Energy Sharing bezeichnet die gemeinsame Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energien durch mehrere Letztverbraucher unter Nutzung des öffentlichen Verteilnetzes. Seit dem 1. Juni 2026 müssen Verteilnetzbetreiber in Deutschland ermöglichen, dass der Betreiber einer Solar- oder Windanlage oder eines ausschließlich mit erneuerbarem Strom geladenen Speichers den erzeugten Strom mit anderen Letztverbrauchern im selben Bilanzierungsgebiet teilt [Quelle: Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), § 42c Abs. 1 und 4, https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__42c.html]. Damit setzt Deutschland Art. 15a der EU-Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie um [Quelle: Richtlinie (EU) 2024/1711, Art. 1 (Einfügung Art. 15a in die Richtlinie (EU) 2019/944), EUR-Lex, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/?uri=CELEX%3A32024L1711].
Für kleine und mittlere Unternehmen, Kommunen, Genossenschaften und Haushalte entsteht damit eine neue Option zwischen Eigenverbrauch und Netzeinspeisung: Überschüsse vom eigenen Dach können an einen Nachbarbetrieb, eine Schule oder ein Rathaus im selben Netzgebiet geliefert werden. Der wirtschaftliche Hebel ist allerdings begrenzt, denn § 42c EnWG sieht keine Entlastung bei Netzentgelten, Umlagen oder Abgaben vor. Zudem hängt die praktische Umsetzung an intelligenten Messsystemen und an einer Abwicklung über einen Lieferanten oder Dienstleister [Quelle: Bundesnetzagentur, „Mitteilung Nr. 73 zur Umsetzung des Beschlusses GPKE – Umsetzung der Gemeinsamen Nutzung elektrischer Energie nach § 42c EnWG“, 07.07.2026, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/BK06/BK6_81_GPKE_GeLi/Mitteilung_Nr_73/MitteilungNr73.html].
Diese Seite erklärt, wer Strom teilen darf, wie Messung, Aufteilung und Bilanzierung technisch funktionieren, welche Komponenten benötigt werden, welche rechtlichen Rahmenbedingungen gelten und mit welchen Kennzahlen Unternehmen die Wirtschaftlichkeit eines Energy-Sharing-Projekts bewerten sollten.
Inhaltsverzeichnis
Was ist Energy Sharing?
Beim Energy Sharing wird Strom nicht physisch zu einem bestimmten Verbraucher geleitet, sondern bilanziell zugeordnet. Die Anlage speist in das öffentliche Verteilnetz ein, die teilnehmenden Verbraucher entnehmen Strom an ihren eigenen Netzanschlüssen. Über viertelstündliche Messwerte wird ermittelt, welcher Teil der zeitgleichen Erzeugung jedem Teilnehmer nach einem vereinbarten Aufteilungsschlüssel zusteht. Den darüber hinausgehenden Bedarf deckt jeder Teilnehmer weiterhin über einen Lieferanten seiner Wahl.
Der Gesetzgeber spricht von „gemeinsamer Nutzung“. Rechtlich ist der Anlagenbetreiber Lieferant des geteilten Stroms: Er schließt mit jedem Abnehmer einen Liefervertrag und zusätzlich einen Vertrag zur gemeinsamen Nutzung [Quelle: EnWG, § 42c Abs. 1 Nr. 2 und 3, a. a. O.]. Anders als ein klassischer Stromlieferant muss er die Abnehmer aber nicht umfassend versorgen [Quelle: EnWG, § 42c Abs. 6, a. a. O.].
Für Unternehmen ist Energy Sharing damit ein Baustein der lokalen Energieinfrastruktur: Es erhöht den lokalen Nutzungsgrad von PV-Anlagen, die mehr erzeugen, als am eigenen Standort verbraucht wird, und ergänzt die Eigenverbrauchsoptimierung Eigenverbrauchsoptimierung sowie die Direktvermarktung Direktvermarktung.
Infobox: Begriffe kurz erklärt
- Letztverbraucher: Natürliche oder juristische Person, die Strom für den eigenen Verbrauch bezieht.
- Bilanzierungsgebiet: Gebiet eines Verteilnetzbetreibers, für das Einspeisungen und Entnahmen bilanziell erfasst und abgerechnet werden.
- Aufteilungsschlüssel: Regel, nach der die zeitgleiche Erzeugung einer Anlage auf die Teilnehmer verteilt wird.
- Reststromlieferant: Lieferant, der den Bedarf eines Teilnehmers deckt, der nicht über die gemeinsame Nutzung gedeckt wird.
- Zählerstandsgangmessung: Viertelstündliche Erfassung von Zählerständen über ein intelligentes Messsystem.
Abgrenzung: Eigenverbrauch, Mieterstrom, gemeinschaftliche Gebäudeversorgung und Energy Sharing
Energy Sharing ergänzt bestehende Modelle der lokalen Stromnutzung. Entscheidend für die Wirtschaftlichkeit ist, ob das öffentliche Netz genutzt wird: Nur Modelle ohne Netznutzung – Eigenverbrauch, Mieterstrom oder die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung innerhalb eines Gebäudes – vermeiden Netzentgelte und netzbezogene Umlagen [Quelle: EnWG, §§ 42a, 42b, https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__42b.html; Einzelheiten zu Umlagen werden derzeit geprüft].
Tabelle 1: Modelle der lokalen Stromnutzung im Vergleich
Modell | Nutzung des öffentlichen Netzes | Typische Anwendung / Besonderheit |
|---|---|---|
Eigenverbrauch | Nein | Betreiber verbraucht den Strom selbst am Standort; höchster Wert je Kilowattstunde |
Mieterstrom (§ 42a EnWG) | Nein (Gebäude oder Quartier) | Lieferung an Mieter mit umfassender Versorgung durch den Anbieter; Mieterstromzuschlag nach EEG möglich |
Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (§ 42b EnWG) | Nein (innerhalb eines Gebäudes) | Aufteilung nach Schlüssel ohne Vollversorgungspflicht; Reststrom über eigene Lieferverträge |
Energy Sharing (§ 42c EnWG) | Ja (Verteilnetz im selben Bilanzierungsgebiet; ab 2028 auch angrenzend) | Teilen zwischen Gebäuden und Standorten; Netzentgelte, Umlagen und Abgaben fallen an |
On-site-PPA / Direktlieferung | Nein bzw. Direktleitung | Drittbetreiber liefert am Standort; volle Lieferantenpflichten |
Eigene Darstellung auf Basis von EnWG §§ 42a–42c.
