§42c Energy Sharing: Für wen es sich wirklich rechnet, und für wen nicht

PV-Anlage
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Disclosure vorab: Ich bin Founder von pv-strom-teilen, einer §42c-Energy-Sharing-Initiative im Pre-Launch. Heißt: ich habe Interesse am Thema, schreibe die Faktenlage trotzdem nüchtern, und wenn jemand mich korrigiert, lerne ich gern dazu.

§42c EnWG ist seit 1. Juni 2026 in Kraft, die rechtliche Grundlage für Energy Sharing. Online liest man entweder "endlich Strom an den Nachbarn verkaufen und richtig sparen" oder "bringt eh nichts wegen der Netzentgelte". Beides ist zu pauschal. Ich versuche hier die ehrliche Einordnung, wer wirklich profitiert.

Zuerst der wunde Punkt: die Netzentgelte

Anders als in Österreich (28 % Reduktion lokal, 64 % regional) gibt es in Deutschland KEINE Netzentgelt-Reduktion für geteilten Strom. Das volle Netzentgelt fällt an, auch wenn der Strom 50 m über die Straße fließt. Das ist der Grund, warum sich Energy Sharing für den klassischen Eigenheim-Fall (kleine Anlage, Privathaushalt als Abnehmer) kaum lohnt. Wer euch 200 bis 400 Euro im Jahr für eine 10-kWp-Anlage verspricht, rechnet gegen einen teuren Festtarif, nicht gegen einen dynamischen Tarif. Gegen einen dynamischen Tarif schrumpft der Vorteil auf die gesparte Stromsteuer (gut 2 ct/kWh), minus Dienstleistergebühr. Dünn.

Warum dünn? Weil Sharing nur liefern kann, wenn die Sonne scheint, also mittags. Genau dann ist der Börsenpreis am niedrigsten (2025: 525 Stunden mit negativen Preisen, fast alle mittags). Wer einen dynamischen Tarif hat, zahlt mittags also ohnehin wenig. Der Sharing-Festpreis liegt dann oft drüber. Das muss man ehrlich sagen.

Wo es sich trotzdem rechnet: zwei Seiten, die zusammenpassen

Der eigentliche Hebel liegt nicht beim kleinen Eigenheim, sondern bei einer ganz bestimmten Paarung:

ERZEUGER-Seite: größere Anlagen in der Direktvermarktung. Die bekommen für ihren Mittagsüberschuss real nur den day-ahead-Preis minus Vermarktungsgebühr, mittags also oft 2 bis 3 ct. Bei negativen Preisen sogar null, weil §51 EEG die Förderung dann streicht. Dieser Mittagsstrom ist für den Betreiber fast wertlos. Über Sharing kann er ihn zu einem festen, höheren Preis abgeben, sagen wir 6 ct. Das ist eine Verdopplung gegenüber der Direktvermarktung mittags. Und er muss nicht alles sharen, er kann aufteilen: ein Teil ins Sharing, der Rest weiter in die Direktvermarktung.

ABNEHMER-Seite: kleine und mittlere Betriebe. Die verbrauchen tagsüber, also genau dann, wenn die Sonne liefert. Der zeitliche Gleichlauf, der beim Privathaushalt das Problem ist, wird beim Gewerbe zum Vorteil. Und KMU sind aus Planbarkeitsgründen fast nie in einem dynamischen Tarif, sondern in einem Gewerbe-Festtarif, weil sie kalkulierbare Stromkosten brauchen und niemanden haben, der den ganzen Tag die Börse beobachtet. Ihre reale Alternative ist also der Festtarif (um die 28 ct), nicht der dynamische Tarif. Gegen den Festtarif ist Sharing klar günstiger.

Eine konkrete Rechnung

Erzeuger, 100-kWp-Dachanlage in Direktvermarktung, teilt 28.000 kWh/Jahr Mittagsstrom:

  • Direktvermarktung mittags: ~2,5 ct/kWh, also rund 700 Euro
  • Sharing zu 6 ct/kWh: 1.680 Euro
  • Mehrerlös: rund 980 Euro/Jahr, plus er verschenkt nichts mehr bei negativen Preisen.

Abnehmer, KMU mit 40.000 kWh/Jahr, davon 55 % tagsüber zeitgleich gedeckt (~12.000 kWh über Sharing):

  • Gewerbe-Festtarif 28 ct vs. Sharing-Endpreis ~22,6 ct brutto auf den geteilten Anteil
  • Ersparnis: grob 1.500 Euro/Jahr gegenüber dem Festtarif.

