Die Grundlage jeder Aussage prüfen
Originalpublikationen und Eingaben hinter den Zahlen. Jeder Eintrag trennt Quelle und Analyse.
176 Quelleneinträge · 1537 Belegeinträge · geprüft am 26. Oktober 2026
Quellenkatalog herunterladen (JSON)Herausgeber, Datum und genaue Seite oder Tabelle prüfen. Die Quellenangaben verlinken die Originalveröffentlichung.
Quelle und GrenzenEingaben und Annahmen hinter einem Ergebnis prüfen. Ausgewählte Downloads liefern Werte und Rechendetails.
Quelle und GrenzenJede Zahlenangabe hat Definition, Zeitraum und Grenzen. Ein bedingtes Ergebnis bleibt in der Kurzfassung bedingt.
Quelle und GrenzenIm Blick behaltenEin Quellenlink erlaubt die Prüfung einer Aussage; er macht eine Schätzung oder ein Modellergebnis nicht sicher.
In Versorgungsfällen bedeutet «routine» geplante Wartung ohne zusätzlichen langen Stillstand. «Maximum one-hour shortfall» bezeichnet die grösste Stundenleistungslücke, nicht ihre Dauer.
Primärquelle
Das Berichtsjahr unterscheidet sich vom Publikationsdatum.
Primärquelle
Die Produktionsreihe wird unverändert verwendet. Die veröffentlichten Arbeitsausnutzungen für Beznau und Gösgen schliessen Wärme ein. Unsere Auslastungen werden separat berechnet. Die Diskrepanz bei Gösgen 2025 gegenüber der reinen Stromproduktion gemäss Betreiber bleibt offen.
Primärquelle
Historischer Bericht zum Aufsichtssystem. Heutige Neubauzulassung braucht eine eigene Prüfung des geltenden Rechts.
Primärquelle
Politische Mindestziele. Ihre Umsetzung hängt von Investitionen, Projektabschluss und Betrieb ab.
Primärquelle
ENSI beschreibt einen zehnmonatigen Stillstand. Der erhaltene Beleg ist ein Web-Leseauszug dieser Publikation.
Primärquelle
Betreiberbestätigung der wiederaufgenommenen Stromlieferung um 13:00 am 23. März 2026. Die Mitteilung belegt dieses datierte Ereignis.
Primärquelle
Der Betreiber trennt Strom und Prozessdampf in elektrischen Äquivalenteinheiten. Sein finanzielles Total der Nettoproduktion enthält beides.
Primärquelle
Für die Definitionen von Leistung und Energie verwendet. Schweizer Verbrauchszahlen stammen aus den separat indexierten Schweizer Quellen.
Primärquelle
Für Speicherdefinitionen und Ladeverluste verwendet. Schweizer Preise und Beschaffungskapazität brauchen Projektbelege.
Primärquelle
Erklärt das Betriebsprinzip. Gebäudeeffizienz und nationaler Winterbedarf brauchen eigene Messungen und Annahmen.
Primärquelle
Verwendet, um Fliesswasser, Speicher und Pumpspeicher zu unterscheiden. Belege zum Schweizer Kraftwerkspark stammen aus den separat indexierten Schweizer Quellen.
Primärquelle
Entwurf für eine vorgeschlagene Erweiterung. Veröffentlichtes Budget von 2019; heutiger Preis braucht aktualisierte Projektdaten.
Primärquelle
Betreiberbericht: Grimselsee geht in die Baubewilligungsphase; Grimsel-4-Bau begann offiziell am 7. Juli 2026. Getrennte Projekte.
Primärquelle
Vorschlag vom Januar 2025: etwa 60 GWh Saisonverlagerung, unveränderte Jahresproduktion, CHF 83 Millionen Schätzung und offene Konzessions-, Umwelt- und Wirtschaftsbedingungen. Projektstand hier auf diese Mitteilung begrenzt.
Primärquelle
Baubudget von CHF 300 Millionen; die endgültigen Ausgaben hängen von der Umsetzung ab. Der Betreiberbericht vom September nennt einen Start im Juli statt des ursprünglichen Juniziels.
Primärquelle
Für Kostendefinitionen und Methoden verwendet. Technologiepreise, steuerliche Behandlung und künftige Verbesserungen brauchen Belege, die zum Schweizer Vergleich passen.
Primärquelle
Detaillierte Methodenaussagen gelten für dieses vollständige Manuskript 2021. Änderungen im endgültigen Artikel 2022 sind ungeprüft. Der Autor testet auch Wind plus Solar und Varianten mit 95% Jahresenergie.
Primärquelle
Methodenkritik anhand eigener Kostenverteilung und japanischer Modellannahmen. Hier zur Unterscheidung von Einzelquelle und gemischtem System genutzt.
Primärquelle
VALCOE passt die Produktionskosten an den modellierten Wert an. Eine Schweizer Beurteilung von Netz, Risiko oder Konsumentenrechnung braucht weitere Eingaben.
Primärquelle
Installateurpreise ohne Mehrwertsteuer, externe Planung, Dach-/Netzverstärkung und Batterien. Mittlere-Hälfte-Bereiche zeigen die erhobene Preisverteilung. Einleitung nennt 2024, Umfang und Tabellen 2025; diese Ausgabe folgt Letzteren.
Primärquelle
Historische Grosshandelsenergiewerte gemessener Technologiegruppen ohne Mehrwertsteuer. Anlagenkosten, Kundentarife, Verträge und künftige Erlöse brauchen eigene Belege.
Primärquelle
Auf dem archivierten Deckblatt steht der 1. April 2026; ein früherer Rechercheindex verzeichnete den 10. April. Diese Ausgabe verwendet das gedruckte Datum. Die Wasserkraftstichprobe umfasst ausgewählte Kategorien; eine Hochrechnung auf den ganzen Speicher- und Pumpspeicherpark bräuchte zusätzliche Daten.
Primärquelle
Vom BFE beauftragte Studie von Frontier Economics/Siempelkamp. Bedingte kostendeckende Preise beruhen auf den besten Investitionsschätzungen der Betreiber, 7% nominaler Finanzierung vor Steuern und realen CHF von 2025. Geplante Verlängerung setzt ausreichende Vorfinanzierung und keine zusätzlichen Rückbaukosten voraus; frühe Schliessung enthält fortlaufende Kosten. Die Studie behandelt Verlängerungen. Bewilligung, Neubaupreise und nationale Portfoliovergleiche sind getrennte Entscheidungen.
Primärquelle
Vier Systeme, Januar–April 2026. Hauptwärmemessungen und verfügbare Verdichterwerte haben unterschiedliche Grenzen. Eine Einheit zeigt stark verschiedene Minuten- und Monatsergebnisse. Dies misst Übereinstimmung zwischen Datenquellen; nationale Jahresarbeitszahlen brauchen repräsentative Stichprobe und Gesamtanlagenzähler.
Primärquelle
Demografische Annahmen nach dem BFS-Referenzszenario. Gleiche Bevölkerung in beiden Blättern. Jahresmittelbevölkerung unterscheidet sich vom Jahresendbestand. Diese Eingaben allein bestimmen weder Stromverbrauch noch Erzeugungsmix.
Primärquelle
Das im Katalog angegebene Datum liegt vor dem internen Dokumentdatum; beide werden beibehalten. Seite 7 nennt das BFS-Bevölkerungsszenario A-00-2025 und rundet die mittlere Jahresbevölkerung auf Tausend. Als externen Vergleichswert für Eingaben verwenden.
Primärquelle
Der Verbrauch 2024 ist durch Erhebung und Hochrechnung geschätzt. Die Zusammenfassung rundet ihn auf 2.1 TWh; S. 68 nennt 2.08 TWh. Serverräume kleiner Unternehmen und Mikro-Rechenzentren liegen ausserhalb des abgeglichenen Vergleichs. Künftige Verbrauchsfälle und technisches Sparpotenzial bleiben bedingt.
Primärquelle
Statistische Schätzungen aus Verkäufen der Solarbranche sowie Annahmen zu Installation und Ausserbetriebnahme. Die PV-Produktion beruht auf einer gemessenen Stichprobe und einem Bestandsmodell. Der Batteriebestand gibt die gemeldete Kapazität an; verfügbare Leistung, nutzbare Energie und vertraglich gesicherter Netzzugang brauchen separate Belege.
Primärquelle
Ein Versuch mit 50 Carsharing-Autos erfüllte Anforderungen an Netzdienste. Mögliche Erlöse sind Bruttoeinnahmen unter den Studienbedingungen. Die erwarteten Erlöse deckten die zusätzlichen V2X-Kosten in den untersuchten Fällen nicht. Diese datierten Bedingungen gehören zum Vergleich aktueller Angebote.
Primärquelle
Mörel-Versuche stützen etwa ±3 MW zusätzliche Flexibilität unter Testbedingungen. Dauer, Zufluss, Lufteintrag und sichere Wasserstände begrenzen Lieferung. Manche Wirtschaftsmodelle nutzen unvollständige, zeitlich ungleiche Jahreseingaben; Eigentümergewinn braucht vollständige Projektprüfung.
Primärquelle
Beauftragte Wirtschaftsmethode für einen Fördermechanismus. Der Umgang mit konkurrierenden Nutzungen stützt die Anrechnung entgangener Verkäufe. Administrative Kostenansätze sind weder geprüfte Betreiberkosten noch Zustimmung zum Fördermechanismus.
Primärquelle
Öffentliches Original-JSON mit HTML-Dateisuffix archiviert. Bau, erste Netzeinspeisung und kommerzieller Betrieb sind getrennte Meilensteine. Gewählte fertige Blöcke zeigen Unterschiede, keine Schweizer Wahrscheinlichkeitsprognose.
Primärquelle
Öffentliches Original-JSON mit HTML-Dateisuffix archiviert. Bau, erste Netzeinspeisung und kommerzieller Betrieb sind getrennte Meilensteine. Gewählte fertige Blöcke zeigen Unterschiede, keine Schweizer Wahrscheinlichkeitsprognose.
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Öffentliches Original-JSON mit HTML-Dateisuffix archiviert. Bau, erste Netzeinspeisung und kommerzieller Betrieb sind getrennte Meilensteine. Gewählte fertige Blöcke zeigen Unterschiede, keine Schweizer Wahrscheinlichkeitsprognose.
Primärquelle
Öffentliches Original-JSON mit HTML-Dateisuffix archiviert. Bau, erste Netzeinspeisung und kommerzieller Betrieb sind getrennte Meilensteine. Gewählte fertige Blöcke zeigen Unterschiede, keine Schweizer Wahrscheinlichkeitsprognose.
Primärquelle
Abschnitt Kernenergie, geprüft am 17. September 2026: Verbot gilt während des Referendumsverfahrens weiter. Die Abstimmung 2027 ist eine genannte Erwartung. Auch nach Aufhebung bleiben Projektbewilligungen nötig.
Primärquelle
Historische Rahmenbewilligungsprüfung vom 15. November 2010. Leistungsklassen beschreiben vorgeschlagene Anlagen mit 20% Toleranz. Niederamt hat alternative Klassen, keine zwei Blöcke. Bedingungen und Befunde gehören zu dieser Prüfphase.
Primärquelle
Stellungnahme vom 15. Dezember 2010; BFE-Katalogpublikation vom 10. Januar 2011. Empfehlungen zum historischen Projekt. Ihre Erledigung durch spätere Arbeiten ist in dieser Prüfung nicht belegt.
Primärquelle
Undatierte Geschichtsseite des BFE, archiviert am 17. September 2026. Für die historische Chronologie verwendet; die aktuelle Politik ist separat durch die datierte UVEK-Quelle abgedeckt.
Primärquelle
Die Eigentümer nennen sowohl veränderte Marktbedingungen als auch die politische Richtung. Der Rückzug der Gesuche belegt nicht, dass frühere Standortuntersuchungen keinen Wiederverwendungswert haben.
Primärquelle
Bedingte Systemmodellierung von Annalisa Manera und achtzehn weiteren Autoren. Das Ergebnis von 2.6–4.9 GW nutzt CHF2024 5’000/kW, 5% reale gewichtete Kapitalkosten und ein gemeinsames Erzeugungsziel. Versorgungsstresstests und Laufzeitverlängerungen bestehender Anlagen fehlen. Ausgewählte Stellen geprüft; Modelle nicht unabhängig reproduziert. Aus einem Nutzerdownload archiviert; Titel, Autoren, Datum und DOI entsprechen der Publikation. Kein unabhängiger Vergleich mit entfernten Originalbytes.
Primärquelle
Begleitanhang zum Bericht, keine unabhängige Studie. Enthält Marktfälle ohne nationales Erzeugungsziel. Diagramme werden qualitativ gelesen, ohne genaue Leistungen aus Pixeln abzuleiten. Das Winter-Nettoimportziel von 5 TWh fehlt. Dokumentationsunklarheiten stehen in der Begleitprüfung. Aus einem vom Nutzer bereitgestellten Download archiviert; Titel, Autoren, Datum und DOI entsprechen der Publikation. Kein unabhängiger Vergleich mit entfernten Originalbytes.
Primärquelle
Ein Finanzierungsvorschlag und vertraglich vereinbarte künftige Leistung, keine laufenden Kraftwerke oder abschliessenden Ist-Kosten. Der neuere Parlamentsstand zeigt die spätere Beratung.
Primärquelle
Provisorische Botschaft zur Publikation vom 12. Juni. Abschnitte 3.2.2–3.2.3, 3.2.10, 3.2.13 und 4.3 geprüft. Die CHF 2.18 Milliarden enthalten eine Planungsreserve von CHF 300 Millionen; Brennstoff für den Abruf und Ausgleichskosten sind ausgeschlossen. Diese Kosten vertraglich vereinbarter Dienstleistungen sind weder ein allgemeiner Technologiepreis noch ein nationales Reservebudget für 2050.
Primärquelle
Auszug in der Leseansicht, kein Original-HTML; die direkte Anfrage ergab 403. Die Medienmitteilung der Kommission vom 11. August sistiert den Hauptkredit von CHF 2.18 Milliarden bis zum nächsten Bericht der ElCom und behandelt zwei Zusatzkredite separat. Stand geprüft am 18. September anhand eines Eintrags, der am 11. September 2026 aktualisiert wurde.
Primärquelle
Eine unbefristete Betriebsbewilligung belegt weder Sicherheit noch das Engagement des Eigentümers für zusätzliche Jahre. Axpo sagt, sie habe einen Betrieb über 2033 hinaus abgelehnt. Der ENSI-Inhalt ist ein archivierter Auszug über den Web-Reader; die FAQ des Eigentümers ist originales HTML.
Primärquelle
Eine unbefristete Betriebsbewilligung belegt weder Sicherheit noch das Engagement des Eigentümers für zusätzliche Jahre. Axpo sagt, sie habe einen Betrieb über 2033 hinaus abgelehnt. Der ENSI-Inhalt ist ein archivierter Auszug über den Web-Reader; die FAQ des Eigentümers ist originales HTML.
Primärquelle
Szenario vom Mai 2023, keine Bestandsbeobachtung. Batterieelektrischer Bestand 2035 unterscheidet sich von allen Plug-in-Fahrzeugen. Frühe Verkaufsannahmen überstiegen das spätere Ergebnis 2025. Ausgewählte Flotten- und Ladeabschnitte geprüft.
Primärquelle
Offizielle Beobachtungen: Kalenderjahr-Neuzulassungen gegenüber Bestand am 30. September 2025. Grenzen bleiben in der vereinfachten Erneuerungssensitivität ausdrücklich erhalten.
Primärquelle
Technische Gleichungen für die stündliche Tag/Nacht-Einteilung geprüft. Der gewählte Schweizer Referenzpunkt ist eine Annahme der Analyse; ein landesweit identischer Sonnenaufgang wird nicht unterstellt.
Primärquelle
Ausgewählte Definitionen und Architektur geprüft. Publikationsdatum nicht festgestellt. Eine datierte Kompatibilitätsliste für Fahrzeuge gilt nicht als Nachweis der heutigen Verfügbarkeit von Geräten.
Primärquelle
V1.2 vom 17. April 2024. Fussnote 4 verlangt für Backup eine separate Power Recovery Unit. Nur verwendet, um den Unterschied zwischen bidirektionalem Laden und Betrieb bei einem Blackout zu erklären; kein Beleg für Schweizer Kompatibilität, Zulassung, Betriebsverhalten oder kommerzielle Verfügbarkeit.
Primärquelle
Beobachtete Monatsproduktion. Gleichmässige Stundenverteilung und fortgesetzte Wärme-/Winderzeugung 2035 sind Annahmen. Erhalt bestehender thermischer Erzeugung belegt weder erneuerbaren Brennstoff noch Emissionsneutralität.
Primärquelle
Offizielle Landessummen; die engere Industrie-/Dienstleistungserhebung hat eine andere Grundgesamtheit.
Primärquelle
Gemessene Wärmeflüsse eines dänischen Netzspeichers. Keine Schweizer Stromersparnis abgeleitet.
Primärquelle
Projektkosten im Umsetzungsjahr vor und nach Förderung. Jahreseinnahmen modelliert, Betriebskosten geschätzt; keine geprüften Eigentümerzahlen oder Schweizer Offerte.
Primärquelle
Kommunalbericht einer kanadischen Gemeinde. Ein gescheitertes Projekt belegt kein allgemeines Scheitern von Wärmespeicherung.
Primärquelle
Getrennte Tests im Originalmassstab, Experimente im verkleinerten Massstab und Verschleissmodelle. Weder ein nationaler Zuschlag für Zusatzenergie noch geprüfte CHF pro Start sind belegt.
Primärquelle
Gemeldete Investition für eine laufende Revision, keine geprüfte Schlussabrechnung. Jeweils eine Maschinengruppe wird revidiert, während die anderen laufen. Die Publikation erwartet den Abschluss im November 2026; hier wird kein Abschluss abgeleitet.
Primärquelle
Historisches Wetter und modellierte Standorte; Skalierung belegt weder umsetzbare Standorte noch Stundenversorgung. Frühere Archive unverändert übernommen; Herkunft im Forschungskatalog erhalten.
Primärquelle
Deckblattdatum und spätere Verweise unterscheiden sich. Winterertrag/-anteil der Fassaden und Mehrwertsteuerangaben sind uneinheitlich. Unsere Rechnungen nennen die gewählten Eingaben. Frühere Archive unverändert übernommen; ursprüngliche Herkunft im Forschungskatalog erhalten.
Primärquelle
Annahmen des Herausgebers, kein Schweizer Bauangebot. Die saisonale Rekonstruktion verwendet einen eigenen zeitlichen Ablauf und einen zusätzlichen provisorischen Betrag für die Versicherung. Frühere Archive werden unverändert wiederverwendet; die ursprüngliche Herkunft bleibt im Quellenkatalog der Recherche erhalten.
Primärquelle
Eigentümerbudget und erwartete Gesamtproduktion. Gerundete Modul- und Leistungszahlen unterscheiden sich; keine geprüften Endkosten. Frühere Archive unverändert übernommen; ursprüngliche Herkunft erhalten.
Primärquelle
Vom Eigentümer gemeldete Teilproduktion über einen Winter; keine Landeshochrechnung oder Prüfung der Gesamtjahresproduktion. Frühere Archive unverändert übernommen; Herkunft im Forschungskatalog erhalten.
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Budget und Produktionsprognose. Geplanter Betrieb im Jahr 2029 ist bedingt; laut Eigentümer kann der Bau vor dem Bundesgerichtsentscheid nicht beginnen. Frühere Archive unverändert übernommen; ursprüngliche Herkunft bleibt im Forschungskatalog erhalten.
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Verschiebung durch Speicherung, keine neue Jahresproduktion aus natürlichem Wasser. Fertigstellung, nutzbares Wasser und freiwilliger Zugang der Eigentümer stehen weiterhin unter Vorbehalt. Frühere Archive unverändert übernommen; ursprüngliche Herkunft im Forschungskatalog erhalten.
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Nationale Szenariosummen enthalten Anlagenerneuerung und Elektrifizierung. Keine zusätzliche Rechnung für Solarüberbau. Frühere Archive unverändert übernommen; Herkunft im Forschungskatalog erhalten.
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Methodenannahmen; Schweizer Testkaufpreise sind getrennt deklarierte Szenarien, keine Landesbeschaffungsangebote. Frühere Archive unverändert übernommen; Herkunft im Forschungskatalog erhalten.
Primärquelle
Geldjahr der Axpo-Eingaben; ein Verbraucherpreisindex misst keine Baukostensteigerung. Frühere Archive unverändert übernommen; ursprüngliche Herkunft im Forschungskatalog erhalten.
Primärquelle
Primärquellen-Leseauszug erhalten. Original-PDF-Download fehlgeschlagen. Geplanter Grossumbau mit verlängertem Zeitplan; Netzrückkehr unterscheidet sich von Wiederanfahrfreigabe.
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Primärquelle
Kommissionsmitteilung vom 1. September, trotz 31. August in ihrer URL. Zusatzkredite und aufgeschobener Hauptkredit für Bau/Bereitschaft sind getrennte Entscheide.
Primärquelle
Eigentümerbericht vom 25. September mit Beobachtungen von Mitte September. Leistung gerundet und ausdrücklich fast 6 MWp. Inbetriebnahme Herbst 2027 und 17 GWh/Jahr sind Prognosen; keine neue gemessene Saisonsumme oder Auslastung geliefert.
Primärquelle
Regierungsentscheid vom 25. September: vorerst keine neuen Förderinstrumente. Bestehende Instrumente und Beobachtung laufen weiter. Kein vertraglicher Reservebrennstoff oder Liefergarantie. Wasserstoffbasierte synthetische Brennstoffe unterscheiden sich vom HVO des Reservevorschlags.
Primärquelle
Berichtet über eine Einigung im Parlament, ein Referendum und eine für 2027 erwartete Abstimmung. Das Verbot bleibt in Kraft; eine Bewilligung für ein einzelnes Projekt besteht nicht.
Primärquelle
Öffentliche rechtliche Zusammenfassung, geprüft am 2. Oktober 2026. Die unbeschränkte Haftung des Betreibers unterscheidet sich von der verfügbaren Versicherung und der internationalen Entschädigung. Keine private Versicherungspolice eines Kraftwerks ist offengelegt.
Primärquelle
Grenzkapazitäten hängen von Kooperationsszenarien ab; sie belegen weder verfügbare Energie im Ausland noch WattInfos genaue Annahme von 2 GW.
Primärquelle
Erklärt den gesetzlichen Winterimportrichtwert von 5 TWh und unterscheidet Energieresilienz von Übertragungskapazität.
Primärquelle
Erklärung und Position der Übertragungsnetzbetreiberin; der Zugang zum Abkommen garantiert weder Produktion noch eine bestimmte Schweizer Importmenge.
Primärquelle
Erklärt Risiken des Ausschlusses aus koordinierter Kapazitätsberechnung. Der Prozentsatz ist weder Schweizer Grenzkapazitätsanteil noch Importgarantie.
Primärquelle
Selbst gemeldete jährliche Zusatzproduktion bestehender grosser Wasserkraftwerke. Weder eine Summe der Winterenergie noch eine nationale Neubaupipeline noch eine garantierte Wirtschaftlichkeit.
Primärquelle
Konsolidierter Gesetzestext; Versionsdatum unterscheidet sich vom Abrufdatum.
Primärquelle
Konsolidierter Gesetzestext; Versionsdatum unterscheidet sich vom Abrufdatum.
Primärquelle
Konsolidierung zum 1. Januar 2026; Bewilligung eines bestimmten Wärmekraftwerks ist eine gesonderte Frage.
Primärquelle
Offizielle Erklärung; kein standortspezifischer Leistungs- oder Energieabzug abgeleitet.
Primärquelle
Offizielle Erklärung; kein standortspezifischer Leistungs- oder Energieabzug abgeleitet.
Primärquelle
Ein Projektzeitplan, keine abgeschlossenen Ergebnisse oder Bedarfsprognose.
Primärquelle
Netzplanungsszenarien. Bedarfsbasis, Zieltermine und Effizienzannahmen unterscheiden sich vom WattInfo-Programm.
Primärquelle
Ausgewählter Text, über den Web-Reader archiviert, nachdem der Download des Originals fehlgeschlagen war. Es handelt sich um eine teilweise Erfassung, nicht um ein vollständiges Originaldokument.
Primärquelle
Ausgewählter Text, über den Web-Reader archiviert, nachdem der Download des Originals fehlgeschlagen war. Es handelt sich um eine teilweise Erfassung, nicht um ein vollständiges Originaldokument.
Primärquelle
Ausgewählter Text, über den Web-Reader archiviert, nachdem der Download des Originals fehlgeschlagen war. Es handelt sich um eine teilweise Erfassung, nicht um ein vollständiges Originaldokument.
Primärquelle
Publiziertes Szenario oder Vorschlag der Branche. Seine Abgrenzung von Nachfrage, Importen und Produktion unterscheidet sich vom WattInfo-Programm.
Primärquelle
Publiziertes Szenario oder Vorschlag der Branche. Seine Abgrenzung von Nachfrage, Importen und Produktion unterscheidet sich vom WattInfo-Programm.
Primärquelle
Publiziertes Szenario oder Vorschlag der Branche. Seine Abgrenzung von Nachfrage, Importen und Produktion unterscheidet sich vom WattInfo-Programm.
Primärquelle
Anlagenzähler im Kanton Zürich, keine Haushaltszählung. Pilottarife und -steuerungen ausgeschlossen; gewöhnliche Versorgersteuerung bleibt. CC BY 4.0; nur aggregierte Ergebnisse erneut veröffentlicht.
Primärquelle
Der gemessene Winter ist ein Beispiel für eine Lastform. Gemischte Gebäudegrössen, eine einzige regionale Wetterreihe und wenig strenge Kälte verhindern eine direkte Hochrechnung auf die ganze Schweiz.
Primärquelle
Bestehende Gebäude mit Wohnnutzung, auch ohne oder mit unbekannter Heizung. Verwaltungszählungen unterscheiden sich von bereinigten Statistiken. Energiebezugsfläche ist nicht Grundfläche. Nur aggregierte Ergebnisse veröffentlicht.
Primärquelle
Vorgesehenes maximales Volumen unverpackter hochaktiver Abfälle, einschliesslich Reserven für einen längeren Betrieb der bestehenden Reaktoren und einen tieferen Abbrand. Eine Menge aus einem Gesuch, keine bewilligte Kapazität und kein Spielraum für neue Reaktoren.
Primärquelle
Nagra schliesst neue Reaktoren ausdrücklich aus den Reserven des bestehenden Gesuchs aus. Die datierte Aussage definiert dessen Umfang, nicht den heutigen Kernrechtsstand.
Primärquelle
Referenzzeitplan für die Einlagerung im bestehenden Entsorgungsprogramm. Das Datum auf dem Titelblatt ist April 2023, obwohl die Quell-URL ein Verzeichnis für März enthält. Ein späterer Reaktor braucht einen eigenen Zeitplan für Zwischenlagerung, Verpackung und geologische Tiefenlagerung.
Primärquelle
Experimentelle statistische Schätzungen. Die 41 Branchengruppen einmal summieren; fehlende Werte und Variationskoeffizienten erhalten. Gas und leichtes Heizöl sind Brennstoffe, kein zusätzlicher Strombedarf und keine reine Prozesswärme.
Primärquelle
Kommerzielle Betreiberposition, kein verbindliches Kraftwerksangebot. Strombeziehende Anteilseigner tragen im beschriebenen Partnermodell Marktrisiko. Andere Partnerschaften und kompetentes öffentliches Eigentum bei gleichen Kosten und Pflichten prüfen.
Primärquelle
Schweizer Day-Ahead-Preise, gewichtet mit der tatsächlichen viertelstündlichen Einspeisung gemessener Technologiegruppen, ohne MWST. Es handelt sich um Vergütungsreferenzen, nicht um vollständige Erlöse der Eigentümer, Produktionskosten oder einen nachgewiesenen Spread für Speicherarbitrage. Prämienreferenzen einschliesslich Zertifikaten sind ausgeschlossen.
Primärquelle
Die Zählung der Unterschriften und eine laufende Referendumsfrist sind administrative Schritte. Leere Felder für Zählungen, Ergebnis und Vorlagennummer belegen weder ein zustande gekommenes Referendum noch ein Abstimmungsdatum, ein Inkrafttreten oder eine Kraftwerksbewilligung. Das öffentliche Register enthält den archivierten amtlichen Datensatz.
Primärquelle
Entwurf von Ausbildungs-, Qualifikations-, Auffrischungs- und Auftragnehmeranforderungen für Betrieb und Rückbau. Nicht als verabschiedete Regel behandelt; belegt weder Personalzahlen noch Löhne oder Simulatorkosten.
Primärquelle
Gerenderter Auszug nach HTTP-403-Fehlern direkter Downloads erhalten. Vollständiger Entwurf separat archiviert. Anhörungsdaten belegen weder Verabschiedung noch Umsetzung.
Primärquelle
Das Referendum ist formell zustande gekommen. Damit sind weder die Gesetzesänderung angenommen noch der Bau eines Kraftwerks bewilligt.
Primärquelle
Das UVEK nennt eine Abstimmung im Jahr 2027. Ein genauer Termin geht aus den geprüften Quellen nicht hervor.
Primärquelle
Referendumsfrist: 21. Januar 2027. Das Inkrafttreten wird gesondert bestimmt. Die eingeschränkte Gerichtsfrist garantiert keine Dauer des gesamten Bewilligungsverfahrens.
Primärquelle
Veröffentlichtes Szenario Max-E gegenüber BAU. Tabelle 5 nennt 18,6 PJ zusätzlichen Strombedarf im Jahr 2050; die Zusammenfassung etwa 6 TWh. Technologieeinsatz, Kosten und Prozesstemperaturen bleiben bedingt.
Primärquelle
Betreiberplan: 400 MW / 800 MWh, Ziel erstes Quartal 2031. Inbetriebnahme, Gesamtpreis und garantierte nutzbare Energie sind nicht belegt.
Primärquelle
Gemeldete Vorräte und Kapazitäten ändern sich. Der Vergleich der nächstgelegenen Wochen ist unsere Berechnung; Vorräte belegen weder Nutzungsrechte noch eine Mangellage.
Primärquelle
Wochenmeldungen beschreiben Sonntag um Mitternacht; die Veröffentlichung folgt später. Beobachtungsdaten der Publikationen vergleichen.
Primärquelle
Eingereichte Lebenszyklusschätzungen zu Preisen vom 1. Januar 2026. Enthalten angefallene Kosten und Bundesabfälle; Nachbetrieb separat. Die Fälle des bestehenden Parks beziffern oder bewilligen weder 80 Betriebsjahre noch Abfälle neuer Reaktoren.
Primärquelle
Einreichung zur unabhängigen Prüfung, keine abschliessende Festlegung von Betreiberbeiträgen oder verbleibendem Finanzierungsbedarf.
Primärquelle
Prüfbericht vom Januar 2025 auf Grundlage von Daten bis 2024. Die Flamanville-Schätzungen in Euro von 2015 haben überlappende Grenzen: Bau, Kosten ohne Finanzierung und finanzierte Gesamtkosten. Datierte Schätzungen, keine Endabrechnungen oder Schweizer Angebote.
Primärquelle
Der gemeldete Jahreswärmewirkungsgrad beträgt 90%. Die öffentlich aufbereiteten Messungen reproduzieren die Jahressummen von Ein- und Ausspeicherung nicht. Die Publikationsangaben nennen nur das Jahr, keinen genauen Veröffentlichungstag.
Öffentlicher Kommentar
Das Interview beschreibt Maneras Position. Dazu gehört die Antwort der SCNAT. Der Tarifvergleich ist ein politisches Argument; Bruttotariferlöse unterscheiden sich von Nettosubvention und verbleibenden Mitteln nach Betriebs- und Finanzierungskosten.
Öffentlicher Kommentar
Die SCNAT führt ihre Zeitschätzung auf nacheinander ablaufende Projektprozesse zurück und bezeichnet die Wirtschaftlichkeit als unsicher. Hier wird ihre Antwort festgehalten, ohne über den zugrunde liegenden Bericht zu urteilen. Das genaue Datum des Beitrags bleibt unbestätigt; Kontext ist das Interview vom 13. Juli 2025.
Nachrichtenbericht
Sekundäre Berichterstattung über die Abstimmung im Nationalrat vom 28. September und die noch ausstehende Beratung im Ständerat. Die genauen Kreditbeträge stammen aus der primären Medienmitteilung der Kommission und der Botschaft des Bundesrates. Eine endgültige Genehmigung durch das Parlament ist nicht festgestellt.
Projektmodell
Projektbedarfsszenarien unter genannten Eingaben. Fälle erkunden verschiedene Annahmen; ihre Wahrscheinlichkeit ist nicht geschätzt.
Projektmodell
Ein nationaler Knoten, perfekte Voraussicht und gebündelte natürliche Wasserkraft. Wirtschaftlichkeit und Netzmachbarkeit brauchen eigene Prüfung.
Projektmodell
Historischer Preisvergleich mit angenommenen Kapital- und Finanzierungskosten. Beschaffung braucht Lieferantenofferten.
Daten und Berechnungen
Nachvollziehbare Berechnungen aus der BFE-Tabelle 15. Die Vergleiche über fünf und zehn Jahre schliessen jedes Jahr ein, auch solche mit Stillständen. Die künftige Versorgung braucht eigene Annahmen zu Verfügbarkeit und Ausserbetriebnahme.
Daten und Berechnungen
Beobachtete BFE-Saisondaten, genaue Einheitenumrechnung und hypothetisches Speicherbeispiel. Nettoimporte messen die Grenzhandelsbilanz; ungedeckter Bedarf ist eine eigene Grösse.