Wer Strom an Nutzer im selben Gebäude abgibt, prüft daher zuerst Eigenverbrauch und Modelle hinter dem Netzanschluss. Energy Sharing ist dann sinnvoll, wenn Erzeugung und Verbrauch an verschiedenen Netzanschlüssen liegen – etwa zwischen benachbarten Gewerbegrundstücken, kommunalen Liegenschaften oder Betrieben in einem Gewerbegebiet.
Wer darf teilnehmen? Voraussetzungen nach § 42c EnWG
§ 42c EnWG knüpft die gemeinsame Nutzung an sieben Voraussetzungen [Quelle: EnWG, § 42c Abs. 1, a. a. O.]:
- Betreiber: eine natürliche Person oder eine rechtsfähige Personengesellschaft bzw. juristische Person des Privatrechts, deren sämtliche Gesellschafter oder Mitglieder Letztverbraucher oder juristische Personen des öffentlichen Rechts sind.
- Belieferung: über das öffentliche Verteilnetz auf Grundlage eines Liefervertrags zwischen Betreiber und Abnehmer.
- Vertrag zur gemeinsamen Nutzung: zusätzlich zum Liefervertrag, mit den Mindestinhalten nach Absatz 3.
- Räumliche Nähe: Anlage und alle belieferten Verbrauchsstellen liegen im selben Gebiet nach Absatz 4.
- Kein Hauptgeschäft: Der Betrieb der Anlage dient weder überwiegend der gewerblichen noch überwiegend der selbständigen beruflichen Tätigkeit des Betreibers.
- Messung beim Abnehmer: Zählerstandsgangmessung oder viertelstündliche registrierende Leistungsmessung an jeder belieferten Verbrauchsstelle.
- Messung an der Anlage: ebenfalls viertelstündliche Erfassung der erzeugten oder gespeicherten Strommenge.
Speicher dürfen einbezogen werden, wenn sie ausschließlich Strom aus erneuerbaren Energien zwischenspeichern und die Voraussetzungen des § 19 Abs. 3b EEG erfüllen [Quelle: EnWG, § 42c Abs. 1 Satz 2, a. a. O.].
Teilnehmerkreis: KMU, Kommunen, Genossenschaften und Haushalte
Unternehmen gelten nur dann als teilnahmeberechtigte Letztverbraucher, wenn sie Kleinst-, kleine oder mittlere Unternehmen im Sinne der EU-Empfehlung 2003/361/EG sind [Quelle: EnWG, § 42c Abs. 2, a. a. O.]. Maßgeblich sind damit im Kern weniger als 250 Beschäftigte und ein Jahresumsatz von höchstens 50 Mio. € oder eine Jahresbilanzsumme von höchstens 43 Mio. € [Quelle: Empfehlung 2003/361/EG, Anhang Art. 2, EUR-Lex, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/?uri=CELEX%3A32003H0361]. Die Regel, nach der Unternehmen mit mindestens 25 % öffentlicher Beteiligung nicht als KMU gelten, ist ausdrücklich nicht anzuwenden; kommunale Gesellschaften können also grundsätzlich teilnehmen, wenn sie die Größenschwellen einhalten [Auslegung wird derzeit geprüft].
Großunternehmen sind vom Energy Sharing nach § 42c EnWG ausgeschlossen. Für sie bleiben Eigenverbrauch, On-site-PPA und Lieferungen innerhalb von Kundenanlagen die relevanten Modelle Stromhandel & EE-PPA. Offen ist zudem, wie die Voraussetzung eines nicht überwiegend gewerblichen Anlagenbetriebs bei Unternehmen auszulegen ist, deren PV-Anlage vor allem den eigenen Betrieb versorgt; das sollte vor Projektstart rechtlich geprüft werden [Auslegung von § 42c Abs. 1 Nr. 5 EnWG wird derzeit geprüft].
Räumlicher Rahmen: Bilanzierungsgebiet ab 2026, angrenzende Netzgebiete ab 2028
Seit dem 1. Juni 2026 muss jeder Verteilnetzbetreiber die gemeinsame Nutzung innerhalb seines Bilanzierungsgebiets ermöglichen. Ab dem 1. Juni 2028 kommt das Bilanzierungsgebiet eines direkt angrenzenden Verteilnetzbetreibers in derselben Regelzone hinzu; der angrenzende Netzbetreiber muss im erforderlichen Umfang mitwirken [Quelle: EnWG, § 42c Abs. 4, a. a. O.]. Eine feste Entfernungsgrenze in Kilometern gibt es nicht – maßgeblich ist die Netzgebietszuordnung von Anlage und Verbrauchsstellen.
Gebäude
Quartier
Bilanzierungsgebiet
Angrenzendes Netzgebiet
Verträge und Informationspflichten
Der Vertrag zur gemeinsamen Nutzung muss mindestens drei Punkte regeln: den Umfang der Nutzung der erzeugten oder gespeicherten Elektrizität durch den Abnehmer, einen Aufteilungsschlüssel und die Frage, ob und in welcher Höhe in Cent pro Kilowattstunde eine Gegenleistung zu zahlen ist [Quelle: EnWG, § 42c Abs. 3, a. a. O.].
Vor Vertragsschluss muss der Betreiber jeden Abnehmer in Textform darüber informieren, dass die Anlage den Bedarf nicht vollständig und nicht jederzeit decken kann, dass ein ergänzender Strombezug notwendig ist und dass dieser teurer sein kann als ein Vertrag zur umfassenden Versorgung. Die freie Wahl des Reststromlieferanten darf nicht eingeschränkt werden [Quelle: EnWG, § 42c Abs. 6, a. a. O.]. Für Anlagen von Haushaltskunden bis 30 kW bzw. in Mehrparteienhäusern bis 100 kW entfallen bestimmte Lieferantenpflichten, etwa die Anzeigepflicht sowie Vorgaben zu Rechnungen, Lieferverträgen und Stromkennzeichnung [Quelle: EnWG, § 42c Abs. 7, a. a. O.].
Betreiber dürfen Dritte mit Dienstleistungen zu Netzzugang, Vertragsabschluss und Abrechnung, Flexibilität sowie Installation, Betrieb, Messung und Wartung beauftragen; für diese Dienstleister gelten die Beschränkungen beim Teilnehmerkreis nicht [Quelle: EnWG, § 42c Abs. 5, a. a. O.].
