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Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Wirtschaftlichkeit Strom : Energy Sharing

Bilanzkreis & Energy Sharing

Ergänzende Informationen zu Stromnetze, Speicher & Direktleitung.

Das kommunale Bilanzkreismodell — der Strom „kommt tatsächlich an"

Hinter Regionalstrom steckt ein Bilanzkreis: Sämtliche Erzeuger und Verbraucher werden bilanziell zusammengefasst. Bindet ein Stadtwerk oder Regionalwerk seine lokalen Anlagen in den eigenen Bilanzkreis ein und beliefert daraus seine Kund:innen, kann es zusichern, dass der vor Ort erzeugte Strom auch bilanziell bei den lokalen Abnehmern ankommt — der Reststrom (Flaute, Wartung) wird ergänzt. Das ist die kommunale Variante des „Sleeving": Das Stadtwerk übernimmt Bilanzkreis, Prognose, Spotmarktzugang und Reststrombeschaffung.

Kommunales BeispielWas es zeigt
Stadtwerke Speyer — RegionalstromWindpark Hatzenbühl + fünf PV-Anlagen im eigenen Bilanzkreis, 50-km-Umkreis. Überschuss-Solarstrom seit 2023 als Regionalstrom für Bürger:innen.
Stadtwerke Detmold — Windstrom im eigenen BilanzkreisLokale Erzeugung wird in die eigenen Bilanzkreise integriert und vermarktet — besonders für den Weiterbetrieb nach Auslaufen der EEG-Vergütung (Ü20). Braucht Windprognosen, Spotmarktzugang, hochverfügbare IT.
Stadtwerke Tübingen — DirektbelieferungBeliefert Universität und Uniklinikum direkt mit eigenem Ökostrom aus dem Solarpark — kommunaler Anker-Abnehmer.
Stadtwerke Arnsberg / BonnRegionalstrom zu 100 % aus 50-km-Radius bzw. unter Einbindung eines genossenschaftlichen Windparks — Bilanzkreis als Wertschöpfungs- und Akzeptanzinstrument.
BEG Freising — Bürger-StromEine Bürgerenergiegenossenschaft liefert Wind- und Solarstrom aus dem Landkreis direkt in den Bilanzkreis ihrer Bürger-Strom-Kund:innen — BEG als Lieferantin.

Eine Bürgerenergiegenossenschaft (BEG) bündelt lokale Ersparnisse zu geduldigem, ortsgebundenem Kapital — über Genossenschaftsanteile (Eigenkapital) oder Nachrangdarlehen (Quasi-Eigenkapital, oft über die Schwarmfinanzierungsausnahme § 2a VermAnlG mit geringerer Prospekthürde). Bei gebündelten Vorhaben kann die BEG eine anteilige Eigenkapitaltranche neben Regionalwerk/kommunaler Gesellschaft übernehmen. Das ist doppelt wertvoll: Es schließt die Kapitallücke und schafft zugleich die Akzeptanz, die kein Pachtvertrag liefert — aus Betroffenen werden Miteigentümer.

Ehrlich eingeordnet

Regionalität entsteht meist über die anteilige Einbindung von Anlagen in den Bilanzkreis aus der sonstigen Direktvermarktung; die Grünstromeigenschaft bleibt über Herkunfts-/Regionalnachweise (Regionalnachweisregister) erhalten und darf in der Stromkennzeichnung ausgewiesen werden. Wirtschaftlich ist das anspruchsvoll: Die Erzeugungskosten liegen meist über dem Börsenpreis, weshalb regionale Direktvermarktung oft nur über entgegenkommende Verträge mit dem lokalen Stadtwerk kostendeckend wird. Der Mehrwert liegt zunächst in Wertschöpfung, Kundenbindung und Akzeptanz — nicht im kurzfristigen Margenvorteil.

Energy Sharing & gemeinschaftliche Versorgung — § 42a/b/c EnWG bewertet

Parallel zum PPA gibt es drei gesetzliche Wege, lokal erzeugten Strom zu teilen. Sie unterscheiden sich fundamental in Reichweite, Netzentgelten und Aufwand.

