Die erfolgreiche Energiewende in Deutschland erfordert eine breite Beteiligung verschiedener Akteursgruppen, darunter Bürgerinnen und Bürger, Kommunen, Stadtwerke oder Energiegenossenschaften.
Eine vielversprechende Möglichkeit, die Energiewende aktiv mitzugestalten, ist Energy Sharing. Es ermöglicht eine gemeinschaftliche Nutzung von lokal erzeugtem Strom und stärkt zugleich Teilhabe, Akzeptanz und regionale Wertschöpfung. Digitale Technologien sind dabei essenziell: Sie messen und kommunizieren Daten, ermöglichen eine viertelstündliche Zuordnung von Erzeugung und Verbrauch und können auch Anreize für die Nutzung von Flexibilitäten setzen.
Status quo: Energy Sharing in Deutschland
In Österreich gibt es bereits erste etablierte Energy Sharing Communities. In Deutschland hingegen wird ein gesetzlicher Anspruch auf gemeinschaftlichen Stromverbrauch erst ab dem 1. Juni 2026 eingeführt. Dennoch kann die praktische Umsetzung schon jetzt erfolgen: Im Vorgängerprojekt ESCdigital hat die dena bereits eine Pilot-Community aufgebaut. Mit dem neuen §42c des Energiewirtschaftsgesetzes entstehen nun zusätzliche Möglichkeiten für solche Modelle. Gleichzeitig bestehen weiterhin verschiedene Herausforderungen, etwa hinsichtlich der Verfügbarkeit und Nutzung intelligenter Messsysteme sowie der Zusammenarbeit zwischen den unterschiedlichen Marktrollen.
Austauschplattform soll Umsetzung voranbringen
Das neue Projekt Forum EnShare knüpft hier an. Ziel ist es, in Workshops mit Fachakteuren die verschiedenen Perspektiven zusammenzubringen und konkrete Handlungsoptionen für eine einfache Umsetzung von Energy Sharing Communities zu erarbeiten. Das Projekt wird im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) umgesetzt und läuft von 2025 bis 2027.
Gemeinsam mit dem Institut für ökologische Wirtschaftsforschung (IÖW) und dem Bündnis Bürgerenergie e.V. (BBEn) richten wir mit dem Forum EnShare eine Austausch-Plattform für Energy Sharing ein. Um den Praxisbezug zu stärken, sind neben den fünf Workshops auch zwei Besuche bei Praxisvorhaben geplant.
Energy Sharing in der Praxis – seid dabei!
Habt ihr vor eine Energy Sharing Community umzusetzen und Lust, die praktischen Herausforderungen mit uns zu diskutieren? Dann schreibt uns gerne eine Mail. – die passenden Ansprechpersonen und Mail-Adressen findet ihr am Ende der Seite.
Wir freuen uns über Euren Hinweis!
§42c Energiewirtschaftsgesetz: Neue Chancen für Energy Sharing (29.01.2026)
1. Mit der 2025 beschlossenen Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) wird erstmals ein klarer rechtlicher Rahmen für Energy Sharing eingeführt. Ab dem 1. Juni 2026 ermöglicht der neue § 42c EnWG Energy Sharing innerhalb eines Bilanzierungsgebiets eines Verteilernetzbetreibers und bietet somit neue Möglichkeiten für Teilhabe und lokale Wertschöpfung.
2. Konkret sieht §42c EnWG Erleichterungen hinsichtlich der Lieferantenpflichten vor. So muss zum einen keine Vollversorgung mehr sichergestellt werden. Zum anderen bestehen keine Lieferantenpflichten nach §§ 5 und 40 bis 42 EnWG für Haushaltskunden, die eine Anlage mit einer installierten Leistung bis zu 30 kW oder 100 kW (Mehrparteienhaus) betreiben.
3. Der Betrieb der Anlage darf dabei weder überwiegend der gewerblichen noch überwiegend der selbständigen beruflichen Tätigkeit des Betreibers dienen. Da der §42c EnWG im Falle von rechtsfähigen Personengesellschaften oder juristischen Personen des Privatrechts auf beteiligt Mitglieder oder Gesellschafter abstellt, sind Bürgerenergiegenossenschaften ebenfalls zum Anlagenbetrieb berechtigt.
4. Voraussetzung für Energy Sharing ist zudem die Ausstattung der Erzeugungs- und Verbrauchsstellen mit intelligenten Messsystemen (iMSys), welche eine viertelstundenscharfe Messung der Erzeugungs- und Verbrauchsmengen ermöglichen.
5. Zwischen Anlagenbetreiber und teilnehmenden Letztverbrauchern werden zwei Verträge abgeschlossen: ein Liefervertrag sowie ein Vertrag zur gemeinsamen Nutzung von Elektrizität. Zusätzlich hat jeder Letztverbraucher einen separaten Liefervertrag für den Reststrom. Die 1:1 Beziehung zwischen Letztverbraucher und Lieferant wird somit aufgebrochen.
6. Es sind keine Privilegierungen speziell für Energy Sharing vorgesehen: Strompreisbestandteile und Netzentgelte fallen regulär an.
