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Für einen Haushalt in einer teilsanierten Altbauwohnung eines Mehrfamilienhauses mit einem Jahresverbrauch von 10.000 Kilowattstunden rechnet das IW bei einer neuen fossilen Heizung mit einem Anstieg der Heizkosten von 871 Euro im Jahr 2026 auf mehr als 1.950 Euro im Jahr 2040. Bei einer Wärmepumpe könnten dagegen jährlich mehrere Hundert Euro eingespart werden. Im betrachteten Beispiel liegt die Differenz langfristig bei 1.000 Euro oder mehr pro Jahr.

Grundlage der Berechnungen sind die vorgesehenen Regelungen des Gebäudemodernisierungsgesetzes sowie Prognosen zur Entwicklung von Erdgas-, Heizöl- und Biomethanpreisen. Hinzu kommen steigende CO₂-Kosten und höhere Gasnetzentgelte. Veränderungen beim Energieverbrauch wurden in den Modellrechnungen nicht berücksichtigt.

Biomethan wird zum größten Kostentreiber

Besonders ins Gewicht fällt nach Einschätzung des IW die sogenannte Bio-Treppe. Sie verpflichtet Betreiber neuer Gas- und Ölheizungen dazu, schrittweise höhere Anteile klimafreundlicher Brennstoffe einzusetzen. In der Beispielrechnung entfallen 643 Euro und damit mehr als 70 Prozent der zusätzlichen Kosten auf Biomethan. Weitere 184 Euro entstehen durch höhere Netzentgelte, 44 Euro durch den steigenden CO₂-Preis.

Zugleich nimmt die Unsicherheit über die künftigen Heizkosten zu. Entscheidend ist dabei, zu welchen Preisen und in welchen Mengen Biomethan langfristig zur Verfügung stehen wird. Eigentümer erhalten durch das Gebäudemodernisierungsgesetz zwar mehr Wahlfreiheit bei der Heiztechnik, tragen aber auch ein größeres wirtschaftliches Risiko.

Mehrkosten treffen Mieter und Vermieter

Die steigenden Betriebskosten werden nach den vorgesehenen Regelungen zwischen Mietern und Vermietern verteilt. Neben den CO₂-Kosten sollen auch zusätzliche Netzentgelte und die Aufwendungen für klimafreundliche Brennstoffe grundsätzlich jeweils zur Hälfte getragen werden. Die Beteiligung des Vermieters an den Brennstoffmehrkosten ist jedoch auf einen Anteil von 30 Prozent des Gesamtverbrauchs begrenzt. Dadurch könnte ein größerer Teil der langfristigen Kostensteigerungen bei den Mietern verbleiben.

Das IW sieht insbesondere die Gefahr, dass die neue Wahlfreiheit als Signal für eine dauerhaft sichere Nutzung fossiler Heizungen verstanden wird. Zwar können Gas- und Ölheizungen weiterhin eingebaut werden. Angesichts steigender Brennstoff-, Netz- und CO₂-Kosten könnten sich solche Investitionen jedoch bereits nach wenigen Jahren als unwirtschaftlich erweisen.

Die Gesamte Auswertung des IW lesen Sie hier: https://www.iwkoeln.de/fileadmin/user_upload/Studien/Report/PDF/2026/IW-Report_2026-Geb%C3%A4udemodernisierungsgesetz.pdf 

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Nach dem Kabinettsbeschluss Ende Juli müssen die Entwürfe nun das parlamentarische Verfahren durchlaufen. Die Neuregelung des EEG bedarf zudem der Zustimmung der EU-Kommission. Sie soll zum 1. Januar 2027 in Kraft treten, damit neue Anlagen auch künftig eine beihilferechtlich zulässige Förderung erhalten können.

Einspeisevergütung soll schrittweise auslaufen

Im Mittelpunkt der EEG-Reform steht die Vergütung von Solarstrom aus kleineren Dachanlagen. Für neu errichtete Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von weniger als 25 Kilowatt soll die bisherige feste Einspeisevergütung nur noch bis Ende 2028 angeboten werden. Gleichzeitig soll sich der Förderzeitraum von bislang 20 Jahren auf drei Jahre verkürzen. Vorgesehen ist eine Vergütung von 5,2 Cent je eingespeister Kilowattstunde. Die Bundesregierung will damit erreichen, dass Solarstrom stärker im Gebäude selbst genutzt, gespeichert oder über einen Dienstleister direkt am Strommarkt verkauft wird. Für Anlagenbetreiber würde die Vergütung dadurch stärker von den jeweiligen Marktpreisen abhängen. Um den Übergang zu erleichtern, ist für die Direktvermarktung ein auf vier Jahre begrenzter Bonus vorgesehen. Für größere Anlagen ab 100 Kilowatt sollen künftig Differenzverträge gelten. Diese sichern den Betreibern auf der einen Seite ein bestimmtes Erlösniveau. Liegen die am Markt erzielten Einnahmen darüber, muss ein Teil der zusätzlichen Erlöse zurückgezahlt werden.

Die neuen Vorgaben stoßen auf unterschiedliche Reaktionen. Während Energieunternehmen die stärkere Orientierung an Marktpreisen grundsätzlich begrüßen, warnt die Erneuerbaren-Branche vor sinkender Investitionsbereitschaft. Kritiker befürchten insbesondere bei privaten und mittelständischen Eigentümern einen deutlichen Rückgang neuer Photovoltaikanlagen, wenn feste und langfristig kalkulierbare Einnahmen entfallen.

Netzengpässe werden zum Investitionsrisiko

Das zweite Gesetzesvorhaben soll den Ausbau der erneuerbaren Energien enger mit dem Ausbau der Stromnetze verzahnen. Kernpunkt ist der sogenannte Redispatch-Vorbehalt. Netzbetreiber sollen Regionen, in denen regelmäßig nicht der gesamte erzeugte Strom abtransportiert werden kann, für bis zu sechs Jahre als Engpassgebiete ausweisen können. Voraussetzung ist, dass mindestens fünf Prozent der jährlichen Stromerzeugung in dem jeweiligen Gebiet wegen fehlender Netzkapazitäten abgeregelt werden mussten. Betreiber neuer Wind- und Solarparks sollen dann für einen Teil der nicht eingespeisten Strommenge keine Entschädigung mehr erhalten. Je nach Standort und Anlagenart betrifft dies 18 oder 20 Prozent der abgeregelten Jahresproduktion. Die Regelung soll verhindern, dass weitere Erzeugungsanlagen unabhängig von den vorhandenen Netzkapazitäten gebaut werden.

Projektentwickler und Branchenverbände warnen jedoch vor erschwerten Finanzierungen und neuen Unsicherheiten. Können Betreiber nicht mehr sicher kalkulieren, ob der erzeugte Strom tatsächlich abgenommen und vergütet wird, könnte dies die Wirtschaftlichkeit neuer Vorhaben beeinträchtigen.

Neue Kriterien für Netzanschlüsse

Das Netzpaket schafft zudem eine gesetzliche Grundlage für veränderte Netzanschlussverfahren. Bislang wurden Anschlussanträge vielfach nach dem Eingangsdatum bearbeitet. Dieses sogenannte Windhundprinzip soll künftig durch Verfahren ersetzt werden können, die den tatsächlichen Entwicklungsstand eines Projekts berücksichtigen. Damit könnten Projekte bevorzugt werden, die bereits über Genehmigungen, Flächen oder verbindliche Verträge verfügen. Offen bleibt jedoch, nach welchen Kriterien knappe Netzanschlusskapazitäten verteilt werden sollen.

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