Energy Sharing Communities (ESC) nach § 42c EnWG: Eine weitere Option für Kunden zur Energieversorgung von morgen
Eine Beitrag von DDIM Interim Manager Peter Saliger für die DDIM.fachgruppe // Energie
Ab dem 1. Juni 2026 können Bürger, Haushalte und KMU-Unternehmen Strom aus lokalen Erzeugungsanlagen über das öffentliche Netz bilanziell miteinander teilen. Der neue § 42c EnWG schafft dafür den gesetzlichen Rahmen. Was in Österreich und Italien bereits tausende Communities zeigen, wird auch in Deutschland kommen. Ein neuer Markt entsteht, in dem Stadtwerke und Energieversorger ihre klassische Rolle als Vollversorger nicht mehr einnehmen dürfen. Nach dem Commodity-Wettbewerb und dem Aufstieg der integrierten Energiekomplettanbieter, ist dies bereits der dritte Einschnitt in die bestehenden Kundenbeziehungen.
Für Stadtwerke stellt sich damit keine Grundsatzfrage, sondern eine operative: Wie positionieren wir uns in diesem System?
Der §42c EnWG schafft einen neuen Rahmen für lokale und regionale Stromversorgung mittels Communities. Die Auswirkungen sind klar:
- Kunden organisieren sich teilweise selbst
- Energie wird lokal gebündelt
- die Rolle des Lieferanten verschiebt sich
Bürger, Kommunen und kleine bis mittlere Unternehmen (KMU) erhalten den gesetzlich verbrieften Zugang zum öffentlichen Verteilnetz, um Strom bilanziell untereinander zu teilen. Für regionale und lokale Energieversorgungsunternehmen (EVU) sowie Stadtwerke bedeutet diese Entwicklung weit mehr als nur eine neue gesetzliche Randnotiz. Da sie selbst nicht als Anlagenbetreiber an Energy sharing Communities teilnehmen dürfen, stehen Sie vor einer strategischen Frage: Werden sie diese Entwicklung aktiv mitgestalten oder riskieren sie, in einem sich rasant wandelnden Marktumfeld zum austauschbaren Reststromlieferanten degradiert zu werden?
Was wir von europäischen Ländern erfahren
Der Blick über die Grenzen zeigt eindrücklich, welche Dynamik Energy Sharing Communities (ESC) entfalten können. In Österreich existieren bereits mehrere Tausend Energiegemeinschaften. Ein noch deutlicheres Bild zeichnet Italien: Das Land ist europäischer Vorreiter mit über 1.800 operativen Konfigurationen und mehr als 18.000 Mitgliedern bei weiter deutlich steigenden Zahlen. Ein wesentlicher Erfolgsfaktor dort ist der extrem weit fortgeschrittene Smart-Meter-Rollout, der bereits über 80 Prozent aller Stromkunden abdeckt. Sobald auch in Deutschland die Prozesse stehen, wird sich die Wertschöpfungslogik unweigerlich verschieben: Weg vom reinen Verkauf von Kilowattstunden, hin zur Orchestrierung lokaler Energiesysteme.
Was Energy Sharing Communities im Kern bedeuten
Energy Sharing ist die bilanzielle Weitergabe von Strom aus einer lokalen Anlage zur Erzeugung erneuerbarer Energien an Letztverbraucher über das öffentliche Verteilnetz. Es handelt sich ausdrücklich nicht um ein Direktleitungsmodell. Der Strom fließt physikalisch nicht direkt vom Erzeuger zum Abnehmer, sondern wird lediglich rechnerisch zugeordnet. Das öffentliche Netz bleibt der unabdingbare Vermittler jeder Transaktion.
Diese bilanzielle Natur hat weitreichende Konsequenzen: Das Grundprinzip „Wer Strom aus dem Netz entnimmt, zahlt Netzentgelte“ wird durch den § 42c EnWG nicht angetastet. Ebenso bleiben die Pflichten zur Bilanzierung und die Anforderungen an die Marktkommunikation vollständig erhalten.
Vom Mieterstrom zur Community: Die Evolution der Versorgungsmodelle
Bisher war die gemeinsame Nutzung von lokal erzeugtem Strom (Mieterstrom, gemeinschaftliche Gebäudeversorgung) geografisch strikt auf ein einzelnes Gebäude oder eine Liegenschaft begrenzt. Mit der Einführung der ESC wird diese räumliche Fessel gelöst. Die Ausweitung erfolgt in zwei Stufen:
- Ab 1. Juni 2026: Energy Sharing ist innerhalb des Bilanzierungsgebietes eines einzelnen Verteilnetzbetreibers (VNB) möglich.
