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Kurz gesagt
Eine treiberbasierte Wärmeplanung führt Absatz, Erlöse, Erzeugung und CO₂-Kosten des Wärmegeschäfts in einem zusammenhängenden Modell zusammen — statt in mehreren verknüpften Tabellen. Geplant werden Treiber: Klima, Preise, Verluste, Wirkungsgrade, Tarife. Absatz, Erlöse, Brennstoffeinsatz, CO₂-Menge und Marge ergeben sich daraus. Wer eine Prämisse ändert, sieht die Wirkung sofort im Ergebnis — inklusive der Frage, was ein kaltes Jahr oder ein höherer CO₂-Preis für die GuV bedeutet.
Zwei Dinge heißen „Wärmeplanung” — und werden ständig verwechselt
Bevor es um Steuerung geht, lohnt eine Klarstellung, weil der Begriff im Markt doppelt belegt ist.
Die kommunale Wärmeplanung nach dem Wärmeplanungsgesetz (WPG) ist ein hoheitliches Planungsinstrument. Sie legt fest, welche Quartiere künftig ein Wärmenetz bekommen, welche dezentral versorgt werden und ab wann die 65-Prozent-Regel des Gebäudeenergiegesetzes greift. Für Großstädte über 100.000 Einwohner lief die Frist am 30. Juni 2026 ab, für die übrigen rund 10.700 Kommunen bis zum 30. Juni 2028.
Die Wärmeplanung im Controlling ist etwas anderes: die Wirtschaftsplanung des Wärmegeschäfts. Wie viel Wärme wird abgesetzt, zu welchen Preisen, mit welchem Brennstoffeinsatz, welchen Verlusten und welchen CO₂-Kosten — und was bedeutet das für das Ergebnis?
Beide hängen zusammen. Die kommunale Wärmeplanung erzeugt Anschlussmengen und Netzausbau, die zweite muss sie durchrechnen. Dieser Artikel behandelt die zweite.
Warum die Wärme gerade das schwierigste Planungsobjekt im EVU ist
Vier Entwicklungen treffen gleichzeitig auf dieselbe Planungsstrecke.
Der Ausbau ist verpflichtend geworden. Mit dem WPG ist Wärmeplanung eine Daueraufgabe, kein Jahresprojekt. Netze wachsen, Anschlüsse steigen, und jede neue Abnahmestelle muss in der Wirtschaftsplanung ankommen — mit Startzeitpunkt, Tarif und Zuordnung zur Erzeugung.
Der CO₂-Kostenpfad ist in Bewegung. Für 2026 sieht das Brennstoffemissionshandelsgesetz einen Preiskorridor von 55 bis 65 Euro je Tonne vor; die Festpreisphase 2021–2025 ist damit beendet und die Zertifikate werden erstmals versteigert. Für 2027 ist eine marktbasierte Preisbildung vorgesehen, die sich am europäischen Emissionshandel orientiert, ab 2028 löst das EU-ETS 2 das BEHG ab. Für die Planung heißt das: Der CO₂-Preis ist keine Konstante mehr, sondern eine Annahme, die sich jährlich verschieben kann.
Die Preisanpassung steht unter Beobachtung. § 24 Abs. 4 AVBFernwärmeV verlangt, dass Preisänderungsklauseln sowohl die Kostenentwicklung beim Versorger (Kostenelement) als auch die Verhältnisse am Wärmemarkt (Marktelement) angemessen berücksichtigen. Das Bundeskartellamt hat Ende 2023 Verfahren gegen sieben Stadtwerke und Fernwärmeversorger zu insgesamt neun Netzen eröffnet; bei vier Netzen hat sich nach dem Ermittlungsstand von 2025 der Verdacht erhärtet, dass das Marktelement zu niedrig gewichtet war. Wer die Bindungen und Referenzwerte seiner Klauseln nicht sauber und nachvollziehbar führt, kann sie im Zweifel auch nicht belegen.
Die Wärmewende ist ein Investitionsprogramm. Erzeugungsumbau und Netzausbau hängen unmittelbar an der Absatzplanung. Ohne belastbare Mengen- und Erlösplanung gibt es keine belastbare Investitionsrechnung — und damit keinen finanzierungsfähigen Business Case.
Die typische Ausgangslage: mehrere Dateien, eine Rechenkette
In vielen Häusern besteht die Wärmeplanung aus einem Verbund verknüpfter Tabellen: eine Datei für Prämissen und Preise, eine für die Absatzkalkulation je Netz, eine für die Energiebilanz. Fachlich ist das oft erstaunlich gut durchdacht — die Logik existiert, sie ist nur verteilt.
