Zeitliche Entwicklung des deutschen Netto-Stromexports

Die folgende, laufend aktualisierte Grafik zeigt den zeitlichen Verlauf des Netto-Stromexports in Gigawatt-Tagen pro Tag (bzw. in der kumulativen Ansicht in GW-Tagen). Ein Wert von +2 bedeutet beispielsweise, dass an einem Tag ins­gesamt eine Strom­menge exportiert wurde, die einer kontinuierlichen Leistung von 2000 MW entspricht. (Das ist etwa die Leistung von 1,5 Kernkraftwerken.) Negative Werte stehen für Importe in entsprechender Höhe. Unter “Quelle” können verschiedene Datenquellen angewählt und verglichen werden.

Erläuterungen der einzelnen Datenquellen:

physical flow: Diese Daten sind aus den einzelnen Leistungsmessungen an den Übergabepunkten zwischen den verschiedenen Netzbetreibern berechnet und werden stundengenau und ungefähr einen Tag zeitverzögert auf entsoe.net veröffentlicht. Nachdem sich die Daten auf die Regelzonengrenzen beziehen, die nicht überall mit den Landesgrenzen zusammenfallen, wird für obige Grafik eine Korrektur für den Beitrag Luxemburgs angebracht: Aus den entsoe.eu-Daten sind die in der Vergangenheit aufgetretenen monatliche Exporte nach Luxemburg bekannt, diese werden interpoliert und tageweise abgezogen. Monate, für die noch keine entsoe.eu-Daten vorliegen, werden durch den Mittelwert über die vier vorangegangenen Jahre desselben Monats abgeschätzt. Die Größenordnung der Korrektur liegt in etwa bei 500 MW, also etwa 12 GWh pro Tag bzw. etwa 4500 GWh pro Jahr.

final schedules: Dieser Datensatz beinhaltet die Fahrpläne für länderübergreifende Stromtransfers, so wie sie im Voraus (teilweise auch noch intra-day) zwischen den Marktteilnehmern ausgehandelt wurden. Die Veröffentlichungsmodalitäten entsprechen denen der physical flow Daten, die Korrektur für den Beitrag Luxemburgs erfolgt in gleicher Weise. Leider fehlen seit 22. Dezember 2011 die Werte für den Transfer zwischen Deutschland und Österreich, so dass die Daten ab diesem Zeitpunkt nur mit äußerster Vorsicht zu interpretieren sind. (Tendenziell führt die Nicht-Berücksichtigung Österreichs zu einer Unterschätzung der deutschen Exporte.)

entsoe.eu: Diese Datenreihe wird monatsgenau und jeweils mit einigen Monaten Zeitverzögerung auf entsoe.eu veröffentlicht.

Nachtrag (26. März 2012): Inzwischen werden auf entsoe.net wieder aktuelle Daten bereitgestellt, so dass die Grafik wieder aktualisiert werden kann.

Nachtrag (12. Mai 2012): Vor einigen Wochen hat ENTSO-E die Daten mal wieder vermasselt, es fehlt der “physical flow” von Januar bis Mitte April 2010.

Nachtrag (23. Juni 2012): Endlich hat entsoe.net die Sendepause beendet und es gibt wieder neue Daten. Leider ist zumindest im 1. Quartal 2012 die Übereinstimmung mit den Daten der AG Energiebilanzen nur sehr mäßig, siehe Kommentar.

Nachtrag (17. Juli 2012): Das im Nachtrag vom Mai beschriebene Problem wird ab jetzt umgangen, indem ein älterer Download der Daten verwendet wird, der den Fehler noch nicht enthält.

Nachtrag (25. Juni 2013): Der Quellcode der Auswerte-Skripten ist jetzt frei zugänglich.

Die den Auswertungen zugrunde liegenden Daten wurden vom Verband der Europäischen Übertragungs­netz­betreiber ENTSO-E auf den Websites entsoe.net und entsoe.eu veröffentlicht. Der Quellcode der Auswerte-Skripten ist frei verfügbar. Als Beginn des Aus­wertungs­zeitraum wurde das Jahr 2008 gewählt, da für die Rechnungen stundengenaue Daten verwendet werden, die in früheren Jahren nicht in aus­reichender Korrektheit erhoben worden sind. Die Richtig­keit und Voll­ständig­keit der Daten (sowie deren zukünftige Verfügbarkeit) möchte ENTSO-E leider nicht garantieren.

