Update zum Energy Sharing: Kurswechsel mit Signalwirkung
Die Bundesnetzagentur setzt auf das Lieferantenmodell
Sechs Wochen nach dem Startschuss hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) beim Energy Sharing einen bemerkenswerten Kurswechsel vollzogen: Die Abwicklung gemeinschaftlicher Stromnutzung soll nun nicht mehr vorrangig über die Netzbetreiber erfolgen, wie es zuvor diskutiert und in Anwendungshilfen vorbereitet worden war. Zeit also für ein Update unseres Blogbeitrags vom 26.05.2026.
Mit ihrer Mitteilung vom 07.07.2026 reagiert die BNetzA auf die in den vergangenen Monaten deutlich gewordene Komplexität und den erheblichen IT-Anpassungsbedarf, die ein netzbetreiberbasiertes Modell verursacht hätte. Die noch ausstehende Anwendungshilfe zur Marktkommunikation wird demnach nicht veröffentlicht. Damit stehe, so die BNetzA, einer direkten Umsetzung des Energy Sharings nichts mehr im Wege. Die Behörde setzt nun auf das bereits etablierte Lieferanten- und Bilanzkreismodell, das auch als Dienstleistungsmodell bekannt ist. Nach Auffassung der BNetzA steht einer direkten Umsetzung des Energy Sharings damit nichts mehr im Wege. Doch was heißt das genau und wo sind mögliche Fallstricke? Ein Überblick:
Abbildung 1: Unterschiede Mieterstrom, Gebäudestrom und Energy Sharing
Nochmal von vorn: Was ist Energy Sharing überhaupt?
Der Grundgedanke ist einfach: Menschen sollen einen niederschwelligen Zugang zu erneuerbarer Energie erhalten, denen dies bislang nur eingeschränkt oder gar nicht möglich war. Zugleich eröffnet Energy Sharing Betreiberinnen und Betreibern kleiner Erneuerbare-Energien-Anlagen eine Perspektive jenseits der festen Einspeisevergütung, die irgendwann ausläuft. Ihnen soll es möglich sein, Strom zu einem frei verhandelbaren Arbeitspreis etwa an Nachbarn oder an Verbraucherinnen und Verbraucher im gleichen Netzgebiet zu liefern. Ab 01.06.2028 soll dieses Modell sogar auf benachbarte Netzgebiete ausgeweitet werden. So steht es im Energiewirtschaftsgesetz (§ 42c Energiewirtschaftsgesetz, EnWG).
Ein Blick nach Österreich oder Italien zeigt, dass dafür auch reduzierte Netzentgelte oder gezielte Fördermechanismen denkbar gewesen wären. Denn die Idee der EU hinter Artikel 15a der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie war, bilanziell möglichst einfach und partizipativ abzubilden, was physikalisch ohnehin geschieht: Strom soll den kürzesten Weg zwischen Erzeugung und Verbrauch nehmen.
Abbildung: Schematische Darstellung der kaufmännischen Stromflüsse beteiligter Marktakteure des BNetzA „Dienstleistungsmodells”; Quelle: Bundesnetzagentur – Energy Sharing, abgerufen am 09.07.2026
Was steckt hinter dem Dienstleistungsmodell?
Im Dienstleistungsmodell beauftragen Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen einen Direktvermarkter. Dieser erfasst nicht nur die Einspeisung bilanziell, sondern wickelt auch die Stromlieferung an Sharing-Abnehmer ab, vermarktet Überschussstrom und übernimmt die Reststromlieferung, wenn die Anlage den Bedarf nicht deckt.
Allerdings sieht das Energiewirtschaftsgesetz eigentlich vor, dass die Belieferung auf Grundlage eines Liefervertrags zwischen Anlagenbetreiber und Letztverbraucher erfolgt. Zudem ist der Reststromlieferant nach dem Gesetz frei wählbar. Genau diese Wahlfreiheit bildet das von der Bundesnetzagentur favorisierte Modell jedoch nicht ausdrücklich ab.
Zwar weist die Regulierungsbehörde darauf hin, dass Energy Sharing nicht zwingend über einen Direktvermarkter laufen müsse und grundsätzlich auch in Eigenregie organisiert werden könne, sofern alle energiewirtschaftlichen Pflichten eingehalten werden. Praktisch dürfte das aber nur für wenige Akteure realistisch sein, denn die Eröffnung und Steuerung eines eigenen Bilanzkreises ist aufwendig und anspruchsvoll.
