Strom aus erneuerbaren Energien gemeinsam mit benachbarten Privathaushalten, Kommunen und KMU1 produzieren, speichern, nutzen und vermarkten – das soll der neu eingeführte § 42c EnWG und das dahinterstehende Konzept des Energy Sharings ab Juni 2026 ermöglichen. Der nachfolgende Beitrag gibt eine Übersicht zum rechtlichen Hintergrund, den Regelungen des § 42c EnWG sowie zu Chancen und verbleibenden Umsetzungshürden in der Praxis.
Einführung: Das Konzept des Energy Sharings
Das Konzept des Energy Sharing ist unionsrechtlich verankert und zielt darauf ab, verschiedenen Akteuren – natürlichen wie juristischen Personen – die gemeinschaftliche Erzeugung und Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energien zu ermöglichen.
Beim Energy Sharing schließen sich mehrere regionale Stromverbraucher (Privathaushalte, Kommunen und KMU) zu einer Gemeinschaft zusammen. Diese betreibt in demselben Gebiet, gemeint ist das Bilanzierungsgebiet eines Verteilernetzbetreibers, ein oder mehrere Erneuerbare-Energien-Anlagen (im Folgenden: EE-Anlagen) und versorgt sich dabei teilweise aus ihrer eigenen regionalen Produktion.2 Der erzeugte Strom wird nicht nur im eigenen Haus verbraucht oder eingespeist, sondern an andere Mitglieder verteilt, um die Energie gemeinsam zu nutzen und etwaigen Überschussstrom zu vermarkten. Reicht der selbst produzierte Strom nicht zur Deckung des Strombedarfs aus, werden Reststrommengen von extern bezogen. Da der Strom aus den eigenen Anlagen in der Regel günstiger ist als zugekaufter Strom, besteht zugleich auch ein Anreiz für lokale Flexibilität.
Rechtlicher Rahmen im Überblick
Europarechtliche Grundlagen
Grundlage des Energy Sharing ist zunächst die RED-II-Richtlinie.3 Diese enthält in ihrem Artikel 2 Nr. 16 eine Legaldefinition der Erneuerbare-Energie-Gemeinschaft. Zu verstehen ist darunter die gemeinschaftliche, nicht-kommerzielle Nutzung von gemeinschaftlich betriebenen EE-Anlagen.
Der Begriff des Energy Sharing leitet sich aus der englischen Version dieser Richtlinie ab, der den Begriff der „renewable energy communities“ (Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften) definiert. Art. 22 Abs. 2 der Richtlinie lautet in seiner englischen Fassung wie folgt:
„(…) renewable energy communities are entitled to (…) share, within the renewable energy community, renewable energy that is produced by the production units owned by that renewable energy community (…)”
Art. 22 Abs. 2 lit. a der RED-II-Richtlinie eröffnet den EE-Gemeinschaften die Möglichkeit, erneuerbare Energie zu produzieren, zu verbrauchen, zu speichern und zu verkaufen, wobei letzteres auch über Verträge zum Bezug von Strom aus erneuerbaren Energien erfolgen kann. Art. 22 Abs. 2 lit. b gewährleistet darüber hinaus die gemeinschaftliche Nutzung der erzeugten Energie (Energy Sharing), wobei die Stellung der Mitglieder der Gemeinschaft als Endkunden zu wahren ist (Art. 22 Abs. 2 lit. b der Richtlinie). Für die Verteilung des in der Gemeinschaft erzeugten Stroms darf auch das öffentliche Stromnetz genutzt werden; in diesem Fall können Netznutzungsentgelte sowie einschlägige Abgaben, Umlagen und Steuern erhoben werden. Zudem ist die Einspeisung von Überschussstrom ebenso vorgesehen wie der Strombezug zum Ausgleich von Fehlbedarf. Außerdem gewährt Art. 22 Abs. 4 lit. e den EE-Gemeinschaften einen diskriminierungsfreien Zugang zu den Energiemärkten, um etwaigen Überschussstrom vermarkten zu können.
