Die regulatorische Zeitenwende: Vom Einspeisen zum Teilen
Die dezentrale Energiewende erreicht mit der Einführung der Energy Sharing Communities (ESC) nach § 42c des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) eine neue Stufe. Diese Regelung, eingeführt durch das "Gesetz zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und weiterer energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Energieerzeugung" (Solarpaket I), schafft die Grundlage für direkte, gemeinschaftliche Stromlieferungen zwischen Bürgern innerhalb eines definierten räumlichen Rahmens.
Für Stadtwerke, die in der Regel die Rollen des Verteilnetzbetreibers (VNB), des Lieferanten und oft auch des Messstellenbetreibers (MSB) vereinen, stellt diese gesetzliche Neuerung eine tiefgreifende Herausforderung dar. Es geht nicht nur darum, ein neues Geschäftsfeld zu ermöglichen, sondern die Kernprozesse der Marktkommunikation (GPKE, WiM, MaBiS) an die Realität des dezentralen Teilens anzupassen.
Der Hintergrund: EU-Vorgaben und die Neudefinition der Bürgerenergie
Die Einführung des § 42c EnWG ist keine rein nationale Erfindung, sondern die notwendige Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) der Europäischen Union. Die Gesetzesbegründung zum Solarpaket I (vgl. BT-Drs. 20/8657, S. 132) stellt klar, dass mit dieser Regelung die Vorgaben aus Art. 22 RED II für Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften im deutschen Recht verankert werden, um die Akzeptanz und die direkte Beteiligung der Bürger an der Energiewende zu stärken.
Ziel des Gesetzgebers ist es, über die bisherigen Modelle (wie den Mieterstrom) hinauszuwachsen und eine breitere, regionale Energieverteilung zu ermöglichen. Der zentrale Unterschied liegt in der vereinfachten Lieferantenrolle innerhalb der Community. Die ESC agiert als Plattform, die es Erzeugern erlaubt, ihren Strom an Mitglieder zu liefern, ohne die vollständigen Pflichten eines Energieversorgers (wie die Grundversorgungspflicht oder die vollständige Bilanzkreisverantwortung) übernehmen zu müssen.
Die Kernfrage für Stadtwerke: Was ändert sich konkret?
Die Hauptbetroffenheit für Stadtwerke ergibt sich aus der Notwendigkeit, die Zuordnung und Bilanzierung der geteilten Energiemengen zu gewährleisten, während gleichzeitig die Netzstabilität und die Einhaltung der Netzentgeltsystematik sichergestellt werden müssen.
1. Die Rolle des Messstellenbetreibers (MSB)
Die technische Grundlage für ESC ist das Intelligente Messsystem (iMSys). Ohne Smart Meter ist eine präzise, zeitgleiche Erfassung und Zuordnung der Erzeugung, des Eigenverbrauchs, der Einspeisung und der geteilten Menge unmöglich.
§ 42c EnWG setzt für die Abwicklung von Energy Sharing explizit die Nutzung von iMSys für alle teilnehmenden Erzeuger und Verbraucher voraus. Dies ist notwendig, um die zeitgleiche Erzeugung und den Verbrauch viertelstundengenau zu messen – eine Grundvoraussetzung für die korrekte Bilanzierung. Diese Anforderung korrespondiert mit den erweiterten Funktionalitäten des Smart Meter Gateways (SMGW), wie sie im Messstellenbetriebsgesetz (MsbG), insbesondere in § 50 Abs. 2 Nr. 8 MsbG, für die Vermarktung von Energie und Flexibilitäten vorgesehen sind.
Für den MSB bedeutet dies:
- Erhöhte Datenfrequenz: Die Abrechnung von ESCs erfordert zwingend hochauflösende Lastprofile (15-Minuten-Werte) für alle Teilnehmer. Nur so lässt sich die für die Bilanzierung nach den Marktregeln zur Bilanzkreisabrechnung Strom (MaBiS) geforderte Zeitgleichheit von Erzeugung und Verbrauch nachweisen.
- Datenmanagement und -sicherheit: Die Zuordnung der geteilten Mengen muss revisionssicher und datenschutzkonform erfolgen. Die Prozesse zur Datenbereitstellung an den VNB und die ESC-Plattform müssen neu definiert werden.
2. Die Herausforderung für den Verteilnetzbetreiber (VNB)
Der VNB steht vor der komplexen Aufgabe der Allokation und der korrekten Netzentgeltberechnung.
Die Energie, die innerhalb der ESC geteilt wird, nutzt das öffentliche Netz des VNB. Daher müssen die relevanten Netzentgelte, Umlagen und Abgaben (wie die Stromsteuer gemäß § 9 Abs. 1 Nr. 3 StromStG bei Anlagen unter 2 MW und räumlichem Zusammenhang) weiterhin korrekt erhoben werden.
Der VNB muss die Prozesse anpassen, um die Abrechnungskaskade zu managen:
- Gesamterzeugung der PV-Anlage erfassen.