Beide Seiten gewinnen. Der gemeinsame Vorteil kommt aus dem fast wertlosen Mittagsstrom, dem Wegfall der Stromsteuer (unter 4,5 km) und der wegfallenden Vermarktungs- und Lieferantenmarge. Nicht aus einer Netzentgelt-Reduktion, die gibt es ja nicht.

Was Speicher ändert

Mit Speicher beim Erzeuger oder Abnehmer kann man den Solarstrom in die teuren Abendstunden verschieben. Dann liegt der Sharing-Festpreis klar unter dem dynamischen Abendpreis (16 ct plus). Das macht die Rechnung nochmal deutlich besser. Kostet aber Speicher, und oft will der Erzeuger den selbst nutzen.

Für wen es sich NICHT lohnt

  • Kleine EEG-Anlagen mit fester 8-ct-Vergütung: zu wenig Erzeuger-Anreiz.
  • Reine Abend-Haushalte als Abnehmer: kein Tagverbrauch, kein Match.
  • Wer rein auf den absolut niedrigsten Preis optimiert und flexibel ist: der fährt mit einem dynamischen Tarif meist besser.

Mein Fazit

Energy Sharing ist 2026 kein Goldrausch und kein Massenmarkt für jeden PV-Besitzer. Es ist erzeugergetrieben: es löst das Problem des wertlosen Mittagsstroms, das durch die negativen Preise immer größer wird, und trifft auf der Abnehmer-Seite die Betriebe, deren Lastprofil ohnehin zur Sonne passt. Für diese Paarung rechnet es sich auch ohne Netzentgelt-Reduktion. Kommt die Reform irgendwann (politisch für 2027/2028 in Diskussion), öffnet sich das auch für Privathaushalte.

Würde mich interessieren, wie ihr das seht, vor allem die, die größere Anlagen in der Direktvermarktung betreiben: Was bekommt ihr aktuell für euren Mittagsstrom, und bei wie vielen negativen Stunden seid ihr 2025 real bei null gelandet?

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Hallo Alexander,

interessanter Ansatz - damit haben wir uns noch nicht befasst.

Neben einer neuen PV (14,4 kWp) auf eigenem Dach haben wir ein Investitionsobjekt in Meck-Pom mit fast 1000qm PV-Fläche, 92 kWp aus 2013. Noch sind wir in der EEG-Förderung mit durchschnittlich 13 ct/kWh, wobei wir 10% direkt vermarkten müssen (damalige Regelung).

In 7 Jahren fallen wir aus der Förderung, dann wäre dieses Modell interessant.

Genau gegenüber befindet sich ein Altenheim, das sicherlich gegen Mittag ordentlich Strom verbraucht für die Zubereitung des Essens und auch den ganzen Tag über einen ordentlichen Grundbedarf haben wird. Theoretisch könnte man da 30m Leitung verlegen und hätte einen direkten Kunden ohne Netzentgelte? Vermutlich gibt es aber zu viele bürokratische Hürden für diese Lösung.

Du könntest uns ja mal eine kurze Aufstellung machen, womit wir realistisch rechnen könnten und welche Alternativen es zur Direktvermarktung gibt.

Von diesen Investitionsmodellen dürfte es einige geben, die in wenigen Jahren aus der Förderung fallen. Ein Kollege aus dem Informatikbereich hat sich hier vor etwa 15 Jahren selbständig gemacht und solche PV-Anlagen in der Größenordnung von 50 - 500 kWp geplant und über einen Partner gebaut - ich kenne da einige.

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@paddy72 Hallo paddy72,

das ist ein richtig gutes Beispiel, weil bei dir gleich zwei Dinge zusammenkommen: eine größere Anlage, die absehbar aus der Förderung fällt, und ein Abnehmer direkt gegenüber, dessen Lastprofil kaum besser passen könnte. Ein Altenheim zieht mittags ordentlich (Küche) und hat ganztags einen hohen Grundlast-Anteil. Genau der tagsüber laufende Verbrauch, der zur PV passt.

Ehrliche Einordnung: Solange ihr noch eure ~13 ct EEG bekommt, lohnt sich gar kein Wechsel. Die 13 ct schlagen jede Sharing- oder Liefervariante. Das Thema wird erst mit dem Förderende relevant, dann aber deutlich.

