Heizlösung: Brennstoffheizung

Ja, das GEG sieht keine Unterscheidungen zwischen Neubauten und Altbauten in Bezug auf den Einsatz von Biomasse vor. In einem ersten Entwurf der Neuregelungen war dies geplant, ist jedoch nicht umgesetzt worden.

In den meisten Fällen schon. 

Das GEG sieht bisher nur in wenigen Ausnahmefällen vor, dass eine bestehende Gastherme ausgetauscht werden muss. Dies gilt z.B. für sehr alte Konstanttemperaturkessel. Detaillierte Informationen dazu finden Sie auf unserer Unterseite zu Brennstoffheizungen.

Ja.

Solange die Heizung repariert werden kann, greift das Gebäudeenergiegesetz (GEG) noch nicht.

Gemäß dem Gebäudeenergiegesetz (GEG) dürfen in dezentralen Heizungen zu Hause Biomassebrennstoffe verbrannt werden, die bestimmte Anforderungen erfüllen (vgl. §71g Satz 2 GEG). Dazu gehören unter anderem (§ 3 Absatz 1 Nummer 4, 5, 5a, 8 oder Nummer 13 1. BImSchV):

• Holz in Form von Scheitholz, Hackschnitzeln oder Pellets
• Agrarabfälle wie Stroh oder Maiskolben
• Biogene Abfälle wie Grünschnitt oder Holzreste

Es ist wichtig sicherzustellen, dass die Heizanlage ordnungsgemäß installiert und gewartet wird, um eine sichere und effiziente Verbrennung zu gewährleisten. Außerdem ist es wichtig, dass die Biomasse als nachhaltig gilt. Hierzu legt die EU-Verordnung 2023/1115 verschiedene nachhaltige Kriterien fest. Dazu gehören unter anderem:

• Reduktion von Treibhausgasemissionen:
  Biomasse muss dazu beitragen, Treibhausgasemissionen im Vergleich zu fossilen Brennstoffen signifikant zu reduzieren.
• Einhaltung von Umwelt- und Sozialstandards:
  Die Produktion und Verwendung von Biomasse müssen Umwelt- und Sozialstandards erfüllen, einschließlich des Schutzes von Ökosystemen, der Artenvielfalt und der Einhaltung von Arbeitsstandards.
• Vermeidung von Landnutzungsänderungen:
  Die Produktion von Biomasse darf nicht zu Landnutzungsänderungen führen, die negative Auswirkungen auf natürliche Lebensräume, die biologische Vielfalt oder die Nahrungsmittelproduktion haben.
• Nachhaltige Waldbewirtschaftung:
  Holzbiomasse muss aus nachhaltig bewirtschafteten Wäldern stammen, die die langfristige Gesundheit der Wälder sowie soziale und ökonomische Aspekte berücksichtigen.

Diese Kriterien sollen sicherstellen, dass die Nutzung von Biomasse zur Energieerzeugung tatsächlich zur Reduzierung von Treibhausgasemissionen beiträgt und gleichzeitig Umwelt- und Sozialziele unterstützt.

Diese dürfen außerdem nur in automatisch beschickten Öfen mit Wasser als Wärmeträger oder Biomassekesseln verbrannt werden, weshalb normale Kamine (auch wasserführende) ausscheiden (vgl. §71g Satz 1 GEG).

Nicht zwangsläufig.

Die maximale Betriebsdauer von 30 Jahren gilt nur für Konstanttemperaturkessel. Niedertemperatur- und Brennwertkessel dürfen auch länger als 30 Jahre betrieben werden. Detailliertere Ausführungen sind auf der Seite zu Brennstoffheizungen zu finden.

Es gibt keine unmittelbare Pflicht H2-ready Gasheizungen einzubauen.

