Fernwärme im Wandel: Zwischen Gasabhängigkeit, Preisdruck und kommunaler Wärmewende

Fernwärme klingt im ersten Moment nach einer unsichtbaren Sache: irgendwo wird Wasser heiß, irgendwo anders wird eine Wohnung warm. Tatsächlich hängen rund 15 % der Wohnungen in Deutschland an einem Fernwärmenetz. Der BDEW schätzt den Anteil für 2025 auf 15,5 % von insgesamt 43,9 Millionen beheizten Wohnungen. In Berlin sind es laut Zensus 2022 sogar 43 %, in Hamburg 35 %. In den ostdeutschen Ländern lag der Anteil bei 22 bis 34 %.

Das Prinzip ist schnell erklärt. Heizkraftwerke, Müllverbrennungsanlagen oder Großwärmepumpen erhitzen Wasser. Es fließt durch gedämmte Leitungen zu den Gebäuden, gibt dort seine Wärme ab und wird anschließend zurückgeführt. Der Vorteil: Ein Wärmenetz kann Quellen anzapfen, die ein einzelnes Haus kaum nutzen könnte – Flusswasser, Industrieabwärme oder Tiefengeothermie zum Beispiel. Welche Straßen angeschlossen werden, bestimmen die Kommunen im Rahmen ihrer Wärmeplanung.

Ein Markt ohne Anbieterwechsel

Ein Haken steckt in der Leitung: Wegen der begrenzten Transportdistanz hat der jeweilige Versorger in seinem Netzgebiet eine Monopolstellung. Wer angeschlossen ist, kann nicht einfach zu einem anderen Anbieter wechseln wie bei Strom oder Gas. Das macht die Preisgestaltung zu einer ziemlich wichtigen Angelegenheit – und erklärt, warum viele Kundinnen und Kunden bei der jährlichen Abrechnung genauer hinschauen.

Der Fernwärmepreis besteht aus einem Grund- oder Leistungspreis für die bestellte Wärmeleistung und einem Arbeitspreis je verbrauchter Kilowattstunde. Je nach Anbieter kommen Mess-, Abrechnungs- und Emissionspreise hinzu. Der sogenannte Mischpreis ergibt sich, wenn der Jahresgesamtpreis durch die abgenommene Wärmemenge geteilt wird.

Preisänderungsklauseln regeln, wie sich die Kosten im Laufe der Jahre entwickeln. Nach § 24 AVBFernwärmeV müssen sie sowohl die Kostenentwicklung des Versorgers als auch die Lage auf dem Wärmemarkt angemessen berücksichtigen. Das Bundeskartellamt unterscheidet dabei ein Kosten- und ein Marktelement. Nach der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs müssen beide grundsätzlich gleich gewichtet werden. Die Berechnungsfaktoren müssen vollständig und verständlich angegeben sein.

Mehr als 60 % der Unternehmen passten ihre Preise laut Bericht vom 1. April 2026 einmal jährlich an, meistens im Januar. Energiekrisen schlagen nach Angaben von Branchenverbänden oft erst ein bis zwei Jahre später auf Fernwärmerechnungen durch. Verträge dürfen höchstens zehn Jahre laufen und verlängern sich ohne Kündigung jeweils um fünf Jahre.

Die bestellte Leistung darf einmal jährlich ohne Nachweis um bis zu 50 % reduziert werden. Wer auf erneuerbare Energien umsteigt, kann stärker reduzieren oder mit einer Frist von zwei Monaten kündigen.

Gas dominiert, die Wende kommt uneinheitlich

2025 stammte knapp die Hälfte der Fernwärme aus Erdgas, etwa ein Drittel aus erneuerbaren Quellen und unvermeidbarer Abwärme. In Heiz- und Heizkraftwerken der allgemeinen Versorgung entstanden rund 125 Milliarden Kilowattstunden Wärme, 70 % davon in Kraft-Wärme-Kopplung. Weitere 8 Milliarden Kilowattstunden speisten Industrieunternehmen und andere Erzeuger ein.

Die gesamte Netto-Wärmeerzeugung einschließlich dieser Einspeisungen lag bei 133,1 Milliarden Kilowattstunden. Die Werte für 2025 sind vorläufig und teilweise geschätzt.

