Die Weichen für Sektorkopplung stellen.

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1 Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zur weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien (Referentenentwurf des BMWi (IIIB2) ) Die Weichen für Sektorkopplung stellen. Systemoptimierung und Klimaschutz mit Power to Gas Die Energiewende ist eine große Herausforderung für das gesamte Energiesystem. Es gilt, die energiepolitischen Zielsetzungen der Bundesregierung zu erreichen und gleichzeitig eine gesicherte und wirtschaftliche Energieversorgung zu gewährleisten. Hierfür sind innovative technische Lösungen gefragt. Eine besonders vielversprechende Systemlösung ist Power to Gas. Die Idee von Power to Gas ist, Strom aus erneuerbaren Energien in Wasserstoff bzw. Methan umzuwandeln. Das erneuerbare Gas kann in der Gasinfrastruktur transportiert und gespeichert und anschließend in verschiedenen Anwendungsbereichen genutzt werden. Bei Bedarf wird es wieder verstromt. Ebenso ist die direkte Verwendung des Wasserstoffs beispielsweise im Mobilitätssektor, der chemischen Industrie oder in Raffinerien möglich. Mit Power to Gas können die mit steigenden Anteilen von Wind- und Sonnenenergie zunehmenden Schwankungen in der Stromerzeugung ausgeglichen und somit nicht direkt in das Stromnetz integrierbarer Strom langfristig nutzbar gemacht werden. Erneuerbarer Wasserstoff und Methan können fossile Energieträger in der Mobilität, der Industrie, der Wärmeversorgung und der Stromerzeugung ersetzen und somit einen Beitrag zur CO 2 -Reduktion in allen Sektoren leisten. Die Power-to-Gas-Technologie ist bereits verfügbar und wird in mehr als 20 Pilot- und Demonstrationsanlagen in Deutschland eingesetzt. Für die Entwicklung tragfähiger, nachhaltiger Geschäftsmodelle ist jedoch eine Anpassung des aktuellen Rechtsrahmens, u.a. des EEG, notwendig. Zielmodell des BMWi für einen Strommarkt 2.0 Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) legte im Juli 2015 mit seinem Weißbuch Ein Strommarkt für die Energiewende den Grundstein für einen Strommarkt 2.0. Darin wird u.a. ein Zielmodell für staatlich veranlasste Preisbestandteile und Netzentgelte vorgeschlagen (Maßnahme 7). Das BMWi plant hierfür hinsichtlich folgender Grundsätze eine Systematik zu entwickeln: den Marktakteuren ermöglichen, flexibel auf Preissignale reagieren zu können, die notwendige Weiterentwicklung der Stromnetze ermöglichen, Begrenzung der dabei entstehenden Kosten und Stärkung der Versorgungssicherheit. Mit dem Zielmodell sollen Anreize gesetzt werden, den Stromverbrauch der Stromerzeugung anzupassen, z.b. mit Kostenvorteilen für flexible, systemdienliche Stromverbraucher und weitere Flexibilitätsoptionen, wie Speicher oder Power-to-Gas-Anlagen. Die freie und technologieoffene Entwicklung eines solchen Zielmodells sollte nicht durch neue, einschränkende Regelungen in der Gesetzgebung behindert werden. Darüber hinaus ist es notwendig, auch bestehende Regelungen hinsichtlich der Konformität mit den Grundsätzen des Zielmodells zu überprüfen. Hierzu zählt u.a. die Definition von Letztverbrauchern, wie Seite 1 von 8

