Energieatlas: Methodik

Der Energieatlas basiert auf einem quantitativen Ansatz und stützt sich auf Daten zur installierten Leistung aus dem Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur.

1. Datenbasis der Leistungsdaten

Die Erstellung des „Energieatlas 2023: Grüner Strom Atlas“ basiert auf einem quantitativen Ansatz und stützt sich auf Daten zur installierten Leistung aus dem Marktstammdatenregister (MaStR). Die installierte Leistung bezeichnet die mögliche maximale Leistung der Generatoren eines Kraftwerks (z. B. einer Windkraftanlage oder Solaranlage) beziehungsweise die Gesamtleistung aller Kraftwerke einer Region. Das MaStR ist ein Register für den deutschen Strom- und Gasmarkt, das von der Bundesnetzagentur geführt wird. Es enthält hauptsächlich Stammdaten zu Strom- und Gaserzeugungsanlagen sowie Informationen über Marktakteure wie Anlagenbetreiber, Netzbetreiber und Energielieferanten.

Die Verteilung der Leistungsdaten auf die 400 deutschen Regionen (Kreise und kreisfreie Städte) erfolgt anhand der Gebietsschlüssel, die im MaStR für jede Anlage hinterlegt sind.

2. Datenbasis der Erzeugungsdaten

Um Informationen über die tatsächliche Stromerzeugung zu erhalten, nutzen wir je nach Anlagetyp unterschiedliche Datenquellen. Da jedes Kraftwerk im MaStR eine eigene EEG-Anlagenummer hat, kann die Erzeugung einzelnen Anlagen zugeordnet werden.

Für Anlagen, die nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vergütet werden, beziehen wir die Erzeugungsdaten aus der Informationsplattform der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (50hertz, Amprion, Tennet, Transnet BW, 2023).  

Die Erzeugungsdaten für Anlagen, die außerhalb des EEG vergütet werden (insbesondere Wasserkraftwerke) und die eine installierte Leistung von über 100 Megawatt (MW) haben, stammen von der Transparenzplattform des Verbands Europäischer Netzbetreiber (European Network of Transmission System Operators for Electricity, ENTSOE-E). Aufgrund der geringen Datenmenge erfolgt in diesen Fällen die Zuordnung zu den Kreisen manuell.

Für Daten auf Bundesebene wurden die Daten der AG Energiebilanzen genutzt. Für Anlagen mit einer Leistung von unter 100 MW, die nicht über das EEG vergütet werden, liegen keine öffentlich verfügbaren anlagenbezogenen Daten vor. Außerdem treten vereinzelte Datenlücken in den Netztransparenzdaten auf. Zusammen betrifft dies aktuell etwa fünf Prozent der installierten Leistung der Windenergie, etwa 14 Prozent der installierten Leistung im Bereich Biomasse, etwa 20 Prozent im Bereich PV und etwa 60 Prozent im Bereich Wasserkraft.

3. Berechnung des regionalisierten EEG-Orientierungswerts

Für jede der 400 Kreise bzw. kreisfreien Städte und für jede Technologie werden spezifische EEG-Orientierungswerte erarbeitet. Auf dieser Basis lässt sich bestimmen, was für einen Kreis bzw. eine kreisfreie Stadt eine realistische Zielgröße für den Ausbau erneuerbarer Energien auf Basis des EEG 2023 und der Verteilung geeigneter Flächen in Deutschland ist und wie viel davon bereits erreicht wurde. 

Bei der Interpretation der von uns berechneten Daten ist zu beachten:

• Die Studie ist quantitativ angelegt, um objektiv messbare Zustände und Potenziale sichtbar zu machen. Es ist im Rahmen einer derartigen Studie kaum möglich, „weiche“, subjektive Gegebenheiten vor Ort (etwa Akzeptanz) zu berücksichtigen bzw. zu quantifizieren.  
• Es ist die Verantwortung der Politik zu entscheiden, ob – und wenn ja, wie – die Ziele des Bundes auf die 400 deutschen Regionen verteilt werden sollen. Die Studie nutzt eine theoretisch denkbare und rechnerisch mögliche Verteilung, die sich rein aus der Datenlage und den Annahmen ergibt.

3.1 Windkraft an Land

Für die Berechnung des spezifischen Windkraft-Orientierungswerts eines Kreises bzw. einer kreisfreien Stadt stützen wir uns auf das Windflächenbedarfsgesetz (WindBG). Dieses Gesetz legt für jedes Bundesland die Mindestfläche in Prozent seiner Gesamtfläche fest, die jedes Land für die Windkraft bereitstellen muss, um darauf in Summe das im EEG 2023 festgelegte Ziel von 160 GW Windenergie zu installieren (Flächenbeitragswert). Tabelle 1 zeigt die ausgehandelten prozentualen Werte für jedes Bundesland.

