Mit der Verankerung des § 42c im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) Ende 2025 hat Deutschland den rechtlichen Rahmen für Energy Sharing geschaffen. Seit dem 1. Juni 2026 ist die Umsetzung für Netzbetreiber gesetzlich verpflichtend – in der Praxis steht das Modell jedoch noch am Anfang und kämpft mit technischen und wirtschaftlichen Hürden. Wichtig für die Einordnung: Obwohl § 42c EnWG bewusst so gestaltet ist, dass sowohl kleine Dachanlagen von Privatpersonen als auch große Wind- oder Solarparks partizipieren können, gibt es in der Praxis jedoch wirtschaftliche und steuerliche Schwellenwerte. Bei größeren PV-Anlagen in Industrie und Gewerbe sind andere Modelle meist sinnvoller.
Die wichtigsten Fakten im Überblick:
- Rechtsgrundlage: § 42c EnWG, in Kraft seit Ende 2025
- Umsetzungspflicht für Netzbetreiber: seit 1. Juni 2026
- Zielgruppe: Privathaushalte, Vereine, KMUs und Kommunen; Industrie und primär gewerblich betriebene Anlagen zunächst ausgeschlossen
- Geltungsbereich: aktuell nur innerhalb desselben Verteilnetz- bzw. Bilanzierungsgebiets
- Räumliche Erweiterung auf angrenzende Netzgebiete: ab Juni 2028
- Zentrale Hürde: volle Netzentgelte fallen weiterhin an – anders als bei Mieterstrom oder Gemeinschaftlicher Gebäudeversorgung (GGV)
En principe, il est valable : Energy Sharing (§ 42c EnWG) ist für die Verteilung von Solarstrom kleinerer PV-Anlagen an Privathaushalte, Vereine, KMUs und Kommunen über Grundstücksgrenzen hinweg gedacht. Wenn der Strom innerhalb desselben Gebäudes oder Areals geteilt werden soll (z. B. Vermieter an Mieter), ist die Alimentation commune des immeubles ou das Mieterstrom-Modell meist wirtschaftlicher, weil hierbei keine Netzentgelte anfallen.
Was regelt § 42c EnWG? Der rechtliche Rahmen
Energy Sharing ermöglicht es Betreibern von Erneuerbare-Energien-Anlagen (PV, Wind), ihren Strom über das öffentliche Stromnetz direkt an Nachbarn, Haushalte, Vereine, KMUs oder Kommunen im selben Verteilnetzgebiet weiterzugeben – ohne dabei als Vollversorger auftreten zu müssen.
Verbraucher schließen dafür einen Nutzungsvertrag mit dem Erzeuger für den regionalen Ökostromanteil und behalten für ihren verbleibenden Restbedarf ihren regulären Stromanbieter. Das Modell ist damit als Teilversorgung konzipiert, nicht als vollständiger Lieferantenwechsel.
Räumlich ist die Anwendung vorerst begrenzt: Das Teilen ist nur innerhalb desselben Verteilnetz- bzw. Bilanzierungsgebiets möglich. Erst ab Juni 2028 soll es möglich sein, angrenzende Netzgebiete mit einzubeziehen – ein Zeithorizont, der bei der Projektplanung mitgedacht werden sollte.
Zugangsvoraussetzung: nicht-gewerblicher Hauptzweck
Zentrale Bedingung für die Teilnahme ist, dass der Betrieb der EE-Anlage weder beim Anlagenbetreiber noch beim Letztverbraucher überwiegend einer gewerblichen oder selbstständigen Tätigkeit dient. Damit ist der Anwendungsbereich von vornherein auf Privathaushalte, Vereine, KMUs und öffentliche Einrichtungen zugeschnitten – Industriebetriebe sind im Grunde vom Modell ausgenommen.
Innerhalb dieses Rahmens gelten zusätzlich größenabhängige Erleichterungen bei Lieferantenpflichten: Für Kleinstanlagen bis 30 kW sowie gemeinsame Kleinanlagen im Mehrparteienhaus bis 100 kW greifen vereinfachte Vorgaben etwa bei Abrechnung, Stromkennzeichnung und Vertragsgestaltung. Bei allen größeren Anlagen gelten die regulären Lieferantenpflichten nach §§ 5, 40 bis 42 EnWG in vollem Umfang.
