Ladesäulenpflicht für Unternehmen in Bayern: Neue Gesetze ab 2025 revolutionieren die Bauwirtschaft und erfordern Anpassungen bei Neubauten und Renovierungen

Ladesäulenpflicht Unternehmen: Rechtlicher Rahmen ab 2025

Mit dem Inkrafttreten des Gebäude-Elektromobilitäts­infrastruktur-Gesetzes erweitert der Gesetzgeber die Pflichten für Betreiber und Eigentümer von Nichtwohngebäuden. Ab Januar 2025 müssen Neubauten mit mehr als zwanzig Stellplätzen mindestens einen betriebs­bereiten Ladepunkt vorhalten; zusätzliche Leerrohre für jeden dritten Stellplatz sind verbindlich. Die Ladesäulenpflicht Unternehmen greift ebenfalls bei größeren Renovierungen, sobald mehr als ein Viertel der Parkfläche oder der Fassadenhülle betroffen ist. Für Bau- und Ingenieurunternehmen bedeutet das eine frühzeitige Einbindung der Ladeinfrastruktur in die Leistungs­phase 1–3 nach HOAI, um Netzanschluss, Brandschutz und Nutzer­anforderungen belastbar zu planen.

Gesetz PV Parkplatz und seine technischen Schnittstellen

Parallel verlangt das Gesetz PV Parkplatz in zahlreichen Bundesländern eine Teil- oder Vollbelegung überdachter Stellflächen mit Photovoltaik. In Baden-Württemberg etwa sind Neubauparkplätze ab 35 Stellplätzen betroffen, in Bayern greift die Regelung ab 50. Die Kombination von PV-Generator und Stahl- bzw. Aluminiumcarport ist statisch anspruchsvoll: Schneelastzonen, Windlasten nach DIN EN 1991-1-4 sowie potenzielle Schwingungs­effekte durch Strömungseinfluss müssen in einem integrierten Bemessungs­konzept nachgewiesen werden. Eine anlagenspezifische Unterkonstruktion ermöglicht dabei Dachneigungen von 5–10 Grad, die den Energieertrag optimieren und gleichzeitig die Durchfahrthöhe für Transporter oder Reisebusse wahren.

Schnittstelle Energiemanagement

Die simultane Auslegung von PV-Modulen und Ladehardware erfordert eine abgestimmte Auslegung des Energiemanagements. Typische Gewerbelastprofile zeigen Spitzen zwischen 7 und 10 Uhr sowie 15 und 18 Uhr. Ein bidirektionales Last­management verteilt die verfügbare PV-Leistung priorisiert auf Ladepunkte, bevor Reststrom in stationäre Speicher oder das Netz fließt. Hierbei sollten Betreiber die DIN 70121 für die Datenkommunikation sowie die ISO 15118-20 für intelligentes Laden berücksichtigen, um langfristige Kompatibilität zu sichern.

Ladeinfrastruktur Pflicht als Bestandteil der Standortstrategie

Die Ladeinfrastruktur Pflicht erweitert sich weit über die eigentliche Hardware hinaus zur wirtschaftlichen Kennziffer. Anschaffungs- und Betriebskosten lassen sich stark beeinflussen, wenn die Tragwerks­planung von Beginn an auf modulare Fundamente wie in Schraub­systemen ausgelegt ist. Durch die reversible Gründung entsteht kaum Aushub, und die Tragfähigkeit bleibt dank S235JR-Stahl auch bei wiederholtem Demontieren erhalten – ein Vorteil für Logistikzentren mit wechselnden Layouts oder Flughäfen mit temporären Parkbereichen. Zudem reduzieren kurze Bauzeiten Stillstands­kosten und erleichtern das Einhalten von Förderfristen nach KfW-Richtlinien.

Für eine projektspezifische Vorbemessung der Gründung und die Integration in bestehende Bauprozesse steht das Engineering-Team von PILLAR-de.com zur Verfügung.

