Energiewende Report (30.03.2023)

Im Energiewende-Report finden Sie eine Auswertung der Stromerzeugung aller Onshore- Offshore- und Solaranlagen in Deutschland sowie eine kurze Einordung dieser Zahlen für das zurückliegende Quartal, wie das Science Media Center Deutschland schildert.

Eine Simulation beschreibt, wie die Stromerzeugung des Jahres 2030 im Winterquartal erfolgen würden, wenn sich das Wetter genauso wiederholte. Damit werde deutlich, welche Herausforderungen beim Aus- und Umbau des gesamten Stromsystems zu bewältigen sind.Der Energiewende-Report werde in loser Folge einmal pro Quartal erscheinen, voraussichtlich kurz nach dem die nächste Jahreszeit begonnen hat.

Jeder Report solle neben einer Auswertung des Jahreszeit auch ein ausgewähltes Thema der Energiewende anhand der Daten beleuchten.Die Rahmenbedingungen für den Ausbau von Windkraftanlagen seien komplex. Die meisten Windanlagen an Land erhalten nur dann eine Förderung durch das EEG, wenn sie bei einer Ausschreibung [Ausschreibung] der Bundesnetzagentur teilggenommen haben.

Anschließend müssen sie in einem Zeitraum von 24 bis 30 Monaten in Betrieb gehen. Die im zurückliegenden Jahr angeschlossenen Anlagen benötigten nach Beobachtung der [Deutschen WindGuard] im Schnitt 22 Monate bis zu Realisierung.Die Ausbaugeschwindigkeit für 2023 und 24 wurde so mit den Ausschreibungsrunden der zurückliegenden Jahre grob festgelegt.

Für 2023 könne mit einer Leistung von 2,7 bis 3,2 GW gerechnet werden. 2024 dürfte aufgrund der Ausschreibungsergebnisse und der Realisierungszeit die Zubaurate geringfügig höher liegen.

Somit wäre Ende 2024 mit einer installierten Leistung um 65 GW zu rechnen. Um in den darauffolgenden Jahren das im EEG vorgesehen Ziel von 115 GW Windenergie onshore zu erreichen, muss die in den Aussschreibungen angebotene Leistungsmenge ab diesem Jahr stark erhöht werden.

Die Bundesnetzagentur plant daher, in diesem Jahr ihr Angebot von rund 4 auf 12,8 GW zu verdreifachen.Das Ausbauziel werde voraussichtlich nur erreicht, wenn die in den Ausschreibungen angebotene Leistung möglichst vollständig bezuschlagt werden kann. Das war in der Vergangenheit sehr oft nicht der Fall, auch die erste Ausschreibungsrunde für Windenergie an Land in diesem Jahr konnte nur knapp die Hälfte der angebotenen [Leistungsmenge] von 3,2 GW loswerden.

Sollte sich dieser Trend fortsetzen, werde sich die Ausbaugeschwindigkeit in den kommenden Jahren zwar deutlich erhöhen, aber das Ausbauziel würde 2030 nicht erreicht.  Windanlagenbetreiber können jedoch ihre Anlagen prinzipiell auch ohne Förderung betreiben, sowie sie eine Genehmigung haben, wenn sie die Finanzierung der Anlagen auf andere Weise sicher stellen können.Die Bundesregierung und die EU-Kommission haben im Winter zwei Prozesse für eine Strommarkt-Reform in Gang gebracht. In Deutschland könnte eine Strommarkt-Reform die beiden Systeme für die Strommerzeugung - für Erneuerbare und konventionielle Kraftwerke - zusammenführen.Wir konzentrieren die Auswertung der Stromerzeugungsdaten für Erneuerbare Energien im folgenden auf Wind- und Solarstrom-Anlagen.

Deren Potenzial sei im Vergleich zu anderen Erneuerbaren wie Biomasse-Anlagen, Wasserkraftwerken oder Geothermie-Anlagen deutlich größer. Deshalb habe die Bundesregierung im [EEG] und im [Wind-auf-See-Gesetz (WindseeG)] sehr hohe Ausbauziele für diese Anlagen vorgesehen.Die installierte Leistung von Wind- und PV-Anlagen vergrößert sich jedes Jahr.

