Energy Sharing in Deutschland
Etappensieg statt großer Wurf
Energy Sharing als völlig neues Marktsegment hat mit der letzten Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) im November 2025 einen eigenen Rechtsrahmen bekommen. Der neue Paragraf § 42c EnWG, etwas verklausuliert betitelt mit „Gemeinsame Nutzung elektrischer Energie aus Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus erneuerbaren Energien“ hat zum Ziel, Investitionen in dezentrale Erneuerbare anzureizen, BürgerInnen stärker einzubinden und lokale Wertschöpfung zu fördern. In kurz: Energy Sharing soll es ab dem 01.06.2026 ermöglichen, lokal erzeugten erneuerbaren Strom gemeinschaftlich zu nutzen und zu teilen, z.B. in Nachbarschaften oder Quartieren. Doch zwischen Anspruch und Umsetzung liegt zumindest vorerst eine spürbare Lücke.
Im Folgenden wollen wir beleuchten, was Energy Sharing ist, was wir von dem neuen Rechtsrahmen in Punkto Geschäftsmodelle und Massentauglichkeit erwarten können und was dies für kommunale Energieunternehmen bedeutet.
Was bedeutet Energy Sharing konkret?
Der neue Paragraf 42c EnWG bettet sich in eine Logik der Teilhabe an Energie ein: Während Paragraf 42a EnWG den Mieterstrom und Paragraf 42b die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung regelt, führt der neue Paragraf 42c EnWG das Konzept des „Energy Sharings“ ein.
- Mehrere Teilnehmende, z. B. Haushalte, Unternehmen, Kommunen schließen sich zu einer Gemeinschaft zusammen, um gemeinsam erzeugten Strom zu nutzen.
- Die Mitglieder können den Strom innerhalb der Gemeinschaft direkt verbrauchen oder untereinander abrechnen.
- Überschüssiger Strom wird ins Netz eingespeist und fehlender Strom wird wie gewohnt aus dem Netz bezogen.
Was regelt § 42c EnWG zum Energy Sharing?
- Adressatenkreis und geographisches Einzugsgebiet
Energy Sharing ist auf LetztverbraucherInnen ausgerichtet. Es soll einen möglichst niederschwelligen Zugang vieler zu gemeinsam erzeugter Energie ermöglichen. Energy Sharing an sich darf kein Hauptgeschäftszweck darstellen und schließt daher größere Unternehmen aus. Kommunale Betreiber sind ausdrücklich nicht vorgesehen. Stadtwerke dürfen jedoch als Dienstleister agieren, was vielfältige Anwendungskonzepte ermöglicht.
Bis Ende Mai 2027 können Energy Sharing Modelle innerhalb eines Bilanzkreises realisiert werden, ab Juni 2028 zwischen angrenzenden Bilanzkreisen.
- Lieferantenpflichten light
Energy Sharing deckt nur den Teil des Strombedarfs ab, der zeitgleich erzeugt wird bzw. zwischengespeichert wurde. Eine Reststrombelieferung muss nicht erfolgen. Der Reststromlieferant kann von den EndverbraucherInnen frei gewählt werden. Weiterhin besteht ein weitreichender Vorteil des Energy Sharings in der weitgehenden Befreiung von klassischen Lieferantenpflichten, was die Einstiegshürden senken soll.
- Größenbeschränkungen
Die Erleichterungen gelten aktuell für < 30 kW (Haushalte) und < 100 kW (Haushaltskunden im Mehrfamilienhaus).
- Anlagenklassen
Erneuerbare und Hybridanlagen sind zulässig, wobei letzteres einen zeitgleichen Misch-Betrieb von EE- und fossilen Anlagen z.B. in Biomethan-BHKWs erlaubt. Die Kombination mit Speichern ist grundsätzlich möglich, allerdings bleibt hier abzuwarten, wann und wie das Mispel-Verfahren der BNetzA zur bivalenten Speichernutzung implementiert wird.
Eine Kopplung von mehreren EE-Anlagen wie beispielsweise in Österreich ist nicht möglich.
- Messwesen
Technisch realisieren sich Energy-Sharing Modelle in einer Viertelstundenbilanzierung von Stromerzeugung und -verbrauch. Der Erfolg von Energy Sharing Projekten profitiert daher von einer hohen Durchdringung mit Smart Metern. Es sind jedoch auch RLM-Messungen möglich, was bedeutet, dass Energy Sharing nicht nur auf das Niederspannungsnetz reduziert bleiben musss. Allerdings heißt es hier noch etwas Geduld, da nach dem Inkrafttreten des §42c EnWG am 23.12.2025 die Bundesnetzagentur am Zuge ist, die nächsten Schritte in Richtung Marktkommunikation auszuarbeiten.
