excerpt: Beim Energy Sharing entscheidet nicht das Dach allein, sondern vor allem die Abrechnung dahinter. Lokaler Solarstrom wird erst dann praktisch nutzbar, wenn Viertelstundenmesswerte, Reststromvertrag, gemeinschaftliche Lieferung und Marktkommunikation sauber ineinandergreifen. Genau dort zeigt sich, ob § 42c EnWG ein alltagstaugliches Modell für Bürgerinitiativen und Haushalte wird.

Energy Sharing: Der Strom kommt vom Dach, die Probleme bei der Abrechnung

Seit dem 1. Juni 2026 müssen Verteilnetzbetreiber Energy Sharing nach § 42c des Energiewirtschaftsgesetzes praktisch ermöglichen. Betreiber von Solaranlagen können überschüssigen Strom an teilnehmende Verbraucher im räumlichen Zusammenhang abgeben. So könnte beispielsweise eine Initiative eine Photovoltaikanlage auf einem öffentlichen Gebäude betreiben. Der Strom, der bisher vollständig ins Netz eingespeist wurde, könnte rechnerisch Haushalten in der näheren Umgebung zugeordnet werden, deren eigene Dächer wegen Denkmalschutz, Bauform oder Verschattung keine Anlage tragen.

Entscheidend ist dabei nicht, dass eine neue Leitung zu diesen Haushalten gelegt wird. Energy Sharing ist in Deutschland kein privates Kabelmodell. Der Strom fließt weiter durch das öffentliche Netz. Zugeordnet wird er bilanziell, auf Basis von Messwerten und zeitgleichem Verbrauch. Jede Viertelstunde muss erfasst werden, wie viel die Anlage einspeist und wie viel die teilnehmenden Verbraucher gleichzeitig abnehmen. Nur diese zeitgleiche Menge kann dem Energy Sharing zugeordnet werden. Alles andere bleibt normaler Netzbezug oder normale Einspeisung.

Momentan gibt es überall noch offene Fragen zur technischen Umsetzung. Damit verschiebt sich der Schwerpunkt vom sichtbaren Dach zur unsichtbaren Abrechnung. Eine Solaranlage auf einem öffentlichen Gebäude ist leicht zu erklären. Die eigentliche Umsetzung hängt an Messwerten, Marktkommunikation, Verträgen und Zuständigkeiten. Beispielsweise hätte ein teilnehmender Haushalt künftig zwei Strombeziehungen: den bestehenden Liefervertrag für den Reststrom und einen zusätzlichen Vertrag mit der Initiative oder Gemeinschaft für den lokal zugeordneten Solarstrom. Diese Aufteilung muss technisch sauber erfasst und rechtlich eindeutig abgebildet werden. Sonst weiß weder der Netzbetreiber noch der Lieferant noch der Anlagenbetreiber, welche Kilowattstunde welchem Vertrag zuzuordnen ist.

§ 42c schafft deshalb nicht automatisch einen neuen Markt. Die Vorschrift schafft zunächst einen Anspruch darauf, dass Netzbetreiber Energy Sharing ermöglichen. Dafür müssen Messdaten bereitgestellt, Zuordnungen verarbeitet und Abläufe in bestehende Systeme integriert werden. Für lokale Initiativen entsteht damit eine neue Rolle. Sie werden nicht nur Produzentinnen von Solarstrom, sondern auch Vertragspartnerinnen von Verbrauchern. Damit kommen Aufgaben hinzu, die bisher bei Stromlieferanten, Messstellenbetreibern und Abrechnungsdienstleistern lagen oder dort gebündelt waren.

An dieser Schnittstelle entstehen die ersten praktischen Konflikte. Initiativen müssen wissen, welche Geräte nötig sind, welche Datenformate verwendet werden, welche Gebühren anfallen und welche Fristen gelten. Netzbetreiber verweisen häufig auf offene juristische Fragen, fehlende Standards oder noch nicht angepasste Prozesse. Aus ihrer Sicht ist das im engeren Sinn nachvollziehbar. Neue Abläufe bedeuten Haftungsrisiken, IT-Anpassungen und Abstimmungsbedarf mit bestehenden Marktrollen. Für die Initiativen bleibt es trotzdem ein Problem. Ein gesetzliches Recht hilft wenig, wenn die operativen Angaben fehlen. Die Zuständigkeit endet nicht beim Gesetzestext. Sie beginnt dort, wo der Anspruch in Datenflüsse, Fristen und Abrechnungsregeln übersetzt werden muss.