Umsetzung in nationales Recht
Die RED-II-Richtlinie ist als Richtlinie im Sinne des Art. 288 Abs. 3 AEUV4 in den Mitgliedstaaten nicht unmittelbar anwendbar. Richtlinien sind nur hinsichtlich des zu erreichenden Ziels verbindlich, die Mitgliedstaaten haben aber bei ihrer Umsetzung in nationales Recht einen gewissen Umsetzungsspielraum, wobei in der Praxis die umzusetzenden Richtlinien über eine derartige Regelungsdichte verfügen, dass den umsetzenden Mitgliedstaaten im Einzelfall kein nennenswerter Umsetzungsspielraum mehr zukommt. Richtlinien enthalten eine Umsetzungsfrist, die je nach Richtlinie variiert, oftmals aber zwei Jahre beträgt. Die Umsetzungsfrist für die Umsetzung der RED-II-Richtlinie in nationales Recht endete zum 30. Juni 2021.5
Rechtsgrundlage für die nationale Umsetzung bildet außerdem Art. 15a („Recht auf gemeinsame Energienutzung“) der novellierten Strombinnenmarktrichtlinie. Danach sind Verbraucher stärker in den Dekarbonisierungsprozess einzubinden, indem es Haushalten und kleinen Unternehmen ermöglicht werden soll, Strom aus erneuerbaren Energien – auch unter Nutzung des allgemeinen Netzes – gemeinsam zu nutzen. Die Vorgaben der novellierten6 Strombinnenmarktrichtlinie sind vorbehaltlich einzelner Regelungen bis zum 17. Juli 2026 in nationales Recht umzusetzen.
In Deutschland wurde deshalb am 18. Dezember 2025 eine EnWG-Novelle durch das „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften“7 verabschiedet, die insbesondere die Neueinfügung von § 42c EnWG zum Gegenstand hat. Dieser dient ausweislich der Gesetzesbegründung ausdrücklich der Umsetzung von Art. 15a der novellierten Strombinnenmarktrichtlinie. Die Novelle ist am 22. Dezember 2025 in Kraft getreten.
Zwar war es auch zuvor nach § 42b Abs. 1 Satz 1 EnWG möglich, elektrische Energie, die durch den Einsatz einer Gebäudestromanlage erzeugt wurde, gemeinsam zu nutzen. Die Nutzung musste hier allerdings stets ohne Durchleitung durch ein Netz erfolgen.
Dies ändert sich – in Teilen – bereits zum 1. Juni 2026. Dann können gemäß § 42c EnWG Letztverbraucher innerhalb des Bilanzierungsgebietes eines Verteilernetzes elektrische Energie aus erneuerbaren Energien auch unter Nutzung des Netzes der allgemeinen Versorgung gemeinsam nutzen. Ab Juni 2028 wird diese Möglichkeit noch ausgeweitet, dann greift sie auch in angrenzenden Gebieten derselben Regelzone.
Zur Rechtsgrundlage des neuen § 42c EnWG8
§ 42c EnWG schafft einen rechtlichen Rahmen für Letztverbraucher, Strom aus erneuerbaren Energien oder Strom, der ausschließlich aus erneuerbaren Quellen stammt und in einer Speicheranlage9 zwischengespeichert wurde, gemeinsam unter Inanspruchnahme des öffentlichen Netzes zu nutzen.10
Die Regelung setzt eine „gemeinsame Nutzung“ voraus. Diese liegt gemäß § 42c Abs. 1 Satz 1 EnWG vor, wenn der Betreiber einer Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien oder einer Energiespeicheranlage, in der ausschließlich aus erneuerbaren Energien stammende Elektrizität zwischengespeichert wird, die erzeugte Elektrizität mit anderen Letztverbrauchern nach den § 42c Abs. 2 bis 6 EnWG gemeinsam nutzt und die weiteren sich aus § 42c Abs. 1 EnWG ergebenden Voraussetzungen erfüllt sind, die nachfolgend dargestellt werden.
