Vorbemerkungen

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) veröffentlichte am 15. April 2024 den Entwurf zur Bestimmung der Kriterien bezüglich der Zusätzlichkeit des Stromverbrauchs im Verfahren Nutzen statt Abregeln 2.0 (NsA). Der Entwurf soll hierbei die Anforderungen beschreiben, welche eine zuschaltbare Last für die Registrierung zur Teilnahme an der Maßnahme zu erfüllen hat, gem. § 13k Absatz 3 Satz 3 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG).

Der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) begrüßt die Möglichkeit zur Stellungnahme im Rahmen der Konsultation und legt seine Einschätzung des Festlegungsentwurfs im Folgenden dar.

Theroetisch könnte eine Regelung zur Flexibilisierung des Energiesystems beitragen und eine Reduktion der Abregelung von erneuerbaren Energien (EE) – Redispatchmengen – bewirken. Allerdings stellt die genaue Definition der “Zusätzlichkeit” eine große Herausforderung dar. Sollten die Kriterien zu eng gesetzt werden, besteht die Gefahr, dass das Instrument nicht genutzt wird und somit keinen Nutzen für die Energiewende generiert. Daher ist eine möglichst breite Definition der Kriterien aus Sicht des BEE wünschenswert, um so innerhalb der zweijährigen Erprobungsphase und mit dem begrenzten Pool an Anlagen, so viel Erfahrungen wie möglich sammeln zu können. Zusätzlich, muss eine Vereinbarkeit die Regelungen mit den europäischen Umwelt - und Energiebeihilfeleitlinien selbstverständlich sein.

Die im Festlegungsentwurf vorgestellten Regelungen sind aus Sicht des BEE jedoch leidlich zu restriktiv, um wirklich ein funktionierendes Instrument zur Flexibilisierung bereitzustellen. Die BNetzA muss sich die Frage stellen, wie der hier konzeptionierte überkomplexe und regional beschränkte „Zweitmarkt“ Innovationen und sinnvolle Investitionen anreizen soll.

1 Investive und operative Zusätzlichkeit

Die BNetzA unterscheidet in der Festlegung der Zusätzlichkeitskriterien zwischen investiven und operativen Rahmen. So soll gewährleistet werden, dass auch ein zusätzlicher Verbrauch und nicht lediglich eine Verlagerung bestehender Strombeschaffung angeregt wird.

Dabei liegt operative Zusätzlichkeit technisch bedingt mit der Fähigkeit einer flexiblen Fahrweise vor, stellt also eine Kausalbeziehung her.

Eine investive Zusätzlichkeit von Anlagen sei gegeben, wenn diese durch Neuansiedlung in einer Entlastungsregion zur Transformation des Energieversorgungssystems beitragen kann und dadurch ein Anreiz zur systemdienlichen Standortwahl entsteht. Die Abkehr von der restriktiven Einschränkung – die Investition in eine Verbrauchsanlage müsse ursächlich auf das Instrument zurückzuführen sein, um so die Voraussetzungen für den Stromverbrauch zu schaffen - des zur Vorbereitung des Gesetzentwurfs erstellten Gutachtens war hierbei zwingend und folgerichtig. Eine solche Ursächlichkeit kann nicht praxistauglich erbracht werden und würde der vom Gesetzgeber vorgesehenen Grenze für als „neu“ einzustufende Projekte (29.12.2023) entgegenstehen. Dennoch ist gerade im Rahmen der zweijährigen Erprobungsphase diese grundlegende Einschränkung kaum nachvollziehbar – wir bezweifeln das genügend Anlagen in den kommenden Jahren entstehen werden, um ausreichende Erfahrungen zu machen. Eine Ausnahme für Bestandsanlage, innerhalb der Erprobungsphase, wäre hier deutlich sinnvoller und muss ermöglicht werden.

