Reichweitenprognose Deutschland

Modelllogik und Datengrundlage

Startpunkt und Prognosezeitraum

Die Berechnung startet mit dem letzten verlässlichen Speicherfüllstand. Spätere, noch vorläufige Füllstände werden nicht als Ist-Werte verwendet. Von diesem Stichtag an wird der Speicherstand täglich für insgesamt zwölf Monate fortgeschrieben.

Kurzfristige Berechnung: die ersten 14 Tage

Für die ersten 14 Tage verwendet das Modell zunächst den durchschnittlichen täglichen Speichertrend der letzten sieben Tage. Dieser Trend wird für jeden Prognosetag anhand der erwarteten Temperatur sowie der Wind- und Solarstromerzeugung angepasst. Entscheidend sind die Abweichungen von der Wetterlage der vorangegangenen sieben Tage. Aus Wind und Sonneneinstrahlung schätzt das Modell außerdem, wie viel Gas die Gaskraftwerke voraussichtlich für die Stromerzeugung benötigen. Typische Unterschiede zwischen Werktagen und Wochenenden werden ebenfalls berücksichtigt.

Der Speicherstand wird in dieser Phase direkt aus dem aktuellen Speichertrend und den Wetteranpassungen berechnet. Die einzelnen Bestandteile der Gasbilanz werden für diese 14 Tage nicht separat prognostiziert. Die angezeigte Gasbilanz wird deshalb aus der berechneten Speicheränderung zurückgerechnet.

Gasbilanz ab dem 15. Prognosetag

Ab dem 15. Tag berechnet das Modell den Speicherstand aus einer täglichen Gasbilanz. Nettoimporte und deutsche Eigenförderung erhöhen die verfügbare Gasmenge. Der übrige Gasverbrauch und der Gasbedarf der Gaskraftwerke verringern sie. Ein Überschuss wird eingespeichert, ein Defizit aus dem Speicher entnommen. Der Speicherinhalt kann weder unter null noch über die verfügbare Arbeitsgaskapazität steigen. Reicht der Speicher bei einem Defizit nicht aus, weist das Modell die fehlende Menge als nicht gedeckten Bedarf aus.

Verwendete historische Daten

Die historische Datenbasis beginnt am 1. Januar 2024 und wird bis zum jeweils letzten vollständigen Datenstand fortgeführt. Verwendet werden Speicherfüllstände sowie Ein- und Ausspeicherungen von AGSI, Importe, Exporte und Eigenförderung der Bundesnetzagentur, die Stromerzeugung aus Erdgas von Energy-Charts sowie Temperatur- und Wetterdaten von Open-Meteo. Als Wetterreferenz dient das Deutschland-Zentrum (51,16° N / 10,45° E). Über „best_match“ kombiniert Open-Meteo je nach Prognosezeitraum und Datenverfügbarkeit geeignete Wettermodelle. Das historische 7-Tage-Wettermittel wird ebenfalls für diese Koordinate berechnet. Für die Referenzwerte nutzt das Modell nur historische Ist-Daten bis zum Startdatum der Simulation. Die Prognosewerte der ersten 14 Tage fließen nicht in diese Referenzen ein.

Saisonale Referenzwerte

Für Temperatur, übrigen Gasverbrauch, Gasbedarf der Gaskraftwerke und Eigenförderung bildet das Modell saisonale Tagesverläufe aus den historischen Daten. Für die Temperatur wird ein Zeitfenster von sieben Tagen vor und nach dem jeweiligen Kalendertag verwendet. Für den übrigen Gasverbrauch, den Gasbedarf der Gaskraftwerke und die Eigenförderung umfasst das Zeitfenster jeweils 14 Tage davor und danach. Werte nahe am jeweiligen Kalendertag erhalten ein höheres Gewicht; Daten aus den jüngsten zwölf Monaten werden etwas stärker berücksichtigt als ältere Daten. In der Monatstabelle wird aus dem täglichen Temperaturverlauf ein Mittelwert für den jeweiligen Prognosemonat angezeigt. Eine dort eingegebene Temperatur verändert den gesamten Tagesverlauf dieses Monats um die entsprechende Differenz, ersetzt ihn aber nicht durch einen konstanten Monatswert.