Vor Abschluss der kommunalen Wärmeplanung – spätestens bis Mitte 2026 in Gemeinden mit mehr als 100.000 Einwohnern bzw. Mitte 2028 in Gemeinden mit weniger als 100.000 Einwohnern – können weiterhin normale Gasheizungen eingebaut werden und vorerst ausschließlich mit Erdgas betrieben werden. In diesem Fall muss sich der Betreiber allerdings vor der Installation über mögliche Unwirtschaftlichkeit und absehbare Konsequenzen aus der kommunalen Wärmeplanung durch eine fachkundige Person, z.B. von einen Energieberater, informieren lassen. Zusätzlich muss er eigenständig über seine Lieferverträge zukünftig steigende Quoten von grünen Gasen nachweisen:

• 15% in 2029
• 30% in 2035
• 60% in 2040

In diesem Zeitraum ist irrelevant, ob die Heizung tatsächlich physikalisch Wasserstoff verbrennen kann. Der Nachweis über die Quoten ist bilanziell zu erbringen.

Auch nach Abschluss der kommunalen Wärmeplanung kann eine Gasheizung eingebaut werden, es ist dann aber die 65 % EE-Anforderung zu beachten. Im Allgemeinen ist dann eine höhere Grün-Gas-Quote erforderlich, als oben aufgeführt. Allerdings muss die Heizung nicht zwingend Wasserstoff verbrennen können, also H2-ready sein. Andere grüne Gase, beispielsweise aus Biomasse, sind ebenfalls als Brennstoff zulässig.

Abweichend davon kann eine rein mit Erdgas betriebene Heizung auch nach 2028 installiert und bis zum Anschluss an ein Wasserstoffnetz betrieben werden. Voraussetzungen dafür sind:

• Im Zuge der kommunalen Wärmeplanung und darüber hinaus wird ein Wasserstoffnetzausbau für das Gebiet, in dem die Heizung steht, festgelegt und umgesetzt und
• die Heizung ist H2-ready, also mit einfachen Maßnahmen auf 100 % Wasserstoff umrüstbar.

Als H2-ready bezeichnen Gasgeräteherstellern üblicherweise Heizungen, die bis 20 Vol.-% Wasserstoff (H2) ohne Anpassung verbrennen können.

Um die Anforderung nach Gebäudeenergiegesetz (GEG) zu erfüllen, muss aber zusätzlich auch eine “niederschwellige” Umrüstung auf 100 % Wasserstoff möglich sein – beispielsweise durch Austausch einzelner Bauteile. Auch diese Heizungen gibt es bereits auf dem Markt zu kaufen. Zum Nachweis der GEG-H2-Readiness reichen Hersteller- oder Handwerkererklärungen aus.

Grundsätzlich ja.

Es gelten analoge Einschränkungen wie bei Erdgasheizungen.

Vor Abschluss der kommunalen Wärmeplanung – spätestens bis Mitte 2026 in Gemeinden mit mehr als 100.000 Einwohnern bzw. Mitte 2028 in Gemeinden mit weniger als 100.000 Einwohnern – können weiterhin moderne Öl-Heizungen eingebaut werden und vorerst ausschließlich mit Erdöl betrieben werden. In diesem Fall muss sich der Betreiber allerdings vor der Installation über mögliche Unwirtschaftlichkeit und absehbare Konsequenzen aus der kommunalen Wärmeplanung durch eine fachkundige Person, z.B. von einen Energieberater, informieren lassen. Zusätzlich muss er eigenständig über seine Lieferverträge zukünftig steigende Quoten von grünen Ölen nachweisen:

• 15% in 2029
• 30% in 2035
• 60% in 2040

Der Nachweis über die Quoten ist bilanziell zu erbringen.

Auch nach Abschluss der kommunalen Wärmeplanung kann eine Ölheizung eingebaut werden, es ist dann aber die 65 % EE-Anforderung zu beachten. Im Allgemeinen ist dann eine höhere Grün-Öl-Quote erforderlich, als oben aufgeführt.