Die für das jeweilige Bundesland festgelegte Fläche verteilen wir auf die einzelnen Kreise bzw. kreisfreien Städte innerhalb des Bundeslandes. Dabei legen wir die Annahme zugrunde, dass die Windenergieanlagen (nur) dort errichtet werden können, wo eine geeignete Fläche verfügbar ist. Die Summe der geeigneten Flächen wird als „Potenzial“ bezeichnet.  

Das Reiner Lemoine Institut hat eine umfangreiche, kleinräumige Untersuchung zu Potenzialflächen für Photovoltaik- und Windanlagen erstellt. Diese sind im „Photovoltaik- und Windflächenrechner“ auf der Website von Agora Energiewende abrufbar.

Bei der Verteilung berücksichtigen wir einen Mindestabstand von 1.000 Metern zu Siedlungen und schließen die Nutzung von Wald- und Landschaftsschutzgebieten aus. 1.000 Meter sind der größtmögliche Abstand, den die Politik einsetzen darf, d.h. wir nutzen einen maximal konservativen Wert. Geringere Abstände sind – je nach Entscheidung der Politik – möglich, werden aber nicht berücksichtigt. Weitere Details zu den Flächen finden Sie in der Dokumentation des Reiner Lemoine Instituts zum „Photovoltaik- und Windflächenrechner“ aus dem Jahr 2022. (Reiner Lemoine Institut, 2022)

Wir addieren pro Kreis bzw. kreisfreier Stadt die verfügbaren Potenzialflächen und berechnen das Verhältnis zur Potenzialfläche des Bundeslandes insgesamt. Diesen Wert multiplizieren wir mit der nach dem WindBG für die Windkraft zur Verfügung zu stellende Gesamtfläche des Bundeslandes. Die resultierende Fläche ist ein realistischer Orientierungswert für die Fläche, die in jedem der 400 Kreise bzw. kreisfreien Städte für den Ausbau der Windenergie zur Verfügung gestellt werden muss. Die auf diesen Flächen installierbare Windkraftleistung bestimmen wir mittels einer durchschnittlichen Flächenleistung von 22,5 MW/km2. So erhalten wir den Orientierungswert für die vor Ort zu installierende Windenergie-Leistung.

3.2 Freiflächen-Photovoltaik

Im Gegensatz zur Windkraft an Land gibt es für Freiflächen-Photovoltaik bislang kein Gesetz, das regelt, wie viel Fläche jedes Land ausweisen muss. Daher verteilen wir die benötigten Flächen gleichmäßig auf alle Bundesländer gemäß ihrer Größe: Jedes Bundesland stellt den gleichen Anteil an Fläche für die Freiflächen-Photovoltaik zur Verfügung, nämlich 0,56 Prozent.  

Die Weiterverteilung der Flächen auf die 400 Kreise und kreisfreien Städte erfolgt – analog zur Windkraft an Land – anhand der Verteilung der Potenzialflächen auf Basis des „Photovoltaik- und Windflächenrechners“. Bei unseren Berechnungen verwenden wir eine spezifische Flächenleistung von 100 MW/km2 für Freiflächen-Photovoltaik und erhalten damit den Orientierungswert für die vor Ort zu installierende Freiflächen-Photovoltaik-Leistung.

3.3 Dachflächen-Photovoltaik

Um die Orientierungswerte für die Photovoltaikanlagen auf Dachflächen in den 400 Regionen zu berechnen, verwenden wir einen aktuellen, kommerziell erworbenen Datensatz zu Hausumringen (er enthält Informationen über die Grundflächen aller Gebäude in Deutschland). Wir fassen die Grundflächen der Gebäude einer Region zusammen und berechnen die verfügbare Dachfläche, indem wir einen Faktor von 0,3 Quadratmetern Dachfläche pro Quadratmeter Hausgrundfläche anlegen.  

Anschließend ermitteln wir das Verhältnis der Dachfläche der Region zur gesamten Dachfläche in Deutschland. Dieses Verhältnis multiplizieren wir mit der Dachfläche, die nötig ist, um das im EEG 2023 vorgegebene Ziel von 200 GW zu erreichen. Das Ergebnis ist der Orientierungswert für die mit Photovoltaik zu bebauende Dachfläche im jeweiligen Kreis bzw. in der jeweiligen kreisfreien Stadt. Bei unseren Berechnungen verwenden wir eine spezifische Flächenleistung von 125 MW/km2 für Dachflächen-Photovoltaik und erhalten damit den Orientierungswert für die vor Ort zu installierende Dachflächen-Photovoltaik-Leistung.