Netzanschluss und Lastganganalyse

Ein tragfähiges Versorgungskonzept beginnt mit einer synchronen Betrachtung von Ladebedarf, Eigenverbrauch und verfügbarer Netzanschlussleistung. Verteilnetzbetreiber fordern seit Frühjahr 2023 für Ladeinfrastruktur Pflicht-Projekte Lastgangprognosen auf Viertelstundenbasis, sobald mehr als 50 kW beantragt werden. Für Standorte mit kombinierter PV-Erzeugung empfiehlt sich die Gegenüberstellung mehrerer Szenarien: Maximallast ohne Lastmanagement, zeitvariable Regelung nach ISO 15118-20 sowie rein PV-geführter Betrieb. Auf dieser Basis lassen sich Reservekapazitäten identifizieren, die spätere Erweiterungen um zusätzliche Ladepunkte oder stationäre Speicher ermöglichen, ohne erneut in die Mittelspannungsebene wechseln zu müssen. Bei Neuerschließungen mit hohem Anteil an Wechselbrücken- oder Lkw-Verkehr wird zusätzlich die Netzdienstlichkeit der Anlage nach VDE-AR-N 4105 bzw. 4110 geprüft, um Blindleistungsbereitstellung und Wirkleistungsbegrenzung vertraglich abzusichern.

Brandschutz und baurechtliche Schnittstellen

Die Kombination aus Ladehardware, Leitungsführungen und PV-Generatoren wirft komplexe Fragen zur Gefahrenprävention auf. Gemäß Muster-Garagen-Verordnung sind für überdachte Stellflächen mit integrierten Ladepunkten Abstände von mindestens 5 m zu Aufenthaltsbereichen oder Fassadenöffnungen nachzuweisen, wenn die installierte Wirkleistung 120 kW überschreitet. Zudem verlangen einige Länderbauordnungen eine Brandlastberechnung nach DIN 18230-1, sobald Modulflächen aus Kunststoffummantelungen bestehen. Für Batteriespeicher gilt die TRGS 510 in Verbindung mit der am Standort zuständigen Sonderbauverordnung. Praktikabel erweist sich der Einbau von Front-End-Sicherungen in NH00-Bauweise, um Fehlerlichtbögen bereits auf der Unterverteilung einzufangen. Relevante Versicherer verlangen zunehmend einen Prüfbericht nach VdS 3471, der Flucht- und Rettungswege ebenso bewertet wie die Rauchableitung über Lichtbänder oder Jet-Fans.

Statische Integration von PV-Carports

Das Gesetz PV Parkplatz führt in der Praxis häufig zu Ganzstahlcarports, deren Dachtragwerk zugleich als Modulrahmen fungiert. Für Schneelastzone 3 sind Dachschubstreben in Klasse S355 obligatorisch, um Durchbiegungen unter 1/250 der Spannweite zu halten und Mikrorisse an Glas-Folie-Modulen zu vermeiden. Bei Aluminiumprofilen ist das bimetallische Kontaktkorrosionsrisiko durch isolierende Zwischenlagen zu reduzieren. Die planerische Herausforderung liegt in der Verankerung: Schraubfundamente mit Gleitrohren ermöglichen eine momentfreie Anbindung, die auch bei wechselnder Parkplatzaufteilung rasch versetzt werden kann. Für nachträglich installierte Ladesäulenpflicht Unternehmen-Projekte empfiehlt sich eine Auslegung der Carportstützen auf 2-fachen Ersatzlastfall, damit Bohrpfahl- oder Rammsysteme später auf gleichem Fundament nachgerüstet werden können.