Teilnehmerkreis: Anlagenbetreiber und Letztverbraucher
Der neu eingeführte § 42c Abs. 1 EnWG setzt zunächst voraus, dass der Betrieb der Anlage durch eine natürliche Person, eine rechtsfähige Personengesellschaft oder eine juristische Person des Privatrechts erfolgt, deren sämtliche Gesellschafter oder Mitglieder Letztverbraucher oder juristische Personen des öffentlichen Rechts sind. Der Betrieb der Anlage darf dabei nicht gewerblich erfolgen (§ 42c Abs. 1 Nr. 5 EnWG). Möglich ist also der Betrieb nur durch Gesellschaften, die sich ausschließlich zum Zweck der gemeinsamen Energienutzung zusammenschließen, zum Beispiel Bürgerenergiegenossenschaften.
Als Letztverbraucher im Sinne des § 42c EnWG kommen Verbraucher, kommunale Einrichtungen sowie unter bestimmten Voraussetzungen auch Unternehmen in Betracht. Insofern wird für das Energy Sharing ein spezifischer Letztverbraucher-Begriff zugrunde gelegt (§ 42c Abs. 2 Satz 1 EnWG), der für Unternehmen im Vergleich zu der allgemeinen Definition in § 3 Nr. 70 EnWG eingeschränkt ist: Ein Unternehmen soll nur dann als Letztverbraucher gelten, wenn es sich um ein Kleinstunternehmen11, ein kleines12 oder ein mittleres Unternehmen13 i.S.v. Art. 2 des Anhangs der Empfehlung 2003/361/EG14 handelt. Größere Unternehmen15 sind vom Energy Sharing ausgeschlossen, obwohl dies nach der Strombinnenmarktrichtlinie nicht zwingend gewesen wäre.
Erfasste Anlagen, Vertragsgestaltung und Lieferumfang
Anlage im Sinne der Regelung ist jede EE-Anlage oder Energiespeicheranlage, die ausschließlich Strom aus erneuerbaren Energien speichert. Eine Leistungsgrenze für die Teilnahme am Energy Sharing besteht nicht.
Die Belieferung muss durch den Betreiber der Anlage unter Nutzung des öffentlichen Elektrizitätsverteilernetzes auf der Grundlage eines Liefervertrags erfolgen, der jeweils zwischen dem Betreiber der Anlage und dem die Elektrizität abnehmenden Letztverbraucher (Abnehmer) abzuschließen ist.
Zusätzlich zu einem Liefervertrag ist zwischen dem Betreiber der Anlage und dem Abnehmer ein Vertrag zur gemeinsamen Nutzung abzuschließen, der mindestens die in § 42c Abs. 3 EnWG genannten Regelungen beinhaltet. Darin muss mindestens geregelt sein (a) in welchem Umfang der einzelne Verbraucher Strom aus der Anlage nutzen darf, (b) nach welchem Verteilungsschlüssel dieser Umfang bestimmt wird sowie (c) ob und in welcher Höhe eine Gegenleistung in ct/kWh anfällt.
Sobald die Stromlieferung unter Nutzung des öffentlichen Elektrizitätsnetzes erfolgt, sind jedoch Netzentgelte und die netzbezogenen Umlagen zu zahlen.
Weiter müssen sich die Anlage und sämtliche zu beliefernde Verbrauchsstellen in demselben Gebiet befinden, in dem nach § 42c Abs. 4 EnWG eine gemeinsame Nutzung zu ermöglichen ist (Gebietszusammenhang).