Daten und Berechnungen
Aus erhaltenen Datensätzen abgeleitet. Die gewählte Winterwoche prüft gezielt schwierige Bedingungen mit hypothetischen neuen Reaktoren. Haushalts- und Speicherbeispiele nutzen genannte Annahmen.
Daten und Berechnungen
Beobachtete Preise, beauftragte Studienszenarien und Analystenannahmen sind getrennt markiert. Der Forschungsindex löst Quellen-IDs in Downloads auf. Skripte nutzen die Forschungsablage; ausgewählte Eingaben und Formeln sind auch direkt enthalten. Vergleiche helfen einzelnen Entscheidungen. Landes-, Beschaffungs-, Tarif- und Renditezahlen brauchen weitere Projekt- und Systembelege.
Daten und Berechnungen
Alle drei Ergebnisse für 2050 entsprechen dem archivierten Modell genau. Künftige Parameter sind Analyseannahmen. Der Download enthält sämtliche Daten, darunter Ladeverteilung, Industriewärme, Kühlung und Restbilanz. Der künftige Bedarf hängt von ihrer Entwicklung ab.
Daten und Berechnungen
Rechenzentrenzuwächse ziehen die gerundete Studienbasis von jedem Fall 2030 ab. EP2060-Bevölkerungszellen sind in der Originalmappe geprüft. Diese Beobachtungen helfen künftigen Modellentscheidungen; bestehendes Modell und Summen bleiben unverändert.
Daten und Berechnungen
Bauzeiten anhand ursprünglicher PRIS-Daten geprüft. Erster Schweizer Betrieb im Jahr 2042, 2047 oder 2053 folgt ausdrücklichen Analystendauern, ohne Wahrscheinlichkeiten. Beznaus historisches Mittel nutzt die Nettoproduktion 2021–2025. Vollständige fremde Originale bleiben ausserhalb öffentlicher Downloads.
Daten und Berechnungen
Direkt übertragene Vorschlagsparameter und ausgewählte historische Befunde mit redaktioneller Wiederverwendungsempfehlung. Niederamts zwei Leistungsklassen sind Alternativen. Wiederverwendungsersparnis unbeziffert; bedingte Schweizer Lieferfälle unverändert. Leere Ersparnisfelder im CSV bedeuten unbekannt, nicht null.
Daten und Berechnungen
Geprüfte Übertragung und qualitative Diagrammprüfung mit gesonderter Zuschreibung öffentlicher Kommentare. Modelle nicht unabhängig reproduziert. Keine genauen Marktfall-Leistungen aus Diagrammpunkten abgeleitet. Frühere WattInfo-Bedarfs- und Lieferrechnungen bleiben unverändert.
Daten und Berechnungen
Historische Ersatzgrössenordnung und angenommene Reserveergänzung eines bestehenden hypothetischen Kernkraft-Stressfalls. Originalmodell und Grenzen bleiben erhalten. Kein nationales Kostenoptimum, keine Flottenlieferprognose oder probabilistische Ausfallschätzung.
Projektmodell
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen. Die Überbrückung 2035 ergänzt das vorgeschlagene Neubauprogramm. Lücken zeigen weiteren Beschaffungsbedarf; kein vollständiger finanzierter Landesplan.
Belegsynthese
Redaktionelle Synthese katalogisierter Belege. Diagrammgrössen sind qualitativ; kein vollständiger Portfoliopreis oder Technologiekostenrang berechnet. Verlängerungsergebnisse und Neubaukosten haben getrennte Grenzen.
Belegsynthese
Redaktionelle Entscheidungen mit katalogisierter Forschung. Der Test 2.6 TWh/2.3 GW umfasst zwei Stressfälle mit festem Laden, 2 GW Importen und langem Reaktorstillstand. Der Fall 2021/22 hat auch eine kleinere Sommerlücke. Keine endgültige Beschaffungsmarge, vollständigen Flottenkosten 2050 oder Bauzusage.
Projektmodell
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus. Die Quellenprüfung umfasst den Rechenzentrenbericht, gedruckte Seiten 123–127, BFE-T25-Originalzellen und zitierte Wärme-/Wasserkraftabschnitte. Modelle sind unabhängige Rechnungen mit archivierten Eingaben; weder Eigentümerrentabilität noch Schweizer Standortbewilligung belegt.
Projektmodell
Trennt einen in der Analyse gewählten schweren Stillstand vom Normalbetrieb und unterscheidet Energiebeschaffung von Bereitschaftsreserve. Behauptet werden weder eine neue Stillstandswahrscheinlichkeit noch ein Einsatzlauf, ein Kostenoptimum oder eine regulatorische Anforderung.
Daten und Berechnungen
Schweizer Stromendverbrauch, ohne Netzverluste und Pumpen. Der Jahresmittelwert ist Summe / fünf; Tages- und Leistungsmittelwerte verwenden die tatsächlichen 1’826 Tage und 43’824 Stunden. Daraus werden weder eine Winterspitze noch ein Stundenprofil, eine Aufteilung auf Städte oder eine künftige Nachfrage abgeleitet. Ein Grössenvergleich belegt weder verfügbare Versorgung noch Speicherdauer bei einer bestimmten Last noch gesicherte Produktion.
Belegsynthese
Die 24 qualitativen Marktergebnisse sind unverändert aus der früher geprüften Diagrammübertragung übernommen. Es werden keine genauen Kapazitäten digitalisiert und kein Modell neu gerechnet. Die Umfangsbeschreibungen isolieren die Ursache der Ergebnisunterschiede nicht.
Belegsynthese
2035 hat dreizehn Wetterjahre; 2050 hat drei ausgewählte Jahre. Perfekte Prognosen, gebündelte Wasserkraft und vereinfachtes Inlandnetz. Keine gesicherten Lieferantenslots, kein Schweizer Projektpreis, keine Eigentümerrendite, keine Reservegrösse und keine Souveränitätsgarantie. Das separate Eigentümerbudget enthält provisorische Zuschläge für Versicherung und Abfälle sowie eine nicht bepreiste Resthaftung.
Belegsynthese
Annahmen in konstanten CHF von 2025 mit offengelegten unterschiedlichen Quellenjahren. Saisonenergierechnungen, keine gleich zuverlässigen Portfolios oder festen Lieferpreise. Nationale Standorte, Speicher, Reserve, Marktwert und Zusatznetze brauchen noch einen vergleichbaren Modelltest.
Belegsynthese
Kein neu kalibrierter Fall, Eindeutigkeitsbereich, aktueller Rechtscheck oder Marktpreisergebnis. Originalbelege erhalten.
Belegsynthese
Vergleichbare Importwirkungen, unterschiedliche Solareingabegrenzen und physische Stundenuntergrenze des alten Beispiels. Kein neuer kalibrierter Fahrplan oder Marktergebnis.
Belegsynthese
Bedingte Szenarien mit gleichen Solar- und Reaktorannahmen. Wasserstände, Importe und Flotten variieren ausdrücklich. Kein internes Netzmodell, keine Marktpreisprognose oder probabilistische Reservebemessung.
Daten und Berechnungen
Bedingte physische Tests. Jahresenergie und minimale Spitze werden optimiert; Engpassdaten und Handel bleiben fahrplanabhängig. Keine Aussage zu Mindestkosten, Wahrscheinlichkeit oder gesicherter Lieferung.
Daten und Berechnungen
Projektstand geprüft im September 2026. Potenzial, Winterverlagerung, Jahreserzeugung und Turbinenleistung sind getrennt. Unbewilligte Mengen sind keine Lieferzusagen.
Daten und Berechnungen
Berechnete Beispiele und historische Prüfungen. Brennstoffpreise, Finanzierung, verkaufbare Produktion und zusätzlicher Entsorgungsbeitrag sind Annahmen, keine Offerten.
Daten und Berechnungen
Zusammenfassungen katalogisierter Belege. Die Heizungsstichprobe bestimmt den nationalen Bedarf nicht. Das Lagerbeispiel mit 2050 plus 60 Jahren ist eine Annahme, kein zugesicherter Termin. Frühere Versorgungsszenarien bleiben unverändert.
Daten und Berechnungen
Abgeleitete und ausgewählte Werte aus katalogisierten Belegen. Brennstoffumrechnung legt keinen künftigen Strombedarf fest. Bestehende Modelleingaben, Ergebnisse und ältere Datensätze bleiben erhalten.
Daten und Berechnungen
Kostenvergleiche behalten ihre Preisjahre. Wärmewirkungsgrad und Stromlieferung sind verschieden; Lücken in öffentlichen Daten begrenzen die Überprüfung.
Jede Zahl hat eine Definition, einen Zeitraum und Aussagegrenzen.
57.5 TWh · 2024
Jährlicher Stromendverbrauch in der Schweiz.
Modellbasis 2024. Netzverluste und das Laden der Pumpspeicher liegen ausserhalb des Endverbrauchs. Neuere Beobachtungen sind in der Statistik 2025 verfügbar.
93.4 TWh · 2050
Jährlicher Stromendbedarf unter den zentralen Projektannahmen.
Zusätzlicher Bedarf von Rechenzentren, Wasserstoff, synthetischen Treibstoffen und Fernwärme wird auf null gesetzt. Die Umstellung der Luftfahrt liegt ausserhalb des Modells. Weiteres Wachstum braucht einen ausdrücklichen Zuschlag.
Methode: Summe der Basisaktivität, angepasst an Bevölkerung, Sektoraktivität und Effizienz, plus die angegebenen Umstellungen von Brennstoffen auf Strom. Siehe demand.py, parameters.json und alle Eingaben central-2050.json.
60.8 TWh · 2050
Jährlicher Stromendbedarf unter diesen Annahmen.
Eine andere Kombination von Annahmen mit denselben Grenzen wie im zentralen Fall. Die Wahrscheinlichkeit der Fälle bleibt ungeschätzt.
Methode: Gleiche Modellgleichungen wie im zentralen Fall, mit szenariospezifischen Parametern in scenario-results.json.
147.2 TWh · 2050
Jährlicher Stromendbedarf unter diesen Annahmen.
Eine andere Kombination von Annahmen mit denselben Grenzen wie im zentralen Fall. Die Wahrscheinlichkeit der Fälle bleibt ungeschätzt.
Methode: Gleiche Modellgleichungen wie im zentralen Fall, mit szenariospezifischen Parametern in scenario-results.json.
18.4 TWh · 2025
Summe der Produktion gemäss BFE-Tabelle 15 für die vier laufenden Reaktoren. Gösgen hatte einen langen Stillstand.
Deckt das genannte Jahr ab. Die längere Reihe zeigt Produktionsschwankungen. Gösgens BFE-Zahl 2025 weicht von der reinen Stromproduktion des Betreibers ab; ungeklärt.
Methode: (2’909 + 2’483 + 3’429 + 9’558) GWh ÷ 1’000 = 18.379 TWh.
45 TWh · 2050
Vom BFE genanntes Mindestziel mittlerer Jahreserzeugung.
Mindestproduktionsziel aus dem korrigierten Bericht vom März 2026. Lieferung braucht die betreffenden Projekte und Betrieb.
39.2 TWh · 2050
Vom BFE genanntes Mindestziel mittlerer Jahreserzeugung.
Einzelprojekte brauchen weiterhin Finanzierung, Bewilligungen und Bau.
21.1 TWh · Szenario 2050 · hydrologisches Jahr 2012
Jahresexporte im Fall ohne Batterie; Importe werden auf null gesetzt.
Unterstellt 8.8 GW hypothetische neue Kernenergie und 26 GWp Solar. Nutzt einen nationalen Knoten, perfekte Voraussicht und zusammengefasste natürliche Wasserkraft.
Methode: exports_gwh ÷ 1’000; Nettoexporte entsprechen den Exporten, weil die Importe null sind.
216.7 GWh · Gleicher Fall ohne Batterie
Gesamte Stromnachfrage, die das Modell nicht decken kann.
Der angegebene hypothetische Fall lässt trotz Jahresexporten einen Teil der stündlichen Nachfrage ungedeckt. Szenarien der Behörden brauchen eigene abgestimmte Tests.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten Nachfrage im Fall n8-pv26-2012-battery_none.
75'649 CHF/MW/Jahr · Preise 2025
Modellierte Handelsmarge nach Energiekauf und Handelsgebühren für eine Batterie mit 1 MW / 4 MWh.
Mit perfekter Kenntnis der Preise berechnet. Kapital- und Betriebskosten sowie andere Erlösmärkte fehlen in dieser Handelsmarge.
Methode: Verkäufe minus Käufe minus Handelsgebühren; 85% Gesamtwirkungsgrad, Begrenzung auf 365 Zyklen, fester Kurs von 0.95 CHF/EUR und Handelsgebühr von CHF 1/MWh in jeder Richtung.
224'692 CHF/MW/Jahr · Beispielhafter Kostenfall
Annualisierte Kapitalkosten sowie fester Betriebs- und Kapazitätserhaltungszuschlag für eine Batterie mit 1 MW / 4 MWh.
Verwendet angenommene Anschaffungs- und Eigentumskosten. Ein konkretes Projekt braucht einen Lieferantenpreis und eine vollständige Erlösrechnung.
Methode: CHF 1’500’000 × [0.07 × 1.07^15 ÷ (1.07^15 − 1) + 0.04]. Kapitalannahme: CHF 600/kW × 1’000 kW + CHF 225/kWh × 4’000 kWh.
91 % · 2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Auslastung spiegelt Betriebszeit und Leistung im Betrieb wider. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 2909 GWh × 1’000 ÷ 3197400 MWh × 100; der Nenner summiert für jedes Jahr Nettoleistung × tatsächliche Stunden.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
2'909 GWh/Jahr · 2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 2909 GWh ÷ 1 Kalenderjahre.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
86 % · 2021–2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Auslastung spiegelt Betriebszeit und Leistung im Betrieb wider. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 13754 GWh × 1’000 ÷ 15995760 MWh × 100; der Nenner summiert für jedes Jahr Nettoleistung × tatsächliche Stunden.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
2'750.8 GWh/Jahr · 2021–2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 13754 GWh ÷ 5 Kalenderjahre.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
68 % · 2016–2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Auslastung spiegelt Betriebszeit und Leistung im Betrieb wider. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 21768 GWh × 1’000 ÷ 32000280 MWh × 100; der Nenner summiert für jedes Jahr Nettoleistung × tatsächliche Stunden.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
2'176.8 GWh/Jahr · 2016–2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 21768 GWh ÷ 10 Kalenderjahre.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
77.7 % · 2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Auslastung spiegelt Betriebszeit und Leistung im Betrieb wider. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 2483 GWh × 1’000 ÷ 3197400 MWh × 100; der Nenner summiert für jedes Jahr Nettoleistung × tatsächliche Stunden.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
2'483 GWh/Jahr · 2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 2483 GWh ÷ 1 Kalenderjahre.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
87.8 % · 2021–2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Auslastung spiegelt Betriebszeit und Leistung im Betrieb wider. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 14037 GWh × 1’000 ÷ 15995760 MWh × 100; der Nenner summiert für jedes Jahr Nettoleistung × tatsächliche Stunden.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
2'807.4 GWh/Jahr · 2021–2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 14037 GWh ÷ 5 Kalenderjahre.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
89.2 % · 2016–2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Auslastung spiegelt Betriebszeit und Leistung im Betrieb wider. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 28554 GWh × 1’000 ÷ 32000280 MWh × 100; der Nenner summiert für jedes Jahr Nettoleistung × tatsächliche Stunden.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
2'855.4 GWh/Jahr · 2016–2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 28554 GWh ÷ 10 Kalenderjahre.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
38.8 % · 2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Auslastung spiegelt Betriebszeit und Leistung wider. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen. Die Abweichung zur reinen Betreiberstromproduktion 2025 bleibt ungeklärt.
Methode: 3429 GWh × 1’000 ÷ 8847600 MWh × 100; der Nenner summiert für jedes Jahr Nettoleistung × tatsächliche Stunden.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
3'429 GWh/Jahr · 2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen. Die Abweichung zur reinen Betreiberstromproduktion 2025 bleibt ungeklärt.
Methode: 3429 GWh ÷ 1 Kalenderjahre.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
79.2 % · 2021–2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Auslastung spiegelt Betriebszeit und Leistung wider. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen. Die Abweichung zur reinen Betreiberstromproduktion 2025 bleibt ungeklärt.
Methode: 35061 GWh × 1’000 ÷ 44262240 MWh × 100; der Nenner summiert für jedes Jahr Nettoleistung × tatsächliche Stunden.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
7'012.2 GWh/Jahr · 2021–2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen. Die Abweichung zur reinen Betreiberstromproduktion 2025 bleibt ungeklärt.
Methode: 35061 GWh ÷ 5 Kalenderjahre.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
85.3 % · 2016–2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Auslastung spiegelt Betriebszeit und Leistung wider. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen. Die Abweichung zur reinen Betreiberstromproduktion 2025 bleibt ungeklärt.
Methode: 75515 GWh × 1’000 ÷ 88548720 MWh × 100; der Nenner summiert für jedes Jahr Nettoleistung × tatsächliche Stunden.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
7'551.5 GWh/Jahr · 2016–2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen. Die Abweichung zur reinen Betreiberstromproduktion 2025 bleibt ungeklärt.
Methode: 75515 GWh ÷ 10 Kalenderjahre.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
88.5 % · 2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Auslastung spiegelt Betriebszeit und Leistung im Betrieb wider. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 9558 GWh × 1’000 ÷ 10801080 MWh × 100; der Nenner summiert für jedes Jahr Nettoleistung × tatsächliche Stunden.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
9'558 GWh/Jahr · 2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 9558 GWh ÷ 1 Kalenderjahre.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
80.8 % · 2021–2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Auslastung spiegelt Betriebszeit und Leistung im Betrieb wider. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 43487 GWh × 1’000 ÷ 53807232 MWh × 100; der Nenner summiert für jedes Jahr Nettoleistung × tatsächliche Stunden.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
8'697.4 GWh/Jahr · 2021–2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 43487 GWh ÷ 5 Kalenderjahre.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
75.4 % · 2016–2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Auslastung spiegelt Betriebszeit und Leistung im Betrieb wider. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 80936 GWh × 1’000 ÷ 107301792 MWh × 100; der Nenner summiert für jedes Jahr Nettoleistung × tatsächliche Stunden.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
8'093.6 GWh/Jahr · 2016–2025
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen.
Methode: 80936 GWh ÷ 10 Kalenderjahre.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
90.4 % · 2016–2024
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Auslastung spiegelt Betriebszeit und Leistung wider. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen. Dieser Vergleich endet vor dem Stillstand 2025; Fünf- und Zehnjahresvergleiche behalten das Jahr.
Methode: 72086 GWh × 1’000 ÷ 79701120 MWh × 100; der Nenner summiert für jedes Jahr Nettoleistung × tatsächliche Stunden.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
8'009.6 GWh/Jahr · 2016–2024
Historische Rechnung mit jedem Kalenderjahr des genannten Zeitraums.
Erzeugung auf ganze GWh gerundet. Künftige Versorgung braucht eigene Verfügbarkeitsannahmen. Dieser Vergleich endet vor dem Stillstand 2025; Fünf- und Zehnjahresvergleiche behalten das Jahr.
Methode: 72086 GWh ÷ 9 Kalenderjahre.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
20.7 TWh/Jahr · 2016–2025
Mittlere Erzeugung der vier zum Prüfdatum laufenden Reaktoren. Alle zehn Jahre enthalten.
Enthält alle Stillstandsjahre derselben vier Reaktoren; Mühleberg durchgehend ausgeschlossen. BFE-Reihe. Künftige Verfügbarkeit hängt von Betrieb und Stilllegung ab.
Methode: 206773 GWh ÷ 10 Jahre ÷ 1’000 = 20.6773 TWh/Jahr.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
1.8 TWh · 2020-10-01 bis 2021-03-31
Physische Importe minus physische Exporte. Ein negativer Wert bedeutet Nettoexporte.
Physischer Nettohandel über die Saison. Stundenflüsse und ungedeckter Bedarf sind eigene Kennzahlen.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
7.8 TWh · 2021-10-01 bis 2022-03-31
Physische Importe minus physische Exporte. Ein negativer Wert bedeutet Nettoexporte.
Physischer Nettohandel über die Saison. Stundenflüsse und ungedeckter Bedarf sind eigene Kennzahlen.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
3.6 TWh · 2022-10-01 bis 2023-03-31
Physische Importe minus physische Exporte. Ein negativer Wert bedeutet Nettoexporte.
Physischer Nettohandel über die Saison. Stundenflüsse und ungedeckter Bedarf sind eigene Kennzahlen.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
-2 TWh · 2023-10-01 bis 2024-03-31
Physische Importe minus physische Exporte. Ein negativer Wert bedeutet Nettoexporte.
Physischer Nettohandel über die Saison. Stundenflüsse und ungedeckter Bedarf sind eigene Kennzahlen.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
0.7 TWh · 2024-10-01 bis 2025-03-31
Physische Importe minus physische Exporte. Ein negativer Wert bedeutet Nettoexporte.
Physischer Nettohandel über die Saison. Stundenflüsse und ungedeckter Bedarf sind eigene Kennzahlen.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
4.6 TWh · 2025-04-01 bis 2025-09-30
Physische Exporte minus physische Importe.
Das Jahr läuft von Oktober bis September. Importe können innerhalb einer Periode auftreten, die insgesamt Nettoexporte aufweist.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
3.9 TWh · 2024-10-01 bis 2025-09-30
Physische Exporte minus physische Importe.
Das Jahr läuft von Oktober bis September. Importe können innerhalb einer Periode auftreten, die insgesamt Nettoexporte aufweist.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
18.5 TWh · 2024-10-01 bis 2025-03-31
Inlandserzeugung in BFE-Tabelle 5, vor Abzug des Pumpspeichereinsatzes.
Inlandserzeugung vor Abzug von Pumpstrom und Netzverlusten. Wasserkraft enthält Pumpspeichererzeugung. Haushaltsstromangaben haben einen anderen Umfang.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
12.6 TWh · 2024-10-01 bis 2025-03-31
Inlandserzeugung in BFE-Tabelle 5, vor Abzug des Pumpspeichereinsatzes.
Inlandserzeugung vor Abzug von Pumpstrom und Netzverlusten. Wasserkraft enthält Pumpspeichererzeugung. Haushaltsstromangaben haben einen anderen Umfang.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
1.9 TWh · 2024-10-01 bis 2025-03-31
Inlandserzeugung in BFE-Tabelle 5, vor Abzug des Pumpspeichereinsatzes.
Inlandserzeugung vor Abzug von Pumpstrom und Netzverlusten. Wasserkraft enthält Pumpspeichererzeugung. Haushaltsstromangaben haben einen anderen Umfang.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
1.8 TWh · 2024-10-01 bis 2025-03-31
Inlandserzeugung in BFE-Tabelle 5, vor Abzug des Pumpspeichereinsatzes.
Inlandserzeugung vor Abzug von Pumpstrom und Netzverlusten. Wasserkraft enthält Pumpspeichererzeugung. Haushaltsstromangaben haben einen anderen Umfang.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
0.1 TWh · 2024-10-01 bis 2025-03-31
Inlandserzeugung in BFE-Tabelle 5, vor Abzug des Pumpspeichereinsatzes.
Inlandserzeugung vor Abzug von Pumpstrom und Netzverlusten. Wasserkraft enthält Pumpspeichererzeugung. Haushaltsstromangaben haben einen anderen Umfang.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
4 Stunden · Beispiel mit konstanter Abgabe
Angenommene nutzbare Energie von 4 GWh geteilt durch angenommene Leistung von 1 GW.
Hypothetischer voller Speicher mit konstanter Abgabe. Nachladung, weitere Verluste und Reserve null. Ladeenergie und Kosten ausserhalb des Beispiels.
Methode: Dauer (h) = nutzbare abgegebene Energie (GWh) / konstante Leistung (GW) = 4 / 1
Energy storage for electricity generationSwiss seasonal balances and electricity examples
240 GWh · Projektentwurf geprüft am 2026-09-17
Zusätzliche Energiespeicherung durch die vorgeschlagene Seeerweiterung.
Vorgesehener zusätzlicher Speicher. Die neue Jahresproduktion ist eine separate Grösse; die Lieferung hängt vom Abschluss der Vergrösserung ab.
Methode: Entwurfsschätzung des Betreibers, keine WattInfo-Rechnung.
60 GWh · Betreibervorschlag vom 2025-01-16
Ungefähre vom Sommer in den Winter verschobene Produktion.
Jahresproduktion unverändert; Umsetzung und Wirtschaftlichkeit bedingt.
Methode: Projektschätzung des Betreibers.
83 Millionen CHF · Betreiberschätzung vom 2025-01-16
Richtinvestition in die vorgeschlagene Dammerhöhung.
Datierte Betreiberschätzung für das vorgeschlagene Projekt. Beschaffung und endgültige Ausgaben bleiben festzustellen.
Methode: Budgetschätzung des Betreibers.
168 MW · Investitionsentscheid 2026-03-27
Zwei reversible Maschinen mit je 84 MW.
Nennleistung der Maschinen. Die gespeicherte Energie und die elektrische Aufnahmeleistung der Pumpen brauchen separate Angaben.
Methode: 2 × 84 MW
300 Millionen CHF · 2026-03-27
Ungefähres vom Betreiber bewilligtes Budget.
Baubudget zum genannten Zeitpunkt. Die endgültigen Ausgaben hängen von der Umsetzung ab.
Methode: Investitionsbudget des Betreibers.
21'317.6 kWh/Jahr · Beispiel
Brennstoffeinsatz für angenommene Wärme- und Fahrleistung.
Angenommener Haushalt und Auto mit gleicher Nutzwärme und Fahrtstrecke. Vergleicht gekauften Brennstoff mit gekauftem Strom. Repräsentativität und Geräteleistung sind ungemessen. Andere Haushaltsnutzungen, vorgelagerte und graue Energie, Kosten und stündliche Winterspitzen liegen ausserhalb des Beispiels.
Methode: 12000 / 0.85 + 12000 × 0.6
6'400 kWh/Jahr · Beispiel
Stromeinsatz für dieselbe angenommene Wärme und Strecke.
Angenommener Haushalt und Auto mit gleicher Nutzwärme und Fahrtstrecke. Vergleicht gekauften Brennstoff mit gekauftem Strom. Repräsentativität und Geräteleistung sind ungemessen. Andere Haushaltsnutzungen, vorgelagerte und graue Energie, Kosten und stündliche Winterspitzen liegen ausserhalb des Beispiels.
Methode: 12000 / 3 + 12000 × 0.18 / 0.9
118.4 GWh · 6.–12. Februar, Wetter 2012 / hypothetisches System 2050
Ungedeckter Stundenbedarf am Modellknoten, summiert über die gewählte Stresswoche.
Simulierte ungedeckte Nachfrage unter den angegebenen Stressbedingungen, ohne Importe und Batterien. Ihre Wahrscheinlichkeit wurde nicht geschätzt.
Methode: Summe der 168 stündlichen Werte ungedeckter GW × 1 Stunde.
Visual explanations: seasonal stress, demand and storageHourly system screening: no-battery case
2'497 CHF/kWp · 2025
Installateurumfang bis zum Gebäudenetztrenner
Nur Erhebung zu Dachanlagen; andere Anlagetypen brauchen separate Offerten. Ohne externe Planung, Dacharbeiten, Netzverstärkung, Speicher, Finanzierung sowie Betrieb und Ersatz über die Lebensdauer. Q1–Q3 enthält die mittlere Hälfte der erhobenen Preise. Die Ost- und Zentralschweiz ist untervertreten, Offerten können doppelt erfasst sein, und die grösste Klasse umfasst nur sieben Einträge.
1'911 CHF/kWp · 2025
Installateurumfang bis zum Gebäudenetztrenner
Nur Erhebung zu Dachanlagen; andere Anlagetypen brauchen separate Offerten. Ohne externe Planung, Dacharbeiten, Netzverstärkung, Speicher, Finanzierung sowie Betrieb und Ersatz über die Lebensdauer. Q1–Q3 enthält die mittlere Hälfte der erhobenen Preise. Die Ost- und Zentralschweiz ist untervertreten, Offerten können doppelt erfasst sein, und die grösste Klasse umfasst nur sieben Einträge.
1'428 CHF/kWp · 2025
Installateurumfang bis zum Gebäudenetztrenner
Nur Erhebung zu Dachanlagen; andere Anlagetypen brauchen separate Offerten. Ohne externe Planung, Dacharbeiten, Netzverstärkung, Speicher, Finanzierung sowie Betrieb und Ersatz über die Lebensdauer. Q1–Q3 enthält die mittlere Hälfte der erhobenen Preise. Die Ost- und Zentralschweiz ist untervertreten, Offerten können doppelt erfasst sein, und die grösste Klasse umfasst nur sieben Einträge.
1'102 CHF/kWp · 2025
Installateurumfang bis zum Gebäudenetztrenner
Nur Erhebung zu Dachanlagen; andere Anlagetypen brauchen separate Offerten. Ohne externe Planung, Dacharbeiten, Netzverstärkung, Speicher, Finanzierung sowie Betrieb und Ersatz über die Lebensdauer. Q1–Q3 enthält die mittlere Hälfte der erhobenen Preise. Die Ost- und Zentralschweiz ist untervertreten, Offerten können doppelt erfasst sein, und die grösste Klasse umfasst nur sieben Einträge.
800 CHF/kWp · 2025
Installateurumfang bis zum Gebäudenetztrenner
Nur Erhebung zu Dachanlagen; andere Anlagetypen brauchen separate Offerten. Ohne externe Planung, Dacharbeiten, Netzverstärkung, Speicher, Finanzierung sowie Betrieb und Ersatz über die Lebensdauer. Q1–Q3 enthält die mittlere Hälfte der erhobenen Preise. Die Ost- und Zentralschweiz ist untervertreten, Offerten können doppelt erfasst sein, und die grösste Klasse umfasst nur sieben Einträge.
660 CHF/kWp · 2025
Installateurumfang bis zum Gebäudenetztrenner
Nur Erhebung zu Dachanlagen; andere Anlagetypen brauchen separate Offerten. Ohne externe Planung, Dacharbeiten, Netzverstärkung, Speicher, Finanzierung sowie Betrieb und Ersatz über die Lebensdauer. Q1–Q3 enthält die mittlere Hälfte der erhobenen Preise. Die Ost- und Zentralschweiz ist untervertreten, Offerten können doppelt erfasst sein, und die grösste Klasse umfasst nur sieben Einträge.
46 CHF/MWh · 2026-03-12
Kostendeckender Preis für zusätzliche Investitionen zur Verlängerung eines bestehenden Reaktors, einschliesslich Betrieb, Brennstoff und Abfall.
Studie zur Verlängerung einer bestehenden Anlage. Die planmässigen Fälle lassen zusätzliche Rückbaukosten weg und nehmen eine ausreichende Finanzierung bei 60 Jahren an. Die vorzeitige Stilllegung enthält weiterlaufende Stillstandskosten; reiner Winterbetrieb geht von sechs Monaten aus. Bewilligung und tatsächliche Marktpreise bleiben Bedingungen.
Methode: Break-even-Preis der Studie nach diskontierten Zahlungsströmen; beste Schätzung des Betreibers für die Verlängerungsinvestition, Betriebskosten und 7% nominale Finanzierung vor Steuern. Die szenariospezifischen Zahlungsströme stehen im Originalbericht.
78 CHF/MWh · 2026-03-12
Kostendeckender Preis für zusätzliche Investitionen zur Verlängerung eines bestehenden Reaktors, einschliesslich Betrieb, Brennstoff und Abfall.
Studie zur Verlängerung einer bestehenden Anlage. Die planmässigen Fälle lassen zusätzliche Rückbaukosten weg und nehmen eine ausreichende Finanzierung bei 60 Jahren an. Die vorzeitige Stilllegung enthält weiterlaufende Stillstandskosten; reiner Winterbetrieb geht von sechs Monaten aus. Bewilligung und tatsächliche Marktpreise bleiben Bedingungen.
Methode: Break-even-Preis der Studie nach diskontierten Zahlungsströmen; beste Schätzung des Betreibers für die Verlängerungsinvestition, Betriebskosten und 7% nominale Finanzierung vor Steuern. Die szenariospezifischen Zahlungsströme stehen im Originalbericht.
134 CHF/MWh · 2026-03-12
Kostendeckender Preis für zusätzliche Investitionen zur Verlängerung eines bestehenden Reaktors, einschliesslich Betrieb, Brennstoff und Abfall.
Studie zur Verlängerung einer bestehenden Anlage. Die planmässigen Fälle lassen zusätzliche Rückbaukosten weg und nehmen eine ausreichende Finanzierung bei 60 Jahren an. Die vorzeitige Stilllegung enthält weiterlaufende Stillstandskosten; reiner Winterbetrieb geht von sechs Monaten aus. Bewilligung und tatsächliche Marktpreise bleiben Bedingungen.
Methode: Break-even-Preis der Studie nach diskontierten Zahlungsströmen; beste Schätzung des Betreibers für die Verlängerungsinvestition, Betriebskosten und 7% nominale Finanzierung vor Steuern. Die szenariospezifischen Zahlungsströme stehen im Originalbericht.
44 CHF/MWh · 2026-03-12
Kostendeckender Preis für zusätzliche Investitionen zur Verlängerung eines bestehenden Reaktors, einschliesslich Betrieb, Brennstoff und Abfall.
Studie zur Verlängerung einer bestehenden Anlage. Die planmässigen Fälle lassen zusätzliche Rückbaukosten weg und nehmen eine ausreichende Finanzierung bei 60 Jahren an. Die vorzeitige Stilllegung enthält weiterlaufende Stillstandskosten; reiner Winterbetrieb geht von sechs Monaten aus. Bewilligung und tatsächliche Marktpreise bleiben Bedingungen.