Wenn die Anlage aus der Förderung fällt, ist eure Alternative der reine Marktwert über die Direktvermarktung, realistisch im Jahresmittel grob 5 bis 7 ct/kWh, mittags eher weniger. Das ist die Latte, die jede andere Option schlagen muss. Drei Wege, vom besten zum einfachsten:

  1. Direktleitung (§3 Nr. 12 EnWG). Eure 30-m-Idee. Wenn die Leitung nicht durchs öffentliche Netz läuft, fallen weder Netzentgelte noch Stromsteuer an. Das ist mit Abstand die beste Marge. Der Haken ist nicht "zu viel Bürokratie" pauschal, sondern eine konkrete Frage: Liegt eine öffentliche Straße zwischen euch und dem Altenheim? Dann ist die Querung das Problem (Wegerecht, Genehmigung, Gefahr der Einstufung als Netz). Grenzen die Grundstücke direkt aneinander oder gibt es eine private Querung, ist es machbar und klar die erste Wahl.

  2. §42c Energy Sharing oder ein PPA übers öffentliche Netz. Kein Leitungsbau, dafür fällt das volle Netzentgelt an. Trotzdem für beide attraktiv: ihr bekommt mehr als den Marktwert, das Altenheim zahlt weniger als seinen Gewerbetarif. Bei einem festen Großabnehmer wie einem Altenheim ist ein direktes PPA oft der sauberste Weg.

  3. Reine Direktvermarktung. Einfachste Variante, aber schlechteste Marge. Die Baseline, gegen die ihr rechnet.

Grobe Größenordnung: Wenn das Altenheim z.B. 40.000 kWh/Jahr von euch zeitgleich abnimmt, liegt zwischen "Direktleitung" und "Marktwert" ein mittlerer vierstelliger Betrag pro Jahr. Über Netz mit Netzentgelt schrumpft das, bleibt aber deutlich über der reinen Vermarktung. Genau beziffern lässt sich das erst mit eurem Ertrag, dem Altenheim-Lastprofil und der baulichen Frage zur Leitung.

Was du zu den Anlagen sagst, die in den nächsten Jahren aus der Förderung fallen, ist übrigens der Kern der ganzen Sache. Diese Post-EEG-Welle, vor allem im Bereich 50 bis 500 kWp, ist genau die Konstellation, bei der sich das rechnet. Wenn du magst, rechne ich dir den konkreten Fall mit dem Altenheim mal sauber durch, sobald du Ertrag und grob den Altenheim Verbrauch hast. Würde mich ehrlich interessieren.

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Danke für die fundierte Antwort.

Die Anlage sitzt auf einer ländlich gelegenen Scheune in Mecklenburg-Vorpommern und ist von uns ca. 700 km entfernt. Wir sind letztes Jahr zum 2. Mal dort gewesen, weil unser Solarlog immer wieder den Geist aufgibt bzw. keine Daten mehr sendet.

Zwischen Scheune und Altenheim verläuft nur ein Feldweg, keine geteerte Straße, wenn ich es recht in Erinnerung habe. Glaube es ist ein altes Kopfsteinpflaster halb durchwachsen mit Wiese. Der Netzanschlußkasten ist direkt an der Seite zum Altenheim hin, das wäre sicher mit 30-40 m Kabel machbar. 30m müßten ca. aufgegraben werden. Den Anschluß müßte wohl ein Elektriker vornehmen. Keine Ahnung was sowas kostet, aber eine größere 4stellige oder kleinere 5stellige Summe wird es vermutlich sein?

Das Lastprofil des Altenheims kennen wir nicht, müßte das nächste Mal erfragen, ob die überhaupt Interesse haben. Es ist nicht allzu groß, schätze ca. 30 - 40 betreute Menschen. Die Grundlast müßte unsere PV zu 90% abdecken von März - Oktober schätze ich.

Im Schnitt produziert unsere Anlage zwischen März und Oktober ca. 300 kWh/Tag, im Sommer bis zu 600.

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Ich fürchte, sobald es getrennte Flurstücke sind, hält der Netzbetreiber die Hand auf, auch wenn man selber die Leitung finanzieren würde. Kann mich aber nur dunkel an ein YT von Laudeley errinnern und das war auch schon ne Weile her.

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Frisches Video von Andreas! https://www.youtube.com/watch?v=HIkkpOQiERI
Umsetzung erst ab dem St. Nimmerleinstag, interessante Nutzungsfälle gestrichen und finanziell natürlich auch maximal unattraktiv gemacht ...