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51 Antworten auf Zeitliche Entwicklung des deutschen Netto-Stromexports

  1. Lukas sagt:

    Ich glaube, du hast dich im Text mit der Einheit vertan. Es müsste wohl heißen: “Die … zeigt den zeitlicher Verlauf des Netto-Stromexports in Gigawatt-Tagen pro Tag” (= Gigawatt). Weil Gigawatt pro Tag, also Leistung pro Zeit, würde ja die Änderungsgeschwindigkeit der Leistung angeben, was das Diagramm ja sicherlich nicht zeigen soll.

    • Thiemo sagt:

      Vielen Dank für den Hinweis, da hast du völlig Recht! Ich wollte nur schnell die Grafik online stellen, da habe ich den Text etwas zu schnell heruntergetippt.

  2. Dirk sagt:

    Hallo

    könntest du “final schedules: …. Fahrpläne für länderübergreifende Stromtransfers” etwas genauer erläutern.

    danke

    Grüße sendet Dirk

  3. JanG sagt:

    tolle Grafik, das muss ich sagen. Viel Mühe gemacht und übersichtlich. Ein großes Lob auch für den Blog, werd ich mir mal genauer anschauen.

    Beste Grüße,
    der Jan

  4. Pingback: Ohne Strom keine Leistung | Kerngedanken

  5. Rudi Amannsberger sagt:

    Im Vorspann Deines Artikels sprichst Du davon, dass ein AKW etwa 1000 MW Leistung habe. Das stimmt zumindest für Deutschland nicht (mehr); die noch in Betrieb befindlichen AKW sind alle in der Größenordnung von 1300 MW.
    Ansonsten vielen Dank für Deine Arbeit mit dieser Seite. Ich schaue sie mir immer wieder gerne an und finde sie sehr wertvoll.
    Ciao
    Rudi

  6. Philipp sagt:

    Hi Thiemo, woher rührt denn der Unterschied in der 2012er Kurve hier und in deinem vorhereigen Blogeintrag? (http://thiemonagel.de/2011/05/moratorium-strom-import/) Ist das der Österreicheffekt? Oder überseh ich grad einen größeren Unterschied der Datengrundlagen? Auf alle fälle super Seite!

    • Thiemo sagt:

      Der alte Blog-Eintrag basiert auf den “final schedules”, während hier “physical flow” voreingestellt ist. Wenn du auf dieser Seite als Datenquelle “final schedules” auswählst, sollte die Darstellung analog zum alten Artikel sein.

  7. Dirk sagt:

    Also wenn ich das richtig verstehe, ist “physical flow” die menge Strom die tatsächlich über die Grenzen “transportiert” wurde.

    Während “final schedules” nur einen kleineren Teil beschreibt und zwar in den Umfang welcher aus Verträgen, die im voraus abgeschlossen wurden, stammt (ohne Österreich).

    Ein Teil des Strom, welcher über die Grenzen geht, wird dann in “kurzfristigen”, aktuellen Verträgen abgebildet, welche nicht als “final schedules” bezeichnet werden?

    Grüße sendet Dirk

    • Thiemo sagt:

      Nach meinem Verständnis bilden die “final schedules” alle Verträge ab (inklusive Intra-day Handel), also auch das was du mit kurzfristigen, aktuellen Verträgen beschrieben hast. Im Prinzip entsprechen die “final schedules” wohl der vereinbarten Lieferung, während der “physical flow” die tatsächliche Lieferung beschreibt, die allerdings wohl nicht allzu präzise gemessen wird. Das ENTSO-E service desk schreibt dazu: “[Physical flow measurements] are sent from SCADA systems and are preliminary indications.”