7. Eine zentrale Rolle spielt die in §20b EnWG vorgesehene Plattform für die Kommunikation mit Netzbetreibern für Akteure ohne standardisierte Marktrolle. Alternativ können auch Dritte Dienstleistungen übernehmen, z. B. für die Zusammenarbeit mit Netzbetreibern, aber auch im Hinblick auf Vertragsmanagement und Abrechnungen, Installation, Messung und Wartung der Anlage.
8. Die praktische Umsetzung bleibt trotz des neuen gesetzlichen Rahmens komplex. Offen bleibt beispielsweise die Frage, wie Netzentgelte abgerechnet werden und wie die Sharing-Strommengen bilanziert werden.
9. Mögliche Strategien für eine einfache Umsetzung von Energy Sharing nach § 42c EnWG sind Standardisierung (z.B. Messkonzepte oder Musterverträge) oder auch die Etablierung zentraler Strukturen (z. B. eine zentrale Informationsstelle oder die bereits vorgesehen Plattform nach §20b EnWG für nicht standardisierte Marktrollen).
10. Informationen über Kosten und Nutzen, Erfahrungsaustausch zwischen Praxisvorhaben, Sammlung von Best Practices oder auch gezielte (Weiter-)Bildungsangebote können zudem zur weiteren Umsetzung beitragen.
Energy Sharing in der Praxis: Wie gelingt der Netzzugang im deutschen Stromsystem? (28.04.2026)
1. Zentrale offene Punkte bei der Umsetzung von Energy Sharing sind die Bilanzierung von Sharing-Strom und die Abrechnung von Netzentgelten. Für eine effiziente Umsetzung von Energy Sharing müssen diese Fragen für die beteiligten Akteure verbindlich geklärt werden, sodass nicht jeder Verteilnetzbetreiber und jedes Projekt dazu in eine manuelle Klärung gehen muss.
2. Grundsätzlich weist die Umsetzung von Energy Sharing viele prozessuale Gemeinsamkeiten mit der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung (GGV) auf:
→ in beiden Fällen wird der VNB über die teilnehmenden Letztverbraucher sowie den Aufteilungsschlüssel informiert und es wird ein gemeinsames Messkonzept abgestimmt.
→ Verbrauchs- und Erzeugungsmengen werden viertelstündlich über Smart Meter erfasst.
→ Da keine Vollversorgungspflicht besteht, bleibt der Reststromlieferant der Letztverbraucher bestehen.
→ Die Abrechnung erfolgt auf Basis von Viertelstundenwerten, weshalb eine eindeutige Zuordnung der Energiemengen notwendig ist.
→ Aus Sicht der MSB sind GGV und Energy Sharing daher prozessual gleich umzusetzen.
→ Prognoserisiken ergeben sich gleichermaßen für GGV und Energy Sharing für Reststromlieferanten und Abnehmer der Überschussmengen.
3. Gleichzeitig gibt es auch Unterschiede, bei denen für die Umsetzung von Energy Sharing bestehende Bausteine aus der GGV nicht ausreichen:
→ Energy Sharing ist im Vergleich zur GGV komplexer, da mehr Akteure eingebunden werden können, beispielsweise mehrere MSB. Daher empfiehlt sich zunächst die Umsetzung mit nur einem MSB.
→ Während bei der GGV die Erzeugung direkt verteilt wird, wird beim Energy Sharing die eingespeiste Energiemenge verteilt. Damit einher geht, dass beim Energy Sharing netznutzungsabhängige Abgaben, Umlagen, Steuern und Netzentgelte anfallen und abgerechnet werden müssen.
→ Da Energy Sharing der sonstigen Direktvermarktung zugeordnet wird, besteht kein Anspruch auf eine EEG-Vergütung.
→ Auch bei Speichern und Teilnahmevoraussetzungen gelten strengere Vorgaben für Energy Sharing, was den Kreis möglicher Teilnehmer und Umsetzer einschränkt.
4. Offen ist derzeit, ob die Bilanzierung für Sharing-Strom nach dem regulären Prinzip erfolgt, oder aber als Eigenverbrauch gilt und somit per Definition ausgeglichen ist.
5. Die reguläre Bilanzierung in einem Bilanzkreis ist bereits heute umsetzbar und erfordert keine zusätzlichen Prozessanpassungen bei den beteiligten Marktrollen.
6. Das Modell eines per Definition ausgeglichenen Bilanzkreises gilt jedoch aus Sicht vieler Akteure als der einfachere Ansatz. Gleichzeitig bestehen hier noch offene praktische und rechtliche Fragestellungen.
7. Bei der Abrechnung der Netzentgelte bleibt die Grundlogik bestehen: Der Letztverbraucher bleibt weiterhin der primäre Kostenträger – entweder direkt oder indirekt über entsprechende Lieferantenmodelle.
8. Eine direkte Abrechnung zwischen Netzbetreiber und Letztverbraucher bietet maximale Transparenz und klare Verantwortlichkeiten, ist jedoch aufgrund hoher Prozess- und Vertragskomplexität für beide Seiten nicht zumutbar.
9. Die Abrechnung über den Reststromlieferanten ist prozessual naheliegend und nutzt bestehende Strukturen, scheitert jedoch in der Praxis an fehlenden Anreizen und hohen Risiken für Lieferanten.
10. Unter Abwägung der verschiedenen Optionen erscheint daher die Abwicklung über den Anlagenbetreiber – gegebenenfalls unter Einbindung eines Dienstleisters – als die sinnvollste Lösung.
