Energiemarkt im Umbruch: Zwischen EEG-Novelle 2027 und der Praxis des Energy Sharing

In der Welt der Energieregulierung gibt es selten „echte“ Überraschungen, meist kündigen sich Umbrüche durch Konsultationspapiere der Bundesnetzagentur (BNetzA) oder langwierige Gesetzgebungsverfahren an. Doch was derzeit aus den Gremien des „Kooperativen Regulierungsmanagements“ (KRM) und aus Entwürfen für die EEG-Novelle 2027 an die Öffentlichkeit dringt, gleicht einem regulatorischen Paukenschlag. Wir bewegen uns weg von einer staatlich alimentierten Einspeisewelt hin zu einem marktgetriebenen, hochflexiblen System.

Als Regulatorik-Expertin sehe ich hier nicht nur neue Paragrafen, sondern eine fundamentale Neuausrichtung der Pflichten für Netzbetreiber und Lieferanten. Wer die Details von § 42c EnWG und die geplanten Änderungen im EEG nicht frühzeitig in seine IT-Roadmap integriert, wird ab 2026 den Anschluss verlieren.

EEG 2027: Das Ende von „Produce and Forget“

Der geleakte Erstentwurf zur EEG-Novelle 2027 (Stand Januar 2026) markiert das Ende einer Ära. Seit der Einführung des EEG im Jahr 2000 war das Prinzip einfach: Bauen, anschließen, Vergütung kassieren. Die Netzbetreiber trugen das Risiko und die Komplexität.

1. Die 25-kW-Grenze als neue Demarkationslinie Für Anlagen unter 25 kW soll es künftig keine Förderung mehr geben. Das ist ein Paradigmenwechsel. Bisher waren Kleinstanlagen das Rückgrat der privaten Energiewende. Wenn die Förderung entfällt, rückt der Eigenverbrauch sowie das „Energy Sharing“ massiv in den Fokus. Für Stadtwerke bedeutet das: Die klassische Abrechnung von Einspeisevergütungen wird durch komplexe Beratungsleistungen zu Eigenverbrauchoptimierung und Direktvermarktung ersetzt.

2. Marktprämie statt Ausfallvergütung Ab 25 kW wird die Marktprämie (§ 20 EEG) zum Standard. Die klassische Ausfallvergütung (§ 21 EEG), die bisher als Sicherheitsnetz für Anlagenbetreiber diente, die keinen Direktvermarkter fanden, soll wegfallen. Damit steigt der Druck auf die Stadtwerke, attraktive Direktvermarktungs-Portfolios auch für kleinere Gewerbebetriebe anzubieten.

3. Der Refinanzierungsbeitrag (> 100 kW) Besonders komplex wird es bei Neuanlagen ab 100 kW. Hier sieht der Entwurf ein dreistufiges Abschöpfungsverfahren vor. Ziel ist es, Übergewinne bei hohen Spotmarktpreisen zu begrenzen. Regulatorisch ist dies eine Herausforderung für die MaBiS (Marktregeln für Bilanzkreisabrechnung Strom), da diese Abschöpfungsbeträge präzise ermittelt und abgeführt werden müssen.

Energy Sharing: Der § 42c EnWG wird lebendig

Lange wurde darüber gestritten, nun wird es ernst: Energy Sharing wird zum 01.06.2026 Realität. Die gemeinschaftliche Nutzung von lokal erzeugtem Grünstrom ist kein Nischenprojekt mehr, sondern eine gesetzliche Vorgabe.

Der Zeitplan und die räumliche Ausdehnung Gemäß § 42c EnWG ist Energy Sharing zunächst innerhalb eines Bilanzgebietes möglich. Ab Juni 2028 wird der Radius auf Nachbarbilanzgebiete innerhalb einer Regelzone erweitert. Dies erfordert eine massive Anpassung der Marktkommunikation (GPKE). Die Zuordnung von Erzeugungsmengen zu Verbrauchern, die nicht am selben Netzanschlusspunkt hängen, ist bilanziell eine Herkulesaufgabe.