2 sie in 3 Nr. 33 des Referentenentwurfs zum EEG 2016 (im Folgenden RefEntw. ) geregelt ist. Die Einstufung von Technologien zur Energiespeicherung als Letztverbraucher verhindert einen kosteneffizienten Einsatz im Stromsystem und begrenzt somit die Nutzung dieser Technologien für Markt- und Netzanwendungen. Eine einheitliche Regelung für alle Energiespeicher, auch über die derzeit noch bestehenden Grenzen des Stromsystems hinaus, sollte daher bei der Entwicklung des Strommarktes 2.0 angestrebt werden. Sektorkopplung Die weitere Entwicklung des Strommarkts 2.0 wird v.a. von den Herausforderungen bestimmt werden, die mit der notwendigen Senkung der Treibhausgasemissionen um 80 bis 95 Prozent bis 2050 gegenüber 1990 verbunden sind. Die kontinuierlich wachsenden Anteile erneuerbarer Energien müssen sicher und kosteneffizient in das Stromversorgungssystem integriert werden. Durch Sektorkopplung kann der Anteil erneuerbarer Energien im Wärmemarkt, in der Mobilität und in der Industrie gesteigert werden und somit ein Beitrag zur Dekarbonisierung dieser Sektoren geleistet werden. Erklärtes Ziel des BMWi ist es, nachfrage- und marktgetriebene Investitionen in erneuerbare Energien zu unterstützen und die kostengünstige Erreichung der Ziele zur Senkung der Treibhausgasemissionen im Wärme- und Verkehrssektor in Deutschland zu unterstützen. Die hierzu gestartete Diskussion muss verstärkt fortgeführt und insb. der politische Dialog angeregt werden. Schon jetzt können über das neue Strommarktgesetz bzw. das EEG 2016 geeignete Rahmenbedingungen für die Integration von Flexibilitätsoptionen wie z.b. Power to Gas geschaffen werden, damit die Vorteile dieser Optionen genutzt und die Technologien weiter entwickelt werden können Ausschreibungsmodell Mit dem im EEG 2016 verankerten Ausschreibungsmodell soll ein optimales Gesamtsystem angeregt und der Förderbedarf für erneuerbare Energien gesenkt werden. Ziel ist es, durch die Ermittlung von wettbewerbsfähigen Stromgestehungskosten die Kosten des EEG insgesamt möglichst gering zu halten. Die Strategieplattform Power to Gas unterstützt den Ansatz der Bundesregierung, die Kosten für die Förderung der erneuerbaren Energien gering zu halten. Jedoch berücksichtigt der vorliegende Referentenentwurf des BMWi nicht die Idee der Sektorkopplung und deren besondere Rolle für die Integration der erneuerbaren Energie in den Verkehrs- und den Wärmesektor und behindert den Einsatz der entsprechenden Technologien, z.b. von Power-to-Gas-Anlagen. Netzengpässe Aus Sicht der Strategieplattform Power to Gas ist insbesondere im Falle von Netzengpässen die Nutzung von erneuerbar erzeugtem Strom für die Sektorkopplung vor der Einspeisung des erneuerbaren Stroms in das Stromnetz sinnvoll. In Zeiten hoher erneuerbarer Stromproduktion kann das Netz entlastet werden, indem Strom während auftretender Erzeugungsspitzen in räumlicher Nähe zu den Erzeugungsanlagen oder bevorzugt noch vor der Einspeisung in das Stromnetz für die Nutzung in anderen Sektoren erschlossen wird. Seite 2 von 8

3 Die im Referentenentwurf neu enthaltene Regelung des 27a RefEntw. zum Verhältnis von Vergütungsanspruch und Eigenversorgung verhindert jedoch eine solche netzdienliche und sektorenübergreifende Nutzung erneuerbaren Stroms. Denn durch diese Regelung wären Erzeuger gezwungen, den erneuerbaren Strom zum Erhalt der finanziellen Förderung zunächst vollständig in ein (möglicherweise überlastetes) Netz einzuspeisen. Eine Nutzung in anderen Sektoren würde damit allenfalls nach Einspeisung und Netznutzung möglich. Dies stünde im diametralen Widerspruch zu der gebotenen marktlichen sowie netzdienlichen Integration erneuerbarer Energien. Zudem könnte das Potential der Technologie zur Vermeidung von Anpassungen durch den Netzbetreiber im Rahmen von Systemsicherheitsmaßnahmen nicht hinreichend genutzt werden. So ließen sich z. B. Maßnahmen des Einspeisemanagements ( 14 EEG 2014), bei denen der Netzbetreiber die Einspeiseleistung der Erneuerbaren-Energien-Anlagen zur Vermeidung von Netzengpässen begrenzt, verhindern, wenn der erneuerbare Stroms bereits vor