Energy Sharing nach §42c EnWG: Warum VNB und Vertrieb jetzt handeln müssen
Als Regulatorik-Expertin weiß ich: Kaum ein Thema wird die Prozesse von Verteilnetzbetreibern (VNB) und angeschlossenen Vertriebsgesellschaften in den kommenden zwei Jahren so fundamental verändern wie die Einführung des Energy Sharing. Obwohl der im Gesetzgebungsverfahren festgelegte Starttermin, der 01. Juni 2026, noch fern scheint, erfordert die Komplexität der notwendigen System- und Prozessanpassungen einen sofortigen Start der Vorbereitung.
Der Gesetzgeber hat mit der Einführung des §42c EnWG die Grundlage für die gemeinschaftliche Nutzung von erneuerbaren Energien (EE) geschaffen. Die Motivation dahinter ist klar: die Umsetzung der EU-Richtlinien zur Förderung dezentraler Erzeugung und die Stärkung der Akzeptanz der Energiewende vor Ort. Doch die Umsetzung verlagert die Komplexität direkt in die Hoheitsgebiete der Stadtwerke – Netzbetrieb und Kundenabrechnung.
Die regulatorische Notwendigkeit: Der Blick auf §42c EnWG
Energy Sharing ermöglicht es einer Gruppe von Letztverbrauchern, Strom aus einer oder mehreren EE-Anlagen gemeinschaftlich zu nutzen. Laut § 42c Abs. 1 EnWG ist dies auch möglich, wenn die Teilnehmer räumlich voneinander entfernt sind, solange sie sich im selben oder in angrenzenden Verteilnetzgebieten befinden. Hierbei handelt es sich um eine Zuteilung von Strommengen, die bilanziell durch das Netz geleitet werden.
Die Kernfrage, die Sie sich stellen müssen, lautet:
Was sagt die Regulierung und WARUM wurde das SO entschieden?
Die Entscheidung, Energy Sharing einzuführen, zielt darauf ab, die Kosten für die geteilten Mengen zu reduzieren. Gemäß § 42c Abs. 4 EnWG sind für diese Mengen keine Netzentgelte und keine netzseitigen Umlagen zu entrichten. Dies erfordert eine präzise Identifizierung und Zuteilung dieser Mengen, was das bisherige Fundament der Marktkommunikation – die klare Zuordnung von Erzeugung zu Verbrauch an einer MaLo – fundamental aufbricht.
1. Die Herausforderung für den VNB: Bilanzierung und Datenbereitstellung
Der Verteilnetzbetreiber (VNB) ist gemäß EnWG für die sichere und zuverlässige Versorgung sowie die Bilanzierung in seinem Netzgebiet verantwortlich. Energy Sharing stellt den VNB vor drei zentrale Pflichten:
A. Anpassung der Marktprozesse (MaBiS/GPKE)
Die derzeitigen Marktprozesse (MaBiS – Marktregeln für die Bilanzierung von Strom) sind in ihrer jetzigen Form nicht darauf ausgelegt, eine Erzeugungsmenge auf mehrere, räumlich getrennte Entnahmestellen aufzuteilen und diese Mengen priorisiert zu behandeln.
Es ist zwingend erforderlich, dass die Bundesnetzagentur (BNetzA) rechtzeitig vor dem Starttermin – voraussichtlich im Laufe des Jahres 2025 – neue oder angepasste Festlegungen zur Marktkommunikation erlässt. Hierbei geht es um:
- Mengenallokation: Wie wird die Aufteilung der Erzeugung auf die Teilnehmer der Energy Sharing Community (ESC) gemeldet?
- Bilanzierungszuordnung: Wie werden diese Mengen aus der Standard-Bilanzierung der jeweiligen Lieferanten herausgerechnet?
- Datenbereitstellung: Der VNB muss in der Lage sein, die erforderlichen Messdaten der Erzeugungsanlage und der beteiligten Entnahmestellen präzise und zeitnah bereitzustellen.
Handlungspflicht VNB: Verfolgen Sie die kommenden Konsultationen der BNetzA zu den MaKo-Anpassungen. Es ist zu erwarten, dass die IT-Systeme künftig neue Nachrichtentypen oder -inhalte über etablierte Formate wie UTILMD und MSCONS verarbeiten müssen, um beispielsweise Allokationsschlüssel zu übermitteln. Diese Annahme basiert auf der bisherigen Praxis der BNetzA, ist aber erst nach Veröffentlichung der Festlegung bestätigt.