Die Anforderungen zur Erfüllung der EE-Quoten ist bei Öl jedoch noch schwieriger als bei Gas zu bewerten, da die Quellen für grüne Öle sehr eingeschränkt sind. Die erneuerbaren Öl-Anteile müssen aus Biomasse oder aus klimaneutralem Wasserstoff stammen. Insbesondere bei Letzterem ist der gesamt Wirkungsgrad über die Wärmeerzeugungsprozesskette geringer gegenüber der unmittelbaren Umsetzung von Wasserstoff in H2-ready Gasheizungen.

Derzeit gibt dafür es noch keinen konkreten Fahrplan. Das liegt an den noch ausstehenden Kommunalen Wärmeplanungen (KWP), für die die jeweiligen Kommunen verantwortlich sind.

Die lokalen Netzbetreiber untersuchen derzeit ihre bestehenden Netze auf Wasserstofftauglichkeit und achten beim Neubau auf H2-Readiness. Außerdem führen sie Gespräche zu Wasserstoff-Bedarfen mit ihren großen Industriekunden, für die gegebenenfalls Wasserstoff (H2) für die Dekarbonisierung in Frage kommt.

Ebenfalls werden Biomethan-Potentiale für die Region erhoben und bei wirtschaftlicher Verfügbarkeit berücksichtigt. Biomethan ist allerdings nur begrenzt verfügbar. Da Biomethan dem Erdgas gegenüber sehr ähnliche chemische Eigenschaften aufweist, ist eine Biomethaneinspeisung in die bestehenden Netze mit weniger Aufwand verbunden, verglichen mit der Wasserstoff-Beimischung.

Alle Informationen und Potentiale werden zusammen mit den Ergebnissen der KWP in einer ganzheitlichen Planung münden. Sobald Ergebnisse zu diesen Untersuchungen veröffentlicht werden, wird auch auf dieser Website darauf hingewiesen.

Nein, nicht unbedingt.
Die bisherigen Untersuchungen und Pilotprojekte in der deutschen Gasbranche zeigen, dass das bestehende Gasnetz zum allergrößten Teil für den Transport von Wasserstoff geeignet ist. Auch in alten Stadtgas-Zeiten (bis in die 1970er Jahre hinein) wurden im Gasnetz schon 50 % Wasserstoff transportiert, sodass Wasserstoff grundsätzlich kein neuer Energieträger ist.

Es gilt mittlerweile als erwiesen, dass in bestehende Gasnetze problemlos bis zu 20 Vol.-% Wasserstoff beigemischt werden können. Dies entspricht immerhin einem energetischen Anteil von 7 % (aufgrund der geringeren Dichte von Wasserstoff). Zur Realisierung höherer Beimischungsanteile müssen Stand heute individuelle Untersuchungen erfolgen.

Aktuell wird erwartet, dass zumindest die Rohrleitungen keine Hürde für 100 % Wasserstofftransport darstellen. Kunststoff- und Stahlleitungen sind überwiegend für den Einsatz von Wasserstoff geeignet. Das oft zitierte Problem der Versprödung von Stahl tritt bei den im Verteilnetz eingesetzten weicheren Stählen nicht auf. Dies ist mittlerweile wissenschaftlich belegt.

Andere Komponenten im Gasnetz (Absperrarmaturen, Verdichterstationen, Messeinrichtungen etc.) werden derzeit von ihren Betreibern im Detail auf 100 % Wasserstofftauglichkeit geprüft. Unter Umständen müssen etwa einzelne Verbindungen erneuert werden.

Bezüglich der Inneninstallationen in Gebäuden der Kunden herrscht noch Ungewissheit, da sich diese Anlagen nicht im Zuständigkeitsbereich der Netzbetreiber befinden. Hier müssen weitere Untersuchungen erfolgen.

Ja.