Prinzipiell vergrößert sich damit auch die von diesen erzeugte Strommenge. Um einzuschätzen, ob es sich bei der tatsächlich erzeugten Strommenge um eine gute oder schlechte Ausbeute handelt, sei es daher nötig, eine Kenngröße zu verwenden, die möglichst unabhängig vom Zubau von Wind- und PV-Anlagen ist.

Wir nutzen dafür die Auslastung. Der Wert in Prozent gibt an, wie viel Strom bezogen auf die ihre installierte Leistung die erneuerbaren Anlagen tatsächlich erzeugt haben.Auch die Auslastung verändert sich durch den regelmäßigen Zubau neuer Wind- und PV Anlagen: Die neuen Windanlagen seien effizienter.

Vor allem neue Onshore-Windräder nutzen schwächeren Wind aus als alte, daher steigt die Auslastung der Windräder mit den Jahren langsam an.Seit 2015 sei die Auslastung der Onshore-Windanlagen in den Stromerzeugungsdaten leicht gestiegen. Lag sie in den Jahren 2015 bis 2018 im Schnitt bei 19 Prozent, betrug sie im Zeitraum zwischen 2019 bis 2022 20,5 Prozent.

Wird der Zubau in den kommenden Jahren ab 2025 beschleunigt und eine wachsende Zahl über 20 Jahre alter Anlagen vom Netz genommen, könnte die durchschnittliche Auslastung künftig schneller steigen. Bei den Offhshore-Anlagen und den PV-Anlagen sei keine solche Entwicklung zu beobachten.Abschaltungen von Windanlagen aufgrund von Stromnetzengpässen (Redispatch) oder aufgrund von Genehmigungsauflagen (Vogel-, Fledermaus- oder Lärmschutz) wirken dieser Entwicklung entgegen.

Sie würden sich nur schwer quantifizieren lassen. Da diese Abschaltungen sich unmittelbar auf die tatsächliche Stromerzeugung auswirken, sei davon auszugehen, dass diese Auswirkung im Datensatz enthalten sind.Die Auslastung von Onshore-Wind schwankt mit der Jahreszeit.

Sie steigt im Herbst und Winter weit über den Jahresdurchschnitt an, fällt im Frühjahr und Sommer zum Teil deutlich ab. Insgesamt sei die Windstromerzeugung von hohen Spitzen und tiefen Tälern geprägt.Im Vergleich zu Wind erreicht Photovoltaik (PV) in Deutschland eine deutlich niedrigere Auslastung von 10,3 Prozent.

Allerdings habe der Einsatz von PV in höheren Breitengraden einen besondere Charakteristik: Die Sonnenschein-Perioden seien im Winter nur kurz, im Sommer zum Teil sehr lang. Entsprechend liegt die Auslastung der Solar-Anlagen im Winter niedrig, im Sommer hoch.Zusammen mit der kombinierten Auslastung von Onshore- und Offshore-Wind zeigt sich der Einfluss der Photovoltaik auf die Gesamtauslastung der von uns betrachteten Erneuerbaren Stromerzeugung: Die durchschnittlichen Werte (2015 - 2022) der Auslastungen von Solar- und Windstromerzeugung gleichen sich beim aktuellen Verhältnis der installierten Leistung von Onshore, Offshore und PV-Anlagen über den Jahresverlauf prinzipiell aus.

Die Gesamtauslastung schwankt nur leicht um einen Wert von etwa 17 Prozent.Im Mittel zwischen 2015 und 2022 liegt die Auslastung der Offshore Anlagen bei 38,7 Prozent, die der Onshore Anlagen bei 19,7 Prozent und die der Photovoltaik-Anlagen bei 10,3 Prozent. Aktuell unterscheidet sich die installierte Leistung aller Windkraftanlagen und die installierte Leistung der PV-Anlagen nur geringfügig.

Nach den Ausbauzielen ändert sich dieses Verhältnis zugunsten eines größeren Anteils der PV-Anlagen an der gesamten installierten Leistung auf 1:2. Es bleibt zu beobachten, wie sich dies auf den Ausgleichseffekt der beiden Erezuger auswirkt.Auffällig sei der starke Einbruch der langjährigen, durchschnittlichen Auslastung von Windlagen Ende Januar bis Anfang Februar. Sie werde durch Photovoltaik nur etwas gemildert.Auch im zurückliegenden Winer sei diese “Delle” in der Auslastung der Windkraftanlagen zu beobachten.

