Gebäudetechnik bis hin zu intelligenter Laststeuerung. Wird die Messlatte gesenkt, verlangsamt sich die technologische Transformation.
 

Das klingt technisch plausibel. In der Konsequenz bedeutet es aber: Ein zentraler Effizienzindikator verliert an Schärfe. Der PUE ist gerade deshalb wirksam, weil er Betreiber zwingt, auch bei Auslastung und Kundenmanagement auf Effizienz zu achten. Wird die Anforderung aufgeweicht, geht dieser Anreiz verloren. Zudem hinkt die Argumentation: Bei weitem nicht alle Rechenzentrumsbetreiber sind Colocation-Anbieter. Der durchschnittliche PUE-Wert in Deutschland lag 2025 bei 1,43 (2), also weit entfernt von dem, was moderne Anlagen technisch erreichen können. Hyperscaler bauen heute Rechenzentren mit PUE-Werten unter 1,2. Das Ziel, das das EnEfG für Neubauten ab 2026 vorschreibt, ist also keineswegs unrealistisch. Es ist Stand der Technik.

Als Experten für die Planung, Errichtung und den Betrieb von Rechenzentren wissen wir bei Prior1 aus der Praxis: Strenge Effizienzanforderungen sind kein Hemmnis, sondern ein Innovationstreiber. Sie zwingen den Markt, technologisch voranzugehen – von optimierter Gebäudetechnik bis hin zu intelligenter Laststeuerung. Wird die Messlatte gesenkt, verlangsamt sich die technologische Transformation.

Laut Bundeswirtschaftsministerium könnten allein die deutschen Rechenzentren bis 2030 rund eine Terawattstunde Wärme pro Jahr in die Versorgung einspeisen (3). Dieses Potenzial lässt sich nur heben, wenn die Standortwahl sich nach den Wärmeabnehmern richtet und nicht umgekehrt die Vorgabe nach dem gewählten Standort.

Abwärme und Standortwahl: Das Pferd von hinten aufgezäumt

Dass neue Rechenzentren häufig dort entstehen, wo Netzanschlüsse verfügbar sind, aber kein Wärmenetz existiert, ist ein reales Problem. Die Strategie will die Abwärmevorgaben daher den Standortgegebenheiten anpassen (1). Zusätzlich setzt sich die Bundesregierung bei der EU für eine steuerfreie Abgabe von Abwärme ein – ein sinnvoller Impuls (1).

Problematisch wird es, wenn die Anpassung der Vorgaben in der Praxis bedeutet, dass Betreiber sich an Standorten ohne Wärmenetz ansiedeln und damit de facto von der Abwärmepflicht befreit sind. Das Potenzial ist erheblich: Laut Bundeswirtschaftsministerium könnten allein die deutschen Rechenzentren bis 2030 rund eine Terawattstunde Wärme pro Jahr in die Versorgung einspeisen (3). Dieses Potenzial lässt sich nur heben, wenn die Standortwahl sich nach den Wärmeabnehmern richtet und nicht umgekehrt die Vorgabe nach dem gewählten Standort.

Fossile Backup Lösungen: Ein gefährliches Schlupfloch

Ein besonders heikler Punkt versteckt sich hinter dem Begriff der „systemdienlichen Eigenversorgung“. Die Strategie räumt ein, dass es in der Wirtschaft Bestrebungen gebe, bei begrenzten Netzanschlusskapazitäten „teilweise auch eine Energieversorgung auf fossiler Basis zu nutzen“ (1). Diese Formulierung liest sich wie eine vorbereitete Rechtfertigung.

Wird dieser Trend durch regulatorische Schlupflöcher weiter befeuert, werden fossile Energiestrukturen auf Jahrzehnte zementiert und konterkarieren damit jene Klimaziele, die die Strategie gleichzeitig beschwört.

Zwar stellt die Strategie die bestehende Pflicht zum bilanziellen Ökostrombezug (50 Prozent ab 2024, 100 Prozent ab 2027) nicht ausdrücklich in Frage (1). Doch das Problem ist vorhanden: Laut dem Global Energy Monitor sind in Deutschland Gaskraftwerke mit einer Gesamtkapazität von bis zu 1.950 Megawatt geplant, die explizit zur Versorgung von Rechenzentren in Mainz, Frankfurt, Birstein, Leipheim und Großkrotzenburg dienen sollen (5).