Rollout in der Praxis: Drei Hürden bremsen den Markt
Obwohl der gesetzliche Stichtag 1. Juni 2026 verstrichen ist, bildet sich ein flächendeckender Markt für Energy Sharing nur langsam heraus. Drei Faktoren sind dafür maßgeblich verantwortlich:
- Smart-Meter-Pflicht: Alle Teilnehmenden – Erzeuger wie Verbraucher – benötigen ein intelligentes Messsystem (iMSys) mit 15-Minuten-Intervallmessung. Der schleppende Smart-Meter-Rollout bremst viele Projekte spürbar aus.
- Netzbetreiber-Prozesse: Viele Verteilnetzbetreiber (VNB) stellen die massengeschäftstauglichen Kommunikations- und Abrechnungsdatenflüsse für das Bilanziersystem erst nach und nach bereit.
- Wirtschaftlichkeit & Netzentgelte: Anders als in einigen EU-Nachbarstaaten wie Österreich gibt es in Deutschland derzeit keine Ermäßigung der Netzentgelte für lokal geteilten Strom. Netzentgelte und gesetzliche Umlagen fallen in voller Höhe an.
Netzentgelte bei Energy Sharing: lokal geteilter Strom ist nicht automatisch günstiger
Beim Energy Sharing über den Verteilnetzbetreiber gilt hinsichtlich der Netzentgelte eine klare Regelung: Es gibt derzeit keine Reduzierung. Obwohl der Strom physikalisch oft nur kurze Wege zurücklegt – etwa von einer Photovoltaikanlage zum Nachbarn im selben Straßenzug – fallen für die Netznutzung die vollen regulären Netzentgelte, Umlagen und Abgaben an.
Volle Netzentgeltpflicht trotz kurzer Wege
Sobald der Strom eine Kundenanlage – also das eigene Gebäude – verlässt und das öffentliche Netz des Verteilnetzbetreibers nutzt, greift die reguläre Netznutzungslogik. Der Verteilnetzbetreiber berechnet die vollen, entfernungsunabhängigen Netzentgelte für den Durchleitungsprozess. Die räumliche Nähe zwischen Erzeuger und Verbraucher spielt dabei keine Rolle.
Wirtschaftlicher Nachteil gegenüber netzentgeltfreien Modellen
Das ist einer der Hauptgründe, warum Energy Sharing finanziell oft weniger attraktiv ist als etablierte Modelle, die ohne das öffentliche Netz auskommen. Beim Modèle d'électricité pour locataires etwa wird der PV-Strom innerhalb einer Kundenanlage direkt an Mieter geliefert – Netzentgelte, Umlagen und Stromsteuer entfallen dadurch vollständig, zusätzlich profitieren Betreiber vom EEG-Mieterstromzuschlag. Auch die seit dem Paquet solaire I 2024 mögliche Alimentation collective des bâtiments (ACB) funktioniert netzentgeltfrei: Sie ist als schlankere Variante des Mieterstrommodells konzipiert, bei der der PV-Betreiber nicht als Vollversorger auftreten muss und Mieter ihren Reststromlieferanten frei wählen können.
Der entscheidende Unterschied zu Energy Sharing: Sowohl Mieterstrom als auch GGV finden innerhalb einer Kundenanlage statt – also innerhalb eines Gebäudes oder eines zusammenhängenden Areals – und nutzen deshalb nie das öffentliche Verteilnetz. Energy Sharing nach § 42c EnWG ist dagegen explizit für die Versorgung gebäudeübergreifender Teilnehmer im selben Netzgebiet gedacht und muss deshalb zwangsläufig über das öffentliche Netz erfolgen – mit den entsprechenden Netzentgelten.
| Modèle | Utilisation du réseau | Rémunération du réseau |
| Mieterstrom (§ 21 EEG) | Kein öffentliches Netz (Kundenanlage im Gebäude) | Entfallen komplett |
| Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (§ 42b EnWG) | Kein öffentliches Netz (gleiches Areal / Gebäude) | Entfallen komplett |
| Energy Sharing (§ 42c EnWG) | Nutzung des öffentlichen Verteilnetzes | Fallen in voller Höhe an |
Gibt es Ausnahmen oder Vergünstigungen?
