Energy Sharing nach § 42c EnWG: Meilenstein mit eingebauter Bremse

Autor: DerSchneider

Einleitung

Seit dem 1. Juni 2026 ist es in Deutschland offiziell möglich: Nachbarn, Kommunen und kleine Unternehmen dürfen selbst erzeugten Solar- oder Windstrom untereinander teilen – über das öffentliche Stromnetz, ohne physische Direktleitung. Der neue § 42c im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) schafft dafür erstmals einen rechtlichen Rahmen.

Doch was auf dem Papier nach einem Meilenstein der Energiewende klingt, entpuppt sich bei genauerem Hinsehen als ein ambitioniertes Vorhaben mit erheblichen Umsetzungshürden. Der Gesetzgeber hat den rechtlichen Rahmen gesetzt, die eigentliche Arbeit aber an anderer Stelle liegen lassen – bei den Netzbetreibern, der Messstelleninfrastruktur und nicht zuletzt bei der Politik, die an entscheidenden Stellen nachbessern muss.

Dieser Artikel beleuchtet, was § 42c EnWG tatsächlich regelt, wo die praktischen Fallstricke liegen und warum 2026 für Energy Sharing vor allem ein Jahr der Pilotprojekte sein wird – nicht des flächendeckenden Rollouts.

Der rechtliche Rahmen: Was § 42c EnWG wirklich regelt

Die Idee: Strom teilen ohne Direktleitung

Energy Sharing bezeichnet die gemeinschaftliche Nutzung von Strom aus erneuerbaren Erzeugungsanlagen. Mehrere Haushalte, Kommunen oder kleine Unternehmen schließen sich zu einer Gemeinschaft zusammen und teilen den lokal erzeugten Strom bilanziell über das öffentliche Verteilnetz. Anders als beim Mieterstrom, der auf ein einzelnes Gebäude beschränkt ist, ermöglicht Energy Sharing das Teilen innerhalb eines Bilanzierungsgebiets eines Verteilnetzbetreibers.

Teilnehmen dürfen natürliche Personen, Energiegenossenschaften, kleine und mittlere Unternehmen sowie Kommunen und juristische Personen des öffentlichen Rechts. Erzeugungsanlage und alle Verbrauchsstellen müssen sich im selben Bilanzierungsgebiet befinden – eine Erweiterung auf angrenzende Gebiete ist für Juni 2028 vorgesehen.

Die vertragliche Konstruktion

Der Anlagenbetreiber schließt mit den Abnehmern zwei Verträge ab: einen klassischen Liefervertrag sowie einen Vertrag zur gemeinsamen Nutzung, in dem Energiemengen, Verteilungs- und Vergütungsschlüssel geregelt werden. Der ursprüngliche Stromlieferant bleibt für die Reststromversorgung bestehen. Der geteilte Strom wird nicht physisch getrennt, sondern rein rechnerisch viertelstündlich abgeglichen und verrechnet.

Die gesetzliche Verpflichtung der Netzbetreiber

Die Netzbetreiber sind gesetzlich verpflichtet, Energy Sharing ab dem 1. Juni 2026 innerhalb ihres Versorgungsgebiets technisch zu ermöglichen. Die Bundesnetzagentur bleibt bei der Abwicklung bewusst außen vor – die konkrete Umsetzung obliegt den Verteilnetzbetreibern und Dienstleistern.

Die historische Einordnung: Eine verspätete Umsetzung

Die rechtlichen Grundlagen für Energy Sharing schuf die EU bereits 2018 mit der RED-II-Richtlinie. In anderen EU-Mitgliedstaaten wie Österreich, Spanien, Italien, Belgien oder Frankreich ist Energy Sharing schon seit Jahren Realität.

Deutschland ließ sich hingegen Zeit. Erst im November 2025 verabschiedete der Bundestag die EnWG-Novelle mit § 42c, die am 23. Dezember 2025 in Kraft trat. Die Umsetzungsfrist endete am 1. Juni 2026. Damit hat Deutschland sieben Jahre nach der europäischen Vorgabe nachgezogen – ein Muster, das an die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (GGV) seit 2023 erinnert, bei der die technische Umsetzung ebenfalls lange auf sich warten ließ.

Die harten Fakten: Wo es wirklich hakt

1. Smart Meter: Die unverzichtbare Basis

Ohne Smart Meter läuft im Energy Sharing nichts. Die viertelstündliche Bilanzierung und Abrechnung setzt intelligente Messsysteme zwingend voraus.

Die Realität sieht anders aus: Ende 2025 lag die bundesweite Rollout-Quote bei lediglich 5,5 Prozent aller Messstellen. Das entspricht rund 3,1 Millionen Geräten. Zwar erreichten die gesetzlich vorgeschriebenen Einbaufälle (Pflichtrollout) Ende 2025 eine Quote von 23,3 Prozent und damit knapp über der Vorgabe von 20 Prozent. Bezogen auf alle Messstellen bleibt die Abdeckung jedoch verschwindend gering.