So hilfreich wie der Biotreppenwitz ... Bleibt wohl nur die Hoffnung auf die EU ...

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Hallo,
ich beschäftige mich seit Februar mit dem Thema. Neben der fehlenden Netzentgelt-Reduktion sind die bürokratischen Hürden dazu geeignet, dass ESC in Deutschland nicht zum Laufen kommt.

Meine Anfragen beim VNB (bei uns E.Dis) wurden nie beantwortet. (Die meisten Fragen wurde durch Videos wie das von Andreas nun schon beantwortet.)

Was meiner Auffassung nach ein absoluter Witz ist, dass nur eine (1) Erzeugeranlage in der ESC-Gemeinschaft einspeisen darf!

Gerade größere Gemeinschaften (wie in Ö) profitieren von der Vielzahl von Lastprofilen (privat, KMU, Gemeinden) und diversen Erzeugern (PV, Wind, Biomasse).

Mein Fazit: Katherina die Große schützt die Großen!

VG

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Ich sehe es anders.

Gerade für aktuellere Anlagen (nach Februar 2025) kann Energy Sharing durchaus sehr interessant sein.

  • Anlagen, die nach Februar 2025 in Betrieb genommen wurden, erhalten bei einem negativen Börsenpreis keine Vergütung.
  • Die Vergütung beträgt - abhängig von der Inbetriebnahme - maximal 7,94Ct / kWh

Beide Probleme sind über Energy Sharing behebbar:

  • Der negative Börsenpreis gilt nicht für den mit dem Abnehmer vereinbarten Vertrag ... also zumindest nicht, so lange man einen Fixbetrag vereinbart hat.
  • Trotz Netzentgeld (~ 6,5 - 13 Ct/kWh), eventueller Stromsteuer (ab 4,5km Entfernung ~ 2 Ct/kWh), Dienstleisterkosten und Smart Meter / Steuerbox-Kosten ist ein angepeilter Verkaufspreis von 12 bis 15 Ct / kWh realistisch und profitabel.
  • Einnahmen aus dem ES sind über die Kleinunternehmer-Regelung steuerfrei, hier sind wohl keine versteckten Zusatzkosten nebst den oben erwähnten zu erwarten.

Entscheidend ist, dass man genügend Partner hat (und somit eher eine Unterversorgung anzielt) und man im Idealfall auf die "Live"-Daten der Partner zugreifen kann, um seine Einspeisung auf deren Verbrauch abstimmen zu können.

Ein riesiger Vorteil ist hier, dass die effektive Abrechnung über 15 Minuten Perioden erfolgt. Die Einspeisung muss also nicht jederzeit den aktuellen Verbrauch treffen, sie muss lediglich dafür sorgen, dass kurz vor dem Ende der jeweiligen Periode die Bezüge und Einspeisung ausgeglichen sind.

Das ganze funktioniert natürlich nur mäßig, wenn die eigene PV nach dem leider üblichen Vorgehen "erst eigenen Akku vollmachen, dann alles rausballern" arbeitet.

Aber ansonsten ist's eine einfache Rechnung. Beispiel:

  • Anlage: 10 kWp
  • Einspeisung im Jahr: 6000 kWh
  • Einspeisevergütung nach EEG:
    • 450€
    • 1/3 der interessanten Sonnenstunden haben einen negativen Börsenpreis
      Im schlimmsten Fall bleiben also 300€, selbst mit Optimierung, Akku u.s.w. wird es schwer, 400€ zu erreichen
  • Mit Energy Sharing:
    • 720€, wenn die Einspeisung komplett bei den Partnern platziert werden konnte
    • Realistisch je nach Optimierungsgrad vermutlich zwischen 500 und 650€.
    • an den Partnern "vorbeigelieferte" Energie landet in der Direktvermarktung, wird also dementsprechend ebenfalls vergütet.
    • Effektiv ließe es sich sogar nutzen, wenn der Direktvermarktungsertrag über dem mit den Partnern vereinbarten Fixbetrag läge. Zwar nicht die feine, englische Art ... aber machbar.
      Dann würden die ES-Partner "nur noch" als Preis-Deckel nach unten fungieren ^^

Ich sehe da schon einen spürbaren Unterschied.
Das Smart Meter muss so oder so bezahlt werden, es kommen ggf. lediglich noch die Kosten für die Steuerbox dazu (gedeckelt auf 50€ im Jahr).