B. Transparenzpflichten und Netzinformationen
Gemäß den allgemeinen Informationspflichten nach EnWG muss der VNB Informationen zur Netznutzung bereitstellen. Im Kontext des Energy Sharing wird dies um eine entscheidende Aufgabe erweitert: Der VNB muss die geografische Zugehörigkeit von Anlagen und Teilnehmern prüfen können, um die Einhaltung der Vorgaben aus § 42c EnWG sicherzustellen. Dies erfordert eine Erweiterung des Stammdatenmanagements, um die Zugehörigkeit von Marktlokationen zu einer ESC und deren geografische Verortung systemisch abbilden zu können. Die Pflicht zur Bereitstellung von Informationen über die gemeinsame Internetplattform der Netzbetreiber wird in diesem Kontext an Bedeutung gewinnen.
2. Die Herausforderung für den Vertrieb: Neue Kundenbeziehungen
Für den Vertrieb ändert sich die Rolle des Kunden. Die Teilnehmer einer Energy Sharing Community sind keine reinen Reststromkunden mehr. Sie beziehen einen Teil ihres Bedarfs direkt aus der Gemeinschaft und den Rest von ihrem Lieferanten.
A. Der Reststromliefervertrag
Der Vertrieb muss Verträge anbieten, die den schwankenden Anteil des geteilten Stroms berücksichtigen. Der Lieferant wird nur für die Differenz zwischen dem tatsächlichen Verbrauch und der zugeteilten Energy Sharing Menge verantwortlich sein. Dies erfordert eine präzise, stundenscharfe Abrechnung.
B. Die Abrechnungskomplexität
Die Abrechnung wird komplexer. Der Lieferant darf Netzentgelte und netzseitige Umlagen nur für den gelieferten Reststrom berechnen. Die genaue Ausgestaltung der Reduktion bei weiteren Abgaben und Umlagen wird sich aus dem Energiefinanzierungsgesetz (EnFG) und den dazugehörigen Verordnungen ergeben. Der Vertrieb muss in der Lage sein, die vom VNB oder dem ESC-Betreiber bereitgestellten Allokationsdaten automatisiert in die Abrechnungssysteme zu integrieren.
Handlungspflicht Vertrieb: Analysieren Sie bereits jetzt, wie Ihr CRM- und Abrechnungssystem die parallele Abrechnung von Reststrom und die Verwaltung von Energy Sharing Allokationen abbilden kann. Die Schulung des Kundenservicepersonals ist essenziell, da die Anfragen zu Abrechnungsdetails stark zunehmen werden.
Der Fahrplan bis zum 01.06.2026: Warum die Zeit drängt
Die Verzögerungen, die wir bei der Umsetzung von Redispatch 2.0 oder der Anpassung der Prozesse für §14a EnWG gesehen haben, zeigen, dass die Implementierung neuer regulatorischer Anforderungen in der IT-Landschaft der Stadtwerke Jahre dauert.
Ihr Handlungsdruck ergibt sich aus drei Phasen:
| Phase | Zeitraum | Fokus | Regulatorische Grundlage |
|---|---|---|---|
| Phase 1: Analyse & Konzeption | Jetzt – Q4 2024 | Prozessdesign, IT-Machbarkeitsstudien, Stakeholder-Abstimmung (Netz/Vertrieb). | Erwartete BNetzA-Konsultationen |
| Phase 2: Implementierung & Test | Q1 2025 – Q4 2025 | Anpassung der MaKo-Schnittstellen, Entwicklung neuer Abrechnungslogiken, Testläufe (End-to-End). | Veröffentlichte BNetzA-Festlegungen (z.B. zur MaBiS-Anpassung) |
| Phase 3: Rollout & Go-Live | Q1 2026 – 01.06.2026 | Schulung, finale Systemtests, Kommunikation an potenzielle ESC-Gründer. | §42c EnWG Inkrafttreten |
Die Integration von Energy Sharing ist nicht nur eine gesetzliche Pflicht, sondern eine strategische Entscheidung. Stadtwerke, die ihre Prozesse frühzeitig anpassen, können sich als bevorzugter Partner für die Verwaltung dieser Gemeinschaften positionieren – sei es als VNB, der die Prozesse reibungslos abwickelt, oder als Vertrieb, der attraktive Reststromtarife und die administrative Abwicklung anbietet.
Fazit von Regina Recht: Der 01.06.2026 ist ein harter Stichtag. Die regulatorische Komplexität des Energy Sharing erfordert eine tiefgreifende Verschränkung von Netzbetrieb und Vertrieb. Wer jetzt nicht mit der Analyse der IT-Anforderungen und der Abstimmung interner Prozesse beginnt, riskiert, bei der Einführung der neuen Marktrolle und der damit verbundenen Bilanzierungsverpflichtungen ins Hintertreffen zu geraten. Sichern Sie sich die notwendigen Kapazitäten in Ihrer IT-Abteilung, bevor die BNetzA die detaillierten Festlegungen auf den Tisch legt.