Das Bild aus dem RÖDL-Fernwärme-Benchmarking fällt ähnlich, aber noch unruhiger aus: In mehr als der Hälfte der teilnehmenden Netze lag der Erdgasanteil über 90 %, im Durchschnitt bei mehr als 70 %. Biomasse war der zweitwichtigste Energieträger, wobei ihr Einsatz stark von Netzgröße und regionalen Bedingungen abhing.

Der Anteil erneuerbarer Energien stieg im Benchmarking von 20 % im Jahr 2020 auf 37 % im Datenjahr 2024. Gleichzeitig war die Verteilung extrem uneinheitlich: Die größte Gruppe der Versorger kam auf weniger als 5 % erneuerbare Energien, die zweitgrößte auf mehr als 75 %. Nur ein vergleichsweise kleiner Teil der untersuchten Netze erreichte damit bereits die im Wärmeplanungsgesetz für 2030 vorgesehene Zielgröße von 30 % erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme.

Einige Versorger sind also schon weit, andere stehen bei der Umstellung noch am Anfang. Für viele Unternehmen bedeutet das in den kommenden Jahren erhebliche Investitionen und technische Umbauten. Mannheim nutzt bereits eine Flusswärmepumpe, Leipzig baut die größte Solarthermieanlage Deutschlands. Augsburg plant unter anderem Wärmenetze mit niedrigeren Temperaturen, damit Flusswasser-Wärmepumpen Wärme einspeisen können.

Bei den 2025 genehmigten Neubauwohnungen war Fernwärme bei 23 % als Hauptheizung vorgesehen, eine Wärmepumpe bei 67 %. Private Haushalte und Wohnungsgesellschaften bezogen 2025 rund 53 Milliarden Kilowattstunden Fernwärme. Das entsprach 45 % des gesamten Absatzes.

Was die Kilowattstunde kostet

Die Preise unterscheiden sich je nach Netz – wegen der Brennstoffe und der Technik, der Netzlänge, des Netzzustands, der Verteilstruktur sowie der Zahl und Art der Abnehmer. Eine Auswertung der Verbraucherzentrale von 576 Netzen ergab zum 2. April 2025 für ein Mehrfamilienhaus mit 288.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch Mischpreise zwischen 8 und 33 Cent je Kilowattstunde. Der Median lag bei 17 Cent. In mehr als jedem vierten Netz kostete die Kilowattstunde mindestens 20 Cent.

Auch Wärmeverluste schlagen durch. Netze mit mindestens 30 % Verlusten kamen auf einen Medianpreis von 22 Cent je Kilowattstunde, bei geringeren Verlusten lagen die Werte bei 17 bis 18 Cent. Absatzgewichtet betrug der durchschnittliche Mischpreis im April 2026 laut Preistransparenzplattform 15,6 Cent je Kilowattstunde brutto. Für fast den gesamten Absatz galten Preise zwischen 12,5 und 17,5 Cent.

Im RÖDL-Benchmarking gab es im Datenjahr 2024 erstmals seit mehreren Jahren deutlicher Preissteigerungen eine leichte Entlastung. Der durchschnittliche Wärmemischpreis sank gegenüber dem Vorjahr von 172; die Einheit beziehungsweise der vollständige Vergleichswert wird im Artikel nicht genannt. Der Median blieb nahezu unverändert. Offenbar verschwanden vor allem extreme Ausreißerwerte. Als Gründe nennt das Benchmarking sinkende Erdgasbeschaffungskosten, eine beginnende Beruhigung des Marktes und weniger extreme Preiswerte.

Die Streuung blieb trotzdem hoch. Kleine Netze zahlten im Verhältnis deutlich höhere spezifische Erdgaskosten als große Versorger – ein struktureller Unterschied, der am Ende auch bei den Endkundenpreisen ankommt. Ein hoher Anteil erneuerbarer Energien kann langfristig preisdämpfend wirken: Versorger mit 75 bis 100 % erneuerbaren Energien hatten 2023 und 2024 die niedrigsten durchschnittlichen Wärmemischpreise. Ihre Vorteile liegen bei niedrigeren variablen Kosten und einer geringeren Abhängigkeit von schwankenden Preisen fossiler Energieträger.

