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. Die Kennzahlen „Niedrigster Füllstand“ und „Erstmals unter 20 %“ beziehen sich auf den betrachteten Winter vom 1. Oktober bis 31. März und berücksichtigen Ist- und Prognosewerte. Ab dem 1. April wird der folgende Winter betrachtet.

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 Referenzdatenbasis des Modells beginnt am 1. Januar 2024 und wird bis zum jeweils letzten vollständigen Datenstand fortgeführt. Der vergleichsweise kurze Referenzzeitraum ist bewusst gewählt, um die derzeitigen Strukturen und Rahmenbedingungen des deutschen Gasmarkts stärker abzubilden. Dies betrifft insbesondere die Nettoimporte sowie die im Modell getrennt betrachteten Verbrauchskomponenten: den übrigen Gasverbrauch und den Gasbedarf der Gaskraftwerke. 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 gleich gewichtete Mittel aus Hamburg, Berlin, Köln, Frankfurt und München. Über „best_match“ kombiniert Open-Meteo je nach Prognosezeitraum und Datenverfügbarkeit geeignete Wettermodelle. Das historische 7-Tage-Wettermittel wird ebenfalls auf dieser Städtebasis 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 historischen Werten rund um den jeweiligen Kalendertag. Werte nahe am jeweiligen Kalendertag sowie neuere Daten erhalten dabei ein höheres Gewicht. Für jeden Prognosemonat wird aus dem saisonalen täglichen Temperaturverlauf zunächst eine mittlere Referenztemperatur berechnet. Im Bereich „Annahmen und Szenarien“ kann für den jeweiligen Monat ein abweichendes Temperatur-Szenario festgelegt werden. Das Modell überträgt die Differenz zur Referenztemperatur auf den zugrunde liegenden täglichen Temperaturverlauf, sodass dessen saisonale Struktur erhalten bleibt. An den Monatsgrenzen werden unterschiedliche Szenarioannahmen über mehrere Tage geglättet.

Für die Nettoimporte verwendet das Modell monatliche Referenzwerte. Damit einzelne Extremtage den Referenzwert 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. Auch der Übergang von der 14-Tage-Prognose zur langfristigen Modellrechnung wird über mehrere Tage geglättet, damit keine sprunghaften Wechsel entstehen.

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. Für Temperatur, Nettoimporte und Gasverbrauch stehen zusätzlich Szenario-Voreinstellungen zur Verfügung, die die zugehörigen Monatsannahmen automatisch setzen. Bei den beiden Verbrauchswerten entsprechen 100 Prozent dem jeweiligen saisonalen Referenzwert. Nettoimporte und Eigenförderung werden in GWh pro Tag vorgegeben. Der separate Temperaturoffset Winter wirkt ausschließlich von November bis März. Im Standardszenario liegen die Nettoimporte ausschließlich von November 2026 bis Februar 2027 200 GWh pro Tag über der historischen Monatsreferenz. Dieser Aufschlag ist eine veränderbare Szenarioannahme und keine Prognose zugesicherter Liefermengen.

Prognosebandbreite

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.

Szenario-Schnellauswahl für zentrale Annahmen

Für drei zentrale Einflussgrößen können oberhalb der Prognose vordefinierte Einstellungen gewählt werden. Sie setzen die entsprechenden Annahmen für die Langfristprognose ab dem 15. Prognosetag automatisch und können anschließend unter „Annahmen und Szenarien“ weiter angepasst werden.

• Temperatur: Legt den Temperaturverlauf für die Langfristprognose fest.
  • Modellbasis:
    • Historische Referenz: Saisonaler Temperaturverlauf aus den historischen Daten seit 2024 bis zum aktuellen Datenstand.
  • Historisch abgeleitet:
    • Wie im Vorjahr: Überträgt den Temperaturverlauf des entsprechenden Zeitraums im Vorjahr auf den aktuellen Prognosezeitraum.
    • Klimamittel 2006–2025: Für jeden Monat wird die durchschnittliche Temperatur aus den 20 vollständigen Jahren 2006 bis 2025 gebildet. Diese Monatsmittel werden auf den saisonalen Temperaturverlauf der Langfristprognose übertragen.
    • Klimamittel 1991–2020: Für jeden Monat wird die durchschnittliche Temperatur aus den 30 vollständigen Jahren 1991 bis 2020 gebildet. Diese Monatsmittel werden auf den saisonalen Temperaturverlauf der Langfristprognose übertragen.
  • Historische Winter:
    • Wie im Vorwinter: Überträgt den Temperaturverlauf des letzten vollständig abgeschlossenen Winters auf den kommenden Winter.
    • Historische Winter: Überträgt den Temperaturverlauf eines ausgewählten früheren Winters auf den kommenden Winter.
  • Winterszenarien:
    • Milder / kalter Winter: Vordefinierte Temperaturprofile für November bis März, die auf einer Auswahl historisch milder beziehungsweise kalter Winter basieren.
• Nettoimporte: Legt das angenommene Importniveau für die Langfristprognose fest.
  • Modellbasis:
    • Historische Referenz: Monatliche Referenzwerte aus den historischen Nettoimporten seit 2024. Besonders hohe oder niedrige Tageswerte werden gedämpft und die Monatswerte geglättet.
  • Historisch abgeleitet:
    • Wie im Vorjahr / historische Jahre: Verwendet für jeden Prognosemonat das durchschnittliche Nettoimportniveau des jeweils ausgewählten historischen Vergleichszeitraums. „Wie im Vorjahr“ nutzt den unmittelbar vorangegangenen Zeitraum; die weiteren „Jahr …“-Optionen greifen jeweils ein, zwei oder drei Jahre weiter zurück.
  • Winteranpassung:
    • Winteraufschlag / Winterabschlag: Erhöht oder verringert die historische Monatsreferenz von November bis Februar um 50, 100 oder 200 GWh/Tag.
  • Ganzjährige Anpassung:
    • Jahresaufschlag / Jahresabschlag: Wendet den gewählten Auf- oder Abschlag auf alle Monate des Prognosezeitraums an.
• Gasverbrauch: Passt den übrigen Gasverbrauch und den Gasbedarf der Stromerzeugung an.
  • Modellbasis:
    • Historische Referenz: Setzt beide Verbrauchskomponenten auf 100 Prozent ihrer saisonalen Referenzwerte. Diese werden aus den historischen Daten seit 2024 abgeleitet, wobei neuere Daten stärker gewichtet werden.
  • Historisch abgeleitet:
    • Wie im Vorjahr / historische Jahre: Überträgt das Verbrauchsniveau des jeweils ausgewählten historischen Vergleichszeitraums relativ zur saisonalen Referenz. „Wie im Vorjahr“ nutzt den unmittelbar vorangegangenen Zeitraum; die weiteren „Jahr …“-Optionen greifen jeweils ein, zwei oder drei Jahre weiter zurück. Damit historische Verbrauchsniveaus mit anderen Temperaturszenarien fachlich konsistent kombiniert werden können, wird beim übrigen Gasverbrauch der damalige Temperatureinfluss herausgerechnet. Ohne diese Bereinigung würde die damalige Temperaturabweichung bereits im historischen Verbrauchsniveau stecken und durch das gewählte Temperaturszenario erneut berücksichtigt.
  • Verbrauchsanpassung:
    • Einsparung: Senkt den übrigen Gasverbrauch und den Gasbedarf der Stromerzeugung gegenüber ihrer jeweiligen Referenz um 1, 2 oder 3 Prozent.
    • Mehrverbrauch: Erhöht beide Verbrauchskomponenten entsprechend um 1, 2 oder 3 Prozent.

Grenzen des Modells

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.