- Ab 1. Juni 2028: Der Radius wird auf das Gebiet direkt angrenzender Verteilnetzbetreiber innerhalb derselben Regelzone ausgeweitet.
Warum Marktteilnehmer jetzt in Communities drängen
Für Erzeuger (Anlagenbetreiber) bietet die ESC höhere und sicherere Erlöse abseits volatiler Direktvermarktung, Planungssicherheit für Neuanlagen sowie eine starke regionale Wertschöpfung. Für Letztverbraucher (Haushalte und KMU) stehen günstige stabile Energiepreise durch langfristige Lieferverträge, die messbare Teilhabe an der lokalen Energiewende sowie maximale Transparenz über die Herkunft ihres Stroms im Vordergrund.
Die Teilnehmer und Marktrollen
Der Gesetzgeber hat den Kreis der teilnahmeberechtigten Akteure klar definiert. Als Anlagenbetreiber sind ausschließlich natürliche Personen oder juristische Personen des Privatrechts zugelassen, deren Betrieb nicht überwiegend gewerblich erfolgen darf. Öffentlich-rechtliche Körperschaften, wie kommunale Stadtwerke in ihrer Rolle als Erzeuger, sind als direkte Anlagenbetreiber im Energy Sharing somit ausgeschlossen. Auf der Seite der Letztverbraucher dürfen neben Privathaushalten nur KMU (max. 250 Mitarbeiter, 50 Mio. € Umsatz) teilnehmen.
| Akteur | Rolle und Verantwortlichkeit im Energy Sharing |
| Anlagenbetreiber | Fungiert als Lieferant des erzeugten EE-Stroms. Schließt privatrechtliche Lieferverträge ab. Für Überschussmengen bedarf es einen Direktvermarkter |
| Letztverbraucher | Erhält über die Community die Energie aus dem öffentlichen Netz. Für den Reststrom wird ein Reststromlieferant benötigt (freie Wahl). |
| Netzbetreiber (VNB) | Ermöglicht und bilanziert die gemeinsame Nutzung des Netzes, erhebt die Netzentgelte. |
| Messstellenbetreiber (MSB) | Alle Marktlokationen einer ESC müssen mit iMSys/RLM ausgestattet sein. |
Die operative Realität und die Bedrohung für EVUs
Die erfolgreiche Etablierung einer ESC erfordert ein präzises Ineinandergreifen von Messtechnik, Marktkommunikation und vertraglicher Gestaltung. Ohne die flächendeckende Verfügbarkeit von intelligenten Messsystemen (iMSys) kann kein Energy Sharing gestartet werden. Das Herzstück ist der flexible Aufteilungsschlüssel, der die erzeugte Energie den Verbrauchern viertelstündlich bilanziell zuweist. Da die Letztverbraucher den Strom selten vollständig zeitgleich abnehmen, ist ein Reststrom-/Residualstromvertrag verpflichtend. Für Anlagenbetreiber ist ein Direktvermarktungsvertrag für Überschussmengen eine regulatorische Pflicht.
Für Stadtwerke entsteht ein klares Risiko: Kunden, die sich in Communities organisieren, reduzieren ihren klassischen Energiebezug. Damit sinken Absatz und Marge im bestehenden Modell. Es bleibt der Reststrombezug. Moderne Energiegemeinschaften suchen aber gezielt Anlagenbetreiber und Verbraucher, bauen bereits heute gezielt Batteriespeicher auf und integrieren Flexibilitäten (Wärmepumpen, E-Mobilität), um den Autarkiegrad zu maximieren und den Bezug von Reststrom aus dem Netz gegen Null zu minimieren.
Neues Versorgungsmodell, neue Aufgaben, neue Chancen
Gleichzeitig eröffnen ESC jedoch auch neue, attraktive Erlöspotenziale. Als erfahrene Akteure können Stadtwerke genau jene komplexen Dienstleistungen anbieten, an denen Bürgerenergiegemeinschaften scheitern würden: die zwingend erforderliche Direktvermarktung von Überschussstrom sowie der Aufbau und Betrieb der notwendigen IT-Plattformen für Abrechnung und Allokation sowie Nutzer-Apps. Ein neues Geschäftsfeld der energiewirtschaftlichen Systemdienstleitung eröffnet sich und kann auch über die im §42c gesetzten räumlichen Grenzen der ESCs vermarktet werden.
