Zusammenfassung

  • Die verabschiedete Regel 16 TAC §25.194 definiert eine Großlast über eine einzige Größe: mindestens 75 MW erwartete, nicht simultane Spitzenlast an einem Standort, auf Übertragungs- oder Verteilernetzebene. Diese Schwelle entscheidet, wer einreicht, Studiengebühren zahlt, Sicherheiten stellt, eine Vereinbarung unterzeichnet und gestaffelte Zuschalttermine akzeptiert.
  • Die Bezeichnungen Base Load, Studied Load und Excluded Load, die nach gesicherter Leistung klingen, stehen in dieser Regel nicht. Die Kommission verweist für die Einstufung auf ERCOTs PGRR145 und Abschnitt 9 des Planungshandbuchs – und §25.194 enthält keine allgemeine Pflicht, den Verbrauch zu drosseln. Lastabwurf kommt aus drei anderen Instrumenten mit drei verschiedenen Status.

Eine Zahl, vier Türen

Der Regeltext selbst ist nüchtern. In §25.194(c)(14) heißt es: „Large load customer--An entity requesting a new or expanded interconnection“. Der Satz läuft weiter und wird konkret: Es geht um ein Vorhaben, dessen gesamte erwartete, nicht simultane Spitzenlast an einem einzigen Standort mindestens 75 MW beträgt, gleich ob der Anschluss am Übertragungs- oder am Verteilernetz hängt (Texas Register, 2. Oktober 2026).

Wer wissen will, ob die Regel ihn erreicht, hat nach §25.194(b)(1)(A)–(D) vier Wege: eine neue Anbindung an einem Standort ab 75 MW; eine Erweiterung, die diese Schwelle zum ersten Mal erreicht; eine Erweiterung an einem ohnehin über 75 MW liegenden Standort um mindestens 75 MW; oder die Co-Location mit einer Erzeugungsanlage. Für Erweiterungen gilt nach (b)(2) die Regel für den hinzukommenden Lastanteil.

Bemerkenswert ist die Form dieser Liste: Es ist eine Treppe, keine Steigung. Wer an einem bereits großen Standort um 40 MW wächst, findet in den vier gedruckten Wegen keinen eigenen Anknüpfungspunkt. Das ist eine Beobachtung an der gedruckten Liste, nicht die Behauptung, kleinere Zuwächse entkämen jeder anderen Anforderung.

Dieselbe Regel hält mehrere Dinge auseinander, die im Alltag oft in einem Satz landen. §25.194(c)(2) beschreibt Backup-Erzeugung als nicht exportierende Erzeugung oder Speicherung, die nicht zum Parallelbetrieb mit ERCOT fähig oder konfiguriert ist. §25.194(c)(15) beschreibt die standortinterne Reserve als nicht exportierende Erzeugung, die in Summe mindestens 50 Prozent des Bedarfs am Standort decken kann. §25.194(c)(3) und (c)(4) führen den Batch-Zero-Begriff ein und verweisen für seinen Inhalt auf Abschnitt 9 des ERCOT-Planungshandbuchs.

§25.194(c)(6) lässt den Begriff der steuerbaren Last durch die ERCOT-Protokolle definieren; die Regel verlangt nur eine Offenlegung, ob der Kunde plant, sich als solche registrieren zu lassen (§25.194(d)(1)(I)).

Und es gibt eine Folge, die nicht nach Papier klingt: Nach §25.194(k)(1)(D) darf ERCOT in einer späteren Studie Kapazität, die einem Kunden zugeordnet ist, neu verteilen, wenn dieser eine Stufe seines gestaffelten Zuschaltplans nicht binnen 24 Monaten erfüllt.

Was die Regel nicht definiert

Hier wird die Sache interessant. Base Load, Studied Load und Excluded Load sind die Etiketten, die in der Berichterstattung nach Dauerhaftigkeit klingen. In §25.194 sind sie nicht definiert. Die Kommission verweist in ihrer Begründung zur Einstufung auf PGRR145 und das Planungshandbuch; die verabschiedete Regel enthalte keine Definition dieser Kategorien.

ERCOT formuliert den Rahmen auf seiner PGRR145-Seite so: „The framework determines whether each Large Load is treated as a Base Load, Studied Load, or Excluded Load.“ Der Antrag wurde am 18. Juni 2026 von der Kommission genehmigt und ist für die relevanten Batch-Zero-Abschnitte am 11. Juli 2026 wirksam geworden (ERCOT, PGRR145). ERCOT beschreibt Base Load als einbezogen mit faktisch festgeschriebener Leistung, Studied Load als einbezogen mit einer im systemweiten Verfahren bestimmten Zuordnung und Excluded Load als ohne Batch-Zero-Zuordnung.