Methode: Break-even-Preis der Studie nach diskontierten Zahlungsströmen; beste Schätzung des Betreibers für die Verlängerungsinvestition, Betriebskosten und 7% nominale Finanzierung vor Steuern. Die szenariospezifischen Zahlungsströme stehen im Originalbericht.
72 CHF/MWh · 2026-03-12
Kostendeckender Preis für zusätzliche Investitionen zur Verlängerung eines bestehenden Reaktors, einschliesslich Betrieb, Brennstoff und Abfall.
Studie zur Verlängerung einer bestehenden Anlage. Die planmässigen Fälle lassen zusätzliche Rückbaukosten weg und nehmen eine ausreichende Finanzierung bei 60 Jahren an. Die vorzeitige Stilllegung enthält weiterlaufende Stillstandskosten; reiner Winterbetrieb geht von sechs Monaten aus. Bewilligung und tatsächliche Marktpreise bleiben Bedingungen.
Methode: Break-even-Preis der Studie nach diskontierten Zahlungsströmen; beste Schätzung des Betreibers für die Verlängerungsinvestition, Betriebskosten und 7% nominale Finanzierung vor Steuern. Die szenariospezifischen Zahlungsströme stehen im Originalbericht.
104 CHF/MWh · 2026-03-12
Kostendeckender Preis für zusätzliche Investitionen zur Verlängerung eines bestehenden Reaktors, einschliesslich Betrieb, Brennstoff und Abfall.
Studie zur Verlängerung einer bestehenden Anlage. Die planmässigen Fälle lassen zusätzliche Rückbaukosten weg und nehmen eine ausreichende Finanzierung bei 60 Jahren an. Die vorzeitige Stilllegung enthält weiterlaufende Stillstandskosten; reiner Winterbetrieb geht von sechs Monaten aus. Bewilligung und tatsächliche Marktpreise bleiben Bedingungen.
Methode: Break-even-Preis der Studie nach diskontierten Zahlungsströmen; beste Schätzung des Betreibers für die Verlängerungsinvestition, Betriebskosten und 7% nominale Finanzierung vor Steuern. Die szenariospezifischen Zahlungsströme stehen im Originalbericht.
103 CHF/MWh · 1. Quartal 2026
Schweizer Day-Ahead-Preise, gewichtet mit der tatsächlichen viertelstündlichen Einspeisung der gemessenen Kohorte; ohne MWST
Historischer Grosshandelsenergiewert für gemessene Gruppe und Zeitraum. Kapazität/Flexibilität, Förderung, Lieferverträge, Endkundenersparnis und Anlagenkosten fehlen. Tatsächliche Eigentümererlöse und Gewinne hängen von diesen Zusatzbedingungen ab.
Swiss reference market prices: first two quarters of 2026How Swiss reference market prices are calculated
39 CHF/MWh · 2. Quartal 2026
Schweizer Day-Ahead-Preise, gewichtet mit der tatsächlichen viertelstündlichen Einspeisung der gemessenen Kohorte; ohne MWST
Historischer Grosshandelsenergiewert für gemessene Gruppe und Zeitraum. Kapazität/Flexibilität, Förderung, Lieferverträge, Endkundenersparnis und Anlagenkosten fehlen. Tatsächliche Eigentümererlöse und Gewinne hängen von diesen Zusatzbedingungen ab.
Swiss reference market prices: first two quarters of 2026How Swiss reference market prices are calculated
117 CHF/MWh · 1. Quartal 2026
Schweizer Day-Ahead-Preise, gewichtet mit der tatsächlichen viertelstündlichen Einspeisung der gemessenen Kohorte; ohne MWST
Historischer Grosshandelsenergiewert für gemessene Gruppe und Zeitraum. Kapazität/Flexibilität, Förderung, Lieferverträge, Endkundenersparnis und Anlagenkosten fehlen. Tatsächliche Eigentümererlöse und Gewinne hängen von diesen Zusatzbedingungen ab.
Swiss reference market prices: first two quarters of 2026How Swiss reference market prices are calculated
93 CHF/MWh · 2. Quartal 2026
Schweizer Day-Ahead-Preise, gewichtet mit der tatsächlichen viertelstündlichen Einspeisung der gemessenen Kohorte; ohne MWST
Historischer Grosshandelsenergiewert für gemessene Gruppe und Zeitraum. Kapazität/Flexibilität, Förderung, Lieferverträge, Endkundenersparnis und Anlagenkosten fehlen. Tatsächliche Eigentümererlöse und Gewinne hängen von diesen Zusatzbedingungen ab.
Swiss reference market prices: first two quarters of 2026How Swiss reference market prices are calculated
117 CHF/MWh · 1. Quartal 2026
Schweizer Day-Ahead-Preise, gewichtet mit der tatsächlichen viertelstündlichen Einspeisung der gemessenen Kohorte; ohne MWST
Historischer Grosshandelsenergiewert für gemessene Gruppe und Zeitraum. Kapazität/Flexibilität, Förderung, Lieferverträge, Endkundenersparnis und Anlagenkosten fehlen. Tatsächliche Eigentümererlöse und Gewinne hängen von diesen Zusatzbedingungen ab.
Swiss reference market prices: first two quarters of 2026How Swiss reference market prices are calculated
89 CHF/MWh · 2. Quartal 2026
Schweizer Day-Ahead-Preise, gewichtet mit der tatsächlichen viertelstündlichen Einspeisung der gemessenen Kohorte; ohne MWST
Historischer Grosshandelsenergiewert für gemessene Gruppe und Zeitraum. Kapazität/Flexibilität, Förderung, Lieferverträge, Endkundenersparnis und Anlagenkosten fehlen. Tatsächliche Eigentümererlöse und Gewinne hängen von diesen Zusatzbedingungen ab.
Swiss reference market prices: first two quarters of 2026How Swiss reference market prices are calculated
117 CHF/MWh · 1. Quartal 2026
Schweizer Day-Ahead-Preise, gewichtet mit der tatsächlichen viertelstündlichen Einspeisung der gemessenen Kohorte; ohne MWST
Historischer Grosshandelsenergiewert für gemessene Gruppe und Zeitraum. Kapazität/Flexibilität, Förderung, Lieferverträge, Endkundenersparnis und Anlagenkosten fehlen. Tatsächliche Eigentümererlöse und Gewinne hängen von diesen Zusatzbedingungen ab.
Swiss reference market prices: first two quarters of 2026How Swiss reference market prices are calculated
88 CHF/MWh · 2. Quartal 2026
Schweizer Day-Ahead-Preise, gewichtet mit der tatsächlichen viertelstündlichen Einspeisung der gemessenen Kohorte; ohne MWST
Historischer Grosshandelsenergiewert für gemessene Gruppe und Zeitraum. Kapazität/Flexibilität, Förderung, Lieferverträge, Endkundenersparnis und Anlagenkosten fehlen. Tatsächliche Eigentümererlöse und Gewinne hängen von diesen Zusatzbedingungen ab.
Swiss reference market prices: first two quarters of 2026How Swiss reference market prices are calculated
80 CHF/MWh · Beispielhaftes Zukunftsprojekt; Annahmen in konstanten CHF
Teilweise Erzeugungskosten bei CHF 10’000/kW ohne Baufinanzierung, 60 Betriebsjahren und 90% Auslastung. Gleiche Anlage und Betriebsansätze in jedem Fall.
Teilkosten unter Analystenannahmen; Beschaffung braucht Projektangebote. Offene Rückbau-/Fondskosten, vollständige Versicherungsbedingungen, Steuern, Netz und Reserve fehlen. Zusätzliche Standortkosten und Ersatzversorgung bei längerem Bau fehlen ebenfalls.
Methode: Kapital bei Inbetriebnahme = Baukosten ohne Finanzierung × Mittelwert((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Kosten = (Inbetriebnahmekapital × CRF(r,60) + CHF 120/kW-Jahr) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh für Brennstoff/variable Kosten/Abfall.
84 CHF/MWh · Beispielhaftes Zukunftsprojekt; Annahmen in konstanten CHF
Teilweise Erzeugungskosten bei CHF 10’000/kW ohne Baufinanzierung, 60 Betriebsjahren und 90% Auslastung. Gleiche Anlage und Betriebsansätze in jedem Fall.
Teilkosten unter Analystenannahmen; Beschaffung braucht Projektangebote. Offene Rückbau-/Fondskosten, vollständige Versicherungsbedingungen, Steuern, Netz und Reserve fehlen. Zusätzliche Standortkosten und Ersatzversorgung bei längerem Bau fehlen ebenfalls.
Methode: Kapital bei Inbetriebnahme = Baukosten ohne Finanzierung × Mittelwert((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Kosten = (Inbetriebnahmekapital × CRF(r,60) + CHF 120/kW-Jahr) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh für Brennstoff/variable Kosten/Abfall.
88 CHF/MWh · Beispielhaftes Zukunftsprojekt; Annahmen in konstanten CHF
Teilweise Erzeugungskosten bei CHF 10’000/kW ohne Baufinanzierung, 60 Betriebsjahren und 90% Auslastung. Gleiche Anlage und Betriebsansätze in jedem Fall.
Teilkosten unter Analystenannahmen; Beschaffung braucht Projektangebote. Offene Rückbau-/Fondskosten, vollständige Versicherungsbedingungen, Steuern, Netz und Reserve fehlen. Zusätzliche Standortkosten und Ersatzversorgung bei längerem Bau fehlen ebenfalls.
Methode: Kapital bei Inbetriebnahme = Baukosten ohne Finanzierung × Mittelwert((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Kosten = (Inbetriebnahmekapital × CRF(r,60) + CHF 120/kW-Jahr) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh für Brennstoff/variable Kosten/Abfall.
106 CHF/MWh · Beispielhaftes Zukunftsprojekt; Annahmen in konstanten CHF
Teilweise Erzeugungskosten bei CHF 10’000/kW ohne Baufinanzierung, 60 Betriebsjahren und 90% Auslastung. Gleiche Anlage und Betriebsansätze in jedem Fall.
Teilkosten unter Analystenannahmen; Beschaffung braucht Projektangebote. Offene Rückbau-/Fondskosten, vollständige Versicherungsbedingungen, Steuern, Netz und Reserve fehlen. Zusätzliche Standortkosten und Ersatzversorgung bei längerem Bau fehlen ebenfalls.
Methode: Kapital bei Inbetriebnahme = Baukosten ohne Finanzierung × Mittelwert((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Kosten = (Inbetriebnahmekapital × CRF(r,60) + CHF 120/kW-Jahr) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh für Brennstoff/variable Kosten/Abfall.
117 CHF/MWh · Beispielhaftes Zukunftsprojekt; Annahmen in konstanten CHF
Teilweise Erzeugungskosten bei CHF 10’000/kW ohne Baufinanzierung, 60 Betriebsjahren und 90% Auslastung. Gleiche Anlage und Betriebsansätze in jedem Fall.
Teilkosten unter Analystenannahmen; Beschaffung braucht Projektangebote. Offene Rückbau-/Fondskosten, vollständige Versicherungsbedingungen, Steuern, Netz und Reserve fehlen. Zusätzliche Standortkosten und Ersatzversorgung bei längerem Bau fehlen ebenfalls.
Methode: Kapital bei Inbetriebnahme = Baukosten ohne Finanzierung × Mittelwert((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Kosten = (Inbetriebnahmekapital × CRF(r,60) + CHF 120/kW-Jahr) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh für Brennstoff/variable Kosten/Abfall.
129 CHF/MWh · Beispielhaftes Zukunftsprojekt; Annahmen in konstanten CHF
Teilweise Erzeugungskosten bei CHF 10’000/kW ohne Baufinanzierung, 60 Betriebsjahren und 90% Auslastung. Gleiche Anlage und Betriebsansätze in jedem Fall.
Teilkosten unter Analystenannahmen; Beschaffung braucht Projektangebote. Offene Rückbau-/Fondskosten, vollständige Versicherungsbedingungen, Steuern, Netz und Reserve fehlen. Zusätzliche Standortkosten und Ersatzversorgung bei längerem Bau fehlen ebenfalls.
Methode: Kapital bei Inbetriebnahme = Baukosten ohne Finanzierung × Mittelwert((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Kosten = (Inbetriebnahmekapital × CRF(r,60) + CHF 120/kW-Jahr) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh für Brennstoff/variable Kosten/Abfall.
138 CHF/MWh · Beispielhaftes Zukunftsprojekt; Annahmen in konstanten CHF
Teilweise Erzeugungskosten bei CHF 10’000/kW ohne Baufinanzierung, 60 Betriebsjahren und 90% Auslastung. Gleiche Anlage und Betriebsansätze in jedem Fall.
Teilkosten unter Analystenannahmen; Beschaffung braucht Projektangebote. Offene Rückbau-/Fondskosten, vollständige Versicherungsbedingungen, Steuern, Netz und Reserve fehlen. Zusätzliche Standortkosten und Ersatzversorgung bei längerem Bau fehlen ebenfalls.
Methode: Kapital bei Inbetriebnahme = Baukosten ohne Finanzierung × Mittelwert((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Kosten = (Inbetriebnahmekapital × CRF(r,60) + CHF 120/kW-Jahr) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh für Brennstoff/variable Kosten/Abfall.
159 CHF/MWh · Beispielhaftes Zukunftsprojekt; Annahmen in konstanten CHF
Teilweise Erzeugungskosten bei CHF 10’000/kW ohne Baufinanzierung, 60 Betriebsjahren und 90% Auslastung. Gleiche Anlage und Betriebsansätze in jedem Fall.
Teilkosten unter Analystenannahmen; Beschaffung braucht Projektangebote. Offene Rückbau-/Fondskosten, vollständige Versicherungsbedingungen, Steuern, Netz und Reserve fehlen. Zusätzliche Standortkosten und Ersatzversorgung bei längerem Bau fehlen ebenfalls.
Methode: Kapital bei Inbetriebnahme = Baukosten ohne Finanzierung × Mittelwert((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Kosten = (Inbetriebnahmekapital × CRF(r,60) + CHF 120/kW-Jahr) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh für Brennstoff/variable Kosten/Abfall.
187 CHF/MWh · Beispielhaftes Zukunftsprojekt; Annahmen in konstanten CHF
Teilweise Erzeugungskosten bei CHF 10’000/kW ohne Baufinanzierung, 60 Betriebsjahren und 90% Auslastung. Gleiche Anlage und Betriebsansätze in jedem Fall.
Teilkosten unter Analystenannahmen; Beschaffung braucht Projektangebote. Offene Rückbau-/Fondskosten, vollständige Versicherungsbedingungen, Steuern, Netz und Reserve fehlen. Zusätzliche Standortkosten und Ersatzversorgung bei längerem Bau fehlen ebenfalls.
Methode: Kapital bei Inbetriebnahme = Baukosten ohne Finanzierung × Mittelwert((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Kosten = (Inbetriebnahmekapital × CRF(r,60) + CHF 120/kW-Jahr) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh für Brennstoff/variable Kosten/Abfall.
193 CHF/MWh · Beispielhaftes Zukunftsprojekt; Annahmen in konstanten CHF
Teilweise Erzeugungskosten bei CHF 10’000/kW ohne Baufinanzierung, 60 Betriebsjahren und 90% Auslastung. Gleiche Anlage und Betriebsansätze in jedem Fall.
Teilkosten unter Analystenannahmen; Beschaffung braucht Projektangebote. Offene Rückbau-/Fondskosten, vollständige Versicherungsbedingungen, Steuern, Netz und Reserve fehlen. Zusätzliche Standortkosten und Ersatzversorgung bei längerem Bau fehlen ebenfalls.
Methode: Kapital bei Inbetriebnahme = Baukosten ohne Finanzierung × Mittelwert((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Kosten = (Inbetriebnahmekapital × CRF(r,60) + CHF 120/kW-Jahr) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh für Brennstoff/variable Kosten/Abfall.
243 CHF/MWh · Beispielhaftes Zukunftsprojekt; Annahmen in konstanten CHF
Teilweise Erzeugungskosten bei CHF 10’000/kW ohne Baufinanzierung, 60 Betriebsjahren und 90% Auslastung. Gleiche Anlage und Betriebsansätze in jedem Fall.
Teilkosten unter Analystenannahmen; Beschaffung braucht Projektangebote. Offene Rückbau-/Fondskosten, vollständige Versicherungsbedingungen, Steuern, Netz und Reserve fehlen. Zusätzliche Standortkosten und Ersatzversorgung bei längerem Bau fehlen ebenfalls.
Methode: Kapital bei Inbetriebnahme = Baukosten ohne Finanzierung × Mittelwert((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Kosten = (Inbetriebnahmekapital × CRF(r,60) + CHF 120/kW-Jahr) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh für Brennstoff/variable Kosten/Abfall.
313 CHF/MWh · Beispielhaftes Zukunftsprojekt; Annahmen in konstanten CHF
Teilweise Erzeugungskosten bei CHF 10’000/kW ohne Baufinanzierung, 60 Betriebsjahren und 90% Auslastung. Gleiche Anlage und Betriebsansätze in jedem Fall.
Teilkosten unter Analystenannahmen; Beschaffung braucht Projektangebote. Offene Rückbau-/Fondskosten, vollständige Versicherungsbedingungen, Steuern, Netz und Reserve fehlen. Zusätzliche Standortkosten und Ersatzversorgung bei längerem Bau fehlen ebenfalls.
Methode: Kapital bei Inbetriebnahme = Baukosten ohne Finanzierung × Mittelwert((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Kosten = (Inbetriebnahmekapital × CRF(r,60) + CHF 120/kW-Jahr) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh für Brennstoff/variable Kosten/Abfall.
2'856 CHF/MWh abgegeben · Angenommene Leistung über 15 Jahre; konstante CHF
1 MW / 4 MWh nutzbare AC-Abgabe; angenommene Anschaffungskosten von CHF 1.5 Millionen, 7% erforderliche reale Rendite, 85% Gesamtwirkungsgrad und Ladestrom zu CHF 40/MWh.
Angenommene Kaufkosten und Nutzung; Projektpreise und Erlöse brauchen Prüfung. Der jährliche Unterhalt von 4% umfasst Kapazitätserhaltung. Unbepreiste Standort-/Netzkosten, Steuern und Versicherungen fehlen. Selten genutzte Leistung und Reservewert brauchen eigene Schätzungen.
Methode: LCOS = 1’500’000 × (CRF(7%,15) + 4%) / (4 × jährliche Vollzyklen) + 40 / 0.85.
609 CHF/MWh abgegeben · Angenommene Leistung über 15 Jahre; konstante CHF
1 MW / 4 MWh nutzbare AC-Abgabe; angenommene Anschaffungskosten von CHF 1.5 Millionen, 7% erforderliche reale Rendite, 85% Gesamtwirkungsgrad und Ladestrom zu CHF 40/MWh.
Angenommene Kaufkosten und Nutzung; Projektpreise und Erlöse brauchen Prüfung. Der jährliche Unterhalt von 4% umfasst Kapazitätserhaltung. Unbepreiste Standort-/Netzkosten, Steuern und Versicherungen fehlen. Selten genutzte Leistung und Reservewert brauchen eigene Schätzungen.
Methode: LCOS = 1’500’000 × (CRF(7%,15) + 4%) / (4 × jährliche Vollzyklen) + 40 / 0.85.
272 CHF/MWh abgegeben · Angenommene Leistung über 15 Jahre; konstante CHF
1 MW / 4 MWh nutzbare AC-Abgabe; angenommene Anschaffungskosten von CHF 1.5 Millionen, 7% erforderliche reale Rendite, 85% Gesamtwirkungsgrad und Ladestrom zu CHF 40/MWh.
Angenommene Kaufkosten und Nutzung; Projektpreise und Erlöse brauchen Prüfung. Der jährliche Unterhalt von 4% umfasst Kapazitätserhaltung. Unbepreiste Standort-/Netzkosten, Steuern und Versicherungen fehlen. Selten genutzte Leistung und Reservewert brauchen eigene Schätzungen.
Methode: LCOS = 1’500’000 × (CRF(7%,15) + 4%) / (4 × jährliche Vollzyklen) + 40 / 0.85.
201 CHF/MWh abgegeben · Angenommene Leistung über 15 Jahre; konstante CHF
1 MW / 4 MWh nutzbare AC-Abgabe; angenommene Anschaffungskosten von CHF 1.5 Millionen, 7% erforderliche reale Rendite, 85% Gesamtwirkungsgrad und Ladestrom zu CHF 40/MWh.
Angenommene Kaufkosten und Nutzung; Projektpreise und Erlöse brauchen Prüfung. Der jährliche Unterhalt von 4% umfasst Kapazitätserhaltung. Unbepreiste Standort-/Netzkosten, Steuern und Versicherungen fehlen. Selten genutzte Leistung und Reservewert brauchen eigene Schätzungen.
Methode: LCOS = 1’500’000 × (CRF(7%,15) + 4%) / (4 × jährliche Vollzyklen) + 40 / 0.85.
9.5 Millionen Einwohnerinnen und Einwohner · Modelleingabe 2050
In der Schweiz wohnende Personen.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'lower_demand')['population_million'] × 1 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
10.5 Millionen Einwohnerinnen und Einwohner · Modelleingabe 2050
In der Schweiz wohnende Personen.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'central')['population_million'] × 1 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
11.5 Millionen Einwohnerinnen und Einwohner · Modelleingabe 2050
In der Schweiz wohnende Personen.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'higher_demand')['population_million'] × 1 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
5 % gegenüber 2024 · Modelleingabe 2050
Angenommene Veränderung von Fläche und Aktivität im Dienstleistungssektor einschliesslich Landwirtschaft. Als Aktivitätsindex statt als BIP dargestellt.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'lower_demand')['services_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
25 % gegenüber 2024 · Modelleingabe 2050
Angenommene Veränderung von Fläche und Aktivität im Dienstleistungssektor einschliesslich Landwirtschaft. Als Aktivitätsindex statt als BIP dargestellt.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'central')['services_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
50 % gegenüber 2024 · Modelleingabe 2050
Angenommene Veränderung von Fläche und Aktivität im Dienstleistungssektor einschliesslich Landwirtschaft. Als Aktivitätsindex statt als BIP dargestellt.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'higher_demand')['services_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
-5 % gegenüber 2024 · Modelleingabe 2050
Angenommene Veränderung der Industrietätigkeit als Aktivitätsindex statt als BIP.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'lower_demand')['industry_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
15 % gegenüber 2024 · Modelleingabe 2050
Angenommene Veränderung der Industrietätigkeit als Aktivitätsindex statt als BIP.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'central')['industry_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
40 % gegenüber 2024 · Modelleingabe 2050
Angenommene Veränderung der Industrietätigkeit als Aktivitätsindex statt als BIP.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'higher_demand')['industry_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
0 % gegenüber 2024 · Modelleingabe 2050
Gesamte Fahrleistung der erfassten Strassenfahrzeuge.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'lower_demand')['road_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
15 % gegenüber 2024 · Modelleingabe 2050
Gesamte Fahrleistung der erfassten Strassenfahrzeuge.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'central')['road_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
35 % gegenüber 2024 · Modelleingabe 2050
Gesamte Fahrleistung der erfassten Strassenfahrzeuge.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'higher_demand')['road_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
-25 % gegenüber 2024 · Modelleingabe 2050
Bestehende Dienstleistungs- und Industrienutzungen, ohne getrennt modellierte Gebäudeheizung und -kühlung. Neue elektrische Nutzungen werden getrennt ergänzt.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'lower_demand')['services_electric_intensity'] × 100 + (-100). Gleicher Eingabewert geprüft für services_electric_intensity, industry_electric_intensity.
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
-10 % gegenüber 2024 · Modelleingabe 2050
Bestehende Dienstleistungs- und Industrienutzungen, ohne getrennt modellierte Gebäudeheizung und -kühlung. Neue elektrische Nutzungen werden getrennt ergänzt.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'central')['services_electric_intensity'] × 100 + (-100). Gleicher Eingabewert geprüft für services_electric_intensity, industry_electric_intensity.
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
5 % gegenüber 2024 · Modelleingabe 2050
Bestehende Dienstleistungs- und Industrienutzungen, ohne getrennt modellierte Gebäudeheizung und -kühlung. Neue elektrische Nutzungen werden getrennt ergänzt.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'higher_demand')['services_electric_intensity'] × 100 + (-100). Gleicher Eingabewert geprüft für services_electric_intensity, industry_electric_intensity.
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
-40 % gegenüber 2024 · Modelleingabe 2050
Wärme pro Einwohner in Wohnungen oder pro wirtschaftlicher Aktivitätseinheit. Dämmung und Heizregelung können sie senken. Wetter bleibt gleich.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'lower_demand')['space_heat_intensity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
-25 % gegenüber 2024 · Modelleingabe 2050
Wärme pro Einwohner in Wohnungen oder pro wirtschaftlicher Aktivitätseinheit. Dämmung und Heizregelung können sie senken. Wetter bleibt gleich.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'central')['space_heat_intensity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
-10 % gegenüber 2024 · Modelleingabe 2050
Wärme pro Einwohner in Wohnungen oder pro wirtschaftlicher Aktivitätseinheit. Dämmung und Heizregelung können sie senken. Wetter bleibt gleich.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'higher_demand')['space_heat_intensity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
4 kWh Wärme / kWh Strom · Modelleingabe 2050
Gelieferte Wärme pro Stromeinheit über eine Saison. Ein höherer Wert bedeutet weniger Strom für dieselbe Wärme.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'lower_demand')['space_heat_spf'] × 1 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
3.3 kWh Wärme / kWh Strom · Modelleingabe 2050
Gelieferte Wärme pro Stromeinheit über eine Saison. Ein höherer Wert bedeutet weniger Strom für dieselbe Wärme.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'central')['space_heat_spf'] × 1 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
2.5 kWh Wärme / kWh Strom · Modelleingabe 2050
Gelieferte Wärme pro Stromeinheit über eine Saison. Ein höherer Wert bedeutet weniger Strom für dieselbe Wärme.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'higher_demand')['space_heat_spf'] × 1 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
15 kWh / 100 km · Modelleingabe 2050
Energie an der Batterie pro 100 km. Ladeverluste werden getrennt ergänzt.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'lower_demand')['cars_battery_kwh_per_km'] × 100 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
18 kWh / 100 km · Modelleingabe 2050
Energie an der Batterie pro 100 km. Ladeverluste werden getrennt ergänzt.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'central')['cars_battery_kwh_per_km'] × 100 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
23 kWh / 100 km · Modelleingabe 2050
Energie an der Batterie pro 100 km. Ladeverluste werden getrennt ergänzt.
Für diesen Fall gewählte Annahme. Mehrere Annahmen ändern sich zugleich; Ergebnisse hängen von Aktivität, Verbreitung und Geräteleistung ab.
Methode: parameters(config, 'higher_demand')['cars_battery_kwh_per_km'] × 100 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
100 % · 2050, alle drei Nachfragefälle
Erfasste elektrische Haushaltswiderstandsheizung und modellierte Öl-/Gas-/Kohle-Gebäudeheizung werden ersetzt.
Angenommenes Ersatzziel mit geeigneten Anlagen und Verbreitung. Die erfassten Strassenverkehrsarten werden ebenfalls vollständig elektrisch. Luftfahrt und andere Verkehrsumstellungen fehlen; Brennstoffe bleiben in anderen Nutzungen.
Methode: fossil_heat_conversion = resistance_conversion = 1; × 100.
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
90 % · 2050, alle drei Nachfragefälle
Der modellierte Pool an Prozesswärme aus Öl, Gas und Kohle wird auf Strom umgestellt.
Angenommenes Ersatzziel mit geeigneten Anlagen und Verbreitung. Die erfassten Strassenverkehrsarten werden ebenfalls vollständig elektrisch. Luftfahrt und andere Verkehrsumstellungen fehlen; Brennstoffe bleiben in anderen Nutzungen.
Methode: process_fossil_conversion = 0.9; × 100.
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
4 Systeme · Januar–April 2026
Systeme verschiedener Hersteller, verglichen mit kalibrierten Feldmessgeräten.
Januar–April-Vergleich von vier Systemen. Hauptwärmemessungen; verfügbare Verdichtervergleiche für drei Systeme. Nationale Effizienz braucht repräsentative Stichprobe und Gesamtanlagenmessungen.
-34.7 % · Januar–April 2026
Abweichung interner Energiedaten von der kalibrierten Feldsumme: (intern − Feld) / Feld × 100.
Januar–April-Vergleich von vier Systemen. Hauptwärmemessungen; verfügbare Verdichtervergleiche für drei Systeme. Nationale Effizienz braucht repräsentative Stichprobe und Gesamtanlagenmessungen.
0.1 % · Januar–April 2026
Abweichung interner Energiedaten von der kalibrierten Feldsumme: (intern − Feld) / Feld × 100.
Januar–April-Vergleich von vier Systemen. Hauptwärmemessungen; verfügbare Verdichtervergleiche für drei Systeme. Nationale Effizienz braucht repräsentative Stichprobe und Gesamtanlagenmessungen.
-10.5 % · Januar–April 2026
Abweichung interner Energiedaten von der kalibrierten Feldsumme: (intern − Feld) / Feld × 100.
Januar–April-Vergleich von vier Systemen. Hauptwärmemessungen; verfügbare Verdichtervergleiche für drei Systeme. Nationale Effizienz braucht repräsentative Stichprobe und Gesamtanlagenmessungen.
-4.6 % · Januar–April 2026
Abweichung interner Energiedaten von der kalibrierten Feldsumme: (intern − Feld) / Feld × 100.
Januar–April-Vergleich von vier Systemen. Hauptwärmemessungen; verfügbare Verdichtervergleiche für drei Systeme. Nationale Effizienz braucht repräsentative Stichprobe und Gesamtanlagenmessungen.
-7.7 % · Januar–April 2026
Interne Monatswärmesumme verglichen mit kalibrierten Feldmessungen derselben Einheit, deren Minutendaten um −34.7% abweichen.
Ein System und Datenstrom. Die alternative polynomische Wärmeschätzung für ein anderes System liegt ausserhalb des Hauptmessbereichs.
Methode: Direkte Übertragung: Tabelle 9, PDF-S. 19 (gedruckte S. 18), F017 / Q_dot_H (M).
10.3 Millionen Einwohnerinnen und Einwohner · Szenarioeingabe 2050
Mittlere jährliche ständige Wohnbevölkerung als gemeinsame Annahme der beiden veröffentlichten Tabellenblätter.
Annahme des BFS-Referenzszenarios. Der Strombedarf hängt auch von Aktivität, Geräten, Effizienz und Wetter ab.
Methode: Arbeitsmappe BC13 = 10’306.5125 Tausend; durch 1’000 teilen, um Millionen Einwohnerinnen und Einwohner auszudrücken. Beide Szenarioblätter stimmen überein.
Energy Perspectives 2060: demographic input workbookEnergy Perspectives 2060: common assumptions
2.1 TWh · 2024
Gerundete Schätzung des jährlichen Stromverbrauchs aus der Zusammenfassung des Berichts.
Der Studienumfang schliesst Serverräume kleiner Unternehmen und Mikro-Rechenzentren vom abgeglichenen Vergleich aus. Der Basisstrom enthält diese Nutzer bereits; vor jedem Zuschlag ist das Sektorwachstum abzugleichen.
2.5 TWh · 2030
Jährlicher Stromverbrauch im Studienszenario innerhalb des genannten Rechenzentrumsumfanges.
Der Studienumfang schliesst Serverräume kleiner Unternehmen und Mikro-Rechenzentren vom abgeglichenen Vergleich aus. Der Basisstrom enthält diese Nutzer bereits; vor jedem Zuschlag ist das Sektorwachstum abzugleichen.
Methode: Studienfall direkt aus der Zusammenfassung auf PDF-S. 3 übernommen.
0.4 TWh · 2024–2030
Differenz zur gerundeten Studienbasis von 2.1 TWh.
Ungefähre Rechnung mit gerundeten Zusammenfassungsdaten. Der Zuwachs ist ein Studienvergleich; die Überschneidung mit Aktivitätswachstum im WattInfo-Modell bleibt abzugleichen.
Methode: 2.5 − 2.1 = 0.4 TWh. Keine Hochrechnung bis 2050.
Swiss data-centre electricity use and efficiency potentialDemand and field-trial evidence: selected inputs and calculations
3.2 TWh · 2030
Jährlicher Stromverbrauch im Studienszenario innerhalb des genannten Rechenzentrumsumfanges.
Der Studienumfang schliesst Serverräume kleiner Unternehmen und Mikro-Rechenzentren vom abgeglichenen Vergleich aus. Der Basisstrom enthält diese Nutzer bereits; vor jedem Zuschlag ist das Sektorwachstum abzugleichen.
Methode: Studienfall direkt aus der Zusammenfassung auf PDF-S. 3 übernommen.
1.1 TWh · 2024–2030
Differenz zur gerundeten Studienbasis von 2.1 TWh.
Ungefähre Rechnung mit gerundeten Zusammenfassungsdaten. Der Zuwachs ist ein Studienvergleich; die Überschneidung mit Aktivitätswachstum im WattInfo-Modell bleibt abzugleichen.
Methode: 3.2 − 2.1 = 1.1 TWh. Keine Hochrechnung bis 2050.
Swiss data-centre electricity use and efficiency potentialDemand and field-trial evidence: selected inputs and calculations
3.5 TWh · 2030
Jährlicher Stromverbrauch im Studienszenario innerhalb des genannten Rechenzentrumsumfanges.
Der Studienumfang schliesst Serverräume kleiner Unternehmen und Mikro-Rechenzentren vom abgeglichenen Vergleich aus. Der Basisstrom enthält diese Nutzer bereits; vor jedem Zuschlag ist das Sektorwachstum abzugleichen.