dem Einspeisepunkt genutzt würde. Eine Nutzung des abgeregelten Stroms in anderen Sektoren wie Verkehr oder Wärme wäre durch den Einspeisezwang nach 27a RefEntw. nicht mehr möglich, weil die Einspeisevergütung nach dem EEG für ein ganzes Jahr wegfiele und dadurch als Geschäftskonzept unattraktiv würde. Damit würde auch ein wichtiger Anwendungsbereich der derzeit diskutierten Konzepte des Umschalten statt Abschalten wegfallen und somit weniger erneuerbarer Strom einer effizienten und sektorübergreifenden und damit ressourcenschonenden Verwendung zugeführt. 27a RefEntw. sollte daher gestrichen werden (s.u.). Änderungsvorschläge zum Entwurf eines Gesetzes zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien Um die zuvor genannten Zielstellungen erreichen zu können, regen wir folgende Änderungen zum Entwurf eines Gesetzes zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien an: (1) Anpassung des Letztverbraucherbegriffs Derzeit gilt als Letztverbraucher jede natürliche oder juristische Person, die Strom verbraucht. Ein Verbrauch von Strom wird derzeit nach der Rechtsprechung auch bei der Speicherung von Strom angenommen. Es wird vorgeschlagen, im Rahmen der Begriffsbestimmungen zu regeln, dass die Speicherung von Strom nicht als Letztverbrauch einzuordnen ist. 3 Nr. 33 RefEntw. sollte entsprechend angepasst und wie folgt formuliert werden: 3 Nr. 33 Letztverbraucher jede natürliche oder juristische Person, die Strom verbraucht. Die Stromentnahme zum Zwecke der (Zwischen-)speicherung gilt nicht als Letztverbrauch. Seite 3 von 8

4 Begründung: Die derzeitige Einordnung von Speichern als Letztverbraucher hat zur Folge, dass Power-to-Gas-Anlagen für den Strombezug Abgaben und Umlagen zahlen müssen. Dies spiegelt die Rolle und das Potenzial von Power to Gas jedoch nicht ausreichend wider und erschwert sowohl die Entwicklung neuer, als auch den wirtschaftlichen Betrieb bestehender Power-to-Gas Projekte. Strom kann durch Power to Gas in Niedriglastzeiten wirtschaftlich zwischengespeichert werden. Insbesondere kann Strom aus erneuerbaren Energien vom Erzeugungszeitpunkt entkoppelt, und damit entgegen einer engpassbedingten Abschaltung genutzt werden. Dies trägt zu einer effizienteren Nutzung von Erneuerbaren-Energien-Anlagen bei. Zudem wird der Einsatzbedarf für fossile Energieträger verringert und eine zusätzliche Einsparung von Treibhausgasemissionen ermöglicht. Nach alldem sind Speicher-Technologien unerlässlich für die Integration und Bereitstellung von Strom aus einem steigenden Anteil an erneuerbaren Energien und tragen zu einer Reduktion von Treibhausgasemissionen und damit zur Erreichung der Klimaschutzziele bei. Diese Funktion sollte sich in einer finanziellen Entlastung bzw. in der Aufhebung der nicht sachgerechten Einstufung als Letztverbraucher niederschlagen. (2) Reichweite des Ausschließlichkeitsprinzips Es wird vorgeschlagen, den 19 Abs. 3 RefEntw. wie folgt anzupassen: Der Anspruch nach Absatz 1 besteht auch, wenn der Strom vor der Einspeisung in ein Netz zwischengespeichert worden ist. In diesem Fall bezieht sich der Anspruch auf die Strommenge, die aus dem Stromspeicher in das Netz eingespeist wird. Die Höhe des Anspruchs pro eingespeister Kilowattstunde bestimmt sich nach der Höhe des Anspruchs, die bei einer Einspeisung ohne Zwischenspeicherung bestanden hätte. Der Anspruch nach Absatz 1 besteht auch bei einer gemischten Zwischenspeicherung von erneuerbarer und nicht erneuerbarer Energie für den Stromanteil, der aus erneuerbaren Energien und Speichergasen gewonnen wurde, soweit der Nachweis erbracht wird, welcher Stromanteil aus erneuerbaren