Das Problem ist nicht die Qualität der Rechnung, sondern ihre Beweglichkeit. Drei Effekte treten regelmäßig auf:
Änderungen kosten Tage statt Minuten. Eine neue Klimaannahme oder ein anderer CO₂-Preis zieht eine Kette manueller Aktualisierungen nach sich. Szenarien werden deshalb selten gerechnet — nicht weil sie uninteressant wären, sondern weil sie zu teuer sind.
Niemand kann die Herkunft einer Zahl vollständig belegen. Gewachsene Tabellen enthalten Sonderregeln, die nur eine Person kennt. Wenn diese Person nicht im Raum ist, ist die Zahl nicht verteidigungsfähig.
Es gibt mehrere Wahrheiten. Vertrieb, Erzeugung und Finance arbeiten mit unterschiedlichen Stände derselben Rechnung. Die Abstimmung frisst die Zeit, die für die Interpretation fehlt.
Eine treiberbasierte Planung löst nicht die Rechnung ab, sondern ihre Verteilung: Dieselbe Fachlogik liegt an einer Stelle, wird als Regel geführt statt als Formel in einer Zelle, und ist damit versionierbar, nachvollziehbar und szenariofähig.
Der rote Faden: von der Klimaannahme bis zum CO₂
Die Planungskette im Wärmegeschäft hat fünf Stationen. Jede baut auf der vorherigen auf — und genau diese Kette ist der Grund, warum Teillösungen wenig helfen.
- Prämissen. Klima, CO₂-Preispfad, Preis- und Kostenfaktoren, Effekte aus Sanierung und Leistungsanpassung.
- Absatz. Der Wärmebedarf je Abnahmestelle und Monat, klimabereinigt und in der realen Abnahmestruktur des Netzes.
- Erlöse. Arbeitspreis, CO₂-Entgelt und Grundpreis, je Tarif und Anpassungstermin — mit Rabatten und Konditionen.
- Erzeugung. Aus Verkauf und Netzverlusten entsteht die Einspeisung, daraus über den Anlagen-Split und die Wirkungsgrade der Brennstoffeinsatz.
- Ergebnis. CO₂-Menge und -Kosten, Marge und Bericht — je Netz, Tarif und Abnahmestelle, mehrjährig und versioniert.
Drei dieser Stationen verdienen einen genaueren Blick, weil dort die meisten Modelle brechen.
Absatz: Klimabereinigung ist keine Nebenrechnung
Der Wärmeabsatz ist der klimaabhängigste Wert im ganzen EVU. Wer ihn aus einem Einzeljahr fortschreibt, plant den Zufall mit. Belastbar wird er über drei Elemente: eine mehrjährige Verbrauchsbasis aus der Abrechnung, einen Korrekturfaktor aus der Gradtagzahl des Planjahres gegen den langjährigen Mittelwert, und die tatsächliche Abnahmestruktur je Netz.
Wichtig ist die Trennung der Effekte: Sanierung reduziert die Absatzmenge, eine geringere Anschlussleistung wirkt auf den Grundpreis. Beides in denselben Parameter zu packen, ist bequem und macht die Ergebnisse später unlesbar. Ebenso gehören Laufzeiten dazu — wenn ein Netz oder eine Objektversorgung im Planungszeitraum ausläuft, muss es aus den Folgejahren verschwinden, ohne dass jemand daran denken muss.
Erlöse: der Split entscheidet über die Aussagekraft
Wärmeerlöse bestehen aus mindestens drei Komponenten: mengenabhängigem Arbeitspreis, CO₂-Entgelt und leistungsgebundenem Grundpreis. Werden sie als Summe geplant, ist die wichtigste Steuerungsfrage nicht mehr beantwortbar: Wie viel Marge hängt an der Menge, wie viel an der Leistung, und wie viel ist reine Durchreichung von Kosten?
Diese Frage entscheidet, wie ein kaltes oder warmes Jahr wirkt, wie sich ein CO₂-Preissprung auswirkt und wo Preisdurchsetzung tatsächlich stattfindet. Sie ist nur beantwortbar, wenn die Komponenten getrennt geführt werden — und zwar auf der Ebene, auf der abgerechnet wird, nicht als Portfoliodurchschnitt.