Sie sank dabei unter den langjährigen Durchschnitt.Für eine Stromerzeugung, die sich vor allem auf Wind und Sonne stützt, wäre dieser starke Einbruch im Winter eine Herausforderung. Es sei nicht davon auszugehen, dass die Zahl der Windräder groß genug sein wird, um diesen Einbruch auszugleichen.

Hier wäre die Stromversorgung auf eine große Leistung anderer Erzeuger angewiesen.Für ein Erneuerbares Energiesystem würde das die Herausforderung weiter vergrößern: Die beiden wichtigsten erneuerbaren Stromerzeuger im Winter brächen über fast anderthalb Wochen stark ein. Hier wäre die Stromversorgung auf eine große Leistung anderer Erzeuger angewiesen, oder auf Importe.Die sowohl in der Auslastung von Onshore-Wind als auch von Offshore-Wind beobachtete Auslastungsdelle stellt eine Herausforderung für ein Stromversorgungssystem dar, wie es die Bundesregierung für 2030 plant.

Wie groß diese Herausforderung ausfällt, könne mit einem Szenario auf der Basis der verwendeten Stromerzeugungsdaten abgeschätzt werden.Der Begriff Back-up fasst alle Stromerzeuger sowie Speicher zusammen, die jederzeit kurzfristig abrufbar sind. Darunter können Biomasse-Anlagen fallen, Gaskraftwerke, eingeschränkt auch Stromimporte aus unterschiedlichen Quellen, Stromspeicher - solange sie gefüllt seien - oder Wasserkraftwerke, sofern ihre Leistung geregelt werden kann.

Wir gehen davon aus, dass die Backup Leistung maximal flexibel abrufbar ist.Die Bundesregierung geht für das Jahr 2030 von einem Bruttostrombedarf von 750 TWh aus. Windkraft- und Solaranlagen sollen davon im Jahresdurchschnitt 80 Prozent decken, also [600 TWh].

Dafür solleninstalliert werden. Mit Hilfe der Stromerzeugung des zurückliegenden Winters, insbesondere der Auslastung der Anlagen, lasse sich abschätzen, welchen Anteil Wind- und Solarstrom unter diesen Bedingungen erreicht hätten.

Wir gehen also von einer Wiederholung der Wetterbedingungen aus und bewerten die Auswirkungen des Ausbaus von Wind- und Solaranlagen auf den Anteil der Erneuerbaren Energien am Stromverbrauch.In der Wissenschaft werden Szenarien über zukünftige Stromerzeugungen mit Hilfe von aufwendigen Wetter- und Stromerzeugungsmodellen berechnet. Für unsere Absicht, eine fundierte Einschätzung über die Stromerzeugung mit Wind- und PV-Anlagen zu entwickeln und daraus Argumente für die Diskussion über die Ausgestaltung eines Erneuerbaren Energiesystems abzuleiten, reicht es jedoch aus, ein Szenario auf der Basis der historischen Stromerzeugungsdaten auf dem Wege eines Dreisatzes zu berechnen: Die historische Stromerzeugung pro installierter Leistung werde mit der für 2030 angestrebten installierten Leistung multipliziert.Lastkurve bezeichnet den Strombezug alles Verbraucher, die an das Stromnetz angeschlossen sind.

Nicht enthalten seien Eigenstromerzeugung von Industrieanlagen, Netzverluste oder der Eigenstrombedarf zum Beispiel von Kraftwerken.Der Strombedarf muss dabei zu jeder Stunde im Quartal gedeckt sein. Um den Anteil von Wind- und PV-Anlagen zu simumlieren, reicht es daher nicht aus, die historische Erzeugung für einem bestimmten Zeitraum auf den größeren Anlagenpark umzurechnen.Flexibilisierung bezeichnet eine sehr wichtige Technik für ein vor allem auf Wind- und Photovoltaik gestütztes Stromsystem.

Die Idee dabei ist, dass bestimmte Verbraucher ohne Verlust von Komfort oder Funktion für eine begrenzte Zeit abgeschaltet und danach wieder eingeschaltet werden. Dazu können Kühlhäuser gehören, Wärmepumpen mit Speichern oder Ladevorgänge von Elektroautos.Die Forschung geht davon aus, dass durch größere und effizientere Anlagen vor allem bei der Windkraft die Auslastung steigen wird.