- Wirtschaftlichkeit
Der Grundpreis pro Kilowattstunde geteilten Stroms ist frei verhandelbar und kann auch null sein. Es fallen allerdings Netzentgelte an, da das Netz der öffentlichen Versorgung genutzt wird. Die Stromsteuer soll ggf. entfallen.
Vertragsarchitektur: De facto drei Verträge
Offiziell führt das Energy Sharing ein 2‑Vertragsmodell ein:
- Der Energy-Sharing-Liefervertrag regelt das Verhältnis zwischen Lieferant/Betreiber/Händler und LetztverbraucherInnen.
- Der Energy-Sharing-Nutzungsvertrag klärt das Verhältnis zwischen Gemeinschaft und dem EE-Anlagen-Betreiber, z.B. die Frage, wie die Anlage genutzt wird.
Dies ist erst einmal nichts Neues, denn z.B. auch bei der Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung kennen wir ein 2-Vertragsmodell, in dem ein Vertrag die Nutzung des Gebäudestroms regelt und ein Vertrag die Versorgung mit dem Reststrom, also den Strommengen, die nicht über die gemeinschaftlich genutzte Gebäudeanlage geliefert wird. Wenn man dies allerdings für das Energy Sharing mit bedenkt, lässt sich streng genommen daraus schließen, dass Energy Sharing sogar ein 3-Vertragsmodell darstellt, weil ja auch hier ein zusätzlicher Residuallast-Liefervertrag benötigt wird, den die LetztverbraucherInnen zur Deckung ihres Reststroms abschließen.
Ein Vorteil in diesen Einzelvertragsverhältnissen liegt in der hohen Transparenz und die getrennte Kündbarkeit der einzelnen Verträge. Für Vertriebe scheint allerdings die Erklärungsbedürftigkeit der Vertragskonstellationen ein Hemmschuh zu sein. Daher ist auf eine schnelle Verfügbarkeit von Musterverträgen zu hoffen, um hier schnell und unbürokratisch zu Abschlüssen zu gelangen.
Marktkommunikation, Bilanzierung & Netzzugangsplattform
Je nach Ausgestaltung der Vorgaben der BNetzA gilt es, Anpassungen in GPKE/MPES, UTILMD/MSCONS vorzunehmen, um eine Zuordnung von Energy‑Sharing‑Mengen zu Subportfolio zu ermöglichen. Für das Bilanzkreismanagement bedeutet dies, intraday‑Prognosen, Residualmengen, Fahrplanmanagement oder die Automatisierung für kleine Volumina vorzunehmen.
Mit dem neuen EnWG ist in Paragraf 20 eine Netzzugangsplattform von Netzbetreibern einzurichten. Über diese Plattform sollen NutzerInnen z.B. die Bestellung, Änderung oder Abbestellung von Zählpunktanordnungen, Verrechnungskonzepten und die Registrierung von Vereinbarungen benutzerfreundlich austauschen können. Auch hier ist noch auf die BNetzA zu warten, die weitere Details zu Aufbau, Nutzung, Nutzergruppen und Berechtigungskonzepten der Plattform festlegen kann. Je nach Ausgestaltung gilt es auch hier, eine API‑Fähigkeit, Mandantenfähigkeit und Rollenmanagement sicherzustellen.
Denkbar sind transparente Reporting‑Dashboards für lokale EE‑Anteil, CO₂‑Effekte etc. oder gar Gamification-Optionen.
Energy Sharing: Warum (noch) kein Massenprodukt?
Vor dem Hintergrund, dass die erklärte Motivation hinter der Einführung von Energy Sharing darin besteht, ein massentaugliches Produkt einzuführen, das es einer Vielzahl von Personen niederschwellig ermöglicht, günstig Strom vor Ort zu beziehen, ist es bemerkenswert, dass die Gesetzesbegründung des §42c EnWG, also des Textes, der genau dies ermöglichen soll, dies gleich auch wieder relativiert: „Es ist nicht davon auszugehen, dass die gemeinsame Nutzung von Strom aus EE-Anlagen kurz- oder mittelfristig zu einem Massengeschäft wird“, heißt es da. Der bürokratische und messtechnische Aufwand kann also die Rentabilität der Anlagen mindern.