  8. Peter sagt:

    Eine wirklich außergewöhnlich gute Zusammenstellung der Daten.
    Gibt es eigentlich eine geldwertmäßige Darstellung der Daten, d.h. wieviel hat der importierte GWTag gekostet und wieviel hat man für den exportierten GWTag bekommen? Also praktisch die Multiplikation der einzelnen physikalischen Ströme mit den Strombörsedaten.
    Gruß, Peter

    • Thiemo sagt:

      Das ist eine interessante Fragestellung. Nach meinem Verständnis wird jedoch nur ein Teil des Stroms an der Börse gehandelt, der Rest unterliegt langfristigen Lieferverträgen. Insofern dürfte eine einfache Multiplikation von Börsenpreis und Stromtransfer zu kurz greifen.

    • Hermann sagt:

      Ganz grob kann man aber davon ausgehen daß im Sommer billig Strom aus Frankreich, Tschechien importiert wird und die eigenen Kraftwerke hier aus bleiben.
      Im Winter, bei Stromengpässen in F, Deutschland diese Kraftwerke wieder hochfährt u. für den Stromexport nutzt um die hohen Strompreise an der Börse dort abzugreifen.

  9. Bernd sagt:

    Laut Netzagentur war die Stromversorgung in D in der Zeit vom 8. bis 10. Feb. 2012 kurz vor einem Zusammenbruch.
    Liegt dies nur an den fehlenden Leitungskapazitäten für den Nord-Süd-Stromtransport?
    Wie vereinbart sich die Gefahr des Blackouts mit einem Exportüberschuss in diesem Zeitraum?

  10. Joachim Geiger sagt:

    Dem folgenden Artikel muß man nicht unbestimmt zustimmen:
    http://www.europhysicsnews.org/articles/epn/pdf/2012/02/epn2012432p22.pdf
    aber er ist dennoch in der momentanen Debatte über die Energieversorgung lesenswert.

    • Thiemo sagt:

      Die Autoren dieses Artikels machen es sich zu einfach. Da wird angedeutet und angezweifelt und und verkürzte Argumentation gefahren, aber harte Fakten sind kaum zu finden. Das hält die Autoren aber natürlich nicht von ihrer Schlußfolgerung ab, es sollten keine öffentlichen Gelder in Windenergie gesteckt werden. Ein bisschen erinnert mich dieser Stil an das Konzept FUD.
      Inhaltlich arbeiten sich die Autoren daran ab, dass sich fluktuierende Energieträger schlecht in ein konventionelles Netz integrieren lassen, als wäre das eine neue Erkenntnis und lassen dabei völlig ausser Acht, dass es ein längst etablierter, zentraler Teil der Energiewende ist, die konventionellen Erzeugungs- und Übertragungsstrukturen an die wechselnde Einspeisung Erneuerbarer Energien anzupassen.
      Alles in allem nur bedingt lesenswert, würde ich sagen.

      • Joachim Geiger sagt:

        Nun ja, der Artikel thematisiert zumindest in kurzer Form einige der Probleme, die die Wind- und Solarenergie als unstete Energieform mit sich bringen: Netzausbau, Speicherkraftwerke, Schattenkraftwerke und ihre Wirtschaftlichkeit. Die Größe dieser Probleme wird uns in den kommenden Jahren noch deutlich genug werden.

        • Hermann sagt:

          Eigentlich vermeidet dezentrale EE einen Netzausbau. In Bayern haben wir ca 10% PV u. mit dem Ausbau der Verteilnetze dafür kam man gut zurecht.

          Pumpspeicher werden derzeit immer weniger genutzt, besonders dank PV die die Spitzenlast übernimmt. Vor einigen Jahren noch wurden mit P. übers Jahr 6 TWh Strom erzeugt, letztes Jahr waren es nur noch 5,5 TWh.
          Auch der Bau des P. in Atdorf wird deshalb zweifelhaft weil unwirtschaftlich. P. waren übrigens gebaut um fossilatomare Großkraftwerke zu betreiben, für EE sind diese bis heute nicht notwendig.