Methode: Studienfall direkt aus der Zusammenfassung auf PDF-S. 3 übernommen.
1.4 TWh · 2024–2030
Differenz zur gerundeten Studienbasis von 2.1 TWh.
Ungefähre Rechnung mit gerundeten Zusammenfassungsdaten. Der Zuwachs ist ein Studienvergleich; die Überschneidung mit Aktivitätswachstum im WattInfo-Modell bleibt abzugleichen.
Methode: 3.5 − 2.1 = 1.4 TWh. Keine Hochrechnung bis 2050.
Swiss data-centre electricity use and efficiency potentialDemand and field-trial evidence: selected inputs and calculations
1.4 GWh · Ende 2025
Geschätzter installierter Bestand der Lithium-Ionen-, Salz- und übrigen Batteriekategorien der Erhebung.
Erhebung der Solarbranche und Modell der Ausserbetriebnahmen. Gemeldete Bestandskapazität; für ans Netz lieferbare Energie braucht es Daten zu nutzbarer Kapazität, Leistung, Ladezustand und Teilnahme.
93'423 Systeme · Ende 2025
Geschätzte Systemzahl anhand Verkaufs- und Abgangskohorten.
Erhebung der Solarbranche und Modell der Ausserbetriebnahmen. Gemeldete Bestandskapazität; für ans Netz lieferbare Energie braucht es Daten zu nutzbarer Kapazität, Leistung, Ladezustand und Teilnahme.
7.9 TWh · 2025
Aus einer Messstichprobe und dem Flottenmodell geschätzte jährliche PV-Produktion.
Erzeugung schwankt im Jahr. Die Jahresendleistung der wachsenden Flotte ist eine andere Messbasis.
Methode: 7948 × 0.001 = 7.948 TWh; Einheitenumrechnung aus dem Quellwert.
9.5 GW · Ende 2025
Geschätzte PV-Flottenleistung am Ende des Berichtsjahres.
Jahresendleistung unterscheidet sich von der im Jahr verfügbaren Leistung. Für die Flottenauslastung zeitgewichtete Leistung verwenden.
Methode: 9498.6 × 0.001 = 9.4986 GW; Einheitenumrechnung aus dem Quellwert.
50 Autos · Versuch 2021–2024
Bidirektionale Autos im Versuch der Mobility-Carsharing-Flotte.
Unter Versuchsbedingungen nachgewiesene Netzdienstfähigkeit. Verfügbare Autos, Ladegeräte und Fahrbedarf begrenzen die Lieferung.
600 CHF/Fahrzeug/Jahr · Schlussbericht 2024
Ungefähres Bruttopotenzial der Systemdienstleistungen in den Geschäftsfällen der Studie.
Erwartete Erlöse lagen in den Studienfällen unter den zusätzlichen V2X-Kosten. Bruttoerlöse müssen Geräte, Betrieb und weitere Kosten decken.
Methode: Studienfall direkt aus den Zusammenfassungen auf PDF-S. 3–5 übernommen.
3 MW in beide Richtungen · Schlussbericht 2026
Etwa ±3 MW laut den gemeldeten Feldversuchen unter den getesteten hydraulischen Bedingungen.
Kurzfristige Leistungsanpassung. Dauer, Zufluss, Wasserstände und das Risiko von Lufteintrag begrenzen den Betrieb; daraus ergibt sich keine zusätzliche Jahresproduktion.
5.7 Jahre · 2015-05-07 bis 2021-01-30
Zeit zwischen IAEA-PRIS-Baubeginn und kommerziellem Betrieb.
Frühere Planung und Bewilligung liegen ausserhalb dieses Zeitraums. Ausgewählte Beispiele umfassen Bauarten und Rechtsräume, keine repräsentative Stichprobe. Olkiluotos Betreiber nutzt einen anderen Meilenstein für reguläre Erzeugung.
Methode: (2021-01-30 − 2015-05-07) in Kalendertagen / 365.25.
IAEA PRIS country units CNNuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
8.7 Jahre · 2012-07-19 bis 2021-04-01
Zeit zwischen IAEA-PRIS-Baubeginn und kommerziellem Betrieb.
Frühere Planung und Bewilligung liegen ausserhalb dieses Zeitraums. Ausgewählte Beispiele umfassen Bauarten und Rechtsräume, keine repräsentative Stichprobe. Olkiluotos Betreiber nutzt einen anderen Meilenstein für reguläre Erzeugung.
Methode: (2021-04-01 − 2012-07-19) in Kalendertagen / 365.25.
IAEA PRIS country units AENuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
9.1 Jahre · 2009-11-18 bis 2018-12-13
Zeit zwischen IAEA-PRIS-Baubeginn und kommerziellem Betrieb.
Frühere Planung und Bewilligung liegen ausserhalb dieses Zeitraums. Ausgewählte Beispiele umfassen Bauarten und Rechtsräume, keine repräsentative Stichprobe. Olkiluotos Betreiber nutzt einen anderen Meilenstein für reguläre Erzeugung.
Methode: (2018-12-13 − 2009-11-18) in Kalendertagen / 365.25.
IAEA PRIS country units CNNuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
9.4 Jahre · 2009-04-19 bis 2018-09-21
Zeit zwischen IAEA-PRIS-Baubeginn und kommerziellem Betrieb.
Frühere Planung und Bewilligung liegen ausserhalb dieses Zeitraums. Ausgewählte Beispiele umfassen Bauarten und Rechtsräume, keine repräsentative Stichprobe. Olkiluotos Betreiber nutzt einen anderen Meilenstein für reguläre Erzeugung.
Methode: (2018-09-21 − 2009-04-19) in Kalendertagen / 365.25.
IAEA PRIS country units CNNuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
10.4 Jahre · 2013-03-02 bis 2023-07-31
Zeit zwischen IAEA-PRIS-Baubeginn und kommerziellem Betrieb.
Frühere Planung und Bewilligung liegen ausserhalb dieses Zeitraums. Ausgewählte Beispiele umfassen Bauarten und Rechtsräume, keine repräsentative Stichprobe. Olkiluotos Betreiber nutzt einen anderen Meilenstein für reguläre Erzeugung.
Methode: (2023-07-31 − 2013-03-02) in Kalendertagen / 365.25.
IAEA PRIS country units USNuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
17.7 Jahre · 2005-08-12 bis 2023-05-01
Zeit zwischen IAEA-PRIS-Baubeginn und kommerziellem Betrieb.
Frühere Planung und Bewilligung liegen ausserhalb dieses Zeitraums. Ausgewählte Beispiele umfassen Bauarten und Rechtsräume, keine repräsentative Stichprobe. Olkiluotos Betreiber nutzt einen anderen Meilenstein für reguläre Erzeugung.
Methode: (2023-05-01 − 2005-08-12) in Kalendertagen / 365.25.
IAEA PRIS country units FINuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
2042 Jahr · Beispielhaftes erstes Schweizer Projekt; Vorbereitung ab 2026
Analysezeitplan mit angenommener gesetzlicher Zulässigkeit, überlappender Vorbereitung und Bewilligung, Bau und Inbetriebnahme.
Ein bedingter Fall für die erste Einheit ohne zugeordnete Wahrscheinlichkeit. Standortbewilligung, Lieferkapazität, Finanzierung und Gesetzesänderung bleiben Voraussetzungen. Weitere Verzögerung oder Abbruch sind möglich.
Methode: Erster Beton 2034 + 7 Jahre bis zur ersten Netzeinspeisung + 1 Inbetriebnahmejahr = 2042. Alle Dauern sind Annahmen.
Nuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
2047 Jahr · Beispielhaftes erstes Schweizer Projekt; Vorbereitung ab 2026
Analysezeitplan mit angenommener gesetzlicher Zulässigkeit, überlappender Vorbereitung und Bewilligung, Bau und Inbetriebnahme.
Ein bedingter Fall für die erste Einheit ohne zugeordnete Wahrscheinlichkeit. Standortbewilligung, Lieferkapazität, Finanzierung und Gesetzesänderung bleiben Voraussetzungen. Weitere Verzögerung oder Abbruch sind möglich.
Methode: Erster Beton 2037 + 9 Jahre bis zur ersten Netzeinspeisung + 1 Inbetriebnahmejahr = 2047. Alle Dauern sind Annahmen.
Nuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
2053 Jahr · Beispielhaftes erstes Schweizer Projekt; Vorbereitung ab 2026
Analysezeitplan mit angenommener gesetzlicher Zulässigkeit, überlappender Vorbereitung und Bewilligung, Bau und Inbetriebnahme.
Ein bedingter Fall für die erste Einheit ohne zugeordnete Wahrscheinlichkeit. Standortbewilligung, Lieferkapazität, Finanzierung und Gesetzesänderung bleiben Voraussetzungen. Weitere Verzögerung oder Abbruch sind möglich.
Methode: Erster Beton 2041 + 11 Jahre bis zur ersten Netzeinspeisung + 1 Inbetriebnahmejahr = 2053. Alle Dauern sind Annahmen.
Nuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
5.6 TWh/Jahr · 2021–2025
Gemeinsame Nettoproduktion von Beznau 1 und 2, im Fünfjahresmittel, einschliesslich Stillständen.
Historische Jahresenergie zeigt die Grössenordnung. Ersatzversorgung muss auch Winter und einzelne Stunden decken; das Mittel garantiert keine künftige Erzeugung.
Methode: Die zehn Werte der Nettoproduktion je Anlage und Jahr in GWh addieren; durch fünf Jahre und durch 1’000 teilen.
Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025Nuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
2032 Jahr · Im Dezember 2024 angekündigte Betreiberabsicht
Von Axpo angekündigter Betriebshorizont, festgehalten in der Einleitung des zehnten nationalen ENSI-Berichts.
Eine Betreiberabsicht, keine feste gesetzliche Lebensdauer. Weiterbetrieb bleibt an Sicherheitsanforderungen und Eigentümerentscheid gebunden.
Methode: Die vom ENSI festgehaltene Absicht des Betreibers verwenden; keine Hochrechnung der Lebensdauer.
2033 Jahr · Im Dezember 2024 angekündigte Betreiberabsicht
Von Axpo angekündigter Betriebshorizont, festgehalten in der Einleitung des zehnten nationalen ENSI-Berichts.
Eine Betreiberabsicht, keine feste gesetzliche Lebensdauer. Weiterbetrieb bleibt an Sicherheitsanforderungen und Eigentümerentscheid gebunden.
Methode: Die vom ENSI festgehaltene Absicht des Betreibers verwenden; keine Hochrechnung der Lebensdauer.
2027 Jahr · UVEK-Position geprüft am 17. September 2026
Das UVEK erwartet die Referendumsabstimmung im Jahr 2027 nach parlamentarischer Zustimmung zur Aufhebung.
Erwarteter Zeitpunkt und Ausgang bleiben bedingt. Eine Aufhebung würde Projektgesuche erlauben, kein Kraftwerk genehmigen.
Methode: Direkte Wiedergabe des vom UVEK erwarteten Abstimmungsjahres; keine Wahrscheinlichkeit zugewiesen.
1'450 MW elektrisch · Gesuche von 2008, beschrieben in der ENSI-Beurteilung von 2010
Vorgesehene elektrische Leistungsklasse. Die beiden Klassen von Niederamt sind Alternativen für ein einziges Kraftwerk. Die gemeinsame Toleranz ist separat erfasst; daraus werden weder Jahresproduktion noch Auslastung abgeleitet.
Historischer Vorschlag, unter diesen Gesuchen nie gebaut. Belegt weder installierte Leistung noch Leistung eines künftigen Schweizer Projekts.
Methode: Direkte Übertragung des vom Gesuchsteller vorgeschlagenen und von ENSI berichteten Parameters; keine Erzeugungs- oder Lieferprognose.
ENSI comparison of the three proposed nuclear plantsHistorical nuclear proposals: selected data and reuse assessment
1'450 MW elektrisch · Gesuche von 2008, beschrieben in der ENSI-Beurteilung von 2010
Vorgesehene elektrische Leistungsklasse. Die beiden Klassen von Niederamt sind Alternativen für ein einziges Kraftwerk. Die gemeinsame Toleranz ist separat erfasst; daraus werden weder Jahresproduktion noch Auslastung abgeleitet.
Historischer Vorschlag, unter diesen Gesuchen nie gebaut. Belegt weder installierte Leistung noch Leistung eines künftigen Schweizer Projekts.
Methode: Direkte Übertragung des vom Gesuchsteller vorgeschlagenen und von ENSI berichteten Parameters; keine Erzeugungs- oder Lieferprognose.
ENSI comparison of the three proposed nuclear plantsHistorical nuclear proposals: selected data and reuse assessment
1'100 MW elektrisch · Gesuche von 2008, beschrieben in der ENSI-Beurteilung von 2010
Vorgesehene elektrische Leistungsklasse. Die beiden Klassen von Niederamt sind Alternativen für ein einziges Kraftwerk. Die gemeinsame Toleranz ist separat erfasst; daraus werden weder Jahresproduktion noch Auslastung abgeleitet.
Historischer Vorschlag, unter diesen Gesuchen nie gebaut. Belegt weder installierte Leistung noch Leistung eines künftigen Schweizer Projekts.
Methode: Direkte Übertragung des vom Gesuchsteller vorgeschlagenen und von ENSI berichteten Parameters; keine Erzeugungs- oder Lieferprognose.
ENSI comparison of the three proposed nuclear plantsHistorical nuclear proposals: selected data and reuse assessment
1'600 MW elektrisch · Gesuche von 2008, beschrieben in der ENSI-Beurteilung von 2010
Vorgesehene elektrische Leistungsklasse. Die beiden Klassen von Niederamt sind Alternativen für ein einziges Kraftwerk. Die gemeinsame Toleranz ist separat erfasst; daraus werden weder Jahresproduktion noch Auslastung abgeleitet.
Historischer Vorschlag, unter diesen Gesuchen nie gebaut. Belegt weder installierte Leistung noch Leistung eines künftigen Schweizer Projekts.
Methode: Direkte Übertragung des vom Gesuchsteller vorgeschlagenen und von ENSI berichteten Parameters; keine Erzeugungs- oder Lieferprognose.
ENSI comparison of the three proposed nuclear plantsHistorical nuclear proposals: selected data and reuse assessment
20 % · Gesuche von 2008, beschrieben in der ENSI-Beurteilung von 2010
Die Gesuche erlaubten eine Abweichung von plus/minus 20% von jeder angegebenen elektrischen Leistungsklasse. Das ist eine Auslegungstoleranz, kein statistisches Unsicherheitsintervall.
Historischer Vorschlag, unter diesen Gesuchen nie gebaut. Belegt weder installierte Leistung noch Leistung eines künftigen Schweizer Projekts.
Methode: Direkte Übertragung des vom Gesuchsteller vorgeschlagenen und von ENSI berichteten Parameters; keine Erzeugungs- oder Lieferprognose.
ENSI comparison of the three proposed nuclear plantsHistorical nuclear proposals: selected data and reuse assessment
5'000 CHF2024/kW · Szenario 2050 der am 29. Juni 2026 veröffentlichten ETH–PSI-Studie
Baukosten ohne Finanzierung pro elektrischer Leistungseinheit in Schweizer Franken von 2024. Baufinanzierung fehlt.
Eine Modellannahme, keine aktuell umsetzbare Schweizer Projektofferte. Auch die modellspezifische Behandlung von Bau und Betrieb zählt.
Methode: Direkte Übertragung aus Tabelle 3, S. 6; Abschnitt 2.3.3, S. 12; kein Modellneulauf oder Schweizer Lieferantenangebot.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
8'000 CHF2024/kW · Szenario 2050 der am 29. Juni 2026 veröffentlichten ETH–PSI-Studie
Baukosten ohne Finanzierung pro elektrischer Leistungseinheit in Schweizer Franken von 2024. Baufinanzierung fehlt.
Eine Modellannahme, keine aktuell umsetzbare Schweizer Projektofferte. Auch die modellspezifische Behandlung von Bau und Betrieb zählt.
Methode: Direkte Übertragung aus Tabelle 3, S. 6; Abschnitt 2.3.3, S. 12; kein Modellneulauf oder Schweizer Lieferantenangebot.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
12'000 CHF2024/kW · Szenario 2050 der am 29. Juni 2026 veröffentlichten ETH–PSI-Studie
Baukosten ohne Finanzierung pro elektrischer Leistungseinheit in Schweizer Franken von 2024. Baufinanzierung fehlt.
Eine Modellannahme, keine aktuell umsetzbare Schweizer Projektofferte. Auch die modellspezifische Behandlung von Bau und Betrieb zählt.
Methode: Direkte Übertragung aus Tabelle 3, S. 6; Abschnitt 2.3.3, S. 12; kein Modellneulauf oder Schweizer Lieferantenangebot.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
5 % reale gewichtete Kapitalkosten · Szenario 2050 der am 29. Juni 2026 veröffentlichten ETH–PSI-Studie
Gewichtete durchschnittliche Kapitalkosten: die kombinierte reale Rendite, also über der Inflation, die Fremd- und Eigenkapital verlangen.
Die Studie verbindet 5% mit einer Verringerung des Investitionsrisikos, etwa durch staatliche Garantien, und 8% mit privater Kernkraftfinanzierung. Keiner der beiden Sätze ist ein bankfähiges Finanzierungsangebot.
Methode: Direkte Übertragung aus Tabelle 3, S. 7; Abschnitt 2.2.2, S. 8; kein Modellneulauf oder Schweizer Lieferantenangebot.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
8 % reale gewichtete Kapitalkosten · Szenario 2050 der am 29. Juni 2026 veröffentlichten ETH–PSI-Studie
Gewichtete durchschnittliche Kapitalkosten: die kombinierte reale Rendite, also über der Inflation, die Fremd- und Eigenkapital verlangen.
Die Studie verbindet 5% mit einer Verringerung des Investitionsrisikos, etwa durch staatliche Garantien, und 8% mit privater Kernkraftfinanzierung. Keiner der beiden Sätze ist ein bankfähiges Finanzierungsangebot.
Methode: Direkte Übertragung aus Tabelle 3, S. 7; Abschnitt 2.2.2, S. 8; kein Modellneulauf oder Schweizer Lieferantenangebot.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
45 TWh/Jahr · Szenario 2050 der am 29. Juni 2026 veröffentlichten ETH–PSI-Studie
Hypothetische Inlandserzeugungsvorgabe, gemeinsam erfüllt durch erneuerbare Quellen ohne Wasserkraft und neue Kernkraft bei gemeinsamer Zielpolitik.
Dies ist eine Politikvariante der Studie. Die marktgetriebene Gruppe hebt die Vorgabe zur Inlandproduktion auf; Netto-Null-Vorgaben und Stromhandel bleiben.
Methode: Direkte Übertragung aus Abschnitt 2.3.2, S. 11; kein Modellneulauf oder Schweizer Lieferantenangebot.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
2.6 GW · Szenario 2050 der am 29. Juni 2026 veröffentlichten ETH–PSI-Studie
Endpunkt der Neubauleistungsspanne der vier Modelle mit Baukosten ohne Finanzierung von CHF2024 5’000/kW, 5% realen gewichteten Kapitalkosten und gemeinsamem Erzeugungsziel von 45 TWh/Jahr.
Nur der günstige Fall. Keine Leistungsspanne des Falls CHF2024 8’000/kW, kein Konfidenzintervall oder gewählter Reaktorpark. Neubetrieb 2050 angenommen.
Methode: Direkte Übertragung aus S. 21–22, Abbildung 6; Schlussfolgerung S. 27; kein Modellneulauf oder Schweizer Lieferantenangebot.
ETH–PSI: Nuclear Power and the Future Swiss Energy SystemETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
4.9 GW · Szenario 2050 der am 29. Juni 2026 veröffentlichten ETH–PSI-Studie
Endpunkt der Neubauleistungsspanne der vier Modelle mit Baukosten ohne Finanzierung von CHF2024 5’000/kW, 5% realen gewichteten Kapitalkosten und gemeinsamem Erzeugungsziel von 45 TWh/Jahr.
Nur der günstige Fall. Keine Leistungsspanne des Falls CHF2024 8’000/kW, kein Konfidenzintervall oder gewählter Reaktorpark. Neubetrieb 2050 angenommen.
Methode: Direkte Übertragung aus S. 21–22, Abbildung 6; Schlussfolgerung S. 27; kein Modellneulauf oder Schweizer Lieferantenangebot.
ETH–PSI: Nuclear Power and the Future Swiss Energy SystemETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
2050 Jahr · Szenario 2050 der am 29. Juni 2026 veröffentlichten ETH–PSI-Studie
Neue Kernkraft startet in der Studie per Annahme im Jahr 2050; Bestandslaufzeitverlängerungen fehlen.
Eine Szenariogrenze, kein nachgewiesener Bewilligungs- oder Bauzeitplan. Sie ersetzt die bedingten Liefertermine von WattInfo nicht.
Methode: Direkte Übertragung aus Abschnitt 2.2.1, S. 10; kein Modellneulauf oder Schweizer Lieferantenangebot.
ETH–PSI: Nuclear Power and the Future Swiss Energy SystemETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
300 MW · Szenario 2050 der am 29. Juni 2026 veröffentlichten ETH–PSI-Studie
Kleinste Grösse in stetiger Leistungsoptimierung mit allgemeinen Leichtwasserreaktorannahmen.
Stetige Modellgrössen nähern einzelne verfügbare Kraftwerke an. Diese Annahme belegt weder SMR-Preise noch genehmigte Schweizer Standorte.
Methode: Direkte Übertragung aus Abschnitt 2.3.3, S. 12; kein Modellneulauf oder Schweizer Lieferantenangebot.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
5 TWh/Winter · Szenario 2050 der am 29. Juni 2026 veröffentlichten ETH–PSI-Studie
Das von den Autorinnen und Autoren genannte Ziel für Winter-Nettoimporte, das in allen vier Modellen ausdrücklich nicht berücksichtigt ist.
Kein Modellergebnis oder durchgesetzte Importgrenze. Die Autoren diskutieren fehlende Umsetzungsregeln und Auswirkungen auf Handel und Investitionen.
Methode: Direkte Übertragung aus Tabelle 3, S. 7; Abschnitt 2.3.2, S. 11; kein Modellneulauf oder Schweizer Lieferantenangebot.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
52 TWh/Jahr · Szenario 2050 der am 29. Juni 2026 veröffentlichten ETH–PSI-Studie
Gemeinsamer Wärmedienstbedarf von SES, SES-ETH und STEM. Der dafür nötige Strom hängt von Geräten und Effizienz ab.
Anderer Modellumfang und andere Bedarfsbehandlung als bei WattInfo. Wärmedienste dürfen nicht direkt zum Endstromverbrauch addiert werden. Diese Eingaben haben unsere Bedarfsszenarien nicht ersetzt.
Methode: Direkte Übertragung aus Tabelle 3, S. 5, einschliesslich Fussnoten 2 und 3; kein Modellneulauf oder Schweizer Lieferantenangebot.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
9.3 TWh/Jahr · Szenario 2050 der am 29. Juni 2026 veröffentlichten ETH–PSI-Studie
Gemeinsamer Wärmedienstbedarf von SES, SES-ETH und STEM. Der dafür nötige Strom hängt von Geräten und Effizienz ab.
Anderer Modellumfang und andere Bedarfsbehandlung als bei WattInfo. Wärmedienste dürfen nicht direkt zum Endstromverbrauch addiert werden. Diese Eingaben haben unsere Bedarfsszenarien nicht ersetzt.
Methode: Direkte Übertragung aus Tabelle 3, S. 5, einschliesslich Fussnoten 2 und 3; kein Modellneulauf oder Schweizer Lieferantenangebot.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
18.6 TWh/Jahr · Szenario 2050 der am 29. Juni 2026 veröffentlichten ETH–PSI-Studie
Gemeinsamer Wärmedienstbedarf von SES, SES-ETH und STEM. Der dafür nötige Strom hängt von Geräten und Effizienz ab.
Anderer Modellumfang und andere Bedarfsbehandlung als bei WattInfo. Wärmedienste dürfen nicht direkt zum Endstromverbrauch addiert werden. Diese Eingaben haben unsere Bedarfsszenarien nicht ersetzt.
Methode: Direkte Übertragung aus Tabelle 3, S. 5, einschliesslich Fussnoten 2 und 3; kein Modellneulauf oder Schweizer Lieferantenangebot.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
76 TWh/Jahr · Szenario 2050 der am 29. Juni 2026 veröffentlichten ETH–PSI-Studie
Extern festgelegter Nexus-e-Strombedarf unter Verweis auf BFE 2020.
Anderer Modellumfang und andere Bedarfsbehandlung als bei WattInfo. Wärmedienste dürfen nicht direkt zum Endstromverbrauch addiert werden. Diese Eingaben haben unsere Bedarfsszenarien nicht ersetzt.
Methode: Direkte Übertragung aus Tabelle 3, S. 5, einschliesslich Fussnoten 2 und 3; kein Modellneulauf oder Schweizer Lieferantenangebot.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
47.3 TWh · Zuverlässigkeitsplan, geprüft am 18. September 2026
Kumuliertes historisches Produktionsäquivalent der vollen Jahre nach Beznaus angekündigten Stilllegungen bis vor den ersten neuen kommerziellen Betrieb.
Hält mittlere Erzeugung 2021–2025 für ein Beispiel konstant. Ohne Teiljahreseffekte bei Stilllegung, Wachstum, Verluste und Winterdeckung. Kein neuer Block ersetzt hier automatisch die ganze Lücke.
Methode: Den Mittelwert von Beznau-Block 2 ab 2033 und den von Block 1 ab 2034 bis 2041 addieren.
Beznau replacement timeline and reserve-supply arithmeticNuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
75.1 TWh · Zuverlässigkeitsplan, geprüft am 18. September 2026
Kumuliertes historisches Produktionsäquivalent der vollen Jahre nach Beznaus angekündigten Stilllegungen bis vor den ersten neuen kommerziellen Betrieb.
Hält mittlere Erzeugung 2021–2025 für ein Beispiel konstant. Ohne Teiljahreseffekte bei Stilllegung, Wachstum, Verluste und Winterdeckung. Kein neuer Block ersetzt hier automatisch die ganze Lücke.
Methode: Den Mittelwert von Beznau-Block 2 ab 2033 und den von Block 1 ab 2034 bis 2046 addieren.
Beznau replacement timeline and reserve-supply arithmeticNuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
108.4 TWh · Zuverlässigkeitsplan, geprüft am 18. September 2026
Kumuliertes historisches Produktionsäquivalent der vollen Jahre nach Beznaus angekündigten Stilllegungen bis vor den ersten neuen kommerziellen Betrieb.
Hält mittlere Erzeugung 2021–2025 für ein Beispiel konstant. Ohne Teiljahreseffekte bei Stilllegung, Wachstum, Verluste und Winterdeckung. Kein neuer Block ersetzt hier automatisch die ganze Lücke.
Methode: Den Mittelwert von Beznau-Block 2 ab 2033 und den von Block 1 ab 2034 bis 2052 addieren.
Beznau replacement timeline and reserve-supply arithmeticNuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
5.3 GW · Zuverlässigkeitsplan, geprüft am 18. September 2026
Grösste Stundenstromlücke nach archiviertem Erzeugungs- und Speicherfahrplan.
Nachträgliche Reserveergänzung eines hypothetischen Falls 2050 mit Wetter 2011/12. Gesamte Reserveleistung in jeder Engpassstunde verfügbar, Aktivierungsenergie unbegrenzt. Wasserfahrplan bleibt fest. Ohne Start-/Rampenlimits, Reserveausfälle, Logistik, internes Netz oder Umverteilung; kein statistischer Zuverlässigkeits- oder optimaler Reservegrössennachweis.
Methode: Grösste ungedeckte Stunden-GW über 8’784 Stunden.
80 Stunden · Zuverlässigkeitsplan, geprüft am 18. September 2026
Modellierte Stunden mit ungedeckter Leistung über der numerischen Toleranz.
Nachträgliche Reserveergänzung eines hypothetischen Falls 2050 mit Wetter 2011/12. Gesamte Reserveleistung in jeder Engpassstunde verfügbar, Aktivierungsenergie unbegrenzt. Wasserfahrplan bleibt fest. Ohne Start-/Rampenlimits, Reserveausfälle, Logistik, internes Netz oder Umverteilung; kein statistischer Zuverlässigkeits- oder optimaler Reservegrössennachweis.
Methode: Stundenlücken über 0.000001 GW zählen.
5.3 GW · Zuverlässigkeitsplan, geprüft am 18. September 2026
Beobachtete Modellspitze, für die Überlagerung auf 0.01 GW aufgerundet.
Nachträgliche Reserveergänzung eines hypothetischen Falls 2050 mit Wetter 2011/12. Gesamte Reserveleistung in jeder Engpassstunde verfügbar, Aktivierungsenergie unbegrenzt. Wasserfahrplan bleibt fest. Ohne Start-/Rampenlimits, Reserveausfälle, Logistik, internes Netz oder Umverteilung; kein statistischer Zuverlässigkeits- oder optimaler Reservegrössennachweis.
Methode: ceil(Modellspitze in GW × 100) / 100.
41.1 Stunden · Zuverlässigkeitsplan, geprüft am 18. September 2026
Jährliche Reserveenergie geteilt durch angenommene verfügbare Reserveleistung. Anders als die Stunden mit irgendeinem Betrieb.
Nachträgliche Reserveergänzung eines hypothetischen Falls 2050 mit Wetter 2011/12. Gesamte Reserveleistung in jeder Engpassstunde verfügbar, Aktivierungsenergie unbegrenzt. Wasserfahrplan bleibt fest. Ohne Start-/Rampenlimits, Reserveausfälle, Logistik, internes Netz oder Umverteilung; kein statistischer Zuverlässigkeits- oder optimaler Reservegrössennachweis.
Methode: 216.685430632421 GWh / 5.27 GW.
583 MW · Zuverlässigkeitsplan, geprüft am 18. September 2026
Gesamte künftige Vertragsleistung im Vorschlag vom Juni 2026.
Datierter Vorschlag/Vertragsbeschreibung. Die Kommission setzte die Prüfung des Hauptkredits am 11. August 2026 aus. Werte sind weder heutige laufende Versorgung, Endkosten noch allgemeine Lieferantenpreise.
Methode: Publiziertes Programmtotal.
Federal Council: reserve-plant financing proposal, June 2026Beznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
15 Jahre · Zuverlässigkeitsplan, geprüft am 18. September 2026
Vorgesehene Verfügbarkeit ab etwa 2030, vorbehaltlich der Realisierung des Projekts.
Datierter Vorschlag/Vertragsbeschreibung. Die Kommission setzte die Prüfung des Hauptkredits am 11. August 2026 aus. Werte sind weder heutige laufende Versorgung, Endkosten noch allgemeine Lieferantenpreise.
Methode: Publizierte Vertragsdauer.
Federal Council: reserve-plant financing proposal, June 2026Beznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
1'880 Millionen CHF · Zuverlässigkeitsplan, geprüft am 18. September 2026
Gesamtschätzung für Bau und 15-jährige Bereitschaft vor dem Zuschlag für Planungsrisiken.
Datierter Vorschlag/Vertragsbeschreibung. Die Kommission setzte die Prüfung des Hauptkredits am 11. August 2026 aus. Werte sind weder heutige laufende Versorgung, Endkosten noch allgemeine Lieferantenpreise.
Methode: In Abschnitt 3.2.3 veröffentlichte Summe.
Reserve financing: cost boundaries and fuel obligationsBeznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
300 Millionen CHF · Zuverlässigkeitsplan, geprüft am 18. September 2026
Enthaltener Zuschlag für die genannten Projektkostensteigerungen.
Datierter Vorschlag/Vertragsbeschreibung. Die Kommission setzte die Prüfung des Hauptkredits am 11. August 2026 aus. Werte sind weder heutige laufende Versorgung, Endkosten noch allgemeine Lieferantenpreise.
Methode: In Abschnitt 3.2.3 veröffentlichter Betrag.
Reserve financing: cost boundaries and fuel obligationsBeznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
2'180 Millionen CHF · Zuverlässigkeitsplan, geprüft am 18. September 2026
Bau und Bereitschaft einschliesslich Reserve und Mehrwertsteuer; ohne Aktivierungsbrennstoff und Ausgleichsenergiekosten.
Datierter Vorschlag/Vertragsbeschreibung. Die Kommission setzte die Prüfung des Hauptkredits am 11. August 2026 aus. Werte sind weder heutige laufende Versorgung, Endkosten noch allgemeine Lieferantenpreise.
Methode: 1,880 + 300 = 2,180.
Reserve financing: cost boundaries and fuel obligationsBeznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
100 Millionen CHF · Zuverlässigkeitsplan, geprüft am 18. September 2026
Separater Kredit, der Projektarbeiten und Zahlungen für Komponenten vorzieht; laut Botschaft erhöht dies die Gesamtkosten nicht.
Datierter Vorschlag/Vertragsbeschreibung. Die Kommission setzte die Prüfung des Hauptkredits am 11. August 2026 aus. Werte sind weder heutige laufende Versorgung, Endkosten noch allgemeine Lieferantenpreise.
Methode: Abschnitt 3.2.2 und die Unterlagen des Parlaments.
Reserve financing: cost boundaries and fuel obligationsBeznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
31 Millionen CHF · Zuverlässigkeitsplan, geprüft am 18. September 2026
Separater Übergangskredit, der ursprünglich im langfristigen Vertrag geplante Arbeiten vorzieht, mit tieferen späteren Umrüstkosten.
Datierter Vorschlag/Vertragsbeschreibung. Die Kommission setzte die Prüfung des Hauptkredits am 11. August 2026 aus. Werte sind weder heutige laufende Versorgung, Endkosten noch allgemeine Lieferantenpreise.