Eine gezielte Erleichterung existiert bei der Impôt sur le courant: Bei Erzeugungsanlagen im unmittelbaren räumlichen Zusammenhang – innerhalb eines Radius von 4,5 km – kann unter bestimmten Voraussetzungen eine Entlastung von rund 2 ct/kWh greifen. Ein regionales Netzentgelt-Rabattsystem, wie es etwa Österreich oder Italien für Energiegemeinschaften kennen, die das übergeordnete Übertragungsnetz nicht belasten, wurde im EnWG bislang jedoch nicht verankert.
Wer profitiert vom aktuellen Stand?
Trotz der wirtschaftlichen Einschränkungen gibt es Akteure innerhalb der zulässigen Zielgruppe – Privathaushalte, Vereine, KMUs und Kommunen –, für die sich Energy Sharing schon heute lohnt:
- Bürgerenergiegenossenschaften (BEGs): Sie verfügen oft bereits über die nötige organisatorische Struktur und können mit Solarparks oder Windanlagen höhere Erlöse erzielen als über die reine Einspeisevergütung.
- Prosumer mit größerer PV-Anlage (z. B. ab 10–30 kWp): Sie können ihren Überschussstrom an Nachbarn oder das nähere Umfeld verkaufen, statt ihn gering vergütet ins Netz einzuspeisen.
- Mieter und Haushalte ohne eigenes Dach: Sie erhalten erstmals die Möglichkeit, sich direkt an der lokalen Energiewende zu beteiligen und günstigen Ökostrom aus der Region zu beziehen – auch wenn eigene PV-Investitionen für sie nicht infrage kommen.
Großanlagen & Industrie: Warum § 42c hier nicht greift
Für Betreiber größerer PV- und Batteriespeicheranlagen ist Energy Sharing nach § 42c EnWG in der aktuellen Ausgestaltung kein relevantes Modell: Der nicht-gewerbliche Hauptzweck schließt Industriebetriebe und primär gewerblich betriebene Anlagen vom Anwendungsbereich aus. Wer als Unternehmen dennoch Strom direkt und ohne volle Netzentgelte an einen oder mehrere Abnehmer liefern will, muss auf andere, etablierte Mechanismen zurückgreifen.
Direktleitung (§ 3 Nr. 12 EnWG)
Eine Direktleitung verbindet einen einzelnen Erzeugungsstandort mit einem einzelnen Kunden – oder einen Erzeuger bzw. ein Energieversorgungsunternehmen mit der eigenen Betriebsstätte, einem Tochterunternehmen oder Kunden zum Zweck der direkten Versorgung. Da eine solche Leitung nicht das öffentliche Verteilnetz nutzt, unterliegt sie nicht der regulären Netzregulierung und ist von Netzentgelten befreit. Ergänzend wurde die Kundenanlagen-Definition um Direktleitungen mit einer maximalen Länge von 5.000 Metern und einer Nennspannung von 10 bis 40 Kilovolt erweitert, sofern darüber EE-Anlagen angebunden werden.
