Heute, am 8. Oktober 2026, ist Fernwärme für rund 15 Prozent der Wohnungen in Deutschland der unsichtbare Heizpartner im Hintergrund. Der BDEW schätzt den Anteil für 2025 auf 15,5 Prozent von 43,9 Millionen beheizten Wohnungen. Hinter den Hausanschlüssen stehen Heizkraftwerke, Müllverbrennungsanlagen, Großwärmepumpen und zunehmend weitere Wärmequellen. Heißes Wasser läuft durch gedämmte Leitungen zum Gebäude, gibt dort seine Wärme ab und kehrt abgekühlt zurück.

Das klingt unkompliziert, hat aber einen Haken: Wegen der begrenzten Transportdistanz besitzt der jeweilige Versorger in seinem Netzgebiet eine Monopolstellung. Wer angeschlossen ist, kann den Anbieter nicht einfach wie bei Strom oder Gas wechseln. Welche Straßen künftig an ein Netz kommen, legen die Kommunen in ihrer Wärmeplanung fest. Gerade darin liegt die Stärke der Wärmenetze: Sie können Flusswasser, Industrieabwärme oder Tiefengeothermie erschließen – Quellen, die ein einzelnes Gebäude meist nicht sinnvoll nutzen könnte.

Zwischen Erdgas und Großwärmepumpe

Die Bilanz für 2025 ist noch deutlich fossil geprägt. Knapp die Hälfte der Fernwärme stammte aus Erdgas, etwa ein Drittel aus erneuerbaren Quellen und unvermeidbarer Abwärme. In Heiz- und Heizkraftwerken der allgemeinen Versorgung wurden rund 125 Milliarden Kilowattstunden Wärme erzeugt, 70 Prozent 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. Erdgas kam auf 66,0 Milliarden Kilowattstunden beziehungsweise 49,6 Prozent. Unvermeidbare Abwärme und übrige Energieträger nach dem Wärmeplanungsgesetz erreichten 18,9 Milliarden Kilowattstunden, also 14,2 Prozent. Biomasse folgte mit 13,4 Milliarden Kilowattstunden beziehungsweise 10,1 Prozent, Steinkohle mit 11,0 Milliarden Kilowattstunden und 8,2 Prozent.

Biogener Siedlungsabfall steuerte 10,5 Milliarden Kilowattstunden beziehungsweise 7,9 Prozent bei, Braunkohle 5,1 Milliarden Kilowattstunden und 3,8 Prozent. Sonstige Energieträger kamen auf 4,3 Milliarden Kilowattstunden beziehungsweise 3,3 Prozent. Umwelt-, Geo- und Solarthermie erreichten 2,0 Milliarden Kilowattstunden und 1,5 Prozent, Mineralöl 1,9 Milliarden Kilowattstunden und 1,4 Prozent. Die Werte für 2025 sind vorläufig und teilweise geschätzt.

Wie weit die Umstellung auseinanderklafft, zeigt ein Fernwärme-Benchmarking von Rödl. In mehr als der Hälfte der teilnehmenden Netze lag der Erdgasanteil über 90 Prozent, im Durchschnitt bei mehr als 70 Prozent. Biomasse war der zweitwichtigste Energieträger; ihr Einsatz hing von Netzgröße und regionalen Bedingungen ab. Zugleich stieg der Anteil erneuerbarer Energien von 20 Prozent im Jahr 2020 auf 37 Prozent im Datenjahr 2024. Das Bild bleibt allerdings schief: Die größte Gruppe der Versorger lag bei weniger als 5 Prozent erneuerbaren Energien, die zweitgrößte bei mehr als 75 Prozent. Nur ein vergleichsweise kleiner Teil der untersuchten Netze erreichte bereits die für 2030 vorgesehene Zielgröße von 30 Prozent erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme.

In Mannheim arbeitet der Versorger MVV mit einer Flusswärmepumpe. Leipzig baut die größte Solarthermieanlage Deutschlands. Augsburg plant Fernwärmenetze mit niedrigeren Temperaturen, damit Flusswasser-Wärmepumpen Wärme einspeisen können. Das sind technische Details, die später auf der Rechnung landen können – zunächst als Investition, langfristig womöglich als geringere Abhängigkeit vom Gasmarkt.