Eine Pflicht zur Vollversorgung der teilnehmenden Letztverbraucher besteht nicht (§ 42c Abs. 6 EnWG). Wie bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung nach § 42b EnWG müssen diese sich bei weitergehendem Bedarf Strom von einem anderen Lieferanten liefern lassen. Hierauf hat der Anlagenbetreiber sie aber vor Vertragsschluss schriftlich hinzuweisen. Er muss mitteilen, dass die Anlage den Strombedarf nicht jederzeit decken und zusätzlicher Strom teurer sein kann. Der Betreiber darf den Anbieter des Reststroms nicht vorschreiben und muss die Verbraucher informieren, wenn die Anlage längere Zeit keine Energie liefert oder ihren Betrieb wieder aufnimmt.
Messung
Der Strombezug muss an jeder belieferten Verbrauchsstelle mit einer Zählerstandsgangmessung nach § 2 Satz 1 Nr. 27 MsbG16 oder durch eine viertelstündliche registrierende Leistungsmessung erfasst werden. Auch die in der Anlage erzeugte oder gespeicherte Elektrizität ist mit einer Zählerstandsgangmessung nach § 2 Satz 1 Nr. 27 MsbG oder durch eine viertelstündliche registrierende Leistungsmessung zu erfassen.
Rechtliche Erleichterungen für Anlagenbetreiber
Der Betreiber einer Erzeugungs- oder Speicheranlage ist berechtigt, für einzelne Aufgaben (z.B. Bilanzkreismanagement, Plattformbetrieb, Abrechnungen, Vertragsmanagement) einen externen Dienstleister zu beauftragen, § 42c Abs. 5 EnWG. Dieser darf auch gewerblich handeln.
Darüber hinaus gelten gemäß § 42c Abs. 7 EnWG unter Umständen die Lieferantenpflichten nach §§ 5, 40 bis 42 EnWG nur eingeschränkt: Für Betreiber von Kleinstanlagen (bis zu 30 kW) oder gemeinsamen Kleinanlagen im Mehrparteienhaus (bis zu 100 kW) kommt es zu Erleichterungen z.B. bei Abrechnungen, der Stromkennzeichnung und der Vertragsgestaltung. Bei allen anderen Anlagen gelten die Lieferantenpflichten in vollem Umfang.
Netzzugangsplattform (§ 20b EnWG)
Flankiert werden die vorgenannten Pflichten von der neu eingefügten Regelung des § 20b EnWG. Diese verpflichtet die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen zur Errichtung einer Netzzugangsplattform, die eine standardisierte Abwicklung des Netzzugangs, der Marktkommunikation und des Datenaustauschs ermöglichen soll. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) soll hierfür die technischen Anforderungen sowie Zeitpunkte für Aufbau und Betrieb festlegen, um eine einheitliche, stabile und benutzerfreundliche Kommunikation sicherzustellen, damit das Verfahren auch für Letztverbraucher zu angemessenen Bedingungen einschließlich angemessener Kosten nutzbar ist.
Abgrenzung zu existierenden Versorgungsmodellen
Das Modell der dezentralen Energieversorgung ist nicht neu. Bereits zuvor war im EnWG das Mietstrommodell (§ 42a EnWG) sowie die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (GGV) in § 42b EnWG angelegt. Mieterstrom, GGV und Energy Sharing dienen einerseits alle der lokalen Verteilung von Strom aus erneuerbaren Energien (insbesondere aus Photovoltaik), andererseits unterscheiden sie sich fundamental in ihrem regulatorischen Rahmen, im Versorgungsumfang, dem räumlichen Geltungsbereich und den wirtschaftlichen Rahmenbedingungen.
Energy Sharing auf der einen Seite und Mieterstrom bzw. GGV auf der anderen Seite schließen sich nicht gegenseitig aus. Vielmehr kann Energy Sharing auch mit einem der beiden Modelle kombiniert werden, um eine bereits vorhandene dezentrale Versorgung zu optimieren.