          Schattenkraftwerke bzw Regelstrom fällt immer dann an wenn unzuverlässige Quellen Strom erzeugen. Für Sofortabschaltungen von AKWs sind deshalb immer einige parallel Kohlekraftwerke, die in ineffizienter Teillast laufen, nötig um bei einem AKW-Ausfall sofort Ersatz zu liefern. Bei einem Ausfall eines 1400 MW AKW müssen auf diese Weise sofort gut 1500 MW bereitstehen weil das Kühlsystem des AKW weiterbetrieben werden muß. Diese Schatten-Kohlekraftwerke sollten auch nicht zu weit vom AKW entfernt sein!
          PV und Windkraft lassen sich dagegen äußerst gut vorhersagen u. planen.

          • Thiemo sagt:

            Dezentrale EE vermeidet nur dann Netzausbau, wenn es auch dezentrale Speicher gibt. Nachdem dies zur Zeit nicht der Fall ist, tritt der gegenteilige Effekt ein: Die Einspeisefluktuationen werden durch Stromtransport über größere Distanzen ausgeglichen, wofür die Netze ausgebaut werden müssen.

            Aus einem Rückgang von 10% würde ich noch keinen Trend für Pumpspeicher ableiten. Ich gehe davon aus, dass in einigen Jahren deutlich mehr PSW benötigt werden um die PV-Einspeisungsspitzen vom Mittag in den Abend zu wälzen.

            Der Artikel bezieht sich nicht auf die Standy-By-Reserve (Schattenkraftwerke) sondern auf die Kaltreserve, die zur Deckung der Jahreshöchstlast benötigt wird. In dieser Hinsicht sind Wind und PV den konventionellen Kraftwerken unterlegen und müssen durch konventionelle Leistung in voller Höhe abgesichtert werden (für windstille Nächte).

          • Hermann sagt:

            Dezentrale EE vermeiden immer Netzausbau weil der Strom vor Ort verbraucht wird u. Speicher sind dafür noch lange nicht nötig. Verteilnetzausbau dagegen schon.
            Zentrale EE wie Offshore-Windkraft dagegen braucht starken Netzausbau denn der Strom muß hunderte km nach Süddtl geleitet werden.

            Wie man auf EEX sehen kann werden derzeit die Pumpspeicher kaum genutzt. Z.B. gestern nur max 1,8 GW. Möglich wären aber (mit P. im Ausland die nach den Erfordernissen der dt. Regelzonen laufen) insgesamt über 10 GW u. das über 7-8 Stunden lang.
            Es wäre aber auch nicht sinnvoll die Verluste bei P. von immerhin 20-30% in Kauf zu nehmen solange man noch fossilatomare Kraftwerke drosseln kann. Und da ist noch viel Spielraum, umso mehr wenn möglichst viele Großkraftwerke endgültig abgeschaltet werden.

            Ich gehe nicht davon aus daß es rentabel ist noch viele P. in D zu errichten, siehe Atdorf. Eine noch stärkere Anbindung Richtung Norwegen u. Alpen an bereits bestehende P. ist natürlich immer sinnvoll. Ansonsten sehe ich die Zukunft eher in Mini-BHKW die Spitzenlast besser u. flexibler bedienen können als jeder andere zentrale Speicher denn neue Netze brauchts hierfür auch nicht.
            Nicht umsonst engagieren sich in dieser Richtung seit Kurzem auch die 4G u. gar die Telekom nachdem Lichtblick den Anfang gemacht hat.
            Außerdem gibt es noch die günstigste Möglichkeit Energie langfristig zu speichern, nämlich in Windgas.

          • Christian Blome sagt:

            Der verlinkte Artikel beantwortet offenbar (habe ihn nur überflogen) eine Frage nicht, deren Antwort mich interessiert: Welche gesicherte Leistung bietet Windenergie in Europa (Transport und Verteilung ausser Acht gelassen)?

