Energy Sharing scheitert an Netzentgelten: metergrid-Gründer rechnet erst 2029 mit Massenmarkt

Die Smart-Meter-Quote liegt bei 5,5 Prozent, 850 Netzbetreiber arbeiten ohne gemeinsame Standards - und der wirtschaftliche Anreiz fehlt vollständig. Julian Schulz, Gründer des Stuttgarter Dienstleisters metergrid, zieht zum Start eine nüchterne Bilanz.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 3 MIN. LESEN

Ab dem 1. Juni 2026 erlaubt Paragraf 42c des Energiewirtschaftsgesetzes das Energy Sharing in Deutschland: Wer eine Photovoltaikanlage betreibt, darf den Überschussstrom rechtssicher über das öffentliche Netz mit Nachbarn teilen. Julian Schulz, Gründer und Geschaeftsführer des Stuttgarter Energiedienstleisters metergrid, haelt die Erwartungen an diesen Start-Termin für unrealistisch. "Noch ist Energy Sharing ein Papiertiger", sagte er gegenüber der Wirtschaftswoche. "Nach dem 1. Juni wird vorerst nicht viel passieren. Das ist Fakt."

Die schwerste Hürde ist wirtschaftlicher Natur: die Netzentgelte. Auch lokal geteilter Strom, der nur wenige Hundert Meter über das öffentliche Netz transportiert wird, ist mit vollen Netzentgelten, Steuern, Abgaben und Umlagen belastet. Laut BDEW-Strompreisanalyse vom Januar 2026 machen diese Kostenbestandteile rund 60 Prozent des durchschnittlichen Haushaltsstrompreises aus. Schulz bringt es auf den Punkt: "Selbst wenn der Nachbar seinen Solarstrom verschenken würde, fressen die Netzkosten den Vorteil auf."

Das ist kein Detail, sondern ein Konstruktionsfehler. Strom, der lokal erzeugt und in der unmittelbaren Nachbarschaft verbraucht wird, berührt die übergeordneten Transport- und Übertragungsnetze physisch kaum. Das EU-Recht sieht explizit vor, dass Netzentgelte die tatsächliche Kostentragung widerspiegeln sollen. Eine Reduktion waere also keine Subvention, sondern die ehrliche Abbildung der Netzrealität. Deutschland hat diesen Schritt bislang nicht gemacht - anders als Österreich, wo die Netzentgelte für lokal geteilten Strom je nach Transportdistanz um bis zu 57 Prozent reduziert werden.

Das Ergebnis des österreichischen Weges spricht für sich: Seit Einführung des Erneuerbaren-Ausbau-Gesetzes im Jahr 2021 sind dort über 5.500 aktive Energiegemeinschaften entstanden. In Deutschland startet das Modell ohne diesen wirtschaftlichen Hebel - und ohne die technische Grundvoraussetzung. Die Einbauquote für intelligente Messsysteme liegt hierzulande laut Bundesnetzagentur bei gerade einmal 5,5 Prozent. Energy Sharing erfordert zwingend eine viertelstündliche Bilanzierung aller beteiligten Zähler. Fast 95 Prozent der deutschen Haushalte können am 1. Juni technisch nicht teilnehmen.

Die dritte Blockade ist prozessualer Natur. Deutschland hat rund 850 Verteilnetzbetreiber, jeder mit eigenen IT-Systemen und Anforderungen. Gemeinsame Standards für die Abwicklung von Energy-Sharing-Gemeinschaften existieren nicht. Schulz kennt das Problem aus zehn Jahren Mieterstrombusiness: „Beim Mieterstrom erleben wir es nach zehn Jahren immer noch, dass Netzbetreiber uns sagen: Wir kriegen es intern in unseren Systemen nicht abgebildet. Warum sollte das beim Energy Sharing anders sein?”

Die Marktkommunikationsregeln, die den Datenaustausch zwischen Erzeugern, Netzbetreibern und Messstellenbetreibern standardisieren, folgen dem Gesetz mit erheblichem Zeitverzug. Anschließend benötigen die Netzbetreiber erfahrungsgemäß zwei bis drei weitere Jahre für die softwareseitige Anpassung.

Hinzu kommt eine vierte Hürde, die im öffentlichen Diskurs wenig Beachtung findet: die Direktvermarktungspflicht. Das Gesetz schreibt vor, dass Erzeuger ihren nicht geteilten Überschussstrom über einen zugelassenen Direktvermarkter an der Börse handeln. Der Markt bietet jedoch kaum Produkte, die mit den kleinteiligen Datenflüssen des Energy Sharings kompatibel sind. Das Gesetz verlangt etwas, das sich am Markt derzeit schlicht nicht einkaufen lässt.

Schulz rechnet 2026 allenfalls mit vereinzelten Pilotprojekten engagierter Kommunen und Bürgerenergiegemeinschaften. Eine schrittweise Standardisierung der Prozesse hält er für 2027 und 2028 realistisch. Den breiten Rollout erwartet er frühestens 2029 - und nur dann, wenn die Politik bei den Netzentgelten nachsteuert. „Die Hürden sind derzeit noch zu hoch, um daraus ein skalierbares Produkt zu machen”, sagt der metergrid-Gründer.

Das gesellschaftliche Potenzial des Modells zweifelt Schulz dabei nicht an. 44 Millionen Menschen in Deutschland leben zur Miete und sind vom Solar-Boom bisher weitgehend ausgeschlossen. Energy Sharing könnte das ändern - wenn der Gesetzgeber drei Dinge anpackt: eine Netzentgeltreform nach österreichischem Vorbild, verbindliche IT-Fristen für die Netzbetreiber und eine koordinierende nationale Plattform mit Musterverträgen und Bilanzierungsregistern.

Als sofort umsetzbare Alternative empfiehlt metergrid Immobilieneigentümern weiterhin klassischen Mieterstrom oder die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung - beides funktioniert innerhalb der Gebäudegrenze ohne Netzentgelt-Belastung.

metergrid wurde 2021 in Stuttgart gegründet und hat sich auf Mieterstromprojekte und dezentrale Energieversorgung spezialisiert. Das Unternehmen begleitet Wohnungsunternehmen und Immobilieneigentümer von der Wirtschaftlichkeitsrechnung über behoerdliche Abstimmungen bis zur laufenden Abrechnung - mit einer vollständigen Software- und Hardware-Plattform für den Betrieb dezentraler Energiekonzepte.

5,5 %

SMART-METER-QUOTE DEUTSCHLAND

Anteil der Haushalte mit intelligentem Messsystem - Pflichtvoraussetzung fuer Energy Sharing. In Oesterreich sind es 97 Prozent. (BNetzA, Ende 2025)

850

VERTEILNETZBETREIBER

In Deutschland arbeiten rund 850 Verteilnetzbetreiber ohne gemeinsame IT-Standards für Energy Sharing. IT-Anpassung dauert 2-3 Jahre pro Unternehmen.

2029

REALISTISCHER MASSENMARKT

Frühestmöglicher Zeitpunkt für skalierbare Energy-Sharing-Produkte in Deutschland - aber nur mit Netzentgelt-Reform. (Einschätzung metergrid, Mai 2026)

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