Mitteilung Nr. 73 zur Umsetzung des Beschlusses GPKE
- Beschlusskammer 6 -
Az.: BK6-06-009
07.07.2026
Umsetzung der Gemeinsamen Nutzung elektrischer Energie nach § 42c EnWG („Energy Sharing“)
Die Beschlusskammer 6 hat sich in den vergangenen Monaten mit verschiedenen Fragestellungen befasst, die sich auf die Umsetzung von Energy Sharing nach § 42c EnWG, insbesondere im Rahmen der elektronischen Marktkommunikation, beziehen.
Zur Unterstützung einer einheitlichen, zügigen und rechtskonformen Umsetzung des Energy Sharing erteilt sie daher die nachfolgenden Hinweise:
Bei der Ausgestaltung eines Energy Sharing sind die bestehenden rechtlichen Rahmenbedingungen des deutschen Strommarktes zu beachten, in die sich jede denkbare Umsetzungsvariante einzufügen hat. Maßgeblich ist dabei insbesondere, dass gemäß § 20 Abs. 1a Satz 5 EnWG über einen Bilanzkreis ein Ausgleich zwischen Einspeisung und Entnahme stattfindet. Dieses Prinzip findet auch Widerhall in den Geschäftsprozessen zur Kundenbelieferung mit Elektrizität (GPKE), wo festgelegt ist, dass jede Einspeise- oder Entnahmestelle einem Bilanzkreis zuzuordnen ist (GPKE, Teil 1, Kapitel 8.1.). Da über das Bilanzkreissystem in bestehender Ausprägung über Transparenz und kaufmännische Verantwortlichkeiten letztlich Belangen der Systemsicherheit Rechnung getragen wird, wird in der Rechtsprechung und der Rechtsauslegung davon ausgegangen, dass Marktlokationen vollständig einem Bilanzkreis zugeordnet sein müssen und alle über Netzanschlüsse stattfindenden Einspeisungen und Entnahmen bilanziert werden (vgl. etwa OLG Düsseldorf VI-3 Kart 29/22; Theobald/Kühling/Hartmann/Wagner EnWG § 20 Rn. 43; Sötebier - Bourwieg/Hellermann/Hermes, EnWG § 13, Rn. 90).
Dieses das deutsche Energiewirtschaftssystem prägende Strukturprinzip ist ausweislich der Gesetzgebungsmaterialien auch dem Energy Sharing nach § 42c EnWG zugrunde zu legen. Insofern heißt es, dass „die Erfüllung der im Rahmen des Netzzugangs notwendigen Pflichten und ordnungsgemäße Abrechnungen zu gewährleisten“ sind. Als konkretes Beispiel wird in den Gesetzgebungsmaterialen sodann explizit die „Verpflichtung zur Bilanzierung eingespeister und entnommener Energiemengen, die sich aus § 20 Absatz 1a ergibt“ genannt (vgl. BT-Drucksache 21/1497 S. 155). Im Übrigen geht auch der europäische Normgeber von einer Einbindung von Energy Sharing in das bestehende Bilanzierungssystem aus, da aktive Kunden „für die von ihnen verursachten Bilanzkreisabweichungen finanziell verantwortlich“ sind (vgl. Erwägungsgrund 24 RL (EU) 2024/1711).
Die vom BDEW in engem Austausch mit der BNetzA erarbeiteten Überlegungen zum Energy Sharing haben mit fortschreitender Ausdetaillierung demgegenüber aufgezeigt, dass eine Abwicklung, bei der die Koordination der Energy-Sharing-Mengen vorrangig über den Netzbetreiber erfolgt, erhebliche zusätzliche Komplexität erzeugen und umfangreiche IT-Anpassungen erfordern würden. Zugleich könnte hierdurch die kaufmännische Verantwortlichkeit und Transparenz der im Netz transportierten Energie nicht im vergleichbaren Maß gewahrt bleiben, weil nicht mehr sämtliche Mengen vollständig und eindeutig im System der Bilanzkreisbewirtschaftung abgebildet wären.
Hinzu kommt, dass die mit Energy Sharing verfolgten Zielsetzungen im Rahmen des von der Bundesnetzagentur bereits per FAQ veröffentlichten so genannten „Dienstleistungs-Modells“ bereits innerhalb des bestehenden Marktmodells sachgerecht abgebildet werden können, was auch der BDEW als eine Umsetzungsmöglichkeit aufgezeigt hatte (siehe: https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Vportal/Energie/Energy_Sharing/start.html)
Das geltende System der Lieferanten- und Bilanzkreiszuordnung stellt insbesondere die erforderliche Zuordnung aller erzeugenden und verbrauchenden Marktlokationen für die Abrechnung und Bilanzierung der Energiemengen sowie eine transparente Verantwortungszuweisung zwischen den Marktrollen sicher.
Die vollständige Bilanzierung der Netzeinspeisung ist zudem für die Zuordnung der zum Energy Sharing genutzten EE-Anlage zur Direktvermarktung erforderlich und ermöglicht die EEG-Förderung der Marktprämie grundsätzlich auch für die Energy Sharing-Einspeisung, vgl.
Bundesnetzagentur - Solaranlagen und andere EE-Anlagen (siehe die letzten beiden Fragen unter dem Abschnitt „Nutzung, Förderung, Verantwortung“).
Im Rahmen dieses Dienstleistungs-Modells sind darüber hinaus auch komplexere Konstellationen möglich, etwa die Einbindung mehrerer erzeugender und verbrauchender Marktlokationen oder bilanzierungsgebiets- und regelzonenübergreifende Lieferbeziehungen, ohne die Grundlogik der Bilanzkreisbewirtschaftung aufzugeben. Ein weiterer Vorteil besteht darin, dass zusätzliche Implementierungsaufwände für spätere Umsetzungsstufen des Energy Sharing vermieden werden können.
Zu beachten ist, dass Lieferanten (unabhängig davon, ob sie Direktvermarkter sind) nicht verpflichtet sind, diese Dienstleistung anzubieten. Wenn der bisherige Lieferant ein solches Dienstleistungspaket anbietet, müssen entsprechende vertragliche Vereinbarungen getroffen werden. Bietet der bisherige Lieferant die jeweils erforderlichen Dienstleistungen nicht an, muss unter Beachtung der Kündigungsregelungen und Fristen ein neuer Vertrag mit einem frei gewählten Anbieter geschlossen werden.
Innerhalb des bestehenden Modells der Lieferanten- und Bilanzkreiszuordnung ist es möglich, ein Energy Sharing Vorhaben bereits jetzt unter Einhaltung der Vorgaben von § 42c EnWG umzusetzen. Eine entsprechende Umsetzung gewährleistet Markttransparenz, Bilanzkreistreue, diskriminierungsfreie Prozessabwicklung und Anschlussfähigkeit an die bestehenden Festlegungen zur Marktkommunikation.
Da mit dem Dienstleistungsmodell somit eine Option für Energy Sharing besteht, gibt es nach § 42c EnWG keine weiteren Umsetzungserfordernisse für Netzbetreiber, um sicherzustellen, dass ab dem 1. Juni 2026 innerhalb des Bilanzierungsgebiets und ab dem 1. Juni 2028 innerhalb des Bilanzierungsgebiets und angrenzender Bilanzierungsgebiete derselben Regelzone die gemeinsame Nutzung von Elektrizität möglich ist (vgl. § 42c Abs. 4 EnWG).
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