Die Erwartungen sind hoch. Mit Energy Sharing, befindet zum Beispiel die Agentur für Erneuerbare Energien, komme „für Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen zu Einspeisevergütung oder Marktprämie eine alternative Vermarktungsoption für Ökostrom hinzu“. Und es könnten „auch die Nachbarn und das nähere Umfeld vom günstigen, nachhaltigen Strom profitieren“. Verheißungsvolle Perspektiven, mit denen womöglich sogar die von Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche geplante Abschaffung der EEG-Vergütung für kleine Anlagen an Schrecken verliert.
Es gibt allerdings auch anderslautende Einschätzungen. Mit der Umsetzung der neuen Regelung, so ein im April mit Förderung durch das Bundesministerium für Bildung und Forschung veröffentlichtes Diskussionspapier von Germanwatch, seien bislang „mehr Fragen als Antworten verbunden“. Was damit gemeint ist, illustrieren zwei weitere Zitate: Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) bezeichnet Energy Sharing in einer Anwendungshilfe für seine Mitgliedsunternehmen als „eine Weiterentwicklung der bisherigen Gebäudeenergieversorgung“. Und wie es hier, also bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung nach Paragraf 42b EnWG (sowie bei EEG-Mieterstrom-Konzepten) um die Kooperation mit den Verteilnetzbetreibern bestellt ist, hat wiederum das Bündnis Bürgerenergie (BBEn) in Kooperation mit dem 1000 Gigawatt Institut in einer bundesweiten Umfrage ermittelt. „Von 50 bewerteten Verteilnetzbetreibern“, so das Fazit, „erreicht kein einziger die Kategorie ‚Champion‘, lediglich fünf werden als ‚Unterstützer‘ eingestuft, während die große Mehrheit bei der Umsetzung deutlich hinter den gesetzlichen Möglichkeiten zurückbleibt.“
Was also stimmt? Kann Energy Sharing, seit Dezember letzten Jahres auch in Deutschland durch Paragraf 42c des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) definiert, einen echten Impuls setzen? Oder bleibt die Regelung, zu deren Umsetzung die Netzbetreiber seit dem 1. Juni verpflichtet sind, ein Papiertiger?
Keine Umsetzung ohne Dienstleister
Das Prinzip als solches spricht klar für einen Impuls: Wie bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung kann beim Energy Sharing der Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen mit anderen geteilt werden, ohne dass eine Vollversorgung erfolgen muss. Den Reststrom kann der Abnehmer von einem Versorger seiner Wahl beziehen. Der große Unterschied besteht darin, dass für Energy Sharing das öffentliche Netz genutzt werden darf. Der Betreiber einer Photovoltaikanlage kann somit Freunde, Familienmitglieder oder wen auch immer beliefern. Das gleiche Prinzip können auch zwei oder mehrere Unternehmen verfolgen. Juristische Personen des öffentlichen Rechts – also etwa Gemeinden – sind ebenfalls berechtigt, sich durch die Beteiligung an einer Betreibergesellschaft in das Modell einzuklinken. So könnte, wie es in einem Whitepaper der Forschungsstelle für Energiewirtschaft als Beispiel genannt wird, ein kommunales Unternehmen das örtliche Schwimmbad mit Strom versorgen.
Nicht nur Bürgerenergie-Aktivisten können sich in diesem Rahmen sehr schnell eine Fülle von attraktiven Konzepten ausmalen. Wo also liegt der Haken?
Zunächst einmal ist der Kreis der Teilnahmeberechtigten vom EnWG recht strikt begrenzt. Insbesondere große Unternehmen dürfen nicht mitmachen und niemand, dessen Haupterwerb in der Stromerzeugung besteht – also keine Akteure aus der Energiewirtschaft mit Ausnahme von Gesellschaften (etwa Erneuerbare-Energien-Genossenschaften), deren einzelne Mitglieder keine Energie-Profis sind. Und eine umfassende Befreiung von den im EnWG definierten Lieferantenpflichten besteht nur für kleine Anlagen bis 30 Kilowatt beziehungsweise bei Mehrfamilienhäusern bis 100 Kilowatt. Doch auch für die in diesem Rahmen verbleibenden Akteure gibt es Hemmnisse.
Punkt eins ist das Mess- und Abrechnungskonzept. „Wir gehen davon aus, dass Energy Sharing nicht ohne Dienstleister umgesetzt werden kann“, sagt Valérie Lange vom Bündnis Bürgerenergie (BBEn). Das Gesetz fordert Zählerstandsgangmessung (Paragraf 2 des Messstellenbetriebsgesetzes) oder eine viertelstündliche registrierende Leistungsmessung – mit anderen Worten: Smart Meter beim Erzeuger und bei jedem Verbraucher. Es müssen ja kontinuierlich die Produktion der Erzeugungsanlage, die von den einzelnen Abnehmern bezogene Energiemenge und deren Reststrombezug erfasst und abgerechnet werden.
