Energy Sharing ist in allen drei DACH-Ländern gesetzlich verankert: in Österreich seit Jahren über Energiegemeinschaften, in der Schweiz seit Januar 2026 über lokale Elektrizitätsgemeinschaften und in Deutschland seit Juni 2026 über §42c Energiewirtschaftsgesetz (EnWG). Für Energieversorger stellt sich damit nicht mehr die Frage, ob, sondern mit welchem Modell sie starten.
Auf der exnaton KONFERENZ 2025 gab Thies Stillahn, Head of Sales DACH bei exnaton, die Modelle und Rahmenbedingungen eingeordnet. Wir fassen seinen Vortrag zusammen, aktualisiert auf den Stand von Oktober 2026: vom Rechtsrahmen in Deutschland, Österreich und der Schweiz über fünf konkrete Umsetzungsmodelle bis zu den Faktoren, die über die Skalierung entscheiden.
Negative Börsenstrompreise sind in Deutschland zum Normalfall geworden: 2025 lag der Day-ahead-Preis in 573 Stunden unter null, nach 457 Stunden 2024 und 301 Stunden 2023 (ZfK auf Basis von SMARD-Daten). Analysen von enervis erwarten bis 2032 rund 1.300 Stunden, selbst bei massivem Speicherausbau in Europa
Für Betreiber von PV-Anlagen bedeutet das sinkende oder ausbleibende Erlöse in Phasen hoher Einspeisung. Gleichzeitig wird die geförderte EEG-Direktvermarktung weiter angepasst und stärker in den Markt integriert. Daraus entstehen drei Bedarfe, die Energy Sharing zusammenführt:
Energy Sharing lässt sich zudem mit Batteriespeichern, Elektromobilität, Mieterstrom oder gemeinschaftlicher Gebäudeversorgung kombinieren, lokal wie überregional.
Energy Sharing ist die gemeinschaftliche Nutzung von erneuerbarem Strom, der lokal oder regional erzeugt und über das öffentliche Netz auf Teilnehmende verteilt wird. Je nach nationalem Recht wird es als Bilanzkreis- oder als Teilversorgungsmodell umgesetzt.
Die Mechanik ist in allen Modellen ähnlich:
Alle drei Länder haben einen Rechtsrahmen, aber mit unterschiedlicher Reife: Österreich skaliert seit Jahren, die Schweiz ist im ersten Betriebsjahr, Deutschland steckt in der operativen Einführung.
§42c EnWG ist nach Zustimmung des Bundesrats am 22. Dezember 2025 in Kraft getreten (FfE). Seit dem 1. Juni 2026 müssen Verteilnetzbetreiber Energy Sharing in ihrem Bilanzierungsgebiet ermöglichen. Das Modell im Überblick:
In der Fläche läuft die Umsetzung uneinheitlich. Mitte Juni 2026 standen mehrere Festlegungen der Bundesnetzagentur noch aus, etwa zu den Marktkommunikationsprozessen und zur Netzzugangsplattform nach §20b EnWG (elektronik-zeit). Hinzu kommt der langsame Smart-Meter-Rollout. Genau deshalb lohnt sich der Blick auf Bilanzkreismodelle, die unabhängig davon funktionieren.
Österreich zeigt, wie Energy Sharing in bestehende Marktstrukturen passt. Nach unserer Schätzung nehmen über 160.000 Zählpunkte an Energie- und Bürgerenergiegemeinschaften teil, bei einer Smart-Meter-Abdeckung von bis zu 95 %. Die Abwicklung läuft standardisiert über das EDA-Anwenderportal, rund die Hälfte der Teilnehmenden arbeitet mit Utility-Service-Providern.
Seit dem 1. Januar 2026 können Teilnehmende einer lokalen Elektrizitätsgemeinschaft (LEG) selbst erzeugten Strom innerhalb ihrer Gemeinde über das Verteilnetz austauschen. Für LEG-intern bezogenen Strom sinkt der Netznutzungstarif um 40 %, bei mehreren Netzebenen um 20 % (EKZ Tarifblatt LEG 2026). Teilnehmende brauchen einen Smart Meter, den Reststrom liefert der lokale Versorger.
Was die Schweiz aus den österreichischen Erfahrungen lernen kann, zeigen wir in Energiegemeinschaften in der Schweiz: Was LEGs vom österreichischen EEG-Modell lernen können.
