Die Idee klingt einfach: Ein Haushalt erzeugt mit seiner PV-Anlage mehr Strom, als er braucht. Ein paar Häuser weiter lädt der Nachbar sein E-Auto. Warum also den überschüssigen Solarstrom nicht direkt mit ihm teilen? Dieses Bild macht Energy Sharing politisch attraktiv. Es verspricht Bürgerbeteiligung, lokale Wertschöpfung und erneuerbare Energie. Doch sobald der Strom nicht über ein privates Kabel, sondern über das öffentliche Netz fließt, endet die Erzählung. Sie wird vielmehr zu einem komplexen energiewirtschaftlichen Marktprozess.
Rechtlich gestartet, praktisch modellabhängig
Der gesetzliche Ausgangspunkt ist klar: § 42c EnWG verpflichtet die Betreiber von Energienetzen, Energy Sharing grundsätzlich zu ermöglichen. Das heißt, potenzielle Anbieter von Energy Sharing müssen mit den Netzbetreibern künftig die entsprechenden organisatorischen Voraussetzungen abklären. Die Bundesnetzagentur erklärte gegenüber der ZFK, dass sie in diese Vorbereitungen nur mittelbar eingebunden sei und daher auch keinen flächendeckenden Überblick zum jeweiligen Stand der Vorbereitungen bei den einzelnen Netzbetreibern liefern könne.
Ohnehin hängt die konkrete Abwicklung stark vom gewählten Modell ab. Die Bonner Behörde unterscheidet dabei einerseits zwischen einer bereits heute nutzbaren Dienstleisterlösung und andererseits einer standardisierten Abwicklung für die breite Masse. Im Dienstleistermodell übernimmt ein Direktvermarkter oder ein anderer Dienstleister zentrale Aufgaben für die Energy-Sharing-Nutzer und stößt die erforderlichen Transaktionen über bestehende Bilanzierungsinstrumentarien an. Wenn potenzielle Energy Sharing-Nutzer sich dieses Modells bedienen, "dürfte ein Energy Sharing in wenigen Tagen aufgesetzt sein", so die Einschätzung aus Bonn.
Anders verhält es sich bei der standardisierten Marktkommunikationslösung, an der der Verband BDEW arbeitet und die in der Branche teils als BDEW-Modell bezeichnet wird. Sie soll festlegen, wie Energy Sharing künftig über einheitliche Prozesse und Datenformate abgewickelt wird. Nach Einschätzung der Bundesnetzagentur muss diese Lösung noch in Datenformate und flächendeckende IT-Implementierungen bei den Netzbetreibern und Messstellenbetreibern überführt werden. Die Behörde geht von einer Umsetzung bis April 2027 aus. Andere Branchenakteure rechnen gegenüber der ZFK ebenfalls erst 2027 mit dem Start des Massengeschäfts.
Der BDEW warnt vor der heißen Nadel
Der BDEW betont auf ZFK-Nachfrage, Energy Sharing ergänze bestehende Marktmechanismen, ersetze sie aber nicht. Die freie Lieferantenwahl bleibe erhalten. Netzbetreiber müssten die gemeinsame Nutzung zwar grundsätzlich ermöglichen. "Die gesetzliche Vorgabe verpflichtet allerdings nicht zum 1. Juni 2026 bereits dazu, standardisierte Verträge sowie vollautomatisierte und digitalisierte Prozesse und Datenaustauschformate zur Verfügung zu stellen", stellt der Verband klar.
Der BDEW arbeitet derzeit an zwei Anwendungshilfen: zur netzwirtschaftlichen Umsetzung beim Verteilnetzbetreiber und zur Marktkommunikation. Für größere Fallzahlen seien zudem API-Webdienste erforderlich. Diese sollen zum 1. August 2026 von der Bundesnetzagentur konsultiert werden. "Eine massengeschäftsfähige Umsetzung in der Breite wird daher noch bis 2027 dauern", teilt der Verband mit und warnt davor, den Prozess "mit der heißen Nadel zu stricken".