Für 2030 werde eine Steigerung der Auslastung zwischen 11 Prozent [AGORA] und 34 Prozent [DENA] für Onshore Anlagen, zwischen 8 Prozent [AGORA] und 25 Prozent [ISE] für Offshore Anlagen und zwischen 4 Prozent [DENA] und 16 Prozent [ISE] für PV Anlagen im Vergleich zur durchschnittlichen Auslastung der zurückliegenden sieben Jahre angenommen.Die Lastkurve werde so angehoben, dass die Summe des Stromverbrauchs aller Stunden der Annahme der Bundesregierung für den Stromverbrauch 2030 entspricht. Dabei unterstellen wir, dass dieser Stromverbrauch tatsächlich über das Stromnetz läuft.Bei diesem Wert muss man berücksichtigen, dass die Lastkurve wie beschrieben den Nettostrombedarf erfasst.

Der von der Bundesregierung vorgegebenen Wert von 750 TWh werde aber als “Bruttostromverbrauch” angegeben. Unklar ist, wie hoch der Nettostrombedarf 2030 liegen wird.

Würde er zum Beispiel 40 TWh im Jahr niedriger liegen, ergäben sich in der Simulation um 4,5 GW niedrigere Werte. Die Größenordnung bliebe jedoch erhalten, daher verwenden wir auch weiter den Wert für den BruttostromverbrauchSpeicher und Flexibilität seien die wichtigsten, zusätzlichen Technologien für die zukünftige Stromversorgung.

Sie können den Bedarf für flexible Kraftwerke reduzieren. Wir gehen daher in diesem Report etwas näher auf deren Zusammenspiel ein.Beide nähern Bedarf und Erzeugung einander an.

Flexibilitäten verschieben dafür den Bedarf durch Aus- und wieder Einschalten von Verbrauchern und senken so die Lastkurve. Speicher verschieben die Erzeugung, indem sie bei Stromüberschüssen laden und bei Unterversorgung wieder entladen.

Sie stützen so die Erzeugung.Wie groß das Potenzial für Flexibilitäten sei und wie viel davon genutzt werden wird, sei noch weitgehend unbekannt. Viel dürfte von Anreizen für Verbraucher abhängen, oder auch von Vorgaben durch Gesetzgeber.Nach unseren Recherchen gelten fünf Prozent Anteil am Bedarf als gut erreichbar, 10 Prozent als ambitioniert.

Das wären für die Januardelle etwa 10 GW. Die Bundesnetzagentur setzt für ihre Berechnung der [Stromversorgung bis 2031] einen sehr viel größeren Wert von 63 GW an.Der Bedarf werde in der Simulation durch Flexibilitäten für jeden Tag unabhängig optimiert.

Überschüsse an einem Tag können daher nicht auf den folgenden Tag übertragen werden, bei dem es möglicherweise insgesamt zu einer Unterdeckung kommt.Unter den gewählten Bedingungen könne die Bedarf für die Leistung steuerbarer Stromquellen offenbar nicht beliebig reduziert werden. Während ein Verschieben des Verbrauchs in der Größenordnung von 20 GW die notwendige Last im Winter 2029/30 um gut 12 GW reduzieren könnte, lasse sich durch einen weiteren Einsatz von Flexibilitäten nur ein deutlich kleinerer Effekt erzielen, der zwischen 30 und 40 GW auf Null fällt.Werden die Bedingungen geändert, werden die Flexibilitäten zum Beispiel über mehr als 24 Stunden optimiert, dann können sich auch höhere Reduktionen ergeben.

Das werden wir in einem der kommenden Ausgaben genauer beleuchten.Speicher ermöglichen ein Verschieben der Erzeugung über den Tag hinaus. Aufgrund des von uns angenommenen Speichermanagements (Laden nur, wenn Wind- und PV mehr Strom erzeugen als insgesamt verbraucht wird) haben die Speicher in den meisten Fällen allerdings kein Einfluss auf den maximalen Leistungsbedarf für steuerbare Stromquellen, da diese in längeren Phasen geringer Erzeugung von Strom aus Windkraft und Sonnenenergie zu erwarten ist.

Die Speicher können in diesen Phasen nicht mehr nachgeladen werden.Alternativ können Speicher auch durch steuerbare Kraftwerke geladen werden. Dazu zählen im kleinen Umfang Biomasse- oder Wasserkraftanlagen, aber auch Gaskraftwerke.

