Die aktuelle politische Verständigung von CDU/CSU und SPD zur Reform des sogenannten „Heizungsgesetzes“ und zur Einführung einer Kostenbremse hat eine klare Implikation für die Immobilienbewertung: Preis- und Betriebskostenrisiken werden teilweise zurück zum Eigentümer verschoben – und verändern damit die Logik von Netto-Cashflows, Marktmieten-Argumentationen und Risikoabschlägen.
Für Bewertungspraktiker ist dabei weniger die politische Überschrift entscheidend, sondern die Frage, wie sich Betriebskosten (Opex) künftig verteilen und begrenzen lassen – insbesondere bei Objekten, bei denen beim Heizungstausch weiterhin fossil basierte Technik gewählt wird.
Worum geht es konkret? Reformansatz und „Bio Treppe“ ab 2029
Im Kern stehen zwei Signale nebeneinander:
1. Kostenbremse für Mieter bei bestimmten preislichen Zusatzbestandteilen, die im Zusammenhang mit einem erneuten Einbau fossil betriebener Anlagen entstehen können.
2. Politische Betonung der Technologieoffenheit: Der Einbau neuer Gas- und Ölheizungen soll weiterhin möglich bleiben – allerdings mit steigendem Anteil klimafreundlicher Brennstoffe ab dem 01.01.2029 (umgangssprachlich: „Bio Treppe“).
Für die Bewertung bedeutet das: Die technische Entscheidung „fossil vs. alternative Systeme“ ist nicht nur Capex-getrieben, sondern zunehmend durch eine regulatorische Opex-Logik geprägt.
Was ist die Kostenbremse – und welche Kosten sollen geteilt werden?
Die Kostenbremse adressiert insbesondere Fälle, in denen im Zuge eines Heizungstauschs im Wohngebäude erneut eine fossil betriebene Anlage (z. B. Gas, Heizöl, Flüssiggas) gewählt wird.
Nach der skizzierten Einigung sollen bestimmte preisliche Zusatzbestandteile, die u. a. aus den ersten Stufen der „Bio Treppe“ resultieren können, hälftig zwischen Mieter und Vermieter geteilt werden.
Zusätzlich ist vorgesehen, dass ab 2028 weitere Kostenkomponenten je zur Hälfte zwischen Mieter und Vermieter geteilt werden, insbesondere:
• CO₂-Kosten
• Gasnetzentgelte
Aus Bewertungslogik ist entscheidend: Diese Mechanik ist nicht nur eine „Mieterentlastung“, sondern auch eine Neuzuordnung von Kostentragung – und damit ein potenzieller Treiber für Eigentümer-Rendite, Bewirtschaftungsrisiko und Pricing.
Bewertungsperspektive: Opex-Risiken werden zu einem zentralen Cashflow-Parameter
Für Immobilienbewertungen (Ertragswert/DCF) ist die zentrale Frage: Welche Opex-Bestandteile sind künftig in welcher Höhe auf den Nutzer umlagefähig – und welche verbleiben strukturell beim Eigentümer?
Gerade bei fossil basierter Technik werden dadurch drei Risikoebenen relevanter:
1. Brennstoffkosten- und Preisvolatilität
Die Abhängigkeit vom jeweiligen Brennstoffmix (inkl. klimafreundlicher Beimischungen) kann sich in der Betriebskostenentwicklung niederschlagen. Bewertungstechnisch beeinflusst das die Netto-Cashflow-Stabilität und damit Risikoannahmen.
2. CO₂-Kostenlogik und Teilungsmechanismen
Wenn CO₂-Kosten nicht voll (oder zunehmend weniger) auf Mieter umgelegt werden können, steigen Eigentümerexposures. Das kann die nachhaltige Bewirtschaftungsrendite belasten und in der Modellierung eine zusätzliche Risikoprämie rechtfertigen.
3. Netzentgelt-/Infrastrukturkosten (Gasnetz)
Die (Teil )Tragung von Gasnetzentgelten durch den Eigentümer erhöht die Bedeutung von Standort- und Objektparametern: Gasanschluss-/Versorgungssituation, technischer Zustand, Umrüstpfade, Restnutzungsdauern und mittel-/langfristige Betriebskosten.
Kernaussage für die Wertermittlung:
Bei Objekten mit (Neu )Einbau fossil basierter Technik werden Opex-Risiken und deren Umlage-/Teilungsfähigkeit zu einem wertrelevanten Parameter – mit direkter Wirkung auf:
• Net Operating Income (NOI) / nachhaltigen Reinertrag
• Marktmieten-Story (Leistbarkeit/Warmmieten-Argumentation, Vermietbarkeit)
• Risikoabschläge (Cap Rate/Discount Rate, Szenario-/Sensitivitätszuschläge)
Abkehr von der 65%-EE-Vorgabe? Warum das politisch „technologieoffen“ klingt – aber bewertungstechnisch nicht neutral ist
Die Reform wird in der Diskussion teils als Abkehr von der früher stark betonten 65%-EE-Vorgabe eingeordnet und stärker mit Technologieoffenheit begründet (z. B. über Grüngas-/Bio-Anteile).
Für Bewertungspraktiker ist wichtig: „Technologieoffen“ bedeutet nicht automatisch „risikoneutral“. Im Gegenteil:
Wenn fossile Systeme weiterhin zulässig bleiben, verschiebt sich die Wertrelevanz von „Zulässigkeit“ hin zu Kostenpfaden, Teilungsregeln und Planungsunsicherheiten.
Damit verändert sich die Bewertungsfrage von „Darf ich?“ zu „Wie wirkt es über Opex, Umlagefähigkeit und Risiko auf den Ertrag – und wie preist der Markt das ein?“
Praktische Konsequenzen für Gutachter und Asset Manager (Checkliste)
Für Bewertungsberichte, DCF-Modelle und Investment-Memos sollten bei betroffenen Wohnobjekten mindestens diese Punkte geprüft und dokumentiert werden:
• Heizungstechnologie und Einbau-/Erneuerungsszenario (fossil vs. alternative Systeme)
• Annahmen zu Opex-Pfaden (Brennstoff, CO₂, Netzentgelte) inkl. Bandbreiten
• Umlagefähigkeit / Teilungsmechanismen als Parameter der Cashflow-Rechnung
• Warmmieten- und Leistbarkeitsbetrachtung für die Marktmieten-Argumentation
• Szenarioanalyse (Baseline / konservativ / Stress) und Sensitivitäten auf Cap Rate/Discount Rate
• Risikodokumentation: warum ein Abschlag oder ein Risikozuschlag angesetzt wird (Marktbeobachtung, Objektvergleich, Exit-Story)
Fazit: Neue Heizungs-Politik = neue Risikoverteilung – und damit neue Werttreiber
Die geplante Kostenbremse und die parallele politische Linie, fossile Heizungen unter Bedingungen weiter zuzulassen, sind aus Bewertungssicht vor allem eines: eine Änderung der Risikoverteilung in der Bewirtschaftung.
Wer Objekte mit fossil basierter Technik bewertet oder steuert, sollte die künftigen Opex-Risiken, Teilungsregeln und deren Cashflow-Wirkung systematisch in die Wertermittlung integrieren – nicht als Randnotiz, sondern als zentralen Treiber für nachhaltigen Ertrag und Risikoabschläge.