Das entspricht mehr als 12,9 Prozent des gesamten deutschen Gaskraftwerk-Neubaus. Wird dieser Trend durch regulatorische Schlupflöcher weiter befeuert, werden fossile Energiestrukturen auf Jahrzehnte zementiert und konterkarieren damit jene Klimaziele, die die Strategie gleichzeitig beschwört.

Direct Liquid Cooling: Problem erkannt, Maßnahme vergessen

Bezeichnend ist der Umgang mit der Direktflüssigkeitskühlung (Direct Liquid Cooling, DLC). In der Stärken-Schwächen-Analyse benennt die Strategie die schleppende Umsetzung von Heißwasserdirektkühlung ausdrücklich als Schwäche des Standorts Deutschland (1). Und dann? Nichts. Im gesamten Maßnahmenteil findet sich keine einzige Initiative, die den Einsatz von DLC fördern, beschleunigen oder auch nur systematisch untersuchen würde.

Eine ernsthafte Abwärmestrategie ist ohne DLC kaum denkbar. Dass die Bundesregierung DLC als Schwäche identifiziert, aber keine Maßnahmen ableitet, passt ins Bild einer Strategie, die beim Kapazitätsausbau entschlossen handelt, bei der Nachhaltigkeit aber bei Absichtserklärungen stehen bleibt.

Das ist eine bemerkenswerte Lücke. Die Bitkom-Studie 2025 bestätigt: Außerhalb des Forschungsbereichs sind die Rechenzentren in Deutschland noch fast ausschließlich luftgekühlt (2). Dabei ist DLC für KI-Workloads schlicht unvermeidlich. Aktuelle GPU-Racks erreichen Leistungsdichten von 100 Kilowatt und mehr, die mit Luftkühlung nicht beherrschbar sind.

DLC adressiert dabei gleich mehrere der in der Strategie benannten Herausforderungen: höhere Energieeffizienz, deutlich niedrigerer Wasserverbrauch gegenüber Verdunstungskühlung und vor allem höhere Abwärmetemperaturen, die eine Einspeisung in Wärmenetze erst wirtschaftlich attraktiv machen.

Eine ernsthafte Abwärmestrategie ist ohne DLC kaum denkbar. Dass die Bundesregierung DLC als Schwäche identifiziert, aber keine Maßnahmen ableitet, passt ins Bild einer Strategie, die beim Kapazitätsausbau entschlossen handelt, bei der Nachhaltigkeit aber bei Absichtserklärungen stehen bleibt.

Strenge Standards als internationaler Wettbewerbsvorteil

Die Frage, ob eine Verdopplung der Rechenzentrumskapazität mit den Klimazielen vereinbar ist, wird in der Strategie konsequent vermieden. Dabei liegt hier eine enorme Chance für den Standort Deutschland. Strenge Nachhaltigkeitsvorgaben als reinen Standortnachteil zu begreifen, wäre ein strategischer Fehler.

Die DSGVO zeigt, wie das anders geht: Anfänglich als bürokratisches Monster kritisiert, gilt sie heute international als Benchmark für Datenschutzstandards. Ähnliches Potenzial bietet eine konsequente Rechenzentrumspolitik. Wenn Deutschland beweist, dass massiver Kapazitätsausbau und höchste ökologische Standards kein Widerspruch sind, schafft es einen Blueprint, der international Schule machen kann. Wer jetzt aufweicht, verspielt diesen Vorsprung.

Echte Effizienz statt regulatorischer Mindestmaße

Die Reaktionen der Branche zeigen ein gemischtes Bild. Während der Bitkom die Strategie als wichtiges Signal, aber nicht als großen Wurf bezeichnet (6), kritisiert die German Datacenter Association (GDA) zu Recht den fehlenden Fokus auf gesellschaftliche und kommunale Akzeptanz (7). Auch aus der Politik, etwa von den Grünen, wird der Vorwurf des Greenwashings laut (8).

Für uns bei Prior1 ist die Marschrichtung klar: Wir werden die EnEfG-Novelle kritisch begleiten und unsere Kunden darauf hinweisen, dass ein Aufweichen der Standards nicht in ihrem langfristigen Interesse ist. Rechenzentren, die heute auf hohe Effizienz, Direct Liquid Cooling und echte Abwärmenutzung setzen, werden morgen einen massiven Wettbewerbsvorteil haben:  regulatorisch, ökonomisch und für die Reputation.

Die Nachhaltigkeitsstandards, die wir bei Prior1 anlegen, hängen nicht davon ab, wie weit die Regulierung gerade hinter den technologischen Möglichkeiten zurückbleibt. Als CO2-kompensiertes Unternehmen, das Gemeinwohl-Ökonomie-Bilanzen erstellt und das ECOnGOOD-Label trägt, ist echte Nachhaltigkeit unsere DNA. Wir verkaufen nichts, was der Kunde nicht braucht, und wir bauen nichts, was nicht zukunftsfähig ist.

