{"id":6457,"date":"2026-07-13T05:50:10","date_gmt":"2026-07-13T05:50:10","guid":{"rendered":"https:\/\/technodidact.de\/?p=6457"},"modified":"2026-07-13T05:50:10","modified_gmt":"2026-07-13T05:50:10","slug":"energy-sharing-nach-%c2%a7-42c-enwg-meilenstein-mit-eingebauter-bremse","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/technodidact.de\/en\/energy-sharing-nach-%c2%a7-42c-enwg-meilenstein-mit-eingebauter-bremse\/","title":{"rendered":"Energy Sharing nach \u00a7 42c EnWG: Meilenstein mit eingebauter Bremse"},"content":{"rendered":"

Autor: DerSchneider<\/strong><\/p>\n\n\n\n

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Einleitung<\/h2>\n\n\n\n

Seit dem 1. Juni 2026 ist es in Deutschland offiziell m\u00f6glich: Nachbarn, Kommunen und kleine Unternehmen d\u00fcrfen selbst erzeugten Solar- oder Windstrom untereinander teilen \u2013 \u00fcber das \u00f6ffentliche Stromnetz, ohne physische Direktleitung. Der neue \u00a7 42c im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) schafft daf\u00fcr erstmals einen rechtlichen Rahmen.<\/a><\/p>\n\n\n\n

Doch was auf dem Papier nach einem Meilenstein der Energiewende klingt, entpuppt sich bei genauerem Hinsehen als ein ambitioniertes Vorhaben mit erheblichen Umsetzungsh\u00fcrden. Der Gesetzgeber hat den rechtlichen Rahmen gesetzt, die eigentliche Arbeit aber an anderer Stelle liegen lassen \u2013 bei den Netzbetreibern, der Messstelleninfrastruktur und nicht zuletzt bei der Politik, die an entscheidenden Stellen nachbessern muss.<\/p>\n\n\n\n

Dieser Artikel beleuchtet, was \u00a7 42c EnWG tats\u00e4chlich regelt, wo die praktischen Fallstricke liegen und warum 2026 f\u00fcr Energy Sharing vor allem ein Jahr der Pilotprojekte sein wird \u2013 nicht des fl\u00e4chendeckenden Rollouts.<\/p>\n\n\n\n

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Der rechtliche Rahmen: Was \u00a7 42c EnWG wirklich regelt<\/h2>\n\n\n\n

Die Idee: Strom teilen ohne Direktleitung<\/h3>\n\n\n\n

Energy Sharing bezeichnet die gemeinschaftliche Nutzung von Strom aus erneuerbaren Erzeugungsanlagen.<\/a> Mehrere Haushalte, Kommunen oder kleine Unternehmen schlie\u00dfen sich zu einer Gemeinschaft zusammen und teilen den lokal erzeugten Strom bilanziell \u00fcber das \u00f6ffentliche Verteilnetz.<\/a> Anders als beim Mieterstrom, der auf ein einzelnes Geb\u00e4ude beschr\u00e4nkt ist, erm\u00f6glicht Energy Sharing das Teilen innerhalb eines Bilanzierungsgebiets eines Verteilnetzbetreibers.<\/a><\/a><\/p>\n\n\n\n

Teilnehmen d\u00fcrfen nat\u00fcrliche Personen, Energiegenossenschaften, kleine und mittlere Unternehmen sowie Kommunen und juristische Personen des \u00f6ffentlichen Rechts. Erzeugungsanlage und alle Verbrauchsstellen m\u00fcssen sich im selben Bilanzierungsgebiet befinden \u2013 eine Erweiterung auf angrenzende Gebiete ist f\u00fcr Juni 2028 vorgesehen.<\/a><\/a><\/p>\n\n\n\n

