Was wir simulieren — und wie genau.

Jede Zahl auf der Plattform gehört zu genau einer von drei Stufen, und die Produktoberfläche darf eine T3-Zahl niemals wie eine T1-Zahl aussehen lassen:

Das berechenbare Netzmodell wird deterministisch aus den OSM-Daten abgeleitet — jede Neuberechnung liefert bei gleichen Eingaben identische IDs und Ergebnisse.

Geltungsbereich und Spannungsklassen

• Drei Spannungsklassen: 380 kV, 220 kV, 110 kV. Zuordnung des höchsten Spannungs-Tags: ≥300 kV → 380er-Klasse, ≥175 kV → 220er, ≥60 kV → 110er (150-kV-Leitungen werden der 110er-Klasse zugeschlagen); unter 60 kV und über 800 kV liegt außerhalb des Modells.
• Räumlicher Zuschnitt: Deutschland + 20-km-Grenzpuffer. Ausländische Netzmaschen ohne Last-/Erzeugungsdaten würden künstliche Parallelpfade bilden; Interkonnektoren enden als Randknoten. Transit-Ringflüsse (AT/PL/CZ) sind damit bewusst außerhalb des Modells (→ Abschnitt 12).
• Metrik: alle Distanzrechnungen in EPSG:25832 (ETRS89/UTM 32N, echte Meter).

Knotenbildung (Clustering)

• Umspannwerks-Geometrien werden mit einem Union-Find-Gitterverfahren bei 500 m Radius geclustert (PyPSA-Eur-Konvention). Ein Netzknoten = (Ortscluster × Spannungsklasse); Zentroid = Mittel der Mitglieder, Name/Betreiber = häufigster Wert.
• Leitungsenden ohne passendes Umspannwerk im Umkreis von 2.000 m werden zu Junction-Knoten (400-m-Rasterbündelung), damit sich mittig treffende Leitungen einen Knoten teilen — Leitungen werden nie „fallen gelassen“.
• Parallelkreise werden zu einer Kante mit circuits=N kombiniert: R und X je Stromkreis ÷ N, thermische Grenzleistung × N.
• Transformatoren verbinden benachbarte Spannungsklassen desselben Clusters als eigene Kanten; HGÜ-Verbindungen (Frequenz-Tag 0) werden als dc_link getypt und im AC-Screening ausgeschlossen (geregelte Sollwert-Flüsse).
• Degenerierte Kanten (Null-Länge <1 m, Selbstschleifen) werden entfernt und gezählt; Mindestbestände (≥1.000 Umspannwerke, ≥5.000 Leitungen) verhindern, dass ein defekter OSM-Import das Modell leert (fail-closed).

Ergebnisgröße: ~7.950 gescreente Kanten nach Clustering; Qualitätsmetriken (Inselanteile, Parametrisierungsgrad je Klasse, Zusammenhangskomponenten) werden bei jedem Lauf mitprotokolliert.

Erzeugung

• Kraftwerkspark: alle MaStR-Einheiten „in Betrieb“ (Statuscode 35) mit Koordinate und Nennleistung, dem Netzmodell über die Anlage-→-Umspannwerk-Zuordnung (Abschnitt 10) zugewiesen, sonst nächstgelegener Knoten unter derselben harten Spannungsuntergrenze.
• Wind-Kapazitätsfaktor aus ERA5-100-m-Wind, kubische Leistungskurve zwischen Ein- und Nennwindgeschwindigkeit:

CF_wind(v) = 0 für v < 3 m/s oder v > 25 m/s
           = (v³ − v_ci³)/(v_r³ − v_ci³) für v_ci ≤ v < v_r
           = 1 ab Nennwind
Flottensplit nach Küsten-AGS-Präfix {01,02,03,04,13}:
  high_wind v_r=13,5 m/s, sonst low_wind v_r=10,0 m/s

• PV-Kapazitätsfaktor aus Globalstrahlung: CF_pv = (G/1000 W/m²) · PR mit Performance Ratio 0,9, auf [0,1] begrenzt (v1 ohne Ausrichtung/Neigung; optionale Temperaturderatierung −0,4 %/K vorhanden, standardmäßig aus).
• Skalierung an die Realität: Das CF-Modell liefert das räumliche Muster; die nationale Stundensumme für Wind/PV wird multiplikativ auf die SMARD-Ist-Erzeugung skaliert (unskaliert lag das Windmodell +31 % — das hätte die Nord-Süd-Flüsse überzeichnet).
• Konventionelle, Biomasse, Wasser, Pumpspeicher: SMARD-Ist-Erzeugung je Trägergruppe, pro-rata nach installierter Knotenleistung verteilt (zeitinvariante Gewichte, nationale Summe exakt erhalten). Kein Kraftwerkseinsatzmodell in v1 (→ Abschnitt 12).

