FAQ

Was ist das Ziel des Instruments?

Wenn die Netzkapazität nicht ausreicht, um die erneuerbare Stromerzeugung abzutransportieren, müssen die Netzbetreiber EE-Anlagen abregeln („klassische“ Redispatch-Maßnahme). Das „Nutzen statt Abregeln“-Instrument schafft Anreize zur Aktivierung zusätzlichen Stromverbrauchs in den Regionen mit EE-Überschuss (Entlastungsregionen), um sich abzeichnenden Netzengpässen entgegenzuwirken. Durch „Nutzen statt Abregeln“ soll weniger Strom aus erneuerbaren Energien aufgrund von Netzengpässen abgeregelt werden:

Wie soll dieses Ziel erreicht werden?

Die ÜNB führen für Entlastungsregionen eine Prognose der stündlichen Abregelungsstrommengen am Vormittag des Vortages für den Folgetag durch. Teilmengen dieser Prognose werden zusätzlichen zuschaltbaren Verbrauchern oder Stromspeichern zugeteilt, deren Lasterhöhung zur Reduzierung der prognostizierten Netzengpässe beiträgt. Die Teilnehmer profitieren von günstigeren Stromkosten für die zugeteilten Abregelungsstrommengen (siehe untenstehende Kategorie „Vorteile einer Teilnahme“).

Wann startet das Instrument? Worin besteht die „Erprobungsphase“?

Das Instrument startete am 1. Oktober 2024 mit einer zweijährigen Erprobungsphase. In dieser Phase werden die prognostizierten Abregelungsstrommengen durch ein vereinfachtes pauschaliertes Verfahren zugeteilt. Das Umsetzungskonzept 1.0  vom 01.04.2024 und die Vertragsunterlagen vom 01.08.2024 beschreiben die Modalitäten dieser Erprobungsphase.

Ab Oktober 2026 wird das pauschalierte Zuteilungsverfahren durch eine wettbewerbliche Ausschreibung ersetzt. Dazu wurde das Umsetzungskonzept  und die dazugehörigen Vertragsunterlagen entsprechend angepasst.

Was sind „Entlastungsregionen“ und wie sehen diese aus?

Die Entlastungsregionen sind geografische Gebiete, in denen zusätzliche zuschaltbare Lasten die engpassbedingte EE-Abregelung effektiv verringern können. Für die Erprobungsphase haben die ÜNB acht Entlastungsregionen ausgewiesen:

Die Abregelungsstrommengen werden für jede Region in einem täglichen Prozess prognostiziert und den teilnehmenden zuschaltbaren Lasten in der gleichen Region zugeteilt.

Für den Zeitraum ab 1. Oktober 2026 haben die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) die acht Entlastungsregionen beibehalten beibehalten und um weitere Landkreise erweitert:

Die genaue Definition (Liste der Landkreise) der Entlastungsregionen finden Sie im Umsetzungskonzept.

Beispielsweise kann es zukünftig aufgrund von Änderungen in der (erwarteten) Netztopologie zu Anpassungen in Zuschnitt und Anzahl der Entlastungsregionen kommen (Netzausbau im Rahmen der Energiewende). Für den Fall, dass Anpassungen notwendig werden, werden diese mit einer Vorlaufzeit von 6 Monaten vorab kommuniziert.

Führen auch VNB eigene Ausschreibungen durch?

Aktuell führen die VNB keine Ausschreibungen durch. Zurzeit handelt es sich um ein reines ÜNB-Instrument. Die Verwendung dieses Instruments muss jedoch nicht auf ÜNB beschränkt bleiben.

Wie oft sind Zuteilungen von Abregelungsstrommengen zu erwarten?

Das ist in den jeweiligen Entlastungsregionen stark unterschiedlich: Die ÜNB erwarten zwischen 700 und 2.100 Aktivierungsstunden pro Jahr, abhängig von der Region. Unter den Vergütungsparametern  veröffentlichen die ÜNB die erwarteten Aktivierungsstunden für jede Region für das jeweilige Kalenderjahr.

Die Aktivierungsstunden zeigen eine starke Saisonalität: Die ÜNB erwarten, dass durch windgetriebene Engpassmanagementbedarfe eine Großzahl der Aktivierungen im Winterzeitraum Oktober-März stattfinden. Dabei sind aber auch zunehmende Auswirkungen und Engpassmanagementbedarfe insbesondere in den Sommermonaten durch die Netzeinspeisung aus Photovoltaik relevant.