So funktioniert Energy Sharing technisch: Messung, Aufteilung und Bilanzierung
Die Wirkungskette lautet: Erzeugungsmessung → Verbrauchsmessung je Teilnehmer → Aufteilung nach Schlüssel je Viertelstunde → Zuordnung zu Bilanzkreisen → Abrechnung von geteiltem Strom, Reststrom und Netznutzung.
Die Viertelstunde als Rechengröße
In jeder Viertelstunde wird die Einspeisung der Anlage mit der Entnahme an den Verbrauchsstellen verglichen. Geteilt werden kann nur Strom, der zeitgleich erzeugt und verbraucht wird: Erzeugt die Anlage in einer Viertelstunde 25 kWh und entnehmen zwei Teilnehmer zusammen 30 kWh, werden bis zu 25 kWh als geteilter Strom zugeordnet; die restlichen 5 kWh liefert der Reststromlieferant. Erzeugt die Anlage mehr, als die Teilnehmer abnehmen, wird der Überschuss wie bisher eingespeist und vermarktet.
Aufteilungsschlüssel: statisch, dynamisch oder priorisiert
Wie die zeitgleiche Erzeugung verteilt wird, legt der Aufteilungsschlüssel fest. Das Gesetz schreibt kein bestimmtes Verfahren vor [Quelle: EnWG, § 42c Abs. 3 Nr. 2, a. a. O.]. In der Praxis werden drei Grundformen unterschieden [Begriffe werden anhand der BDEW-Anwendungshilfen derzeit geprüft]:
Tabelle 2: Aufteilungsschlüssel im Vergleich
Schlüssel | Funktionsweise | Eignung |
|---|---|---|
Statisch | Fester Prozentanteil der Erzeugung je Teilnehmer, z. B. nach Beteiligung oder Dachfläche | Einfach und transparent; nicht genutzte Anteile eines Teilnehmers gehen in die Einspeisung |
Dynamisch | Verteilung im Verhältnis zum aktuellen Verbrauch der Teilnehmer je Viertelstunde | Höchster Anteil geteilten Stroms; Abrechnung aufwendiger |
Priorisiert / hybrid | Feste Grundanteile, Restmengen nach Verbrauch oder Rangfolge | Verbindet Planbarkeit und hohe Nutzung; vertraglich klar zu regeln |
Eigene Darstellung.
Das Dienstleistungsmodell der Bundesnetzagentur
Mit ihrer Mitteilung vom 7. Juli 2026 hat die Bundesnetzagentur klargestellt, dass Energy Sharing im bestehenden Modell der Lieferanten- und Bilanzkreiszuordnung umgesetzt werden kann: Jede Einspeise- und Entnahmestelle bleibt einem Bilanzkreis zugeordnet, ein Lieferant oder Direktvermarkter nimmt den Strom der Anlage auf und liefert ihn an die Teilnehmer weiter. Aus diesem Dienstleistungsmodell ergeben sich nach Auffassung der Behörde keine weiteren Umsetzungserfordernisse für Netzbetreiber [Quelle: Bundesnetzagentur, Mitteilung Nr. 73 zur Umsetzung des Beschlusses GPKE, 07.07.2026, a. a. O.].
Nach Darstellung des VKU bleibt in diesem Modell die EEG-Marktprämie für die eingespeisten Mengen nutzbar, und Bilanzierung und Abrechnung können über die bestehende Marktkommunikation laufen [Quelle: VKU, „BNetzA: Keine Sonderlösung für Netzbetreiber beim Energy Sharing“, 23.07.2026, https://www.vku.de/themen/energiewende/artikel/bnetza-keine-sonderloesung-fuer-netzbetreiber-beim-energy-sharing/; Primärquelle: Bundesnetzagentur, Mitteilung Nr. 73, a. a. O.; zur Marktprämie vgl. § 21b Abs. 2 EEG]. Bürgerenergieverbände kritisieren die Mitteilung, weil sie die Umsetzung faktisch auf Lieferanten verlagere [Quelle: Bündnis Bürgerenergie, Pressemitteilung vom 09.07.2026, https://www.buendnis-buergerenergie.de/presse/bnetza-entlaesst-netzbetreiber-beim-energy-sharing-aus-der-pflicht/]. Für Projekte heißt das: Ohne einen Lieferanten oder Dienstleister, der das Modell anbietet, ist Energy Sharing derzeit kaum umsetzbar.
Strom
- Anlagenbetreiber
- Öffentliches Netz
- Abnehmer
Messdaten
- Messstellenbetreiber
- Dienstleister/Lieferant
- Verteilnetzbetreiber
Geld
- Abnehmer
- Dienstleister/Lieferant
- Anlagenbetreiber
Komponenten und Systemarchitektur
Ein Energy-Sharing-Projekt besteht aus Erzeugung, Messung, Datenverarbeitung und Abrechnung. Die technischen Komponenten unterscheiden sich kaum von einer PV-Anlage mit Eigenverbrauch – neu sind vor allem die Anforderungen an Messung und Datenaustausch.
Tabelle 3: Komponenten eines Energy-Sharing-Projekts
Komponente | Funktion | Hinweis |
|---|---|---|
PV- oder Windanlage | Erzeugung des zu teilenden Stroms | Viertelstündliche Erzeugungsmessung erforderlich |
Batteriespeicher (optional) | Zeitliche Verschiebung von Überschüssen | Nur mit ausschließlich erneuerbarem Strom; § 19 Abs. 3b EEG |
Intelligentes Messsystem bzw. RLM-Zähler | Viertelstundenwerte an der Anlage und an jeder Verbrauchsstelle | Voraussetzung nach § 42c Abs. 1 Nr. 6 und 7 EnWG |
Smart Meter Gateway | Sichere Übertragung der Messwerte an berechtigte Marktpartner | Betrieb durch grundzuständigen oder wettbewerblichen Messstellenbetreiber |
Energy-Sharing-Plattform / Abrechnungssoftware | Anwendung des Aufteilungsschlüssels, Abrechnung, Teilnehmerverwaltung | Häufig durch Dienstleister nach § 42c Abs. 5 EnWG |
Energiemanagementsystem (optional) | Steuerung von Speicher und flexiblen Lasten nach Erzeugung | Erhöht den Anteil geteilten Stroms |
Eigene Darstellung.