Biogas (Biomethan) bzw. synthetisches Erdgas (mittels chemischer Prozesse erzeugtes Methan) kann unbegrenzt in ein bestehendes Erdgasnetz (primär methanbasiert) beigemischt werden, da diese Gase dem Erdgas chemisch sehr ähnlich sind.

Wasserstoff hingegen kann einem Methannetz nur begrenzt beigemischt werden. Derzeit wird davon ausgegangen, dass bis zu 20 Vol.-% Wasserstoff in methanbasierte Netze beigemischt werden kann. Bei Anteilen darüber hinaus wird erwartet, dass die bestehende Netzinfrastruktur (insbesondere Mess-, Regel-, Zähl- und Verdichterstationen) ertüchtigt werden muss und deshalb eher von vorne herein reine Wasserstoffnetze geplant werden.

Theoretisch kann die Versorgung der Endkunden mit klimaneutraler Energie mit einem Gasgemisch aus Biogas, synthetischem Erdgas und Wasserstoff über das bestehende Gasnetz physikalisch realisiert werden. Zur Erfüllung einer 65 % EE-Quote gemäß Gebäudeenergiegesetz (GEG) ist der bilanzielle Nachweis allerdings ausreichend.

Die zukünftige Betriebsdauer der Gasnetze in Deutschland orientiert sich an den politischen und gesetzlichen Vorgaben zur Energiewende.

Aktuelle politische Zielsetzungen lassen annehmen, dass die Nutzung der Gasnetze für eine Erdgasverteilung bis 2045 beendet werden soll, um die nationalen Klimaziele zu erreichen und den Einsatz fossiler Brennstoffe zu reduzieren. Inwiefern die Gasnetze zur Verteilung treibhausgasneutrale Gase genutzt werden, ist noch nicht abzuschätzen.

Die lokalen Netzbetreiber verfolgen die Entwicklungen aufmerksam. Akut liegt ihr Hauptaugenmerk allerdings auf der Sicherstellung eines zuverlässigen und sicheren Netzbetriebs – solange erforderlich und bis alternative Energieversorgungssysteme vollständig etabliert sind. Zusätzlich bieten Netzbetreiber ihren Kunden die Möglichkeit, auf deren Wunsch hin Gasanschlüsse, wie zum Beispiel Hausanschlüsse, bereits heute stillzulegen, falls die Kunden auf alternative Energiequellen umsteigen möchten oder keinen Gasanschluss mehr benötigen.

Die Erfüllung der 65 % EE-Quote gemäß Gebäudeenergiegesetz (GEG) muss nicht physikalisch, sondern ausschließlich bilanziell erfolgen.

Es spielt somit keine Rolle, ob das Gas, dass bei Ihnen verbrannt wird, physisch aus 65 % erneuerbaren Energien besteht. Sie müssen als Gebäudeeigentümer lediglich über Ihren Gasliefervertrag nachweisen, dass sie 65 % grünes Gas beziehen – ähnlich zu bereits bekannten Ökosstrom-Tarifen. So haben Sie als Kunde keinen Nachteil, jeder hat die selben Chancen, einen solchen Vertrag zu beziehen, unabhängig von Ihrer Hausinstallation.

Die ersten Grün-Gas-Tarife werden spätestens 2029 erwartet, da ab diesem Zeitpunkt in der Regel mindestens 15 % EE für nach 2024 in Bestandsgebäuden installierte Gasheizungen nachgewiesen werden müssen. Für konkretere Informationen zu Grün-Gas-Tarifen wenden Sie sich bitte an Ihren Energieversorger.

Gegenüber Erdgas wird laut einer Studie des BMWK aktuell mit 4-6 Ct/kWh Mehrkosten bei Einsatz von Biomethan gerechnet. Zu beachten ist jedoch, dass bei steigender Nachfrage nach biogenen Gasen aufgrund zunehmender Kundenzahlen, die ihre Heizung auf Erneuerbare Energien umstellen wollen, die Kosten pro kWh für Biomethan weiter steigen dürften.   