Mieterstrom (§ 42a EnWG)
Mieterstrom (auch Direkt-, Eigen- oder Vermieterstrom) ist Strom, der in räumlicher Nähe zum Mietshaus – zumeist durch Photovoltaikanlagen – erzeugt und aufgrund eines Mieterstromvertrages direkt an die Mieter im selben Gebäude geliefert wird. Eine Förderung nach dem EEG kommt von vornherein nur für Strom aus PV-Anlagen in Betracht (§ 42a EnWG).
Zu unterscheiden sind Mieterstrommodelle mit und ohne EEG-Förderung. Eine Förderung (sog. Mieterstromzuschlag) setzt einen Mieterstromvertrag voraus, der die Anforderungen des § 42a EnWG erfüllt: Es besteht ein Vollversorgungsgebot, d.h. bei erhöhtem Bedarf ist der Mieterstrombetreiber selbst für den Zukauf von Strom verantwortlich. Die erstmalige Vertragslaufzeit darf bei der Belieferung von Verbrauchern zwei Jahre nicht überschreiten (§ 42a Abs. 3 Satz 1 EnWG), eine stillschweigende Verlängerung ist möglich. Die Kündigungsfrist darf nicht mehr als einen Monat betragen. Ferner ist das Kopplungsverbot zu beachten, d.h. das Verbot der Verknüpfung des Mieterstromvertrags mit einem Mietvertrag (Ausnahmen können für Sondermietverhältnisse bestehen).
Zudem bestehen feste Preisvorgaben: Der Mieterstrompreis darf 90 % des lokalen Grundversorgungstarifs nicht überschreiten (§ 42a Abs. 4 EnWG).
Strategisch eignet sich das Mieterstrommodell am besten für die Wohnungswirtschaft und Standard-Gewerbeimmobilien mit hohem Direktverbrauch. Denn die Befreiung von Netzentgelten, Umlagen und Abgaben für den lokal verbrauchten Strom führt zu einer Ersparnis von ca. 9–18 ct/kWh. Bei Anlagen bis zu 2 MW entfällt zudem die Stromsteuer. Je höher dabei der Stromverbrauch im Gebäude ist, desto höher ist auch das Ertragspotenzial des Mieterstrommodells. Erträge lassen sich zudem auch aus dem Reststromverkauf generieren.
Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (§ 42b EnWG)
Darüber hinaus existiert das Modell der GGV im Sinne des § 42b EnWG. Hier wird PV-Strom in einer „Gebäudestromanlage17" erzeugt und durch teilnehmende Letztverbraucher in demselben Gebäude im Rahmen eines sog. Gebäudestromnutzungsvertrages nach § 42b Abs. 1 EnWG verbraucht. Dieser Vertrag muss Mindestangaben enthalten, z.B. zum Aufteilungsschlüssel, zu einer ggf. entgeltlichen Gegenleistung für die Nutzung des PV-Stroms durch den teilnehmenden Letztverbraucher (in ct/kWh) sowie Regelungen zum Betrieb, der Erhaltung sowie der Wartung der Anlage (in der Regel durch den Anlagenbetreiber selbst). Der Gebäudestromanlagenbetreiber ist außerdem zur viertelstundenscharfen Messung des Stroms verpflichtet (§ 42b Abs. 1 Nr. 3 EnWG).
Zentraler Vorteil gegenüber dem Mieterstrommodell ist bei der GGV im Sinne des § 42b EnWG, dass keine Vollversorgung geschuldet ist. Das Modell ist strategisch sinnvoll, wenn die Abnehmer (z.B. Gewerbemieter) keine Vollstromversorgung durch den Vermieter wünschen, aber dennoch Solarstrom nutzen wollen. Die Stromabnehmer können und müssen dann einen Ergänzungstarif mit einem Stromversorgungsunternehmen abschließen. Für den Vermieter wird durch den Wegfall der Vollversorgungspflicht der administrative Aufwand im Vergleich zum Mieterstrom reduziert. Dafür gibt es auch keinen Mieterstromzuschlag.