Wie die Systeme miteinander verbunden sind
Die Messstellenbetreiber erfassen die Viertelstundenwerte der Anlage und der Verbrauchsstellen und stellen sie über das Smart Meter Gateway dem Netzbetreiber und den berechtigten Marktpartnern bereit. Der Lieferant bzw. Dienstleister wendet den Aufteilungsschlüssel an, ordnet die Mengen den Bilanzkreisen zu und erstellt die Abrechnungen für geteilten Strom und Reststrom. Der Netzbetreiber rechnet die Netznutzung ab. Ein Energiemanagementsystem am Standort kann Erzeugungsprognosen und Verbrauchsdaten nutzen, um Speicher und flexible Verbraucher in Zeiten hoher Erzeugung zu verlagern Energiemanagement & EMS.
Feldebene
Kommunikationsebene
Plattform- und Abrechnungsebene
Marktebene
Mess-, Steuerungs- und Kommunikationstechnik
Intelligentes Messsystem und Zählerstandsgang
§ 42c EnWG verlangt an der Anlage und an jeder belieferten Verbrauchsstelle eine Zählerstandsgangmessung nach § 2 Satz 1 Nr. 27 MsbG oder eine viertelstündliche registrierende Leistungsmessung [Quelle: EnWG, § 42c Abs. 1 Nr. 6 und 7, a. a. O.]. Betriebe mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch werden ohnehin viertelstündlich gemessen [Quelle: Messstellenbetriebsgesetz (MsbG), § 55 Abs. 1, https://www.gesetze-im-internet.de/messbg/__55.html]. Kleinere Betriebe, Haushalte und kommunale Liegenschaften benötigen dagegen meist zunächst ein intelligentes Messsystem.
Hier liegt derzeit der größte Engpass: Zur Jahresmitte 2026 waren nach Angaben der Bundesnetzagentur erst rund 3,17 Mio. von 54,1 Mio. Messlokationen (5,9 %) mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet; die zuvor veröffentlichten Werte zum 31.12.2025 hat die Behörde wegen Mehrfachzählungen korrigiert [Quelle: Bundesnetzagentur, Pressemitteilung „Bundesnetzagentur veröffentlicht halbjährliche Erhebung im Messwesen“, 21.09.2026, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260921_Rollout.html]. Wer kurzfristig teilen will, kann einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber beauftragen.
Datenaustausch und Marktkommunikation
Die Messwerte werden über die etablierten Prozesse der Marktkommunikation zwischen Messstellenbetreiber, Netzbetreiber und Lieferanten ausgetauscht. Der BDEW erarbeitet Anwendungshilfen zur netzwirtschaftlichen Umsetzung und zur Marktkommunikation; für größere Fallzahlen sind zudem API-Webdienste vorgesehen [Quelle: ZfK, „Wo es beim Energy Sharing aktuell noch hakt“, 2026, https://www.zfk.de/digitalisierung/woran-es-beim-energy-sharing-aktuell-noch-hakt; Primärquelle: BDEW, „BDEW-Anwendungshilfe zum Energy Sharing – Netzwirtschaftliche Umsetzung beim Elektrizitätsverteilernetzbetreiber“, 10.06.2026, https://www.bdew.de/service/bdew-anwendungshilfe-zum-energy-sharing/; Angabe zu API-Webdiensten nur Sekundärquelle]. Mittelfristig soll die gemeinsame Internetplattform der Netzbetreiber nach § 20b EnWG auch den Austausch zu Messkonzepten und zur gemeinsamen Nutzung abbilden [Quelle: EnWG, § 20b, https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__20b.html; Umfang und Zeitplan werden derzeit geprüft].
Steuerung, Speicher und IT-Sicherheit
Wer den Anteil geteilten Stroms erhöhen will, braucht Steuerung: Ein Energiemanagementsystem verschiebt Batteriespeicher, Wärmepumpen, Kälteanlagen oder Ladepunkte auf Basis von Erzeugungsprognose und Echtzeitmessung in Zeiten hoher PV-Erzeugung. Die Anbindung erfolgt typischerweise über Feldbusprotokolle wie Modbus TCP und über Schnittstellen (APIs) des Dienstleisters. Für steuerbare Anlagen hinter dem Netzanschluss definiert das BSI mit der TR-03109-5 Mindestanforderungen an die sichere Anbindung über das Smart Meter Gateway [Quelle: BSI, „Technische Richtlinie BSI TR-03109-5“, https://www.bsi.bund.de/DE/Themen/Unternehmen-und-Organisationen/Standards-und-Zertifizierung/Smart-metering/Kommunikationsadapter/TechnRichtlinie/TR-03109-5.html].
- Eigenverbrauch A
- Geteilter Strom
- Einspeisung
- PV-Erzeugung Betrieb A
- Verbrauch B
- Reststrom Betrieb A
- Reststrom Betrieb B
European Commission, Joint Research Centre / PVGIS
Anwendungsfälle für Unternehmen und Kommunen
Energy Sharing lohnt sich vor allem dort, wo Anlagen strukturell mehr erzeugen, als am Standort verbraucht wird, und ein Abnehmer mit passendem Tagesprofil in der Nähe ist:
- Gewerbegebiet: Ein Betrieb mit großer Dachfläche und geringem Tagesverbrauch teilt Überschüsse mit einem Nachbarbetrieb, der tagsüber viel Strom benötigt, etwa einer Bäckerei, einem Kühlhaus oder einer Werkstatt.
- Kommunale Liegenschaften: Eine kommunale Gesellschaft betreibt eine PV-Anlage auf einer Sporthalle und versorgt im Sommer und in den Ferien weitere Liegenschaften im Netzgebiet mit.
- Landwirtschaft: Große Dachanlagen auf Hallen und Ställen teilen Strom mit Betrieben oder Haushalten im Ort.
- Energiegenossenschaften: Bürgerinnen, Bürger und lokale Betriebe beteiligen sich gemeinsam an einer Anlage und nutzen deren Strom anteilig.
- Mehrere Standorte: Filialen oder Betriebsgebäude im selben Netzgebiet nutzen eine gemeinsame Erzeugungsanlage.
Weniger geeignet sind Konstellationen, in denen alle Teilnehmer dasselbe Lastprofil haben wie die Anlage – etwa mehrere Büros mit eigener PV – oder in denen der eigene Standort den Strom ohnehin nahezu vollständig selbst verbraucht.
Wirtschaftlichkeit von Energy Sharing: Kennzahlen und Beispielrechnung
Entscheidende Kennzahlen
- Teilungsquote: Anteil des Überschusses, der zeitgleich von den Teilnehmern genutzt wird.
