Szenario Texas 2025 (ERCOT)

ERCOT-Erzeugungsanteile 2025 lastfolgend auf die deutsche Last skaliert; GW-Flotten aus deutschen Einspeisefaktoren rückgerechnet.

Komposition: Die Anteile an der ERCOT-Netto-Jahreserzeugung 2025 (486 TWh, EIA-930) — Gas 40,9 %, Wind 23,6 %, Solar 13,9 %, Kohle 13,0 %, Kernkraft 8,6 % (Summe exakt 100; Hydro 0,11 % und Sonstige 0,06 % vernachlässigt, Batteriespeicher netto ~0) — werden als Energie-Zielanteile auf die eingestellte deutsche Jahreslast übertragen.

Auslegung: Variable EE werden aus den DEUTSCHEN Einspeisefaktoren rückgerechnet (PV-GW = 0,139 × Last / yieldPV, WindOn-GW = 0,236 × Last / yieldWindOn) — so trifft der Mix die Energieanteile im hiesigen Wetterjahr, obwohl texanische Kapazitätsfaktoren (Solar 22 %, Wind 32 %, Potomac SOM 2024) deutlich über den deutschen liegen. Texanischer Wind ist onshore (Panhandle/Golfküste), daher Wind offshore = 0. Kernkraft als Baseload über die Jahresverfügbarkeit (Kern-GW = 0,086 × Last / (8,76 × 0,90)) — ERCOT-Kernkraft (STP + Comanche Peak, ~5 GW) läuft real mit CF ~92 %.

Dispatch: Gas und Kohle deckt die Engine lastfolgend; ihre Kapazitäten folgen aus Anteil / (8,76 × Auslastung) mit Gas 0,34 (ERCOT-Flottenmittel inkl. Peaker ~0,35–0,45) und Kohle 0,80 (im deutschen Dispatch läuft die kleine Kohleflotte nahe am Cap; ERCOT real ~0,47). Kalibriert im Lasttest 2025: Gas 40,1 %, Kohle 14,2 % — die Restabweichung (±1 pp) kommt aus dem 5-GW-Slider-Raster (Kohle kann nur 5 oder 10 GW sein).

Inselnetz: ERCOT ist elektrisch isoliert — DC-Kuppelstellen gesamt ~1,2 GW (~1,4 % des Peaks 85,5 GW), Netto-Austausch 2025 ~0,3 TWh (<0,1 % der Last, Potomac SOM) — daher Import = Export = 0. Kein Pumpspeicher (Texas hat keinen operativen), kein H₂. Flexibilität liefern Gas, Kohle und die Batterieflotte: 0,029 GW/TWh / 0,047 GWh/TWh nach ERCOT-Bestand Ende 2025 (14,1 GW / ~23 GWh, mittlere Dauer 1,65 h).

Anwendungsfall: Vergleichsfolie »Was wäre, wenn Deutschland wie Texas erzeugte?« — fossil-dominierter Mix mit moderatem EE-Anteil, ohne Verbund-Puffer. Lasttest 2025: 0 h Lastabwurf, CO₂ ~373 g/kWh, Abregelung ~1,6 TWh. CO₂ und Versorgungssicherheit direkt gegen die deutschen Pfade (historisch-2025, ee-100, kernkraft-ee) vergleichbar.

Mix-Anteile: ERCOT 2025 (EIA-930, 486 TWh): Gas 40,9 %, Wind onshore 23,6 %, PV 13,9 %, Kohle 13,0 %, Kernkraft 8,6 %. Erreicht im Lasttest (466 TWh, Slider-Raster): 40,1 / 23,7 / 13,5 / 14,2 / 8,5 %.
EE-Auslegung: Energie-exakt über deutsche Erträge: GW = Anteil × Jahreslast / Jahresertrag (TWh/GW·a) aus den Einspeisefaktoren 2025. Bei 466 TWh: PV 90 GW, Wind onshore 70 GW — deutlich mehr GW als ERCOT selbst (33 / 40 GW), weil die texanischen Kapazitätsfaktoren (Solar 22 %, Wind 32 %) hier nicht erreichbar sind.
Dispatchable: Gas 0,409 / (8,76 × 0,34) ≈ 0,137 GW/TWh (65 GW bei 466 TWh — trägt zugleich die gesicherte Leistung des Inselnetzes gegen den deutschen Winterabend-Peak ~76 GW), Kohle 0,130 / (8,76 × 0,80) ≈ 0,019 GW/TWh (10 GW, läuft nahe Volllast), Kernkraft 0,086 × Last / 7,9 TWh/GW·a (4,5–5 GW Baseload — zufällig fast exakt die reale ERCOT-Flotte von 5 GW).
Speicher & Handel: Batterie 0,029 GW/TWh / 0,047 GWh/TWh (ERCOT Ende 2025: 14,1 GW / ~23 GWh, Dauer 1,65 h). Kein Pumpspeicher, kein H₂, kein Import/Export — ERCOT-Netto-Austausch real <0,1 % der Last.

Quellen: EIA-930 Stundendaten (Balancing Authority ERCO, Gesamtjahr 2025, 486 TWh Netto-Erzeugung), kreuzgeprüft mit EIA Today in Energy 02/2026 und Potomac Economics State of the Market Report; ERCOT Monthly / CDR (installierte Leistung); Modo Energy (Batterieflotte).