Der neue Rechtsrahmen zu Energy Sharing regelt seit Juni erstmals die gemeinschaftliche Nutzung lokal erzeugten Stroms aus erneuerbaren Energien über das öffentliche Stromnetz. Die Stadtwerke Rostock haben getestet, was dies praktisch bedeutet. Thüga plant ab Herbst ein Pilotprojekt.

 Die kleine Test-Community in Rostock bestand aus sechs Mitgliedern: Drei Erzeuger – davon zwei Prosumer – speisten über einen Zeitraum von elf Monaten Strom aus zwei PV-Anlagen ein. Drei weitere reine Consumer, darunter auch eine Apotheke als Geschäftskunde, nahmen den Strom ab. Wer an wen lieferte, entschieden die Teilnehmer über einen „Energielink“ auf einer White-Label-Plattform selbst. Überschüssige Einspeisung ging gegen Vergütung an die Stadtwerke. Wann immer nötig, lieferte der Versorger den Reststrom an die Community.

„Wir wollten testen, wie wir Energy Sharing in der Praxis handhaben können“, erläutert Stefan Waldhaus, Bereichsleiter „Smarte Region“ bei den Stadtwerken Rostock. Einen Einstieg können sich die Rostocker perspektivisch gut vorstellen. „Wir halten das Geschäftsfeld für eine grundsätzlich gute Option, um unsere Netzstromlieferung abzusichern, Kunden enger an uns zu binden und ein Stück Nachhaltigkeit greifbar zu machen.“

Neue Regeln, bekannte Prozesse

Seit dem 1. Juni 2026 regelt Energy Sharing nach § 42c EnWG erstmals die gemeinschaftliche Nutzung lokal erzeugten Stroms aus erneuerbaren Energien über das öffentliche Stromnetz.  Anlagenbetreiber von EE-Anlagen, die nicht Privatpersonen sind sowie unter KMU-Größe bleiben, können den Strom an Sharing-Abnehmer vermarkten, ohne selbst Stromlieferant im klassischen Sinne zu werden.

Ein Sharing-Dienstleister ordnet Erzeugung und Verbrauch einander zu. Lieferung, Netznutzung und Abrechnung funktionieren dabei weiterhin nach den etablierten Marktregeln: Die Einspeisung läuft über das Netz der allgemeinen Versorgung, abgerechnet wird viertelstündlich auf Basis der tatsächlichen Werte. Energieversorgungsunternehmen können dabei als Plattformbetreiber, als Reststromlieferant oder in beiden Rollen zugleich auftreten – und entsprechend Einnahmen generieren.

Erst die Strategie, dann das Projekt

Aktuell gilt: kein Grund zur Eile. Etablierte Referenzfälle gibt es noch keine. Eine Verpflichtung, ein Energy-Sharing-Produkt anzubieten, besteht ohnehin nicht. Die Chancen benannte Markus Claudy vom Thüga-Vertrieb beim Energy-Sharing-Webinar Mitte August vor knapp 140 Teilnehmenden: ein All-inclusive-Produkt aus Reststrom-, Sharing- und Überschussvermarktung, eine Anlaufstelle für Post-EEG- und Neuanlagen sowie engere Kundenbindung über die Rolle als Aggregator. Dem stehen Risiken gegenüber: hohe Prozesskomplexität bei unsicherer Nachfrage sowie Konkurrenz um die Dienstleisterrolle mit Direktvermarktern .

Wer nicht unnötig Ressourcen binden will, sollte zum aktuellen Zeitpunkt zwei Punkte zu Reihenfolge und Größenordnung im Hinterkopf haben: „Versorger sollten zuerst grundsätzlich klären, ob Energy Sharing in die eigene Strategie passt – und dann ein konkretes Produkt entwickeln, um letztendlich konkrete Projekte umzusetzen, nicht andersherum“, rät Claudy. Aktuell entscheidend für eine mögliche Produktentwicklung sind aus seiner Sicht vor allem drei Faktoren: die ausreichende Unternehmensgröße, die eigene Innovationsstrategie und der IT-Reifegrad.

Am Ende entscheidend: die Förderfrage

Für Post-EEG-Anlagen kann Energy Sharing eine Weiternutzungsmöglichkeit der bestehenden Anlagen sein. Wirklich tragfähig wird das Geschäftsfeld erst mit Skalierung. „Kleine Lösungen mit kleinen Erzeugern und kleinen Mengen sind kaum wirtschaftlich. Abnehmer wie beispielsweise Kommunen oder Ankerkunden aus der Industrie in Kombination mit größeren EE-Anlagen aus Windkraft und Solarparks bieten sicherlich mehr Substanz.“

Zwischen Chance und Nischendasein entscheidet am Ende die Förderfrage. Claudy: „Ohne Privilegierung – sprich: ohne Entlastung bei Netzentgelten, Umlagen oder Abgaben, die für Sharing-Abnehmer zusätzlich anfallen, werden die Business Cases in einem Konstrukt nach §42c EnWG schwierig. Mit einer Förderung könnten sie auch bei kleineren Erzeugungs- und Verbrauchsmengen schnell ins Positive drehen und damit eine interessante Lösung für Anlagenbetreiber, Letztverbraucher und EVU sein.“

Was der Test in Rostock zeigt

Punkte, die so auch in der Bilanz des Rostocker Plattformtests stehen. „Aktuell scheint maximal ein kostendeckender Betrieb möglich“, sagt Waldhaus. Beim Test habe mehr der Machbarkeitsnachweis als ein Wirtschaftlichkeitsbeleg im Mittelpunkt gestanden. Und den haben die Rostocker bestanden: Qualität und Konstanz der Messdaten und deren Aufbereitung in der Plattform waren zufriedenstellend. Auch buchhalterisch und steuerlich ließ sich das Modell sauber abbilden. „In der Auswertung sind wir allerdings auch zu der Erkenntnis gelangt, dass eine Windkraftanlage im Erzeugungspool sinnvoll gewesen wäre“, berichtet Waldhaus. Als Nächstes gilt es, Marktkommunikation, Mobilfähigkeit und die Schnittstelle zur Abrechnung zu erproben.

Thüga plant eigenes Pilotprojekt

An dieser Stelle setzt auch ein Pilotprojekt an, das Thüga im Herbst starten möchte. Im Mittelpunkt steht die Entwicklung eines standardisierten Bilanzkreismodells für Partnerunternehmen. Dabei übernehmen die Versorger Standardaufgaben wie Beschaffung, Direktvermarktung, Bilanzkreismanagement und Endabrechnung – Kompetenzen, die Partnerunternehmen für eine Teilnahme mitbringen oder aufbauen müssen. Der Umsetzungspartner exnaton zeichnet für das Community-Konstrukt und dessen Integration, Tarif-Editor, Visualisierung sowie (optionale) Asset-Steuerung verantwortlich. Thüga unterstützt bei Planung, Koordination sowie mit Fachexpertise.