Technische Hürden: iMSys-Pflicht Ein entscheidender Punkt, der oft übersehen wird: Kleinstanlagen unter 7 kW müssen zwingend mit steuerbaren intelligenten Messsystemen (iMSys) ausgerüstet werden, wenn sie am Energy Sharing teilnehmen wollen. Dies korrespondiert mit der Festlegung der BNetzA zur Integration von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (§ 14a EnWG). Ohne flächendeckendes Smart Meter Rollout bleibt Energy Sharing ein theoretisches Konstrukt.

Rechtliche Exklusivität Ein wichtiger Hinweis für die Praxis: Energy Sharing ist rechtlich nicht mit der klassischen Einspeisevergütung kombinierbar. Wer teilnimmt, muss zwingend in die (anteilige) Direktvermarktung wechseln. Das Stadtwerk muss hier als Enabler auftreten und die Brücke zwischen lokalem Erzeuger und der Energiegemeinschaft schlagen.

Netzanschluss: Transparenz als Pflichtaufgabe

Das „Netzanschlusspaket“ (Entwurf vom 09.02.2026) zielt darauf ab, den „Flaschenhals Netz“ digital aufzuweiten. Die Netzbetreiber werden verpflichtet, bis zum 01.01.2028 Netzanschlussportale für alle Spannungsebenen bereitzustellen.

Zusätzlich werden monatlich aktualisierte Kapazitätskarten Pflicht. Was für den Kunden nach Transparenz klingt, bedeutet für den Netzbetreiber eine enorme Datenlast. Die Netzplanung muss von statischen Modellen auf dynamische, digitale Zwillinge umgestellt werden. Der Redispatchvorbehalt in kapazitätslimitierten Gebieten wird zum Standardinstrument, um den Zubau nicht stoppen zu müssen.

Warum sollte ICH (vom Stadtwerk XYZ) mich damit beschäftigen?

Vielleicht fragen Sie sich: „Das sind doch alles ungelegte Eier, warum jetzt schon handeln?“ Hier ist meine regulatorische Einschätzung:

1. Investitionssicherheit für Kunden: Ihre Kunden (Privatpersonen wie KMU) planen JETZT Anlagen, die 20 Jahre laufen sollen. Wenn Sie heute nicht über das Ende der Förderung für < 25 kW oder die Chancen des Energy Sharing aufklären, verlieren Sie Ihre Rolle als vertrauenswürdiger Partner.
2. IT-Architektur: Die Umsetzung von § 42c EnWG und die neuen MaBiS-Anforderungen für den Refinanzierungsbeitrag erfordern Vorlaufzeiten bei Ihren Software-Dienstleistern. Wer erst 2026 bestellt, wird 2027 nicht lieferfähig sein.
3. Wettbewerbsvorteil: Energy Sharing ermöglicht es Stadtwerken, lokale Kundenbindungsprogramme aufzubauen. Wenn der Strom vom Schuldach oder der Vereinshalle direkt an die Anwohner fließt, ist das ein unschlagbares Argument gegen überregionale Discounter.
4. Haftungsrisiken: Die Einhaltung der Fristen (z.B. Portale bis 2028, Interimsprozesse für Energy Sharing ab Juni 2026) ist kein „Nice-to-have“. Die BNetzA hat in der Vergangenheit gezeigt, dass sie bei Verstößen gegen Marktkommunikationsregeln empfindliche Bußgelder verhängen kann.

Fazit: Vom Verwalter zum Gestalter

Die kommenden Jahre werden die Spreu vom Weizen trennen. Die Regulatorik zwingt uns, das Energiesystem digitaler, flexibler und lokaler zu denken. Das „Netzanschlusspaket“ und die EEG-Novelle 2027 sind keine Hindernisse, sondern der Rahmen für das Stadtwerk der Zukunft.

Nutzen Sie die Zeit bis zum Inkrafttreten der Interimsprozesse Mitte 2026, um Ihre internen Prozesse zu prüfen: Sind Ihre Abrechnungssysteme bereit für Energy Sharing? Haben Sie eine Strategie für den iMSys-Rollout bei Kleinstanlagen? Die Zeit des Abwartens ist vorbei.

Checkliste für Stadtwerke:

• Prüfung der IT-Fähigkeit für Energy Sharing gemäß § 42c EnWG.
• Strategieentwicklung für Direktvermarktungsmodelle < 100 kW.
• Planung des Netzanschlussportals (Frist 01.01.2028).
• Schulung des Vertriebs zu den neuen EEG-Fördergrenzen (25 kW-Schwelle).