Das könnte die maximale Back-up-Leistung weiter reduzieren, würde aber auch zu längeren Laufzeiten der Gaskraftwerke führen. Werden die Gaskraftwerke mit Erdgas betrieben, würde dadurch der CO2-Ausstoß ansteigen.Für 2030 gehen die oben genannten Studien von einer möglichen Batteriekapazität zwischen 2 GWh [AGORA] und 84 GWh [ISE] aus.

Dazu gehören dann großen Netzpuffer-Batterien sowie Haushalts-Batterien. Darüber hinaus können noch bidirektional wirkende Pkw- und Lkw- Batterien genutzt werden.

Können etwa 10 Prozent der Kapazitäten von 15 Millionen E-Autos genutzt werden, wären das rund 100 GWh.Unter den gewählten Bedingungen wirken sich die beiden Back-up-Techniken unterschiedlich stark auf den maximalen Leistungsbedarf für steuerbare Stromquellen aus. Flexibilitäten haben einen größeren Einfluss auf diesen, Speicher haben einen größeren Einfluss auf den Anteil von Wind- und PV-Anlagen.Der gemeinsame Effekt von Speichern und Flexibilität auf die Größe der tatsächlich nutzbaren Erzeugung von Wind- und PV-Anlagen sei für das 2030-Szenario noch überschaubar.

Allerdings werde der Effekt bei Hinzunahme der anderen Erneuerbaren Energien schon deutlich größer. Vor allem aber bei einem noch stärkeren Ausbau der Erneuerbaren Energien bis 2045 werde die Verfügbarkeit von Speicherkapazitäten und ein flexibler Strommarkt entscheidend für das Erreichen des angestrebten Anteils an Erneuerbaren Energien sein.Die Speicher seien schon früh leer, weil Wind- und PV-Anlagen keine Überschüsse mehr erzielen.

Der Einsatz von Flexibilitäten könne die Lastkurve zum Teil deutlich senken. Es verbleibt ein erheblicher Bedarf, der in dieser Zeit nicht durch Wind- und PV-Anlagen gedeckt werden könnte.

Die maximale Leistungsbedarf für steuerbare Stromquellen werde am 24. Januar erreicht. Unter den gewählten Bedingungen liegt er bei 83 GW.Dieser Wert sei nicht als exakte Prognose zu verstehen.

Er sei vielmehr ein Hinweis auf die Größenordnung, die eintreten kann, wenn die von uns angenommenen Szenarien zutreffen. Andere Szenarien - zum Beispiel mehr Flexibilitäten, Nettostrombedarf statt Bruttostrombedarf - führten zu anderen Werten; die grundsätzliche Aussage würde davon aber nicht berührt.

In kommenden Ausgaben werden wir das anhand unterschiedlicher Szenarien zeigen.Die folgende Grafik zeigt, wie viel Leistung im gesamten Quartal zu der Erzeugung von Wind- und PV-Anlagen unter den von uns angenommenen Szenarien für Speicher und Flexibilitäten hinzugeschaltet werden müsste, damit der simulierte Bedarf gedeckt werden könnte. Auf der y-Achse seien die Stunden im Quartal aufgetragen, auf der x-Achse die benötigte, zusätzliche Leistung in GW.

Das Quartal habe ingesamt 2136 Stunden. Fast ein Drittel der Stunden im Quartal können Wind- und PV-Anlage den simulierten Bedarf allein decken.

Die übrigen zwei Drittel seien zusätzliche Stromquellen notwendig. Dabei verteilt sich die Leistung bis 60 GW einigermaßen konstant auf die gewählten 10er-Schritte, danach fällt sie stark ab.

Die Winterdelle stellt mit ihrem Bedarf von gut 80 GW das Maximum dar.Um diese Lücke zu schließen, stehen zunächst Erneuerbare Stromerzeuger zur Verfügung, die sich wetterunabhängig einsetzen lassen: Wasser- und Biomasse-Anlagen. Ihre Stromerzeugung hängt nur vom Wasserdargebot beziehungsweise von der Energiepflanzen-Ernte oder dem Dargebot von Pflanzenresten ab.