            “Dezentrale EE vermeidet nur dann Netzausbau, wenn es auch dezentrale Speicher gibt.” – Für die PV gilt diese pauschale Aussage nicht. Richtig “dosiert” kann sie ja durchaus dämpfend wirken. Ich sehe auch nicht Speicher als erste Lösung für überschüssigen Strom aus PV an, sondern Abregelung. Da zu erwarten ist, dass die Kosten weiter fallen, wird dies auch wirtschaftlich vertretbar sein (oder vielmehr sollte eigentlich das wirtschaftliche Optimum angestrebt werden – siehe entsprechende Untersuchungen von Jarass).

  11. Bernd sagt:

    Joachim Geiger hat den passenden Link zur Netzagentur gegeben. Hier findet man auf Seite 51 ff die Problembeschreibung. D exportiert im Süden trotz knapper Kraftwerkskapazitäten Strom nach AT, CH und F und kann wegen mangelnder Stromleitungen keinen Ausgleich mit Hilfe der Überkapazitäten im Norden schaffen. Meine Fragen: Warum müssen wir den Strombedarf in A, CH und F decken, wenn wir selbst in einer kritischen Lage sind? Bricht sonst das EU-Netzt zusammen?

    • Thiemo sagt:

      So wie ich das verstehe, ist die Diskussion darum, ob Deutschland zur Deckung seines eigenen (Spitzen-)Bedarfs in der Lage ist, überwiegend von theorischem Wert. Darin wird ausgeblendet, dass wir in der Realität längst ein gesamteuropäisches Stromnetz mit grenzüberschreitenden Abhängigkeiten und Gegenabhängigkeiten haben. In diesem Sinne haften wir für Kapazitätsengpässe im Ausland mit, können uns dafür im Gegenzug aber auch auf Kapazitäten aus dem Ausland zur Deckung unseres Bedarfs verlassen. Bei richtiger Steuerung ist dies meines Erachtens eine wünschenswerte Entwicklung, da auf diese Weise die Strompreise gesenkt werden und die Stabilität des Stromnetzes zu geringeren Kosten gesichert werden kann.

  12. Stephan sagt:

    Der Solarenergie-Förderverein (SFV) hat zum Thema Speicher & PV einen interessanten Vorschlag erarbeitet. Der gesamte Foliensatz ist öffentlich (leider etwas lang, aber so ist es eben) und auf der SFV Seite abzurufen http://www.sfv.de/artikel/speicherausbau.htm

    Im Grunde genommen schlägt der SFV vor, die Einspeisespitzen aller PV Anlagen mittels dezentraler Speicher auf 30% der jeweils installierten Peakleistung zu kappen. Auf die Weise soll im Grunde genommen (wenn ich es richtig verstehe) die PV-Leistung bereits am Erzeugungsort verstetigt werden.

    Mich würde interessieren, was Ihr zu so einem Konzept sagt?
    besten GRuß,
    Stephan

    • Thiemo sagt:

      Mit der Problembeschreibung (Notwendigkeit der Verteilung der PV-Einspeisespitze über den Tag hinweg) stimme ich völlig überein. Dazu sind aber verschiedene Ansätze denkbar (z.B. auch Pumpspeicher im In- und/oder Ausland). Die Kosten für die lokale Speicherung (wie im Foliensatz beschrieben) von 80 Euro pro kWh Speicherkapazität und Jahr erscheinen mir prohibitiv. Das entspricht ja in etwa einem Aufschlag von 24 Cent pro produzierter kWh Solarstrom und ist auch dahingehend unrealistisch, dass man sich für 80 Euro pro kWh fast jedes Jahr eine neue Batterie kaufen könnte. (Autobatterie 12V 72Ah gibt’s schon ab 80 Euro.)

      Also unterm Strich halte ich das für ein gutes Konzept, aber die Kosten müssen (im Vergleich zum Foliensatz) um Faktor 5-10 runter. Dann ist die Netzparität erreicht und das System PV+Speicher lohnt sich für den Eigenverbrauch auch ohne EEG.

      • Hermann sagt:

        Die reinen Materialkosten bei NaS Akkus sollen bei 10 Euro je KWh Speicher liegen. Sicher kommen für ein Speichersystem auch noch andere Kosten hinzu doch mit Massenfertigung wären deutliche Kosteneinsparungen zu heute möglich.