Preisanpassung: die Formeln gehören ins Modell, nicht ins Archiv
Für jeden Wärmetarif existiert eine Preisanpassungsklausel mit Bindungen an Indizes — Energieträger, Löhne, Investitionsgüter, Wärmemarkt — und mit Referenzwerten als Bezugsgröße. In der Praxis liegen diese Formeln häufig außerhalb der Planung: Berechnet wird der neue Preis, geladen wird nur das Ergebnis.
Das hat zwei Konsequenzen. Erstens lässt sich kein Indexszenario rechnen — die Frage, was ein deutlich höherer Gaspreis für die Marge bedeutet, bleibt unbeantwortet. Zweitens ist die Klausel selbst nicht mehr Teil der auditierbaren Strecke, obwohl genau sie kartellrechtlich geprüft wird.
Ob ein Kostenelement an einen Index anknüpfen darf, hängt daran, ob sich die realen Bezugskosten im Wesentlichen wie dieser Index entwickeln. Diese Frage lässt sich nur beantworten, wenn Bindungen, Gewichte und Referenzwerte dort liegen, wo auch die realen Kosten liegen.
Die zwei CO₂-Welten auseinanderhalten
Ein Punkt, der in Wärmemodellen regelmäßig zu Fehlern führt: CO₂ ist nicht CO₂.
| Kesselgas | BHKW-Gas | |
|---|---|---|
| Handelssystem | BEHG, national | TEHG / EUA, europäisch |
| Kostenwirkung | Direkt im Ergebnis des Wärmenetzes | Über den Erzeugungspartner in den Bezugspreisen |
| Doppelzählung | — | Nicht BEHG-pflichtig |
| Preisquelle | Nationaler Preispfad | Europäische Zertifikatsnotierungen |
Wer beide Welten zu einem Mischpreis zusammenfasst, spart etwas Modellierungsaufwand und verliert danach jede belastbare Aussage über den Erzeugungsumbau. Denn genau dort liegt die Steuerungsfrage: Welcher Anteil der CO₂-Belastung lässt sich durch eigene Investitionen beeinflussen, und welcher kommt über Bezugspreise ins Haus?
Weil der nationale Preispfad politisch beweglich ist, gehört er als Annahme in die Planung — nicht als fest verdrahteter Wert. Ändert sich die Rechtslage, sollte das eine Eingabe sein und kein Projekt.
Was dadurch steuerbar wird
Sechs Fragen werden beantwortbar, die vorher Schätzungen waren:
- Absatz und Erlös je Netz, Tarif und Abnahmestelle — mehrjährig, in Plan, Forecast und Ist.
- Ø-Erlös in ct/kWh, vom Gesamtportfolio bis zur einzelnen Anlage. Preisdurchsetzung wird sichtbar.
- Erlösstruktur aus Arbeitspreis, Grundpreis und CO₂-Entgelt — mengenabhängig, leistungsgebunden, durchgereicht.
- CO₂-Menge und -Kosten je Netz als Steuerungsgröße für die Priorisierung des Erzeugungsumbaus.
- Vertragsenden und Auslauf — Mengenrisiko früh im Blick statt im Nachhinein.
- Klima- und Preisszenarien — ein kaltes Jahr, ein CO₂-Sprung, ein Indexschub, gerechnet in Minuten statt Tagen.
Der letzte Punkt ist der eigentliche Unterschied. Nicht die genauere Zahl, sondern die Fähigkeit, mehrere Zahlen nebeneinander zu stellen und die Bandbreite zu benennen. Für Wirtschaftsplan, Aufsichtsrat und Finanzierungsgespräch ist eine belegte Bandbreite mehr wert als eine Punktprognose, die schon beim ersten kalten Winter nicht mehr stimmt.
Woran Wärme-Modelle in der Praxis scheitern
Die Stammdaten bleiben Handarbeit. Wenn Tarif, Rabatt, Anschlussleistung und Vertragsende je Abnahmestelle manuell gepflegt werden, ist die Planung nur so aktuell wie die letzte Pflegerunde. Eine automatisierte Übernahme aus dem Abrechnungssystem ist kein Komfortmerkmal, sondern die Voraussetzung dafür, dass das Modell im Betrieb überlebt.
CO₂ wird pauschaliert. Der Mischpreis spart eine Stunde und kostet danach jede Diskussion über die Erzeugungsstrategie.
Die Preisanpassung bleibt außerhalb. Ohne Formeln im Modell gibt es keine Indexszenarien — und im Zweifel keinen Nachweis.