Zumindest aber ist eine weitere Fassung der Grenze nötig, da mit der vorgesehenden Regelung bereits bestehende Anlagen - insbesondere Elektrolyseure – einseitig benachteilgt werden und auch eine zukünftige Ansiedlung fragwürdig erscheint. Investitionen in solche Anlagen sind und werden vornehmlich zur Machbarkeitsprüfung und dem Sammeln von Erfahrungen getätigt und stellen somit in erster Linie Kostenstellen für die Unternehmen dar. Neue Anlagen (ab 2024) sind durch diese Regelung ebenfalls an der Teilnahme im NsA-Prozess ausgeschlossen,  da  bekanntlich  alle  Anlagen  eines  Unternehmens  und  der

„verbundenen Unternehmen“ dem Regime unterliegen müssen. Durch den hier konstruierten Wiederspruch, werden First-Mover zusätzlich bestraft und ausgeschlossen. Es ist daher zwingend notwendig, dass „Altanlagen“ – Inbetriebnahme vor Dezember 2023 - nicht zu einem Auschluss von Neuanlagen des gleichen Anbieters führen. Eine Marktdurchdringung bzw. eine relevante Anzahl an weiteren solcher Anlagen scheint mit der hier gemachten Definition der Zusätzlichkeit so gut wie ausgeschlossen – getätigte Investitionen in bereits bestehende Anlagen müssten unter dem vorgelgten Entwurf als Sunkcosts angesehen werden.

2 Segmente

Als zusätzliche Lasten bzw. Verbraucher, die unter das NsA-Regime fallen, werden im vorliegenden Entwurf nur Anlagen anerkannt, die den 3 folgenden Segmenten zuordenbar sind und jeweils allgemeine - technisch und rechtliche Steuerbarkeit und Ausschließbarkeit von vertraglichen Vereinbarungen zwischen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) und Betreibern von KWK-Anlagen - sowie spezifische besondere Voraussetzungen erfüllen.

2.1 Segment 1 - Substitution fossiler Wärmeerzeugung

Das erste Segment sieht Regelungen für den Einsatz von Verbrauchern vor, die operativ zusätzlich, eine fossile Wärmeerzeugung durch eine strombasierte Wärmeerzeugung ersetzen. Dabei erfolgt die Einschränkung vor allem Anhand eines Bezugsverbots im Monat vor der Registrierung, sowie jeweils im Vormonat ab dem zweiten Erbringungsmonat, mit Ausnahme von negativer Regelarbeit. Durch diese enge Auslegung würde die Nutzzeit von zuschaltbaren Lasten wie P2H-Anlagen jedoch so gering ausfallen, dass eine wirtschaftliche Fahrweise stark in Zweifel zu ziehen wäre. Eine potenziell teilnahmeberechtigte P2H-Anlage hätte unter diesen Voraussetzungen (aufgrund der wenigen erwarteten Betriebsstunden p.a.) nur geringen bis gar keinen Anreiz zur Partizipation und würde sich vermutlich ausschließlich am Wärmemarkt orientieren.

Im Sinne einer möglichst großen Teilnehmerzahl am 13k-Instrument sollte das Zusätzlichkeitskriterium allgemein technologieoffener ausgestaltet sein. P2H-Anlagen, die direkt  mit  Anlagen  zur  Erzeugung  Erneuerbarer  Energie  verbunden  sind  (z.B.

„Windwärmespeicher“), müssen berücksichtigt werden – sind diese Anlagen doch im Besonderen dazu geeignet, große Strommengen im Redispatchfall zu nutzen.

2.2 Segment 2 - netzgekoppelte Stromspeicher

Im 2. Segment finden netzgekoppelte Stromspeicher Berücksichtigung, welche einem temporären Erzeugungsverbot im Monat vor der Registrierung, sowie jeweils im Vormonat ab dem zweiten Erbringungsmonat unterliegen. Als flexible Verbraucher könnten Batterien unter dem NsA-Regime jedoch netzdienlicher platziert werden und auch kurzfristig auf ein Überangebot von erneuerbarem Strom reagieren - stellen durch den zusätzlichen Strombezug also eine zuschaltbare Last und die so dringend benötigten Flexibilitäten dar.

Vor diesem Hintergrund erscheint ein Verbot des Strombezugs nicht sachgemäß, weshalb der BEE insbesondere die vorgeschlagene Festlegung der Tenorziffer 3.b. kritisch betrachtet. Batterien sind hochflexibel und werden grundsätzlich zeitgleich über Regelleistung und Strommarkt optimiert. Die Haupterlösquelle eines Speichers liegt im Intradayhandel. Auch wenn Systemdienstleistungen einen möglichen Erlös für Batterien darstellen können, den höheren systemischen Nutzen - effizienten Systemausgleich, stabilere Großhandelspreise sowie die Integration erneuerbarer Stromerzeugungsanlagen – generieren Speicher im erstgenannten Segment.