- Mehrerlös des Betreibers (ct/kWh): Sharing-Preis abzüglich Dienstleisterentgelt im Vergleich zu Einspeisevergütung oder Marktwert.
- Ersparnis des Abnehmers (ct/kWh): vermiedener Energie- und Vertriebsanteil des Liefertarifs abzüglich Sharing-Preis.
- Zusatzkosten: Messstellenbetrieb für intelligente Messsysteme, Plattform- und Abrechnungsentgelte sowie Aufschläge des Reststromlieferanten für das veränderte Bezugsprofil.
- Amortisation zusätzlicher Investitionen, etwa in Speicher oder Messtechnik.
Beispielrechnung: Zwei KMU im selben Netzgebiet
Das folgende Beispiel zeigt die Rechenlogik. Alle Werte sind Beispielwerte und ersetzen keine Projektbewertung. Betrieb A (Metallbau, PV-Anlage mit 150 kWp, rund 142.500 kWh Erzeugung pro Jahr) verbraucht 85.000 kWh selbst. Den Überschuss von 57.500 kWh teilt er mit Betrieb B (Bäckerei, 120.000 kWh Jahresverbrauch) im selben Netzgebiet. 60 % des Überschusses (34.500 kWh) fallen zeitgleich mit dem Verbrauch von B an. Im Liefertarif von B entfallen 13,0 ct/kWh auf Energie und Vertrieb. Netzentgelte, Umlagen, Konzessionsabgabe und Stromsteuer fallen auch für den geteilten Strom an und bleiben in der Rechnung deshalb unverändert.
Tabelle 4: Beispielrechnung Energy Sharing zwischen zwei KMU (Beispielwerte, je Jahr)
Position | Ohne Energy Sharing | Mit Energy Sharing |
|---|---|---|
Überschuss Betrieb A | 57.500 kWh | 57.500 kWh |
davon zeitgleich an Betrieb B geteilt | – | 34.500 kWh (60 %) |
Erlös A aus Einspeisung (6,0 ct/kWh) | 57.500 kWh × 6,0 ct = 3.450 € | 23.000 kWh × 6,0 ct = 1.380 € |
Erlös A aus Energy Sharing (9,0 ct/kWh abzgl. 1,5 ct/kWh Dienstleister) | – | 34.500 kWh × 7,5 ct = 2.587,50 € |
Mehrkosten Messstellenbetrieb A | – | −100 € |
Ergebnis Betrieb A | 3.450 € | 3.867,50 € (+417,50 €) |
Ersparnis B beim Energieanteil (9,0 statt 13,0 ct/kWh) | – | 34.500 kWh × 4,0 ct = 1.380 € |
Aufschlag Reststromlieferant B (0,5 ct/kWh auf 85.500 kWh) | – | −427,50 € |
Mehrkosten Messstellenbetrieb B | – | −100 € |
Ergebnis Betrieb B | – | +852,50 € |
Vorteil beider Betriebe zusammen | – | 1.270 € |
Sensitivität: Energieanteil B nur 10,0 ct/kWh | – | Betrieb B: −182,50 € |
Eigene Berechnung mit Beispielwerten. Einspeiseerlös 6,0 ct/kWh als angenommener Wert aus Vergütung bzw. Marktwert; Sharing-Preis 9,0 ct/kWh; Dienstleisterentgelt 1,5 ct/kWh; Mehrkosten Messstellenbetrieb 100 € je Teilnehmer; Aufschlag des Reststromlieferanten 0,5 ct/kWh. Ohne Umsatzsteuer, Investitionskosten und Netzentgelte, Umlagen und Abgaben (in beiden Fällen gleich).
Das Ergebnis zeigt den begrenzten Hebel: Beide Betriebe profitieren, zusammen aber nur um rund 1.270 € pro Jahr. Der Vorteil entsteht allein aus der Differenz zwischen Einspeiseerlös und Energieanteil des Liefertarifs. Sinkt der Energieanteil von B auf 10 ct/kWh, wird das Modell für B bereits negativ. Wirtschaftlich entscheidend sind deshalb Sharing-Preis, Teilungsquote, Dienstleister- und Messkosten sowie die Konditionen des Reststromlieferanten.
Was die Wirtschaftlichkeit verbessert
- Teilungsquote erhöhen: Teilnehmer mit ergänzendem Lastprofil auswählen und dynamische Aufteilungsschlüssel nutzen.
- Flexibilität nutzen: Speicher und verschiebbare Lasten der Teilnehmer in Erzeugungszeiten legen.
- Kosten bündeln: Messstellenbetrieb, Plattform und Abrechnung über einen Dienstleister für mehrere Teilnehmer organisieren.
- Reihenfolge beachten: Eigenverbrauch am Standort erzielt je Kilowattstunde den höchsten Wert und sollte vor dem Teilen optimiert werden.
Energy Sharing kombinieren: Eigenverbrauch, Speicher, Peak-Shaving und Direktvermarktung
Energy Sharing ersetzt den Eigenverbrauch nicht, sondern ergänzt ihn. Die sinnvolle Reihenfolge lautet: zuerst den Strom am eigenen Standort nutzen, dann Überschüsse teilen, den Rest einspeisen und vermarkten Eigenverbrauchsoptimierung.
- Eigenverbrauch und Energy Sharing: Ein Energiemanagementsystem priorisiert den eigenen Verbrauch und gibt nur echte Überschüsse in die gemeinsame Nutzung.
- Speicher: Ein Batteriespeicher kann Überschüsse vom Mittag in die Abendstunden der Teilnehmer verschieben; er darf dafür ausschließlich mit erneuerbarem Strom geladen werden Batteriespeicher.
- Peak-Shaving: Bei RLM-Kunden darf das Verlagern von Lasten in PV-Stunden keine neuen Lastspitzen erzeugen; Leistungspreis und Vorteil aus dem Energy Sharing sind gemeinsam zu betrachten Peak-Shaving.
- Direktvermarktung: Nicht geteilte Überschüsse werden weiter eingespeist; im Dienstleistungsmodell kann der Direktvermarkter zugleich den geteilten Strom abwickeln Direktvermarktung.
- Dynamische Tarife: Ein dynamischer Reststromtarif kann Abend- und Nachtbedarf günstig decken; die Wechselwirkung mit dem Aufteilungsschlüssel sollte modelliert werden Stromhandel & EE-PPA.