Methode: Abschnitt 3.2.2 und die Unterlagen des Parlaments.
Reserve financing: cost boundaries and fuel obligationsBeznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
16 Tage · Zuverlässigkeitsplan, geprüft am 18. September 2026
In der Bundesbotschaft beschriebene Brennstoffvorratspflicht.
Datierter Vorschlag/Vertragsbeschreibung. Die Kommission setzte die Prüfung des Hauptkredits am 11. August 2026 aus. Werte sind weder heutige laufende Versorgung, Endkosten noch allgemeine Lieferantenpreise.
Methode: Abschnitt 3.2.10.
Reserve financing: cost boundaries and fuel obligationsBeznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
10 Wochen · Zuverlässigkeitsplan, geprüft am 18. September 2026
Pflicht zur Nachlieferung und Logistik, keine zehn Wochen Vorrat vor Ort.
Datierter Vorschlag/Vertragsbeschreibung. Die Kommission setzte die Prüfung des Hauptkredits am 11. August 2026 aus. Werte sind weder heutige laufende Versorgung, Endkosten noch allgemeine Lieferantenpreise.
Methode: Abschnitt 3.2.10.
Reserve financing: cost boundaries and fuel obligationsBeznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
73.5 TWh · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Unabhängige zentrale Branchenbedarfsrechnung für 2035, Endstrom vor Netzverlusten und zusätzlichen V2X-Verlusten, auf Kalenderjahr 2024 normiert.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: model.demand.calculate(baseline, parameters, 2035, central). Die Summen variieren je nach Wetterjahr.
2035 day/night supply and vehicle-flexibility modelIndependent demand model v1
26 GWp · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Solare Nennleistung im ersten Ersatzpaket.
Lieferung braucht Standorte, Geräte, Netzzugang und tragfähige Eigentümerrenditen; Spitzenleistung unterscheidet sich von verlässlicher Nachtleistung.
Methode: Ausdrücklicher Vorschlag: 26 GWp.
1.7 GWp/Jahr · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Einfacher durchschnittlicher Zuwachs vom geschätzten Bestand Ende 2025 zum vorgeschlagenen Bestand Ende 2035.
Bruttobestandsdifferenz; Ersatz und veränderte jährliche Bauraten fehlen.
Methode: (26 − 9.4986) / 10.
2035 day/night supply and vehicle-flexibility modelSwiss solar and associated storage statistics for 2025
2.2 GW · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Gösgen plus Leibstadt mit belegten Nettoleistungen, unter Voraussetzung sicheren und tragfähigen Weiterbetriebs.
Beznau folgt den angekündigten Stilllegungen. Im Jahr 2035 wird kein neuer Reaktor angerechnet. Wartungs- und Stillstandsannahmen mindern die modellierte Erzeugung.
Methode: 1.010 + 1.233 = 2.243 GW netto.
2035 day/night supply and vehicle-flexibility modelSwiss Electricity Statistics 2025
249'832 Autos · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
BFS-Fahrzeugbestand am 30. September 2025.
Beobachtung 2025, keine künftige Ersatzrate.
Methode: Publizierte Beobachtung des BFS.
232'602 Autos/Jahr · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
BFS-Neuzulassungen für vollständige Kalenderjahre.
Beobachtung 2025, keine künftige Ersatzrate.
Methode: Publizierte Beobachtung des BFS.
22.7 % · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Neuzulassungen, nicht der Elektroanteil der gesamten Flotte.
Beobachtung 2025, keine künftige Ersatzrate.
Methode: Publizierte Beobachtung des BFS.
2'100'000 Autos · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Batterieelektrischer Personenwagenbestand in der Studie zur Ladeinfrastruktur vom Mai 2023.
Bedingtes Verbreitungsszenario; frühe Neuwagenerwartungen lagen über dem beobachteten Ergebnis von 2025. Plug-in-Hybride fehlen.
Methode: BFE/EBP, gedruckte Seite 17.
BFE / EBP: charging infrastructure and vehicle stock to 2050
1'439'084.5 Autos · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Einfache jährliche Fortschreibung des Bestands mit dem Zulassungsvolumen von 2025 und dem gesamten Autobestand, unter der Annahme, dass bis 2035 alle Neuverkäufe batterieelektrisch sind.
Gleiche Abgangsraten, feste Flotten- und Verkaufsgrössen, ungefähre September-/Kalenderjahrgrenze. Keine Alterskohortenprognose. Ändert nur Flexibilität; Landesbedarf konstant.
Methode: BEV[t] = BEV[t−1] × (1 − 232602/4839465) + 232602 × Elektroanteil am Neuwagenverkauf[t]; der Anteil steigt linear von 0.227 auf 1 über 2025–2035.
BFS: vehicle registrations and stock in 20252035 day/night supply and vehicle-flexibility model
210'000 Autos · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Ein Teil der elektrischen BFE-Fahrzeugflotte mit kompatiblem Auto, ausgerüstetem Haus und freiwilliger Teilnahme.
Alle Teilnahmeanteile sind beispielhafte Annahmen. Der Fahrstrom der übrigen Autos bleibt im festen Bedarf enthalten.
Methode: 2’100’000 × 50% kompatibel × 50% ausgerüstet × 40% teilnehmend = 210’000.
147'000 Autos · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Beispielhaft angeschlossene Haushalte zu Ortszeiten 18:00–07:59; Tagesanschlussanteil 20%.
Das Zeitfenster weicht vom astronomischen Tag und Nacht ab. Anschlussverhalten und Fahrbereitschaft sind nicht validiert.
Methode: 210,000 × 70%.
6.3 GWh · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Gesamtes batterieseitiges Fenster zwischen geschützten 20 kWh und maximal 50 kWh pro Teilnehmer.
Enthält nicht angeschlossene Autos; nicht alle Energie erreicht gleichzeitig das Netz. Fahren und Umwandlungsverluste senken exportierbaren Strom.
Methode: 210’000 × (50 − 20) kWh / 1’000’000.
1 GW · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Leistungsgrenze am Zähler für angenommene zu Hause angeschlossene Autos.
Erfordert Energie, passende Geräte, eine Anschlussbewilligung, verfügbare Kapazität im Haushalt und im Netz sowie eine tragfähige freiwillige Teilnahme. Keine gesicherte Leistung.
Methode: 210’000 × 70% × 7 kW / 1’000’000.
2'555.7 GWh · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
2.3 GW · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
2'461.8 GWh · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
2.1 GW · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
2'448 GWh · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
2.1 GW · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
2'448 GWh · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
2.1 GW · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
2'306.2 GWh · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
0.7 GW · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
2'186.4 GWh · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
0.7 GW · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
2'169.5 GWh · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
0.7 GW · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
2'169.5 GWh · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
0.7 GW · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
0 GWh · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
0 GW · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
10'440.4 GWh · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
2.8 GW · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
2'212 GWh · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
0.7 GW · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
0 GWh · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
0 GW · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Zusätzliche Versorgung nach den genannten Erzeugungs-, Speicher-, Import- und Fahrzeugdiensten; Wetter eines hydrologischen Jahres, Bedarf 2035.
Bedingter Test an einem nationalen Knoten; perfekte Voraussicht, gebündelte natürliche Wasserkraft, geglättete Monatszuflüsse, ohne internes Netz, probabilistische Versorgung oder Eigentümerwirtschaftlichkeit. Flotten- und Anschlussannahmen sind keine Zusagen.
Methode: Stundenfahrplan: Gesamtdefizit minimieren, dann dessen Spitze; Jahressumme oder Stundenmaximum.
2.5 TWh · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Grösste Restwinterlücke unter drei V2G-Wetterfällen, auf 0.1 TWh aufgerundet.
Vorläufige Marktprüfmenge, bei Importen bis 2 GW und optimistischem Fahrplan. Keine statistische Reserve. Netz, weitere Wetter-/Stillstandsfälle, Brennstoff und Vertragsverfügbarkeit können den Bedarf erhöhen.
Methode: ceil(max(Winterunterdeckung in GWh) / 100) / 10.
2.2 GW · Versorgungsbeurteilung 2035, 18. September 2026
Grösste Restspitze unter drei V2G-Wetterfällen, auf 0.1 GW aufgerundet.
Gelieferte verfügbare Leistung, keine Nennleistung oder endgültig vertraglich gesicherte Leistung. Importe bis 2 GW angenommen; ohne Importe steigt der Bedarf. Keine statistische Reservemarge.
Methode: ceil(max(Spitzenunterdeckung in GW) × 10) / 10.
2.6 TWh · Nachfrage 2035 mit Wetter 2011/12 und 2021/22
Grösste Restwinterenergie der zwei archivierten Stressfälle mit festem Laden, auf 0.1 TWh aufgerundet.
Vorläufige Angebotsgrundlage aus zwei Wetterfällen mit festem Laden (2011/12 und 2021/22), Bedarf 2035, Importen bis 2 GW und 90 Wintertagen Leibstadt-Stillstand ohne geschätzte Häufigkeit. Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft, ohne internes Netz oder probabilistische Reserve. Keine gewöhnliche Jahresersatzenergie, endgültige Kaufmenge oder Versorgungsgarantie. Kein Ergebnis mit festem Laden für 2023/24 in dieser Ausgabe.
Methode: ceil(max(2555.6857744809754, 2258.7349184467917) / 100) / 10
2035 day/night supply and vehicle-flexibility modelWattInfo proposed supply path: decisions and supporting calculations
2.3 GW · Nachfrage 2035 mit Wetter 2011/12 und 2021/22
Grösste Reststundenlücke der zwei archivierten Stressfälle mit festem Laden, auf 0.1 GW aufgerundet.
Vorläufige Angebotsgrundlage aus zwei Wetterfällen mit festem Laden (2011/12 und 2021/22), Bedarf 2035, Importen bis 2 GW und 90 Wintertagen Leibstadt-Stillstand ohne geschätzte Häufigkeit. Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft, ohne internes Netz oder probabilistische Reserve. Keine gewöhnliche Jahresersatzenergie, endgültige Kaufmenge oder Versorgungsgarantie. Kein Ergebnis mit festem Laden für 2023/24 in dieser Ausgabe.
Methode: ceil(max(2.28209526160838, 0.7046165785531138) * 10) / 10
2035 day/night supply and vehicle-flexibility modelWattInfo proposed supply path: decisions and supporting calculations
35.9 TWh/Jahr · Von der beobachteten Basis 2024 zum bedingten zentralen Fall 2050
Zusätzlicher jährlicher Endverbrauch vor Netzverlusten, Speicherladung und Nettoexporten.
Übernimmt zentrale Modellannahmen. Zusätzliches Wachstum von Rechenzentren, Wasserstoff, E-Fuels und Fernwärme ausserhalb der Branchenannahmen ist null; Luftfahrtumstellung fehlt. Keine Prognose oder Erzeugungsleistungsanforderung.
Methode: 93.36564180546513 − 57.512 = 35.85364180546513 TWh/Jahr.
Independent demand model v1WattInfo proposed supply path: decisions and supporting calculations
47.5 GWh · April–September des Wetterfalls 2021/22, Bedarf 2035
Verbleibende jährliche Stromlücke abzüglich ihres Winteranteils von Oktober bis März.
Vorläufige Angebotsgrundlage aus zwei Wetterfällen mit festem Laden (2011/12 und 2021/22), Bedarf 2035, Importen bis 2 GW und 90 Wintertagen Leibstadt-Stillstand ohne geschätzte Häufigkeit. Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft, ohne internes Netz oder probabilistische Reserve. Keine gewöhnliche Jahresersatzenergie, endgültige Kaufmenge oder Versorgungsgarantie. Kein Ergebnis mit festem Laden für 2023/24 in dieser Ausgabe. Diese Sommerlücke liegt ausserhalb der 2.6 TWh Wintermenge.
Methode: 2306.1959870084297 − 2258.7349184467917 = 47.461068561638 GWh.
2035 day/night supply and vehicle-flexibility modelWattInfo proposed supply path: decisions and supporting calculations
3.8 TWh · Nachfrage 2035; Wetter 2011/12–2023/24
Grösste Winterlücke auf 0.1 TWh aufgerundet.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: ceil(max(winter_shortfall_gwh) / 100) / 10 über dreizehn abgestimmte Fälle mit langem Stillstand.
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2.3 GW · Nachfrage 2035; Wetter 2011/12–2023/24
Grösste stündliche Jahresleistungslücke auf 0.1 GW aufgerundet.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: ceil(max(unserved_peak_gw) × 10) / 10 über dreizehn abgestimmte Fälle mit langem Stillstand.
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4.2 TWh · Paket 2035 und drei Wachstumssensitivitäten
Grösster Winterbedarf über dreizehn Wettergrundfälle und drei Rechenzentrensensitivitäten, aufgerundet.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus. Wachstumsfälle halten die zentrale Rechenzentrensumme der Studie 2030 bis 2035 bei 3.2 TWh, der beibehaltenen Dienstleistungsnachfrage zugeordnet. Nur 2012, 2017 und 2022 testen die Zusatzlast; vorläufige Angebotsgrundlage, keine vollständige Wachstums-/Wetter-Versorgungsprüfung.
Methode: ceil(max(screen winter_shortfall_gwh) / 100) / 10
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2.5 GW · Paket 2035 und drei Wachstumssensitivitäten
Grösster Stundenbedarf derselben Fälle, aufgerundet.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus. Wachstumsfälle halten die zentrale Rechenzentrensumme der Studie 2030 bis 2035 bei 3.2 TWh, der beibehaltenen Dienstleistungsnachfrage zugeordnet. Nur 2012, 2017 und 2022 testen die Zusatzlast; vorläufige Angebotsgrundlage, keine vollständige Wachstums-/Wetter-Versorgungsprüfung.
Methode: ceil(max(screen unserved_peak_gw) × 10) / 10
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1 TWh/Jahr · 2035 mit konstant gehaltenem zentralem Rechenzentrumstotal der Studie 2030
Jahresverbrauch mit Referenzwetter; je nach Beschriftung entweder der zusätzliche Zuschlag oder das Total einschliesslich Zuschlag.
Die genaue Zuordnung zu Sektor-, Endverwendungs- und Kühlungskomponenten ist offen. Es handelt sich um bedingte Zuordnungen, nicht um ein statistisches Konfidenzintervall oder eine kalibrierte zentrale Prognose. Bestehende kleine Serverräume ausserhalb der Studie bleiben in der übrigen Nachfrage. Weiteres Wachstum der Rechenzentren nach 2030 wird nicht geschätzt. Der Test 2025 ist ein Vergleich mit einem neu angewendeten amtlichen Jahrestotal, keine Out-of-Sample-Prognose und keine Validierung der Geräteannahmen von 2050.
Methode: Zusatz = veröffentlichtes Rechenzentrenszenario minus 2.08 × interpolierte Aktivität × interpolierte verbleibende Stromintensität. Den gesamten enthaltenen Rechenzentrenstrom getrennt Dienstleistungen oder Industrie als Zuordnungssensitivität zuweisen. Restlichen Branchenbedarf erhalten.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageSwiss data-centre electricity use and efficiency potential
74.5 TWh/Jahr · 2035 mit konstant gehaltenem zentralem Rechenzentrumstotal der Studie 2030
Jahresverbrauch mit Referenzwetter; je nach Beschriftung entweder der zusätzliche Zuschlag oder das Total einschliesslich Zuschlag.
Die genaue Zuordnung zu Sektor-, Endverwendungs- und Kühlungskomponenten ist offen. Es handelt sich um bedingte Zuordnungen, nicht um ein statistisches Konfidenzintervall oder eine kalibrierte zentrale Prognose. Bestehende kleine Serverräume ausserhalb der Studie bleiben in der übrigen Nachfrage. Weiteres Wachstum der Rechenzentren nach 2030 wird nicht geschätzt. Der Test 2025 ist ein Vergleich mit einem neu angewendeten amtlichen Jahrestotal, keine Out-of-Sample-Prognose und keine Validierung der Geräteannahmen von 2050.
Methode: Zusatz = veröffentlichtes Rechenzentrenszenario minus 2.08 × interpolierte Aktivität × interpolierte verbleibende Stromintensität. Den gesamten enthaltenen Rechenzentrenstrom getrennt Dienstleistungen oder Industrie als Zuordnungssensitivität zuweisen. Restlichen Branchenbedarf erhalten.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageSwiss data-centre electricity use and efficiency potential
1.5 TWh · Nachfrage 2035; dreizehn historische Wetterjahre
Grösster Winterbedarf derselben Jahre ohne aussergewöhnlichen langen Stillstand.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus. Der Fall ohne längeren Stillstand enthält weiterhin geplante Wartung und den Verfügbarkeitsansatz von 98%.
Methode: max(winter_shortfall_gwh im Normalbetrieb) / 1000.
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58.1 GWh · Nachfrage 2035; April–September-Anteile von dreizehn Wetterjahren
Grösste Sommerlücke in Grundfällen mit langem Stillstand; ausserhalb der Winterliefermenge.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: max(summer_shortfall_gwh).
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2.6 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
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0.3 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
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2.6 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
0.2 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
0.7 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
0 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
0.6 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
0 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
1.6 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
0 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
3.7 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
1.5 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
2.8 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
0.4 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
1.4 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
0 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
0 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
0 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
1.4 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
0 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
2.3 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
0.1 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
1.2 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
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0 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
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0 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
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0 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter nach hydrologischem Jahr
Verbleibender Winterstrom nach der angegebenen Produktion, Wasserkraft und den Importen.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus.
Methode: sum(stündlich ungedeckter Strom Oktober–März) / 1000.
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3 TWh · Nachfrage 2035 mit konstant gehaltenem zentralem Rechenzentrumstotal der Studie 2030
Der Langstillstandsfall ergänzt nur Bedarf über die bereits gewachsene enthaltene Dienstleistungsbasis; Zusatzlast gleichmässig verteilt.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus. Zuordnung zu allen Dienstleistungen und konstante 3.2 TWh nach 2030 sind Annahmen, keine Prognose für 2035.
Methode: Zuschlag 2035 = 3.2 − 2.08 × interpolierte Dienstleistungsaktivität × interpolierte Dienstleistungsintensität; stündliche Neuberechnung.
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10.8 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter ohne Importe
Verbleibende jährliche Stromlücke mit dem langen Reaktorausfall und ohne grenzüberschreitende Importe.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus. Importgrenze ist in diesem Fall null. Keine Ereigniswahrscheinlichkeit zugewiesen.
Methode: sum(stündlich ungedeckt) / 1000.
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4.2 TWh · Nachfrage 2035 mit konstant gehaltenem zentralem Rechenzentrumstotal der Studie 2030
Der Langstillstandsfall ergänzt nur Bedarf über die bereits gewachsene enthaltene Dienstleistungsbasis; Zusatzlast gleichmässig verteilt.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus. Zuordnung zu allen Dienstleistungen und konstante 3.2 TWh nach 2030 sind Annahmen, keine Prognose für 2035.
Methode: Zuschlag 2035 = 3.2 − 2.08 × interpolierte Dienstleistungsaktivität × interpolierte Dienstleistungsintensität; stündliche Neuberechnung.
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12.3 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter ohne Importe
Verbleibende jährliche Stromlücke mit dem langen Reaktorausfall und ohne grenzüberschreitende Importe.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus. Importgrenze ist in diesem Fall null. Keine Ereigniswahrscheinlichkeit zugewiesen.
Methode: sum(stündlich ungedeckt) / 1000.
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2.7 TWh · Nachfrage 2035 mit konstant gehaltenem zentralem Rechenzentrumstotal der Studie 2030
Der Langstillstandsfall ergänzt nur Bedarf über die bereits gewachsene enthaltene Dienstleistungsbasis; Zusatzlast gleichmässig verteilt.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus. Zuordnung zu allen Dienstleistungen und konstante 3.2 TWh nach 2030 sind Annahmen, keine Prognose für 2035.
Methode: Zuschlag 2035 = 3.2 − 2.08 × interpolierte Dienstleistungsaktivität × interpolierte Dienstleistungsintensität; stündliche Neuberechnung.
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10.9 TWh · Nachfrage 2035 und historisches Wetter ohne Importe
Verbleibende jährliche Stromlücke mit dem langen Reaktorausfall und ohne grenzüberschreitende Importe.
Deterministische Szenarien 2035 mit festem Laden, 26 GWp Solar, begrenzter gebündelter Wasserkraft, Gösgen/Leibstadt, geplanter Wartung und 98% sonstiger Kernkraftverfügbarkeit. Importe bis 2 GW, sofern nicht anders angegeben. Perfekte Voraussicht, geglättete Monatswasserkraft, vereinfachtes Netz, optimierte zyklische Anfangsbestände. Keine Reservemarge, Wahrscheinlichkeiten, Eigentümerverträge oder vollständiger nationaler Versorgungsnachweis. Der lange Stillstand nimmt Leibstadt für 90 Wintertage heraus. Importgrenze ist in diesem Fall null. Keine Ereigniswahrscheinlichkeit zugewiesen.
Methode: sum(stündlich ungedeckt) / 1000.
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59 TWh · 2025
Bestehender zentraler Pfad für 2025, mit beibehaltenen jährlichen Wetterannahmen 2024.
Einjahresvergleich; ohne Wetter- oder tatsächliche Ersatzkalibrierung. Originalmodell nach 2025 erstellt.
Methode: model.demand.calculate mit year=2025 und den ursprünglichen Parametern ausführen.
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58 TWh · 2025
Nationaler Endstrom nach Netzverlusten; Pumpstrom bereits aus der Erzeugung abgezogen.
Getrennt von engeren Abgrenzungen der Erhebung oder der Swissgrid-Entnahmen.
Methode: BFE-Arbeitsmappe T25!H71 / 1000.
1.7 % · Vergleich 2025
Relative Differenz zwischen dem unveränderten Modellpfad und dem offiziellen Endverbrauch von Strom.
Eine ähnliche Jahressumme bestätigt die Annahmen zum Endverbrauch für 2050 nicht.
Methode: (Modell / Beobachtung − 1) × 100.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageSchweizerische Gesamtenergiestatistik 2025 - Tabellen
93 TWh · 2050
Ursprüngliches Zentralmodell mit nur auf 10.3065125 Millionen geänderter Bevölkerung.
Andere Branchenaktivitäts-, Elektrifizierungs- und Effizienzannahmen unverändert.
Methode: calculate(..., population_million=10.3065125).
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageEnergy Perspectives 2060: demographic input workbook
-0.4 TWh · 2050
Bevölkerungssensitivität minus ursprüngliche Referenz von 93.3656 TWh.
Nur die im Modell enthaltene Bevölkerungsabhängigkeit der Haushalte ändert sich.
Methode: population_sensitivity_2050_twh − reference_2050_twh.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageEnergy Perspectives 2060: demographic input workbook
0.4 TWh/Jahr · 2030; der hohe Fall kann später eintreten
Zuwachs über dem aktivitätsskalierten Landesmodell bei Zuordnung des verbleibenden Stroms zu allen Dienstleistungen.
Die genaue Zuordnung zu Sektor-, Endverwendungs- und Kühlungskomponenten ist offen. Es handelt sich um bedingte Zuordnungen, nicht um ein statistisches Konfidenzintervall oder eine kalibrierte zentrale Prognose. Bestehende kleine Serverräume ausserhalb der Studie bleiben in der übrigen Nachfrage. Weiteres Wachstum der Rechenzentren nach 2030 wird nicht geschätzt. Der Test 2025 ist ein Vergleich mit einem neu angewendeten amtlichen Jahrestotal, keine Out-of-Sample-Prognose und keine Validierung der Geräteannahmen von 2050.
Methode: Zusatz = veröffentlichtes Rechenzentrenszenario minus 2.08 × interpolierte Aktivität × interpolierte verbleibende Stromintensität. Den gesamten enthaltenen Rechenzentrenstrom getrennt Dienstleistungen oder Industrie als Zuordnungssensitivität zuweisen. Restlichen Branchenbedarf erhalten.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageSwiss data-centre electricity use and efficiency potential
1.1 TWh/Jahr · 2030; der hohe Fall kann später eintreten
Zuwachs über dem aktivitätsskalierten Landesmodell bei Zuordnung des verbleibenden Stroms zu allen Dienstleistungen.
Die genaue Zuordnung zu Sektor-, Endverwendungs- und Kühlungskomponenten ist offen. Es handelt sich um bedingte Zuordnungen, nicht um ein statistisches Konfidenzintervall oder eine kalibrierte zentrale Prognose. Bestehende kleine Serverräume ausserhalb der Studie bleiben in der übrigen Nachfrage. Weiteres Wachstum der Rechenzentren nach 2030 wird nicht geschätzt. Der Test 2025 ist ein Vergleich mit einem neu angewendeten amtlichen Jahrestotal, keine Out-of-Sample-Prognose und keine Validierung der Geräteannahmen von 2050.
Methode: Zusatz = veröffentlichtes Rechenzentrenszenario minus 2.08 × interpolierte Aktivität × interpolierte verbleibende Stromintensität. Den gesamten enthaltenen Rechenzentrenstrom getrennt Dienstleistungen oder Industrie als Zuordnungssensitivität zuweisen. Restlichen Branchenbedarf erhalten.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageSwiss data-centre electricity use and efficiency potential
1.4 TWh/Jahr · 2030; der hohe Fall kann später eintreten
Zuwachs über dem aktivitätsskalierten Landesmodell bei Zuordnung des verbleibenden Stroms zu allen Dienstleistungen.
Die genaue Zuordnung zu Sektor-, Endverwendungs- und Kühlungskomponenten ist offen. Es handelt sich um bedingte Zuordnungen, nicht um ein statistisches Konfidenzintervall oder eine kalibrierte zentrale Prognose. Bestehende kleine Serverräume ausserhalb der Studie bleiben in der übrigen Nachfrage. Weiteres Wachstum der Rechenzentren nach 2030 wird nicht geschätzt. Der Test 2025 ist ein Vergleich mit einem neu angewendeten amtlichen Jahrestotal, keine Out-of-Sample-Prognose und keine Validierung der Geräteannahmen von 2050.
Methode: Zusatz = veröffentlichtes Rechenzentrenszenario minus 2.08 × interpolierte Aktivität × interpolierte verbleibende Stromintensität. Den gesamten enthaltenen Rechenzentrenstrom getrennt Dienstleistungen oder Industrie als Zuordnungssensitivität zuweisen. Restlichen Branchenbedarf erhalten.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageSwiss data-centre electricity use and efficiency potential
2.1 TWh/Jahr · 2030
Entsprechende 2.08-TWh-Schätzung multipliziert mit interpolierter Aktivität und verbleibender Stromintensität.
Die genaue Zuordnung zu Sektor-, Endverwendungs- und Kühlungskomponenten ist offen. Es handelt sich um bedingte Zuordnungen, nicht um ein statistisches Konfidenzintervall oder eine kalibrierte zentrale Prognose. Bestehende kleine Serverräume ausserhalb der Studie bleiben in der übrigen Nachfrage. Weiteres Wachstum der Rechenzentren nach 2030 wird nicht geschätzt. Der Test 2025 ist ein Vergleich mit einem neu angewendeten amtlichen Jahrestotal, keine Out-of-Sample-Prognose und keine Validierung der Geräteannahmen von 2050.
Methode: 2.08 × (1 + .25 × 6/26) × (1 − .1 × 6/26).
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageSwiss data-centre electricity use and efficiency potential
3.5 TWh/Jahr · 2030 oder später
Obere Sensitivität der Studie; die gedruckte Seite 127 lässt ausdrücklich ein Eintreffen nach 2030 zu.
Sensitivität der Autoren, kein zugesagter Inbetriebnahme- oder Nutzungszeitpunkt.
Methode: Publiziertes bedingtes Total der Studie, ohne Hochrechnung.
Swiss data-centre electricity use and efficiency potentialWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
3.3 GWh Wärme · Wärmebilanz 2024; Baukosten 2020–22, berichtet 2025
Einzelner Fernwärmespeicher. Wärmeenergie oder Abgrenzung der Projektkosten wie angegeben.
Wärme ist kein lieferbarer Strom. Dänische Kosten des Umsetzungsjahres, keine Schweizer Offerte oder nationale Spargutschrift. Kapazität aus Wasservolumen und Temperaturbereich berechnet.
Methode: Wärmebelegfeld storage_capacity_mwh_th × 0.001.
DTU Høje Taastrup measured 2024 report official repository alternateWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
34 GWh Wärme · Wärmebilanz 2024; Baukosten 2020–22, berichtet 2025
Einzelner Fernwärmespeicher. Wärmeenergie oder Abgrenzung der Projektkosten wie angegeben.
Wärme ist kein lieferbarer Strom. Dänische Kosten des Umsetzungsjahres, keine Schweizer Offerte oder nationale Spargutschrift. Kapazität aus Wasservolumen und Temperaturbereich berechnet.
Methode: Wärmebelegfeld charge_mwh_th × 0.001.
DTU Høje Taastrup measured 2024 report official repository alternateWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
29.9 GWh Wärme · Wärmebilanz 2024; Baukosten 2020–22, berichtet 2025
Einzelner Fernwärmespeicher. Wärmeenergie oder Abgrenzung der Projektkosten wie angegeben.
Wärme ist kein lieferbarer Strom. Dänische Kosten des Umsetzungsjahres, keine Schweizer Offerte oder nationale Spargutschrift. Kapazität aus Wasservolumen und Temperaturbereich berechnet.
Methode: Wärmebelegfeld discharge_mwh_th × 0.001.
DTU Høje Taastrup measured 2024 report official repository alternateWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
3.6 GWh Wärme · Wärmebilanz 2024; Baukosten 2020–22, berichtet 2025
Einzelner Fernwärmespeicher. Wärmeenergie oder Abgrenzung der Projektkosten wie angegeben.
Wärme ist kein lieferbarer Strom. Dänische Kosten des Umsetzungsjahres, keine Schweizer Offerte oder nationale Spargutschrift. Kapazität aus Wasservolumen und Temperaturbereich berechnet.
Methode: Wärmebelegfeld loss_mwh_th × 0.001.
DTU Høje Taastrup measured 2024 report official repository alternateWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
0.5 GWh Wärme · Wärmebilanz 2024; Baukosten 2020–22, berichtet 2025
Einzelner Fernwärmespeicher. Wärmeenergie oder Abgrenzung der Projektkosten wie angegeben.
Wärme ist kein lieferbarer Strom. Dänische Kosten des Umsetzungsjahres, keine Schweizer Offerte oder nationale Spargutschrift. Kapazität aus Wasservolumen und Temperaturbereich berechnet.
Methode: Wärmebelegfeld inventory_change_mwh_th × 0.001.
DTU Høje Taastrup measured 2024 report official repository alternateWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
12 Millionen EUR · Wärmebilanz 2024; Baukosten 2020–22, berichtet 2025
Einzelner Fernwärmespeicher. Betrag des Gesamtprojekts vor Fördergeldern.
Wärme ist kein lieferbarer Strom. Dänische Kosten des Umsetzungsjahres, keine Schweizer Offerte oder nationale Spargutschrift. Kapazität aus Wasservolumen und Temperaturbereich berechnet.
Methode: Wärmebelegfeld capex_eur_million × 1.
Danish Energy Agency thermal storage case studyWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
1.3 Millionen EUR · Wärmebilanz 2024; Baukosten 2020–22, berichtet 2025
Einzelner Fernwärmespeicher. Wärmeenergie oder Abgrenzung der Projektkosten wie angegeben.
Wärme ist kein lieferbarer Strom. Dänische Kosten des Umsetzungsjahres, keine Schweizer Offerte oder nationale Spargutschrift. Kapazität aus Wasservolumen und Temperaturbereich berechnet.
Methode: Wärmebelegfeld subsidy_eur_million × 1.
Danish Energy Agency thermal storage case studyWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
9 Monate pro Block · Betreiberprogramm vom 15. Juli 2026
Ungefähre Dauer einer umfassenden Revision einer Einheit; die Arbeiten erfolgen nacheinander im Kraftwerk.
Wartungsprogramm einer Anlage, keine einheitliche jährliche Wasserstillstandsannahme.
Methode: Betreiberseite 1, Dauerangabe.
54.4 Millionen CHF · Programmbericht vom 15. Juli 2026
Gemeldete Investition für das gesamte etappierte Revisionsprogramm, in nominalen CHF.
Laufender Programmbetrag, keine geprüften Endausgaben, jährlichen Betriebskosten oder Ersatzstromkosten.
Methode: Betreiberseite 1, Investitionsangabe.
1.5 TWh · Nachfrage 2035; dreizehn historische Wetterjahre
Grösste Winterlücke über dreizehn Wetterfälle ohne langen Stillstand, vor gesonderter Rechenzentrenzulage.
Enthält 30 Tage geplante Wartung und 98% sonstige Kernkraftverfügbarkeit; ohne zusätzliche 90 Tage Stillstand. Grösste getestete Lücke, keine erwarteten Jahreskäufe oder Vertragsgrösse. Betrieb ohne langen Stillstand mit gesonderter Rechenzentrenzulage nicht simuliert. Alle Fälle erlauben bis 2 GW Importe und festes Laden. Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und vereinfachtes Netz. Keine statistische Reserve oder Eigentümerwirtschaftlichkeit belegt.
Methode: max(winter_shortfall_gwh im Normalbetrieb) / 1000.
WattInfo: regular winter supply, immediate backup and prolonged-outage coverWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
4.2 TWh · Paket 2035 und drei Wachstumssensitivitäten
Grösste Winterlücke über dreizehn Grundfälle mit langem Stillstand und drei Zusatzbedarfsfälle, auf 0.1 TWh aufgerundet.