Energien und Speichergasen erzeugt worden ist; hierfür müssen die Anforderungen nach 44b Absatz 5 Nr. 1 und 2 eingehalten werden, soweit das Speichergas über das Erdgasnetz transportiert wird. Begründung: Derzeit ist ausdrücklich nur vorgesehen, dass der Anspruch auf finanzielle Förderung im Rahmen des EEG (Marktprämie oder Einspeisevergütung) für den Speicherbetreiber auch bei einem gemischten Einsatz von erneuerbaren Energien und Speichergasen besteht. Rechtsunsicherheiten bezüglich der Reichweite des Ausschließlichkeitsprinzips bestehen allerdings vor allem im Rahmen von Power-to-Gas-Projekten. Hier wird der Strom zunächst im Elektrolyseur in Wasserstoff umgewandelt, dann in einem Gasspeicher zwischengespeichert (der nach der Gesetzesbegründung auch das Gasnetz sein kann) und schließlich in einer Rückverstromungsanlage wieder zu Strom umgewandelt und in das Netz eingespeist. Für jede dieser Anlagen der Zwischenspeicherung kommt bei einer wirtschaftlich sinnvollen Nutzung eine Vermischung mit konventionellem Strom bzw. Gas in Betracht. So könnte beispielsweise der Elektrolyseur neben dem erneuerbaren Strom aus der Erneuerbare-Energien-Anlage gleichzeitig netzdienlich durch Erbringung von (negativer) Regelenergie gefahren werden. Auch bei der Nutzung der Potentiale von Speichertanks und Untertage-Gasspeichern ist ein gemischter Einsatz von Speichergasen mit konventionellen Gasen denkbar. Seite 4 von 8

5 Darüber hinaus ist nach der derzeitigen Fassung unklar, wie bei einer Zwischenspeicherung des Stroms im Gasnetz zu verfahren ist. Denn bei der Entnahme des Gases zur Rückverstromung handelt es sich um konventionelles Gas und nicht um Speichergas oder erneuerbare Energien i.s.d. 19 Abs. 3 S. 3 RefEntw. Insofern wäre eine ausdrückliche Klarstellung an die Anforderungen des entnommenen Gases wünschenswert, wie z.b. in 61a Abs. 2 RefEntw. (= 60 Abs. 3 EEG 2014), nach dem die Anforderungen von 44b Abs. 7 Nr. 1 und 2 RefEntw. (= 47 Abs. 6 Nr. 1 und 2 EEG 2014) beachtet werden und von der Gas-Erzeugung bis zur -Ausspeisung Massenbilanzsysteme verwendet werden müssen. Zur Gewährleistung einer effizienten Nutzung und Sektorkopplung der Power-to-Gas-Technologie wird angeregt, das Ausschließlichkeitsprinzip ausdrücklich nicht auf die Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Gas, welches zum Zwecke der Zwischenspeicherung aus erneuerbarer Energie erzeugt wurde, zu erstrecken. Insoweit sollte es möglich werden, für den bilanziellen Anteil an geförderter erneuerbarer Energie die finanzielle Förderung zu erhalten. (3) Eigenversorgung und Nutzung von Strom in unmittelbarer räumlicher Nähe Durch 27a RefEntw. (und 52 Absatz 1 Punkt 4) wird die Eigenversorgung oder die Belieferung eines Dritten in unmittelbarer räumlicher Nähe für alle Anlagen ausgeschlossen, deren anzulegender Wert für die EEG- Vergütung durch Ausschreibungen ermittelt wird. Diese Betriebsweise ist während der gesamten Dauer des Anspruchs nach 19 Absatz 1 RefEntw. unzulässig. Durch diese Regelung wird eine marktliche sowie netz- und systemdienliche Sektorkopplung und Zwischenspeicherung von Energie nicht mehr wirtschaftlich realisierbar. Es wird daher vorgeschlagen, den 27a RefEntw. ersatzlos zu streichen. Begründung: Nach Ansicht des Gesetzgebers ist es für ein verzerrungsfreies Ausschreibungsergebnis erforderlich, den Eigenverbrauch von Strom aus zur Ausschreibung angemeldeten Anlagen auszuschließen. Andernfalls würden Bieter unterschiedlich hohe Eigenversorgungsanteile einkalkulieren, woraus sich verzerrte Gebote ergäben, wodurch Gebote, die einen besonders hohen Anteil an Eigenversorgung