        Konträr dazu steigen die Kosten für Strom vom Netz. In 5 Jahren wird man bei über 30 Cent/kwh liegen u. dann werden schon mal die Betreiber der PV-Anlagen die 2011 installiert wurden (u. nur 28,5 Cent/kwh Förderung erhalten) versuchen ihren Strom möglichst mittags zu verbrauchen u. weniger einzuspeisen. So wird die Nachfrage mittags weiter erhöht u. nebenbei sinkt auch die EEG-Umlage lange vor Ablauf der 20 jährigen Förderung.

        Derzeit halte ich aber Speicher noch nicht für nötig. Selbst am Wochenende haben wir noch Stromnachfragen von über 40 GW. Um diesen Wert nur mit PV zu erzeugen müßte man mind 50 GWp PV installieren.
        Durch Aufladen der Pumpspeicher z.Zt der höchsten Erzeugung könnte man den max. Strombedarf von 40 GW nochmals um 10,5 GW erhöhen.
        Bis dahin wäre es sinnvoller unflexible Großkraftwerke abzuschalten u. mit BHKW zu ersetzen. Auch EE wie Biomasse sollten nur dann Strom erzeugen wenn PV u. Wind fehlt. D.h. die Kraftwerke müßten (bei Biogas) Zwischenspeicher haben u. mit einer höheren Leistung gebaut werden. Eine bessere Anbindung in die Alpenländer u. nach Norwegen wäre sicher auch sinnvoll.
        Nicht zuletzt muß man natürlich abwägen was günstiger ist: Eine mehrminütige Abschaltung einiger PV-Anlagen zur Zeit der höchsten Einspeisung könnte billiger sein als teure Speicher zu nutzen. Vor allem weil ideale Bedingungen auch selten vorkommen.

  13. Rudi Amannsberger sagt:

    Lieber Thiemo,

    gestern hat die AG Energiebilanzen die Daten für das 1. Quartal 2012 veröffentlicht und kam überraschenderweise auf einen Exportsaldo von über 8 TWh. Wenn ich nicht irgendeinen Denkfehler drin hab, passt das nicht zu “Deinen” Zahlen. Hast Du eine Idee, woran das liegen könnte.
    Interessant finde ich übrigens, dass wir diesen Sommer offensichtlich nicht in so ein Importloch stürzen, wie in 2011. Nach den AGEB-Zahlen drücken wir doch ganz schön was an EE-Überschüssen in die Nachbarländer.

    Ciao

    rudi

    • Thiemo sagt:

      Für Q1/12 komme ich mit den “physical flow” Daten auf 188 GW-Tage, das entspricht 4,5 TWh und ist tatsächlich deutlich weniger als die von der AGEB im Quartalsbericht genannten 8,2 TWh. Eine Erklärung dafür habe ich leider nicht. Allgemein muss ich sagen, dass mit der Zeit meine Zweifel an der Qualität der Daten von entsoe.net gewachsen sind. Interessant finde ich aber auch den Vergleich mit den Daten von entsoe.eu. Mit diesem Datensatz komme ich ebenfalls auf 8,2 TWh für Q1/12. Die AGEB zitiert diese Daten als “BDEW”, insofern könnte man vielleicht vermuten, dass der BDEW seine Werte an entsoe.eu meldet, und somit AGEB/BDEW/entsoe.eu die gleiche Datenbasis zugrunde liegt.

      Interessant finde ich übrigens, dass wir diesen Sommer offensichtlich nicht in so ein Importloch stürzen, wie in 2011.

      Das fasziniert mich auch. Ich könnte mir gut vorstellen, dass das mit dem Anstieg der Stromproduktion aus Erneuerbaren zu tun hat. (Q1/12: +20 %, in absoluten Zahlen: +5 TWh, rechnerisch entspricht das kontinuierlich 2,3 GW zusätzlicher Leistung im Vergleich zum Vorjahresquartal!)