Enthält das Defizit ohne langen Stillstand; Referenz und Störfall nicht addieren. Gewählter Leibstadt-Winterstillstand von 90 Tagen ohne Wahrscheinlichkeit. Stressbereich, keine normale Jahresproduktion oder optimierte Beschaffung. Alle Fälle erlauben bis 2 GW Importe und festes Laden. Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und vereinfachtes Netz. Keine statistische Reserve oder Eigentümerwirtschaftlichkeit belegt.
Methode: ceil(max(screen winter_shortfall_gwh) / 100) / 10
WattInfo: regular winter supply, immediate backup and prolonged-outage coverWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
2.5 GW · Paket 2035 und drei Wachstumssensitivitäten
Grösste Stundenjahreslücke über dreizehn Grundfälle mit langem Stillstand und drei Zusatzbedarfsfälle, auf 0.1 GW aufgerundet.
Der für die Analyse gewählte 90-tägige Winterstillstand von Leibstadt hat keine zugeordnete Wahrscheinlichkeit. Leistungsmaximum und höchste Winterenergiemenge liegen in verschiedenen Wetterjahren. Die Stundenlücke dimensioniert weder schnelle Reserven noch eine optimale Beschaffung. Alle Fälle erlauben bis zu 2 GW Importe und feste Autoladung. Perfekte Wetterkenntnis, zusammengefasste Wasserkraft und vereinfachte Netzgrenzen bleiben bestehen. Weder statistische Reservemarge noch Eigentümerwirtschaftlichkeit sind belegt.
Methode: ceil(max(screen unserved_peak_gw) × 10) / 10
WattInfo: regular winter supply, immediate backup and prolonged-outage coverWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
57.8 TWh/Jahr · 2021–2025
Aus den fünf jährlichen Endstromverbrauchssummen in BFE T25 berechnet.
Schweizer Stromendverbrauch, ohne Netzverluste und Pumpen. Der Jahresmittelwert ist Summe / fünf; Tages- und Leistungsmittelwerte verwenden die tatsächlichen 1’826 Tage und 43’824 Stunden. Daraus werden weder eine Winterspitze noch ein Stundenprofil, eine Aufteilung auf Städte oder eine künftige Nachfrage abgeleitet. Ein Grössenvergleich belegt weder verfügbare Versorgung noch Speicherdauer bei einer bestimmten Last noch gesicherte Produktion.
Methode: sum(T25!H67:H71) / 5 / 1000
Swiss electricity scale: five-year consumption averagesSchweizerische Gesamtenergiestatistik 2025 - Tabellen
158.3 GWh/Tag · 2021–2025
Aus den fünf jährlichen Endstromverbrauchssummen in BFE T25 berechnet.
Schweizer Stromendverbrauch, ohne Netzverluste und Pumpen. Der Jahresmittelwert ist Summe / fünf; Tages- und Leistungsmittelwerte verwenden die tatsächlichen 1’826 Tage und 43’824 Stunden. Daraus werden weder eine Winterspitze noch ein Stundenprofil, eine Aufteilung auf Städte oder eine künftige Nachfrage abgeleitet. Ein Grössenvergleich belegt weder verfügbare Versorgung noch Speicherdauer bei einer bestimmten Last noch gesicherte Produktion.
Methode: sum(T25!H67:H71) / sum(Kalendertage 2021–2025)
Swiss electricity scale: five-year consumption averagesSchweizerische Gesamtenergiestatistik 2025 - Tabellen
6.6 GW · 2021–2025
Aus den fünf jährlichen Endstromverbrauchssummen in BFE T25 berechnet.
Schweizer Stromendverbrauch, ohne Netzverluste und Pumpen. Der Jahresmittelwert ist Summe / fünf; Tages- und Leistungsmittelwerte verwenden die tatsächlichen 1’826 Tage und 43’824 Stunden. Daraus werden weder eine Winterspitze noch ein Stundenprofil, eine Aufteilung auf Städte oder eine künftige Nachfrage abgeleitet. Ein Grössenvergleich belegt weder verfügbare Versorgung noch Speicherdauer bei einer bestimmten Last noch gesicherte Produktion.
Methode: sum(T25!H67:H71) / (sum(Kalendertage 2021–2025) × 24)
Swiss electricity scale: five-year consumption averagesSchweizerische Gesamtenergiestatistik 2025 - Tabellen
5 Milliarden CHF2024 · ETH–PSI-Bauannahmen für 2050; beispielhafte Leistung von 1 GW
Illustration der Grössenordnung mit der Bauannahme der Studie und einem angenommenen Kraftwerk von 1 GW.
Baukosten vor Finanzierung in Geld von 2024. Die Grösse von 1 GW ist eine beispielhafte Normierung, keine Reaktorwahl oder Schweizer Bauofferte.
Methode: 5000 CHF2024/kW × 1 GW × 1’000’000 kW/GW / 1’000’000’000 = 5 Milliarden CHF2024
ETH–PSI comparison: model scopes, financing and construction-price examplesETH–PSI: nuclear white paper modelling documentation
8 Milliarden CHF2024 · ETH–PSI-Bauannahmen für 2050; beispielhafte Leistung von 1 GW
Illustration der Grössenordnung mit der Bauannahme der Studie und einem angenommenen Kraftwerk von 1 GW.
Baukosten vor Finanzierung in Geld von 2024. Die Grösse von 1 GW ist eine beispielhafte Normierung, keine Reaktorwahl oder Schweizer Bauofferte.
Methode: 8000 CHF2024/kW × 1 GW × 1’000’000 kW/GW / 1’000’000’000 = 8 Milliarden CHF2024
ETH–PSI comparison: model scopes, financing and construction-price examplesETH–PSI: nuclear white paper modelling documentation
12 Milliarden CHF2024 · ETH–PSI-Bauannahmen für 2050; beispielhafte Leistung von 1 GW
Illustration der Grössenordnung mit der Bauannahme der Studie und einem angenommenen Kraftwerk von 1 GW.
Baukosten vor Finanzierung in Geld von 2024. Die Grösse von 1 GW ist eine beispielhafte Normierung, keine Reaktorwahl oder Schweizer Bauofferte.
Methode: 12000 CHF2024/kW × 1 GW × 1’000’000 kW/GW / 1’000’000’000 = 12 Milliarden CHF2024
ETH–PSI comparison: model scopes, financing and construction-price examplesETH–PSI: nuclear white paper modelling documentation
0.7 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2011/2012
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
3 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2011/2012
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
0.6 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2012/2013
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
3 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2012/2013
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
0 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2013/2014
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
1.1 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2013/2014
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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0 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2014/2015
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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1 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2014/2015
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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0 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2015/2016
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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2 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2015/2016
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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2 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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4.2 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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0.9 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2017/2018
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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3.3 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2017/2018
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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0 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2018/2019
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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1.8 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2018/2019
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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0 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2019/2020
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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0 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2019/2020
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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0 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2020/2021
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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1.8 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2020/2021
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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0.6 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2021/2022
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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2.7 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2021/2022
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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0 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2022/2023
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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1.6 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2022/2023
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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0 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2023/2024
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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0 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2023/2024
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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2 TWh · Szenario 2035; dreizehn Wetterjahre
Grösste Winterlücke über dreizehn vergleichbare Wetterjahre ohne langen Reaktorstillstand und mit Rechenzentrenzulage.
Bedingte Berechnung unter genannten Annahmen; keine Wahrscheinlichkeit oder Liefergarantie.
Methode: max(winter_shortfall_gwh der dc-routine-Fälle 2012–2024) / 1000
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2 TWh · Vorgeschlagene Beschaffung vor der Ausserbetriebnahme von Beznau
Das Wintermaximum des Grundfalls im Normalbetrieb für einen ersten Angebotsvergleich aufrunden; danach für Nachfrage- und Lieferrisiken anpassen.
Eine erste Leistungsbeschreibung, keine vereinbarte Menge, erwartete Jahresbeschaffung oder Grenze für alle Belastungen.
Methode: ceil(1.9552512904960864 TWh × 10) / 10 = 2.0 TWh
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2.9 TWh · Portfolio 2050; Wetter 2011/2012
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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7.2 GW · Portfolio 2050; Wetter 2011/2012
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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3.8 TWh · Portfolio 2050; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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4 GW · Portfolio 2050; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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2.4 TWh · Portfolio 2050; Wetter 2021/2022
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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0.9 GW · Portfolio 2050; Wetter 2021/2022
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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6.4 TWh · Portfolio 2050; Wetter 2011/2012
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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8.2 GW · Portfolio 2050; Wetter 2011/2012
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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7.6 TWh · Portfolio 2050; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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5.1 GW · Portfolio 2050; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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6 TWh · Portfolio 2050; Wetter 2021/2022
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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2 GW · Portfolio 2050; Wetter 2021/2022
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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10.3 TWh · Portfolio 2050; Wetter 2011/2012
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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9.4 GW · Portfolio 2050; Wetter 2011/2012
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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11.6 TWh · Portfolio 2050; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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6.2 GW · Portfolio 2050; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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10 TWh · Portfolio 2050; Wetter 2021/2022
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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3.2 GW · Portfolio 2050; Wetter 2021/2022
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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6.7 TWh · Portfolio 2050; Wetter 2011/2012
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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8.3 GW · Portfolio 2050; Wetter 2011/2012
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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8 TWh · Portfolio 2050; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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5.1 GW · Portfolio 2050; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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6.5 TWh · Portfolio 2050; Wetter 2021/2022
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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2.1 GW · Portfolio 2050; Wetter 2021/2022
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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1.1 TWh · Portfolio 2050; Wetter 2011/2012
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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6.1 GW · Portfolio 2050; Wetter 2011/2012
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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2.1 TWh · Portfolio 2050; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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2.9 GW · Portfolio 2050; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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0.7 TWh · Portfolio 2050; Wetter 2021/2022
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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0.4 GW · Portfolio 2050; Wetter 2021/2022
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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0.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17; Normalbetrieb
Ungedeckter Winterstrom, aufgeteilt nach Tageslichtklassen gemäss Sonnenstand, bei normalem Reaktorbetrieb.
Bedingte Berechnung unter genannten Annahmen; keine Wahrscheinlichkeit oder Liefergarantie.
Methode: Summe der stündlichen Unterdeckung in der genannten Klasse Winter/Tageslicht / 1000.
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1.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17; Normalbetrieb
Ungedeckter Winterstrom, aufgeteilt nach Tageslichtklassen gemäss Sonnenstand, bei normalem Reaktorbetrieb.
Bedingte Berechnung unter genannten Annahmen; keine Wahrscheinlichkeit oder Liefergarantie.
Methode: Summe der stündlichen Unterdeckung in der genannten Klasse Winter/Tageslicht / 1000.
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94.2 TWh/Jahr · Szenario 2050; Referenzwetter
Zentraler Bedarf plus Nettozuwachs der Rechenzentren nach Abzug des bereits enthaltenen Dienstleistungsanteils.
Referenzwetter 2024; die jeweiligen Fallsummen variieren mit dem Wetter. Hält das veröffentlichte Rechenzentrumsszenario 2030 bis 2050 konstant; keine neue Prognose.
Methode: 93.36564180546513 + (3.2 - 2.34)
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2 Blöcke · Vorgeschlagenes Programm 2050
Vorgeschlagene Planungsgrösse, abhängig von Bewilligungen, Lieferanten, Finanzierung und Bau.
Bedingte Berechnung unter genannten Annahmen; keine Wahrscheinlichkeit oder Liefergarantie.
Methode: recommended-inputs.json; delivery-timeline.json; 2050 Falldefinitionen; siehe Methode und ursprüngliche Eingaben.
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1.1 GW · Vorgeschlagenes Programm 2050
Vorgeschlagene Planungsgrösse, abhängig von Bewilligungen, Lieferanten, Finanzierung und Bau.
Bedingte Berechnung unter genannten Annahmen; keine Wahrscheinlichkeit oder Liefergarantie.
Methode: recommended-inputs.json; delivery-timeline.json; 2050 Falldefinitionen; siehe Methode und ursprüngliche Eingaben.
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2047 Jahr · Vorgeschlagenes Programm 2050
Vorgeschlagene Planungsgrösse, abhängig von Bewilligungen, Lieferanten, Finanzierung und Bau.
Bedingte Berechnung unter genannten Annahmen; keine Wahrscheinlichkeit oder Liefergarantie.
Methode: recommended-inputs.json; delivery-timeline.json; 2050 Falldefinitionen; siehe Methode und ursprüngliche Eingaben.
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2050 Jahr · Vorgeschlagenes Programm 2050
Vorgeschlagene Planungsgrösse, abhängig von Bewilligungen, Lieferanten, Finanzierung und Bau.
Bedingte Berechnung unter genannten Annahmen; keine Wahrscheinlichkeit oder Liefergarantie.
Methode: recommended-inputs.json; delivery-timeline.json; 2050 Falldefinitionen; siehe Methode und ursprüngliche Eingaben.
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53 GWp · Vorgeschlagenes Programm 2050
Vorgeschlagene Planungsgrösse, abhängig von Bewilligungen, Lieferanten, Finanzierung und Bau.
Bedingte Berechnung unter genannten Annahmen; keine Wahrscheinlichkeit oder Liefergarantie.
Methode: recommended-inputs.json; delivery-timeline.json; 2050 Falldefinitionen; siehe Methode und ursprüngliche Eingaben.
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8.1 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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2.3 GW · Portfolio 2035; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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12.2 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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3.3 GW · Portfolio 2035; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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5.5 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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1.7 GW · Portfolio 2035; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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4.3 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2011/2012
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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4.3 GW · Portfolio 2035; Wetter 2011/2012
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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6.3 TWh · Portfolio 2035; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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2.1 GW · Portfolio 2035; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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6.7 TWh · Portfolio 2050; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: winter_shortfall_gwh / 1000; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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4.8 GW · Portfolio 2050; Wetter 2016/2017
Verbleibender Versorgungsbedarf nach dem Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und unbegrenztes Inlandnetz. Wartung und aussergewöhnliche Stillstände variieren je Fall; Importe auf genanntem Niveau begrenzt. Leistung und Energie sind getrennte Dienstanforderungen.
Methode: unserved_peak_gw / 1; stündlich ungedeckter Strom, summiert über Oktober–März, oder grösster Mangel in einer Stunde.
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115 CHF2026/MWh · Beispielhafte Nutzungsdauer von 60 Jahren für den Eigentümer; konstante CHF von 2026
Konstanter erzielter Strompreis, der unter den Ausgaben-, Unterhalts-, Brennstoff-, Abfall- und Finanzierungsannahmen einen abgezinsten Eigentümer-Zahlungsstrom von null ergibt.
Analysebudget; keine Lieferantenofferte, gesicherte Finanzierungsrate oder Haushaltstarif. Ungedeckte Unfallrisiken bleiben unbepreist.
Methode: Abgezinste Eigentümerausgaben / abgezinste Lebensdauererzeugung; reale Jahresmittenströme bewertet zum kommerziellen Betrieb.
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153 CHF2026/MWh · Beispielhafte Nutzungsdauer von 60 Jahren für den Eigentümer; konstante CHF von 2026
Konstanter erzielter Strompreis, der unter den Ausgaben-, Unterhalts-, Brennstoff-, Abfall- und Finanzierungsannahmen einen abgezinsten Eigentümer-Zahlungsstrom von null ergibt.
Analysebudget; keine Lieferantenofferte, gesicherte Finanzierungsrate oder Haushaltstarif. Ungedeckte Unfallrisiken bleiben unbepreist.
Methode: Abgezinste Eigentümerausgaben / abgezinste Lebensdauererzeugung; reale Jahresmittenströme bewertet zum kommerziellen Betrieb.
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202 CHF2026/MWh · Beispielhafte Nutzungsdauer von 60 Jahren für den Eigentümer; konstante CHF von 2026
Konstanter erzielter Strompreis, der unter den Ausgaben-, Unterhalts-, Brennstoff-, Abfall- und Finanzierungsannahmen einen abgezinsten Eigentümer-Zahlungsstrom von null ergibt.
Analysebudget; keine Lieferantenofferte, gesicherte Finanzierungsrate oder Haushaltstarif. Ungedeckte Unfallrisiken bleiben unbepreist.
Methode: Abgezinste Eigentümerausgaben / abgezinste Lebensdauererzeugung; reale Jahresmittenströme bewertet zum kommerziellen Betrieb.
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300 CHF2026/MWh · Beispielhafte Nutzungsdauer von 60 Jahren für den Eigentümer; konstante CHF von 2026
Konstanter erzielter Strompreis, der unter den Ausgaben-, Unterhalts-, Brennstoff-, Abfall- und Finanzierungsannahmen einen abgezinsten Eigentümer-Zahlungsstrom von null ergibt.
Analysebudget; keine Lieferantenofferte, gesicherte Finanzierungsrate oder Haushaltstarif. Ungedeckte Unfallrisiken bleiben unbepreist.
Methode: Abgezinste Eigentümerausgaben / abgezinste Lebensdauererzeugung; reale Jahresmittenströme bewertet zum kommerziellen Betrieb.
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22 Milliarden CHF2026 · Bauprogramm; konstante CHF von 2026
Zwei Blöcke mit 1.1 GW zu CHF 10’000/kW ohne Finanzierung, mit separaten Zuschlägen von 5% für Entwicklung, 5% für zurechenbares Netz und 1% für den Erstkern.
Ein Analysebudget vor Finanzierung, keine schlüsselfertige Offerte oder das gesamte nationale Programmbudget.
Methode: Summe der Komponente Baukosten ohne Finanzierung für new_1 und new_2 / 1e9; ohne Finanzierung.
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2.4 Milliarden CHF2026 · Bauprogramm; konstante CHF von 2026
Zwei Blöcke mit 1.1 GW zu CHF 10’000/kW ohne Finanzierung, mit separaten Zuschlägen von 5% für Entwicklung, 5% für zurechenbares Netz und 1% für den Erstkern.
Ein Analysebudget vor Finanzierung, keine schlüsselfertige Offerte oder das gesamte nationale Programmbudget.
Methode: Summe der Zuschlagskomponente für new_1 und new_2 / 1e9; ohne Finanzierung.
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24.4 Milliarden CHF2026 · Bauprogramm; konstante CHF von 2026
Zwei Blöcke mit 1.1 GW zu CHF 10’000/kW ohne Finanzierung, mit separaten Zuschlägen von 5% für Entwicklung, 5% für zurechenbares Netz und 1% für den Erstkern.
Ein Analysebudget vor Finanzierung, keine schlüsselfertige Offerte oder das gesamte nationale Programmbudget.
Methode: Summe der Komponente Vorbetriebsphase für new_1 und new_2 / 1e9; ohne Finanzierung.
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14.7 Milliarden CHF2026 · Konstante CHF von 2026
Die Baukosten ohne Finanzierung variieren und separate Zuschläge von 11% für die Vorbetriebsphase beibehalten.
Endpunkte der Sensitivität, keine Offerten und kein Konfidenzintervall. Ohne Finanzierung.
Methode: 2 × 1’100’000 kW × CHF 6000/kW × 1.11 / 1e9
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
36.6 Milliarden CHF2026 · Konstante CHF von 2026
Die Baukosten ohne Finanzierung variieren und separate Zuschläge von 11% für die Vorbetriebsphase beibehalten.
Endpunkte der Sensitivität, keine Offerten und kein Konfidenzintervall. Ohne Finanzierung.
Methode: 2 × 1’100’000 kW × CHF 15000/kW × 1.11 / 1e9
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
0.2 TWh · Vorgeschlagene Reserveverträge
Elektrisches Volllastäquivalent für 583 MW über 16 Tage.
Künftige Vertragsanforderung, keine laufende Leistung oder heute gelagerter Brennstoff. Verfügbarkeit und Teillastverluste fehlen.
Methode: 0.583 GW × 16 × 24 h / 1000
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner financeReserve financing: cost boundaries and fuel obligations
1.1 Milliarden Liter · Ein beispielhafter strenger Winter
Beispielhaftes Brennstoffvolumen bei 40% Nettowirkungsgrad und 9.6 kWh unterem Heizwert pro Liter.
Physisches Grössenbeispiel, keine Brennstoffkaufempfehlung oder Logistikzusage; ohne Verluste über den angenommenen Wirkungsgrad hinaus.
Methode: 4.2 × 1e9 kWh / 0.4 / 9.6 kWh/Liter / 1e9
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
3.7 TWh/Jahr · Sensitivität der Flottenenergie 2035
Strom aller Personenwagen aus BEV-Bestand, Distanz, Intensität, Ladeverlusten, Inlandanteil und einem angenommenen PHEV-Term.
Flotten- und Fahrannahmen; keine Landesmessung. Ersetzt den gesamten Autoanteil; andere Strassenverkehrsarten unverändert.
Methode: Batterieelektrischer Fahrzeugbestand × 12’000 km × 0.18 kWh/km / 0.9 × 0.95 / 1e9 + angenommener Strom für Plug-in-Hybride.
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5.2 TWh/Jahr · Sensitivität der Flottenenergie 2035
Strom aller Personenwagen aus BEV-Bestand, Distanz, Intensität, Ladeverlusten, Inlandanteil und einem angenommenen PHEV-Term.
Flotten- und Fahrannahmen; keine Landesmessung. Ersetzt den gesamten Autoanteil; andere Strassenverkehrsarten unverändert.
Methode: Batterieelektrischer Fahrzeugbestand × 12’000 km × 0.18 kWh/km / 0.9 × 0.95 / 1e9 + angenommener Strom für Plug-in-Hybride.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
101.9 GWh · Szenario 2035; dreizehn Wetterjahre
Ungedeckter Sommerstrom nach dem Einsatz der modellierten Ressourcen.
Bedingte Berechnung unter genannten Annahmen; keine Wahrscheinlichkeit oder Liefergarantie.
Methode: max(summer_shortfall_gwh für dreizehn Rechenzentrums-/Stillstandsfälle)
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
55 TWh · Beispielhafte Oktober–März-Bilanz
Saisonales Beispiel ohne Kernkraft, Wind, Biomasse und Importe; zusätzliche Speicherverluste und Abregelung auf null gesetzt.
Weder Bedarfsprognose noch gesicherte Wasserkraft. Beiträge anderer Quellen senken den Solarbedarf.
Methode: 55 TWh Nachfrage − 20 TWh Wasserkraft = 35 TWh Solar.
20 TWh · Beispielhafte Oktober–März-Bilanz
Saisonales Beispiel ohne Kernkraft, Wind, Biomasse und Importe; zusätzliche Speicherverluste und Abregelung auf null gesetzt.
Weder Bedarfsprognose noch gesicherte Wasserkraft. Beiträge anderer Quellen senken den Solarbedarf.
Methode: 55 TWh Nachfrage − 20 TWh Wasserkraft = 35 TWh Solar.
35 TWh · Beispielhafte Oktober–März-Bilanz
Saisonales Beispiel ohne Kernkraft, Wind, Biomasse und Importe; zusätzliche Speicherverluste und Abregelung auf null gesetzt.
Weder Bedarfsprognose noch gesicherte Wasserkraft. Beiträge anderer Quellen senken den Solarbedarf.
Methode: 55 TWh Nachfrage − 20 TWh Wasserkraft = 35 TWh Solar.
117.9 GWp · Illustration 2050; Energie Oktober–März
Lineare Skalierung veröffentlichter Dach- und Fassadenportfolios mit Wetter 2004–2018.
Keine Belege für gleichwertige Standorte in dieser Grössenordnung oder Versorgung jeder Stunde. Winterprofil nutzt andere Standorte, keine angenommene technische Verbesserung.
Methode: (55 − 20) TWh / Winter-kWh/kWp × 1000.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageWinterstrom Schweiz
135.8 GWp · Illustration 2050; Energie Oktober–März
Lineare Skalierung veröffentlichter Dach- und Fassadenportfolios mit Wetter 2004–2018.
Keine Belege für gleichwertige Standorte in dieser Grössenordnung oder Versorgung jeder Stunde. Winterprofil nutzt andere Standorte, keine angenommene technische Verbesserung.
Methode: (55 − 20) TWh / Winter-kWh/kWp × 1000.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageWinterstrom Schweiz
88.4 Milliarden CHF2025 · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Installierte Leistung Ende 2025 abziehen und für jedes zusätzliche kWp denselben Preis ansetzen.
Nur Installation, ohne Mehrwertsteuer, Finanzierung, Alterung/Ersatz, Dacharbeiten, externe Netze und Speicher. Einheitspreissensitivität, kein umsetzbarer Landesstandortmix.
Methode: (120 − 9.4986) GWp × CHF 800/kWp / 1000.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageSwiss rooftop solar installation prices in 2025Swiss solar and associated storage statistics for 2025
104.4 Milliarden CHF2025 · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Installierte Leistung Ende 2025 abziehen und für jedes zusätzliche kWp denselben Preis ansetzen.
Nur Installation, ohne Mehrwertsteuer, Finanzierung, Alterung/Ersatz, Dacharbeiten, externe Netze und Speicher. Einheitspreissensitivität, kein umsetzbarer Landesstandortmix.
Methode: (140 − 9.4986) GWp × CHF 800/kWp / 1000.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageSwiss rooftop solar installation prices in 2025Swiss solar and associated storage statistics for 2025
157.8 Milliarden CHF2025 · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Installierte Leistung Ende 2025 abziehen und für jedes zusätzliche kWp denselben Preis ansetzen.
Nur Installation, ohne Mehrwertsteuer, Finanzierung, Alterung/Ersatz, Dacharbeiten, externe Netze und Speicher. Einheitspreissensitivität, kein umsetzbarer Landesstandortmix.
Methode: (120 − 9.4986) GWp × CHF 1428/kWp / 1000.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageSwiss rooftop solar installation prices in 2025Swiss solar and associated storage statistics for 2025
186.4 Milliarden CHF2025 · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Installierte Leistung Ende 2025 abziehen und für jedes zusätzliche kWp denselben Preis ansetzen.
Nur Installation, ohne Mehrwertsteuer, Finanzierung, Alterung/Ersatz, Dacharbeiten, externe Netze und Speicher. Einheitspreissensitivität, kein umsetzbarer Landesstandortmix.
Methode: (140 − 9.4986) GWp × CHF 1428/kWp / 1000.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageSwiss rooftop solar installation prices in 2025Swiss solar and associated storage statistics for 2025
211.2 Milliarden CHF2025 · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Installierte Leistung Ende 2025 abziehen und für jedes zusätzliche kWp denselben Preis ansetzen.
Nur Installation, ohne Mehrwertsteuer, Finanzierung, Alterung/Ersatz, Dacharbeiten, externe Netze und Speicher. Einheitspreissensitivität, kein umsetzbarer Landesstandortmix.
Methode: (120 − 9.4986) GWp × CHF 1911/kWp / 1000.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageSwiss rooftop solar installation prices in 2025Swiss solar and associated storage statistics for 2025
249.4 Milliarden CHF2025 · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Installierte Leistung Ende 2025 abziehen und für jedes zusätzliche kWp denselben Preis ansetzen.
Nur Installation, ohne Mehrwertsteuer, Finanzierung, Alterung/Ersatz, Dacharbeiten, externe Netze und Speicher. Einheitspreissensitivität, kein umsetzbarer Landesstandortmix.
Methode: (140 − 9.4986) GWp × CHF 1911/kWp / 1000.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageSwiss rooftop solar installation prices in 2025Swiss solar and associated storage statistics for 2025
95.7 Milliarden CHF2025 · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Installationsunterschied zur Solarannahme des Kernkraftprogramms auf derselben Einheitspreisbasis.
Nur ein Unterschied bei einzelnen Bestandteilen; Zuverlässigkeit und weitere Investitionen der Programme sind noch nicht vergleichbar.
Methode: (120 − 53) GWp × CHF 1428/kWp / 1000.
173.2 Milliarden CHF2025 · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Ein erzeugungsäquivalentes Ziel mit angenäherten bestehenden Anlagenjahrgängen, getrennt von der Kostentabelle für Nennleistung.
Nicht diskontierte Ausgaben; keine Lernkurve bei den Kosten und kein Standortmixmodell. Ziele in Produktionsäquivalent und in Nennleistung unterscheiden sich.
Methode: Summe der Bruttozubauten 2026–2050 × CHF 1428/kWp; 30 Jahre Lebensdauer, 0.5% jährliche Degradation, gleichmässiger Bruttozubau.
124.2 Milliarden CHF2025 · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Installationsunterschied zur Solarannahme des Kernkraftprogramms auf derselben Einheitspreisbasis.
Nur ein Unterschied bei einzelnen Bestandteilen; Zuverlässigkeit und weitere Investitionen der Programme sind noch nicht vergleichbar.
Methode: (140 − 53) GWp × CHF 1428/kWp / 1000.
203.5 Milliarden CHF2025 · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Ein erzeugungsäquivalentes Ziel mit angenäherten bestehenden Anlagenjahrgängen, getrennt von der Kostentabelle für Nennleistung.
Nicht diskontierte Ausgaben; keine Lernkurve bei den Kosten und kein Standortmixmodell. Ziele in Produktionsäquivalent und in Nennleistung unterscheiden sich.
Methode: Summe der Bruttozubauten 2026–2050 × CHF 1428/kWp; 30 Jahre Lebensdauer, 0.5% jährliche Degradation, gleichmässiger Bruttozubau.
302 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Sechzig Jahre, 5% erforderliche reale Rendite, ausgewiesener Unterhalt und Ersatz; für jede Erzeugungsanlage gilt dieselbe Annahme zum Sommerwert.
Mögliche Winterproduktion vollständig nutzbar angenommen. Komponentenenergiepreis ohne Stundenausgleich und externes Netz. Budgets und Referenzeingaben sind unterschiedlich stark belegt.
Methode: (Abgezinste Kraftwerkskosten − effektiver Sommerwert × abgezinste mögliche Sommer-MWh) / abgezinste mögliche Winter-MWh.
166 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Sechzig Jahre, 5% erforderliche reale Rendite, ausgewiesener Unterhalt und Ersatz; für jede Erzeugungsanlage gilt dieselbe Annahme zum Sommerwert.
Mögliche Winterproduktion vollständig nutzbar angenommen. Komponentenenergiepreis ohne Stundenausgleich und externes Netz. Budgets und Referenzeingaben sind unterschiedlich stark belegt.
Methode: (Abgezinste Kraftwerkskosten − effektiver Sommerwert × abgezinste mögliche Sommer-MWh) / abgezinste mögliche Winter-MWh.
386 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Sechzig Jahre, 5% erforderliche reale Rendite, ausgewiesener Unterhalt und Ersatz; für jede Erzeugungsanlage gilt dieselbe Annahme zum Sommerwert.
Mögliche Winterproduktion vollständig nutzbar angenommen. Komponentenenergiepreis ohne Stundenausgleich und externes Netz. Budgets und Referenzeingaben sind unterschiedlich stark belegt.
Methode: (Abgezinste Kraftwerkskosten − effektiver Sommerwert × abgezinste mögliche Sommer-MWh) / abgezinste mögliche Winter-MWh.
250 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Sechzig Jahre, 5% erforderliche reale Rendite, ausgewiesener Unterhalt und Ersatz; für jede Erzeugungsanlage gilt dieselbe Annahme zum Sommerwert.
Mögliche Winterproduktion vollständig nutzbar angenommen. Komponentenenergiepreis ohne Stundenausgleich und externes Netz. Budgets und Referenzeingaben sind unterschiedlich stark belegt.
Methode: (Abgezinste Kraftwerkskosten − effektiver Sommerwert × abgezinste mögliche Sommer-MWh) / abgezinste mögliche Winter-MWh.
651 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Sechzig Jahre, 5% erforderliche reale Rendite, ausgewiesener Unterhalt und Ersatz; für jede Erzeugungsanlage gilt dieselbe Annahme zum Sommerwert.
Mögliche Winterproduktion vollständig nutzbar angenommen. Komponentenenergiepreis ohne Stundenausgleich und externes Netz. Budgets und Referenzeingaben sind unterschiedlich stark belegt.
Methode: (Abgezinste Kraftwerkskosten − effektiver Sommerwert × abgezinste mögliche Sommer-MWh) / abgezinste mögliche Winter-MWh.
515 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Sechzig Jahre, 5% erforderliche reale Rendite, ausgewiesener Unterhalt und Ersatz; für jede Erzeugungsanlage gilt dieselbe Annahme zum Sommerwert.
Mögliche Winterproduktion vollständig nutzbar angenommen. Komponentenenergiepreis ohne Stundenausgleich und externes Netz. Budgets und Referenzeingaben sind unterschiedlich stark belegt.
Methode: (Abgezinste Kraftwerkskosten − effektiver Sommerwert × abgezinste mögliche Sommer-MWh) / abgezinste mögliche Winter-MWh.
482 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Sechzig Jahre, 5% erforderliche reale Rendite, ausgewiesener Unterhalt und Ersatz; für jede Erzeugungsanlage gilt dieselbe Annahme zum Sommerwert.
Mögliche Winterproduktion vollständig nutzbar angenommen. Komponentenenergiepreis ohne Stundenausgleich und externes Netz. Budgets und Referenzeingaben sind unterschiedlich stark belegt.
Methode: (Abgezinste Kraftwerkskosten − effektiver Sommerwert × abgezinste mögliche Sommer-MWh) / abgezinste mögliche Winter-MWh.
416 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Sechzig Jahre, 5% erforderliche reale Rendite, ausgewiesener Unterhalt und Ersatz; für jede Erzeugungsanlage gilt dieselbe Annahme zum Sommerwert.
Mögliche Winterproduktion vollständig nutzbar angenommen. Komponentenenergiepreis ohne Stundenausgleich und externes Netz. Budgets und Referenzeingaben sind unterschiedlich stark belegt.