Der Anreiz für Netzbetreiber ist begrenzt. Sie verdienen ihr Geld nicht dadurch, dass lokale Stromgemeinschaften möglichst schnell entstehen. Ihre Erlöse sind reguliert, ihre Kosten werden geprüft, ihre Prozesse sind auf Standardisierung ausgelegt. Ein einzelnes Energy-Sharing-Projekt erzeugt Aufwand, bevor klar ist, wie viele ähnliche Fälle folgen und welche Kosten anerkannt werden. Daraus entsteht Trägheit. Sie muss nicht aus grundsätzlicher Ablehnung stammen. Es reicht, dass die Regel neue Pflichten erzeugt, ohne zugleich ausgereifte Standards, einfache Schnittstellen und klare Kostenzuordnung bereitzustellen.

Für die Verbraucher ist der wirtschaftliche Effekt ebenfalls begrenzt. Weil der Strom über das öffentliche Netz läuft, fallen weiterhin Netzentgelte an. Der lokale Charakter der Erzeugung senkt in Deutschland die Netzentgelte derzeit nicht automatisch. Anders als in Österreich wird lokal geteilter Strom damit nicht schon durch reduzierte Netzkosten deutlich günstiger. Deutschland ordnet Energy Sharing vorsichtiger ein. Die Nutzung des Netzes bleibt kostenpflichtig, auch wenn Erzeugung und Verbrauch räumlich nah beieinanderliegen.

Diese Kostenregel prägt das Modell stärker, als die öffentliche Wahrnehmung vermuten lässt. Wenn Energy Sharing preislich kaum unter einem normalen Stromtarif liegt, bleibt als Vorteil vor allem die lokale Zuordnung erneuerbarer Erzeugung und möglicherweise ein stabilerer Erlös für Betreiber. Für Haushalte mit Wärmepumpe oder Elektroauto kann das attraktiv sein, wenn sie ihren Verbrauch in sonnige Stunden verschieben können. Für Haushalte mit geringem Tagesverbrauch sinkt der Nutzen. Die Viertelstundenlogik belohnt Gleichzeitigkeit. Wer Strom vor allem abends benötigt, kann nur begrenzt vom Solarstrom profitieren, der mittags anfällt.

Für Anlagenbetreiber ändert sich die Rechnung besonders dann, wenn alte Förderungen auslaufen. Solange eine feste Einspeisevergütung gezahlt wird, ist die direkte Vermarktung an Nachbarn nur attraktiv, wenn sie höhere Erlöse bringt oder zusätzliche Ziele erfüllt. Nach Ende der Förderung kann Energy Sharing eine neue Einnahmequelle werden. Die Initiative verkauft dann nicht einfach Strom ins anonyme Netz, sondern schließt lokale Abnahmeverträge. Damit entsteht ein kleiner Markt zwischen Einspeisevergütung und klassischem Stromvertrieb. Er bleibt aber abhängig von Abrechnungskosten, Netzentgelten und dem Aufwand für Vertragsverwaltung.

Die technische Möglichkeit löst das organisatorische Problem nicht. Viertelstündliche Messung, Datenzuordnung und Reststromlieferung sind lösbar, aber nicht kostenlos. Je kleiner das Projekt, desto stärker fallen fixe Aufwände ins Gewicht. Deshalb ist naheliegend, dass Dienstleister entstehen, die Energy Sharing bündeln. Sie übernehmen Vertragsmuster, Abrechnung, Kommunikation mit Netzbetreibern und die technische Zuordnung der Strommengen. Für Bürgerinitiativen kann das den Zugang erleichtern. Gleichzeitig verschiebt sich ein Teil der Wertschöpfung zu spezialisierten Plattformen. Aus einem nachbarschaftlichen Modell wird dann ein regulierter Dienstleistungsmarkt, in dem lokale Erzeuger selbst zu Kunden werden.

Für die Energiewende in Städten bleibt Energy Sharing trotzdem wichtig. Viele Altstadtdächer werden auch künftig keine eigenen Solarmodule tragen. Öffentliche Gebäude, Schulen, Hallen oder Gewerbedächer haben dagegen Flächen, die Strom für umliegende Haushalte liefern können. Energy Sharing kann diese Lücke schließen, wenn die Regeln so umgesetzt werden, dass kleine Akteure nicht an Verfahrenskosten scheitern. Der Nutzen liegt dann nicht in einer neuen Leitung, sondern in einer rechtlich anerkannten Zuordnung zwischen lokaler Erzeugung und lokalem Verbrauch.

§ 42c erlaubt Energy Sharing. Ob daraus ein nutzbares Modell wird, entscheidet sich an Netzentgelten, Messdaten, Abrechnungsprozessen und der Bereitschaft regulierter Akteure, neue Pflichten in handhabbare Verfahren zu übersetzen. Der Solarstrom liegt vielerorts bereits auf öffentlichen Dächern. Der Weg zu den Haushalten führt nicht durch die Straße, sondern durch die Regeln des Strommarkts.

Zum Eintrag von Energy Sharing im Glossar: https://f97.be/glossar/energy-sharing.html