Die windgetriebenen Aktivierungen sind eher „lang“: Ca. die Hälfte der „Nutzen statt Abregeln“-Zuteilungszeitfenster dauern 4 Stunden oder länger.

Die seit Oktober 2024 veröffentlichten Abregelungsstrommengen können für interne wirtschaftliche Analysen herangezogen werden: Datenveröffentlichungen (Abregelungsstrommengen) 

Wie unterscheidet sich das Instrument zum Redispatch?

Beim Redispatch wird eine Anpassung der Einspeisung von Erzeugungsanlagen und Speichern am Vortagabend und im Intraday-Bereich durch die Netzbetreiber angefordert, um Netzengpässe zu beheben. „Nutzen statt Abregeln“-Maßnahmen unterscheiden sich u.a. durch folgende Aspekte:

• zeitlich vorgelagert: zusätzliche Verbräuche werden am Vormittag des Vortages angewiesen, um sich abzeichnende Engpässe zu reduzieren. Dadurch wird der spätere Bedarf an Redispatch-Maßnahmen gesenkt.
• auf Lasten basiert: „Nutzen statt Abregeln“ ermöglicht es Verbrauchern, sich an der Reduzierung von EE-Abregelung zu beteiligen. Diese sind im aktuellen Redispatch-Prozess ausgeschlossen.
• nicht verpflichtend und nicht kostenbasiert: im Gegensatz zum Redispatch ist die Teilnahme am „Nutzen statt Abregeln“-Instrument freiwillig. Die Zuteilung von Abregelungsstrommengen ist nicht finanziell neutral und kann zu Gewinnen für den Teilnehmer führen.

Was ist „zusätzlicher Stromverbrauch“? Welche Technologien können teilnehmen?

Die Bundesnetzagentur hat die Zusätzlichkeitskriterien in einer Festlegung am 28.06.2024 definiert und unterscheidet anhand von drei Segmenten die möglichen Technologien, die sich beteiligen können:

• Segment 1: „Substitution fossiler Wärmeerzeugung“
• Segment 2: „netzgekoppelte Stromspeicher“
• Segment 3: „Elektrolyseure und Großwärmepumpen“

Jedes Segment unterliegt dabei eigenen Kriterien, die der Betreiber der Anlage zu erfüllen hat. Die genauen Kriterien finden Sie in der BNetzA-Festlegung Zusätzlichkeitskriterien. Diese Kriterien werden durch die ÜNB im Rahmen eines Präqualifikationsprozess geprüft.

Können Bestandsanlagen teilnehmen oder muss die Anlage neu gebaut werden?

Anlagen aus dem Segment 3 „Elektrolyseure und Großwärmepumpen“ müssen nach dem 29.12.2023 errichtet worden sein.

Für die Segmente 1 „Substitution fossiler Wärmeerzeugung“ und 2 "Netzgekoppelte Stromspeicher“ ist diese Einschränkung nicht zutreffend. In diesen Segmenten dürfen Bestandsanlagen auch teilnehmen.

Gelten geografische Kriterien?

Ja, die Teilnahme ist an die geographische Verortung der Anlage geknüpft. Die Anlage muss sich innerhalb einer durch die ÜNB definierten Entlastungsregion befinden (postalische Adresse der Marktlokation innerhalb der Entlastungsregion). Die genauen Entlastungsregionen können Sie der obenstehenden Frage „Was sind Entlastungsregionen und wie sehen diese aus?“ entnehmen.

Dürfen auch kleine Anlagen teilnehmen?

Ja, kleine Anlagen im Verteilnetz dürfen teilnehmen, ohne Einschränkung zur Spannungsebene oder Größe der individuellen Anlagen. Kleinstanlagen (< 100 kW) müssen jedoch in einem Pool aggregiert werden. Die Nettonennleistung eines Pools muss mindestens 100 kW betragen und die Anlagen müssen sich in einer Entlastungsregion befinden.

Ist ein eigener Zähler notwendig?

Gemäß § 13k Abs. 6 Nr. 3 EnWG wird für die Abregelungsstrommengen eine separate Entnahmestelle gefordert, über die kein Strom zur Deckung des Verbrauchs anderer Verbrauchsanlagen oder Stromspeicher entnommen wird. Im Vokabular der Marktkommunikation entspricht dies einer eigenen Messlokation (MeLo). Darüber hinaus ist eine separate Bilanzierung erforderlich, was eine eigene Marktlokation (MaLo) voraussetzt.  Dies bestätigt der Teilnehmer im Rahmen der Präqualifikation durch die Bereitstellung eines entsprechenden Messkonzeptes.