Rechtlicher und regulatorischer Rahmen
Europäisches Recht
Mit der Reform des EU-Strommarktdesigns wurde Art. 15a in die Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie eingefügt. Er verpflichtet die Mitgliedstaaten, Endkunden die gemeinsame Nutzung erneuerbarer Energie zu ermöglichen [Quelle: Richtlinie (EU) 2024/1711, a. a. O.]. Detailvorgaben zu Teilnehmern und Gebietsgrößen sollten zum Zeitpunkt der Veröffentlichung anhand des Richtlinientextes geprüft werden [Quelle wird derzeit geprüft].
Nationales Recht
- EnWG § 42c: Voraussetzungen, Verträge, Teilnehmerkreis, Gebiet, Dienstleister und Informationspflichten; eingefügt durch das Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich vom 18.12.2025 (BGBl. 2025 I Nr. 347), in Kraft seit 23.12.2025 [Quelle: dejure.org, § 42c EnWG mit Änderungsübersicht, https://dejure.org/gesetze/EnWG/42c.html].
- EnWG §§ 42a und 42b: Mieterstrom und gemeinschaftliche Gebäudeversorgung als Modelle ohne Nutzung des öffentlichen Netzes [Quelle: EnWG, https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__42b.html].
- GPKE und Mitteilung Nr. 73 der Bundesnetzagentur: Umsetzung über Lieferanten- und Bilanzkreiszuordnung im Dienstleistungsmodell [Quelle: Bundesnetzagentur, Mitteilung Nr. 73, a. a. O.].
- Messstellenbetriebsgesetz: Zählerstandsgangmessung und Einbau intelligenter Messsysteme [Quelle: MsbG, § 55, a. a. O.].
- EEG: Speicher müssen § 19 Abs. 3b EEG erfüllen; der geteilte Strom gilt als sonstige Direktvermarktung und ist selbst nicht förderfähig, der nicht geteilte Reststrom kann weiter im Marktprämienmodell vermarktet werden; § 21b Abs. 2 EEG nimmt diese Kombination von der Pflicht zur festen prozentualen Aufteilung aus. Mit der festen Einspeisevergütung ist Energy Sharing nicht kombinierbar [Quelle: EEG 2023, § 21b, https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__21b.html; FfE, „Gesetzliche Premiere für Energy Sharing“, 2026, https://www.ffe.de/wp-content/uploads/2026/03/FfE_Gesetzliche-Premiere-fuer-Energy-Sharing-Regulatorische-Rahmenbedingungen-und-naechste-Schritte.pdf].
- Netzentgelte und Stromsteuer: § 42c EnWG sieht keine Entlastung bei Netzentgelten, Umlagen oder Abgaben vor. Ob eine Stromsteuerbefreiung nach § 9 Abs. 1 StromStG in Betracht kommt, hängt unter anderem von Anlagengröße und räumlichem Zusammenhang ab und ist gesondert zu prüfen [Quelle: Stromsteuergesetz, § 9, https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg/__9.html; Anwendbarkeit wird derzeit geprüft].
Netzanschluss und Infrastruktur
Energy Sharing verändert den Netzanschluss nicht: Die Anlage speist wie bisher ein, die Teilnehmer beziehen Strom an ihren eigenen Anschlüssen. Netzseitig wichtig sind die bestehende Einspeisezusage, die Steuerbarkeit der Anlage und die Messkonzepte an allen Zählpunkten. Wird eine bisher auf Eigenverbrauch ausgelegte Anlage für Energy Sharing vergrößert, sollte geprüft werden, ob eine neue Netzverträglichkeitsprüfung oder eine höhere Einspeiseleistung beim Netzbetreiber zu beantragen ist.
Für den geteilten Strom fallen Netzentgelte an. Mit der Netzentgeltreform AgNes plant die Bundesnetzagentur ab 2029 neue Entgeltstrukturen, unter anderem einen Kapazitätspreis für Verbraucher mit mehr als 100.000 kWh [Quelle: Bundesnetzagentur, Pressemitteilung „Bundesnetzagentur startet Konsultation zur Reform der Netzentgeltsystematik Strom“, 06.08.2026, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260806_Agnes.html]. Ob Energy Sharing gesondert berücksichtigt wird, ist bis zur finalen Festlegung (geplant Ende 2026, Anwendung ab 1. Januar 2029) offen [Quelle: CMS, „AgNes-Festlegungsentwurf der BNetzA“, https://cms.law/de/deu/legal-updates/agnes-festlegungsentwurf-der-bnetza-was-sich-bei-netzentgelten-fuer-erzeuger-speicher-und-elektrolyseure-aendern-soll].
Typische Fehler beim Energy Sharing
- Teilnahmeberechtigung nicht prüfen: Großunternehmen sind ausgeschlossen; auch Rechtsform und Gesellschafterstruktur des Betreibers müssen passen.
- Netzgebiet nicht klären: Anlage und Verbrauchsstellen müssen im selben Bilanzierungsgebiet liegen – das Nachbargrundstück kann bereits zu einem anderen Netzbetreiber gehören.
- Messtechnik zu spät bestellen: Ohne Viertelstundenmessung an allen Zählpunkten kann kein Projekt starten.
- Einsparung überschätzen: Netzentgelte, Umlagen und Abgaben bleiben; ersetzt wird nur der Energie- und Vertriebsanteil.
- Reststromvertrag vergessen: Das veränderte Bezugsprofil kann zu Aufschlägen führen; Konditionen sollten vorab geklärt werden.
- Aufteilungsschlüssel unklar regeln: Ohne klare Regeln zu Prioritäten, Ausfällen und Abrechnung entstehen Konflikte zwischen den Teilnehmern.
- Eigenverbrauch nicht zuerst optimieren: Jede selbst genutzte Kilowattstunde ist mehr wert als eine geteilte.
Ausblick: Energy Sharing ab 2028
Drei Entwicklungen prägen die nächsten Jahre. Erstens wird der räumliche Rahmen zum 1. Juni 2028 auf direkt angrenzende Netzgebiete derselben Regelzone erweitert [Quelle: EnWG, § 42c Abs. 4 Nr. 2, a. a. O.]. Zweitens hängt die Breitenwirkung am Smart-Meter-Rollout und an standardisierten Prozessen der Marktkommunikation; die dena verweist trotz der neuen Rechtslage auf weiterhin hohe Hürden in der Praxis [Quelle: dena, „Energy Sharing – Zwischen Traum und energiewirtschaftlicher Realität“, 01.06.2026, https://www.dena.de/infocenter/energy-sharing-zwischen-traum-und-energiewirtschaftlicher-realitaet/].