Die für Freiflächen-Photovoltaik und Windkraft an Land vorgenommene Vorverteilung auf Bundesländer wird für die Dachflächen-Photovoltaik nicht angewendet, da die Dachflächen des verwendeten Datensatzes sehr viel genauer sind, als ein pauschaler Ansatz für jedes Land sein könnte (Grundgedanke: Man kann nur auf die Dächer Photovoltaik-Anlagen bauen, die es in einem Bundesland gibt, daher haben dicht besiedelte Länder ein größeres Potenzial für Dachflächen-Photovoltaik).

4. Berechnung des regionalisierten EEG-Erreichungsgrads

Um zu bestimmen, in welchem Ausmaß der EEG-Orientierungswert bereits erreicht wird, addieren wir zunächst für jeden Kreis die Werte für die Freiflächen-Photovoltaik und die Dachflächen-Photovoltaik. So erhalten wir für jede der 400 Regionen einen Photovoltaik-Orientierungswert und einen Windkraft-Orientierungswert.  

Der regionalisierte EEG-Erreichungsgrad einer Technologie wird als prozentualer Anteil der installierten Leistung im Verhältnis zum EEG-Orientierungswert definiert. Bei der Windenergie haben einige der 400 Regionen sehr niedrige EEG-Orientierungswerte. Das betrifft insbesondere Stadtkreise oder dicht besiedelte Gebiete. Wir haben daher ein Mindestkriterium eingeführt, ab dem der Windenergieausbau für die Region überhaupt relevant ist. Dieser Wert liegt bei 4 MW, was momentan der durchschnittlichen Leistung einer einzelnen Windenergieanlage entspricht.  

Wir bestimmen den Gesamterreichungsgrad, indem wir die Erreichungsgrade für Windenergie und Photovoltaik gewichten. Um dabei einen Vergleich zwischen Windkraft und Photovoltaik zu ermöglichen, multiplizieren wir die Leistungsziele beider Technologien mit generischen Vollbenutzungsstunden. Ausgehend vom zukünftigen Energiesystem setzen wir für die Photovoltaik 950 Vollbenutzungsstunden an und für die Windkraft an Land 2.400 Stunden. Außerdem setzen wir bei der Gewichtung die maximalen Erreichungsgrade pro Technologie auf 100 Prozent. Wenn zum Beispiel in einem Kreis oder einer kreisfreien Stadt der Orientierungswert für Photovoltaik viermal höher ist als der Orientierungswert der Windenergie, dann wird auch der Erreichungsgrad für Photovoltaik viermal stärker gewichtet. Dadurch stellen wir sicher, dass beispielsweise ein Stadtkreis ohne Potenzialfläche für Windkraft stärker an seinem Photovoltaik-Orientierungswert gemessen wird und es keine Kompensation einer Technologie durch einen übermäßigen Ausbau einer anderen Technologie geben kann.

5. Links und Downloads

Link: Zu den FAQ

Link: Zur Studie

Link: Zur Übersicht

Link: Zur Veröffentlichung in der SZ

6. Literaturverzeichnis

• 50hertz, Amprion, Tennet, Transnet BW. (2023): Netztransparenz. Von https://www.netztransparenz.de/ abgerufen 
• AG Energiebilanzen e.V. (2023): Stromerzeugung nach Energieträgern (Strommix) von 1990 bis 2022 (in TWh) Deutschland insgesamt. Von https://ag-energiebilanzen.de/daten-und-fakten/zusatzinformationen/ abgerufen
• Amme, Jonathan / Kötter, Editha / Janiak, Felix / Lancien, Bryan. (2022): Der Photovoltaik- und Windflächenrechner – Methoden und Daten (v1.2). Zenodo. https://doi.org/10.5281/zenodo.6794558
• Bundesnetzagentur. (Januar 2023): Marktstammdatenregister. Von https://www.marktstammdatenregister.de/MaStR abgerufen 
• Energiewende, A. (Februar 2023): Photovoltaik- und Windflächenrechner. Von https://www.agora-energiewende.de/service/pv-und-windflaechenrechner/ abgerufen
• entsoe. (2023): ENTSO-E Transparency Platform. Von https://transparency.entsoe.eu/ abgerufen 
• Reiner Lemoine Institut. (2022): Der Photovoltaik- und Windflächenrechner – Methoden und Daten. Berlin.