Last

• eXtremOS liefert stündliche sektorale Lastprofile je NUTS-3-Region (402 Regionen; Wetterjahr 2012, Schalttag entfernt → 8.760 Stunden 1:1 auf 2025 abgebildet).
• Regionalisierung auf 110-kV-Knoten über ENLAPAs eigene Flächendaten: Industrie-Last nach Industrie-/Gewerbeflächen, Haushalt+GHD nach Siedlungsflächen. Drei energieerhaltende Korrektive: (1) Knoten mit >1 TWh/a zugewiesener Industrie-Energie werden dem nächsten ≥220-kV-Knoten (≤25 km) zugeschlagen — Direktanschluss-Heuristik, motiviert durch BASF Ludwigshafen (~6,35 TWh/a); (2) jedes Gewichtspolygon wird invers-quadratisch über die 3 nächsten 110-kV-Knoten verteilt; (3) Kappung: max. 50 % einer (Region × Sektor)-Energie auf einem einzelnen Knoten, Überschuss pro-rata umverteilt.
• SMARD-Anker: nationale Stundensumme auf die realisierte Netzlast (SMARD-Filter 410) skaliert. Fail-closed-Gates: Jahresenergie 400–600 TWh, Stundenmittel 40–90 GW.

Der Headroom beantwortet: Wie viel zusätzliche Einspeisung ΔP verträgt Knoten n in Stunde t, bevor irgendeine Leitung ihre Grenze überschreitet? Die Zusatzeinspeisung wird vom verteilten Slack aufgenommen; die slack-bereinigte Sensitivität von Leitung l auf Knoten n ist:

S_ln = PTDF_ln − Σ_k w_k·PTDF_lk
headroom_n(t) = min_l ( cap_l − |f_l(t)| ) / |S_ln|
   über alle l mit |S_ln| > 0,05 und bekannter Kapazität

• Sensitivitätsschwelle 5 %: die konventionelle „significantly affected element“-Grenze. (Eine Schwelle von 10⁻⁴ erwies sich als viel zu durchlässig — eine entfernte Leitung mit Sensitivität 0,001 und negativer Marge nullte jeden Knoten.)
• Positive-Margen-Semantik: Leitungen, die in einer Stunde bereits an/über der Grenze sind (Marge ≤ 0), fallen aus dem Minimum dieser Stunde heraus — Basisfall-Verletzungen sind ÜNB-Redispatch-Realität, keine marginale Beschränkung der Zusatzeinspeisung. Ohne diese Semantik wäre der Headroom deutschlandweit identisch null (bei ~10 TWh/a Redispatch ist fast stündlich irgendein EHV-Element verletzt).
• Beschränkungsmenge = EHV (≥220 kV), NEP-Zuschnitt. 110-kV-Kanten werden vollständig berichtet, aber nicht als Headroom-Constraint verwendet (die NUTS-3-Lastklumpung erzeugte dort ~500 chronische Artefakt-Überlastungen). Datenverdächtige Kanten (eigene p95-Auslastung > 2,0) werden ausgeschlossen und gezählt.
• Perzentil-Kriterium: Aus der 8.760-Stunden-Serie je Knoten entstehen p100 (Minimum), p99 und p95 = die Einspeisung, die in ≥95 % der Jahresstunden ohne Überlastung möglich wäre — das ist die Standardanzeige der Karten-Ebene. Kappung bei 100.000 MW (kein bindendes Element); komplett unbeschränkte Knoten → „unbewertet“ (grau). Je Knoten wird die am häufigsten bindende Leitung (limiting_edge) mitgeführt.
• Richtung: Der Wert ist ein Einspeise-Headroom (zusätzliche Erzeugung). Für Bezug (Batterieladen, Elektrolyse) kehrt sich das Vorzeichen der Netzwirkung um; ein eigener Bezugs-Headroom ist Roadmap. Bis dahin sind Abregelungs-Hotspots und §13k-Entlastungsregionen die belastbaren Standortsignale für flexible Last.