Die vertragliche Konstruktion<\/h3>\n\n\n\n

Der Anlagenbetreiber schlie\u00dft mit den Abnehmern zwei Vertr\u00e4ge ab: einen klassischen Liefervertrag sowie einen Vertrag zur gemeinsamen Nutzung, in dem Energiemengen, Verteilungs- und Verg\u00fctungsschl\u00fcssel geregelt werden. Der urspr\u00fcngliche Stromlieferant bleibt f\u00fcr die Reststromversorgung bestehen.<\/a> Der geteilte Strom wird nicht physisch getrennt, sondern rein rechnerisch viertelst\u00fcndlich abgeglichen und verrechnet.<\/a><\/p>\n\n\n\n

Die gesetzliche Verpflichtung der Netzbetreiber<\/h3>\n\n\n\n

Die Netzbetreiber sind gesetzlich verpflichtet, Energy Sharing ab dem 1. Juni 2026 innerhalb ihres Versorgungsgebiets technisch zu erm\u00f6glichen. Die Bundesnetzagentur bleibt bei der Abwicklung bewusst au\u00dfen vor \u2013 die konkrete Umsetzung obliegt den Verteilnetzbetreibern und Dienstleistern.<\/p>\n\n\n\n

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Die historische Einordnung: Eine versp\u00e4tete Umsetzung<\/h2>\n\n\n\n

Die rechtlichen Grundlagen f\u00fcr Energy Sharing schuf die EU bereits 2018 mit der RED-II-Richtlinie.<\/a><\/a> In anderen EU-Mitgliedstaaten wie \u00d6sterreich, Spanien, Italien, Belgien oder Frankreich ist Energy Sharing schon seit Jahren Realit\u00e4t.<\/a><\/p>\n\n\n\n

Deutschland lie\u00df sich hingegen Zeit. Erst im November 2025 verabschiedete der Bundestag die EnWG-Novelle mit \u00a7 42c, die am 23. Dezember 2025 in Kraft trat.<\/a><\/a> Die Umsetzungsfrist endete am 1. Juni 2026.<\/a> Damit hat Deutschland sieben Jahre nach der europ\u00e4ischen Vorgabe nachgezogen \u2013 ein Muster, das an die gemeinschaftliche Geb\u00e4udeversorgung (GGV) seit 2023 erinnert, bei der die technische Umsetzung ebenfalls lange auf sich warten lie\u00df.<\/p>\n\n\n\n

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Die harten Fakten: Wo es wirklich hakt<\/h2>\n\n\n\n

1. Smart Meter: Die unverzichtbare Basis<\/h3>\n\n\n\n

Ohne Smart Meter l\u00e4uft im Energy Sharing nichts. Die viertelst\u00fcndliche Bilanzierung und Abrechnung setzt intelligente Messsysteme zwingend voraus.<\/a><\/a><\/p>\n\n\n\n

Die Realit\u00e4t sieht anders aus: Ende 2025 lag die bundesweite Rollout-Quote bei lediglich 5,5 Prozent<\/strong> aller Messstellen.<\/a><\/a> Das entspricht rund 3,1 Millionen Ger\u00e4ten.<\/a> Zwar erreichten die gesetzlich vorgeschriebenen Einbauf\u00e4lle (Pflichtrollout) Ende 2025 eine Quote von 23,3 Prozent und damit knapp \u00fcber der Vorgabe von 20 Prozent.<\/a> Bezogen auf alle<\/em> Messstellen bleibt die Abdeckung jedoch verschwindend gering.<\/p>\n\n\n\n

Die regionale Schere<\/strong> \u00f6ffnet sich dabei weiter: Gro\u00dfe Messstellenbetreiber wie Stromnetz Berlin und Westnetz haben die 20-Prozent-Quote deutlich \u00fcbertroffen und mehr als die H\u00e4lfte ihrer Haushalte mit Smart Metern ausgestattet.<\/a> 77 Messstellenbetreiber hingegen haben bislang kein einziges intelligentes Messsystem installiert.<\/a><\/a> Insgesamt verzeichnete die Bundesnetzagentur zuletzt 599 Messstellenbetreiber mit weniger als 30.000 Messstellen \u2013 diese erreichten im Durchschnitt lediglich 14,6 Prozent.<\/a> Gegen die s\u00e4umigen Betreiber hat die Bundesnetzagentur bereits Verfahren eingeleitet.<\/a><\/p>\n\n\n\n