Das ist Material eines Netzbetreibers zur Planung, kein Regeltext der Kommission. Wer die Etiketten zitieren will, zitiert ERCOT – nicht §25.194. Und wer aus ihnen eine Garantie für Versorgung ableitet, leitet etwas aus einer Zuordnungsentscheidung im Warteschlangenverfahren ab, nicht aus einem Anspruch auf Lieferung.

Drei Instrumente, drei Status

Die zweite Hälfte der Frage lautet nicht „darf ich anschließen“, sondern „kann man mich abschalten“. Auch darauf gibt §25.194 keine allgemeine Antwort. Es gibt keine generelle Pflicht zur Verbrauchsdrosselung. Es gibt drei andere Instrumente, und sie sind nicht gleich weit.

Das erste ist geltendes Recht. Der 89. Legislaturperiode vorliegende Senatsentwurf 6 ist als Gesetz verabschiedet; in PURA §37.0561(e) entsteht ein enges Notfallinstrument. Wenn eine angebundene Großlast über standortinterne Reserve verfügt, die in Summe mindestens 50 Prozent des Bedarfs decken kann, darf ERCOT – nachdem verfügbare Marktdienstleistungen außer frequenzresponsiven Diensten ausgeschöpft sind – das zuständige Versorgungsunternehmen anweisen, den Kunden vor die Wahl zu stellen: Reserve einsetzen oder Last abwerfen. Der Wortlaut: „the large load customer to either deploy the customer's on-site backup generating facilities or curtail load“ (89(R) Senate Bill 6, verabschiedet). §39.170 verlangt Protokolle, die es erlauben, angebundene Lasten auf Übertragungsebene, die nach dem 31. Dezember 2025 angeschlossen wurden, beim festen Lastabwurf zu kürzen, und verlangt einen Zuverlässigkeitsdienst, der Nachfragereduktionen von Großlasten ab 75 MW beschafft (Texas Utilities Code, Kapitel 39).

Das zweite ist eine Befugnis, keine Pflicht. Die ebenfalls verabschiedete Regel 16 TAC §25.205 regelt Net-Metering-Vereinbarungen, an denen eine Großlast und eine bestehende Erzeugungsanlage beteiligt sind. Nach §25.205(k)(2)(A) kann die Kommission eine Bedingung auferlegen, die den hinter dem Zähler versorgten Kunden verpflichtet, „to reduce load during certain events“ (Texas Register, 10. April 2026). Das gilt für eine genehmigte Vereinbarung, nach Ermessen der Kommission – nicht automatisch für jeden Kunden nach §25.194.

Das dritte ist ein Vorschlag. Die vorgeschlagene Regel 16 TAC §25.521 würde Protokolle verlangen, die betroffene Kunden auf Übertragungsebene, angeschlossen nach dem 31. Dezember 2025, beim festen Lastabwurf kürzbar machen, mit Ausnahmen für kritische Industrielasten und kritische Erdgasanlagen. Sie würde einen wettbewerblich beschafften Dienst schaffen und von einem vorqualifizierten Kunden verlangen, mindestens 1 MW Nachfragereduktion anzubieten – „the large load customer must offer at least 1 MW of demand reduction“ (Texas Register, 14. August 2026). Ein eingesetzter Teilnehmer bliebe für die Dauer des EEA-Ereignisses gekürzt oder bis ERCOT die Last sicher zurückruft. Eine abschließende Annahme oder ein Wirksamkeitsdatum habe ich in den gelesenen Dokumenten nicht gefunden. Die Regel ist durchgehend als Vorschlag behandelt.

Ein halber Standort und eine Dreiviertelzahl

Der Vergleich der Schwellen ist der Punkt, an dem Leser regelmäßig addieren, was nicht zusammengehört. Die 50 Prozent in §25.194(c)(15) und in §37.0561(e) messen den Anteil des Bedarfs an einem Standort, den die dortige Reserve decken kann. Die 75 MW in §25.194(c)(14) messen eine absolute Last an einem Standort. Das sind verschiedene Nenner. Sie werden hier nicht addiert, nicht durcheinandergeteilt und nicht zu einer einzigen Zahl verrechnet.

Meine eigene Arithmetik, ausdrücklich als solche: 75 MW sind drei Viertel von 100 MW und ein Zwanzigstel von 1.500 MW. Es handelt sich um eine erwartete Spitzenlast, die nicht mit der Systemspitze zusammenfällt – keine Jahresenergiemenge und keine simultane Spitzenlast. Und die Zahl regiert als Stufe: Für eine Erweiterung an einem bereits großen Standort muss der Zuwachs selbst mindestens 75 MW betragen.