Überschüssigen Strom kann der Anlagenbetreiber aber in das Netz der allgemeinen Versorgung einspeisen und hierfür eine Förderung nach dem EEG (Einspeisevergütung oder Marktprämie) erhalten.
Zentrale Rechtsfolge der GGV ist die Befreiung von wesentlichen Lieferantenpflichten nach den §§ 40 ff. EnWG.
Ausblick und Fazit
Marktperspektiven und Hürden bei der Umsetzung
Auch wenn die Einführung des Energy Sharing durch den neuen § 42c EnWG weitestgehend auf Zustimmung trifft und als wichtiges Signal für mehr Bürgerbeteiligung angesehen wird, wurde im Zuge des Gesetzgebungsverfahrens seitens der beteiligten Akteure kritisiert, dass die neuen Regelungen unzureichend seien. Verbände, Genossenschaften und Energieplattformen kritisieren insbesondere folgende Punkte:
Netzentgelte werden nicht reduziert18: Der lokal genutzte Strom muss das volle Entgelt für die Netzdurchleitung auch für höhere, nicht genutzte Spannungsebenen tragen – auch wenn er physikalisch nur wenige Meter fließt.
Hohe Einstiegshürden für kleine Gemeinschaften: Technische und regulatorische Anforderungen sind komplex – insbesondere für ehrenamtlich organisierte Initiativen. Eine zentrale Anlaufstelle oder unterstützende Angebote für die Teilnehmer des Energy Sharing sind aber bislang nicht vorgesehen. So könnten sie sich mit einem Informationsdefizit bei der Bewältigung von Herausforderungen bei der vertraglichen Umsetzung, der Abrechnung und der Messung konfrontiert sehen.
Zudem fehlt es an finanziellen Anreizen für „kleine“ Teilnehmer:20 Da § 42c EnWG nicht zwischen kleinen und großen Energy-Sharing-Anbietern unterscheidet, haben alle Betreiber die gleichen Aufgaben und Pflichten. Dadurch ist davon auszugehen, dass kleine Energy-Sharing-Anbieter es besonders schwer haben werden, denn Netzentgelte, Umlagen und Abgaben (zzgl. etwaiger Kosten für die Plattform und Verwaltung sowie Dienstleister) fallen auch für sie in voller Höhe an.
Fazit
Mit dem neu eingefügten § 42c EnWG ist ein erster Schritt in die richtige Richtung getan: Ermöglicht wird die niederschwellige Weitergabe von Strom aus EE-Anlagen an benachbarte KMU, Kommunen oder auch die Einbindung von Privathaushalten. Pilotprojekte können von den neuen Regelungen profitieren.
Aber durch die bestehenden technischen und regulatorischen Herausforderungen bleibt das Konzept des Energy Sharing wohl vorerst Nischenprodukt. Erst durch Festlegungen der BNetzA, die bei der Anwendung mehr Klarheit schaffen können, sowie durch eine fortschreitende Digitalisierung, z.B. durch den Smart-Meter-Rollout oder KI-gestützte Prozesse, wird sich das Energy Sharing als massentaugliches Konzept etablieren.
Für weitere Informationen stehen wir Ihnen jederzeit zur Verfügung – wir unterstützen und beraten Sie gern!
Mitwirkend: Nina Rosa
Quellen:
(1) Kleinstunternehmen, ein kleines oder ein mittleres Unternehmen, vgl. Art. 2 Anh. Empfehlung 2003/361/EG.
(2) Siehe zu alledem Dr. Matthias Stark, Bundesverband Erneuerbare Energie e.V., Eckpunkte eines Energy Sharing Modells – Positionspapier, Stand April 2023, S. 5.
(3) Richtlinie (EU) 2018/2001 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. Dezember 2018 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen (Amtsblatt der Europäischen Union, L 328/82)
(4) Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union in der Fassung vom 26.10.2012 (ABl. der Europäischen Union C 326/47 vom 26.10.2012); Art. 288 AEUV in der Fassung vom 07.06.2016 (ABl. der Europäischen Union, C 202 vom 7.6.2016, S. 171–172.)