Bereits heute wird das technisch realisierbare Biogaspotential in Deutschland bereits annähernd zur Hälfte ausgeschöpft. Einer großer Anteil des erzeugten Gases wird aktuell zur Stromerzeugung (meist kombiniert mit Wärmeerzeugung) verbrannt. Der Import von Biogas aus dem Ausland ist zwar möglich, allerdings wird zukünftig auch dort das erneuerbare Gas voraussichtlich im jeweiligen Land benötigt.

Neben dem Stromerzeugungs- und Gebäudesektor konkurrieren zukünftig voraussichtlich ergänzend die Sektoren Gewerbe, Handel, Industrie und Verkehr um die limitierten Biogasmengen. Die begrenzte Verfügbarkeit und die absehbar, steigende Nachfrage dürfte zu weiter steigenden Marktpreisen führen. Je näher die Nachfrage an das realisierbare Potential herankommt, desto teurer wird in der Regel die Erzeugung jeder weiteren Mengeneinheit Biogas.

In der Konsequenz wird Biogas zur Gebäudebeheizung eher nur zum Einsatz kommen, wenn andere Lösungen kaum technisch oder wirtschaftlich realisierbar sind.

Im Gebäudeenergiegesetz (GEG) sind zwei Wasserstofffarben definiert, der “grüne” und der “blaue” Wasserstoff.

Grüner Wasserstoff wird durch (Wasser-)Elektrolyse, also mittels Aufspaltung von Wasser (H₂O) in Sauerstoff (O₂) und Wasserstoff (H₂) gewonnen. Dieser Prozess erfolgt in einem Elektrolyseur unter Einsatz von Strom. Damit der Wasserstoff als “grün” bezeichnet werden darf, muss der verwendete Strom Nachhaltigkeitskriterien gesetzlichen Kriterien erfüllen. Folglich ist der mittels dieser Kriterien erzeugte Wasserstoff CO2-neutral.

Blauer Wasserstoff nach GEG-Definition wird mittels Pyrolyse oder Dampfreformierung gewonnen. Ausgangsbasis sind bei beiden Verfahren in der Regel fossile Energieträger bzw. Brennstoffe.

• Bei der Pyrolyse wird das in Erdgas enthaltene Methan (CH₄) in festen Kohlenstoff (C) und Wasserstoff (H₂) gespalten. Der feste Kohlenstoff kann dann eingelagert oder weiterverwendet – allerdings nicht verbrannt – werden. Der chemische Prozess der Pyrolyse ist CO2-frei. Außerhalb des GEG wird aus Pyrolyse erzeugter Wasserstoff auch als “türkiser” Wasserstoff bezeichnet.
• Bei der Dampfreformierung sind Erdgas, Kohle oder Öl die Ausgangsstoffe. Zum Auslösen der chemischen Reaktion wird Wasserdampf (H₂O) zugeführt. Der im Dampf enthaltene Sauerstoff (O), der teilweise auch in den Ausgangsstoffen gebunden ist, bindet sich mit dem in den fossilen Brennstoffen enthaltenen Kohlenstoff (C). Es entsteht CO2. Damit dieser Prozess ebenfalls klimaneutral wird, wird das CO2 abgeschieden und gespeichert (CCS-Technik = Carbon Capture and Storage, also Kohlenstoffabscheidung und -speicherung).

Als Energieträger zulässiger Wasserstoff

Grüner sowie blauer Wasserstoff ist gemäß GEG ein Energieträger, der zur Erfüllung der EE-Quoten verwendet werden darf. Die Zulässigkeit umfasst auch aus diesem Wasserstoff hergestellte Derivate. Derivate sind chemische Verbindungen, die auf Wasserstoff (H₂) basieren. So kann Wasserstoff mittels chemischer Reaktionen beispielsweise zu den Energieträgern Ammoniak (NH₃) oder Methan (CH₄) synthetisiert werden.