Seit dem 1. Juni 2026 ist Energy Sharing in Deutschland ausdrücklich gesetzlich geregelt. Betreiber von Photovoltaik-, Windenergie- oder bestimmten Speicheranlagen können selbst erzeugten erneuerbaren Strom nun über das öffentliche Verteilernetz mit anderen Letztverbrauchern teilen. Damit entstehen neue Möglichkeiten für Landwirte, Anlagenbetreiber, Energiegenossenschaften, Kommunen, Betriebe und Nachbarschaften. Zugleich ist Energy Sharing rechtlich und wirtschaftlich deutlich komplexer als der klassische Eigenverbrauch.
Was ist Energy Sharing?
Rechtsgrundlage ist § 42c EnWG. Danach kann Strom aus erneuerbaren Erzeugungsanlagen oder aus Speichern, die ausschließlich mit erneuerbarem Strom geladen werden, gemeinschaftlich genutzt werden. Anders als beim klassischen Eigenverbrauch muss sich der Abnehmer dabei nicht unmittelbar hinter demselben Netzanschluss befinden. Der Strom wird vielmehr über das öffentliche Verteilernetz transportiert. Seit dem 1. Juni 2026 muss Energy Sharing innerhalb des Bilanzierungsgebiets desselben Verteilernetzbetreibers ermöglicht werden. Ab dem 1. Juni 2028 wird die Nutzung auch auf das Bilanzierungsgebiet eines unmittelbar angrenzenden Verteilernetzbetreibers innerhalb derselben Regelzone erweitert.
Welche Nutzungskonstellationen kommen in Betracht?
Je nach Standort und Beteiligten bestehen unterschiedliche Modelle:
Energy Sharing über das öffentliche Netz
Typischer Anwendungsfall ist etwa ein landwirtschaftlicher Betrieb mit einer größeren PV-Anlage, der überschüssigen Strom an benachbarte Haushalte, Gewerbebetriebe oder andere Teilnehmer liefert. Auch Bürgerenergiegesellschaften, Energiegenossenschaften oder kommunale Modelle können Energy Sharing nutzen. Voraussetzung ist unter anderem, dass Betreiber und Abnehmer jeweils entsprechende Verträge abschließen und die Strommengen viertelstündlich gemessen und bilanziert werden. Der Anlagenbetreiber muss dabei keine vollständige Stromversorgung gewährleisten. Der Abnehmer behält vielmehr seinen eigenen Liefervertrag für den zusätzlichen Strombezug.
Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung
Davon zu unterscheiden ist die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung nach § 42b EnWG. Hier wird Strom innerhalb desselben Gebäudes oder seiner Nebenanlagen genutzt, ohne dass das öffentliche Netz in Anspruch genommen wird. Bewohner oder Nutzer können den Strom einer gemeinsamen PV-Anlage anteilig verwenden und ihren restlichen Strombedarf weiterhin bei einem Lieferanten ihrer Wahl decken. Dieses Modell ist insbesondere für Mehrfamilienhäuser, Wohnungseigentümergemeinschaften und gemischt genutzte Gebäude interessant.
Mieterstrom
Beim klassischen Mieterstrom übernimmt der Mieterstromlieferant dagegen grundsätzlich die vollständige Versorgung des Mieters. Reicht der vor Ort erzeugte Solarstrom nicht aus, muss der Anbieter den benötigten Reststrom beschaffen. Dafür gelten besondere energierechtliche Anforderungen, unter anderem zu Vertragslaufzeit, Verbraucherschutz, Abrechnung und Preisobergrenzen.
Direktlieferung ohne Nutzung des öffentlichen Netzes
Eine weitere Möglichkeit besteht, wenn Erzeugungsanlage und Stromverbraucher unmittelbar miteinander verbunden sind und der Strom nicht durch das öffentliche Netz geleitet wird. Solche Konstellationen können beispielsweise bei landwirtschaftlichen Betrieben, Gewerbehöfen oder benachbarten Betriebsgebäuden interessant sein. Ob eine solche Direktlieferung rechtlich und technisch umgesetzt werden kann, hängt jedoch stark von der konkreten Netz- und Grundstückssituation ab.
Worauf kommt es für Betreiber an?
Wer ein Energy-Sharing-Modell umsetzen möchte, sollte insbesondere folgende Punkte frühzeitig klären:
- Liegen Erzeugungsanlage und Abnehmer im zulässigen Netzgebiet?
- Wer wird Betreiber und Vertragspartner der Teilnehmer?
- Welche Liefer- und Energy-Sharing-Verträge müssen geschlossen werden?