Meine Anlage ist nur saisonal während der Heizperiode verfügbar. Kann ich trotzdem teilnehmen?

Ja, die saisonale Verfügbarkeit melden Sie während der Präqualifikation Ihrem Anschluss-ÜNB und melden in der Zeit der Nichtverfügbarkeit durchgehend ein „Nutzen statt Abregeln“-Potenzial von 0 MW (siehe untenstehende Frage „Was sind die wesentlichen Prozessschritte?“).

Welche besonderen Kriterien gelten bei Anlagen aus dem Segment 1 „Substitution fossiler Wärmeerzeugung“?

Für jede Anlage aus dem Segment 1 „Substitution fossiler Wärmeerzeugung“ (siehe Festlegung der BNetzA zu den Zusätzlichkeitskriterien) ist ein Verbrauch von Strommengen außerhalb der Zuteilung von Abregelungsstrommengen grundsätzlich nicht zulässig. Dafür gibt es aber Ausnahmen:

• monatlicher Verbrauch bis 2% des Volllastbetriebs
• Verbrauch in An- und Abfahrtrampen (diese müssen in der Präqualifikation gemeldet werden)
• Erbringung von Regelarbeit

Darüber hinaus gilt, dass alle Power-to-Heat-Anlagen, die in das gleiche Wärmenetz einspeisen und die Zusätzlichkeitskriterien erfüllen können, zwingend am „Nutzen statt Abregeln“-Instrument teilnehmen müssen.

Welche besonderen Kriterien gelten bei Anlagen aus dem Segment 2 „netzgekoppelte Stromspeicher“?

„Netzgekoppelte Stromspeicher“ müssen separat von weiterem Verbrauch/Erzeugung gezählt und bilanziert werden (eigene Marktlokation).

Für diese Anlagen ist ein Verbrauch von Strommengen außerhalb der Zuteilung von Abregelungsstrommengen grundsätzlich nicht zulässig. Dafür gibt es aber Ausnahmen:

• monatlicher Verbrauch bis 2% des Volllastbetriebs
• Erbringung von Regelarbeit
• Verbrauch, der zur Vorhaltung von Regelleistung erforderlich ist (z.B. Erreichen des nötigen State of Charge)

Darüber hinaus gilt für Stromspeicher ein Erzeugungsverbot in prognostizierten Engpasszeitfenstern. Diese Zeitfenster werden am Vortag um 10:00 Uhr auf Netztransparenz.de veröffentlicht. Eine Ausnahme ist jedoch für die Erbringung von Primärregelarbeit (FCR) vorgesehen.

Zusammengefasst gelten für teilnehmende Stromspeicher folgende Einschränkungen:

Welche besonderen Kriterien gelten bei Anlagen aus dem Segment 3 „Elektrolyseure und Großwärmepumpen >=100kW“?

Anlagen aus dem Segment 3 „Elektrolyseure und Großwärmepumpen“ müssen nach dem 29.12.2023 errichtet worden sein und eine Mindestleistung von 100kW aufweisen. Der operative Betrieb dieser Anlagen ist nicht eingeschränkt, wie es bei den ersten beiden Segmenten der Fall ist.

Ist die Bereitstellung von Regelleistung durch „Nutzen statt Abregeln“-Anlagen möglich?

Grundsätzlich ja, jedoch nicht zeitgleich: die Bereitstellung von Regelleistung ist nur in den Zeitfenstern möglich, in denen keine Abregelungsstrommenge der Anlage zugeteilt wird. Bei Stromspeichern gelten weitere Voraussetzungen (siehe obenstehende Frage „Welche besondere Kriterien gelten bei Anlagen aus dem Segment 2 „netzgekoppelte Stromspeicher“?).

Dies bedeutet, in Kombination mit der Meldung der „Nutzen statt Abregeln“-Potenziale um 7 Uhr am Vortag (siehe untenstehende Frage „Was sind die wesentliche Schritte und wie sieht der Datenaustausch aus?“), dass der Teilnehmer selbstständig am Vortag bewerten muss, ob er seine Leistung am Regelleistungsmarkt vermarktet oder sie im Rahmen von „Nutzen statt Abregeln“ anbietet.

Was ist der grundsätzliche Ablauf der Ausschreibung und Vergütung?