- Menge des Eigenverbrauchs (des Erzeugers) abziehen.
- Menge des Shared-Stroms (an die Community-Mitglieder) abziehen.
- Die verbleibende Menge als Netzeinspeisung gegen EEG-Vergütung bilanzieren.
- Die bezogene Menge der Community-Mitglieder als Reststrombezug vom Lieferanten bilanzieren.
Diese exakte Zuordnung erfordert eine enge Abstimmung zwischen MSB und VNB und eine Anpassung der internen IT-Systeme.
3. Anpassungen in der Marktkommunikation (GPKE/MaBiS)
Das existierende Regelwerk ist primär auf die Zwei-Parteien-Beziehung (Lieferant – Kunde) ausgelegt. ESCs führen zu einer komplexen, dynamischen Dreiecksbeziehung.
Die Bilanzierung nach MaBiS muss die geteilten Mengen abbilden können. Es ist daher zu erwarten, dass der VNB die Zuordnungsdaten (MSCONS-Nachrichten) des MSB verarbeiten muss, um die Bilanzkreise der Lieferanten korrekt zu entlasten (für den geteilten Strom) und zu belasten (für den Reststrombezug). Auch wenn die konkreten Prozesse noch ausstehen, ist dies der logische Weg innerhalb der etablierten Marktkommunikation.
Die BNetzA wird hierzu Festlegungen treffen müssen, um standardisierte Prozesse für die An- und Abmeldung von ESC-Teilnehmern (WiM-Prozesse) und die Datenübermittlung (GPKE/UTILMD) zu definieren, ähnlich wie dies bereits für Mieterstrommodelle geschehen ist.
Regina Rechts Fazit: Die ESCs sind keine bloße Erweiterung des Mieterstroms. Sie sind eine neue Marktrolle, die eine präzise regulatorische Abgrenzung und standardisierte, automatisierte Prozesse erfordert. Stadtwerke müssen sich darauf einstellen, dass die Komplexität der Bilanzierung im Niederspannungsnetz signifikant zunehmen wird.
Strategische Implikationen für Stadtwerke
Warum sollten Stadtwerke jetzt handeln? Weil der Wettbewerb um den dezentral erzeugten Strom beginnt.
- Wettbewerbsdruck im Vertrieb: Die ESCs sind direkte Konkurrenten für den klassischen Stromvertrieb. Wenn Kunden ihren Strom, je nach Gestehungskosten und Modell, beispielsweise für 15 Cent/kWh innerhalb der Community beziehen können, entfallen diese Mengen aus dem Lieferanten-Portfolio des Stadtwerks. Stadtwerke müssen strategisch entscheiden, ob sie diese Kunden verlieren oder ob sie Dienstleister für die ESC werden.
- Beschleunigter Smart Meter Rollout: Die ESC-Fähigkeit hängt direkt vom iMSys ab. Stadtwerke in ihrer Rolle als grundzuständige Messstellenbetreiber (gMSB) müssen den Rollout beschleunigen und sicherstellen, dass die verbauten Geräte die künftigen Anforderungen erfüllen.
- Netzplanung und Flexibilität: ESCs fördern die lokale Nutzung. Dies kann zwar Netzentlastung bedeuten, erfordert aber auch eine präzisere Planung und Steuerung im Niederspannungsnetz. Dadurch wird die Integration von komplexen Multi-Use-Fahrweisen (Speicher, PV, Sharing) im Niederspannungsnetz zur Norm.
Der Gesetzgeber hat eine stufenweise Einführung vorgesehen. Gemäß § 42c EnWG sind ESCs zunächst regional auf das Netzgebiet des zuständigen Verteilnetzbetreibers begrenzt. Diese Einschränkung bietet Stadtwerken die Chance, frühzeitig Pilotprojekte im eigenen Netzgebiet zu starten und die notwendigen IT- und Prozessanpassungen zu testen, bevor der Wettbewerb über die Netzgrenzen hinweg zunehmen könnte.
Die Einführung des § 42c EnWG ist der Startschuss für einen interaktiven, bürgerzentrierten Energiemarkt. Stadtwerke, die ihre Prozesse frühzeitig auf die Anforderungen der präzisen Zuordnung und Bilanzierung ausrichten, sichern sich eine zentrale Rolle in diesem neuen Ökosystem.
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Quellen (angepasst)
- [1] Deutscher Bundestag, „Gesetzesentwurf der Bundesregierung zum Solarpaket I“, Drucksache 20/8657, S. 132 ff. (Begründung zu § 42c EnWG)
- [2] Generalzolldirektion, „Dienstvorschrift Stromsteuer (DV StromSt)“, Fassung vom 01.07.2023.
- [3] Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN), „Anwendungshilfe: Intelligente Messsysteme zur Vermarktung von Flexibilität“, 2022.
- [4] Bundesnetzagentur, „Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom (MaBiS)“.