Einspeisefaktoren 2025

Stündliche Einspeisefaktoren 2025 für PV, Wind Onshore und Wind Offshore aus beobachteter Einspeisung dividiert durch installierte Leistung.

Datengrundlage: stündliche dimensionslose Einspeisefaktoren 0..1 für PV (solarIrradiance), Wind Onshore (windOn100m) und Wind Offshore (windOff100m), abgeleitet aus der beobachteten Einspeisung 2025 (Energy-Charts public_power) dividiert durch die jeweils monatlich installierte Leistung (Energy-Charts installed_power, time_step=monthly). Onshore und Offshore sind seit dem Faktor-Split getrennt — zuvor wurden beide in einem kombinierten wind100m aggregiert, was Offshore systematisch unterzeichnete (Faktor ~2) und die Lastform gleichphasig machte. Das Skalarfeld liegt als 1-Element-Array vor, damit das Erzeugungsmodell die Faktoren mit einer skalierbaren installedGW multiplizieren kann.

Faktoren: Jahressummen 2025 als Volllaststunden-Äquivalent: PV ~700 h, Wind Onshore ~1.600 h, Wind Offshore ~2.800 h. Der Offshore-Faktor ist glatter und schwächer mit Onshore korreliert (r ≈ 0,63): nur ~870 Stunden unter 5 % Auslastung gegenüber ~1.350 bei Onshore. Stündliche Spitzen erreichen ~0,50 bei PV, ~0,7 bei Wind Onshore und ~0,85 bei Offshore; die clip(0, 1)-Begrenzung verhindert Ausreißer durch verzögerte Bestandsaktualisierung.

Tagesgang: PV folgt strikt dem Sonnenstand mit Nullstunden über Nacht, breitem Mittagsplateau und ausgeprägter Saisonalität — Monatsmittel von ~1,8 % im Dezember bis ~14,0 % im Juni. Wind ist gegenläufig saisonal mit starken Wintermonaten und schwachem Sommer; innerhalb des Tages weitgehend strukturlos. Abregelung (Redispatch, Negativpreis-Stunden) ist nicht herausgerechnet — die Faktoren unterschätzen das physikalische Potenzial; bei Offshore ist der Effekt am größten, weil Anbindungs-Engpässe dort einen erheblichen Teil der realen 9,4 TWh Netzengpass-Abregelung 2025 ausmachen.

Quellen: Energy-Charts public_power und installed_power APIs.