Lastmanagement und Kommunikation

Hochwertige Betriebsstrategien koppeln die Einspeiseprofile der Photovoltaik mit zeitvariablen Stromtarifen. Ein hierarchisches Energiemanagement nach IEC 61850-7-420 priorisiert zunächst Sicherheitsfunktionen (NFPA 855), leitet dann Spitzenlastkappung ein und verteilt erst im dritten Schritt Restenergie auf Pufferspeicher. Entscheider mit mehreren Standorten können über OCPP 2.0.1 eine übergreifende Monitoring-Plattform einrichten, um Auslastungsgrade, Fehlermeldungen und Serviceintervalle zentral darzustellen. Das senkt Wartungskosten und erleichtert die Einhaltung der Ladeinfrastruktur Pflicht, weil defekte Ladepunkte zeitnah erkannt werden. Software-seitig gewinnt die MID-konforme Erfassung von Ladevorgängen an Bedeutung, da künftig Abrechnungen gegenüber Dienstwagenfahrern steuerrechtlich eindeutig nachweisen müssen, welche Energiemengen in das Fahrzeug und welche in das Gebäudenetz geflossen sind.

Förderprogramme und Kostenstrukturen

Auf Bundesebene adressiert die „Bundesförderung Ladeinfrastruktur für Unternehmen“ Investitionen in DC-Schnelllader bis 50 kW mit bis zu 70 % Zuschuss, sofern das Projekt nicht bereits über das EEG gefördert wird. Parallel gewähren mehrere Länder Zusatzboni, darunter Nordrhein-Westfalen mit bis zu 1 000 € je AC-Punkt im Rahmen des progres.nrw-Programms. Steuerlich lassen sich Investitionen in Ladepunkte linear über sechs Jahre abschreiben; für PV-Carports bleiben Erwerb und Montage unter § 3 Nr. 72 EStG steuerfrei, solange der jährliche Einspeiseertrag 30 kWp nicht übersteigt. Die Gesamtkostenstruktur setzt sich aus Fundamentbau (15 – 25 %), Ladehardware (30 – 40 %), Netzanschluss (10 – 20 %) und Projektierung einschließlich Genehmigungsmanagement (15 – 20 %) zusammen. Entscheidende Hebel für die Wirtschaftlichkeit sind deshalb ein optimaler Eigenverbrauchsanteil und modulare Bauweisen, die künftige Erweiterungen ohne Eingriff in den Bestand zulassen.

BIM-gestützte Dokumentation und Betrieb

Building Information Modeling erleichtert das Zusammenführen aller Gewerke in einem digitalen Zwilling. Relevante Attribute für Ladesäulen-Familien umfassen Leitungsquerschnitte, Schutzart und Prüfintervalle, während PV-Elemente in derselben Datenbank Ertragssimulationen und Wartungszyklen bereitstellen können. Die Verknüpfung dieser Informationen ermöglicht FM-Systemen eine prädiktive Instandhaltung; Auslösekriterien wie erhöhte Kontaktwiderstände werden automatisiert als Ticket hinterlegt. Darüber hinaus fördern Länder wie Hessen Pilotprojekte, bei denen digitale Bestandsmodelle die behördliche Abnahme ersetzen, sofern der Datenstandard IFC 4.3 konsequent eingehalten wird. Für Unternehmen mit mehreren Filialen bildet ein zentral gepflegtes BIM-Modell die Basis für einheitliche Betreiberpflichten, einschließlich der jährlich fälligen DGUV-Prüfungen.

Fazit

Die rechtliche Verflechtung von Ladesäulenpflicht Unternehmen, Gesetz PV Parkplatz und Ladeinfrastruktur Pflicht zwingt Bauherren, Netzanschluss, Statik, Brandschutz und Förderlandschaft von Beginn an integriert zu betrachten. Wer Lastganganalysen, modulare Fundamente und digitales Anlagenmanagement früh verankert, reduziert Investitionsrisiken und erhält langfristige Erweiterungsoptionen. Entscheidende Schritte sind eine präzise Netzverträglichkeitsprüfung, die Auswahl skalierbarer Hardware sowie die zeitgleiche Beantragung passgenauer Förderprogramme.

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