N-1-Rechnung (LODF) — implementiert, für die Kundenebene deaktiviert

f_l^post(k) = f_l + LODF_lk·f_k
LODF_lk = (PTDF_l,f(k) − PTDF_l,t(k)) / (1 − (PTDF_k,f(k) − PTDF_k,t(k)))

Kontingenzmenge = EHV; Brücken (Inselbildner, |Nenner| < 10⁻⁶) sind ausgeschlossen und werden gezählt (ihr N-1-Ereignis ist Lastverlust, nicht Umverteilung). Der N-1-bewusste Headroom ergänzt je überwachter Leitung ihre 5 schlimmsten Kontingenzen als Pseudo-Leitungen mit Sensitivität PTDF[l,·] + LODF[l,k]·PTDF[k,·] und ist konstruktionsbedingt ≤ N-0. Bewusste Entscheidung: Die Kundenebene zeigt N-0-Headroom. Der strikte N-1-Headroom (Median p95 ≈ 10 MW; 2.053 von 4.217 Umspannwerken < 10 MW) ist beim heutigen Parametrisierungsgrad Parameterrauschen, kein Signal — er wird erst freigeschaltet, wenn die Korridor-Impedanzabdeckung die N-1-Korridor-Rangkorrelation positiv dreht (Abschnitt 8). Die N-1-Auslastungs- und Kalibriermetriken laufen weiter mit.

ÜNB-Seite (gemessen): Redispatch-Maßnahmen aller vier ÜNB inkl. gemessener Arbeit (MWh). Geokodierung der Freitext-Anlagennamen gegen das MaStR: Normalisierung (alles außer [a-zA-Z0-9] entfernen, Kleinschreibung), bevorzugt exakter Treffer, sonst Substring-Suche über das erste ≥5-buchstabige Nicht-Stoppwort-Token, Tiebreak = höchste Nennleistung. Abdeckung ≈ 68,9 % der Namensnennungen.

VNB-Seite (E.ON-Gruppe): gemessene Fakten, modellierte Energie. Der Feed liefert je Maßnahme × Anlage × Zeitscheibe: Beginn/Ende, Dauer, Abregelungsstufe und den EEG-Anlagenschlüssel (Join auf MaStR; 46,4 % der Schlüssel matchen eine Einheit ≥30 kW) — aber keine Energiemenge. Diese wird zweistufig modelliert:

v1 (Obergrenze):   E = P_nenn · (Stufe%/100, geklemmt [0,1]) · (Dauer_min/60)
CF-verfeinert:     E = P_nenn · Stufe% · ∫ CF_ERA5(t) dt   über das Maßnahmenfenster

Das Integral summiert je Stunde Überlappung(Fenster, Stunde) × CF(Stunde, Rasterzelle); Wind nutzt die Zwei-Klassen-Leistungskurve, PV die Globalstrahlung (0,25°-Zelle der Anlage); Fenster >168 h werden nach der ersten exakt integrierten Woche mit dem Fenstermittel fortgeschrieben; Funktionstests sind ausgeschlossen. v1- und CF-Wert werden beide gespeichert, die Differenz bleibt sichtbar. Warum Obergrenze: v1 unterstellt Volllast im Abregelungsfenster; die CF-Gewichtung ersetzt das durch das tatsächliche Wetterdargebot, bleibt aber eine Modellschätzung (keine Ausfallarbeits-Messung; strukturell nicht validierbar, da VNB keine anlagenscharfe Ausfallarbeit veröffentlichen).

Konsistenzregeln in der Anzeige: Maßnahmen werden überall als distinkte Vorgänge gezählt (nicht als Zeitscheiben); gemessene Fakten (Anzahl, Stunden, Wochenprofil) tragen „gemessen“, Energiemengen „Modell“.

Alle Schwellen sind als dokumentierte Umgebungsvariablen einstellbar; Änderungen laufen durch die monatliche Kalibrier-Schleife mit Regressions-Guard.

Alle Werte tragen im Produkt ihre Verlässlichkeitsstufe (gemessen / Modell). Begleitdokument zur Netzintelligenz-Seite.