Es haben sich aber auch schon Anbieter von passenden Lösungen positioniert. Der deutsche Energiewirtschafts-Softwaredienstleister ene’t hat Mitte Mai gemeinsam mit der europaweit aktiven schwedischen Zahlungsplattform Billogram eine White-Label-Lösung angekündigt, „die es Versorgern ermöglicht, ein innovatives Geschäftsmodell im eigenen Corporate Design anzubieten.“ Eine „Bürgerenergie-Allianz“ von Unternehmen und Verbänden, darunter Bündnis Bürgerenergie, Greenpeace Energy oder der Bundesverband Neue Energiewirtschaft, setzt sich für das bereits beim Durchleitungsmodell zum Betrieb von Elektroauto-Ladestationen angewandte Konzept des virtuellen Bilanzierungsgebiets ein. Der Berliner Dienstleister Decarbon1ze bietet auf dieser Basis nach eigenen Angaben „eine Lösung, mit der Netzbetreiber fristgerecht Sharing umsetzen können im Rahmen bestehender Prozesse und Datenformate“.
Klar ist aber: Ohne zusätzlichen Mess- und Abrechnungsaufwand wird sich kein Energy-Sharing-Konzept umsetzen lassen. Womit die Überleitung zum zweiten Punkt geschaffen wäre.
Anreiz und Standards fehlen
Dieser besteht in dem fehlenden ökonomischen Anreiz. Denn auf Energy-Sharing-Lieferungen fallen alle Abgaben und Entgelte an, nur die für Anlagen bis zwei Megawatt Leistung in einem räumlichen Zusammenhang von bis zu 4,5 Kilometern geltende Stromsteuerbefreiung (Paragraf 9 Stromsteuergesetz) wird auch hier gewährt; im laufenden Jahr sind das 2,05 Cent je Kilowattstunde. Eine von der Netzebene abhängige Ermäßigung der Netzentgelte nach dem Grundsatz „je kleiner das Energy-Sharing-Gebiet, desto mehr Nachlass beim Entgelt“, mit Nachlässen zwischen 28 und 64 Prozent ein wesentlicher Erfolgsfaktor für das Energy Sharing in Österreich, gibt es nicht.
Überhaupt: Österreich. Akteure in Deutschland schauen beinahe sehnsuchtsvoll zum Nachbarn, wo es – Punkt drei der hierzulande bestehenden Hemmnisse – mit dem EDA-Portal eine nationale Online-Plattform zur Abwicklung von Prozessen für Energiedienstleister und Energiegemeinschaften gibt, sowie außerdem eine Informations- und Beratungsplattform der Österreichischen Koordinationsstelle für Energiegemeinschaften. Eine dem EDA-Portal vergleichbare oder zumindest ähnelnde Plattform ist gemäß Paragraf 20b EnWG auch für Deutschland vorgeschrieben, alle Netzbetreiber sind zur Mitwirkung verpflichtet und es müssen mindestens die Bestellung, Änderung oder Abbestellung von Zählpunktanordnungen und Verrechnungskonzepten sowie die Registrierung von Vereinbarungen zwischen Energy-Sharing-Teilnehmern ermöglicht werden. Nur gibt es diese Plattform noch nicht und es besteht auch keine eindeutige Regelung, bis wann sie stehen soll.
Die Bundesnetzagentur, so regelt es das Gesetz, kann hierzu nähere Bestimmungen treffen. Auf Anfrage zum Stand der Dinge heißt es dort allerdings, die Verpflichtung zur Errichtung der Plattform richte sich unmittelbar an die Verteilnetzbetreiber, und zu deren Planungsständen „liegen der Bundesnetzagentur keine Informationen vor“. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) wiederum erklärte gegenüber pv magazine, der Zeitplan sei noch in der Abstimmung.
Es wird wohl noch dauern. Immerhin aber ist die Plattform entgegen einem weit verbreiteten Missverständnis auch keine Bedingung für das Umsetzen von Energy-Sharing-Modellen. Nur müssen sich die Beteiligten ohne standardisierte Vorgänge eben jeweils bilateral mit ihrem Netzbetreiber ins Benehmen setzen.
Begrenzung auf ein Verteilnetz
Angesichts der noch fehlenden nationalen Standards könnte beinahe als Pluspunkt gelten, dass sie es hierbei immer nur mit jeweils einem zu tun haben. Denn laut EnWG darf Energy Sharing lediglich „innerhalb des Bilanzierungsgebietes eines Elektrizitätsverteilernetzbetreibers“ erfolgen; erst ab Juni 2028 kann noch ein weiteres, direkt angrenzendes in derselben Regelzone hinzukommen. Der BDEW und auch der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) haben sich vehement für diese Beschränkung eingesetzt.