Drittens werden EEG-Novelle und Netzentgeltreform die Wirtschaftlichkeit neu ordnen: Nach dem Regierungsentwurf vom 29. Juli 2026 sollen neue Anlagen stärker an Preissignalen ausgerichtet werden [Quelle: Bundesregierung, „Kabinett beschließt EEG-Novelle und Netzpaket“, 29.07.2026, https://www.bundesregierung.de/breg-de/aktuelles/kabinett-eeg-novelle-netzpaket-strom-2448636]. Sinkende Einspeiseerlöse erhöhen den relativen Wert des Teilens; ob Energy Sharing künftig bei den Netzentgelten begünstigt wird, entscheidet sich im AgNes-Verfahren, dessen finale Festlegung für Ende 2026 geplant ist (Anwendung ab 1. Januar 2029).
- Richtlinie (EU) 2024/1711
- Gesetz vom 18.12.2025
- Inkrafttreten § 42c EnWG
- Pflicht der Verteilnetzbetreiber
- Mitteilung Nr. 73 der Bundesnetzagentur
- Erweiterung auf angrenzende Netzgebiete
- Netzentgeltreform AgNes
Fazit: Energy Sharing als Baustein der Energieinfrastruktur
Energy Sharing nach § 42c EnWG erlaubt erstmals, Strom aus erneuerbaren Anlagen über das öffentliche Verteilnetz mit anderen Letztverbrauchern im selben Netzgebiet zu teilen. Teilnehmen können Haushalte, KMU, Genossenschaften und kommunale Akteure; Großunternehmen sind ausgeschlossen.
Technisch setzt das Modell Viertelstundenmessung an allen Zählpunkten, einen klaren Aufteilungsschlüssel und einen Lieferanten oder Dienstleister voraus, der Bilanzierung und Abrechnung übernimmt. Wirtschaftlich ist der Hebel begrenzt, weil Netzentgelte, Umlagen und Abgaben bestehen bleiben; die Beispielrechnung zeigt einen gemeinsamen Vorteil von rund 1.300 € pro Jahr.
Strategisch lohnt sich Energy Sharing für Betriebe und Kommunen mit strukturellen PV-Überschüssen und passenden Abnehmern in der Nachbarschaft. Wer Eigenverbrauch, Speicher, Lastmanagement und Teilen gemeinsam plant, macht aus der eigenen PV-Anlage einen Baustein der lokalen Energieinfrastruktur.
Häufig gestellte Fragen (FAQ) zu Energy Sharing
Was ist Energy Sharing?
Energy Sharing ist die gemeinsame Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energien durch mehrere Letztverbraucher über das öffentliche Verteilnetz. Rechtsgrundlage ist § 42c EnWG; seit dem 1. Juni 2026 müssen Verteilnetzbetreiber die gemeinsame Nutzung innerhalb ihres Bilanzierungsgebiets ermöglichen. Der Strom wird bilanziell zugeordnet: Viertelstündliche Messwerte zeigen, welcher Teil der zeitgleichen Erzeugung jedem Teilnehmer nach dem vereinbarten Aufteilungsschlüssel zusteht. Den restlichen Bedarf deckt jeder Teilnehmer über einen Lieferanten seiner Wahl.
Wer darf beim Energy Sharing mitmachen?
Teilnehmen können Haushalte, Kommunen und andere öffentliche Akteure, Genossenschaften sowie Kleinst-, kleine und mittlere Unternehmen im Sinne der EU-KMU-Definition. Großunternehmen sind ausgeschlossen. Der Anlagenbetreiber muss eine natürliche Person oder eine privatrechtliche Gesellschaft sein, deren Gesellschafter oder Mitglieder Letztverbraucher oder öffentliche Körperschaften sind. Zudem darf der Betrieb der Anlage nicht überwiegend gewerblichen Zwecken dienen; wie das bei Unternehmen auszulegen ist, sollte rechtlich geprüft werden.
Fallen beim Energy Sharing Netzentgelte an?
Ja. Weil der geteilte Strom über das öffentliche Netz fließt, fallen Netzentgelte, netzbezogene Umlagen, Konzessionsabgabe und grundsätzlich auch die Stromsteuer an. § 42c EnWG sieht keine Entlastung vor. Der wirtschaftliche Vorteil entsteht deshalb nur aus der Differenz zwischen dem Energie- und Vertriebsanteil des bisherigen Liefertarifs und dem Sharing-Preis. Ob die Netzentgeltreform AgNes ab 2029 lokale Nutzung begünstigt, ist noch offen.
Welche Messtechnik braucht man für Energy Sharing?
An der Anlage und an jeder belieferten Verbrauchsstelle ist eine viertelstündliche Messung erforderlich – entweder eine Zählerstandsgangmessung über ein intelligentes Messsystem oder eine registrierende Leistungsmessung. Betriebe mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch verfügen meist bereits über eine RLM-Messung. Kleinere Verbraucher benötigen ein intelligentes Messsystem mit Smart Meter Gateway, das der grundzuständige oder ein wettbewerblicher Messstellenbetreiber einbaut. Die geringe Ausstattungsquote gilt derzeit als größter praktischer Engpass.
Wie weit dürfen Anlage und Verbraucher voneinander entfernt sein?
Eine Entfernungsgrenze in Kilometern gibt es nicht. Maßgeblich ist das Netzgebiet: Seit dem 1. Juni 2026 müssen Anlage und alle Verbrauchsstellen im Bilanzierungsgebiet desselben Verteilnetzbetreibers liegen. Ab dem 1. Juni 2028 kommt das Bilanzierungsgebiet eines direkt angrenzenden Verteilnetzbetreibers in derselben Regelzone hinzu. Vor Projektstart sollte daher geklärt werden, zu welchem Netzbetreiber jede Verbrauchsstelle gehört.
Was ist der Unterschied zwischen Energy Sharing und Mieterstrom?
Mieterstrom nach § 42a EnWG und die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung nach § 42b EnWG funktionieren ohne Nutzung des öffentlichen Netzes – innerhalb eines Gebäudes oder Quartiers. Dadurch entfallen für den lokal genutzten Strom Netzentgelte und netzbezogene Umlagen. Energy Sharing nach § 42c EnWG nutzt dagegen das öffentliche Verteilnetz und kann Gebäude und Grundstücke verbinden; dafür fallen Netzentgelte und Abgaben an. Beim Mieterstrom muss der Anbieter umfassend versorgen, beim Energy Sharing nicht.
Lohnt sich Energy Sharing für Unternehmen?