Wer heizt womit – und was kostet es?

Laut Zensus 2022 heizten am 15. Mai 2022 rund 15 Prozent der Wohnungen mit Fernwärme. Regional war die Spannweite groß: In Berlin lag der Anteil bei 43 Prozent, in Hamburg bei 35 Prozent. Die ostdeutschen Länder kamen auf 22 bis 34 Prozent. Bei den 2025 genehmigten Neubauwohnungen war Fernwärme in 23 Prozent der Fälle als Hauptheizung vorgesehen, eine Wärmepumpe in 67 Prozent.

Private Haushalte und Wohnungsgesellschaften bezogen 2025 rund 53 Milliarden Kilowattstunden Fernwärme. Das entsprach 45 Prozent des gesamten Absatzes. Für die Kundinnen und Kunden setzt sich der Preis aus einem festen und einem verbrauchsabhängigen Teil zusammen: dem Grund- oder Leistungspreis für die bestellte Wärmeleistung und dem Arbeitspreis je verbrauchter Kilowattstunde. Je nach Anbieter kommen Mess-, Abrechnungs- und Emissionspreise hinzu. Der Mischpreis ist der Jahresgesamtpreis geteilt durch die abgenommene Wärmemenge.

Wie teuer das wird, hängt vom Netz ab: von Brennstoffen und Technik, Netzlänge und Netzzustand, der Verteilstruktur sowie Zahl und Art der Abnehmer. Eine Verbraucherzentrale-Auswertung 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.

Hohe Verluste schlagen sichtbar durch. Netze mit mindestens 30 Prozent Wärmeverlusten kamen auf einen Medianpreis von 22 Cent je Kilowattstunde, bei geringeren Verlusten lag er 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.

Das Rödl-Benchmarking beschreibt für das 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. Das deutet darauf hin, dass vor allem extreme Ausreißer zurückgingen. Als Gründe gelten sinkende Erdgasbeschaffungskosten, eine beginnende Beruhigung des Marktes und weniger extreme Preiswerte. Die Streuung blieb hoch; kleine Netze zahlten im Verhältnis deutlich höhere spezifische Erdgaskosten als große Versorger.

Erneuerbare Energien können dabei langfristig preisdämpfend wirken. Versorger mit einem EE-Anteil von 75 bis 100 Prozent hatten 2023 und 2024 die niedrigsten durchschnittlichen Wärmemischpreise. Sie profitieren von 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: Kategorie 2 wurde als eher netzspezifisch beschrieben, der Anstieg in Kategorie 5 wahrscheinlich auf das in der aktuellen AVBFernwärmeV verankerte Marktelement zurückgeführt.

Preisformeln, Verträge und Kontrolle

Preisänderungsklauseln regeln die Entwicklung über die Jahre. Nach § 24 AVBFernwärmeV müssen sie die Kostenentwicklung des Versorgers und die Lage auf dem Wärmemarkt angemessen berücksichtigen. Das Bundeskartellamt unterscheidet deshalb ein Kosten- und ein Marktelement. Nach der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs müssen beide grundsätzlich gleich gewichtet werden. Die Berechnungsfaktoren müssen vollständig und verständlich angegeben sein.

Das Marktelement koppelt die Preisentwicklung an einen weiterhin überwiegend fossil geprägten Wärmemarkt. Für Versorger mit hohem EE-Anteil kann das Preissenkungen begrenzen, obwohl ihre Kostenstruktur günstiger ist. Der aktuell rechtlich empfohlene Wärmepreisindex erreichte 2024 einen Höchstwert und wirkte dadurch preistreibend – unabhängig davon, wie viele fossile Energieträger tatsächlich eingesetzt wurden. Im Referentenentwurf zur Reform der AVBFernwärmeV ist vorgesehen, den Wärmepreisindex im parlamentarischen Verfahren zu streichen.

Mehr als 60 Prozent der Unternehmen passten ihre Preise laut Bericht vom 1. April 2026 einmal jährlich an, meist im Januar. Energiekrisen wirken sich nach Angaben von Branchenverbänden meist erst ein bis zwei Jahre später auf Fernwärmepreise aus. Verträge laufen höchstens zehn Jahre und verlängern sich ohne Kündigung jeweils um fünf Jahre.

Kundinnen und Kunden