Rechtsunsicherheit durch das EuGH-Urteil zur Kundenanlage
Hier ist Vorsicht geboten: Der Europäische Gerichtshof hat im November 2024 die deutsche Ausnahmeregelung zur “allgemeinen Kundenanlage” als unionsrechtswidrig eingestuft. Für bestehende und geplante Versorgungskonzepte, die auf Kundenanlage oder Direktleitung aufbauen, entsteht dadurch aktuell Rechtsunsicherheit – eine gesetzgeberische Klarstellung steht noch aus. Wer ein Projekt auf dieser Grundlage plant, sollte den aktuellen Stand der Novellierung eng mit rechtlicher Beratung begleiten. Mehr dazu in unserem Beitrag: Installations clients et courant locataire sous pression après les arrêts de la CJUE et du BGH
Bilanzkreismanagement bei bilateralen Liefermodellen
Losgelöst von § 42c EnWG bestehen bereits heute Modelle, in denen Anlagenbetreiber und Großabnehmer bilaterale Lieferverträge abschließen – etwa als Onsite Power Purchase Agreement (PPA). Hier übernimmt in der Regel ein spezialisierter Dienstleister oder Direktvermarkter die Bilanzkreisführung: Er bucht die gelieferten Strommengen in einen eigenen Bilanzkreis und sorgt für die energiewirtschaftliche Abwicklung zwischen Erzeugung, Lieferung und Reststrombezug. Für Großanlagen ist dieses Zusammenspiel aus Direktleitung bzw. Kundenanlage und professionellem Bilanzkreismanagement der praxisrelevante Weg, um Strom direkt zu vermarkten – nicht das auf Privathaushalte und KMU zugeschnittene Energy Sharing.
Häufige Fragen zu Energy Sharing
Muss ich für Strom, den ich über Energy Sharing beziehe, Netzentgelte zahlen?
Ja. Sobald der Strom das öffentliche Verteilnetz nutzt, fallen die vollen, entfernungsunabhängigen Netzentgelte an – eine Reduzierung ist im deutschen Recht derzeit nicht vorgesehen.
Seit wann müssen VNB Energy Sharing in Deutschland ermöglichen?
Die Rechtsgrundlage § 42c EnWG wurde Ende 2025 verankert. Seit dem 1. Juni 2026 sind Netzbetreiber gesetzlich zur Umsetzung verpflichtet.
Was ist der Unterschied zwischen Energy Sharing und Mieterstrom?
Mieterstrom und die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung finden innerhalb einer Kundenanlage statt und sind deshalb von Netzentgelten befreit. Energy Sharing richtet sich an gebäudeübergreifende Teilnehmer im selben Netzgebiet und nutzt zwingend das öffentliche Netz – inklusive voller Netzentgelte.
Welche technischen Voraussetzungen müssen Teilnehmer erfüllen?
Sowohl Erzeuger als auch Verbraucher benötigen ein intelligentes Messsystem (iMSys) mit 15-Minuten-Intervallmessung.
Ab wann kann Energy Sharing auch über Netzgebietsgrenzen hinweg genutzt werden?
Die räumliche Erweiterung auf angrenzende Verteilnetzgebiete ist ab Juni 2028 vorgesehen.
Gibt es steuerliche Vorteile beim Energy Sharing?
Innerhalb eines Radius von 4,5 km zwischen Erzeugungsanlage und Verbrauch kann unter bestimmten Voraussetzungen eine Stromsteuer-Entlastung von rund 2 ct/kWh greifen.
Können auch Unternehmen oder die Industrie Energy Sharing nutzen?
Nein, zumindest nicht als primären Zweck. § 42c EnWG setzt einen nicht-gewerblichen Hauptzweck voraus und richtet sich an Privathaushalte, Vereine, KMUs und Kommunen. Für Industriebetriebe und größere gewerbliche Vorhaben sind stattdessen Modelle wie die Direktleitung oder bilaterale PPA-Konstrukte mit eigenem Bilanzkreismanagement relevant.
Fazit: Ein Modell mit Zukunft, aber ungelöster Wirtschaftlichkeitsfrage
Energy Sharing öffnet rechtlich erstmals die Tür für eine gebäudeübergreifende, direkte Vermarktung von lokalem Ökostrom – ein wichtiger Baustein der dezentralen Energiewende. Solange jedoch die volle Netzentgeltpflicht bestehen bleibt, wird das Modell in der Breite wirtschaftlich weniger attraktiv sein als etablierte Alternativen wie Mieterstrom oder GGV, die beide innerhalb einer Kundenanlage auskommen. Für Betreiber größerer PV- und Batteriespeicheranlagen bleibt relevant, welches Vermarktungsmodell im jeweiligen Anwendungsfall – Vollversorgung, Teilversorgung oder Energy Sharing – tatsächlich die höchste Wertschöpfung ermöglicht.