Die Ablösung wird nicht validiert. Ein neues Modell ist erst dann belastbar, wenn es das bestehende exakt reproduziert und jede Abweichung erklärt ist. Wird dieser Schritt abgekürzt, bleibt Misstrauen, die alte Datei läuft im Hintergrund weiter, und man hat zwei Systeme statt einem.
Fazit
Die Wärme galt im EVU-Controlling lange als Nebenschauplatz — überschaubare Mengen, wenige Netze, eine Datei reicht. Mit verpflichtender Wärmeplanung, wachsenden Netzen, einem beweglichen CO₂-Kostenpfad und einer Preisanpassung unter kartellrechtlicher Beobachtung ist das nicht mehr haltbar.
Der Weg dorthin ist unspektakulär: die bestehende Fachlogik verstehen und dokumentieren, sie an einer Stelle als Regelwerk führen, die Stammdaten anbinden und gegen das Original validieren. Was danach dazukommt, sind die Dinge, die vorher nicht gingen — Szenarien in Minuten, nachvollziehbare Historie und der direkte Anschluss an Vertrieb, Investitionsrechnung und Finanzplanung.
Die Wärme plant Abnahmestellen — und sieht sofort Erlöse, Erzeugung und CO₂. Ein zusammenhängendes Modell statt verknüpfter Dateien. Eine Wahrheit für Vertrieb, Erzeugung und Finance.
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Häufig gestellte Fragen
Was ist der Unterschied zwischen kommunaler Wärmeplanung und Wärmeplanung im Controlling?
Die kommunale Wärmeplanung nach dem WPG ist ein hoheitliches Planungsinstrument: Sie legt fest, welche Gebiete ein Wärmenetz bekommen und welche dezentral versorgt werden. Die Wärmeplanung im Controlling ist die Wirtschaftsplanung des Wärmegeschäfts — Absatz, Erlöse, Brennstoffeinsatz, CO₂-Kosten und Ergebnis. Die erste erzeugt die Mengen, die zweite rechnet sie durch.
Was heißt „treiberbasiert" bei der Wärmeplanung konkret?
Dass Ergebnisgrößen nicht eingegeben, sondern gerechnet werden. Geplant werden Treiber wie Klima, CO₂-Preis, Wirkungsgrade, Netzverluste, Tarifpreise und Konditionen. Absatz, Erlöse, Brennstoffeinsatz, CO₂-Menge und Marge ergeben sich daraus. Ändert sich ein Treiber, rechnet die ganze Kette nach.
Warum müssen BEHG- und EUA-CO₂ getrennt geführt werden?
Weil sie in unterschiedlichen Handelssystemen liegen und unterschiedlich kostenwirksam werden. Kesselgas fällt unter das nationale BEHG und belastet das Ergebnis des Wärmenetzes direkt. BHKW-Gas unterliegt dem europäischen Emissionshandel und wirkt über die Bezugspreise. Eine Vermischung erzeugt entweder Doppelzählung oder eine Lücke — und verhindert die Aussage, welcher Teil der CO₂-Belastung überhaupt beeinflussbar ist.
Wie geht eine Wärmeplanung mit dem unsicheren CO₂-Preispfad um?
Der Preispfad ist eine Annahme, kein Festwert. Für 2026 gilt der gesetzliche Korridor von 55 bis 65 Euro je Tonne, für 2027 ist eine marktbasierte Bildung vorgesehen, ab 2028 gilt das EU-ETS 2. Weil sich das verschieben kann, gehört der Pfad in die Prämissen — mit der Möglichkeit, mehrere Varianten nebeneinander zu rechnen.
Wie lange dauert die Ablösung einer Excel-basierten Wärmeplanung?
Der Aufwand steckt selten in der Modellierung, sondern in zwei anderen Punkten: der Anbindung der Stammdaten aus dem Abrechnungssystem und der Validierung gegen das bestehende Modell. Undokumentierte Sonderregeln in gewachsenen Tabellen sind der häufigste Verzögerungsgrund — und ein guter Grund, früh mit dem Aufschreiben zu beginnen.
Muss ein neues Modell das alte Excel exakt treffen?
Ja. Das ist der Qualitätsnachweis, ohne den keine Ablösung belastbar ist. Erst wenn Absatz und Erlöse das bestehende Modell reproduzieren und jede Restabweichung erklärt ist, darf das neue Modell mehr können als das alte.
