Energy Sharing rückt näher: Was auf Stadtwerke zukommt

Ab dem 1. Juni 2026 wird Energy Sharing in Deutschland erstmals regulatorisch praktikabel. Mit dem neuen § 42c Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) setzt der Gesetzgeber zentrale Vorgaben der EU-Erneuerbaren-Richtlinie um und schafft einen rechtlichen Rahmen für die gemeinschaftliche Nutzung lokal erzeugten erneuerbaren Stroms.

Für Stadtwerke, Energieversorger und Netzbetreiber eröffnet dies neue Geschäftsmodelle – bringt aber auch zusätzliche Aufgaben in Messung, Bilanzierung und Marktkommunikation. Denn bislang war die direkte Weitergabe von Solarstrom an Nachbarn mit hohen regulatorischen Hürden verbunden. Wer Strom verkaufen wollte, galt schnell als vollwertiger Stromlieferant – inklusive Liefergarantie, Meldepflichten und umfassender Marktkommunikation.

Vom Sonderfall zum regulierten Modell

Energy Sharing durchbricht nun dieses Modell: Überschüssiger Strom aus Photovoltaik (PV) oder anderen Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) darf künftig innerhalb lokaler Energiegemeinschaften geteilt werden, ohne dass der Anlagenbetreiber alle klassischen Lieferantenpflichten erfüllen muss.

Die Regelung gilt zunächst innerhalb eines Verteilnetzgebiets. Ab 2028 soll Energy Sharing auch über Bilanzkreis- und Netzgebietsgrenzen hinweg möglich sein. Damit wird das Modell perspektivisch skalierbar – etwa für kommunale Quartiere oder regionale Zusammenschlüsse.

Chancen für Stadtwerke und Energieversorger

Für Energieversorger rückt eine neue Rolle in den Vordergrund: die des Ermöglichers (Englisch: Enablers). Statt ausschließlich Strom zu liefern, können Stadtwerke Energy-Sharing-Gemeinschaften organisatorisch, abrechnungstechnisch und tariflich begleiten. Typisch sind Modelle, bei denen der Versorger sowohl die Vergütung für den geteilten Strom organisiert als auch die Reststrombelieferung übernimmt.

Energy Sharing lässt sich zudem mit dynamischen Tarifen, Direktvermarktung oder Prosumer-Angeboten kombinieren. Gerade vor dem Hintergrund negativer Börsenstrompreise und einer möglichen Abschaffung der Einspeisevergütung für Neuanlagen gewinnt das Modell an strategischer Bedeutung. Es erlaubt Versorgern, neue Erlösquellen zu erschließen und sich stärker als Partner der lokalen Energiewende zu positionieren.

Zusätzliche Aufgaben für Netz- und Messstellenbetreiber

Mit Energy Sharing steigen die Anforderungen an Netz- und Messstellenbetreiber deutlich. Voraussetzung ist eine viertelstündliche Messung von Erzeugung und Verbrauch, in der Regel über intelligente Messsysteme (iMSys). Auf dieser Basis müssen die geteilten Energiemengen dynamisch berechnet und den jeweiligen Verbrauchsstellen zugeordnet werden.

Verteilnetzbetreiber sind verpflichtet, Energy Sharing innerhalb ihres Bilanzierungsgebiets zu ermöglichen. Dazu gehören die Abwicklung der Netznutzungsabrechnung, die korrekte Bilanzierung der Stromflüsse sowie die Anbindung an die geplante Netzzugangsplattform nach § 20b EnWG. Diese Plattform soll die Anmeldung von Energiegemeinschaften zentralisieren und die Verteilnetzbetreiber administrativ entlasten.

Komplexität in Abrechnung und Marktkommunikation

Energy Sharing erfordert neue Prozesse entlang der gesamten Wertschöpfungskette. Neben dem Stromliefervertrag ist eine zusätzliche Vereinbarung zur gemeinsamen Nutzung der Energie notwendig. Die Allokation der Energiemengen erfolgt dynamisch in 15-Minuten-Intervallen. Daraus entstehen abrechenbare Positionen für Community-Strom, Reststrom und gegebenenfalls Direktvermarktungsmengen.

Offen ist bislang, wie sich die Rollen zwischen Netzbetreibern, Messstellenbetreibern, Lieferanten und spezialisierten Dienstleistern langfristig verteilen. Klar ist jedoch: Ohne leistungsfähige IT-Systeme und automatisierte Schnittstellen wird Energy Sharing nicht in die Fläche kommen. (Mit Material der Deutschen Presse-Agentur)