Methode: (Abgezinste Kraftwerkskosten − effektiver Sommerwert × abgezinste mögliche Sommer-MWh) / abgezinste mögliche Winter-MWh.
782 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Sechzig Jahre, 5% erforderliche reale Rendite, ausgewiesener Unterhalt und Ersatz; für jede Erzeugungsanlage gilt dieselbe Annahme zum Sommerwert.
Mögliche Winterproduktion vollständig nutzbar angenommen. Komponentenenergiepreis ohne Stundenausgleich und externes Netz. Budgets und Referenzeingaben sind unterschiedlich stark belegt.
Methode: (Abgezinste Kraftwerkskosten − effektiver Sommerwert × abgezinste mögliche Sommer-MWh) / abgezinste mögliche Winter-MWh.
707 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Sechzig Jahre, 5% erforderliche reale Rendite, ausgewiesener Unterhalt und Ersatz; für jede Erzeugungsanlage gilt dieselbe Annahme zum Sommerwert.
Mögliche Winterproduktion vollständig nutzbar angenommen. Komponentenenergiepreis ohne Stundenausgleich und externes Netz. Budgets und Referenzeingaben sind unterschiedlich stark belegt.
Methode: (Abgezinste Kraftwerkskosten − effektiver Sommerwert × abgezinste mögliche Sommer-MWh) / abgezinste mögliche Winter-MWh.
216 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Sechzig Jahre, 5% erforderliche reale Rendite, ausgewiesener Unterhalt und Ersatz; für jede Erzeugungsanlage gilt dieselbe Annahme zum Sommerwert.
Mögliche Winterproduktion vollständig nutzbar angenommen. Komponentenenergiepreis ohne Stundenausgleich und externes Netz. Budgets und Referenzeingaben sind unterschiedlich stark belegt.
Methode: (Abgezinste Kraftwerkskosten − effektiver Sommerwert × abgezinste mögliche Sommer-MWh) / abgezinste mögliche Winter-MWh.
175 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Sechzig Jahre, 5% erforderliche reale Rendite, ausgewiesener Unterhalt und Ersatz; für jede Erzeugungsanlage gilt dieselbe Annahme zum Sommerwert.
Mögliche Winterproduktion vollständig nutzbar angenommen. Komponentenenergiepreis ohne Stundenausgleich und externes Netz. Budgets und Referenzeingaben sind unterschiedlich stark belegt.
Methode: (Abgezinste Kraftwerkskosten − effektiver Sommerwert × abgezinste mögliche Sommer-MWh) / abgezinste mögliche Winter-MWh.
173 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Sechzig Jahre, 5% erforderliche reale Rendite, ausgewiesener Unterhalt und Ersatz; für jede Erzeugungsanlage gilt dieselbe Annahme zum Sommerwert.
Mögliche Winterproduktion vollständig nutzbar angenommen. Komponentenenergiepreis ohne Stundenausgleich und externes Netz. Budgets und Referenzeingaben sind unterschiedlich stark belegt.
Methode: (Abgezinste Kraftwerkskosten − effektiver Sommerwert × abgezinste mögliche Sommer-MWh) / abgezinste mögliche Winter-MWh.
148 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Sechzig Jahre, 5% erforderliche reale Rendite, ausgewiesener Unterhalt und Ersatz; für jede Erzeugungsanlage gilt dieselbe Annahme zum Sommerwert.
Mögliche Winterproduktion vollständig nutzbar angenommen. Komponentenenergiepreis ohne Stundenausgleich und externes Netz. Budgets und Referenzeingaben sind unterschiedlich stark belegt.
Methode: (Abgezinste Kraftwerkskosten − effektiver Sommerwert × abgezinste mögliche Sommer-MWh) / abgezinste mögliche Winter-MWh.
45 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Gleicher saisonaler Kostendeckungspreis bei gleichem wirksamem Sommerwert, zentralen Anlagenannahmen und 5% erforderlicher realer Rendite.
Keine Marktprognose oder gleich zuverlässiger Vergleich. Sommerwert abzüglich unverkaufter Erzeugung, Verluste und Transaktionskosten.
Methode: (PV-Kosten/Winterproduktion − Kernenergiekosten/Winterproduktion) / (PV-Sommer-/Winterproduktion − nukleare Sommer-/Winterproduktion), mit abgezinsten Werten.
365 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Kosten-/Liefersensitivität ohne Sommergutschrift; Betriebsdauer und Erzeugung unverändert.
Bedingte Komponenten- oder Saisonenergierechnung. Zusätzlicher Stundenausgleich und externe Netze bleiben unbepreist.
Methode: Abgezinste Kernkraftkosten / abgezinste Wintererzeugung; CHF2024 15000/kW, 15 Baujahre und 5% erforderliche reale Rendite.
10 Milliarden CHF2025 · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Vier Stunden, 10 GW, 15 Jahre Lebensdauer, 5% Rendite, 300 Vollzyklen jährlich und 4% jährlicher Betrieb/Unterhalt einschliesslich Kapazitätserhaltung.
Beispielhafte Grössen- und Beschaffungsannahme, kein Systembedarf oder Schweizer Angebot. Externes Netz und Baufinanzierung fehlen.
Methode: 40 Millionen kWh × installierte CHF/kWh; Dienstleistungspreis = annualisiertes Kapital sowie Betrieb und Unterhalt / entladene MWh + CHF 30/MWh / 0.85.
149 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Vier Stunden, 10 GW, 15 Jahre Lebensdauer, 5% Rendite, 300 Vollzyklen jährlich und 4% jährlicher Betrieb/Unterhalt einschliesslich Kapazitätserhaltung.
Beispielhafte Grössen- und Beschaffungsannahme, kein Systembedarf oder Schweizer Angebot. Externes Netz und Baufinanzierung fehlen.
Methode: 40 Millionen kWh × installierte CHF/kWh; Dienstleistungspreis = annualisiertes Kapital sowie Betrieb und Unterhalt / entladene MWh + CHF 30/MWh / 0.85.
20 Milliarden CHF2025 · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Vier Stunden, 10 GW, 15 Jahre Lebensdauer, 5% Rendite, 300 Vollzyklen jährlich und 4% jährlicher Betrieb/Unterhalt einschliesslich Kapazitätserhaltung.
Beispielhafte Grössen- und Beschaffungsannahme, kein Systembedarf oder Schweizer Angebot. Externes Netz und Baufinanzierung fehlen.
Methode: 40 Millionen kWh × installierte CHF/kWh; Dienstleistungspreis = annualisiertes Kapital sowie Betrieb und Unterhalt / entladene MWh + CHF 30/MWh / 0.85.
263 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Vier Stunden, 10 GW, 15 Jahre Lebensdauer, 5% Rendite, 300 Vollzyklen jährlich und 4% jährlicher Betrieb/Unterhalt einschliesslich Kapazitätserhaltung.
Beispielhafte Grössen- und Beschaffungsannahme, kein Systembedarf oder Schweizer Angebot. Externes Netz und Baufinanzierung fehlen.
Methode: 40 Millionen kWh × installierte CHF/kWh; Dienstleistungspreis = annualisiertes Kapital sowie Betrieb und Unterhalt / entladene MWh + CHF 30/MWh / 0.85.
108 CHF2025/MWh · Beispielhafter Vergleich; konstante CHF von 2025
Eine zusätzliche Saisonverlagerung jährlich unter genannten Investitions-, Nutzungsdauer-, Kosten- und Erlösannahmen.
Speicherdienstleistung einschliesslich Opportunitätskosten; weder neue Jahresproduktion noch eine unbegrenzte nationale Ressource.
Methode: CHF307m × Kapitalwiedergewinnungsfaktor(5%,60 Jahre) / 240000 MWh + CHF10 Unterhalt + CHF30 entgangener Sommerverkauf pro MWh.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageKWO Grimselsee expansion
1.5 GWh · Eigentümerbericht oder -plan geprüft am 22. September 2026
Erste Teilwinterproduktion Madrisa; siehe genaue Quellenstelle.
Vom Eigentümer berichtete Teilanlage, etwas über 2 MW, ein Winter. Gerundete Werte; Gesamtproduktion bleibt Prognose.
Methode: Eigentümermitteilung, 31. März 2026
70 Millionen CHF · Eigentümerbericht oder -plan geprüft am 22. September 2026
Genanntes Madrisa-Projektbudget; siehe genaue Quellenstelle.
Eigentümerbudget, keine geprüften Endausgaben.
Methode: Facts & Figures
34 Millionen CHF · Eigentümerbericht oder -plan geprüft am 22. September 2026
Genanntes Projektbudget Grenchen; siehe genaue Quellenstelle.
Eigentümerbudget; Zeitplan und Bau bedingt.
Methode: Projektdaten und Fakten
30 GWh/Jahr · Eigentümerbericht oder -plan geprüft am 22. September 2026
Erwartete Jahresproduktion Grenchen; siehe genaue Quellenstelle.
Prognose vor Betrieb; etwa zwei Drittel im Winter erwartet.
Methode: Projektdaten und Fakten
2029 Jahr · Eigentümerbericht oder -plan geprüft am 22. September 2026
Geplanter Betrieb Grenchen; siehe genaue Quellenstelle.
Die Eigentümerchronologie nennt einen Baustopp bis zum Bundesgerichtsentscheid.
Methode: Aktueller Projektzeitplan
307 Millionen CHF2025 · Eigentümerbericht oder -plan geprüft am 22. September 2026
Grimselsee-Erweiterungsbudget; siehe genaue Quellenstelle.
Eigentümer-Projektbudget, keine Endausgaben.
Methode: Projektkenndaten
1'100 kWh/kWp/Jahr · Referenzwetter 2024
Angenommener jährlicher Solarertrag im Referenzwetter 2024.
Eine angenommene Kalibrierung mit Wetter aus 2024, keine gemessene Flottenproduktion. Künftige Standorte, Jahresertrag und Monatsprofil brauchen eine Kalibrierung.
Methode: hourly_model/config.json: supply.solar_reference_kwh_per_kwp
820 kWh/kW/Jahr · Beobachtete Referenzstichprobe 2024
Repräsentativer gemessener Ertrag in der Produktionsschätzung des BFE; Anlagen über 30 kVA mit zwölf Monatsmeldungen. Standort und Ausrichtung werden nicht unterschieden.
Repräsentative BFE-Stichprobe 2024: Anlagen über 30 kVA mit Produktionsmessung und zwölf Monatsmeldungen. Standort und Ausrichtung sind nicht getrennt; dies ist keine Ertragsprognose für künftige Standorte.
Methode: BFE-Solarstatistik 2025, Abschnitte 2.3 und 5.4.1, gedruckte Seiten 7 und 27.
0 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Differenz zum entsprechenden Fall mit 2 GW Importen. Andere genannte Eingaben unverändert; Ertrags- und Wasserannahmen bleiben erhalten.
Per Konstruktion null: Dies ist die Referenz mit 2 GW für den Vergleich mit geplanter Wartung und ohne langen Stillstand.
Methode: (2017-dc-routine.winter_shortfall_gwh − 2017-dc-routine.winter_shortfall_gwh) / 1000
0 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Differenz zum entsprechenden Fall mit 2 GW Importen. Andere genannte Eingaben unverändert; Ertrags- und Wasserannahmen bleiben erhalten.
Per Konstruktion null: Dies ist die Referenz mit 2 GW für den Vergleich mit dem gewählten 90-tägigen Leibstadt-Stillstand.
Methode: (2017-dc-outage.winter_shortfall_gwh − 2017-dc-outage.winter_shortfall_gwh) / 1000
3.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Differenz zum entsprechenden Fall mit 2 GW Importen. Andere genannte Eingaben unverändert; Ertrags- und Wasserannahmen bleiben erhalten.
Nur Winterdifferenz zwischen abgestimmten Fällen mit 1 und 2 GW, mit Wetter 2016/17 und geplanter Wartung, ohne langen Stillstand. Ursprüngliche Annahmen zu Solar, Kernkraft, Nachfrage und Wasserkraft beibehalten; keine Spanne alternativer Fahrpläne und keine endgültige Vertragsmenge.
Methode: (2017-dc-import1-routine.winter_shortfall_gwh − 2017-dc-routine.winter_shortfall_gwh) / 1000
3.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Differenz zum entsprechenden Fall mit 2 GW Importen. Andere genannte Eingaben unverändert; Ertrags- und Wasserannahmen bleiben erhalten.
Nur Winterdifferenz zwischen abgestimmten Fällen mit 1 und 2 GW, mit Wetter 2016/17 und dem gewählten 90-tägigen Leibstadt-Stillstand. Ursprüngliche Annahmen zu Solar, Kernkraft, Nachfrage und Wasserkraft beibehalten; keine Spanne alternativer Fahrpläne und keine endgültige Vertragsmenge.
Methode: (2017-dc-import1-outage.winter_shortfall_gwh − 2017-dc-outage.winter_shortfall_gwh) / 1000
7.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Differenz zum entsprechenden Fall mit 2 GW Importen. Andere genannte Eingaben unverändert; Ertrags- und Wasserannahmen bleiben erhalten.
Nur Winterdifferenz zwischen abgestimmten Fällen mit 0 und 2 GW, mit Wetter 2016/17 und geplanter Wartung, ohne langen Stillstand. Ursprüngliche Annahmen zu Solar, Kernkraft, Nachfrage und Wasserkraft beibehalten; keine Spanne alternativer Fahrpläne und keine endgültige Vertragsmenge.
Methode: (2017-dc-import0-routine.winter_shortfall_gwh − 2017-dc-routine.winter_shortfall_gwh) / 1000
8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Differenz zum entsprechenden Fall mit 2 GW Importen. Andere genannte Eingaben unverändert; Ertrags- und Wasserannahmen bleiben erhalten.
Nur Winterdifferenz zwischen abgestimmten Fällen mit 0 und 2 GW, mit Wetter 2016/17 und dem gewählten 90-tägigen Leibstadt-Stillstand. Ursprüngliche Annahmen zu Solar, Kernkraft, Nachfrage und Wasserkraft beibehalten; keine Spanne alternativer Fahrpläne und keine endgültige Vertragsmenge.
Methode: (2017-dc-import0-outage.winter_shortfall_gwh − 2017-dc-outage.winter_shortfall_gwh) / 1000
4.4 TWh · Oktober 2016–März 2017, Europe/Zurich
Ein GW in jeder Modellwinterstunde.
Ständige volle Nutzung einer hypothetischen Obergrenze; keine gemessenen Importe, gesicherte Lieferung oder Importmenge eines alternativen Optimums.
Methode: 1 GW × 4368 Stunden / 1000 = 4.368 TWh.
3.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Vier vergleichbare Schritte: 2→1 und 1→0 GW, mit geplanter Wartung oder gewähltem langem Stillstand.
Eine Veränderung der Lücke zwischen gespeicherten Fällen, nicht die Winterimportmenge. Erzeugungs- und Wasserkraftdaten bleiben unkalibriert.
Methode: min(Winterunterdeckung bei tieferer Obergrenze − Winterunterdeckung bei höherer Obergrenze) / 1000.
266.2 kWh/kWp · Szenario 2035; 13 ausgewählte Wetterjahre
Mögliche Oktober–März-Produktion pro angenommener Solarleistung vor Abregelung.
Unkalibrierte Modelleingabe. Die Spannen nach Wetterjahr unterscheiden sich von den mehrjährigen Mittelwerten der veröffentlichten Portfolios; kein Vergleich bei gleichen Standorten oder gleicher Dienstleistung.
Methode: min(Summe(stündliche Solar-GW im Winter) / Solar-GWp). Stundenintervalle dauern eine Stunde.
306.7 kWh/kWp · Szenario 2050; 3 ausgewählte Wetterjahre
Mögliche Oktober–März-Produktion pro angenommener Solarleistung vor Abregelung.
Unkalibrierte Modelleingabe. Die Spannen nach Wetterjahr unterscheiden sich von den mehrjährigen Mittelwerten der veröffentlichten Portfolios; kein Vergleich bei gleichen Standorten oder gleicher Dienstleistung.
Methode: min(Summe(stündliche Solar-GW im Winter) / Solar-GWp). Stundenintervalle dauern eine Stunde.
257.8 kWh/kWp · Oktober–März; veröffentlichte Portfolios mit Wetter 2004–2018
Zwei modellierte Portfolios in der saisonalen Solarillustration: ZWB und AWS.
Publizierte Modellierung, keine beobachtete Landesproduktion. Standortmix und Wettergrundlage unterscheiden sich vom stündlichen Programm.
Methode: min(ZWB 257.8, AWS 296.9), veröffentlichte Tabelle 3, gedruckte Seite 21.
Import reliance, winter solar inputs and forced shortagesWinterstrom Schweiz
4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Vier vergleichbare Schritte: 2→1 und 1→0 GW, mit geplanter Wartung oder gewähltem langem Stillstand.
Eine Veränderung der Lücke zwischen gespeicherten Fällen, nicht die Winterimportmenge. Erzeugungs- und Wasserkraftdaten bleiben unkalibriert.
Methode: max(Winterunterdeckung bei tieferer Obergrenze − Winterunterdeckung bei höherer Obergrenze) / 1000.
342.9 kWh/kWp · Szenario 2035; 13 ausgewählte Wetterjahre
Mögliche Oktober–März-Produktion pro angenommener Solarleistung vor Abregelung.
Unkalibrierte Modelleingabe. Die Spannen nach Wetterjahr unterscheiden sich von den mehrjährigen Mittelwerten der veröffentlichten Portfolios; kein Vergleich bei gleichen Standorten oder gleicher Dienstleistung.
Methode: max(Summe(stündliche Solar-GW im Winter) / Solar-GWp). Stundenintervalle dauern eine Stunde.
342.9 kWh/kWp · Szenario 2050; 3 ausgewählte Wetterjahre
Mögliche Oktober–März-Produktion pro angenommener Solarleistung vor Abregelung.
Unkalibrierte Modelleingabe. Die Spannen nach Wetterjahr unterscheiden sich von den mehrjährigen Mittelwerten der veröffentlichten Portfolios; kein Vergleich bei gleichen Standorten oder gleicher Dienstleistung.
Methode: max(Summe(stündliche Solar-GW im Winter) / Solar-GWp). Stundenintervalle dauern eine Stunde.
296.9 kWh/kWp · Oktober–März; veröffentlichte Portfolios mit Wetter 2004–2018
Zwei modellierte Portfolios in der saisonalen Solarillustration: ZWB und AWS.
Publizierte Modellierung, keine beobachtete Landesproduktion. Standortmix und Wettergrundlage unterscheiden sich vom stündlichen Programm.
Methode: max(ZWB 257.8, AWS 296.9), veröffentlichte Tabelle 3, gedruckte Seite 21.
Import reliance, winter solar inputs and forced shortagesWinterstrom Schweiz
1.1 TWh · Park 2050; Wetter 2016/17; drei neue Blöcke, Verlängerungen bestehender Anlagen, erfasster Anfangsstand der Seen und Importe bis 2 GW
Nachgewiesene Untergrenze des jährlichen Stromdefizits, wenn der dritte Block in jeder modellierten Wartungsstunde liefert, bei unverändertem Verfügbarkeitsansatz von 98% und allen anderen Ressourcen.
Eine geprüfte Untergrenze, kein optimiertes Ergebnis einer neuen Einsatzrechnung. Sie bestimmt weder den Zeitpunkt der Winterlücken noch Spitzenleistung oder Eigentümererlöse. Die gesamte Wartung der dritten Einheit wegzulassen ist günstiger, als sie zu verschieben.
Methode: Ursprüngliche mögliche LP-Dualgrenze minus knotenmarginalgewichteter Zusatzerzeugung, geteilt durch 1000; maintenance-dual-comparisons.json liefert Nachweis und Quellfallprüfsummen.
5 Winter · 2016/17–2025/26
Mindestens so viele der zehn Oktober–März-Winter von 2016/17 bis 2025/26 überschnitten sich mit einem der fünf dokumentierten Ereignisse.
Beobachtete Mindestzahl, keine geschätzte Zukunftswahrscheinlichkeit. Enthält geplanten Umbau mit Verlängerungen; keine vollständige Stundensuche nach Ereignissen.
Methode: Unterschiedliche Winter im ausgewählten Ereignisregister aus Primärquellen zählen.
Geschäftsbericht 2016Geschäftsbericht 2017Geschäftsbericht 2018Geschäftsbericht 2021ENSI: ensi-restart-2017-readerENSI: ensi-restart-december-2017-readerENSI: ensi-restart-2018-readerENSI: ensi-annual-2017-readerGösgen restart permission after the extended shutdownNach Revision im KKW Leibstadt: ENSI genehmigt WiederanfahrenKKG hat Stromproduktion wieder aufgenommen
835.3 kWh/kWp · Wetter 2024; Anpassungsjahre 2020–2024
Strahlungsindikator, angepasst an die jährlichen Erträge des Anlagenparks gemäss BFE für 2020–2024.
Eine Modellkalibrierung, keine beobachtete Kraftwerksproduktion. Die Jahresanpassung bestätigt weder stündliche Verläufe noch Schnee, Ausrichtung oder künftige Standorte.
Methode: Kleinste-Quadrate-Anpassung eines Strahlungsmultiplikators an fünf veröffentlichte Jahreserträge.
23.7 kWh/kWp · 2020–2024
Streuung der angepassten Jahreserträge um die fünf BFE-Werte.
Anpassungsfehler innerhalb der Stichprobe; keine Wahrscheinlichkeit oder vollständige Prognoseunsicherheit abgeleitet.
Methode: sqrt(mean((angepasster Ertrag − veröffentlichter Ertrag)^2)).
48.5 kWh/kWp · 2015–2019
Mittlere quadratische Abweichung zwischen dem unveränderten Solarindikator und den jährlichen Erträgen gemäss BFE für 2015–2019.
Enthält Wetterproxyfehler, Standortmixänderungen und statistische Methodenunterschiede; keine Winterkorrektur belegt.
Methode: sqrt(mean((angepasster Ertrag − veröffentlichter Ertrag)^2)) über fünf frühere Kalenderjahre.
202.1 kWh/kWp · Szenario 2035; dreizehn Wetterjahre
Mögliche Oktober–März-Solarproduktion pro installiertem GWp vor Abregelung.
Kalibrierte Näherung; anderes Wetter und andere Standorte als in den veröffentlichten Dach-/Fassadenportfolios.
Methode: min(Summe(stündliche Solar-GW im Winter) / installierte GWp).
260.4 kWh/kWp · Szenario 2035; dreizehn Wetterjahre
Mögliche Oktober–März-Solarproduktion pro installiertem GWp vor Abregelung.
Kalibrierte Näherung; anderes Wetter und andere Standorte als in den veröffentlichten Dach-/Fassadenportfolios.
Methode: max(Summe(stündliche Solar-GW im Winter) / installierte GWp).
232.9 kWh/kWp · Szenario 2050; drei ausgewählte Wetterjahre
Mögliche Oktober–März-Solarproduktion pro installiertem GWp vor Abregelung.
Kalibrierte Näherung; anderes Wetter und andere Standorte als in den veröffentlichten Dach-/Fassadenportfolios.
Methode: min(Summe(stündliche Solar-GW im Winter) / installierte GWp).
260.4 kWh/kWp · Szenario 2050; drei ausgewählte Wetterjahre
Mögliche Oktober–März-Solarproduktion pro installiertem GWp vor Abregelung.
Kalibrierte Näherung; anderes Wetter und andere Standorte als in den veröffentlichten Dach-/Fassadenportfolios.
Methode: max(Summe(stündliche Solar-GW im Winter) / installierte GWp).
90.4 % · 2016, 2017, 2018, 2019, 2020, 2021, 2022, 2023, 2024
Produktion des gewählten Jahres geteilt durch Nennleistung mal Kalenderstunden.
Bedingte Betriebsannahme. Jahre 2025 fehlen; längere Stillstände werden getrennt geprüft. Leibstadts Wert enthält die Leistungsreduktion von 2018.
Methode: Summe der Produktion / Summe(jahresspezifische Nettoleistung × Kalenderstunden) × 100.
85.5 % · 2018, 2019, 2020, 2022, 2023, 2024, 2025
Produktion des gewählten Jahres geteilt durch Nennleistung mal Kalenderstunden.
Bedingte Betriebsannahme. Jahre 2016, 2017, 2021 fehlen; längere Stillstände werden getrennt geprüft. Leibstadts Wert enthält die Leistungsreduktion von 2018.
Methode: Summe der Produktion / Summe(jahresspezifische Nettoleistung × Kalenderstunden) × 100.
9.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.2 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-0.5 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.2 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
4.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.4 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.2 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
13.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.4 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-0.5 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.3 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
4.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.5 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.4 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.3 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.2 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-0.5 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.2 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
4.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.1 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.3 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.5 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.4 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.2 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.5 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.1 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-0.5 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.1 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
4.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.1 GW · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2035-0new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
19.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
20.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
15.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
16.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
9.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
27.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
32.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.4 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-1.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
23.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
26 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.4 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
19.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
21.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.4 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-0new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
14.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
16.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
9.2 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.2 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.2 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
23.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
26 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.4 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
19.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
21.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.4 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
15.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
16.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
9.4 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-1new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
9.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-3.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.2 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-3.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.2 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-3.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.8 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.9 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.2 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-3.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
9 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
19 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
20.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
15.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
16.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
9.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-2new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-3.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
15.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
16.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
9.2 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.2 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.2 GW · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2011/12
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2012-2050-3new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-0.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.9 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
4.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.5 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.9 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: min(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
3.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: max(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
8.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Kleinstes Bruttovolumen der Winterimporte, wobei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenmangel auf ihrem Optimum gehalten werden; die Jahresimporte können sich ändern.
Bedingtes physisches Minimum. Belegt weder ausländische Erzeugung, Grenzrechte noch tatsächlichen Handel; das jährliche Importvolumen darf variieren.
Methode: Summe(Winterstundenimporte GW) / 1000 minimieren, bei gleicher jährlicher Fehlenergie und Spitzenbegrenzung.
3.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Ungedeckte Winterenergie im möglichen Fahrplan, der die Bruttowinterimporte minimiert und dabei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenleistungsmangel festhält.
Das Ziel hält die ungedeckte Jahresenergie fest, nicht die Winterenergie. Ihre saisonale Aufteilung kann von der gezeigten Referenz oder anderen gleich angemessenen Fahrplänen abweichen.
Methode: Summe(ungedeckte Winter-GW) / 1000 im gespeicherten Endpunkt mit minimalen Winterimporten.
13.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
14.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.8 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-0.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
9.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.7 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
4.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.3 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.7 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: min(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
5.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: max(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
8.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Kleinstes Bruttovolumen der Winterimporte, wobei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenmangel auf ihrem Optimum gehalten werden; die Jahresimporte können sich ändern.
Bedingtes physisches Minimum. Belegt weder ausländische Erzeugung, Grenzrechte noch tatsächlichen Handel; das jährliche Importvolumen darf variieren.
Methode: Summe(Winterstundenimporte GW) / 1000 minimieren, bei gleicher jährlicher Fehlenergie und Spitzenbegrenzung.
5.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Ungedeckte Winterenergie im möglichen Fahrplan, der die Bruttowinterimporte minimiert und dabei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenleistungsmangel festhält.
Das Ziel hält die ungedeckte Jahresenergie fest, nicht die Winterenergie. Ihre saisonale Aufteilung kann von der gezeigten Referenz oder anderen gleich angemessenen Fahrplänen abweichen.
Methode: Summe(ungedeckte Winter-GW) / 1000 im gespeicherten Endpunkt mit minimalen Winterimporten.
12.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
13.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.4 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-0.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: min(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
13 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: max(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
0 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Kleinstes Bruttovolumen der Winterimporte, wobei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenmangel auf ihrem Optimum gehalten werden; die Jahresimporte können sich ändern.
Bedingtes physisches Minimum. Belegt weder ausländische Erzeugung, Grenzrechte noch tatsächlichen Handel; das jährliche Importvolumen darf variieren.
Methode: Summe(Winterstundenimporte GW) / 1000 minimieren, bei gleicher jährlicher Fehlenergie und Spitzenbegrenzung.
12.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Ungedeckte Winterenergie im möglichen Fahrplan, der die Bruttowinterimporte minimiert und dabei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenleistungsmangel festhält.
Das Ziel hält die ungedeckte Jahresenergie fest, nicht die Winterenergie. Ihre saisonale Aufteilung kann von der gezeigten Referenz oder anderen gleich angemessenen Fahrplänen abweichen.
Methode: Summe(ungedeckte Winter-GW) / 1000 im gespeicherten Endpunkt mit minimalen Winterimporten.
8.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.4 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
4.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: min(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
8.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: max(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
4.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Kleinstes Bruttovolumen der Winterimporte, wobei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenmangel auf ihrem Optimum gehalten werden; die Jahresimporte können sich ändern.
Bedingtes physisches Minimum. Belegt weder ausländische Erzeugung, Grenzrechte noch tatsächlichen Handel; das jährliche Importvolumen darf variieren.
Methode: Summe(Winterstundenimporte GW) / 1000 minimieren, bei gleicher jährlicher Fehlenergie und Spitzenbegrenzung.
8.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Ungedeckte Winterenergie im möglichen Fahrplan, der die Bruttowinterimporte minimiert und dabei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenleistungsmangel festhält.
Das Ziel hält die ungedeckte Jahresenergie fest, nicht die Winterenergie. Ihre saisonale Aufteilung kann von der gezeigten Referenz oder anderen gleich angemessenen Fahrplänen abweichen.
Methode: Summe(ungedeckte Winter-GW) / 1000 im gespeicherten Endpunkt mit minimalen Winterimporten.
5.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.7 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.3 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.9 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.4 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: min(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
4.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: max(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
8.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Kleinstes Bruttovolumen der Winterimporte, wobei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenmangel auf ihrem Optimum gehalten werden; die Jahresimporte können sich ändern.
Bedingtes physisches Minimum. Belegt weder ausländische Erzeugung, Grenzrechte noch tatsächlichen Handel; das jährliche Importvolumen darf variieren.
Methode: Summe(Winterstundenimporte GW) / 1000 minimieren, bei gleicher jährlicher Fehlenergie und Spitzenbegrenzung.
4.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Ungedeckte Winterenergie im möglichen Fahrplan, der die Bruttowinterimporte minimiert und dabei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenleistungsmangel festhält.
Das Ziel hält die ungedeckte Jahresenergie fest, nicht die Winterenergie. Ihre saisonale Aufteilung kann von der gezeigten Referenz oder anderen gleich angemessenen Fahrplänen abweichen.
Methode: Summe(ungedeckte Winter-GW) / 1000 im gespeicherten Endpunkt mit minimalen Winterimporten.
12.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
13.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.4 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-0.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.4 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
4.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.4 GW · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2035-0new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
20.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
23.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
20.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: min(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
22.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: max(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Kleinstes Bruttovolumen der Winterimporte, wobei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenmangel auf ihrem Optimum gehalten werden; die Jahresimporte können sich ändern.
Bedingtes physisches Minimum. Belegt weder ausländische Erzeugung, Grenzrechte noch tatsächlichen Handel; das jährliche Importvolumen darf variieren.
Methode: Summe(Winterstundenimporte GW) / 1000 minimieren, bei gleicher jährlicher Fehlenergie und Spitzenbegrenzung.
20.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Ungedeckte Winterenergie im möglichen Fahrplan, der die Bruttowinterimporte minimiert und dabei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenleistungsmangel festhält.
Das Ziel hält die ungedeckte Jahresenergie fest, nicht die Winterenergie. Ihre saisonale Aufteilung kann von der gezeigten Referenz oder anderen gleich angemessenen Fahrplänen abweichen.
Methode: Summe(ungedeckte Winter-GW) / 1000 im gespeicherten Endpunkt mit minimalen Winterimporten.
16.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
17.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
13.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: min(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
13.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: max(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
7.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Kleinstes Bruttovolumen der Winterimporte, wobei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenmangel auf ihrem Optimum gehalten werden; die Jahresimporte können sich ändern.
Bedingtes physisches Minimum. Belegt weder ausländische Erzeugung, Grenzrechte noch tatsächlichen Handel; das jährliche Importvolumen darf variieren.
Methode: Summe(Winterstundenimporte GW) / 1000 minimieren, bei gleicher jährlicher Fehlenergie und Spitzenbegrenzung.
12.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Ungedeckte Winterenergie im möglichen Fahrplan, der die Bruttowinterimporte minimiert und dabei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenleistungsmangel festhält.
Das Ziel hält die ungedeckte Jahresenergie fest, nicht die Winterenergie. Ihre saisonale Aufteilung kann von der gezeigten Referenz oder anderen gleich angemessenen Fahrplänen abweichen.
Methode: Summe(ungedeckte Winter-GW) / 1000 im gespeicherten Endpunkt mit minimalen Winterimporten.
28.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
37 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
9.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-1.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
24.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
30.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
20.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
23.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-0new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
16.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
17.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
13 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
24.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
30 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.2 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-1.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
20.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
23.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.2 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
16.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
17.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.2 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-1new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: min(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
3.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: max(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
7.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Kleinstes Bruttovolumen der Winterimporte, wobei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenmangel auf ihrem Optimum gehalten werden; die Jahresimporte können sich ändern.
Bedingtes physisches Minimum. Belegt weder ausländische Erzeugung, Grenzrechte noch tatsächlichen Handel; das jährliche Importvolumen darf variieren.
Methode: Summe(Winterstundenimporte GW) / 1000 minimieren, bei gleicher jährlicher Fehlenergie und Spitzenbegrenzung.
3.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Ungedeckte Winterenergie im möglichen Fahrplan, der die Bruttowinterimporte minimiert und dabei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenleistungsmangel festhält.