Quellen

(1)  https://bmds.bund.de/fileadmin/BMDS/Dokumente/Publikationen/260312_BMDS_Template-RZ-Strategie_V2_barrierefrei_final.pdf
(2)    https://www.bitkom.org/sites/main/files/2026-03/04032026-bitkom-studienbericht-rechenzentren-2025.pdf
(3)    https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Publikationen/Technologie/stand-und-entwicklung-des-rechenzentrumsstandorts-deutschland.pdf?__blob=publicationFile&v=1
(4)    https://www.iea.org/news/data-centre-electricity-use-surged-in-2025-even-with-tightening-bottlenecks-driving-a-scramble-for-solutions
(5)    https://algorithmwatch.org/de/gaskraftwerke-fur-rechenzentren/
(6)    https://www.bitkom.org/Presse/Presseinformation/Bitkom-zur-Nationalen-Rechenzentrumsstrategie
(7)    https://www.germandatacenters.com/news/detail/bundesregierung-beschliesst-rechenzentrumsstrategie-starkes-signal-umsetzung-jetzt-entscheidend/
(8)    https://www.gruene-bundestag.de/presse/2026/pm-maerz-2026/lenhard-und-luehrmann-nationale-rechenzentrumsstrategie-zu-spaet-zu-vage-und-zu-viel-greenwashing/


Über Prior1

Die Prior1 GmbH ist der Experte bei allen Fragen rund um ein betriebssicheres und effizientes Rechenzentrum, unabhängig von Branchen oder Unternehmensgröße. Das 80 MitarbeiterInnen starke, inhabergeführte Unternehmen mit Hauptsitz in Sankt Augustin sowie weiteren Niederlassungen in Berlin, Karlsruhe, München und Weitefeld hat sich nicht nur auf die Planung, den Bau, die Wartung und die Ausstattung von Rechenzentren und Serverräumen spezialisiert. Vielmehr ist es auch die erste Wahl, wenn es um Betriebsoptimierungen und Strategien bezüglich Outsourcing und Colocation geht. Netzwerkplanungen und -verkabelung, Zertifizierungen wie Blauer Engel oder verschiedene Workshops zu Energieeffizienzanalysen oder umfassender RZ-Check gehören ebenso in das Aufgabengebiet. Parallel dazu leistet das eigene Montage- und Serviceteam seinen Beitrag zum ausfallsicheren Betrieb der IT-Infrastruktur. Dank der jahrzehntelangen Erfahrung werden so passgenaue Lösungen für den physikalischen IT-Schutz ermittelt. Die Errichtung des Rechenzentrums als schlüsselfertige Umsetzung erfolgt als Generalunternehmer oder Bauherrenvertreter unter anderem für Raum-in-Raum-Systeme, Container, IT-Safe, Klimatisierung und Brandschutz. Konform der Unternehmensmission „Prior1 strebt nach unternehmerischer Freiheit durch nachhaltiges und menschliches Wirtschaften!“ nimmt neben höchster Qualität in Umsetzung und Service auch der verantwortungsvolle Umgang mit der Umwelt einen hohen Stellenwert ein.

Mehr zu Prior 1: https://prior1.com/    https://prior1-services.com

Anzeige

Stromausfall: Welche Solaranlagen liefern Notstrom?

Stromausfall: Welche Solaranlagen liefern Notstrom?
Batteriespeicher-Investitionen in Deutschland erreichen neue Höchststände. Im 1. Quartal 2026 wurden mehr als zwei Gigawattstunden (GWh) neue Speicherkapazität in Betrieb genommen. Der Zubau stationärer Batteriespeicher lag danach rund 67 Prozent über dem Niveau des Vorjahreszeitraums. Das geht aus einer aktuellen Auswertung von Daten der Bundesnetzagentur durch den Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) hervor. Grafik: BSW-Solar

Das deutsche Stromsystem ist eines der stabilsten der Welt. Im Durchschnitt ist ein Haushalt nur rund zwölf Minuten im Jahr von einem Stromausfall betroffen. Dennoch führen Sabotage, Naturkatastrophen und technische Defekte immer wieder zu lokalen Stromausfällen.