Kennzahl<\/th>Wert<\/th><\/tr><\/thead>
Smart-Meter-Quote (alle Messstellen, Ende 2025)<\/td>5,5 %<\/strong><\/a><\/td><\/tr>
Smart-Meter-Quote (Pflichteinbauf\u00e4lle, Ende 2025)<\/td>23,3 %<\/strong><\/a><\/td><\/tr>
Installierte Smart Meter (absolut)<\/td>ca. 3,1 Mio.<\/strong><\/a><\/td><\/tr>
Ziel bis Ende 2032<\/td>90 %<\/strong> der Pflichteinbauf\u00e4lle<\/a><\/td><\/tr><\/tbody><\/table><\/figure>\n\n\n\n

Als zentrale Hemmnisse gelten der Mangel an Montagefachkr\u00e4ften, unzureichende LTE-Verbindungen in Kellerr\u00e4umen und l\u00e4ndlichen Regionen sowie hohe Sicherheits- und IT-Anforderungen.<\/a><\/p>\n\n\n\n

2. Die Kostenfalle: Volle Netzentgelte und fehlende Anreize<\/h3>\n\n\n\n

Deutschland hat sich \u2013 anders als \u00d6sterreich, Italien oder Spanien \u2013 bewusst gegen finanzielle Anreize f\u00fcr Energy Sharing entschieden.<\/a> In \u00d6sterreich etwa sind die Netzentgelte f\u00fcr Energiegemeinschaften, die nur das Niederspannungsnetz nutzen, um 57 Prozent reduziert<\/strong>. \u00d6sterreich verf\u00fcgt zudem \u00fcber eine Smart-Meter-Durchdringung von 95 Prozent<\/strong>.<\/p>\n\n\n\n

In Deutschland fallen f\u00fcr geteilten Strom hingegen volle Netzentgelte, Umlagen und Steuern<\/strong> an.<\/a> Hinzu kommen die Umlagen f\u00fcr Kraft-W\u00e4rmekopplung und Offshore-Windenergie sowie die Konzessionsabgabe.<\/p>\n\n\n\n

Die Nebenkosten f\u00fcr Energy Sharing werden auf 10 bis 15 Cent pro Kilowattstunde<\/strong> gesch\u00e4tzt. Bei einem durchschnittlichen Strompreis von etwa 30 Cent pro Kilowattstunde kann Energy Sharing dennoch interessant sein. Allerdings ist der Preisvorteil gegen\u00fcber dem reinen Eigenverbrauch (der keine Netzentgelte ausl\u00f6st) damit schnell aufgezehrt \u2013 insbesondere f\u00fcr kleine Anbieter, die von Skaleneffekten nicht profitieren.<\/p>\n\n\n\n

3. Unklare Prozesse: Die Bundesnetzagentur muss nachlegen<\/h3>\n\n\n\n

Obwohl die Bundesnetzagentur formal nicht in die Abwicklung eingebunden ist, w\u00e4chst der Druck auf die Beh\u00f6rde, praxistaugliche und wirtschaftlich tragf\u00e4hige L\u00f6sungen zu schaffen. Denn es fehlen noch verbindliche Festlegungen, nach welchem Verfahren der Strom zugeordnet und abgerechnet werden kann.<\/p>\n\n\n\n