Für KMU mit strukturellen PV-Überschüssen und einem Nachbarbetrieb mit passendem Tagesprofil kann Energy Sharing einen Mehrerlös gegenüber der Einspeisung bringen. Der Hebel ist aber begrenzt, weil Netzentgelte und Abgaben bleiben und Kosten für Messung, Dienstleister und Reststrom hinzukommen. In der Beispielrechnung auf dieser Seite profitieren zwei Betriebe zusammen um rund 1.300 € pro Jahr. Vorrang hat die Optimierung des Eigenverbrauchs am eigenen Standort.
Kann ein Batteriespeicher ins Energy Sharing eingebunden werden?
Ja, sofern der Speicher ausschließlich Strom aus erneuerbaren Energien zwischenspeichert und die Voraussetzungen des § 19 Abs. 3b EEG erfüllt. Ein Speicher kann Mittagsüberschüsse in die Abend- und Nachtstunden der Teilnehmer verschieben und so die Teilungsquote erhöhen. Ein Energiemanagementsystem koordiniert dabei Eigenverbrauch, Speicher, geteilte Mengen und gegebenenfalls Peak-Shaving. Die Wirtschaftlichkeit des Speichers sollte über alle Anwendungen gemeinsam bewertet werden.
Quellenverzeichnis
[1] Richtlinie (EU) 2024/1711 des Europäischen Parlaments und des Rates zur Änderung der Richtlinien (EU) 2018/2001 und (EU) 2019/944 in Bezug auf die Verbesserung des Elektrizitätsmarktdesigns in der Union (u. a. Art. 15a). EUR-Lex. https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/?uri=CELEX%3A32024L1711
[2] Energiewirtschaftsgesetz (EnWG): § 42c Gemeinsame Nutzung elektrischer Energie aus Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus erneuerbaren Energien. https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__42c.html
[3] dejure.org: § 42c EnWG mit Änderungsübersicht (Gesetz vom 18.12.2025, BGBl. 2025 I Nr. 347, in Kraft am 23.12.2025). https://dejure.org/gesetze/EnWG/42c.html
[4] Energiewirtschaftsgesetz (EnWG): §§ 42a, 42b. https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__42b.html
[5] Energiewirtschaftsgesetz (EnWG): § 20b. https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__20b.html
[6] Empfehlung 2003/361/EG der Kommission betreffend die Definition der Kleinstunternehmen sowie der kleinen und mittleren Unternehmen. EUR-Lex. https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/?uri=CELEX%3A32003H0361
[7] Bundesnetzagentur: Mitteilung Nr. 73 zur Umsetzung des Beschlusses GPKE – Umsetzung der Gemeinsamen Nutzung elektrischer Energie nach § 42c EnWG („Energy Sharing“). 07.07.2026. https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/BK06/BK6_81_GPKE_GeLi/Mitteilung_Nr_73/MitteilungNr73.html
[8] Verband kommunaler Unternehmen (VKU): BNetzA: Keine Sonderlösung für Netzbetreiber beim Energy Sharing. 23.07.2026. https://www.vku.de/themen/energiewende/artikel/bnetza-keine-sonderloesung-fuer-netzbetreiber-beim-energy-sharing/ (Sekundärquelle; Primärquelle: Bundesnetzagentur, Mitteilung Nr. 73 vom 07.07.2026, siehe [7]; zur Marktprämie: § 21b Abs. 2 EEG)
[9] Bündnis Bürgerenergie: BNetzA entlässt Netzbetreiber beim Energy Sharing aus der Pflicht. Pressemitteilung, 09.07.2026. https://www.buendnis-buergerenergie.de/presse/bnetza-entlaesst-netzbetreiber-beim-energy-sharing-aus-der-pflicht/
[10] Deutsche Energie-Agentur (dena): Energy Sharing – Zwischen Traum und energiewirtschaftlicher Realität. 01.06.2026. https://www.dena.de/infocenter/energy-sharing-zwischen-traum-und-energiewirtschaftlicher-realitaet/
[11] ZfK – Zeitung für kommunale Wirtschaft: Wo es beim Energy Sharing aktuell noch hakt. 2026. https://www.zfk.de/digitalisierung/woran-es-beim-energy-sharing-aktuell-noch-hakt (Sekundärquelle; Datum wird derzeit geprüft)
[12] Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE): Energy Sharing under § 42c EnWG: A legislative milestone, framework conditions and next steps. 2026. https://www.ffe.de/en/publications/energy-sharing-under-%C2%A7-42c-enwg-a-legislative-milestone-framework-conditions-and-next-steps/
[13] enerix: Energy Sharing 2026 (Smart-Meter-Quote unter Berufung auf FfE und E-Control). 2026. https://www.enerix.de/ratgeber/energy-sharing/ (Sekundärquelle; ersetzt durch Primärquelle [21]; Wert zum 31.12.2025 von der Bundesnetzagentur korrigiert)
[14] Messstellenbetriebsgesetz (MsbG): §§ 2, 55. https://www.gesetze-im-internet.de/messbg/__55.html
[15] Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI): Technische Richtlinie BSI TR-03109-5. https://www.bsi.bund.de/DE/Themen/Unternehmen-und-Organisationen/Standards-und-Zertifizierung/Smart-metering/Kommunikationsadapter/TechnRichtlinie/TR-03109-5.html
[16] Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2023): § 19 Abs. 3b. https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/
[17] Stromsteuergesetz (StromStG): § 9. https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg/__9.html
[18] Bundesnetzagentur: Pressemitteilung „Bundesnetzagentur startet Konsultation zur Reform der Netzentgeltsystematik Strom“. 06.08.2026. https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260806_Agnes.html
[19] Bundesregierung: Kabinett beschließt EEG-Novelle und Netzpaket. 29.07.2026. https://www.bundesregierung.de/breg-de/aktuelles/kabinett-eeg-novelle-netzpaket-strom-2448636
[20] Europäische Kommission, Joint Research Centre: PVGIS. https://re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools/en/
[21] Bundesnetzagentur: Pressemitteilung „Bundesnetzagentur veröffentlicht halbjährliche Erhebung im Messwesen“. 21.09.2026. https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260921_Rollout.html
[22] BDEW: BDEW-Anwendungshilfe zum Energy Sharing – Netzwirtschaftliche Umsetzung beim Elektrizitätsverteilernetzbetreiber. 10.06.2026. https://www.bdew.de/service/bdew-anwendungshilfe-zum-energy-sharing/