excerpt: Ein Rechtsanspruch schafft noch kein funktionierendes Energy Sharing, wenn Marktkommunikation und IT-Prozesse erst später greifen. Entscheidend wird, ob Netzbetreiber Erzeugung, Verbrauch und Reststromlieferung sauber zuordnen können, ohne selbst in neue Marktrollen zu rutschen. Ein zu enger Prozess macht die Umsetzung beherrschbar, lässt aber viele praktische Nutzungsmöglichkeiten außen vor.
Energy Sharing braucht mehr als einen Rechtsanspruch
Ab dem 1. Juni 2026 müssen Netzbetreiber nach § 42c EnWG Energy Sharing ermöglichen. Im März hat der BDEW mit der Arbeitsgruppe edi@energy einen ersten Prozessvorschlag vorgelegt, der als Grundlage für eine Festlegung der Bundesnetzagentur dienen kann. In den IT-Systemen der Marktpartner wären die neuen Abläufe nach dieser Planung frühestens im April 2027 verfügbar. Damit entsteht der gesetzliche Anspruch früher als die dafür vorgesehenen Standardprozesse. Genau darin liegt der Kern des Problems.
Politisch klingt Energy Sharing einfach: Strom aus erneuerbaren Anlagen in der Region wird gemeinsam genutzt. Doch der Begriff verdeckt schnell, woran die Umsetzung hängt. Energiewirtschaftlich muss eine Verbrauchsstelle aus zwei Quellen versorgt werden können. Ein Teil des Stroms stammt aus der Anlage oder den Anlagen der Gemeinschaft, der übrige Bedarf kommt vom frei gewählten Reststromlieferanten. Damit entsteht kein reines Beteiligungsmodell, sondern ein Zuordnungsproblem in Marktkommunikation, Bilanzierung und Abrechnung.
Netzbetreiber erhalten dadurch eine neue Rolle. Sie müssen die Nutzung gemeinschaftlich erzeugten Stroms ermöglichen, ohne selbst Betreiber der Erzeugungsanlage, Lieferant oder Organisator der Gemeinschaft zu sein. Ihre Zuständigkeit liegt bei den Prozessen, die Messwerte, Marktlokationen, Lieferanten und Bilanzkreise miteinander verbinden. Dort entscheidet sich, ob Energy Sharing praktisch nutzbar wird oder nur als rechtliche Möglichkeit besteht.
Der BDEW-Vorschlag bildet diesen neuen Fall sehr eng ab. Strom für die Gemeinschaft soll nur aus einer einzelnen Erzeugungsanlage stammen können. Anlagen, die bereits anteilig anderweitig genutzt werden, etwa für Mieterstrom oder Gebäudestrom, sind nicht vorgesehen. Flexible Verbrauchseinrichtungen wie Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen und Batteriespeicher sollen ebenfalls nicht einbezogen werden. Damit wird der Prozess für die Marktkommunikation begrenzt. Zugleich fallen viele Anwendungsfälle heraus, die in der Praxis naheliegen.
Diese Begrenzung ist nachvollziehbar. Je weniger Anlagen, Lieferbeziehungen und Verbrauchstypen ein Modell umfasst, desto leichter lässt es sich in bestehende IT-Landschaften der Netzbetreiber, Lieferanten und Dienstleister einpassen. Der enge Standardfall reduziert Umsetzungsrisiken. Für Netzbetreiber mit sehr unterschiedlichen Systemen, Datenqualitäten und Dienstleisterstrukturen ist das attraktiv. Für Energiegemeinschaften verschiebt sich das Problem jedoch nur. Der Prozess wird standardisierbar, passt aber auf viele reale Vorhaben nicht.
Aufwand und Nutzen fallen damit auseinander. Netzbetreiber müssten neue Prozesse bereitstellen, auch wenn diese nur von wenigen Gemeinschaften sinnvoll genutzt werden können. Bürgerenergiegesellschaften, die mehrere Wind- oder Solaranlagen bündeln wollen, finden im Modell keinen ausreichenden Rahmen. Ein Windpark kann aus Sicht einer Gemeinde regional naheliegen, aber in einem angrenzenden Verteilnetzgebiet liegen. Im städtischen Raum werden gerade jene Aufdachanlagen unattraktiv, die bereits Bewohner eines Gebäudes direkt versorgen und darüber hinaus Strom im Quartier teilen könnten. Flexible Verbraucher verlieren den Anreiz, ihren Verbrauch in Zeiten lokaler Erzeugung zu verschieben.
Damit geht ein wesentlicher praktischer Nutzen verloren. Energy Sharing kann Lastverschiebung auslösen, wenn Teilnehmende erkennen oder automatisiert nutzen können, wann in der Gemeinschaft viel erneuerbarer Strom verfügbar ist. Elektroautos, Wärmepumpen und Batteriespeicher eignen sich dafür besonders, weil sie Verbrauch oder Speicherung zeitlich verlagern können. Werden sie ausgenommen, bleibt Energy Sharing vor allem eine rechnerische Lieferbeziehung. Strom wird dann zwar bilanziell zugeordnet, aber das organisatorische Ziel regionaler Verbrauchsanpassung nur teilweise erreicht.
