Dynamische Abrechnungsmodelle als Basis für Energy Sharing

AKTIF Knowledge AKTIF opinion

Thursday, 2. July 2026

Im Zuge einer Anfrage der Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK) gab unser Leiter Vertrieb Mario Weber kürzlich seine Einschätzungen zum Thema Energy Sharing ab. Klar ist: Das Konzept hat Potenzial, aktuell gibt es jedoch noch einige Hürden für die Umsetzung. Den ganzen Artikel, in den seine Antworten eingeflossen sind, gibt es hier zum Nachlesen (hinter Paywall): https://www.zfk.de/digitalisierung/woran-es-beim-energy-sharing-aktuell-noch-hakt

1.    Wie bewertet AKTIF den aktuellen Umsetzungsstand von Energy Sharing aus Sicht der Marktkommunikation und IT-Systeme?

Man muss bei der Bewertung zwei Fälle klar trennen. Werden alle Beteiligten vom selben Lieferanten beliefert oder nicht? Haben alle denselben Lieferanten, ist die Umsetzung schon heute kein großes Problem, weil alle Mengen in einem Bilanzkreis zusammenlaufen. Sobald die Lieferanten getrennt sind, ist Energy Sharing ohne die passende Messtechnik jedoch schlicht nicht möglich. Genau hier liegt die zentrale Grundvoraussetzung: der Smart-Meter-Rollout. Und da steht Deutschland im internationalen Vergleich mit einstelligen Prozentwerten leider noch ganz am Anfang. Solange die intelligenten Messsysteme fehlen, bleibt vieles Theorie.

2.    Welche Marktprozesse und Datenflüsse sind aus Ihrer Sicht besonders betroffen, wenn Strom künftig zwischen einer erzeugenden und einer oder mehreren verbrauchenden Marktlokationen geteilt wird?

Für das Energy Sharing sollen ja keine gesonderten Marktkommunikationsprozesse geschaffen werden, man setzt hier auf die bestehenden Abläufe. Bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung nach § 42b EnWG nimmt der Vermieter auch keine Marktrolle als Lieferant ein, sondern regelt das Sharing über den Mietvertrag. Die eigentliche Aufteilung der Mengen muss dann über den Netzbetreiber laufen, der dafür ein Portal bereitstellen soll – was bislang aber noch nicht gängig ist. Beim Energy Sharing nach § 42c EnWG, etwa wenn ein Vater seine Tochter an einem anderen Ort mitversorgt, kommt allerdings ein zusätzlicher Datenfluss hinzu: Der Reststromlieferant muss über die gesharten Mengen informiert werden, sonst kann er nicht korrekt abrechnen.

3.    Welche Anpassungen werden bei Marktkommunikation, Schnittstellen und Datenformaten voraussichtlich nötig?

Bei den Datenformaten sehen wir keinen Bedarf für Änderungen. Bestehende Formate wie MSCONS oder EDIFACT reichen für die Abbildung aus, neue Formate braucht es dafür nicht. Die eigentlichen Anpassungen liegen eher in den Prozessen: Es muss sichergestellt sein, dass die Mengeninformationen zuverlässig zwischen den Marktpartnern fließen, insbesondere die Information an den Reststromlieferanten über die gesharten Mengen.

4.    Wo sehen Sie die größten Herausforderungen für ERP-, Abrechnungs-, Marktkommunikations- und Messsysteme?

Die größte Herausforderung ist die Abbildung und Berechnung der Umverteilungen in den Systemen. Die Abrechnungsmodelle müssen dynamisch werden und mit Zeitreihen umgehen können – das ist ein deutlicher Unterschied zur klassischen Abrechnung. Hinzu kommt eine bislang ungeklärte rechtliche Frage: Wenn gesharter Strom über das öffentliche Netz fließt, ist offen, wer die Netznutzung sowie die damit verbundenen Kosten und Risiken trägt. Solange das nicht geklärt ist, fehlt eine verlässliche Grundlage.

5.    Welche Rolle spielen Berechnungsformeln, Verwendungszwecke und die Zuordnung von Marktlokationen für die praktische Umsetzung?

Sie sind der Kern der praktischen Umsetzung. Entscheidend ist, dass die Systeme sauber abbilden, welche Menge von welcher erzeugenden Marktlokation an welche verbrauchende Marktlokation geteilt wird – und das über Zeitreihen hinweg. Über die Zuordnung und die Verwendungszwecke entscheidet sich, welche Mengen als gesharte Mengen und welche als Reststrom behandelt werden. Ist diese Berechnung sauber definiert, lassen sich die Umverteilungen auch korrekt abrechnen. Ist sie es nicht, wird es in der Praxis schnell unübersichtlich.

6.    Wie aufwendig dürfte die Abgrenzung zwischen Energy-Sharing-Mengen und Reststrommengen in der Praxis werden?

Der Aufwand hängt stark davon ab, ob die Abrechnungssysteme bereits dynamisch mit Zeitreihen arbeiten. Die Abgrenzung selbst ist im Prinzip klar – aus der gemessenen Gesamtmenge wird die gesharte Menge herausgerechnet, der Rest ist Reststrommenge –, aber sie muss eben auf Viertelstundenbasis erfolgen, und der Reststromlieferant muss die entsprechenden Mengen erhalten. Wo Systeme das heute schon können, ist es beherrschbar. Wo nicht, wird es aufwendig.

7.    Besteht aus Ihrer Sicht die Gefahr, dass Energy Sharing zunächst rechtlich möglich ist, aber systemseitig noch nicht durchgängig standardisiert abgebildet werden kann?

Diese Gefahr sehen wir klar. Energy Sharing kann rechtlich möglich werden und in der Praxis trotzdem an der fehlenden Standardisierung und an den noch nicht existierenden Portalen der Netzbetreiber scheitern. Dazu kommt die offene Frage der Netznutzung und der Kostentragung. Rechtlicher Rahmen und systemseitige Umsetzbarkeit laufen hier derzeit auseinander.

8.    Was sollten Stadtwerke, Netzbetreiber und Messstellenbetreiber bereits jetzt vorbereiten, um nicht von den kommenden Anforderungen überrascht zu werden?

An erster Stelle steht für Stadtwerke und Netzbetreiber, den Smart-Meter-Rollout konsequent voranzutreiben – ohne flächendeckende Messtechnik bleibt alles andere Stückwerk. Zweitens sollten die Abrechnungssysteme daraufhin geprüft werden, ob sie bereits dynamisch mit Zeitreihen arbeiten können, viele Häuser setzen hier ja schon entsprechende Lösungen ein. Und Netzbetreiber sollten die Bereitstellung der nötigen Portale für die Mengenaufteilung frühzeitig einplanen.