Warum ist das so? Zunächst einmal sind die Anlagengrößen und -klassen, die sich für ein Energy Sharing qualifizieren, eingeschränkt, bzw. noch nicht ganz klar. Es geht um die Befreiung von Betreiber- bzw. Anzeigenpflichten, allerdings nur für Anlagen unter 30 kW bei Haushalten und kleiner als 100 kW bei Haushaltskunden im Mehrfamilienhaus. Dies gilt kurioserweise nicht für kommunale Betreiber. Denn Stadtwerke dürfen nicht zum Betreiber eines Energy Sharing Modells werden. Sie dürfen allerdings als Dienstleister auftreten, so dass sie z.B. alle Verträge abschließen können oder die Anmeldung zu der in §20 EnWG eingeführten Netzzugangsplattform vorzunehmen (s.o.).
Die räumliche Anknüpfung an zunächst nur einen Bilanzkreis, der ab Juni 2028 auch auf benachbarte Bilanzierungsgebiete ausgeweitet werden kann, ermöglicht sehr unterschiedliche Energy-Sharing Gemeinschaftsgrößen. Einige Netzbetreiber betreiben Netzgebiete von der Größe eines Dorfes, während andere Gebiete bis zu zehn Prozent der Landesfläche abdecken.
Gemein haben aber alle Modelle, dass der Erfolg von einer hohen Durchdringung mit Smart Metern profitiert, wenn nicht RLM-Messungen durchgeführt werden sollen. Bleibt nun auf die BNetzA zu warten, die die nächsten Schritte in Richtung Marktkommunikation ausarbeiten soll.
Fraglich ist weiterhin die Abhängigkeit von einem raschen Smart-Meter Rollout und entsprechender Mess- und Bilanzierungskonzepten, die noch fehlen. Zwar ist seit 2025 der Einbau eines Smart Meters für eine PV-Anlage über 7 kWp Pflicht, allerdings bedarf es weiterhin einer Sicherstellung der Verfügbarkeit der Schnittstellen und ausreichender Datenqualität. Damit einher geht die Frage, wie schnell das Energy Sharing in den IT-Systemen ausgeprägt werden kann.
Pragmatikerblick: Was jetzt sinnvoll ist
- Pilotieren statt perfektionieren. Denn kleine Communities in einem handhabbaren Bilanzkreis, mit klarer Mess‑ und Abrechnungslogik können schnell zum Erfolg führen.
- Dienstleistungsportfolio schärfen, um Stadtwerke als „Enablement‑Partner“ für Bürgerenergie, Genossenschaften oder für Quartiere zu positionieren.
- Auf Musterverträge warten, um Energy Sharing einfach und verständlich ins Feld zu bringen.
- Smart‑Meter‑Rollout priorisieren, denn eine hohe Messqualität ist der Hebel für faire Teilung und geringe Prozesskosten.
- Die Augen offenhalten, denn die Regulatorik wird noch einige Konkretisierungen bringen, z.B. das Verfahren für bivalente Speicher, Marktkommunikationsvorgaben der BNetzA, Erweiterung auf benachbarte Bilanzgebiete ab 2028 usw.
Fazit
Energy Sharing ist in Deutschland aktuell mehr Etappensieg als großer Wurf. Der Rechtsrahmen eröffnet echte Chancen für lokale Teilhabe, Kundennähe und innovative Dienstleistungen. Wünschenswert wäre eine perspektivische Ausweitung auf Erneuerbare Wärme, wie z.B. Nahwärmekonzepte oder auf Quartierskonzepte und Sektorenkopplung.
Stadtwerke und kommunale Energieversorger sollten allerdings die spürbaren Limitierungen mit hoher Prozess‑ und IT‑Komplexität nicht unterschätzen. Mangelnde Marktkommunikation, Digitalisierung (Smart Meter Rollout. Internetplattform) und uneinheitliche Datenformate (mangelnde Musterverträge) führen dazu, dass Energy-Sharing-Modelle vielerorts herausfordernd werden.
Der Hebel setzt bei durchdachten Dienstleistungsmodellen, Smart‑Meter‑getriebener Datengüte, einer modularen, API‑basierten IT‑Architektur und sauberer Marktkommunikation an. Auf letztere heißt es nun zu warten, was die Bundesnetzagentur für Vorgaben erarbeitet.
Fest steht: Wer das Thema verständlich erklärt, sichert sich Kompetenz, Vertrauen und lokale Bindung und ist bereit, wenn der Regulierer die Zügel weiter lockert.