Einen Monat vor Beginn eines Kalenderjahres (bzw. einen Monat vor Beginn der wettbewerblichen Ausschreibungen ab 01.10.2026) legen die ÜNB für das jeweilige Kalenderjahr einen Mindestpreis, eine Preisobergrenze sowie eine Stromnebenkosten-Kompensationsgrenze fest, die für sämtliche Teilnehmer verbindlich gelten. Diese aktuell geltenden Vergütungsparameter können Sie hier einsehen: Vergütungsparameter

Im Rahmen der Präqualifikation melden die Teilnehmer ihre individuellen variablen und fixen Stromnebenkosten (SNK). Bei den fixen SNK melden die Teilnehmer nur die Kosten, die sich eindeutig der Nutzung der 13k-Mengen zuordnen lassen. Auf dieser Basis ermittelt der ÜNB die maximal zulässige individuelle Kompensation der SNK. Sofern eine SNK-Kompensation stattfinden kann, wird dem Teilnehmer durch den ÜNB eine jährliche Mindestverfügbarkeit (in Stunden pro Jahr) vorgegeben. Diese Mindestverfügbarkeit ist Voraussetzung für den Anspruch auf die Kompensation der fixen SNK. Die Einhaltung wird anhand der im Kalenderjahr täglich gemeldeten Verfügbarkeiten kumulativ erfasst und im Rahmen der Jahresendabrechnung überprüft. Details finden Sie in den Vertragsunterlagen (Vergütungsrahmen).

Im Vormonat geben die Teilnehmer für den Folgemonat einen Gebotspreis ab, welcher den Mindestpreis nicht unterschreiten darf.

Im täglichen Prozess werden vor 10:00 Uhr morgens mehrere Schritte durchlaufen: Die Teilnehmer melden ihre Verfügbarkeiten für den Folgetag. Auf Grundlage der prognostizierten und ausgeschriebenen Abregelungsstrommengen ermitteln die ÜNB die für sie kostenminimale Kombination aus Gebotspreis und individuellen variablen Stromnebenkosten und nehmen entsprechend eine Zuteilung (Menge und Zeitpunkt) der Strommengen vor. Die Beschaffung der zugeteilten Strommenge („bilanzieller Ausgleich“) erfolgt eigenverantwortlich durch den Teilnehmer. Ob der Strombezug über den Day-Ahead-Markt, den Intraday-Markt oder über bilaterale Lieferverträge (insbesondere PPAs) erfolgt, ist hierbei unerheblich.

Am Liefertag verbraucht der Teilnehmer die ihm zugeteilten Abregelungsstrommengen in den vom ÜNB vorgegebenen Zeitfenster.

Im Folgemonat erfolgt die Vergütung und ggf. Pönalisierung auf Basis der übermittelten Messwerte im Rahmen der Abrechnung. Maßgeblich für die Vergütung ist das Minimum aus tatsächlich verbrauchter Strommenge und zugeteilter Abregelungsstrommenge. Diese Menge wird mit einer Differenzpreisvergütung (Referenzpreis minus Gebotspreis), sowie einer Kompensation der variablen Stromnebenkosten, vergütet. Liegt der tatsächliche Verbrauch unter der zugeteilten Strommenge, wird zusätzlich zu der reduzierten Vergütung eine Pönale erhoben. Ein Mehrverbrauch über die zugeteilte Strommenge hinaus wird weder vergütet noch mit einer Strafzahlung pönalisiert. Details finden Sie in den Vertragsunterlagen (Vergütungsrahmen).

Nach Ablauf des Kalenderjahres wird überprüft, ob die vorab festgelegte Mindestverfügbarkeit durch den Teilnehmer eingehalten wurde. Bei Erfüllung der Mindestverfügbarkeit besteht ein Anspruch auf anteilige Kompensation der fixen Stromnebenkosten (insbesondere Netzentgelt-Leistungspreise). Wird die Mindestverfügbarkeit nicht erreicht, entfällt dieser Anspruch. Details finden Sie in den Vertragsunterlagen (Vergütungsrahmen).

Welche Datenformate und -wege werden genutzt?

Es werden die ERRP-Datenaustauschprozesse der SO-GL verwendet. Diese werden heute klassisch für den Datenaustausch (Stammdaten-, Planungsdaten- und Nichtbeanspruchbarkeitsmeldungen) zwischen Erzeugungsanlagen und ÜNB verwendet.

Die entsprechenden Implementierungsvorschriften sind auf der netztransparenz.de veröffentlicht.

https://www.netztransparenz.de/de-de/Strommarktdesign/SO-Verordnung/Datenaustausch/Implementierungsvorschriften

Dies ist ein

• zyklischer Datenaustausch Prozess der hauptsächlich vom Vorvortag bis zum Erfüllungszeitpunkt geht,
• für den das XML-Datenformat (z.B. für Zeitreihen) verwendet wird,
• dem die Daten zwischen dem Einsatzverantwortlichen der Anlage (EIV) und dem ÜNB per SFTP ausgetauscht werden.