Wenn Bilanzierung und Netznutzung auseinanderfallen
Der Edna Bundesverband Energiemarkt & Kommunikation bestätigt die Diskrepanz zwischen rechtlichem Start und Systemumsetzung. Die erforderlichen Marktkommunikationsprozesse müssten erst noch durch Fachgremien definiert werden. Relevante API-Webdienste und Datenformate sollen zum 1. Oktober 2026 veröffentlicht und ab dem 1. Oktober 2027 verbindlich angewendet werden. Ohne eindeutige Vorgaben oder standardisierte Prozesse sei eine sachgerechte Abbildung der Abläufe nicht möglich.
Edna skizziert die entscheidende Herausforderung: "Bislang bilanziert ein Netzbetreiber alle ein- und ausgehenden Energiemengen, und dieselben Mengen werden in der Netznutzung abgerechnet. Mit Energy Sharing fallen diese beiden Größen auseinander." Energy-Sharing-Mengen und Reststrommengen müssen voneinander abgegrenzt werden, was Energiedatenmanagement, Abrechnung, Messwertverteilung, Messwertberechnung, Marktkommunikation und Bilanzierungssysteme betrifft.
Methodisch sei die Abgrenzung nicht neu. Ähnliche Logiken seien aus Mieterstrom und gemeinschaftlicher Gebäudeversorgung bekannt. Ohne systemseitige Abbildung könne die Ermittlung der Teilmengen sehr aufwendig werden. Standardisierte Lösungen seien voraussichtlich nicht vor 2027 zu erwarten.
Die Gretchenfrage für Netzbetreiber
Juristisch ist die Lage ebenfalls anspruchsvoll. Jost Eder und Matthias Puffe von der Wirtschaftskanzlei Becker Büttner Held (BBH) ordnen Energy Sharing als Beteiligungsmodell ein, dessen Umsetzung noch unklar und aufwendig sei. Anders als Mieterstrom und gemeinschaftliche Gebäudeversorgung soll Energy Sharing erneuerbare Erzeugung als Ergänzung zum Liefervertrag über das Netz der allgemeinen Versorgung zugänglich machen.
Was Netzbetreiber konkret leisten müssen, sei "in der nächsten Zeit die Gretchenfrage", sagen Eder und Puffe. BBH hält es nicht für überzeugend, dass jeder Netzbetreiber unabhängig von verbindlichen Marktprozessen ein eigenes Modell entwickelt. GPKE und MaBiS seien noch nicht mit § 42c EnWG kompatibel. Bisher sei jeweils nur ein Netznutzer für jede Entnahmestelle vorgesehen. "Eine geteilte Netznutzung gibt es dort nicht", heißt es. "Trivial ist aber keines der diskutierten Modelle."
Smart Meter als Engpass
Ein weiterer Engpass ist die Messung. § 42c EnWG verlangt eine 15-Minuten-genaue Messung und Bilanzierung, die intelligente Messsysteme oder RLM-Zähler erfordert. Der BDEW betont, Energy Sharing basiere auf einer funktionierenden Smart-Meter-Infrastruktur. Verzögerungen beim Einbau intelligenter Messsysteme wirken sich unmittelbar auf die praktische Umsetzung aus.
Energieanbieter sehen den Ansatz zum Energy Sharing positiv, aber mit deutlichen Fragezeichen. Bastian Gierull von Octopus Energy nennt den Rechtsrahmen einen wichtigen Schritt, um Verbraucher stärker an der Energiewende zu beteiligen. Noch fehlten digitale Prozesse bei Netzbetreibern und vielerorts Smart Meter.
Ob Energy Sharing ein relevantes Geschäftsmodell werde, hänge von einfachen, massentauglichen Prozessen ab. Bisher habe Bürokratie den Durchbruch verhindert. Der Aufwand pro Kunde sei hoch, zugleich fielen volle Netzentgelte an. "Kein Kunde möchte Energy-Trader sein, sondern einfach und bequem von günstiger Energie profitieren", sagt Gierull. Er sieht moderne Energieanbieter in der Rolle, die Komplexität im Hintergrund zu bündeln, von Smart-Meter-Rollout über Messdatenaufteilung, Abrechnung, Reststromprodukt und Kundensupport bis hin zur Flexibilitätssteuerung über Speicher, Wärmepumpen oder E-Autos.