Ein anderer Umsetzungspfad liegt bereits in bestehenden energiewirtschaftlichen Standards. Für die Elektromobilität hat die Bundesnetzagentur 2020 Prozesse standardisiert, mit denen der an einem Ladepunkt gemessene Verbrauch mehreren Lieferanten zugeordnet werden kann. Im Durchleitungsmodell laden verschiedene Fahrzeuge an derselben Ladeeinrichtung Strom ihres jeweils gewählten Lieferanten. Die Aufteilung der Energiemengen übernimmt ein Dienstleister mit eigenem virtuellem Bilanzierungsgebiet. Dafür werden virtuelle Marktlokationen gebildet und die relevanten Energiemengen den jeweiligen Lieferanten zugewiesen.
Der Vorteil dieses Modells liegt in der Trennung der Aufgaben. Die Messwertverarbeitung beim Netzbetreiber und beim Messstellenbetreiber bleibt weitgehend unverändert. Die komplexe Zuordnung findet im virtuellen Bilanzierungsgebiet statt, das über Netzkoppelpunkte von den physischen Netzgebieten abgegrenzt ist. Die technische Abhängigkeit verschwindet nicht, aber sie wird an eine Stelle verlagert, an der solche Zuordnungen bereits verarbeitet werden können. Für Energy Sharing wäre das besonders relevant, weil Gemeinschaften häufig mehrere Anlagen, mehrere Verbrauchsstellen und unterschiedliche Flexibilitäten verbinden wollen.
Ein virtuelles Bilanzierungsgebiet könnte mehrere Erzeugungsanlagen einer Gemeinschaft zusammenfassen. Es könnte Aufteilungsschlüssel verwenden, die den gemeinsamen Eigenverbrauch erhöhen. Es könnte flexible Verbraucher einbinden, ohne Netzbetreiber in eine zusätzliche Steuerungsrolle zu bringen. Lokale Energiemanagementsysteme könnten Verbrauchsentscheidungen treffen, während die energiewirtschaftliche Zuordnung im virtuellen Bilanzierungsgebiet erfolgt. Auch Verteilnetzgrenzen innerhalb einer Regelzone würden nicht automatisch verhindern, dass eine Gemeinschaft ihren regionalen Zusammenhang abbildet.
Damit liegt eine wichtige Abwägung bei der Bundesnetzagentur. Wird nur der enge BDEW-Pfad festgelegt, entsteht eine rechtssichere, aber schwach nutzbare Umsetzung. Wird zusätzlich die virtuelle Bilanzierung als zulässiger Implementierungspfad aufgenommen, erhalten Netzbetreiber, Dienstleister und Energiegemeinschaften mehr Spielraum. Netzbetreiber könnten ihrer gesetzlichen Pflicht selbst nachkommen oder sich bei der Umsetzung unterstützen lassen. Dienstleister könnten standardisierte digitale Betriebsmodelle anbieten. Gemeinschaften wären nicht auf den kleinsten gemeinsamen Prozessfall beschränkt.
Diese Ergänzung würde die Pflicht der Netzbetreiber nicht ersetzen. § 42c EnWG richtet sich an sie, und Interessenten dürfen nicht allein auf wettbewerbliche Anbieter verwiesen werden. Virtuelle Bilanzierung kann aber verhindern, dass jede Erweiterung des Energy-Sharing-Modells zuerst als neue Belastung in den Systemen aller Netzbetreiber ankommt. Die Zuständigkeit bleibt geregelt, während die operative Komplexität dort bearbeitet wird, wo dafür spezialisierte Prozesse bestehen.
Auch die Anreizregulierung ist berührt. Wenn Netzbetreiber neue Energy-Sharing-Dienstleistungen zuverlässig bereitstellen sollen, müssen die dafür entstehenden Kosten regulatorisch abbildbar sein. Andernfalls entsteht ein Anreiz, die gesetzliche Pflicht formal zu erfüllen und Erweiterungen möglichst klein zu halten. Eine Festlegung, die sowohl einen einfachen Standardprozess als auch virtuelle Bilanzierungsgebiete zulässt, würde diesen Druck mindern. Sie würde nicht jede technische Weiterentwicklung vorwegnehmen, aber einen nutzbaren Start ermöglichen.
Die europäische Zielmarke zeigt, wie groß der Anspruch ist. Die Europäische Kommission nennt im Citizens Energy Package vom März 2026 ein Potenzial von 90 Gigawatt erneuerbarer Erzeugung im gemeinschaftlichen Eigenverbrauch bis 2030. Dieses Volumen lässt sich nicht über Sonderfälle erschließen, die nur eine einzelne Anlage, wenige Verbrauchstypen und begrenzte räumliche Konstellationen zulassen. Energy Sharing braucht Prozesse, die klein genug für eine schnelle Einführung und offen genug für reale Gemeinschaften sind.
Energy Sharing wird nicht dadurch real, dass ein Anspruch im Gesetz steht. Real wird es erst, wenn Messwerte, Marktlokationen, Lieferanten, Bilanzkreise und flexible Verbraucher so zusammenwirken, dass gemeinschaftlicher Strom nicht nur abgerechnet, sondern auch sinnvoll genutzt werden kann. Der enge Standardfall kann ein Einstieg sein. Er darf aber nicht zur Architektur des gesamten Modells werden. Wenn Energy Sharing mehr sein soll als eine zusätzliche Rechenzeile auf der Stromrechnung, braucht es einen zweiten Pfad: virtuelle Bilanzierung, offene Zuordnung und Prozesse, die reale Gemeinschaften abbilden können.