Wo werden Daten zu den Abregelungsstrommengen & Erzeugungsverbotszeitfenstern veröffentlicht?

Die ausgewiesenen Abregelungsstrommengen, die Summe der zugeteilten Abregelungsstrommengen und die Zeiträume für ein Erzeugungsverbot für Entlastungsanlagen des Segments 2 werden auf der netztransparenz.de veröffentlicht.

https://www.netztransparenz.de/de-de/Systemdienstleistungen/Betriebsfuehrung/Nutzen-statt-Abregeln

Die Daten werden auch per API-Schnittstelle zur Verfügung gestellt (API-Dokumentation und Hilfe | WebAPI-Portal unter Systemdienstleistungen).

Liefert der ÜNB die Mengen oder muss ich das selber machen?

Es erfolgt kein bilanzieller Ausgleich für die Abregelungsstrommengen durch die ÜNB. Die Beschaffung der zugeteilten Abregelungsstrommengen und Bilanzkreisabwicklung erfolgt durch jeden Teilnehmer eigenständig. Hier ist dem Teilnehmer freigestellt wie er die Mengen beschafft, z.B. Börse, OTC oder PPA.

Wie läuft die Abrechnung grundsätzlich ab und welche Daten sind dafür notwendig?

Auf Basis z. B. der zugeteilten Abregelungsstrommengen und Zählwerte wird entsprechend der Einzelverträge gemäß desRahmenvertrags abgerechnet.

Was passiert, wenn die zugeteilte Menge nicht beschafft wird / verbraucht wird?

Für den Fall, dass der Teilnehmer die zugeteilten und bestätigten Abregelungsstrommengen zum Erfüllungszeitpunkt nicht verbraucht, kommt es entsprechend des Rahmenvertrags zu einer Pönalisierung.

Ich betreibe einen Stromspeicher und kann die zugeteilten Mengen aufgrund begrenzter Kapazitäten nicht komplett einspeichern. Was passiert hier?

Nach Zuteilung der Abregelungsstrommengen bestätigt der Teilnehmer seine tatsächlich realisierbaren Verbräuche durch die Aktualisierung der ERRP-Daten am Vortag bis 12 Uhr. Diese bilden die Basis für die folgenden Prozessschritte.

Wie wird eine „Nutzen statt Abregeln“-Aktivierung vergütet?

Durch eine Teilnahme am Mechanismus nach § 13k EnWG erhalten Teilnehmer keinen kostenlosen Strom vom ÜNB. Stattdessen beschaffen sie die ihnen zugeteilten Abregelungsstrommengen zunächst eigenständig, beispielsweise über den Day-Ahead-Markt oder über anderweitige Stromlieferverträge (bspw. PPAs). Die dabei anfallenden Strombeschaffungskosten werden zunächst vom Teilnehmer getragen.

Nach erfolgreicher Aktivierung und dem Nachweis des tatsächlichen Verbrauchs innerhalb der vom ÜNB vorgegebenen Zeiträume erfolgt im Folgemonat eine finanzielle Erstattung und eine (ggf. begrenzte) Kompensation der Stromnebenkosten durch den ÜNB. Grundlage hierfür ist die am Vortag zugeteilte, bestätigte und tatsächlich gemessene Verbrauchsmenge.

Die Erstattung der Strombeschaffungskosten erfolgt über eine Differenzpreisvergütung („finanzielle Erstattung“). Diese berechnet sich aus der Differenz zwischen dem in der jeweiligen Viertelstunde geltenden Day-Ahead-Preis und dem Gebotspreis des Teilnehmers (für wettbewerbliche Ausschreibungen ab dem 01.10.2026) beziehungsweise dem festgelegten 13k-Preis (während der Erprobungsphase bis einschließlich 30.09.2026). Dadurch können sich die effektiven Strombeschaffungskosten für die zugeteilten Strommengen deutlich reduzieren.

Zusätzlich können Stromnebenkosten teilweise kompensiert werden. Hierzu zählen variable Bestandteile wie Netzentgelte, Umlagen, Konzessionsabgaben und Stromsteuer sowie fixe Bestandteile, wie Leistungspreise für die Netznutzung. Die individuelle Höhe der möglichen Kompensation wird den Teilnehmern vor Beginn der Teilnahme für das jeweilige Kalenderjahr mitgeteilt. In den meisten Fällen ist eine vollständige Kompensation der Stromnebenkosten für die zugeteilten Strommengen möglich.