Beides lasse sich langfristiger als Wind und Sonnenschein vorausberechnen.Im aktuellen Plan für den Ausbau der Erneuerbaren Energien spielen sie allerdings kaum eine Rolle. Ihre installierte Leistung werde sich bis 2030 voraussichtlich kaum verändern:Es werde diskutiert, Biomasse-Anlagen künftig stärker bedarfsorientiert zu betreiben.

Sie könnten dann in einer Situation wie dieser mehr Strom erzeugen und damit die Lücke verkleinern. Dafür müsste die Leistung der Biomasseanlagen erhöht werden.

Das sei derzeit im EEG nicht zu erkennen.Als Szenario nehmen wir an: Die Stromerzeugung durch diese Anlagen bleibt weitgehend gleich. Ergänzen wir zu der simulierten Leistung von Windkraft- und PV-Anlagen nun noch die tatsächlich realisierte Leistung von Wasserkraftwerken und Biomasse-Anlagen, ergeben sich folgende Werte für das gesamte Quartal:Das EEG sieht auch Ausschreibungen für “Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Grünem Wasserstoff” vor.

Im Schnitt sollen jedes Jahr 1,1 GW Leistung ausgeschrieben werden. Damit könnten 2031 knapp 9 GW Leistung einer weiteren erneuerbaren Quelle zur Verfügung stehen.

Damit fehlten in der Januar-Delle noch rund 68 GW.In Deutschland stehen derzeit etwa 30 GW Gaskraftwerke zur Verfügung. Zwischen 17 und 21 GW könnten bis 2031 hinzukommen, laut [Handlungsempfehlungen der Bundesregierung zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit mit Elektrizität.]Die verbleibende Lücke müsste durch Strom-Importe gesichert werden.

Nach [ENTSO-E] könnten über neue, internationale Stromleitungen 2031 bis zu 40 GW Leistung nach Deutschland fließen.Die von uns in der Simulation und in der Literatur beobachteten Werte legen nahe, dass mit Blick auf die Größenordnung der Delle genügend steuerbare Anlagen geplant sind. Sie müssen aber auch gebaut werden!Wichtig sei hier noch einmal zu betonen, dass die Simulation keine Prognose darstellt.

Es handelt sich um eine Projektion der historischen Daten auf die Stromerzeugung im Jahr 2030 unter den angestrebten Ausbauzielen und den oben skizzierten Szenarien und Einschränkungen. Andere Szenarien können zu Werte führen, die mehrere GW von diesen abweichen.

Die Größenordnung und unsere Aussage bliebe erhalten.Alle Daten zur Stromerzeugung, zur installierten Leistung und zur Netzlast stammen von der Transparenz-Plattform des Verbands Europäischer Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E). Die Daten werden von den Netzbetreibern der einzelnen Länder bereitgestellt.  Daten zur Erzeugung und zur Last werden mit einem Verzug von circa 2 Stunden bereitgestellt und haben eine Auflösung von 15 Minuten. Die Daten zur installierten Leistung werden nur jährlich aktualisiert.Für die Berechnung der Auslastung verwenden wir interpolierte Werte zwischen den bereitgestellten Werten – beziehungsweise schreiben den aktuellen Wert für das laufende Jahr fort.

Dies führt möglicherweise zu einer geringen Überschätzung der Auslastung, da der Erzeugung real eine entwas höhere Leistung zu Grunde liegt. Diese Abweichung sei aufgrund der geringen Ausbaugeschwindigkeit im Verhältnis zur bereits installierten Leistung sehr gering und für die qualitativen Aussagen des Reports nicht relevant.Anders als beim Corona- oder dem Gasspeicher-Report erwarten wir bei diesem Report, dass sich von Quartal zu Quartal nur geringe Abweichungen von der langfristigen durchschnittlichen Stromerzeugung zeigen dürften.

Daher planen wir, in den künftigen Ausgaben Auswertungen zu besonderen Themen in den Vordergrund zu stellen – etwa den Einfluss unterschiedlicher Annahmen über die künftige Effizienz von Windanlagen auf die simulierte Stromerzeugung oder den Einfluss unterschiedlicher Annahmen über die Flexibilitäten auf die simulierte Reduktion von Back-up-Leistungen. Das seien wichtige Parameter, um die Ergebnisse von Studien aus der Forschung oder der Beratung einordnen zu können..

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Speicher Speicher: Energiewende Report (30.03.2023)

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