Mauerblümchen mit Chancen
Der Vorteil des Dienstleistungsmodells liegt in der Umsetzung: Grundlegende IT-Umstellungen und neue Marktkommunikationsprozesse sind nicht erforderlich. Die bestehende Lieferanten- und Bilanzkreissystematik bleibt das Rückgrat der Abwicklung. Für kommunale Energieversorger bedeutet das vor allem Entlastung: Andere dringende Themen können priorisiert und damit Ressourcen geschont werden. Außerdem reduziert sich die Vertragsstruktur faktisch von vier auf drei Verträge: Sharing-Liefervertrag, Reststromvertrag sowie Direktvermarktungs- oder Dienstleistungsvertrag.
Für kommunale Energieversorger schafft die Bundesnetzagentur vor allem Klarheit über die eigene Rolle. Netzbetreiber werden ausdrücklich von weiteren Umsetzungspflichten entlastet. Ihre Aufgaben beschränken sich damit auf Netzanschluss, Netznutzung, Messwertbereitstellung und Marktkommunikation. Die Sorge vor großen IT-Projekten und bilateralen Sonderlösungen ist damit zunächst vom Tisch.
Gleichzeitig wandert die Verantwortung für Energy Sharing auf die Lieferantenebene. Kommunale Energieversorger, die als Lieferant auftreten, müssen nun strategisch entscheiden, ob und wie sie entsprechende Produkte entwickeln wollen.
Viele Stadtwerke betrachten Energy Sharing bislang als Nischenprodukt ohne nennenswerte Kundennachfrage. Sie verweisen zu Recht auf die Komplexität: klare Lieferbeziehungen, viertelstündliche Messwerte, Reststromversorgung und eine nachvollziehbare Abrechnung bleiben unverzichtbar.
Technisch dürfte die Einbindung in bestehende IT-Systeme und Marktkommunikations-Prozesse zwar machbar sein, verlangt aber eine saubere Prüfung von Schnittstellen und Datenflüssen, insbesondere wenn mehrere Lieferanten, Direktvermarkter oder künftig gebietsübergreifende Konstellationen beteiligt sind.
Wo könnte es zu Spannungen kommen?
Kurzfristig bringt der Kurswechsel der Bundesnetzagentur mehr Rechtssicherheit und entlastet vor allem Netzbetreiber sowie deren IT-Abteilungen. Mittelfristig entsteht jedoch ein Spannungsfeld: Lieferanten sind nicht verpflichtet, Energy-Sharing-Produkte anzubieten. Ob sich ein tragfähiger Markt entwickelt, bleibt daher offen. Für Bürgerenergieprojekte und kleinere Akteure kann genau das zur Hürde werden, wenn kein passender Dienstleister gefunden wird oder die Kosten für einen eigenen Bilanzkreis zu hoch sind.
Langfristig stellt sich die Frage, ob das freiwillige Dienstleistungsmodell den Zielen des Energiewirtschaftsgesetzes tatsächlich gerecht wird, nämlich Energy Sharing als breite Beteiligungsform zu etablieren. Rechtliche Auseinandersetzungen sind daher nicht ausgeschlossen. Ein zentraler Kritikpunkt ist, dass das von der Bundesnetzagentur favorisierte Standardmodell die freie Wahl des Reststromlieferanten nicht sicherstellt. Das könnte mit geltendem EU-Recht kollidieren. Fachleute halten es deshalb für möglich, dass Gerichte oder auch die EU-Kommission eine stärkere Verpflichtung der Netzbetreiber oder alternative Umsetzungswege einfordern.
Fazit: Klarheit, aber keine einfache Lösung
Die Bundesnetzagentur hat mit ihrem Kurswechsel einen pragmatischen Weg für die Umsetzung von Energy Sharing aufgezeigt. Einfach wird das Modell dadurch aber nicht. Die offenen rechtlichen Fragen und die freiwillige Marktrolle der Lieferanten machen Energy Sharing vorerst zu einem Nischenprodukt. Entscheidend bleibt, ob und wie § 42c EnWG an die neuen Rahmenbedingungen angepasst wird, ob es möglicherweise wieder grundlegend verändert oder sogar aufgegeben wird und welche Folgen mögliche rechtliche Anfechtungen hätten.