Effektiv zwingt die Restriktion nach Ziffer 3.b. im Festlegungsentwurf der BNetzA Batterien zu einer Optimierung zwischen Strommarkt und der Teilnahme am Verfahren nach §13k EnWG. Nur wenn die erwarteten Erlöse aus dem abgeregelten Strom die erwarteten Erlöse aus dem Strommarkt übersteigen, wäre die Partizipationsbedingung erfüllt und der Betreiber würde an

§13k EnWG teilnehmen. Bei entsprechenden Preisspreads wäre eine Einspeisung direkt vom Strommarkt für die Batterie aber möglicherweise ohnehin attraktiv gewesen, die Teilnahme an

§13k EnWG in diesem Fall ein reiner Mitnahmeeffekt. Wenn eine Batterie in der Vergangenheit nicht am Strommarkt teilgenommen hat, bedeutet dies lediglich, dass es für die Batterie unter den Marktbedingungen schlicht nicht attraktiv war, am Strommarkt teilzunehmen. Es bedeutet nicht, dass eine zukünftige Einspeisung während des Netzengpasses tatsächlich zusätzlich ist. Somit kann eine operative Zusätzlichkeit nur vorausblickend anhand der erwarteten Spreads festgelegt werden. Eine rückblickende Definition der operativen Zusätzlichkeit ist kein sachgemäßer Ansatz und stellt nicht sicher, dass die Batterie im Zeitraum des tatsächlichen Netzengpasses operativ zusätzlich eingesetzt wird.

Falls eine Batterie an §13k EnWG teilnehmen würden, wäre sie für mindestens zwei Monate nicht am Strommarkt verfügbar, also für den Ausgleich von Angebot und Nachfrage. In der Praxis werden Batterien sehr kurzfristig vermarktet und eine Optimierung für Monate im Voraus ist komplex. Gleichzeitig ist zumindest aktuell noch unklar, wie attraktiv die Teilnahme an §13k EnWG sein wird. Die möglichen Zusatzerlöse dürften jedoch deutlich unter den zu erwartenden Erlösverlusten im Stromhandel liegen.

Eine Definition von operativer “Zusätzlichkeit” des Stromverbrauchs, die verlangt, dass eine Batterie im Monat vor einer Registrierung keinen Strom außerhalb des Verfahrens nach § 13k EnWG verbraucht hat, ist deshalb nicht sachgemäß, verteuert das Stromsystem und stellt gleichzeitig eine wesentliche Einschränkung der Erlösmöglichkeiten dar.

Eine einfachere Nachweiserbringung im Segment 2 wäre ebenfalls über die investive Zusätzlichkeit zu erreichen - diese könnte analog zu Ziffer. 5.5.1 wie bei Elektrolyseuren erbracht werden.

Zudem könnte die operative Zusätzlichkeit des Stromverbrauchs von Batterien vorausblickend und auch bei weiterer Teilnahme am Strommarkt abgegrenzt werden.

Demnach wäre ein Einsatz der Batterie dann operativ zusätzlich, wenn der Betreiber ohne § 13k EnWG keine Einspeicherung geplant hätte. Dies hängt von erwarteten untertägigen intertemporalen Spreads ab: erwartet der Betreiber keine untertägigen Preisbewegungen, die die Ein- und Ausspeicherkosten übersteigen, so würde in der Regel keine Ein- oder Ausspeicherung geplant. § 13k EnWG könnte nun aber dazu führen, dass eine Vergünstigung des eingespeicherten Stroms diesen notwendigen Spread herstellt und so eine (physische) Einspeicherung des Überschussstroms wirtschaftlich anreizt. Die Optimierung der Batterie würde dann lediglich auf das Verfahren nach §13k EnWG erweitert, analog zu der bereits bestehenden Optimierung zwischen Primärregelleistung (welche ebenfalls am Vortag beschafft wird) und Strommarkt. Batteriebetreiber müssten demnach anhand von erwarteten Strompreisen belegen, dass sie zum Zeitpunkt der Vergabe des Überschussstroms keine Einspeicherung geplant hatten. Der Nachweis hierfür müsste dann vom ÜNB angefordert werden dürfen.