Die regionale Schere öffnet sich dabei weiter: Große Messstellenbetreiber wie Stromnetz Berlin und Westnetz haben die 20-Prozent-Quote deutlich übertroffen und mehr als die Hälfte ihrer Haushalte mit Smart Metern ausgestattet. 77 Messstellenbetreiber hingegen haben bislang kein einziges intelligentes Messsystem installiert. Insgesamt verzeichnete die Bundesnetzagentur zuletzt 599 Messstellenbetreiber mit weniger als 30.000 Messstellen – diese erreichten im Durchschnitt lediglich 14,6 Prozent. Gegen die säumigen Betreiber hat die Bundesnetzagentur bereits Verfahren eingeleitet.

Als zentrale Hemmnisse gelten der Mangel an Montagefachkräften, unzureichende LTE-Verbindungen in Kellerräumen und ländlichen Regionen sowie hohe Sicherheits- und IT-Anforderungen.

2. Die Kostenfalle: Volle Netzentgelte und fehlende Anreize

Deutschland hat sich – anders als Österreich, Italien oder Spanien – bewusst gegen finanzielle Anreize für Energy Sharing entschieden. In Österreich etwa sind die Netzentgelte für Energiegemeinschaften, die nur das Niederspannungsnetz nutzen, um 57 Prozent reduziert. Österreich verfügt zudem über eine Smart-Meter-Durchdringung von 95 Prozent.

In Deutschland fallen für geteilten Strom hingegen volle Netzentgelte, Umlagen und Steuern an. Hinzu kommen die Umlagen für Kraft-Wärmekopplung und Offshore-Windenergie sowie die Konzessionsabgabe.

Die Nebenkosten für Energy Sharing werden auf 10 bis 15 Cent pro Kilowattstunde geschätzt. Bei einem durchschnittlichen Strompreis von etwa 30 Cent pro Kilowattstunde kann Energy Sharing dennoch interessant sein. Allerdings ist der Preisvorteil gegenüber dem reinen Eigenverbrauch (der keine Netzentgelte auslöst) damit schnell aufgezehrt – insbesondere für kleine Anbieter, die von Skaleneffekten nicht profitieren.

3. Unklare Prozesse: Die Bundesnetzagentur muss nachlegen

Obwohl die Bundesnetzagentur formal nicht in die Abwicklung eingebunden ist, wächst der Druck auf die Behörde, praxistaugliche und wirtschaftlich tragfähige Lösungen zu schaffen. Denn es fehlen noch verbindliche Festlegungen, nach welchem Verfahren der Strom zugeordnet und abgerechnet werden kann.

Ein Bündnis aus zwölf Unternehmen und Verbänden fordert von der Bundesnetzagentur, etablierte Marktprozesse zu nutzen, um Energy Sharing sofort umsetzbar zu machen. Die Bürgerenergie-Allianz kritisiert zudem den Vorschlag des BDEW, der als Grundlage für eine Festlegung der Bundesnetzagentur dienen könnte, als zu restriktiv.

Die Netzbetreiber wiederum verweisen auf fehlende „verlässliche Vorgaben und Rahmenbedingungen“ – der lokale Netzbetreiber NetzeBW reagierte auf Anfragen einer Bürgerinitiative lediglich vage und sprach von „diversen juristisch klärungsbedürftigen Fragestellungen“.

Die Praxis: Pilotprojekte zeigen, was (nicht) geht

Bakum: Vorreiter mit Hindernissen

Die niedersächsische Gemeinde Bakum erprobt Energy Sharing bereits seit April 2024 in einem bundesweit beachteten Pilotprojekt. Zwischenzeitlich teilten sich 35 Parteien ihren Strom – in Echtzeit über eine App verfolgbar, aber ohne Abrechnung, „weil das rechtlich noch gar nicht zulässig gewesen wäre“, so Bürgermeister Tobias Averbeck.

Verstetigt wurde ein kleineres Projekt: Fünf kommunale Liegenschaften – Sporthalle, Schwimmhalle, Oberschule, Kita und Rathaus – wurden über einen gebündelten Hausanschluss zusammengeführt, mit PV-Anlagen auf drei Gebäuden und einem Batteriespeicher. Möglich war dies jedoch nur, weil die Grundstücke direkt aneinandergrenzen und im Eigentum der Gemeinde stehen.

Ladenburg: Warten auf den Netzbetreiber

Die Bürgerinitiative BIPLA in Ladenburg betreibt eine PV-Anlage auf dem Dach eines Gymnasiums und wollte den überschüssigen Strom ab Juni 2026 an Haushalte in der Altstadt abgeben. Der lokale Netzbetreiber NetzeBW reagierte auf konkrete Fragen jedoch nur vage und verwies auf fehlende Rahmenbedingungen. Die Hoffnung der Initiative, dass der Betrieb schon Anfang Juni möglich ist, hat sich zerschlagen.

