Rückenwind für das Energy Sharing durch das Bilanzkreismodell

Das erst zum 1. Juni 2026 eingeführte Energy Sharing gemäß Paragraf 42c Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) stand in Deutschland von Anfang an vor dem Scheitern an der eigenen Komplexität. Die Mitteilung Nr. 73 der Bundesnetzagentur bringt eine Wende: Statt auf Prozesslösungen bei 850 Verteilnetzbetreibern zu warten, rückt das etablierte Bilanzkreis- beziehungsweise Dienstleistermodell in den Fokus. Für Stromlieferanten und Direktvermarkter öffnet sich sofort das Tor zu skalierbaren Energiegemeinschaften – ohne regulatorische Hürden.

Hürden des Paragraf 42c EnWG im Ursprungsmodell: Warum ein sinnvoller Ansatz kaum eine Chance hatte

Der Paragraf 42c EnWG sollte die EU-Richtlinie zum Energy Sharing in nationales Recht überführen, drohte jedoch von Beginn an in der Praxis an bürokratischer Komplexität zu scheitern. Der Konstruktionsfehler lag im reinen Teilversorgungsmodell: Verteilnetzbetreiber (VNB) sollten auf Wunsch das Sharing ermöglichen, Lokationsbündel definieren und Energiemengen viertelstündlich in Gemeinschafts-, Reststrom- und Überschussverbrauch allokieren. Insbesondere die Abrechnung der Netznutzung, die Marktkommunikation (MaKo) mit frei wählbaren Reststromlieferanten und eine noch nicht vorhandene Netzbetreiberplattform schufen prozessuale Hürden. Das Modell erwies sich schon zur Einführung als momentan kaum skalierbar.

VNB im Kreuzfeuer: Zu Unrecht am Pranger

Verteilnetzbetreiber wurden oft als Bremsklötze gebrandmarkt. Doch diese Kritik greift zu kurz: Bei ca. 850 VNB mit historisch gewachsenen IT-Systemen und geringer Durchdringung mit intelligenten Messsystemen (iMSys) gleicht die Orchestrierung kleinteiliger Gemeinschaften einer Mammutaufgabe. Erschwerend kommt die gut gemeinte Vorgabe hinzu, wonach nur eine Anlage pro Gemeinschaft teilnehmen soll. Fänden sich in einem Netzgebiet 100 Sharing-Anlagen, müsste der VNB 100 separate Gemeinschaften orchestrieren. Netzbetreiber, die ohnehin stark mit Netzsteuerung (Paragraf 14a EnWG) und iMSys-Rollout ausgelastet sind, wurden hier für ein strukturell überkomplexes Modell zu Unrecht kritisiert. Der Paragraf 42c EnWG in seiner ursprünglichen Form kommt zu früh für die meisten deutschen VNB. Um dennoch starten zu können, hat sich die Bundesnetzagentur für eine pragmatische Lösung entschieden.

Das Bilanzkreismodell als Gamechanger: Sofort einsatzbereit

Mit Mitteilung 73 verweist die Bundesnetzagentur pragmatisch auf das Dienstleister- beziehungsweise Bilanzkreismodell. Nicht mehr der Verteilnetzbetreiber orchestriert die Gemeinschaft, sondern der Lieferant oder Direktvermarkter organisiert das Energy Sharing über seine Bilanzkreise. Über Stromabnahmeverträge (PPA) wird Strom von Erzeugern gekauft. Zeitgleich werden die Verbraucher der Gemeinschaft daraus beliefert.
Einspeiseseitig greift Paragraf 21b Absatz 2 EEG 2023. Diese Neuregelung lockert die „starre Proportionalität“ bei der Zuweisung, sofern die Mengen in der Direktvermarktung veräußert werden. Überschussstrom kann im Dienstleistungsmodell voraussichtlich vollständig in der Marktprämie bleiben, wenn er in einem Marktprämien-Bilanzkreis bilanziert wird. Das Modell erfordert keine MaKo-Anpassungen, kennt keine geografischen Grenzen und steht modernen iMSys-/RLM- (Registrierende Leistungsmessung) Kunden ebenso offen wie Haushaltskunden mit Standardlastprofilen (SLP).