Die Systematik könnte die gleiche sein, wie bei Regelenergieprodukten mit physikalischer Erfüllungsrestriktion im Gasmarkt, wonach Trading Hub Europe im Nachgang der Lieferung solcher Produkte einen Nachweis vom Anbieter anfordern darf, der die Zusätzlichkeit der Erbringung aufzeigt.¹  Diese Lösung hätte den Vorteil, dass Batterien weiterhin am Day-ahead und Intradaymarkt teilnehmen können und damit einen wichtigen Beitrag zum effizienten Systemausgleich leisten. Gleichzeitig setzen die in §13k Abs. 5 EnWG vorgesehenen Pönalen einen effektiven wirtschaftlichen Anreiz, den zugewiesenen Überschussstrom auch tatsächlich einzuspeichern.

Auch die räumliche Beschränkung der 13k-Teilnahme bleibt kritisch zu bewerten. So dürften nach aktuellem Entwurf Betreiber von §13k-Anlagen in den Entlastungsregionen nur weitere Anlagen betreiben, welche ebenfalls an dem Modell teilnehmen. Somit kann eine Entscheidung für oder gegen die Maßnahme in § 13k EnWG innerhalb der Entlastungsregion nicht für den Einzelfall beschlossen werden. Diese Ausschließlichkeit wird das Feld der Marktteilnehmer zusätzlich einschränken. Der BEE sieht hier dringenden Anpassungsbedarf, da es sich beispielsweise um unterschiedliche Betreibergesellschaften handeln könnte, die an verschiedenen Anschlusspunkten unterschiedliche Zwecke erfüllen. Ohne eine Anpassung sehen wir die Flexibilität und auch die Wirtschaftlichkeit gefährdet und schlagen daher vor, anstelle der Entlastungsregion, vielmehr den Netzanschlusspunkt als entscheidendes Kriterium heranzuziehen.

BEE-Änderungsvorschlag – Ziffer 3.c. (S. 3):

„es darf keine Anlage des Betreibers oder eines mit dem Betreiber verbundenen Unternehmen innerhalb derselben Entlastungsregion unterhalb desselben Netzanschlusspunktes vorhanden sein, die nicht an der Maßnahme nach § 13k EnWG teilnimmt.“

Die Qualität bzw. Dimensionierung der geplanten Entlastungszonen kann derzeit nur vorbehaltlich der tatsächlichen Ausgestaltung bewertet werden, jedoch betrachtet der BEE die Pauschalisierung verschiedener Anlagen allgemein mit Sorge. Unterschiedliche technische Voraussetzungen können zu unterschiedlichen wirtschaftlichen Nutzungen führen. Anlagen mit niedrigerer Effizienz brauchen höhere Spreads, um wirtschaftlich betrieben werden zu können. Bei größeren Entlastungszonen mit mehreren Anlagen macht dies die Optimierung komplizierter und damit einhergehend weniger rentabel. Die BNetzA muss hier mit großer Sorgfalt vorgehen und steht in der Bringschuld, zusammen mit den ÜNB eine plausible Begründung für die Definition der Entlastungszonen liefern.

2.3 Segment 3 - Elektrolyseure und Großwärmepumpen

Die BNetzA möchte nach eigener Aussage bei der „investiven Zusätzlichkeit“ grundsätzlich einfache Kriterien anlegen und alle „Elektrolyseure und Wärmepumpen“ als investiv zusätzlich ansehen, die nach einem festgelegten Stichtag in Betrieb genommen worden sind.

Die Teilnahmepflicht aller Anlagen in einer Entlastungsregion (Ziffer 4.b.) - um eine bloße Verschiebung zwischen verschiedenen teilnahmeberechtigten Lasten zu vermeiden - wirft erneut eine Problematik, ähnlich zu der bereits im Segment 2 dargelegten und auf die in Kapitel 1 verwiesenen Ausschließlichkeitskriterien einer Teilnahme - Zeitpunkt der Inbetriebnahme in Ziffer 4.a (Stichtag 31.12.2023) und Unternehmensverbund innerhalb einer Entlastungsregion. Besonders im Falle von Elektrolyseuren ist die gewählte Begründung, dass „eine bloße Verschiebung zwischen verschiedenen teilnahmeberechtigten Lasten“ vermieden werden sollte, nicht nachvollziehbar und abzulehnen, da Elektrolyseure als reine Verbraucher, ohne Rückverstromung nicht engpassverstärkend wirken können und bis zum Aufbau eines Wasserstoffkernnetzes nicht substituierbar sind. Es wird daher empfohlen Ziffer 4.b. zu streichen. Mindestens ist jedoch eine Konkretisierung sowie eine ausführliche Begründung in besagter Tenorziffer 4.b. nötig. Der BEE fordert zusätzlich die Streichung der Stichtagsregelung für das 3. Segment, um eine Teilnahme von Bestandsanlagen zu ermöglichen und dem im Namen des Instruments „Nutzen statt Abregeln“ implizierten Gedanken nachzukommen. Sollte dennoch an der geplanten Diskriminierung von Bestandsanlagen und der lokal restriktiv wirkenden Regelung in Ziffer 4.b. festgehalten werden, so empfiehlt sich im Sinne der Erprobung zumindest eine übergangsweise Öffnung für bestehende Elektrolyseure, andernfalls dürfte sich die Nachfrage in Grenzen halten.

