Der Simulator rechnet Stunde für Stunde bis 2060, wie viel Kohle und Erdgas drei Wege der Stromversorgung einsparen und wie viele Kraftwerke sie für Dunkelflauten brauchen (gesicherte Leistung). Die Einsparung wird Jahr für Jahr aufsummiert; darum zählt, wann ein Pfad zu wirken beginnt. Neue Kernkraftwerke liefern naturgemäß später Strom, weil westliche Genehmigungs- und Bauzeiten angesetzt sind; auch in China lagen bei den ersten Blöcken neuer Bauart 12 bis 14 Jahre zwischen Planungsbeschluss und Betrieb.
Gemessen wird der eingesparte Brennstoff gegenüber einer Referenz, in der nach 2025 keine Erneuerbaren, keine Kernkraftwerke und keine Batterien mehr hinzukommen, die Nachfrage aber genauso wächst. Wahlweise zeigt der Simulator das vermiedene CO₂ und die vermiedenen CO₂-Kosten. Mehr gesicherte Leistung ist nötig, weil Wärmepumpen, E-Autos, Rechenzentren und Industrie Strombedarf und Spitzenlast bis 2045 stark erhöhen.
Die Zeitspanne in China bezieht sich auf Sanmen (Planungsbeschluss 2004, Betrieb 2018) und Haiyang (2007 bis 2018); die reine Bauzeit beträgt dort im Mittel gut sechs Jahre. Westliche Neubauten brauchten zuletzt deutlich länger: Olkiluoto 3 rund 16,6 und Flamanville 3 rund 17,1 Jahre Bauzeit.
Wind- und Solaranlagen sparen ab dem Jahr ihrer Inbetriebnahme Brennstoff, zählen in der Leistungsbilanz aber nur mit wenigen Prozent ihrer Leistung; ein Kernkraftwerk zählt dort mit 85 %. Fehlt gesicherte Leistung, baut das Modell Gaskraftwerke zu.
Der Weiterbetrieb der letzten sechs Kernkraftwerke im Mix-Pfad ist eine Was-wäre-wenn-Rechnung. Die Berechtigung zum Leistungsbetrieb ist erloschen, für alle sechs Anlagen liegen Stilllegungs- und Abbaugenehmigungen vor.
Einsparung gegenüber einer Referenz ohne weiteren Zubau von Erneuerbaren, Kernkraft und Batterien, Jahr für Jahr aufaddiert. Jede Einsparung geht in alle späteren Summen ein; ein früher Start baut deshalb einen Vorsprung auf, den ein späterer Pfad nur mit höheren jährlichen Einsparungen aufholt.
100 % heißt: Die Ziele aus § 4 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und § 1 Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) werden pünktlich erreicht. Die Standardwerte entsprechen etwa dem Zubautempo 2025.
Jährlicher Einsatz in Kohle- und Gaskraftwerken in der gewählten Einheit. Die Differenz zur grauen Referenz ist die jährliche Einsparung; ihre Summe zeigt die obere Grafik.
Höchster Leistungsbedarf an steuerbaren Kraftwerken im Wetterjahr nach Wind, Sonne und Wasser, plus Sicherheitsmarge. Bedarf ohne jede Flexibilität; gedeckt durch Kraftwerke mit 85 % ihrer Leistung (Abschlag wie für Gaskraftwerke nach Anlage 4 Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz, StromVKG), durch Speicher und verschiebbare Lasten, Lastabschaltung in Knappheit und Importe. Fehlt Leistung, baut das Modell neue Gaskraftwerke bis zur Zubaugrenze.
Neue steuerbare Gaskraftwerke (wasserstofffähig), die das Modell für die Leistungsbilanz braucht, kumuliert ab 2026. Darunter der gesamte Zubau je Pfad.
Jahreserzeugung nach Quelle, steuerbare Kraftwerke unten, Wind und Sonne oben. Was über der Verbrauchslinie liegt, kann das Inland nicht nutzen; unter der Nulllinie steht diese Menge noch einmal als Export, Elektrolyse oder Abregelung.
Stundenwerte der Woche mit dem höchsten Bedarf an steuerbarer Leistung im gewählten Wetterjahr.
Gezählt wird der Brennstoff, den Kohle- und Gaskraftwerke in Deutschland einsetzen, als Energieinhalt (Heizwert) in TWh. Die Einsparung eines Pfads ist die Differenz zur Referenz, in der nach 2025 keine Erneuerbaren, keine Kernkraftwerke und keine Batterien mehr hinzukommen, die Nachfrage aber genauso wächst. Die steigende Nachfrage deckt dort ein wachsender Gaspark. Die Summe läuft ab 2026.