Was ein Leser daraus mitnimmt

Wer eine Megawattzahl in der Hand hält, hält drei verschiedene Dinge. Erstens eine Schwelle, die den Verfahrenszugang bestimmt. Zweitens ein Etikett, das in einem Planungsverfahren von ERCOT vergeben wird und in der Regel der Kommission nicht definiert ist. Drittens eine bedingte gesetzliche Pflicht, die nur greift, wenn ein Notfall ausgerufen wird und eine bestimmte Reserve vorhanden ist.

Die praktische Folge ist unbequem, aber klar: Ein Standort kann alle Anforderungen erfüllen, alle Gebühren zahlen, alle Sicherheiten stellen, alle Offenlegungen abgeben – und trotzdem keinen Anspruch auf unterbrechungsfreie Lieferung besitzen. Die Regel regelt den Eintritt, nicht die Dauer. Wer das Angebot eines Standorts prüft, sollte deshalb nicht die Klassifizierung als Erstes fragen, sondern welches der drei Instrumente im konkreten Fall überhaupt anwendbar ist und welchen Status es hat.

Was an dieser Geschichte neu ist

BTW hat die Eintrittsseite der texanischen Warteschlange bereits berichtet: die Summe der Anträge, das Audit vor der Zulassung jedes Projekts, die verspäteten Batch-Zero-Einstufungen, einzelne bedingte Klassifizierungen, die Pause bei Genehmigungen. Keiner dieser Berichte sagt, was eine Einstufung mit einer bereits zugeschalteten Last macht. Dieser Beitrag arbeitet ausschließlich an der Instrumentenoberfläche: die 75-MW-Definition und ihre Anwendungswege, die Etiketten, die die verabschiedete Regel nicht definiert, und die drei Instrumente, die eine Reduktionspflicht auferlegen können – jedes mit seinem eigenen Status.

Wo die Akte aufhört

Die PDFs der Kommission zu Projekt 58481, Item 218 und 219, ließen sich nicht öffnen; der Abruf endete mit HTTP 402. Die Anordnung der Kommission selbst habe ich also nicht gelesen. Alle Aussagen zum Regeltext stützen sich auf die Veröffentlichung im Texas Register vom 2. Oktober 2026 (Projekt 58481, Item 218).

Der Docket 56234, den ich zunächst für das Regelungsverfahren hielt, ist es nicht: Es ist ein Antrag der Rayburn Country Electric Cooperative auf Änderung ihres Versorgungszertifikats, um eine private 138-kV-Leitung des Rayburn Energy Station in Grayson County der öffentlichen Nutzung zuzuführen (PUC Docket 56234). Er steht hier nur, um festzuhalten, dass diese Nummer nicht diese Regel benennt.

Weiter offen: Ich habe keinen Text von Abschnitt 9 des ERCOT-Planungshandbuchs gelesen, keinen Protokolltext zu steuerbaren Lasten, keine abschließende Annahme von §25.521, keine Anordnung, die §25.205(k)(2)(A) auf eine konkrete Vereinbarung anwendet, keine Anschlussvereinbarung, keinen Studienbericht, keine Sicherheitsleistung, keinen Prüfungsbefund und keine Entscheidung über eine Kapazitätsumverteilung. Ich behaupte keine Megawattzahl für die Warteschlange, für ein Projekt oder für die Einstufung eines Unternehmens; die 75 MW sind die Schwelle der Regel, keine Projektmenge. Ich stelle nicht fest, dass ein Betreiber, Entwickler oder Beamter eine Anforderung verfehlt hätte, und leite daraus nichts über Ausfälle, Knappheit oder Zuverlässigkeit ab. Ich vergleiche Texas nicht mit anderen Märkten und behaupte weder, dass Strom für Rechenzentren fehlt, noch das Gegenteil. Dollar-Beträge für Studiengebühren, Sicherheiten oder Vergütungen habe ich nicht gelesen und nenne sie nicht. Die Zitate sind vom Rechercheweg berichtete Auszüge aus den genannten Dokumenten, nicht von mir an einer geladenen Seite nachgeprüft. Und die Verzeichniskarte zu diesem Betreiber führt eine Autonomous-System-Zuordnung; das ist frühere BTW-Berichterstattung über Adressressourcen, kein Nachweis über Netzanschlüsse (Verzeichniseintrag).