Der BEE weist ausdrücklich darauf hin, dass in einer angepassten Festlegungsbegründung klargestellt werden muss, welche Rahmenbedingungen und Situationen eindeutig legitimiert werden sollten, um zu verhindern, dass sie nach Inkrafttreten der Festlegung als Verstoß gegen die Ziffer 4.b. – Lastverschiebung - interpretiert werden können. Hierfür empfiehlt der BEE folgende Rahmensetzungskriterien:

Technische Verfügbarkeit

Anlagen müssen grundsätzlich technisch verfügbar sein, um an § 13k-Maßnahmen teilzunehmen. Wenn einzelne Anlagen insbesondere auf Grund von planmäßigen Wartungen oder unplanmäßigen Ausfällen technisch nicht oder nur eingeschränkt verfügbar sind, ist die Voraussetzung nach Ziffer 4.b. auch dann erfüllt, wenn eine Teilnahme nur mit der technisch verfügbaren Leistung erfolgt.

Reduzierte Fahrweise

Wenn auf der H2-Abnahmeseite aufgrund technischer Restriktionen – insbesondere bei dem Letztverbraucher oder dem Speicher – die Abnahme nicht oder nur eingeschränkt gewährleistet werden kann, muss die Produktion des Wasserstoffes gleichermaßen reduziert werden dürfen. Gleiches muss unisono bei Teilnahme am Regelenergiemarkt für eine vorzuhaltende Leistung gelten, da diese aufgrund ihres systemischen Nutzens immer vorrangig betrachtet werden sollte.

Fluktuation

Insbesondere in dem Fall eines abweichendes Strombezugs - Einschränkungen oder Prognoseänderungen der Stromlieferung der EE per PPA – kann es dazu kommen, dass bezuschlagte Elektrolyseure ihre geplante Abnahme kurzfristig ändern müssen, um die Anforderung an die Produktion von grünem Wasserstoff sicherzustellen. Dies sollte folglich keine Lastverschiebung im Sinne der Ziffer 4.b. darstellen.

Weiteren Anpassungsbedarf sieht der BEE in der derzeit restriktiven Auslegung der Elektrolyse- Folgeprodukte. Momentan befindet sich die Infrastruktur für den Transport und die Speicherung von grünem Wasserstoff in der Entstehung. Um den Ausbau von Elektrolyseuren jedoch bereits jetzt effektiv anzureizen, sollten auch jene Anlagen förderfähig sein, die neben grünem Wasserstoff, Wasserstoffderivate sowie erneuerbares Methan (RFNBO) erzeugen können.

Eine solchen Nutzung von Elektrolyseuren zur Erzeugung von CO2-neutralem, synthetischen RFNBO, steht nicht im Widerspruch zu den materiellen Anforderungen der Festlegung und senkt gesamtsystemisch die THG-Emissionen durch Substitution fossiler Energieträger.²

Der BEE fordert daher folgende Anpassung im Entwurf:

BEE-Änderungsvorschlag – Ziffer 5.5.1 (S.20):

„Elektrolyseure im Sinne dieser Festlegung sind solche, in denen durch Wasserelektrolyse Wasserstoff erzeugt wird erzeugt werden kann und die eine installierte elektrische Nennleistung ab 100 kW aufweisen.“ (im Weiteren: Elektrolyseure)

3 Fazit

Der Arbeitsauftrag an die BNetzA durch den Gesetzgeber war es zentrale Regelungen zu definieren, die mit der energiewirtschaftlichen Praxis vereinbar sind und dementsprechend auch in größerem Maße Anwendung finden - Flexibilität im Gesamtsystem sinnvoll zu nutzen. Die Behörde hätte den Auftrag mutiger umsetzen können, um einen Rahmen für mehr Flexibilität zu schaffen, welche für die erfolgreiche Umsetzung der Energiewende dringend notwendig ist.