Ein vereinfachtes Beispiel in einer fiktiven Viertelstunde:

• Zugeteilte Strommenge: 10 MWh
• Day-Ahead-Preis: 100 €/MWh
• Gebotspreis: 30 €/MWh
• Stromnebenkosten: 150 €/MWh

Schritt 1 – Die Kosten für die Strombeschaffung + Stromnebenkosten (Netzentgelte, Umlagen, Stromsteuer) werden initial durch den Teilnehmer getragen:

10 MWh x (100 + 150) €/MWh = 2.500 €

Schritt 2 – Durch den ÜNB erfolgt im Folgemonat eine Vergütung in Form einer finanziellen Erstattung + Stromnebenkosten-Kompensation:

10 MWh x ((100 €/MWh – 30 €/MWh) + 150 €/MWh) = 2.200 €

Schritt 3 – Effektive Stromkosten:

2.500 € - 2.200 € = 300 €

Details zum Vergütungsrahmen finden Sie in den entsprechenden Vertragsunterlagen.

Ist der Gebotspreis in irgendeiner Art begrenzt?

Ja. Der Gebotspreis wird vom Teilnehmer für jede Entlastungsanlage bzw. Entlastungsanlagengruppe jeweils mit einem Vorlauf von einem Monat für einen Kalendermonat festgelegt. Dieser darf den von den ÜNB vorgegebenen Mindestpreis nicht unterschreiten. Der Mindestpreis definiert die Untergrenze für den Gebotspreis, wird kalenderjährlich durch die ÜNB festgelegt und liegt derzeit im Bereich von 20 bis 25 €/MWh. Den aktuell für das Kalenderjahr geltende Mindestpreis finden Sie hier: Vergütungsparameter 

Was passiert, wenn der Day-Ahead-Preis niedriger als der Gebotspreis ist?

In diesem Fall wird dem Teilnehmer keine finanzielle Erstattung gezahlt. Der Teilnehmer muss jedoch auch nichts zurückzahlen.

Warum liegt der Mindestpreis bei 20-25 €/MWh und nicht etwa bei 0 €/MWh? 

Der Gesetzestext schreibt vor, dass die Vergütung auf die alternativ entstehenden Redispatch-Kosten zu begrenzen ist (§ 13k Abs. 6 Nr. 4 EnWG). Um dies zu gewährleisten und gleichzeitig eine Teilnahme sämtlicher Anlagentypen durch eine Kompensation der Stromnebenkosten zu ermöglichen wird u.a. ein Mindestpreis für die Gebotsabgabe vorgegeben. Ein niedrigerer Mindestpreis würde die mögliche Stromnebenkosten-Kompensation derart kürzen, dass ggf. eine Teilnahme von Segment 1 nicht mehr möglich bzw. wirtschaftlich wäre.

Details zum Vergütungsrahmen und insbesondere zur Mindestpreis-Definition können Sie hier einsehen: Umsetzungskonzept.

In den Ausschreibungszeitfenstern ist aufgrund der erhöhten EE-Einspeisung der Day-Ahead-Preis immer <= 0, dann wird ja nie etwas vergütet.

Nein. Eine Auswertung der ÜNB der Ausschreibungszeitfenster seit Beginn der Ausschreibungen am 01.10.2024 bis 31.03.2026 und der dazugehörigen Day-Ahead-Preise hat ergeben, dass in >75% der Viertelstunden der Day-Ahead-Preis über 20 €/MWh lag. Im Durchschnitt lag der Day-Ahead-Preis innerhalb der Ausschreibungszeitfenster in diesem Zeitraum bei ca. 60 €/MWh.

Auch in diesen Fällen (finanzielle Erstattung = 0) ist der Stromverbrauch wirtschaftlich, da der Day-Ahead-Preis bereits unterhalb des individuellen Gebotspreises liegt und zusätzlich eine (in nahezu allen Fällen vollständige) Kompensation der Stromnebenkosten erfolgt.

Der Mindestpreis ist zu hoch für Wasserstoffelektrolyseure.

Die ÜNB gehen davon aus, dass der Mindestpreis von derzeit 20 bis 25 €/MWh die Wirtschaftlichkeit von Wasserstoffelektrolyseuren grundsätzlich nicht beeinträchtigt, da die für RFNBO-konformen Wasserstoff erforderlichen erneuerbaren Stromlieferverträge derzeit typischerweise auf einem höheren Preisniveau liegen.