Internationaler Vergleich: Was Deutschland versäumt

Die Tabelle zeigt: Deutschland startet mit einem erheblichen Rückstand – sowohl bei der digitalen Infrastruktur als auch bei den wirtschaftlichen Anreizen. Während andere Länder Energiegemeinschaften aktiv fördern, setzt die Bundesrepublik auf den reinen Rechtsrahmen ohne flankierende Maßnahmen.

Ausblick: 2026 ist ein Jahr der Pilotprojekte

Für die Branche bedeutet das: 2026 ist das Jahr der Pilotprojekte, nicht des flächendeckenden Rollouts. Ein belastbarer Markt wird frühestens 2028/29 entstehen – vorausgesetzt, der Smart-Meter-Rollout kommt entscheidend voran und die IT-Prozesse werden standardisiert.

Drei Entwicklungen sind dabei entscheidend:

Erstens: der Smart-Meter-Rollout. Bis Ende 2032 müssen 90 Prozent der Pflichteinbaufälle erreicht sein. Das ist ein ambitioniertes Ziel – und die Grundvoraussetzung für jedes Energy-Sharing-Modell.

Zweitens: die Klärung der Abrechnungsprozesse. Die Bundesnetzagentur muss verbindliche Festlegungen treffen, nach welchem Verfahren der Strom zugeordnet und abgerechnet werden kann. Das „Forum EnShare“ des Future Energy Labs (Dena und IÖW) soll hier klärend wirken.

Drittens: mögliche Nachbesserungen bei den Netzentgelten. Die EU-Entgeltrichtlinie lässt Rabatte zu – Deutschland hat sie bislang nicht genutzt. Sobald die ersten Pilotprojekte konkrete Entlastungswirkungen auf die Verteilnetze belegen, könnte sich die politische Haltung ändern.

Fazit: Fortschritt mit eingebauter Bremse

Energy Sharing ist kein Rohrkrepierer – aber auch kein Selbstläufer. Der Rahmen steht, die rechtliche Öffnung ist da. Doch das operative Ökosystem hinkt hinterher.

Die 5,5-Prozent-Smart-Meter-Quote ist nicht nur eine Zahl – sie ist das Sinnbild für ein strukturelles Problem: Die Digitalisierung der Energiewende in Deutschland kommt langsamer voran als der Gesetzgeber es sich wünscht. Die verspätete Umsetzung der EU-Richtlinie, die fehlenden finanziellen Anreize und die ungeklärten Abrechnungsprozesse verstärken den Effekt.

Für Hersteller, Dienstleister und Netzbetreiber bedeutet das: Wer jetzt positioniert ist, hat einen Zeitvorsprung – sofern er das Momentum nicht überschätzt. Die klugen Akteure nutzen 2026 nicht für Umsatz, sondern für den Aufbau von Standardisierung, Lastprognose-Modellen und netzorientierten Tarifmodellen.

Die Politik wird nachbessern müssen. Ob sie es rechtzeitig tut, hängt davon ab, wie überzeugend die Branche die praktischen Hemmnisse dokumentiert.

Quellen

• Bundesnetzagentur: Daten zum Smart-Meter-Rollout (Ende 2025), zitiert in stadt+werk (2026)
• stadt+werk online: „Fachkräfte bleiben Engpass beim Smart-Meter-Roll-out“ (15. April 2026)
• stadt+werk online: „Bilanz nach drei Jahren Neustart-Gesetz“ (2. Juni 2026)
• tagesschau.de: „Energy-Sharing: Solarstrom kann jetzt geteilt werden“ (1. Juni 2026)
• kommunal.de: „Bald können Kommunen Strom mit Bürgern und Unternehmen teilen“ (20. Mai 2026)
• VREY.io: „Energy Sharing nach § 42c EnWG“
• Interreg Central Europe: „Germany introduces Energy Sharing“ (20. Februar 2026)
• Görg Rechtsanwälte: „Bald Strom mit Nachbarn teilen?“ (13. April 2026)
• Taylor Wessing: „Energy Sharing under Section 42 c EnWG“ (November 2025)
• IKEM: „Energy Sharing under Section 42c EnWG“ (KlimR 06/2026)
• Bündnis Bürgerenergie: Positionspapier zu Energy Sharing (Mai 2026)
• pv magazine Deutschland: „IÖW erwartet Verzögerungen bei der Umsetzung“ (29. Mai 2026)
• pv magazine Deutschland: „Energy Sharing startet – Akteure sehen Nachbesserungsbedarf“ (1. Juni 2026)
• Solarserver: „Bürgerenergie-Allianz fordert pragmatische Umsetzung“ (21. Mai 2026)