Ein B\u00fcndnis aus zw\u00f6lf Unternehmen und Verb\u00e4nden fordert von der Bundesnetzagentur, etablierte Marktprozesse zu nutzen, um Energy Sharing sofort umsetzbar zu machen. Die B\u00fcrgerenergie-Allianz kritisiert zudem den Vorschlag des BDEW, der als Grundlage f\u00fcr eine Festlegung der Bundesnetzagentur dienen k\u00f6nnte, als zu restriktiv.<\/p>\n\n\n\n

Die Netzbetreiber wiederum verweisen auf fehlende \u201everl\u00e4ssliche Vorgaben und Rahmenbedingungen\u201c \u2013 der lokale Netzbetreiber NetzeBW reagierte auf Anfragen einer B\u00fcrgerinitiative lediglich vage und sprach von \u201ediversen juristisch kl\u00e4rungsbed\u00fcrftigen Fragestellungen\u201c.<\/a><\/p>\n\n\n\n

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Die Praxis: Pilotprojekte zeigen, was (nicht) geht<\/h2>\n\n\n\n

Bakum: Vorreiter mit Hindernissen<\/h3>\n\n\n\n

Die nieders\u00e4chsische Gemeinde Bakum erprobt Energy Sharing bereits seit April 2024 in einem bundesweit beachteten Pilotprojekt.<\/a> Zwischenzeitlich teilten sich 35 Parteien ihren Strom \u2013 in Echtzeit \u00fcber eine App verfolgbar, aber ohne Abrechnung, \u201eweil das rechtlich noch gar nicht zul\u00e4ssig gewesen w\u00e4re\u201c, so B\u00fcrgermeister Tobias Averbeck.<\/a><\/p>\n\n\n\n

Verstetigt wurde ein kleineres Projekt: F\u00fcnf kommunale Liegenschaften \u2013 Sporthalle, Schwimmhalle, Oberschule, Kita und Rathaus \u2013 wurden \u00fcber einen geb\u00fcndelten Hausanschluss zusammengef\u00fchrt, mit PV-Anlagen auf drei Geb\u00e4uden und einem Batteriespeicher.<\/a> M\u00f6glich war dies jedoch nur, weil die Grundst\u00fccke direkt aneinandergrenzen und im Eigentum der Gemeinde stehen.<\/a><\/p>\n\n\n\n

Ladenburg: Warten auf den Netzbetreiber<\/h3>\n\n\n\n

Die B\u00fcrgerinitiative BIPLA in Ladenburg betreibt eine PV-Anlage auf dem Dach eines Gymnasiums und wollte den \u00fcbersch\u00fcssigen Strom ab Juni 2026 an Haushalte in der Altstadt abgeben.<\/a> Der lokale Netzbetreiber NetzeBW reagierte auf konkrete Fragen jedoch nur vage und verwies auf fehlende Rahmenbedingungen.<\/a> Die Hoffnung der Initiative, dass der Betrieb schon Anfang Juni m\u00f6glich ist, hat sich zerschlagen.<\/a><\/p>\n\n\n\n

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Internationaler Vergleich: Was Deutschland vers\u00e4umt<\/h2>\n\n\n\n
Land<\/th>Smart-Meter-Quote<\/th>Netzentgelt-Rabatt<\/th>Energy Sharing seit<\/th><\/tr><\/thead>
\u00d6sterreich<\/strong><\/td>ca. 95 %<\/td>ja (\u201357 %)<\/td>bereits etabliert<\/td><\/tr>
Italien<\/strong><\/td>hoch<\/td>ja<\/td>bereits etabliert<\/td><\/tr>
Spanien<\/strong><\/td>hoch<\/td>ja<\/td>bereits etabliert<\/td><\/tr>
Deutschland<\/strong><\/td>5,5 %<\/strong><\/a><\/td>nein<\/strong><\/a><\/td>Juni 2026<\/strong><\/td><\/tr><\/tbody><\/table><\/figure>\n\n\n\n