Neben dem Teilversorgungsmodell nach §42c EnWG können Energieversorger Energy Sharing schon heute bilanziell umsetzen, ohne auf Festlegungen oder einen flächendeckenden Smart-Meter-Rollout zu warten.
Der Versorger kauft Strom aus erneuerbaren Anlagen über die Direktvermarktung und beliefert damit Verbraucher:innen. Anlagenbetreiber:innen erhalten eine fixe, variable oder dynamische Vergütung, getrennt nach dem an die Gemeinschaft verkauften Strom und den Überschüssen für Markt oder Dritte. Verbraucher:innen zahlen einen Preis für Gemeinschaftsstrom und einen für den Reststrom; alle Beteiligten werden in einem gemeinsamen (Sub-)Bilanzkreis geführt.
Der Versorger übernimmt Organisation, Bilanzierung und Versorgung aus einer Hand. Über Standardlastprofile lässt sich das Modell auch ohne Smart Meter starten, wie wir in Energy-Sharing für alle: Warum Deutschland nicht auf Smart Meter warten kann zeigen.
Für Unternehmen mit mehreren Standorten ist Energy Sharing besonders attraktiv: Überschüssiger PV-Strom eines Standorts wird bilanziell einem anderen Standort ohne eigene Erzeugung zugeordnet. Das erhöht die Eigenstromnutzung, senkt oft die Kosten gegenüber fixen Beschaffungspreisen und erlaubt Tarifmodelle mit PPAs, Tranchen und Spot-Komponenten. Auch unternehmensübergreifende Modelle für regionale Wirtschaftscluster sind möglich.
Dieselbe Logik funktioniert für Kommunen: Überschüsse etwa einer Schule mit PV-Dach versorgen andere kommunale Einrichtungen wie Rathaus oder Bauhof. So bleibt die Wertschöpfung in der Kommune.
Bürgerbeteiligung ergänzt jedes andere Modell um eine Kapitalbeteiligung der Bürger:innen an Erzeugungsanlagen. Wer mitfinanziert, identifiziert sich stärker mit dem Projekt, und die Akzeptanz neuer Anlagen steigt.
In Peer-to-Peer-Modellen ordnen Verbraucher:innen sich gezielt einzelnen Erzeugenden zu, etwa der PV-Anlage eines Landwirtschaftsbetriebs in ihrer Region. Der Versorger bleibt Intermediär und übernimmt Abwicklung, Bilanzierung und Belieferung. Die Zuordnung wird automatisiert auf Basis viertelstündlicher Messwerte berechnet, ein Wechsel der Erzeugenden erfordert keinen klassischen Lieferantenwechsel.
Sechs Faktoren entscheiden, ob Energy Sharing vom Pilotprojekt zum Massenprodukt wird:
Österreich erfüllt die meisten dieser Punkte bereits, was den Vorsprung erklärt. In Deutschland sind Punkt 1 und 6 die größten Engpässe, Punkt 5 ist der pragmatische Weg, trotzdem zu starten.
Mit exnatonSHARE setzt du jedes der fünf Modelle um, ohne dein Kernsystem zu ersetzen. Die Plattform übernimmt Community-Management, Viertelstunden-Allokation, Prognosen und Endkund:innen-Visualisierung und übergibt abrechnungsfähige Positionen an SAP, powercloud oder dein bestehendes ERP. Sie unterstützt Energiegemeinschaften nach EAG in Österreich, §42c EnWG und Bilanzkreismodelle in Deutschland sowie LEGs nach StromVG in der Schweiz.
Alle Funktionen im Detail findest du auf der Seite zu unserer Energy-Sharing-Plattform für Energieversorger.
Mit §42c EnWG, dem EAG und dem StromVG ist Energy Sharing in der gesamten DACH-Region rechtlich verankert. Die steigende Zahl negativer Preisstunden macht neue Absatzwege für Anlagenbetreiber:innen unverzichtbar, regionale Netzentgeltvorteile machen das Angebot für Verbraucher:innen attraktiv.
Wer in Deutschland nicht auf die vollständige Umsetzung von §42c warten will, startet heute mit einem Bilanzkreismodell und wechselt später flexibel. Versorger, die jetzt in digitale Prozesse investieren, prägen die Energieprodukte der nächsten Dekade.
Du willst Energy Sharing in deinem Versorgungsgebiet starten? Sprich mit uns und finde heraus, welches Modell zu deinen Kund:innen passt.