Und die Partner haben dafür Strom für ~25 Ct / kWh, anstatt der derzeit eher üblichen 31,4 bis 37,0 Cent. Dafür haben sie zwar auch die zusätzlichen Kosten von 50€ im Jahr für den Smart Meter, aber einerseits rechnet sich das dennoch relativ schnell und andererseits werden - irgendwann, wenn die VNBs das noch hinbekommen sollten - sowieso alle auf diese Technik umgerüstet (also 2080 oder so :slight_smile:)

Aber davon ab ist derzeit natürlich der eklatante Mangel an Dienstleistern ein riesiges Problem.
Da nützt der "schöne", neue, gesetzliche Rahmen gerade herzlich wenig.

Falls jemand einen Geheimtip hat:
Immer her damit. :slight_smile:

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Hast Du da die Grundgebühr reingerechnet, die der Abnehmer ja trotzdem hat, dass Du zu solchen Werten kommst? Mein Arbeitspreis ist so bei 26.x ct/kWh inkl MWSt

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Die Werte (31,4 bis 37 Ct) sind eine Schätzung für Bestandskunden (ich liege z.B. aktuell bei 29,5 Ct, was auch dem Arbeitspreis realistischer Angebote für Neukunden in Rheinhessen entspricht).
Neukunden können aktuell tatsächlich ab 23 Ct starten, je nach dem, wo sie wohnen.

Aber leider haben solche Preise ja keinen langen Bestand und die Menschheit ist gern zu bequem oder von ihrem Anbieter zu sehr überzeugt, um zu Wechseln. :slight_smile:

Entscheidend ist, welcher Teil auf den vereinbarten Arbeitspreis noch obenauf kommt. Mit 25 Ct/kWh habe ich ziemlich konservativ gerechnet (12 Ct Arbeitspreis, 10 Ct Netzendgeld, 2 Ct Steuer, 1 Ct Dienstleister).

Letztlich hängt es vom fälligen Netzentgeld der eigenen Region ab, wie viel man verlangen kann, um noch spürbar unter dem Preis der regulären Anbieter zu bleiben.
Wobei man da ja auch sagen muss: das Netzentgeld ist für alle in der Region gleich - also müssen auch andere Lieferanten das in ihrer Kalkulation drin haben und entsprechend ist ihr Preis dann auch regionsabhängig höher oder niedriger. Und damit wird es sich vermutlich ziemlich ausgleichen.

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Aber Kunden, die sich für Energy Sharing begeistern können, werden ja wohl auch kaum wie "Oma Erna" brav über Jahrzehnte bei ihrem Grundversorger bleiben. Von daher ist das aus meiner Sicht dann doch die falsche Bezugsgröße. Die unterschiedlichen Netzentgelte je nach Region machen es natürlich auch nicht einfacher zu vergleichen, bei 900 Netzbetreibern ...

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@jensdecker

Das hängt davon ab, wo Du Deine Abnehmer suchst. ^^

Ich kann hier z.B. meine Mutter, meine Ex-Partnerin und ein älteres Mieterpaar trotz 40km Entfernung sowie meinen Schwiegervater mit 5km Entfernung wunderbar versorgen, da das EWR ein sehr weitreichendes Netz hat. Ab 2028 soll die VNB-Grenze außerdem auch noch fallen.

In meiner umliegenden Nachbarschaft ist alles Baujahr 1950 - 1960 und auch da ließe sich sicher auch noch aquirieren, wenn ich lieb frage. Bis auf die Smart Meter Kosten und eine zusätzliche Überweisung ab und an entstehen dabei für den Abnehmer keine zusätzlichen Kosten, Mindestlaufzeiten, Nachteile oder Aufwände.
Also gerade für die ältere Generation sicher interessanter, als ein eigenes Balkonkraftwerk hinzustellen und zu unterhalten.

Und wie gesagt:

Hier stehen sich 25 Ct von mir oder alternativ 29 Ct vom günstigsten Anbieter in meiner Ecke für für 2 Jahre gegenüber. Bei den oben genannten weiß ich, dass sie aktuell um die 35 Ct je kWh zahlen ... da macht das schon einen spürbaren Unterschied.

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OK, 25 versus 29 oder 30 ct wäre dann denke ich der faire Vergleich. Wenn Du sie überzeugst was zu ändern und sie sich damit beschäftigen, würden sie ja wohl auch den Versorger wechseln, wenn sie nicht aus ideelen Gründen bleiben wollen (fördern meinen Sportverein, …).

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