Kritiker hingegen sehen darin einen vierten Punkt auf der Liste von Hemmnissen. Modelle wie die virtuelle Bilanzierung, so ihr Argument, funktionieren auch netzübergreifend. Auch hier ließe sich zudem auf Österreich verweisen, wo sich Energiegemeinschaften – je nach dem gewählten Modell – durchaus über die Gebiete mehrerer Netzbetreiber im ganzen Land erstrecken dürfen.
Ein fünftes und ganz besonders folgenreiches Hemmnis für Energy Sharing in Deutschland ist nicht direkt im Paragrafen 42c EnWG definiert, lässt sich aber aus dessen Wortlaut ableiten. Der Gesetzestext lautet: „Der Betreiber einer Anlage (…) kann die erzeugte Elektrizität mit anderen Letztverbrauchern (…) gemeinsam nutzen.“ Auch an anderen Stellen wird durchgängig der Singular genutzt. Die Formulierung des Gesetzes, hält der BDEW in einer Anwendungshilfe für seine Mitgliedsunternehmen vom März dieses Jahres fest, „legt nahe, dass es sich jeweils um die gemeinsame Nutzung einer und nicht mehrerer Anlagen handelt“.
Viel Aufwand, wenig Nutzen?
Dem Verband dürfte klar sein, dass unter dieser Prämisse das Potenzial des Energy Sharing regelrecht stranguliert wird. Die Akteure der „Bürgerenergie-Allianz“ erheben denn auch entschieden Widerspruch. Ein als Grundlage für die Festlegung der Bundesnetzagentur gedachter Vorschlag des BDEW beschränke zudem das Energy Sharing nicht nur auf einzelne Anlagen, sondern schließe bestehende Modelle wie Mieterstrom aus und verhindere die Einbindung wertvoller Flexibilitäten wie Elektroautos, Wärmepumpen oder Speicher. „Statt breiter Teilhabe“, so eine Mitteilung der Allianz, „droht eine aufwendige Minimallösung.“
Zur Allianz gehört auch die Genossenschaft Bürgerenergie Nord (BEN), die im Rahmen des vom Bund geförderten Forschungsprojekts SkIES (Skalierbare Integration von Energy Sharing) bei einem der allerersten Vorhaben nach Paragraf 42c mitwirkt: „Wir wollen genau das machen, was im Gesetz steht“, sagt Vorstandsmitglied Anna Leidreiter – was unter anderem beim BDEW vermutlich auf Widerspruch stoßen dürfte, denn bei den von der BEN verfolgten Pilotprojekten in Hamburg und Kiel geht es eben darum, den Überschuss aus Mieterstromanlagen als Sharing-Strom über den Standardprozess der virtuellen Bilanzierung an Genossenschaftsmitglieder zu verteilen.
Würde sich jedoch im weiteren Verfahren der BDEW mit seiner Interpretation „nur eine Anlage pro Gemeinschaft“ und dem Ausschluss von Mieterstrom durchsetzen, droht der „Bürgerenergie-Allianz“ zufolge „eine Alibi-Lösung, die zwar bei Netzbetreibern in der Bereitstellung viel Aufwand verursacht, aber so unattraktiv ist, dass es kaum jemand nutzen wird.“
Doch auch wenn es nicht so kommt: Eine Entwicklung wie in Österreich wird der deutsche Gesetzesrahmen kaum ermöglichen. Dort zählte man Ende 2025 knapp 5.600 lokal und regional aktive Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften (EEG, im Bereich eines Netzbetreibers) sowie 1.000 landesweit aktive Bürgerenergiegemeinschaften (BEG, über mehrere Netzgebiete). Mit gutem Grund spricht die Koordinierungsstelle von „einem integralen Bestandteil unserer Energiewirtschaft“.
Zwar ist auch in Österreich die Etablierung einer EEG und erst recht einer BEG nicht unbedingt trivial, aber diverse Faktoren erleichtern die Sache ganz enorm – vor allem die Mitwirkungspflichten der Netzbetreiber und der wirtschaftliche Vorteil für die Mitwirkenden. Typische Vergütungen für die Solarstromeinspeisung – nach Abzug von Servicegebühren und Steuern – liegen bei sieben bis acht Cent je Kilowattstunde, die Strombezugspreise (brutto) um zwölf Cent. Vor diesem Hintergrund wird klar, warum Fachleute wie Valérie Lange vom Bündnis Bürgerenergie die deutsche Regelung – bei aller Freude darüber, dass sie immerhin endlich da ist – nicht allzu euphorisch betrachten: „Da hätte man noch sehr viel mehr rausholen können.“