Die ÜNB gehen davon aus, dass Wasserstoffelektrolyseure die Produktion von grünem erneuerbarem Wasserstoff gem. den RFNBO-Anforderungen des delegierten Rechtsakt zu RED II Art. 27 und der deutschen Umsetzung in der 37. BImSchV anstreben. Hieraus resultiert, dass die Elektrolyseure langfristige Festpreis-PPAs mit erneuerbaren Energiequellen abschließen müssen, deren Preisniveau – abhängig von Technologie und Vertragsstruktur – derzeit in einer indikativen Bandbreite von 50-85 EUR/MWh liegen (https://www.pv-magazine.com/2026/02/09/solar-wind-ppa-prices-continue-to-fall-in-europe/). Demzufolge liegt der Mindestpreis unter den aktuellen Marktbedingungen deutlich unter dieser Bandbreite, sodass eine zum PPA ergänzende Strombeschaffung über den 13k-Mechanismus finanziell attraktiv erscheint. Ebenfalls gehen die ÜNB davon aus, dass die Ausschreibungszeitfenster gemäß § 13k EnWG in wesentlichen Teilen mit den ohnehin geplanten und durch den PPA eher windgeprägten Produktionszeiten von Wasserstoffelektrolyseuren überlappen. Insofern wird davon ausgegangen, dass ein Angebot von Leistung und der Einsatz im Rahmen 13k-Instruments in der Regel keine zusätzlichen Anforderungen an die Betriebsweise des Elektrolyseurs stellt. Darüber hinaus können die, während eines 13k-Ausschreibungszeitfensters produzierten, Wasserstoffmengen gem. 37. BImSchV als erneuerbar deklarieret werden, was die wirtschaftliche Attraktivität weiter erhöhen kann.

Werden Stromnebenkosten wie Netzentgelte kompensiert?

Ja. Dies umfasst Netzentgelte, Umlagen, Konzessionsabgaben und Stromsteuer. Dabei werden sowohl variable als auch fixe Kosten kompensiert. Diese Kompensation ist jedoch begrenzt, um sicherzustellen, dass „Nutzen statt Abregeln“ nicht teurer ist als alternativ entstehenden Redispatch-Kosten. Die individuelle Kompensationsgrenze wird den Teilnehmern vor Beginn der Teilnahme für das jeweilige Kalenderjahr mitgeteilt. In den meisten Fällen ist eine vollständige Kompensation der Stromnebenkosten für die zugeteilten Strommengen möglich.

Ist eine Kompensation der fixen Stromnebenkosten bei saisonal verfügbaren Anlagen möglich?

Grundsätzlich ja. Soweit genug „Nutzen statt Abregeln“-Aktivierungsstunden über den Zeitraum trotz der saisonalen Verfügbarkeit gegeben sind, ist eine (ggf. partielle) Kompensation der Leistungskomponente der Netznutzungsentgelte möglich.

Gilt der zugeteilte Abregelungsstrom als grün?

Bei der Zuteilung von Abregelungsstrommengen werden dem Teilnehmer keine Herkunftsnachweise für Strom aus erneuerbaren Energien gemäß § 42 EnWG zugestellt. In bestimmten Fällen können jedoch die mit den zugeteilten Abregelungsstrommengen produzierten Erzeugnisse als grün gekennzeichnet werden:

• Der Wasserstoff, der anhand von „Nutzen statt Abregeln“-Strom erzeugt wird, gilt nach § 9 der Verordnung zur Anrechnung von strombasierten Kraftstoffen als grün.
• Gemäß § 16 der Gas-Wärme-Kälte-Herkunftsnachweisregister-Verordnung könnten für die aus „Nutzen statt Abregeln“-Strom produzierte Wärme künftig Herkunftsnachweise für Wärme zugestellt werden. Eine eindeutige Regelung liegt jedoch noch nicht vor.

Informationen zum Status der Herkunftsnachweise für Strom aus erneuerbaren Energien vom Umweltbundesamt sind hier zu finden: https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/erneuerbare-energien/nachweissysteme-fuer-energie-klimaschutz

Derzeit ist noch kein Register für Gas- und Wärme-Herkunftsnachweise vom Umweltbundesamt verfügbar (Status Juni 2026).

Welche Daten werden für die Abrechnung benötigt?