Es wird jedoch zu sehr auf die Zusätzlichkeit der Anlagen und nicht auf die eigentliche Zusätzlichkeit des Stromverbrauchs abgezielt, was klar dem Auftrag durch das EnWG widerspricht.³ Durch den Fokus auf die Zusätzlichkeit der Anlagen schließt die BNetzA die Nutzung eben jener für die marktliche Integration der Erneuerbaren aus. Das ist hochproblematisch, denn wir benötigen für das zukünftige Energiesystem diese Flexibilität - nicht nur für die netztechnische Integration, sondern vor allem auch für die marktliche Integration der hohen EE-Anteile. Zudem wird der Umfang der Betriebsstunden durch diese Ausschließlichkeit voraussichtlich sehr gering ausfallen und so das Instrument unattraktiver machen. Somit wird die Chancen diese Flexibilitäten netzdienlich einzusetzen, letztendlich vertan.

Immer wieder fallen die restriktiven, ja schon negativen Gleichzeitigkeitsbedingungen der formulierten Segmente – bspw. Teilnahmezwang aller Anlagen eines Betreibers in einer Netzentlastungsregion - ins Auge, welche einen funktionierenden Mechanismus verhindern.

Um eine wirksame Teilnahme von Stromspeichern anzureizen und zu ermöglichen, sollten hier einfachere Regeln gefunden werden - Regelungen für die operative Zusätzlichkeit angepasst werden. Insbesondere die zweijährige Erprobungsphase und das sich erst entwickelnde Teilnehmerfeld würden sich dafür eignen, die Regeln nicht allzu strikt auszulegen. Dennoch wird auch bei der weniger problematischen investiven Zusätzlichkeit des 3. Segments die Nutzung von weiteren Anlagen des Betreibers für anderes Zwecke, z.B. H2-Lieferung unterbunden.

Letztlich ist die ausschließende Wirkung der § 13k-Reglung in der dargelegten Ausgestaltung kritisch zu hinterfragen. Es bleibt unverständlich, weshalb die BNetzA in Ihrem Festlegungsentwurf nicht auch andere Verbraucher – außerhalb der 3 Segmente – zur Nutzung des § 13k-Instrumnets zulässt. Es ist bedenklich, dass so bspw. Hybridparks nach aktuellem Auslegungsstand von der Möglichkeit § 13k EnWG zu nutzen, ausgeschlossen sind. Weiter ist schlichtweg nicht prognostizierbar, welche Mengen eigentlich angeregt werden können und ob das Instrument dann überhaupt sinnvoll ist, um das ausgegebene Ziel - Nutzen statt Abregeln - zu erreichen.

Es muss leider davon ausgegangen werden, dass es spätestens mit dem Start des Auktionierens keine Teilnehmer in den Ausschreibungen geben wird, denn die ausschließliche Nutzung von Verbrauchern nur für den 13k-Betrieb, ist betriebswirtschaftlich nicht sinnvoll darstellbar.

¹ Vgl. Artikel 25 des Standardbilanzkreisvertrags, Anlage 4 der Kooperationsvereinbarung Gas.

² Dies steht deutlich im Einklang mit der unter 5.5.1 (S. 21) formulierten Spezifizierung des Segments 3 „Wichtigstes Ziel der Sektorkopplungstechnologien ist die Senkung der Treibhausgasemissionen durch Substitution fossiler Energieträger. Hierzu tragen Elektrolyseure zur Herstellung von Wasserstoff bei, da sie fossilbasierte Verfahren zur Herstellung von Wasserstoff ersetzen können.“.

³ „Die Regulierungsbehörde bestimmt zum 1. Juli 2024 in einer Festlegung nach § 29 Kriterien bezüglich der Zusätzlichkeit des Stromverbrauchs, die eine zuschaltbare Last für die Registrierung zu erfüllen hat, um sicherzustellen, dass durch ihre Teilnahme die Zielsetzung nach Absatz 1 erreicht wird. Dabei sind ausschließlich diejenigen zusätzlichen Stromverbräuche zu berücksichtigen, die in ihrer Fahrweise flexibel sind und zur Transformation zu einem treibhausgasneutralen, zuverlässigen, sicheren und bezahlbaren Energieversorgungssystem beitragen.“