Die Tabelle zeigt: Deutschland startet mit einem erheblichen R\u00fcckstand \u2013 sowohl bei der digitalen Infrastruktur als auch bei den wirtschaftlichen Anreizen. W\u00e4hrend andere L\u00e4nder Energiegemeinschaften aktiv f\u00f6rdern, setzt die Bundesrepublik auf den reinen Rechtsrahmen ohne flankierende Ma\u00dfnahmen.<\/p>\n\n\n\n

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Ausblick: 2026 ist ein Jahr der Pilotprojekte<\/h2>\n\n\n\n

F\u00fcr die Branche bedeutet das: 2026 ist das Jahr der Pilotprojekte, nicht des fl\u00e4chendeckenden Rollouts.<\/strong> Ein belastbarer Markt wird fr\u00fchestens 2028\/29 entstehen \u2013 vorausgesetzt, der Smart-Meter-Rollout kommt entscheidend voran und die IT-Prozesse werden standardisiert.<\/p>\n\n\n\n

Drei Entwicklungen sind dabei entscheidend:<\/p>\n\n\n\n

Erstens: der Smart-Meter-Rollout.<\/strong> Bis Ende 2032 m\u00fcssen 90 Prozent der Pflichteinbauf\u00e4lle erreicht sein.<\/a> Das ist ein ambitioniertes Ziel \u2013 und die Grundvoraussetzung f\u00fcr jedes Energy-Sharing-Modell.<\/p>\n\n\n\n

Zweitens: die Kl\u00e4rung der Abrechnungsprozesse.<\/strong> Die Bundesnetzagentur muss verbindliche Festlegungen treffen, nach welchem Verfahren der Strom zugeordnet und abgerechnet werden kann. Das \u201eForum EnShare\u201c des Future Energy Labs (Dena und I\u00d6W) soll hier kl\u00e4rend wirken.<\/p>\n\n\n\n

Drittens: m\u00f6gliche Nachbesserungen bei den Netzentgelten.<\/strong> Die EU-Entgeltrichtlinie l\u00e4sst Rabatte zu \u2013 Deutschland hat sie bislang nicht genutzt. Sobald die ersten Pilotprojekte konkrete Entlastungswirkungen auf die Verteilnetze belegen, k\u00f6nnte sich die politische Haltung \u00e4ndern.<\/p>\n\n\n\n

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Fazit: Fortschritt mit eingebauter Bremse<\/h2>\n\n\n\n

Energy Sharing ist kein Rohrkrepierer \u2013 aber auch kein Selbstl\u00e4ufer. Der Rahmen steht, die rechtliche \u00d6ffnung ist da. Doch das operative \u00d6kosystem hinkt hinterher.<\/p>\n\n\n\n

Die 5,5-Prozent-Smart-Meter-Quote ist nicht nur eine Zahl \u2013 sie ist das Sinnbild f\u00fcr ein strukturelles Problem: Die Digitalisierung der Energiewende in Deutschland kommt langsamer voran als der Gesetzgeber es sich w\u00fcnscht. Die versp\u00e4tete Umsetzung der EU-Richtlinie, die fehlenden finanziellen Anreize und die ungekl\u00e4rten Abrechnungsprozesse verst\u00e4rken den Effekt.<\/p>\n\n\n\n

F\u00fcr Hersteller, Dienstleister und Netzbetreiber bedeutet das: Wer jetzt positioniert ist, hat einen Zeitvorsprung \u2013 sofern er das Momentum nicht \u00fcbersch\u00e4tzt. Die klugen Akteure nutzen 2026 nicht f\u00fcr Umsatz, sondern f\u00fcr den Aufbau von Standardisierung, Lastprognose-Modellen und netzorientierten Tarifmodellen.<\/p>\n\n\n\n

Die Politik wird nachbessern m\u00fcssen. Ob sie es rechtzeitig tut, h\u00e4ngt davon ab, wie \u00fcberzeugend die Branche die praktischen Hemmnisse dokumentiert.<\/p>\n\n\n\n

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Quellen<\/h2>\n\n\n\n