annehmen, eine erhöhte Zuschlagswahrscheinlichkeit hätten, auch wenn die entsprechende Anlage unter Umständen höhere Stromgestehungskosten aufweist. Diese Argumentation teilen wir nicht. Zum einen sind niedrige Gebote zur Senkung der volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung und Förderung erneuerbarer Energien gerade wünschenswert. Dabei spielt es keine Rolle, ob diese durch niedrige Stromgestehungskosten einer Anlage, oder eine wirtschaftlich effiziente Sektorkopplung, z. B. durch zusätzliche Erlöse u. a. im Mobilitäts- oder Regelenergiemarkt, erzielt werden. Zum anderen ist jedenfalls nicht ersichtlich, wieso die Kostensenkung durch andere als technologiebezogene Maßnahmen benachteiligt werden soll. Im Gegenteil: So wird eine Marktintegration erneuerbaren Stroms gerade vorangetrieben und werden Anreize für eine Emanzipierung von externer Förderung gesetzt. Ziel der Ausschreibungen sind ja gerade ein erhöhter Wettbewerb und die Heranführung der Betreiber an den Markt. Angesichts dessen wäre es geradezu widersinnig, mit dem Hinweis auf eine Wettbewerbsverzerrung diejenigen Anlagenbetreiber zu benachteiligen, die sich um eigene wirtschaftliche Verwertungskonzepte bemühen. Hierbei entsteht auch ein zusätzlicher volkswirtschaftlicher Nutzen, einerseits weil die Auslastung Seite 5 von 8

6 der Anlage steigt, andererseits weil nicht direkt in das Stromnetz integrierbarer Strom langfristig nutzbar gemacht wird. Aus der Kombination von finanzieller Förderung mit Eigenverbrauchs- bzw. Vorortversorgungskonzepten ergeben sich auch keine unangemessenen Vorteile der Anlagenbetreiber. Denn die Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen werden aufgrund des Markprämienmodells versuchen, ihren Eigenverbrauch in die Zeiten niedriger Börsenpreise zu legen, also regelmäßig in Zeiten hoher Erneuerbare-Energien-Produktion, so dass hier keine zusätzlichen Vorteile durch höhere am Markt zu erwirtschaftende Strompreiserlöse gegeben sind. Darüber hinaus ist auch der Eigenverbrauch aus Neuanlagen inzwischen gemäß 61 EEG 2014 (anteilig) mit der EEG-Umlage belastet. Es ist auch nicht erkennbar, dass große Erneuerbare-Energien-Projekte, die nunmehr an den Ausschreibungen teilnehmen, in relevantem Umfang zum Eigenverbrauch eingesetzt werden. Der vorliegende Sachverhalt bei Power-to-Gas-Projekten unterscheidet sich hier sachlich deutlich vom Eigenstromverbrauch bei Solaranlagen auf Wohnhäusern. (4) Kumulative Anwendung der Befreiungstatbestände für die EEG-Umlage im Rahmen des 61a Abs. 1 und 2 RefEntw. Es wird vorgeschlagen, den 61 a Abs. 1 und Abs. 2 RefEntw. jeweils wie folgt zu ergänzen: (1) Für Strom, der zum Zweck der Zwischenspeicherung an einen elektrischen, chemischen, mechanischen oder physikalischen Stromspeicher geliefert oder geleitet wird, entfällt die Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage, 1. wenn dem Stromspeicher Energie ausschließlich zur Wiedereinspeisung von Strom in das Netz entnommen wird oder 2. wenn für den gesamten Strom, der dem Speicher entnommen wird, die EEG-Umlage nach 60 Absatz 1 oder 61 Absatz 1 gezahlt wird oder 3. wenn der Strom nach 61 Absatz 2 oder Absatz 3 von der EEG-Umlage befreit ist oder 4. der gesamte Strom, der dem Speicher entnommen wird entweder zur Wiedereinspeisung von Strom in das Netz verwendet wird oder für ihn, soweit er nicht in das Netz eingespeist wird, entweder die EEG-Umlage nach 60 Absatz 1 oder 61 Absatz 1 gezahlt wird oder ausschließlich für solche Strommengen nicht gezahlt wird, für die weder bei der Einspeisung noch bei der Entnahme eine EEG-Umlagepflicht besteht. (2) Der