Folgende Daten werden für die Abrechnung verwendet:

• Die individuellen Stromnebenkosten: Sie werden im Rahmen der Abstimmung zu der Stromnebenkostenkompensation im Vorfeld im Rahmen der Präqualifikation erfasst.
• Die Daten aus dem operativen Prozess, insbesondere die zugeteilten und bestätigten Abregelungsstrommengen.
• Die Zählwerte: Mit der Unterzeichnung des Rahmenvertrags erteilt der Teilnehmer dem ÜNB die Einwilligung, die ihm nach dem Messstellenbetriebsgesetz übermittelten Zählwerte zu Abrechnungs- und Kontrollzwecken zu nutzen.

Wie setze ich eine Anlage in das „Nutzen statt Abregeln“-Instrument ein?

Die Anlage muss zuerst präqualifiziert werden. Dazu stellen Sie einen Präqualifikationsantrag beim Anschluss-ÜNB:

• 50Hertz: 13k@50hertz.com
• Tennet: 13k@tennet.eu

Während der Antrag durch den ÜNB geprüft wird, werden die notwendigen Schnittstellen für den operativen Datenaustausch geschaffen und getestet.

Nach erfolgreicher Präqualifikation wird ein Rahmenvertrag zwischen dem Teilnehmer und dem ÜNB abgeschlossen und die Anlage kann am ersten des Folgemonats am Zuteilungsverfahren von Abregelungsstrommengen teilnehmen.

Was muss der Präqualifikationsantrag beinhalten?

Der PQ-Antrag muss folgende Elemente beinhalten:

Anlage 1: Datenblatt Teilnehmer

Anlage 2: Datenblatt Entlastungsanlage

Anlage 3: Anschlussnetzbetreiber-Bescheinigung (für Anlagen im Verteilnetz)

Anlage 4: Antragsformular

Die notwendigen Inhalte sind in den Präqualifikationsbedingungen (PQ-Bedingungen) im Detail beschrieben.

Welches Verbrauchsverbot gilt für Bestandsanlagen und Neuanlagen die fossile Wärmerzeugung substituieren, sowie netzgekoppelte Speicher?

Die Umsetzung der gesetzlichen Vorgaben und der Festlegungen der Bundesnetzagentur (BNetzA) zum Verbrauchsverbot ist ein wesentlicher Bestandteil der Präqualifikation für Bestandsanlagen und Neuanlagen die fossile Wärmerzeugung substituieren, sowie netzgekoppelte Speicher.

Für den PQ-Antrag muss der Nachweis erbracht werden, dass nur Verbräuche im Rahmen von 13k erfolgen (abgesehen von Ausnahmen unten). Im Beispiel wäre dies der Monat Oktober (Nachweismonat des Antragstellers je nach Segment). Nach Übermittelung des PQ-Antrags hat der ÜNB einen Monat Bearbeitungszeit (abgesehen von zusätzlichen Nachweisanforderungen an den Teilnehmer) und in dieser Zeit hat der Teilnehmer keine Vorgabe zum Verbrauch. Ab Teilnahme an den Ausschreibungen gelten die allgemeinen Vorgaben zum Verbrauch (zum Beispiel Verbrauchsverbot außerhalb von 13k für Segment 1).

Die Anlage darf im Monat vor der Registrierung nach § 13k Abs. 6 S. 2 Nr. 3 EnWG sowie jeweils im Vormonat ab dem zweiten Erbringungsmonat außerhalb des Verfahrens nach § 13k EnWG höchstens einen Verbrauch aufweisen, der einem Volllastbetrieb von 2 % der Dauer des jeweiligen Monats entspricht.

Ein Beispiel sieht wie folgt aus:

September: Verbrauch nicht eingeschränkt

Oktober: Nachweismonat des Antragstellers je nach Segment, um die Zusätzlichkeit des Verbrauchs nachzuweisen (nur 13k Verbrauch). Antragsstellung beim ÜNB Ende Oktober.

November: Bearbeitungszeit des PQ-Antrags durch den Anschluss-ÜNB, abgesehen von zusätzlichen Nachweisanforderungen an den Teilnehmer.

Dezember: Ab Anfang Dezember Teilnahme an den Ausschreibungen mit Einhaltung der Zusätzlichkeit des Verbrauchs.

* Ausnahmen zum Verbrauchsverbot:

• monatlicher Verbrauch bis 2% des Volllastbetriebs
• Für Bestandsanlagen und Neuanlagen die fossile Wärmerzeugung substituieren: Verbrauch in An- und Abfahrtrampen (diese müssen in der Präqualifikation gemeldet werden)
• Erbringung von Regelarbeit
• Für netzgekoppelte Speicher: Verbrauch, der zur Vorhaltung von Regelleistung erforderlich ist (z.B. Erreichen des nötigen State of Charge)