ModellReichweiteNetzentgelteKurz
Mieterstrom (§ 21 EEG)im Gebäude/Quartierreduziert + ZuschlagHöhere Erlöse, aber volle Lieferantenpflichten.
Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung — GGV (§ 42b EnWG, seit Solarpaket I 05/2024)nur innerhalb der Kundenanlage des Gebäudeskeine (Strom verlässt das Netz nicht)Schlanke Variante: kein Energieversorgerstatus, keine Netzentgelte — aber kein Zuschlag und nicht über die Grundstücksgrenze.
Energy Sharing (§ 42c EnWG, seit 22.12.2025; VNB-Pflicht ab 01.06.2026)über das öffentliche Netz, ganzes Bilanzierungsgebiet (ab 06/2028 auch angrenzende Gebiete derselben Regelzone)volle Netzentgelte, Umlagen, SteuernÜberwindet Gebäudegrenzen — aber wirtschaftlich aktuell selten attraktiv.

Was heute geht

  • Erstmals ein eigener Rechtsrahmen (§ 42c) — Umsetzung der EU-Strommarktrichtlinie.
  • Ausdrücklich auch für kommunale Unternehmen und juristische Personen des öffentlichen Rechts als Anbieter geöffnet.
  • Kein Energieversorgerstatus, keine BNetzA-Registrierung als Lieferant nötig — man bleibt Anlagenbetreiber.
  • GGV (§ 42b) ist heute oft die wirtschaftlich bessere Wahl im Gebäude.

Was (noch) nicht geht

  • Kein finanzieller Anreiz: § 42c sieht keine reduzierten Netzentgelte und keine eigene Vergütung vor — geteilter Strom trägt volle Entgelte, Umlagen, Steuern.
  • Smart-Meter-Engpass: Ende 2025 lag die Quote in Deutschland bei rund 5,5 % (Österreich ~95 %); ohne Viertelstundenmessung kein Sharing.
  • VNB nicht bereit: Prozesse und Verantwortlichkeiten vielfach ungeklärt.
  • Keine Pflicht zur Vollversorgung — Reststrom separat, mit schriftlichem Hinweis.

Was vielleicht kommt

  • Reduzierte Netzentgelte für lokal genutzten Strom — der entscheidende Hebel; ohne ihn bleibt Energy Sharing meist unwirtschaftlich.
  • Ausweitung auf angrenzende Bilanzierungsgebiete ab Juni 2028.
  • Beschleunigter Smart-Meter-Rollout, Muster-Verträge der Verbände.
  • Breiter Rollout realistisch erst ab etwa 2029; 2026 vor allem Pilotprojekte.

Contracting als ergänzender Weg

Wo es nicht um Stromabnahme, sondern um Effizienz im Gebäudebestand geht, ist Contracting der passendere Hebel — Effizienz und Wärme ohne eigene Investition, mit Einspargarantie. Das ist auf der Seite Gesellschaftsformen & Betreibermodelle ausgeführt (Energiespar- und Energieliefer-Contracting, LEA-Angebote, Contracting-Netzwerk Hessen).

Ausblick: systemdienliche Modelle — etwas weniger Rendite, deutlich weniger Kosten für die Allgemeinheit

Ein Gedanke über den heutigen Rahmen hinaus: Die meisten Modelle maximieren heute die private Rendite einzelner Anlagen. Plausibler — und möglicherweise akzeptierter — wären Modelle, in denen flexible lokale Last der realen lokalen Erzeugung folgt: Ladesäulen, Wärmepumpen und Batteriespeicher in Stromparks, die dann laden und verbrauchen, wenn vor Ort viel erneuerbarer Strom anfällt, und sich bei Knappheit zurückziehen. Das senkt Abregelung, Redispatch und Netzausbaubedarf — Kosten, die heute alle Netznutzer solidarisch tragen. Wer hier bewusst auf einen Teil der Maximalrendite verzichtet, erzeugt im Gegenzug einen sichtbaren Gemeinwohl-Nutzen: niedrigere Systemkosten für die Allgemeinheit. Diese Logik ist volkswirtschaftlich überlegen — sie scheitert bislang am Anreizrahmen (CAPEX-Bias, fehlende reduzierte Netzentgelte beim Energy Sharing), nicht an der Technik. Genau deshalb gehört sie auf die politische Agenda: ein faires statt eines maximalen Renditeziels, gekoppelt an messbare Entlastung — das ist der Kern eines Modells, das die Netzkooperation vom Konflikt zur gemeinsamen Aufgabe macht.

Stromabnahme strategisch aufsetzen

Ob PPA, kommunaler Bilanzkreis, Energy Sharing oder Contracting — die Wahl des Abnahmemodells entscheidet über Wertschöpfung, Risiko und Akzeptanz. Die LEA Hessen begleitet Kommunen bei der Auswahl und Strukturierung. 

Persönliche Beratung

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