In der Mehrheit der Kategorien sanken die Preise zwischen 2023 und 2024. Ausnahmen waren die Kategorien 2 und 5. Die Entwicklung in Kategorie 2 wurde als eher netzspezifisch beschrieben; der Preisanstieg in Kategorie 5 wird wahrscheinlich auf das in der aktuellen AVBFernwärmeV verankerte Marktelement zurückgeführt.

Genau hier wird es knifflig: Das Marktelement verpflichtet Versorger, die Preisverhältnisse des weiterhin überwiegend fossil geprägten Wärmemarktes zu berücksichtigen. Für Netze mit hohem EE-Anteil kann das Preissenkungen begrenzen, obwohl ihre Kostenstruktur günstiger ist. Die Preisentwicklung bleibt an einen fossilen Referenzmarkt gekoppelt, der die tatsächlichen Kosten dekarbonisierter Netze nur noch teilweise abbildet.

Der aktuell rechtlich empfohlene Wärmepreisindex erreichte 2024 einen Höchstwert. Das hatte einen preistreibenden Effekt – unabhängig davon, wie viele fossile Energieträger tatsächlich eingesetzt wurden. Versorger mit hohem EE-Anteil konnten dadurch zu höheren Preisen verpflichtet sein, obwohl ihre Erzeugungskosten sanken oder stabil blieben. Im Referentenentwurf zur Reform der AVBFernwärmeV ist vorgesehen, den Wärmepreisindex im parlamentarischen Verfahren zu streichen.

Die Ausgaben für die Dekarbonisierung sind in den vergangenen Jahren deutlich gestiegen. Kurz- und mittelfristig beeinflussen diese Investitionen Preise und Tarife; zunächst steigt vor allem der Fixkostenanteil. Langfristig können erneuerbare Energien jedoch zu niedrigeren Wärmepreisen führen.

Kontrolle, Transparenz und neue Regeln

Im September 2026 gab es keine eigenständige bundesweite Preisaufsicht für Fernwärme. Zuständig waren die Kartellbehörden. Nach § 29 GWB dürfen marktbeherrschende Versorger keine Preise verlangen, die unangemessen über den Kosten liegen. Wirkt sich ein Verhalten über ein Bundesland hinaus aus, ist das Bundeskartellamt zuständig, ansonsten die jeweilige Landeskartellbehörde.

Ende 2023 leitete das Bundeskartellamt Verfahren gegen sieben Stadtwerke und Versorger ein und untersuchte neun Netze. Im März 2025 erhärtete sich bei vier Netzen der Verdacht rechtswidriger Preisänderungsklauseln. Das Marktelement war zu schwach gewichtet; bei mindestens drei Netzen bildete das Kostenelement die tatsächlichen Kosten nicht korrekt ab.

Kundinnen und Kunden können Verstöße gegen die AVBFernwärmeV unabhängig davon vor Zivilgerichten geltend machen. Seit Mai 2024 betreiben AGFW, BDEW und VKU freiwillig die Plattform waermepreise.info. Zum 1. April 2026 meldeten 710 Teilnetze ihre Preise; laut den Betreibern deckte das mehr als die Hälfte des Fernwärmeabsatzes ab.

Das Bundeskabinett beschloss am 26. August 2026 Eckpunkte für ein Wärmenetzpaket. Eine Bundesbehörde soll Preisanpassungen und geplante Investitionen prüfen und vorab genehmigen können. Alle Versorger sollen ihre Tarife auf einer neuen Transparenzplattform veröffentlichen. Außerdem soll ein neues Wärmenetzgesetz die AVBFernwärmeV und die FFVAV zusammenführen und neu regeln.

Bis September 2026 gab es dafür weder einen Gesetzentwurf noch einen Zeitplan. Der Verbraucherzentrale Bundesverband unterstützt Preisaufsicht und Transparenz, fordert aber zusätzlich eine bundeseinheitliche Preisobergrenze. Geplante Möglichkeiten für einseitige Erhöhungen der Ausgangspreise kritisiert der Verband.

Wärmeplanung mit Anschlusszwang?