Makro statt Mikro: Systemrelevante Energiegemeinschaften

Die Energiewende braucht aus technischer Sicht keine isolierten kleinen Gemeinschaften mit voraussichtlich geringer Netzwirkung. Im Bilanzkreismodell können Versorger große, systemrelevante Erzeugungsportfolios – wie Solarparks, Bürgerwindräder oder gewerbliche Dachanlagen – virtuell mit tausenden regionalen Verbrauchern bündeln. Und signifikante Anreize für den Zubau weiterer Erzeugungsanlagen schaffen. Adressiert werden Geschäftskunden genauso wie Privatkunden. Skaleneffekte federn Ausgleichsenergie-Risiken besser ab und machen Energy Sharing zum schlagkräftigen Instrument der Flexibilisierung.

5. Die Vorteile überwiegen. Ein Überblick

BNetzA-Klarstellung: Beschleuniger oder Bremse?

Die Entscheidung der Bundesnetzagentur wirkt zweischneidig: Kurzfristig ist sie eine Bremse für Lerneffekte im Teilversorgungsmodell. Weil Akteure den unkomplizierten Weg über das Bilanzkreismodell wählen, verringert sich der Druck auf Netzbetreiber, Prozesse für das Teilversorgungsmodell zu entwickeln. Dies entlastet jedoch die VNB, die stark mit dem Paragraf 14a EnWG und dem iMSys-Rollout ausgelastet sind.

Langfristig wirkt der Pragmatismus als Beschleuniger für den Photovoltaik-Ausbau. Da Energy Sharing im Dienstleistungsmodell zu vertretbaren Prozesskosten umsetzbar ist, entstehen schneller wirtschaftlich attraktive Anreize. Das erhöht den Druck auf Direktvermarkter, ihre Stückkosten zu senken, was den Markt belebt und den dezentralen Ausbau nachhaltig antreiben wird.

Praxis-Fahrplan: Jetzt das Zeitfenster nutzen

Mangels Alternativen ist das Bilanzkreismodell die Architektur, auf der all unsere bisherigen Kundenprojekte in Deutschland erfolgreich laufen. Für Stromlieferanten und Direktvermarkter bietet sich jetzt das Zeitfenster, um sich als Pioniere oder Early Adopter zu etablieren:

1. Jetzt lernen: Mit ersten Projekten starten, um End-to-End-Prozesse im realen Betrieb zu testen.
2. Kundenbindung: Energy Sharing zur Kundenbindung und als Hebel für weitere Services zur Orchestrierung des Endkunden.
3. Groß starten, klein skalieren: Start mit wenigen wirtschaftlich starken Assets wie Windrädern oder Freiflächen-Photovoltaik (zum Beispiel 1:n); danach kleinere Anlagen integrieren.
4. Das „Gemeinde-Modell“ besetzen: Regional- und Bürgerstromtarife für Kommunen formen, um die lokale Marktführerschaft zu sichern.
5. Skalierung über spezialisierte Umsysteme: Da starre ERP- (Enterprise-Resource-Planning-) Systeme das Community-Management, die Tarifierung und die viertelstündliche Zuweisung nicht wirtschaftlich abbilden können, sollten Versorger auf vorgelagerte oder angebundene Umsysteme setzen.

Die „exnaton Intelligence Platform“ dockt als Add-on an bestehende Abrechnungs- und ERP-Systeme an. Sie übernimmt die Allokation, die Vorabrechnung und die Prognose von Energy Sharing Gemeinschaften und stützt damit etablierte Kernsysteme. Exnaton ist ein Energy-Sharing-Pionier und setzt seit 2020 Energy-Sharing-Projekte als Softwarepartner von Energieversorgern um.

Der Autor Thies Stillahn ist Energiemarkt-Experte und Head of Sales im DACH-Raum bei Exnaton. Erfahrungen mit Energy Sharing sammelte er bereits 2018, als er in früherer Funktion bei einem Energieversorger ein Energy-Sharing-Projekt begleitete.