- Wie erfolgt die viertelstündliche Messung und Zuordnung der Strommengen?
- Wer übernimmt Bilanzierung, Marktkommunikation und Abrechnung?
- Welche Pflichten verbleiben beim Anlagenbetreiber und welche können auf einen Dienstleister übertragen werden?
- Wie hoch sind Netzentgelte, Messstellenkosten, Steuern und sonstige Abgaben?
- Ist das Modell gegenüber Eigenverbrauch, Direktvermarktung oder klassischer Einspeisung tatsächlich wirtschaftlich?
Gerade bei kleineren Anlagen sollten die zusätzlichen Kosten für Messung, Abrechnung und energiewirtschaftliche Dienstleistungen nicht unterschätzt werden.
Netzentgelte sind derzeit noch die wirtschaftliche Schwachstelle
Ein wesentlicher Nachteil besteht darin, dass Energy-Sharing-Strom trotz seiner lokalen Erzeugung das öffentliche Netz nutzt und deshalb grundsätzlich auch Netzentgelte anfallen. Das kann dazu führen, dass Strom, der beispielsweise nur wenige hundert Meter zwischen einem landwirtschaftlichen Betrieb und einem Nachbargebäude transportiert wird, netzentgeltrechtlich weitgehend so behandelt wird wie Strom, der über mehrere Netzebenen transportiert wird. Gerade darin liegt derzeit eine Schwäche des Systems: Der Vorteil lokaler Erzeugung und lokalen Verbrauchs schlägt sich nicht ausreichend in niedrigeren Netzkosten nieder. Damit Energy Sharing wirtschaftlich attraktiver wird, bedarf es deshalb einer Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik. Lokale und netzdienliche Nutzung sollte stärker berücksichtigt werden, wenn dadurch vorgelagerte Netzebenen, Redispatch oder zusätzlicher Netzausbau tatsächlich entlastet werden. Die Bundesnetzagentur arbeitet bereits im Verfahren „AgNes“ an einer grundlegenden Reform der Netzentgeltsystematik. Ziel ist unter anderem, Kosten verursachungsgerechter zu verteilen, Flexibilität zu fördern und unnötigen Netzausbau sowie Engpassmanagementkosten zu vermeiden. Für Energy Sharing wird entscheidend sein, ob die zukünftige Netzentgeltsystematik tatsächlich finanzielle Anreize für lokale und netzdienliche Stromnutzung schafft.
Energy Sharing wird erst durch Digitalisierung praktikabel
Voraussetzung für die praktische Umsetzung von Energy-Sharing sind darüber hinaus intelligente Messsysteme und eine funktionierende Marktkommunikation. Erzeugung und Verbrauch müssen viertelstündlich erfasst und den einzelnen Teilnehmern zugeordnet werden. Die Bundesnetzagentur hat hierzu im Juli 2026 zusätzliche Hinweise für die Marktkommunikation veröffentlicht. In der Praxis bleibt die technische Umsetzung dennoch anspruchsvoll. Betreiber sollten deshalb frühzeitig klären, ob Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und Dienstleister das gewünschte Modell technisch bereits umsetzen können.
Fazit
Energy Sharing schafft neue Möglichkeiten, regional erzeugten erneuerbaren Strom stärker vor Ort zu nutzen. Besonders interessant kann dies für landwirtschaftliche Betriebe, PV- und Windenergieanlagen, Bürgerenergiegesellschaften, Kommunen und Gewerbestandorte sein. Welches Modell wirtschaftlich sinnvoll ist, hängt jedoch vom Einzelfall ab. Energy Sharing über das öffentliche Netz, gemeinschaftliche Gebäudeversorgung, Mieterstrom und Direktlieferung unterscheiden sich erheblich hinsichtlich Netznutzung, Lieferpflichten, Messung, Abrechnung und regulatorischem Aufwand. Die größte wirtschaftliche Hürde bleiben derzeit die Netzentgelte. Erst wenn die Netzentgeltsystematik lokale und netzdienliche Stromnutzung angemessen berücksichtigt, kann Energy Sharing sein Potenzial zur Senkung der Strom- und Gesamtsystemkosten vollständig entfalten.
Wir beraten Sie gerne bei der rechtlichen und wirtschaftlichen Strukturierung von Energy-Sharing-Modellen, gemeinschaftlicher Gebäudeversorgung, Mieterstrom und sonstigen Konzepten zur lokalen Nutzung erneuerbarer Energien.
Folgen Sie uns gerne auf LinkedIn unter Dr. Kauch & Ibrom Rechtsanwälte | LinkedIn.
14.09.2026 K. Ibrom