Uran zählt nicht als Brennstoff im Sinne dieser Rechnung. In der amtlichen Primärenergiebilanz würde Kernstrom mit dem Faktor 3 (Wirkungsgradmethode 33 %) angesetzt, Wind- und Solarstrom mit 1; dieser statistische Unterschied spielt hier keine Rolle.
Die Sicht „CO₂-Kosten“ bewertet das vermiedene CO₂ mit dem eingestellten CO₂-Preis (real, Standard 80 €/t). Brennstoffkosten weist der Simulator nicht aus, weil die Preise für Erdgas, Kohle und Wasserstoff bis 2060 zu unsicher sind; die Brennstoffpreise bestimmen im Modell nur, ob Kohle- oder Gaskraftwerke zuerst laufen. Investitionen in Anlagen, Netze und Speicher fehlen ebenfalls.
Für Betreiber und Stromkunden sind CO₂-Kosten echte Kosten. Gesamtwirtschaftlich fließen die Erlöse aus dem Emissionshandel an den Staat, in Deutschland vollständig in den Klima- und Transformationsfonds. Die Schäden durch den Klimawandel bewertet das Umweltbundesamt (UBA) deutlich höher: mit 300 €/t für 2024 und 435 €/t für 2050 in Euro von 2024, wenn die heutige Generation leicht stärker gewichtet wird (Zeitpräferenzrate 1 %), bei gleicher Gewichtung aller Generationen mit 880 und 1.080 €/t.
Jedes Jahr wird mit 8.760 Stunden eines realen Wetterjahrs gerechnet: Last, Photovoltaik, Wind an Land und auf See aus den Energy-Charts (Fraunhofer ISE, Gesamtwerte einschließlich Eigenverbrauch), Temperatur als bevölkerungsgewichtetes Mittel aus 19 Stationen des Deutschen Wetterdienstes (DWD). Die Erzeugung skaliert mit der installierten Leistung des Jahres; neue Windräder an Land erhalten bei gleichem Wetter 15 % mehr Volllaststunden.
Basis ist die Last 2025 von 495 TWh einschließlich Eigenverbrauch. Der Zuwachs bis 2045 folgt einer S-Kurve und teilt sich auf in Wärmepumpen (21 %), E-Mobilität einschließlich Lkw (35 %), Rechenzentren (18 %) sowie Industrie, Fernwärme und Sonstiges (27 %), angelehnt an Szenario B 2045 des genehmigten NEP-Szenariorahmens 2025 (Tabelle 14). Elektrolyse ist nicht enthalten; der NEP setzt sie mit 3.200 Volllaststunden flexibel an, im Modell erscheint sie nur als Abnehmer von Überschüssen.
Wärmepumpen folgen der über 36 Stunden gemittelten Außentemperatur (Heizgrenze 15 °C, Gebäudeträgheit); ihre Leistungszahl sinkt bei Kälte. 15 % des Tagesverbrauchs lassen sich innerhalb des Tages verschieben (Pufferspeicher, Gebäudemasse). Ohne diese Verschiebung ergäbe die Kältewelle im Januar 2024 bei rund 95 TWh Jahresverbrauch etwa 60 GW Wärmepumpenlast; der NEP-Entwurf nennt für Szenario C 2045 bis 54 GW. E-Autos laden zur Hälfte gesteuert.
Für jedes Jahr ermittelt das Modell den höchsten stündlichen Bedarf an steuerbarer Leistung (Kernkraft, Kohle, Gas, Mindesterzeugung) nach Wind, Sonne, Wasser, Biomasse, Speichern und verschiebbaren Lasten und schlägt 5 % Marge auf. Die Grafik zeigt zusätzlich, wie hoch die Spitze ohne diese Flexibilität wäre; Speicher und verschiebbare Lasten konkurrieren um dieselben Schwachlaststunden, deshalb werden sie zusammen ausgewiesen. Angerechnet werden Kraftwerke mit 85 % ihrer Nettoleistung, Reservekraftwerke (8 GW bis 2030, danach sinkend auf 4 GW), Lastflexibilität (2 GW 2025 bis 12 GW 2045) und ein Importbeitrag von 8 GW. Die letzten drei Größen sind Annahmen. Fehlt Leistung, baut das Modell neue Gaskraftwerke, je zur Hälfte Gas-und-Dampf-Kraftwerke (GuD) und Gasturbinen, höchstens 4 GW pro Jahr bis 2030 und 12 GW pro Jahr danach.
Das Ergebnis gilt für das gewählte Wetterjahr. Ein extremeres Wetterjahr würde mehr Leistung verlangen; die Marge deckt das nur teilweise.