Die entscheidende Frage lautet nicht, ob man teilnimmt. Sondern in welcher Rolle
Um in diesem veränderten Marktumfeld erfolgreich zu agieren, müssen Stadtwerke eine bewusste Rollenentscheidung treffen. Grundsätzlich lassen sich vier strategische Positionierungen identifizieren:
Der zentrale Prüfpunkt für Geschäftsführung und Vertriebsleitung lautet dabei nicht primär, welche dieser Rollen auf dem Papier am attraktivsten erscheint. Vielmehr muss kritisch hinterfragt werden, welche Rolle mit der bestehenden IT-Architektur, der Messwesenkompetenz und der Vertriebskraft realistisch umsetzbar ist – und welche Rolle die eigene Kundenschnittstelle am besten schützt.
Erste Handlungsschritte: Jetzt entscheiden, später skalieren
Energy Sharing nach § 42c EnWG ist kein abstraktes Zukunftsszenario mehr, sondern ab dem 1. Juni 2026 rechtlich verbindliche Realität. Die Komplexität der Umsetzung ist enorm. Doch genau darin liegt die Chance für regionale Energieversorger. Wer die operativen Herausforderungen versteht und beherrschbar macht, hat die besten Voraussetzungen, sich als unverzichtbarer Partner für lokale Energiegemeinschaften zu etablieren.
Für die Unternehmensführung ergibt sich daraus ein klarer Handlungsrahmen. Zunächst ist die eigene Ausgangslage zu bewerten. Darauf aufbauend kann eine Zielrolle definiert werden. Erst im dritten Schritt folgt die konkrete Umsetzung.
Diese Reihenfolge ist wesentlich. Ohne klare Einordnung besteht die Gefahr, Maßnahmen zu starten, die nicht aufeinander abgestimmt sind. Energy Sharing erfordert keine kurzfristigen Entscheidungen. Es erfordert jedoch frühzeitige Orientierung.
Fazit
Energy Sharing nach § 42c EnWG erweitert den bestehenden Energiemarkt um eine zusätzliche Struktur. Diese wirkt nicht kurzfristig disruptiv, verändert aber langfristig die Rollenverteilung.
Für Stadtwerke und Energieversorger ist entscheidend, wie sie sich in diesem Umfeld positionieren. Denn eines kann man auch feststellen:
Anderes als im klassischen Commodity-Wettbewerb, neigen die Kunden im Wettbewerb um voll integrierte Angebote und Energy Sharing nicht zu einem ständigen Wechsel, sondern binden sich langfristig.
Die Kundenschnittstelle bleibt also der zentrale Faktor.
Wer die Plattform betreut, bestimmt das Geschäftsmodell.
Die konkrete Bedeutung von Energy Sharing hängt stark von der jeweiligen Ausgangssituation ab. Eine nüchterne Einordnung hilft, Chancen und Risiken realistisch zu bewerten.
Peter Saliger verfügt über mehr als 30 Jahre Berufserfahrung in der Energiewirtschaft – mit einem klaren Schwerpunkt auf Vertrieb sowie Energiebeschaffung, einschließlich der operativen Kraftwerkseinsatzplanung. Darüber hinaus umfasst sein Tätigkeitsprofil die Funktion als Dienstleister für Beteiligungen und Gesellschafter, wodurch er fundierte Kenntnisse in der Steuerung komplexer Unternehmensstrukturen aufgebaut hat. Insgesamt 23 Jahre verbrachte Peter in leitenden Funktionen, davon fünf Jahre auf Geschäftsführungsebene. In dieser Zeit trug er die Verantwortung für Organisationen mit mehr als 200 Mitarbeitenden sowie für die Steuerung von sieben Abteilungsleitern.
In den DDIM.fachgruppen haben sich Mitglieder zusammengeschlossen, die in gleichen Branchen und Funktionen oder an vergleichbaren Aufgabenstellungen und Sonderthemen arbeiten. Die Mitglieder sind auf ihren Gebieten Experten, sie tauschen ihr Wissen und ihre Erfahrungen aus. Eines ihrer Ziele ist es, das Interim Management in den einzelnen Disziplinen bekannter zu machen sowie mehr Nähe zur Industrie, zu Verbänden und zu Fachmedien herzustellen.
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