Anspruch auf Zahlung der EEG-Umlage entfällt auch für Strom, der zur Erzeugung von Speichergas eingesetzt wird, das in das Erdgasnetz eingespeist wird, wenn das Speichergas unter Berücksichtigung der Anforderungen nach 44b Absatz 7 Nummer 1 und 2 zur Stromerzeugung eingesetzt und auf den Strom die EEG-Umlage nach 60 Absatz 1 oder 61 Absatz 1 gezahlt wird oder der Strom nach 61 Absatz 2 oder Absatz 3 von der EEG-Umlage befreit ist. Ferner ist in 61 a zu regeln, den i.r.v. Systemdienstleistungen bezogenen Strom von der Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage freizustellen: Seite 6 von 8

7 (4) Für Strom, der zum Zwecke der Erbringung von Systemdienstleistungen (wie etwa negative Regelleistung) bezogen wird, entfällt der Anspruch auf Zahlung von EEG-Umlage. Begründung: a) Gemäß des neu formulierten 61a Abs. 1 und 2 RefE würde der von Energiespeichern (hier Stromspeichern) bezogene Strom von der EEG-Umlage befreit sein, wenn dem Stromspeicher Energie ausschließlich zur Wiedereinspeisung von Strom in das Netz entnommen wird bzw. wenn für den gesamten Strom, der dem Speicher entnommen wird, die EEG-Umlage (...) gezahlt wird. Diese Änderung der bisherigen Regelung aus 60 Abs. 3 EEG 2014 führt ggf. zu einer Nachweispflicht des Energiespeicher-Betreibers gegenüber dem Netzbetreiber, was in der Praxis nur schwer umzusetzen ist. Ferner könnte der Redispatch-Einsatz, die Lieferung von Regelenergie, der Stromexport, der Selbstverbrauch des Energiespeichers oder andere Nutzungsformen (z.b. bei "Power-to-Gas") zur EEG-Umlagepflicht auf den gesamten Speicherstrombezug führen. Das sollte vermieden werden. b) 61 a Abs. 1 und Abs. 2 dienen ausweislich der Gesetzesbegründung der Vermeidung einer Doppelbelastung mit der EEG-Umlage. Hierbei hat sich der Gesetzgeber für eine Privilegierung des Speicherbetreibers und eine Belastung des Letztverbrauchers nach der Zwischenspeicherung entschieden. Für die Zahlungspflicht der EEG-Umlage kommt es damit allein auf den Letztverbraucher nach der Zwischenspeicherung an. Die konsequente Anwendung dieser Regelung hat zur Folge, dass der Speicherbetreiber auch dann nicht mit der EEG- Umlage belastet werden kann, wenn bei der Rückverstromung ein Umlage-Befreiungstatbestand gemäß 61 Absatz 2 oder Absatz 3 greift. Die Privilegierungen des 61a stehen kumulativ neben den Befreiungstatbeständen nach 61. Bei Interesse oder Rückfragen wenden Sie sich bitte an: Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) Andreas Weber Projektleiter Energiesysteme und Energiedienstleistungen Chausseestraße 128 a Berlin Tel: +49 (0) Fax: +49 (0) weber@dena.de Internet: Seite 7 von 8

8 Strategieplattform Power to Gas In der von der Deutschen Energie-Agentur (dena) initiierten Strategieplattform Power to Gas bündeln Partner aus Wirtschaft, Verbänden und Wissenschaft ihre vielfältigen Kompetenzen und Erfahrungen zum Thema Power to Gas. Ziel ist es, den wirtschaftlichen und großtechnischen Einsatz von Power to Gas zu ermöglichen und dafür gemeinsam Umsetzungsstrategien zu erarbeiten. Die Strategieplattform unterstreicht die Notwendigkeit von Sektorkopplungstechnologien und Speichern für ein zukünftiges Energiesystem mit einem hohen Anteil erneuerbarer Energien und unterstützt den Einsatz von Power to Gas zur Integration von Strom aus regenerativen Quellen in das gesamte Energiesystem. Dabei sollen alle Erzeugungs- und Nutzungspfade gleichrangig behandelt und somit die Entwicklung verschiedener Geschäftsmodelle ermöglicht werden. Ausführliche Informationen zur Strategieplattform Power to Gas sind auf der Internetseite verfügbar. Seite 8 von 8