Wer übernimmt die Komplexität?
Einzelne Haushalte werden kaum Marktkommunikation, Bilanzkreislogik, Netznutzung und Reststromversorgung organisieren. Auch der BDEW weist darauf hin, dass Haushalte meist auf einen Provider angewiesen sein dürften, der Energy Sharing anbietet und das Prozessmanagement übernimmt.
Wie solche Modelle heute aussehen können, zeigen Stromcommunitys. Sie sind nicht identisch mit dem gesetzlichen Energy Sharing nach § 42c EnWG. Sie verfolgen aber ein ähnliches Ziel: Erzeuger und Verbraucher bilanziell zusammenzubringen und die Abwicklung über einen professionellen Anbieter zu bündeln.
Beim gesetzlichen Energy Sharing hingegen sollen Kundinnen und Kunden ihren bisherigen Lieferanten behalten können. Dadurch müssen mehr Marktrollen zusammenarbeiten. Das macht die Standardisierung schwieriger.
We Share Energy
Hintergrund Stromcommunities
Das Unternehmen We Share Energy, betreibt nach eigenen Angaben bereits seit drei Jahren Stromcommunitys. Das Modell läuft in Eigenregie: "Wir machen es völlig unabhängig vom neuen § 42c", sagt Marius Lormann von We Share Energy im Gespräch mit der ZFK.
Der zentrale Unterschied liegt in der Marktrolle. Verbraucher wechseln in die Vollversorgung durch das Unternehmen. Die Erzeuger bringen ihre Anlagen in dessen Direktvermarktung ein. Innerhalb dieses Bilanzkreismodells können Strommengen bilanziell zugeordnet und über eine Plattform gematcht werden. Die Software stammt von der Ene’t GmbH, aus der We Share Energy hervorgegangen ist.
Der Preis für den geteilten Strom wird individuell zwischen Erzeuger und Verbraucher vereinbart. Hinzu kommen Netzentgelte, Umlagen, Konzessionsabgaben und weitere Preisbestandteile am jeweiligen Abnahmestandort. We Share Energy übernimmt Abrechnung, Marktkommunikation, Reststromversorgung und Bilanzkreismanagement.
Technisch nutzt das Unternehmen derzeit Leseköpfe an digitalen Zählern. Intelligente Messsysteme seien für das eigene Modell aktuell nicht zwingend erforderlich. Perspektivisch wolle man aber auf Smart-Meter-Daten zugreifen.
Vorerst eher Nische als Massenmodell
Kurzfristig dürfte Energy Sharing nach dem § 42c EnWG aus den genannten Gründen kein Massenmodell werden, mit aktuell deutlich einfacheren Konzepten wie bei We Share Energy allerdings schon.
Octopus Energy erwartet zunächst eher ein Nischenmodell für engagierte Kundengruppen, Energiegenossenschaften, Quartiere und Kommunen. Strategisch sei der Ansatz aber wichtig, weil er den Strommarkt dezentraler, digitaler und näher an die Verbraucherinnen und Verbraucher bringe.
Für Stadtwerke kann Energy Sharing eine Chance sein. Edna empfiehlt, das Thema frühzeitig aufzugreifen, Chancen und Anforderungen gegenüber der Kundschaft zu kommunizieren und aktiv Erwartungsmanagement zu betreiben. Neben den klassischen Rollen könnten Stadtwerke sich auch als Abrechnungsdienstleister für Anbieter von Sharing-Strommengen positionieren. Klar ist aber auch: Solange standardisierte Prozesse erst entstehen, müssen Stadtwerke sorgfältig erklären, welche Modelle bereits funktionieren und wo die massengeschäftsfähige Umsetzung noch aussteht.