(5) Vgl. Art. 38 Abs. 1 RED-II-Richtlinie.
(6) Die Vorgaben der ursprünglichen Strombinnenmarktrichtlinie (EU) 2019/944 hätten durch die Mitgliedstaaten ursprünglich bereits Mitte 2021 umgesetzt werden müssen, dies wurde jedoch versäumt.
(7) Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften vom 18. Dezember 2025 (BGBl. I 2025, Nr. 347).
(8) Energiewirtschaftsgesetz vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), das zuletzt durch Artikel 2 des Gesetzes vom 22. Dezember 2025 (BGBl. 2025 I Nr. 351) geändert worden ist.
(9) Energiespeicheranlagen nach § 42c Abs. 1 Satz 1 EnWG müssen die in § 19 Abs. 3b des EEG 2023 genannten Voraussetzungen erfüllen.
(10) BR-Drs. 383/25, 187 ff.; BT-Drs. 21/1497, 154 ff.
(11) Kleinstunternehmen haben weniger als 10 Mitarbeitende und ein Jahresumsatz (der Geldbetrag, der in einem bestimmten Zeitraum eingenommen wurde) bzw. eine Jahresbilanz (eine Aufstellung der Vermögenswerte und Verbindlichkeiten eines Unternehmens) von unter 2 Mio. EUR.
(12) Kleines Unternehmen meint ein Unternehmen mit weniger als 50 Mitarbeitende und einem Jahresumsatz bzw. einer Jahresbilanz von unter 10 Mio. EUR.
(13) Mittleres Unternehmen ist jedes Unternehmen mit weniger als 250 Mitarbeitende und einem Jahresumsatz von unter 50 Mio. EUR bzw. eine Jahresbilanz von unter 43 Mio. EUR.
(14) Empfehlung der Europäischen Kommission vom 6. Mai 2003 betreffend die Definition der Kleinstunternehmen sowie der kleinen und mittleren Unternehmen (ABl. L 124 vom 20.5.2003, S. 36-41). Im Jahr 2015 veröffentlichte die Kommission nach einer Bewertung des ersten Benutzerhandbuchs zur KMU-Definition eine aktualisierte Fassung, siehe im Ganzen https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/HTML/?uri=LEGISSUM:n2602 (zuletzt abgerufen am 5. März 2026).
(15) Unternehmen mit mehr als 250 Mitarbeitende und einem Jahresumsatz von über 50 Mio. EUR bzw. eine Jahresbilanz von über 43 Mio. EUR.
(16) Messstellenbetriebsgesetz vom 29. August 2016 (BGBl. I S. 2034), das zuletzt durch Artikel 17 des Gesetzes vom 18. Dezember 2025 (BGBl. 2025 I Nr. 347) geändert worden ist.
(17) Eine Erzeugungsanlage, die in an oder auf einem Gebäude oder einer Nebenanlage dieses Gebäudes installiert ist.
(18) Siehe etwa Bündnis Bürgerenergie (BBEn) e.V., Endlich Energy Sharing – leider nur halbherzig vom 21. November 2025, abrufbar unter https://www.buendnis-buergerenergie.de/presse/pm-pressemitteilungen/artikel/2025-11-21/endlich-energy-sharing-leider-nur-halbherzig (zuletzt abgerufen 6. März 2026).
(19) Siehe etwa Stellungnahme des BDEW Bundesverbandes vom 10. Juli 2025 zum Referentenentwurf BMWE abrufbar unter https://www.bdew.de/media/documents/250718_BDEW-Stellungnahme_RefE-EnWG-Novelle_2025_gesamt_oA_korrigiert_end_1.pdf (zuletzt abgerufen 6. März 2026).
(20) Ibid.