Für die Nettoimporte verwendet das Modell monatliche Referenzwerte. Damit einzelne Extremtage das Ergebnis weniger stark beeinflussen, werden pro Monat die niedrigsten und höchsten zehn Prozent der Tageswerte ausgeschlossen. Aus den übrigen Werten wird ein Mittelwert gebildet. Dieser wird mit den Werten der beiden Nachbarmonate geglättet, damit der Verlauf an Monatsgrenzen nicht sprunghaft wechselt.

Gasverbrauch und Gasbedarf der Gaskraftwerke

Der historische Gesamtgasverbrauch wird rechnerisch aus Nettoimporten, Eigenförderung und Speicherfluss abgeleitet. Die von Energy-Charts ausgewiesene Stromerzeugung aus Erdgas wird mit dem Faktor 1,9 auf den geschätzten Gasbedarf der Gaskraftwerke hochgerechnet. Der Faktor entspricht einem durchschnittlichen elektrischen Wirkungsgrad von rund 53 Prozent und berücksichtigt damit die Verluste bei der Stromerzeugung. Dieser Gasbedarf wird vom Gesamtgasverbrauch abgezogen; der verbleibende Anteil wird im Modell als übriger Gasverbrauch geführt. In der Langfristprognose werden beide Verbrauchsteile getrennt berechnet und anschließend wieder zum Gesamtgasverbrauch addiert.

Einfluss der Temperatur und Szenarioannahmen

Der wetterabhängige Teil des übrigen Gasverbrauchs wird anhand von Heizgradtagen angepasst. Als Basistemperatur verwendet das Modell 18 °C: Je weiter die Temperatur darunter liegt, desto höher fällt der angenommene Heizbedarf aus. Wie stark der Verbrauch auf Temperaturänderungen reagiert, wird aus den historischen Daten abgeleitet. Unter 2 °C erhöht das Modell den Kälteeffekt schrittweise; bei −8 °C ist ein zusätzlicher Aufschlag von 35 Prozent erreicht.

Ab dem 15. Tag können die monatlichen Annahmen für Temperatur, Nettoimporte, übrigen Gasverbrauch, Gasbedarf der Gaskraftwerke und Eigenförderung verändert werden. Bei den beiden Verbrauchswerten entsprechen 100 Prozent dem jeweiligen saisonalen Referenzwert. Nettoimporte und Eigenförderung werden in GWh pro Tag vorgegeben. Die einstellbare Temperaturabweichung für den Winter gilt von November bis März. Im Standardszenario liegen die Nettoimporte von Oktober bis Februar 200 GWh pro Tag über der historischen Monatsreferenz. Dieser Aufschlag ist eine veränderbare Szenarioannahme und keine Prognose zugesicherter Liefermengen.

Prognosebandbreite und Grenzen des Modells

Die Prognosebandbreite wird während der 14-Tage-Prognose schrittweise breiter und erreicht am 14. Prognosetag 1,25 Prozentpunkte je Richtung. Ab dem 15. Prognosetag knüpft sie daran an und wird auf Basis der historischen Schwankungen der täglichen Speicheränderung mit zunehmendem Zeitraum weiter verbreitert. Sie ist auf höchstens 20 Prozentpunkte je Richtung begrenzt. An den Speichergrenzen wird sie bei 0 und 100 Prozent abgeschnitten. Die Bandbreite ist kein statistisches Konfidenzintervall und gibt keine Eintrittswahrscheinlichkeit an.

Das Modell betrachtet Deutschland als eine gemeinsame Gasbilanz. Regionale Engpässe, Netzrestriktionen, Preise, kurzfristige Handelsreaktionen, politische Eingriffe und Ausfälle einzelner Importwege werden nicht abgebildet. Die Ergebnisse zeigen die Entwicklung unter den gewählten Annahmen und sind keine Prognose der Versorgungssicherheit.