Kommunen können für ein öffentliches Fernwärmenetz einen Anschluss- und Benutzungszwang anordnen, wenn das Landesrecht sie dazu ermächtigt. § 109 des seit 29. Juli 2026 geltenden Gebäudemodernisierungsgesetzes erlaubt dies auch aus Gründen des Klima- und Ressourcenschutzes.

Mit der Novelle, die der Bundestag am 10. Juli 2026 beschloss, entfiel die Vorgabe, dass neue Heizungen zu 65 % mit erneuerbaren Energien betrieben werden müssen. Wer nach dem 29. Juli 2026 eine neue Gas- oder Ölheizung einbaut, muss ab 2029 steigende Anteile Biomethan, Bioöl oder Wasserstoff einsetzen; ab 2040 müssen es mindestens 60 % sein.

Im August 2026 hatten laut Bundesregierung rund zwei Drittel der 10.700 Städte und Gemeinden ihre Wärmeplanung begonnen oder abgeschlossen. Auf den kommunalen Karten entscheidet sich also zunehmend, ob eine Straße ans Netz kommt, welche Wärmequellen genutzt werden – und welche Investitionen in den nächsten Jahren in den Boden wandern.

Bis Ende 2044 müssen alle Wärmenetze vollständig auf erneuerbare Energien oder unvermeidbare Abwärme umgestellt sein. Für bestehende Netze gelten Zwischenziele: mindestens 30 % erneuerbare Energien oder unvermeidbare Abwärme ab 2030 und mindestens 80 % ab 2040. Neue Netze müssen seit dem 1. März 2025 eine Quote von 65 % erfüllen.

In Netzen mit mehr als 50 Kilometern Länge darf der Biomasseanteil ab 2045 höchstens 15 % betragen. Landesbehörden können die Frist für das 2030-Ziel bis Ende 2034 und für das 2040-Ziel bis Ende 2044 verlängern, unter anderem wenn ein Ausbau- und Dekarbonisierungsfahrplan vorgelegt wird.

Der saubere Anteil sollte im bundesweiten Durchschnitt 2030 bei 50 % liegen. 2025 betrug er laut BDEW 33,7 %, nach 35 % im Vorjahr. Im kalten ersten Quartal 2025 setzten Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen deutlich mehr Erdgas ein. Von den 710 Teilnetzen der Transparenzplattform erfüllten am 1. April 2026 immerhin 314 die 30-Prozent-Marke für 2030.

Abwärme, Solarthermie und Großwärmepumpen können die Abhängigkeit vom Gasmarkt verringern. Bezahlt werden die erforderlichen Investitionen zunächst über Grund- und Arbeitspreise. Genau deshalb soll die geplante Aufsichtsbehörde beides prüfen: die Investitionen und die Preisanpassungen.

Das RÖDL-Benchmarking zeigt dabei, wie unterschiedlich die Branche unterwegs ist. Einige Versorger profitieren schon von niedrigen Wärmegestehungskosten, viele andere müssen noch grundlegende Transformationsschritte stemmen. Die Erzeugungsstruktur wird damit zunehmend zum strategischen Wettbewerbsfaktor, auch wenn Fernwärmekunden ihren Anbieter nicht wechseln können. Frühzeitige Investitionen in erneuerbare Energien können sich wirtschaftlich und regulatorisch auszahlen; die technische Veränderung zieht eine wirtschaftliche nach sich.

Die kommenden Jahre entscheiden, ob die Zielmarken des Wärmeplanungsgesetzes für 2030 erreicht werden. Zugleich bleibt offen, wie neue Kostenstrukturen in Grund- und Arbeitspreise übersetzt werden und wie Preissysteme künftig aussehen müssen. Diese Fragen soll Teil 2 des RÖDL-Benchmarkings behandeln.

Eine neue Runde des anonymen RÖDL-Fernwärme-Benchmarkings startet in Kürze. Sie soll wirtschaftliche und technische Kennzahlen einordnen, die Preisgestaltung bewerten, die Positionierung im Markt ermöglichen und Impulse für strategische Entscheidungen im Transformationsprozess geben. Bis dahin rauscht das heiße Wasser weiter durch die Leitungen – und die Diskussion über jeden Cent pro Kilowattstunde gleich mit.