      • Lukas sagt:

        Die Daten von entsoe.net einerseits und entsoe.eu/AGEB lassen sich nicht direkt vergleichen, da Deutschland jeweils unterschiedlich definiert ist. Die Daten von entsoe.net sich auf den deutschen Regelzonenblock beziehen, also Deutschland + Luxemburg (und evtl. Vorarlberg in Österreich, da bin ich mir aber nicht mehr sicher, ob das noch dabei sind, früher war es das), die Daten von entsoe.eu/AGEB hingegen auf Deutschland in den offiziellen Staatsgrenzen. Da in Luxemburg das leistungsstärke Pumpspeicherkraftwerk der Regelzone steht (Vianden), hat das einen deutlichen Einfluss auf die Import-/Export-Bilanz in den jeweiligen Betrachtungsgrenzen.

        • Thiemo sagt:

          Es ist schon klar, dass sich die Datensätze nicht auf identische Geographien beziehen, deswegen bringe ich ja an den Daten von entsoe.net eine Korrektur für Luxemburg an, siehe dazu oben im Text. Übrigens ist nach meinem Wissen das Pumpspeicherwerk Vianden direkt und ausschließlich mit dem deutschen Amprion-Netz verbunden. Das bedeutet, dass dieses PSW (von Verlusten einmal abgesehen) im Mittel einen ausgeglichenen Beitrag zur Import/Export-Bilanz mit Luxemburg leistet.

  14. Rudolf Kipp sagt:

    Hallo Thiemo,

    zunächst einmal vielen Dank für diese tolle Übersicht. Etwas vergleichbares gibt es im Netz meines Wissens nach nicht.

    Gibt es die Möglichkeit, die Daten der Grafik herunterzuladen oder kannst Du mir sie vielleicht per E-Mail schicken?

    Vielen Dank,
    Rudolf

    • Thiemo sagt:

      Den physical flow gibt’s hier und die final schedules hier. Das Datenformat ist ein bisschen eigenwillig, etwas besseres habe ich zur Zeit leider nicht. (Für die anderen Jahre sind die Daten unter analogen Namen ebenfalls verfügbar.) Bitte beachte, dass dies nicht die originalen Daten der ENTSO-E sind, sondern die von mir auf Grundlage der ENTSO-E-Daten erstellte Auswertung. Falls du auf der Basis dieser Daten etwas veröffentlichst, muss die Quelle entsprechend gekennzeichnet sein.

  15. Joachim Geiger sagt:

    Hallo,
    warum gibt es seit 11. November keine neuen Daten?

  16. Irgendwie wird 2012 nicht dargestellt und 2010 sieht sehr merkwürdig aus.

    • Thiemo sagt:

      Danke für den Hinweis! Da läuft etwas schief. Ich kann mich allerdings erst frühestens nächste Woche darum kümmern.

      • Scheint was größeres zu sein …
        Wenn wir den code und die Daten des Tools bekommen würden, könnte ich schauen, ob wir einen Spezi haben, der das fixen kann.

        • Thiemo sagt:

          Jetzt tut es wieder! Es gab eine (kleine) Änderung im Format der Input-Daten an der sich die Skripten aufgehängt hatten. Danke für das Hilfe-Angebot! Eigentlich sollte ich sowieso den Quellcode auf github stellen. Ist auf meiner to-do Liste.

  17. Lukas sagt:

    Weil es thematisch ganz gut hier her passt, erlaube ich mir mal, auf die Studie Auswirkungen des deutschen Kernenergie-Ausstiegs auf den Stromaustausch mit den Nachbarländern des Öko-Instituts hinzuweisen, an der ich nicht ganz unbeteiligt war.

  18. Thorsten sagt:

    Hallo Thiemo,

    die Grafik mit dem Stromexport wird seit einiger Zeit nicht mehr aktualisiert bzw. fortgeführt.

    • Thiemo sagt:

      Es gab ein kleines technisches Problem, das zu reparieren ich eine Weile nicht die Zeit gefunden habe. Jetzt gibt es wieder regelmäßig(er) Updates.

  19. Ralf sagt:

    Ab 2013-09-13 gibt es keine Daten mehr. Ist der Dienst eingestellt?

  20. Thorsten sagt:

    Geht jetzt ja wieder, super, danke sehr!

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