Energy Sharing startet zum 1. Juni 2026: § 42c EnWG mit offenen Baustellen
Ab dem 1. Juni 2026 dürfen Privatpersonen, Kommunen und Genossenschaften Solarstrom bilanziell über das öffentliche Netz teilen. Das neue Gesetz schließt eine jahrelange Umsetzungslücke, lässt aber die stärkste wirtschaftliche Stellschraube ungenutzt.
Zum 1. Juni 2026 müssen Verteilnetzbetreiber erstmals Energy Sharing nach § 42c EnWG in ihren Netzgebieten ermöglichen. Der Paragraph erlaubt Privatpersonen, kommunalen Einrichtungen, KMU und Genossenschaften das bilanzielle Teilen von Strom aus erneuerbaren Energien über das öffentliche Netz. Zentrale wirtschaftliche Hebel wie eine Reduktion der Netzentgelte fehlen im deutschen Modell allerdings vollständig.
Was das Gesetz regelt
§ 42c EnWG schafft eine eigenständige Rechtsgrundlage für das Teilen von EE-Strom über das öffentliche Netz. Wer eine Energy-Sharing-Gemeinschaft betreibt, wird von den meisten Lieferantenpflichten nach §§ 5 und 40 bis 42 EnWG befreit: kein Vollversorgungsvertrag, keine Bilanzkreispflicht. Die Zuordnung der Strommengen erfolgt über einen vertraglich vereinbarten Aufteilungsschlüssel. Technische Grundlage sind die 15-Minuten-Zählerstandsgangwerte nach TAF7 (MsbG), die von intelligenten Messsystemen (Smart Meter) bei allen Beteiligten erfasst werden. Teilnehmer behalten ihren bisherigen Stromversorger für Zeiten ohne ausreichende Erzeugung.
Ergänzend verpflichtet § 20b EnWG die Verteilnetzbetreiber, bis zum 1. Juli 2026 eine digitale Plattform bereitzustellen, über die Zuordnung und Abrechnung abgewickelt werden. Räumlich ist Energy Sharing zunächst auf ein Bilanzierungsgebiet begrenzt. In der Praxis entspricht das oft einer Stadt oder einem Landkreis. Ab dem 1. Juni 2028 werden benachbarte Bilanzierungsgebiete derselben Regelzone einbezogen.
Die drei Modelle im Vergleich
Mit Energy Sharing existieren in Deutschland erstmals drei gesetzlich geregelte Modelle für die lokale Nutzung von Solarstrom:
| Kriterium | Mieterstrom (§ 42a) | GGV (§ 42b) | Energy Sharing (§ 42c) |
|---|---|---|---|
| Räumlicher Bezug | Gebäude | Gebäude | Öffentliches Netz, Bilanzierungsgebiet |
| Reststrom | Vom Mieterstromanbieter | Eigener Versorger | Eigener Versorger |
| Netzentgelte | Entfallen | Entfallen | Fallen voll an |
| Smart Meter | Nein | Ja | Ja, 15-Minuten-Werte (TAF7) |
| Verfügbar seit | 2017 | 2024 | 1. Juni 2026 |
Die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (GGV, § 42b) bleibt für Mehrfamilienhäuser oft wirtschaftlicher, weil sie auf das öffentliche Netz verzichtet. Energy Sharing spielt seine Vorteile erst aus, wenn Strom an Abnehmer außerhalb des eigenen Gebäudes fließen soll: an Nachbarhäuser, kommunale Liegenschaften oder Gewerbebetriebe in der Nähe. Eine Kombination mit Mieterstrom ist ausdrücklich möglich.
Reaktionen der Verbände
Die Verabschiedung ist das Ergebnis jahrelanger Verzögerung. Die Umsetzung der geänderten Strombinnenmarktrichtlinie (EU) 2024/1711 war seit 2021 überfällig. Entsprechend gemischt fallen die Reaktionen aus.
Das Bündnis Bürgerenergie (BBEn) bezeichnete die Verabschiedung als “längst überfälligen Erfolg” und zugleich als “nur den ersten Schritt”. Valérie Lange, Leiterin Energiepolitik beim BBEn, fasste die Kritik zusammen: “Die fehlende Wirtschaftlichkeit ist der Knackpunkt der neuen Regelung. Es gibt keinerlei Anreize, die den zusätzlichen bürokratischen und messtechnischen Aufwand kompensieren.” Das BBEn hatte bereits einen konkreten Vorschlag für reduzierte Netzentgelte in den laufenden Reformprozess bei der Bundesnetzagentur eingebracht.
Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) kritisierte in seiner Stellungnahme vom Juli 2025 vor allem die räumliche Begrenzung auf Bilanzierungsgebiete. In Regionen mit vielen kleinen Verteilnetzbetreibern sei die Regelung kaum praktikabel; ein flexibler 50-Kilometer-Radius um die Erzeugungsanlage wäre sachgerechter. Zusätzlich sei die Windenergiebranche faktisch ausgeschlossen und der Ausschluss mittelgroßer Akteure und Projektierer ungerechtfertigt.
Der BDEW warnt vor neuer Bürokratie und fordert eine zentrale Beratungsstelle nach österreichischem Vorbild. Die amtliche Gesetzesbegründung selbst räumt ein, dass Energy Sharing “kurz- und mittelfristig kein Massengeschäft” sein werde.
Österreich als Referenz
Österreich hat seit 2021 ein funktionierendes System für Energiegemeinschaften mit mehreren Tausend aktiven Projekten. Der zentrale Unterschied zum deutschen Modell liegt in der Behandlung der Netzentgelte:
| Aspekt | Österreich (ab 2021) | Deutschland (ab 06/2026) |
|---|---|---|
| Anzahl Energiegemeinschaften | Mehrere Tausend | 0 (Startphase) |
| Netzentgeltreduktion | Bis zu 57 Prozent (lokal) | Keine |
| Smart-Meter-Quote | Rund 95 Prozent | Rund 3 Prozent |
| Zentrale Koordinationsstelle | energiegemeinschaften.gv.at | Nicht vorhanden |
| Digitale Plattform | EDA-Plattform (etabliert) | Ab 1. Juli 2026 verpflichtend |
Grundlage in Österreich ist der kürzere Transportweg: Strom, der innerhalb einer lokalen Energiegemeinschaft erzeugt und verbraucht wird, nutzt das Verteilnetz nur in niedrigen Ebenen und belastet die Ebenen 1 bis 5 nicht. Der Gesetzgeber honoriert diesen Transportvorteil mit reduzierten Systemnutzungsentgelten. In Deutschland existiert kein vergleichbarer Mechanismus. Die detaillierte SNE-V-Staffelung der österreichischen Reduktionen (bis zu 57 Prozent auf Netzebenen 6/7) ist im Leitfaden zum Energy Sharing 2026 dokumentiert.
Das Nadelöhr Smart Meter
Mit einer Smart-Meter-Quote im niedrigen einstelligen Prozentbereich aller Messstellen liegt Deutschland weit hinter dem europäischen Durchschnitt. Die gesetzliche Zielquote für Pflichteinbaufälle bis Ende 2025 wurde laut BNetzA-Berichten verfehlt. Die Behörde hat mehrere Verfahren gegen säumige grundzuständige Messstellenbetreiber eröffnet. Die HORIZONTE-Group hält in ihrer “Technischen Studie 2.0: Steuern in der Niederspannung” einen Massenrollout der Steuerungskomponenten bis 2026 für unrealistisch und schlägt ein Stufenmodell bis 2028 vor.
Für Energy Sharing ist das zentral: Ohne 15-Minuten-Zählerstandsgangwerte (TAF7) bei allen Beteiligten lässt sich die bilanzielle Zuordnung nicht umsetzen. Wer am 1. Juni 2026 starten will, muss den iMSys-Einbau bereits beantragt haben. Der Messstellenbetreiber hat nach dem Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende vier Monate Zeit für die Installation.
Einordnung
Für den erwarteten Start bleibt die Einschätzung nüchtern: § 42c EnWG schließt eine regulatorische Lücke und schafft erstmals Rechtssicherheit für Nachbarschaftsprojekte. In Kombination mit der für 2027 diskutierten Abschaffung der Einspeisevergütung könnte das Modell an strategischer Bedeutung gewinnen. Bis dahin bleibt es, in den Worten der Gesetzesbegründung selbst, “kein Massengeschäft”. Wer bereits jetzt Klarheit über die Verfügbarkeit im eigenen Netzgebiet schaffen will, findet unter Energy Sharing beim Netzbetreiber anfragen: Musterschreiben eine fertige E-Mail-Vorlage zur Abfrage beim zuständigen Verteilnetzbetreiber. Die definitorische Abgrenzung zu Mieterstrom und GGV liefert der Wiki-Eintrag zu Energy Sharing (§ 42c EnWG).
Quellen: § 42c EnWG, Gesetzestext, FfE München, Energy Sharing nach § 42c EnWG, Bündnis Bürgerenergie, Endlich Energy Sharing, leider nur halbherzig, pv magazine, BBEn: Energy Sharing wird nur halbherzig umgesetzt, BEE, Stellungnahme zur EnWG-Novelle Juli 2025, Bundesnetzagentur, Rollout intelligente Messsysteme, Smart Meter Portal AT, Netzentgelte in Energiegemeinschaften, Interreg Central Europe, Germany introduces Energy Sharing