Die Folgen eines mehrtägigen Stromausfalls, wie unlängst in Teilen Berlins, können für Betroffene verheerend sein: keine Elektrizität, kein Mobilfunk, kein Wasser, keine Heizung. Im Winter drohen zudem kostspielige Schäden an Gebäuden durch geplatzte Wasser- und Heizungsrohre. Die Übernahme dieser Schäden durch Versicherungen ist häufig strittig. Eine Möglichkeit, sich gegen Stromausfälle zu wappnen, sind Solaranlagen mit Not- oder Ersatzstromfunktionen und Batteriespeicher.

„Photovoltaik ist in der Lage, im Notfall dezentral und ohne funktionierenden Netzzugang die Energieversorgung sicherzustellen. Das dient der Krisensicherheit der Betreiber und steigert die Resilienz unseres Energiesystems“, sagt Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des Bundesverbandes Solarwirtschaft (BSW-Solar).

Ein inselbetriebsfähiger Wechselrichter

Während eines Stromausfalls könnten Solaranlagen bei entsprechender Ausstattung Haushalte temporär mit Strom versorgen. Voraussetzung hierfür seien ein inselbetriebsfähiger Wechselrichter, der eigenständig eine Netzfrequenz herstellen kann und den Betrieb der Anlage unabhängig vom Stromnetz ermöglicht, sowie ein Batteriespeicher. Wie lange eine (inselbetriebsfähige) Solaranlage im Falle eines Stromausfalls Strom liefern kann, hängt unter anderem von den genutzten Komponenten, Größe und Ladestand des Speichers, vom Verbrauchsprofil der Betreiber sowie von der Sonneneinstrahlung während der Krise ab.

Nachrüstung von Photovoltaik-Bestandsanlagen

„Wer sich eine neue Photovoltaikanlage anschaffen möchte, sollte sich auch zu den Möglichkeiten einer Not- und Ersatzstromfunktion beraten lassen, damit diese auf Wunsch im Krisenfall sofort verfügbar sind“, rät Körnig. Die Mehrkosten für eine entsprechende technische Ausstattung seien in der Regel überschaubar. Auch bei Photovoltaik-Bestandsanlagen sei die Nachrüstung mit einer Notstrom- oder Ersatzstromfunktion in vielen Fällen möglich.

Grundsätzlich wird bei notstromfähigen Photovoltaikanlagen zwischen Anlagen mit Notstromfunktionen, die einzelne Geräte über eine Steckdose versorgen können (nicht automatisch umschaltend), und Anlagen mit Ersatzstromfunktion, die ein Teilnetz (einzelne Phase) oder das gesamte Hausnetz versorgen können, unterschieden.

Trennung vom öffentlichen Netz

Ersatzstrom: Photovoltaikanlagen, die mit einem inselbetriebsfähigen Batteriewechselrichter und einer Netztrennungseinrichtung ausgestattet sind, können Ersatzstrom auch in Zeiten von Stromausfällen liefern. Diese Anlagen trennen bei Ausfall der öffentlichen Versorgung die häuslichen Stromkreise vom Netz und schalten um auf Inselbetrieb. Die vorhandene Elektroinstallation und die angeschlossenen Geräte werden dann aus der Batterie versorgt.

Notstrom: Diese technisch einfachere Variante lässt die Versorgung einzelner Geräte zu, die bei Ausfall der Netzversorgung umgesteckt werden müssen. Im Speicher oder Wechselrichter sind dafür separate Steckdosen eingebaut oder es kann ein separater Stromkreis angeschlossen werden, der nur im Fehlerfall genutzt wird.

Nachladen aus der Photovoltaikanlage: Die Versorgungsdauer im Inselbetrieb kann bei Sonneneinstrahlung erheblich verlängert werden, wenn die Batterie auch im Notstrombetrieb aus der Photovoltaikanlage nachlädt. Ob das in der gewählten Variante möglich ist, kann der Fachbetrieb im Einzelfall erläutern.

Stationäre Batteriespeicher: Nicht nur Hausbesitzer, sondern auch Mieterinnen und Mieter in Mehrfamilienhäusern, die über kein eigenes Dach mit Photovoltaikanlage verfügen, können sich mit Batteriespeichern auf den Notfall vorbereiten. Einige Anbieter vertreiben Steckersolargeräte in Kombination mit Batteriespeichern, die mit Notstrom-Steckdosen ausgestattet sind. Wer über keinen geeigneten Platz für die Installation von Solarmodulen verfügt, kann Notstrom auch aus einer tragbaren Batterie-Powerstation beziehen.

Quelle: Bundesverband Solarwirtschaft e. V.

Anzeige