+++ Update 15.07.2026 +++
Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) hat am 15.07.2026 ein Update der „Anwendungshilfe der Energierechtsnovelle Strom 2025 – Fokus EnWG” und darin die Aktualisierung zum Energy Sharing veröffentlicht. Quintessenz ist die Bestätigung, dass das BNetzA in ihrer Mittteilung 73 vom 07.07.2023 bevorzugte Dienstleistermodell umgehend umgesetzt werden kann: „Die Pflicht des Netzbetreibers, die Umsetzung nach § 42c Absatz 4 EnWG ab 1. Juni 2026 innerhalb eines Bilanzierungsgebiets zu ermöglichen, hängt grundsätzlich nicht von weiteren Bedingungen ab.”
und: „Einspeiseseitig ist das „Energy Sharing“ eine Form der Direktvermarktung nach dem EEG. Nimmt der Letztverbraucher den Strom nicht vollständig ab, was die Regel sein dürfte, ist eine anteilige Direktvermarktung zu realisieren. Nur dann ist die „starre Proportionalität“ aufgehoben und eine flexible Aufteilung der er zeugten und eingespeisten Strommengen möglich. Die nicht vom Sharing-Teilnehmer aufgenommenen Restmengen müssen dann aber in der Form der Direktvermarktung veräußert werden (gefördert/ungefördert).”
Damit wird die vom BDEW für August angekündigte Anwendungshilfe „Energy Sharing in der Marktkommunikation“ zurückgezogen, da mit dem Dienstleistermodell Energy Sharing bereits in der heutigen Marktkommunikations-Prozesslandschaft vollständig realisierbar ist.
In einer weiteren Aktualisierung der „Anwendungshilfe Energierechtsnovelle 2025 Strom – Fokus EEG, KWKG und EnFG Aktualisierung: Energy Sharing“ vom 15.07.2027 präzisiert der BDEW die Änderungen hinsichtlich der Vorgaben zur anteiligen Direktvermarktung nach § 21b EEG 2023 im Zusammenhang mit Energy Sharing. Kernpunkt ist, dass Energy Sharing nach § 42c EnWG durch die Aufweichung der strengen prozentualen Aufteilung der Direktvermarktungsmengen auf der Einspeiseseite möglich wird.
Hintergrund: Bislang musste bei einer anteiligen Direktvermarktung vorab für jeden Monat festgelegt werden, welcher Anteil der Stromerzeugung in die jeweilige Vermarktungsform fällt. Diese feste Aufteilung sollte verhindern, dass Anlagenbetreiber bei hohen Preisen kurzfristig von der Einspeisevergütung in die Direktvermarktung wechseln und damit das Prognoserisiko über Reststrommengen einseitig den vermarktenden Übertragungsnetzbetreiber zuordnen und somit zulasten des EEG-Kontos sozialisieren.
Für Energy Sharing wird diese starre Proportionalität durch die Neuregelung in § 21b Abs. 2 EEG 2023 gelockert. Voraussetzung ist, dass die betreffenden Mengen ausschließlich über Formen der Direktvermarktung veräußert werden, also über die Marktprämie oder die sonstige Direktvermarktung.
Eine kaufmännische Abnahme durch den Verteilnetzbetreiber ist dann insgesamt nicht möglich.
Nach Auffassung des BDEW können Energy-Sharing-Mengen gemäß Gesetzesbegründung flexibel im Rahmen der sonstigen Direktvermarktung weitergegeben werden, ohne dass die bisherige feste prozentuale Aufteilung eingehalten werden muss. Die BNetzA erweist dagegen für Sharing-Strommengen auf das Dienstleistungsmodell: Überschussstrom kann dabei grundsätzlich vollständig in der Marktprämie bleiben, sofern er in einem Marktprämien-Bilanzkreis bilanziert wird.
Die BNetzA sieht die Neuregelung zudem auch für längere Direktleitungen und weitere Kombinationen aus sonstiger Direktvermarktung und Marktprämie. Unverändert ausgenommen von der festen Proportionalität bleiben Strommengen für den Eigenverbrauch sowie Stromlieferungen in räumlicher Nähe zur Anlage, die ohne Nutzung des öffentlichen Netzes erfolgen.
Quellen:
BDEW: Anwendungshilfe der Energierechtsnovelle Strom 2025 – Fokus EnWG, abgerufen am 16.07.2026
BDEW: Anwendungshilfe Energierechtsnovelle 2025 Strom – Fokus EEG, KWKG und EnFG Aktualisierung: Energy Sharing“, abgerufen am 17.07.2027