Das Ziel hält die ungedeckte Jahresenergie fest, nicht die Winterenergie. Ihre saisonale Aufteilung kann von der gezeigten Referenz oder anderen gleich angemessenen Fahrplänen abweichen.
Methode: Summe(ungedeckte Winter-GW) / 1000 im gespeicherten Endpunkt mit minimalen Winterimporten.
13 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
13.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
9.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
9.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: min(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
5.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: max(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
7.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Kleinstes Bruttovolumen der Winterimporte, wobei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenmangel auf ihrem Optimum gehalten werden; die Jahresimporte können sich ändern.
Bedingtes physisches Minimum. Belegt weder ausländische Erzeugung, Grenzrechte noch tatsächlichen Handel; das jährliche Importvolumen darf variieren.
Methode: Summe(Winterstundenimporte GW) / 1000 minimieren, bei gleicher jährlicher Fehlenergie und Spitzenbegrenzung.
5.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Ungedeckte Winterenergie im möglichen Fahrplan, der die Bruttowinterimporte minimiert und dabei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenleistungsmangel festhält.
Das Ziel hält die ungedeckte Jahresenergie fest, nicht die Winterenergie. Ihre saisonale Aufteilung kann von der gezeigten Referenz oder anderen gleich angemessenen Fahrplänen abweichen.
Methode: Summe(ungedeckte Winter-GW) / 1000 im gespeicherten Endpunkt mit minimalen Winterimporten.
12 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: min(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
12.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: max(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Kleinstes Bruttovolumen der Winterimporte, wobei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenmangel auf ihrem Optimum gehalten werden; die Jahresimporte können sich ändern.
Bedingtes physisches Minimum. Belegt weder ausländische Erzeugung, Grenzrechte noch tatsächlichen Handel; das jährliche Importvolumen darf variieren.
Methode: Summe(Winterstundenimporte GW) / 1000 minimieren, bei gleicher jährlicher Fehlenergie und Spitzenbegrenzung.
12.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Ungedeckte Winterenergie im möglichen Fahrplan, der die Bruttowinterimporte minimiert und dabei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenleistungsmangel festhält.
Das Ziel hält die ungedeckte Jahresenergie fest, nicht die Winterenergie. Ihre saisonale Aufteilung kann von der gezeigten Referenz oder anderen gleich angemessenen Fahrplänen abweichen.
Methode: Summe(ungedeckte Winter-GW) / 1000 im gespeicherten Endpunkt mit minimalen Winterimporten.
8.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: min(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
8.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: max(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
3.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Kleinstes Bruttovolumen der Winterimporte, wobei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenmangel auf ihrem Optimum gehalten werden; die Jahresimporte können sich ändern.
Bedingtes physisches Minimum. Belegt weder ausländische Erzeugung, Grenzrechte noch tatsächlichen Handel; das jährliche Importvolumen darf variieren.
Methode: Summe(Winterstundenimporte GW) / 1000 minimieren, bei gleicher jährlicher Fehlenergie und Spitzenbegrenzung.
8.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Ungedeckte Winterenergie im möglichen Fahrplan, der die Bruttowinterimporte minimiert und dabei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenleistungsmangel festhält.
Das Ziel hält die ungedeckte Jahresenergie fest, nicht die Winterenergie. Ihre saisonale Aufteilung kann von der gezeigten Referenz oder anderen gleich angemessenen Fahrplänen abweichen.
Methode: Summe(ungedeckte Winter-GW) / 1000 im gespeicherten Endpunkt mit minimalen Winterimporten.
5.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.5 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.6 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: min(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
4.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: max(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
7.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Kleinstes Bruttovolumen der Winterimporte, wobei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenmangel auf ihrem Optimum gehalten werden; die Jahresimporte können sich ändern.
Bedingtes physisches Minimum. Belegt weder ausländische Erzeugung, Grenzrechte noch tatsächlichen Handel; das jährliche Importvolumen darf variieren.
Methode: Summe(Winterstundenimporte GW) / 1000 minimieren, bei gleicher jährlicher Fehlenergie und Spitzenbegrenzung.
4.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Ungedeckte Winterenergie im möglichen Fahrplan, der die Bruttowinterimporte minimiert und dabei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenleistungsmangel festhält.
Das Ziel hält die ungedeckte Jahresenergie fest, nicht die Winterenergie. Ihre saisonale Aufteilung kann von der gezeigten Referenz oder anderen gleich angemessenen Fahrplänen abweichen.
Methode: Summe(ungedeckte Winter-GW) / 1000 im gespeicherten Endpunkt mit minimalen Winterimporten.
12 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.8 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.8 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.8 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
20.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
23.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
16.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
17.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
13.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-2new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.9 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: min(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
8.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: max(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Kleinstes Bruttovolumen der Winterimporte, wobei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenmangel auf ihrem Optimum gehalten werden; die Jahresimporte können sich ändern.
Bedingtes physisches Minimum. Belegt weder ausländische Erzeugung, Grenzrechte noch tatsächlichen Handel; das jährliche Importvolumen darf variieren.
Methode: Summe(Winterstundenimporte GW) / 1000 minimieren, bei gleicher jährlicher Fehlenergie und Spitzenbegrenzung.
8.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Ungedeckte Winterenergie im möglichen Fahrplan, der die Bruttowinterimporte minimiert und dabei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenleistungsmangel festhält.
Das Ziel hält die ungedeckte Jahresenergie fest, nicht die Winterenergie. Ihre saisonale Aufteilung kann von der gezeigten Referenz oder anderen gleich angemessenen Fahrplänen abweichen.
Methode: Summe(ungedeckte Winter-GW) / 1000 im gespeicherten Endpunkt mit minimalen Winterimporten.
4.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.9 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.9 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: min(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
1.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winteranteil des ungedeckten Stroms, wobei ungedeckte Jahresenergie, Spitzenlücke und jährliche Bruttoimporte auf dem gespeicherten Optimum gehalten werden.
Bereich von Fahrplänen, kein Konfidenzintervall. Ein saisonaler Anteil kann sich ändern, ohne die gesamte jährliche Versorgungsangemessenheit zu verändern. Pumpkorrekturen erhalten den Endpunkt.
Methode: max(Summe(stündlich ungedeckte Winter-GW)) / 1000 unter den gespeicherten Zielnebenbedingungen.
7.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Kleinstes Bruttovolumen der Winterimporte, wobei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenmangel auf ihrem Optimum gehalten werden; die Jahresimporte können sich ändern.
Bedingtes physisches Minimum. Belegt weder ausländische Erzeugung, Grenzrechte noch tatsächlichen Handel; das jährliche Importvolumen darf variieren.
Methode: Summe(Winterstundenimporte GW) / 1000 minimieren, bei gleicher jährlicher Fehlenergie und Spitzenbegrenzung.
1.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Ungedeckte Winterenergie im möglichen Fahrplan, der die Bruttowinterimporte minimiert und dabei ungedeckte Jahresenergie und Spitzenleistungsmangel festhält.
Das Ziel hält die ungedeckte Jahresenergie fest, nicht die Winterenergie. Ihre saisonale Aufteilung kann von der gezeigten Referenz oder anderen gleich angemessenen Fahrplänen abweichen.
Methode: Summe(ungedeckte Winter-GW) / 1000 im gespeicherten Endpunkt mit minimalen Winterimporten.
16.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
17.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
13.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2016/17
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2017-2050-3new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
9.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.6 GW · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-0.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.5 GW · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
4.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.1 GW · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.6 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.5 GW · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.9 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.3 GW · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-0.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.2 GW · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
4.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.7 GW · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.1 GW · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3 GW · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-0.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.9 GW · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
4.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.4 GW · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.8 GW · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
12.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3 GW · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-0.4 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.9 GW · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
4.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.1 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.8 GW · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
8.2 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.7 TWh · Szenario 2035; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2035-0new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
18.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
23.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.4 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
14.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
16.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
26.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
36.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.7 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-1.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
22.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
29.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.6 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
18.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
23.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.6 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-0new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
14.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
16.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.2 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
22.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
29.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.5 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
18.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
23.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.5 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
14.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
16.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.4 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-1new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
8.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.8 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-3.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.8 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.8 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-free-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.5 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-3.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.4 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.9 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-3.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.1 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.5 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.6 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-3.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-power-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.6 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-power-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.6 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-lto-observed-power-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
18.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
23.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5.4 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
14.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
16.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-2new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
6.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-3.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-0.2 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
6.6 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
14.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
16.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
0 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
-2.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-no-lto-observed-import0: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
10.7 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
11.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
3.3 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
3.8 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
0.9 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-no-lto-observed-import1: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.1 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom von Oktober bis März.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
7.3 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Zusätzlich benötigter Strom über das gesamte hydrologische Jahr.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells unserved_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
2.2 GW · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Grösste Stundenlücke nach Einsatz der angenommenen Ressourcen.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells peak_unserved_gw / 1; Spezifikation in evidence.json.
7.4 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Von Oktober bis März importierter Strom, vor Abzug der Exporte.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
4.5 TWh · Szenario 2050; Wetter 2021/22
Winterimporte minus Winterexporte im gewählten Einsatzplan.
Bedingte Stundenrechnung: Fünfjahres-Solarabgleich, Reaktorfaktoren ausgewählter Jahre, perfekte Voraussicht, gebündelte Wasserkraft und keine internen Netzgrenzen. Wintersummen beschreiben den gespeicherten möglichen Fahrplan; jährliche Fehlenergie ist das vorrangig minimierte Ziel. Keine Stillstandswahrscheinlichkeit oder Reservemarge.
Methode: Fall 2022-2050-3new-no-lto-observed-import2: gespeichertes Ergebnis des Stundenmodells winter_net_imports_gwh / 1000; Spezifikation in evidence.json.
1.8 TWh · 2035; Wetter 2011/12
Winterlücke mit der Solaranpassung über fünf Jahre und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seevorräte.
Gebündelte Seen können fast voll starten und null erreichen; kein langer Stillstand oder statistischer Zuschlag. Bei Sommerdefizit kann die Winterverteilung variieren.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW von Oktober bis März / 1000.
1.8 TWh · 2035; Wetter Oktober 2011–September 2012
Jährliche Fehlenergie mit Fünfjahres-Solarabgleich und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seebestände.
Jährliche Menge zur Bedarfsdeckung. Die saisonale Verteilung kann variieren. Zusammengefasste Seen können fast voll starten und leer werden; kein langer Stillstand oder statistischer Reservezuschlag.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW über das hydrologische Jahr / 1000.
1.7 TWh · 2035; Wetter 2012/13
Winterlücke mit der Solaranpassung über fünf Jahre und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seevorräte.
Gebündelte Seen können fast voll starten und null erreichen; kein langer Stillstand oder statistischer Zuschlag. Bei Sommerdefizit kann die Winterverteilung variieren.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW von Oktober bis März / 1000.
1.8 TWh · 2035; Wetter Oktober 2012–September 2013
Jährliche Fehlenergie mit Fünfjahres-Solarabgleich und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seebestände.
Jährliche Menge zur Bedarfsdeckung. Die saisonale Verteilung kann variieren. Zusammengefasste Seen können fast voll starten und leer werden; kein langer Stillstand oder statistischer Reservezuschlag.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW über das hydrologische Jahr / 1000.
0 TWh · 2035; Wetter 2013/14
Winterlücke mit der Solaranpassung über fünf Jahre und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seevorräte.
Gebündelte Seen können fast voll starten und null erreichen; kein langer Stillstand oder statistischer Zuschlag. Bei Sommerdefizit kann die Winterverteilung variieren.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW von Oktober bis März / 1000.
0 TWh · 2035; Wetter Oktober 2013–September 2014
Jährliche Fehlenergie mit Fünfjahres-Solarabgleich und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seebestände.
Jährliche Menge zur Bedarfsdeckung. Die saisonale Verteilung kann variieren. Zusammengefasste Seen können fast voll starten und leer werden; kein langer Stillstand oder statistischer Reservezuschlag.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW über das hydrologische Jahr / 1000.
0 TWh · 2035; Wetter 2014/15
Winterlücke mit der Solaranpassung über fünf Jahre und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seevorräte.
Gebündelte Seen können fast voll starten und null erreichen; kein langer Stillstand oder statistischer Zuschlag. Bei Sommerdefizit kann die Winterverteilung variieren.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW von Oktober bis März / 1000.
0 TWh · 2035; Wetter Oktober 2014–September 2015
Jährliche Fehlenergie mit Fünfjahres-Solarabgleich und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seebestände.
Jährliche Menge zur Bedarfsdeckung. Die saisonale Verteilung kann variieren. Zusammengefasste Seen können fast voll starten und leer werden; kein langer Stillstand oder statistischer Reservezuschlag.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW über das hydrologische Jahr / 1000.
0.8 TWh · 2035; Wetter 2015/16
Winterlücke mit der Solaranpassung über fünf Jahre und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seevorräte.
Gebündelte Seen können fast voll starten und null erreichen; kein langer Stillstand oder statistischer Zuschlag. Bei Sommerdefizit kann die Winterverteilung variieren.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW von Oktober bis März / 1000.
0.8 TWh · 2035; Wetter Oktober 2015–September 2016
Jährliche Fehlenergie mit Fünfjahres-Solarabgleich und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seebestände.
Jährliche Menge zur Bedarfsdeckung. Die saisonale Verteilung kann variieren. Zusammengefasste Seen können fast voll starten und leer werden; kein langer Stillstand oder statistischer Reservezuschlag.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW über das hydrologische Jahr / 1000.
3.1 TWh · 2035; Wetter 2016/17
Winterlücke mit der Solaranpassung über fünf Jahre und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seevorräte.
Gebündelte Seen können fast voll starten und null erreichen; kein langer Stillstand oder statistischer Zuschlag. Bei Sommerdefizit kann die Winterverteilung variieren.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW von Oktober bis März / 1000.
3.1 TWh · 2035; Wetter Oktober 2016–September 2017
Jährliche Fehlenergie mit Fünfjahres-Solarabgleich und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seebestände.
Jährliche Menge zur Bedarfsdeckung. Die saisonale Verteilung kann variieren. Zusammengefasste Seen können fast voll starten und leer werden; kein langer Stillstand oder statistischer Reservezuschlag.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW über das hydrologische Jahr / 1000.
1.9 TWh · 2035; Wetter 2017/18
Winterlücke mit der Solaranpassung über fünf Jahre und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seevorräte.
Gebündelte Seen können fast voll starten und null erreichen; kein langer Stillstand oder statistischer Zuschlag. Bei Sommerdefizit kann die Winterverteilung variieren.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW von Oktober bis März / 1000.
1.9 TWh · 2035; Wetter Oktober 2017–September 2018
Jährliche Fehlenergie mit Fünfjahres-Solarabgleich und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seebestände.
Jährliche Menge zur Bedarfsdeckung. Die saisonale Verteilung kann variieren. Zusammengefasste Seen können fast voll starten und leer werden; kein langer Stillstand oder statistischer Reservezuschlag.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW über das hydrologische Jahr / 1000.
0.6 TWh · 2035; Wetter 2018/19
Winterlücke mit der Solaranpassung über fünf Jahre und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seevorräte.
Gebündelte Seen können fast voll starten und null erreichen; kein langer Stillstand oder statistischer Zuschlag. Bei Sommerdefizit kann die Winterverteilung variieren.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW von Oktober bis März / 1000.
0.6 TWh · 2035; Wetter Oktober 2018–September 2019
Jährliche Fehlenergie mit Fünfjahres-Solarabgleich und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seebestände.
Jährliche Menge zur Bedarfsdeckung. Die saisonale Verteilung kann variieren. Zusammengefasste Seen können fast voll starten und leer werden; kein langer Stillstand oder statistischer Reservezuschlag.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW über das hydrologische Jahr / 1000.
0 TWh · 2035; Wetter 2019/20
Winterlücke mit der Solaranpassung über fünf Jahre und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seevorräte.
Gebündelte Seen können fast voll starten und null erreichen; kein langer Stillstand oder statistischer Zuschlag. Bei Sommerdefizit kann die Winterverteilung variieren.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW von Oktober bis März / 1000.
0 TWh · 2035; Wetter Oktober 2019–September 2020
Jährliche Fehlenergie mit Fünfjahres-Solarabgleich und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seebestände.
Jährliche Menge zur Bedarfsdeckung. Die saisonale Verteilung kann variieren. Zusammengefasste Seen können fast voll starten und leer werden; kein langer Stillstand oder statistischer Reservezuschlag.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW über das hydrologische Jahr / 1000.
0.5 TWh · 2035; Wetter 2020/21
Winterlücke mit der Solaranpassung über fünf Jahre und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seevorräte.
Gebündelte Seen können fast voll starten und null erreichen; kein langer Stillstand oder statistischer Zuschlag. Bei Sommerdefizit kann die Winterverteilung variieren.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW von Oktober bis März / 1000.
0.6 TWh · 2035; Wetter Oktober 2020–September 2021
Jährliche Fehlenergie mit Fünfjahres-Solarabgleich und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seebestände.
Jährliche Menge zur Bedarfsdeckung. Die saisonale Verteilung kann variieren. Zusammengefasste Seen können fast voll starten und leer werden; kein langer Stillstand oder statistischer Reservezuschlag.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW über das hydrologische Jahr / 1000.
1.6 TWh · 2035; Wetter 2021/22
Winterlücke mit der Solaranpassung über fünf Jahre und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seevorräte.
Gebündelte Seen können fast voll starten und null erreichen; kein langer Stillstand oder statistischer Zuschlag. Bei Sommerdefizit kann die Winterverteilung variieren.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW von Oktober bis März / 1000.
1.7 TWh · 2035; Wetter Oktober 2021–September 2022
Jährliche Fehlenergie mit Fünfjahres-Solarabgleich und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seebestände.
Jährliche Menge zur Bedarfsdeckung. Die saisonale Verteilung kann variieren. Zusammengefasste Seen können fast voll starten und leer werden; kein langer Stillstand oder statistischer Reservezuschlag.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW über das hydrologische Jahr / 1000.
0.4 TWh · 2035; Wetter 2022/23
Winterlücke mit der Solaranpassung über fünf Jahre und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seevorräte.
Gebündelte Seen können fast voll starten und null erreichen; kein langer Stillstand oder statistischer Zuschlag. Bei Sommerdefizit kann die Winterverteilung variieren.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW von Oktober bis März / 1000.
0.4 TWh · 2035; Wetter Oktober 2022–September 2023
Jährliche Fehlenergie mit Fünfjahres-Solarabgleich und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seebestände.
Jährliche Menge zur Bedarfsdeckung. Die saisonale Verteilung kann variieren. Zusammengefasste Seen können fast voll starten und leer werden; kein langer Stillstand oder statistischer Reservezuschlag.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW über das hydrologische Jahr / 1000.
0 TWh · 2035; Wetter 2023/24
Winterlücke mit der Solaranpassung über fünf Jahre und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seevorräte.
Gebündelte Seen können fast voll starten und null erreichen; kein langer Stillstand oder statistischer Zuschlag. Bei Sommerdefizit kann die Winterverteilung variieren.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW von Oktober bis März / 1000.
0 TWh · 2035; Wetter Oktober 2023–September 2024
Jährliche Fehlenergie mit Fünfjahres-Solarabgleich und bedingten Reaktorfaktoren; freie zyklische Seebestände.
Jährliche Menge zur Bedarfsdeckung. Die saisonale Verteilung kann variieren. Zusammengefasste Seen können fast voll starten und leer werden; kein langer Stillstand oder statistischer Reservezuschlag.
Methode: Summe der stündlich ungedeckten GW über das hydrologische Jahr / 1000.
8.2 TWh · 2035; Wetter 2016/17, frei wählbarer Anfangsfüllstand der Seen, gleicher Endfüllstand
Endpunkt alternativer Fahrpläne mit jährlicher Fehlenergie, Engpassspitze und jährlichen Bruttoimporten am gespeicherten Optimum.
Bereich möglicher Fahrpläne, kein Konfidenzintervall oder Handelsprognose. Jahresimporte sind fest; kein freies Minimum der Winterimporte. Pumpkorrekturen erhalten diese Endpunkte.
Methode: min(sum(winter gross_imports) / 1000) unter den gespeicherten Nebenbedingungen.
8.2 TWh · 2035; Wetter 2016/17, frei wählbarer Anfangsfüllstand der Seen, gleicher Endfüllstand
Endpunkt alternativer Fahrpläne mit jährlicher Fehlenergie, Engpassspitze und jährlichen Bruttoimporten am gespeicherten Optimum.
Bereich möglicher Fahrpläne, kein Konfidenzintervall oder Handelsprognose. Jahresimporte sind fest; kein freies Minimum der Winterimporte. Pumpkorrekturen erhalten diese Endpunkte.
Methode: max(sum(winter gross_imports) / 1000) unter den gespeicherten Nebenbedingungen.
7.8 TWh · 2035; Wetter 2016/17, frei wählbarer Anfangsfüllstand der Seen, gleicher Endfüllstand
Endpunkt alternativer Fahrpläne mit jährlicher Fehlenergie, Engpassspitze und jährlichen Bruttoimporten am gespeicherten Optimum.
Bereich möglicher Fahrpläne, kein Konfidenzintervall oder Handelsprognose. Jahresimporte sind fest; kein freies Minimum der Winterimporte. Pumpkorrekturen erhalten diese Endpunkte.
Methode: min(sum(winter net_imports) / 1000) unter den gespeicherten Nebenbedingungen.
8.2 TWh · 2035; Wetter 2016/17, frei wählbarer Anfangsfüllstand der Seen, gleicher Endfüllstand
Endpunkt alternativer Fahrpläne mit jährlicher Fehlenergie, Engpassspitze und jährlichen Bruttoimporten am gespeicherten Optimum.
Bereich möglicher Fahrpläne, kein Konfidenzintervall oder Handelsprognose. Jahresimporte sind fest; kein freies Minimum der Winterimporte. Pumpkorrekturen erhalten diese Endpunkte.
Methode: max(sum(winter net_imports) / 1000) unter den gespeicherten Nebenbedingungen.
94.1 % · 2035; Oktober 2016–März 2017
Kleinste Bruttoimporte des berichteten Fahrplanbereichs geteilt durch Dauernutzung einer 2-GW-Verbindung.
Bandbreite unter der Bedingung des im Modell gespeicherten jährlichen Importtotals und frei gewählter, zyklischer Seestände. Die Importkapazität belegt nicht, dass im Ausland Strom verfügbar ist.
Methode: Minimum der Bandbreite in TWh × 1000 / (2 GW × 4368 h) × 100.
7.4 TWh · 2050; Wetter 2016/17, frei wählbarer Anfangsfüllstand der Seen, gleicher Endfüllstand
Endpunkt alternativer Fahrpläne mit jährlicher Fehlenergie, Engpassspitze und jährlichen Bruttoimporten am gespeicherten Optimum.
Bereich möglicher Fahrpläne, kein Konfidenzintervall oder Handelsprognose. Jahresimporte sind fest; kein freies Minimum der Winterimporte. Pumpkorrekturen erhalten diese Endpunkte.
Methode: min(sum(winter gross_imports) / 1000) unter den gespeicherten Nebenbedingungen.
7.5 TWh · 2050; Wetter 2016/17, frei wählbarer Anfangsfüllstand der Seen, gleicher Endfüllstand
Endpunkt alternativer Fahrpläne mit jährlicher Fehlenergie, Engpassspitze und jährlichen Bruttoimporten am gespeicherten Optimum.
Bereich möglicher Fahrpläne, kein Konfidenzintervall oder Handelsprognose. Jahresimporte sind fest; kein freies Minimum der Winterimporte. Pumpkorrekturen erhalten diese Endpunkte.
Methode: max(sum(winter gross_imports) / 1000) unter den gespeicherten Nebenbedingungen.
4.8 TWh · 2050; Wetter 2016/17, frei wählbarer Anfangsfüllstand der Seen, gleicher Endfüllstand
Endpunkt alternativer Fahrpläne mit jährlicher Fehlenergie, Engpassspitze und jährlichen Bruttoimporten am gespeicherten Optimum.
Bereich möglicher Fahrpläne, kein Konfidenzintervall oder Handelsprognose. Jahresimporte sind fest; kein freies Minimum der Winterimporte. Pumpkorrekturen erhalten diese Endpunkte.
Methode: min(sum(winter net_imports) / 1000) unter den gespeicherten Nebenbedingungen.
7.5 TWh · 2050; Wetter 2016/17, frei wählbarer Anfangsfüllstand der Seen, gleicher Endfüllstand
Endpunkt alternativer Fahrpläne mit jährlicher Fehlenergie, Engpassspitze und jährlichen Bruttoimporten am gespeicherten Optimum.
Bereich möglicher Fahrpläne, kein Konfidenzintervall oder Handelsprognose. Jahresimporte sind fest; kein freies Minimum der Winterimporte. Pumpkorrekturen erhalten diese Endpunkte.
Methode: max(sum(winter net_imports) / 1000) unter den gespeicherten Nebenbedingungen.
85 % · 2050; Oktober 2016–März 2017
Kleinste Bruttoimporte des berichteten Fahrplanbereichs geteilt durch Dauernutzung einer 2-GW-Verbindung.
Bandbreite unter der Bedingung des im Modell gespeicherten jährlichen Importtotals und frei gewählter, zyklischer Seestände. Die Importkapazität belegt nicht, dass im Ausland Strom verfügbar ist.
Methode: Minimum der Bandbreite in TWh × 1000 / (2 GW × 4368 h) × 100.
131 Millionen CHF · Abstimmung vom 28. September 2026; Stand am 29. September
CHF 100 Millionen für Vorbereitung und Vorarbeiten plus CHF 31.3 Millionen für Montheys Übergangsbetrieb. Primärbeträge zusammen mit der SDA-Meldung zur Nationalratsbewilligung.
Nur vom Nationalrat bewilligt; die Prüfung im Ständerat steht im Bericht vom 28. September noch aus. Ein bewilligter Kredit ist weder eine erfolgte Ausgabe noch laufende Leistung. Frühere Projektkosten dürfen in den Gesamtkosten nicht doppelt zählen.
Nationalrat spricht Geld für Vorarbeiten für ReservekraftwerkeErdbebenvorsorge: Private und staatliche Ansätze kombinierenReserve financing: cost boundaries and fuel obligations
100 Millionen CHF · Abstimmung vom 28. September 2026; Stand am 29. September
Projektplanung und Vorleistungen
Nur vom Nationalrat bewilligt; die Prüfung im Ständerat steht im Bericht vom 28. September noch aus. Ein bewilligter Kredit ist weder eine erfolgte Ausgabe noch laufende Leistung. Frühere Projektkosten dürfen in den Gesamtkosten nicht doppelt zählen.
Nationalrat spricht Geld für Vorarbeiten für ReservekraftwerkeErdbebenvorsorge: Private und staatliche Ansätze kombinierenReserve financing: cost boundaries and fuel obligations
31 Millionen CHF · Abstimmung vom 28. September 2026; Stand am 29. September
Monthey-Übergangsreserve bis 2030, Turbinenrevision und zusätzliche Bereitschaftszeiten
Nur vom Nationalrat bewilligt; die Prüfung im Ständerat steht im Bericht vom 28. September noch aus. Ein bewilligter Kredit ist weder eine erfolgte Ausgabe noch laufende Leistung. Frühere Projektkosten dürfen in den Gesamtkosten nicht doppelt zählen.
Nationalrat spricht Geld für Vorarbeiten für ReservekraftwerkeErdbebenvorsorge: Private und staatliche Ansätze kombinierenReserve financing: cost boundaries and fuel obligations
10'000 Module · Mitte September 2026
Rund 10’000 installierte und ans Netz angeschlossene Module laut EKZ.
Gerundete Zahl gemäss Eigentümerschaft, etwa die Hälfte der geplanten Module; die Zahl der Module ist kein Mass für Energie.
6 MWp · Mitte September 2026
EKZ nennt eine angeschlossene Modulleistung von fast 6 MWp; 6 ist die gerundete Vergleichsmarke, nicht die genaue installierte Leistung.
«Fast» beibehalten. MWp ist Modulnennleistung; Erzeugung schwankt mit Wetter und Tageslicht.
17 GWh/Jahr · Vollständige Inbetriebnahme für Herbst 2027 angestrebt
Eigentümerprognose von etwa 17 GWh/Jahr für die fertige Anlage.
Prognose für das ganze Projekt, keine gemessene Produktion der teilweise angeschlossenen Anlage.
8.4 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import0-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
5.7 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import0-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
11.5 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import0-lake240", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
8.1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import0-lake240", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
15 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import0-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
6.9 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import0-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
10.7 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import0-pv10", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
8.1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import0-pv10", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
11.5 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import0-reference", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
8.1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import0-reference", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
7.1 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import0-third-summer", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
7.1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import0-third-summer", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
7.8 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import0-winter1", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
7.1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import0-winter1", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
1.1 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3.1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
6.7 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-dc10", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
7 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-dc10", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
4.3 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-dc5", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
6.4 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-dc5", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
3.5 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-lake240", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
6.1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-lake240", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
6.7 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
4.1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
3 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-pv10", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
6.1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-pv10", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
3.5 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-reference", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
6.1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-reference", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
0.2 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-third-summer", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
5.1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-third-summer", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
0.2 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-winter1", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
5.1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2012-import2-winter1", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
10 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import0-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3.8 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import0-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
12.7 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import0-lake240", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
5 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import0-lake240", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
16.3 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import0-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
5.8 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import0-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
11.8 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import0-pv10", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
5 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import0-pv10", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
12.7 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import0-reference", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
5 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import0-reference", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
8.1 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import0-third-summer", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3.9 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import0-third-summer", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
8.9 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import0-winter1", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
4 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import0-winter1", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
2.6 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
1.5 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
7.7 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-dc10", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3.8 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-dc10", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
5.4 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-dc5", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3.2 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-dc5", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
4.6 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-lake240", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-lake240", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
8.2 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3.4 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
4.1 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-pv10", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-pv10", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
4.6 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-reference", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-reference", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
1.1 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-third-summer", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
1.9 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-third-summer", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
1.3 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-winter1", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
2 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2017-import2-winter1", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
7.6 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import0-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
2.3 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import0-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
10.7 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import0-lake240", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3.1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import0-lake240", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
13.8 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import0-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
4.1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import0-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
9.9 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import0-pv10", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import0-pv10", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
10.7 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import0-reference", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3.1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import0-reference", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
6.5 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import0-third-summer", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
2 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import0-third-summer", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
7 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import0-winter1", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
2.8 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import0-winter1", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
0 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
0 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
6.1 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-dc10", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
1.9 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-dc10", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
3.9 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-dc5", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
1.2 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-dc5", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
3.1 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-lake240", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-lake240", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
5.8 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
1.8 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
2.6 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-pv10", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
0.8 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-pv10", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
3.1 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-reference", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
1 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-reference", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
0 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-third-summer", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
0 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-third-summer", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
0 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-winter1", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
0.8 GW · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Vergleichbare Stundenrechnung an der Erzeugungsgrenze. Die Fallbeschreibung nennt Bedarf, Wetter, Importe und geänderte Ressource.
Ein vorläufiges Ergebnis, keine Beschaffungsmenge oder Ausfallwahrscheinlichkeit. Wasserkraft ist zusammengefasst, künftiges Wetter bekannt und das Binnenstromnetz fehlt.
Methode: {"case": "2022-import2-winter1", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
-8.1 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Exporte minus Importe bei gleicher jährlicher Fehlenergie, Engpassspitze und jährlichen Referenzbruttoimporten.
Bedarf bleibt ungedeckt. Dieser Bereich ist weder Jahreshandelsprognose noch Beleg für Energiesouveränität.
Methode: {"definition": "exports minus imports", "endpoint": "min", "weather": 2012}
11.6 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Exporte minus Importe bei gleicher jährlicher Fehlenergie, Engpassspitze und jährlichen Referenzbruttoimporten.
Bedarf bleibt ungedeckt. Dieser Bereich ist weder Jahreshandelsprognose noch Beleg für Energiesouveränität.
Methode: {"definition": "exports minus imports", "endpoint": "max", "weather": 2012}
-8.1 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Exporte minus Importe bei gleicher jährlicher Fehlenergie, Engpassspitze und jährlichen Referenzbruttoimporten.
Bedarf bleibt ungedeckt. Dieser Bereich ist weder Jahreshandelsprognose noch Beleg für Energiesouveränität.
Methode: {"definition": "exports minus imports", "endpoint": "min", "weather": 2017}
8.5 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Exporte minus Importe bei gleicher jährlicher Fehlenergie, Engpassspitze und jährlichen Referenzbruttoimporten.
Bedarf bleibt ungedeckt. Dieser Bereich ist weder Jahreshandelsprognose noch Beleg für Energiesouveränität.
Methode: {"definition": "exports minus imports", "endpoint": "max", "weather": 2017}
-7.7 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Exporte minus Importe bei gleicher jährlicher Fehlenergie, Engpassspitze und jährlichen Referenzbruttoimporten.
Bedarf bleibt ungedeckt. Dieser Bereich ist weder Jahreshandelsprognose noch Beleg für Energiesouveränität.
Methode: {"definition": "exports minus imports", "endpoint": "min", "weather": 2022}
7.4 TWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Exporte minus Importe bei gleicher jährlicher Fehlenergie, Engpassspitze und jährlichen Referenzbruttoimporten.
Bedarf bleibt ungedeckt. Dieser Bereich ist weder Jahreshandelsprognose noch Beleg für Energiesouveränität.
Methode: {"definition": "exports minus imports", "endpoint": "max", "weather": 2022}
159.4 GWh · Park 2050 bei Wetter vom 6. bis 12. Februar 2012
Bedarf über fester Erzeugung plus allen Wasserturbinen, Pumpspeichern und erlaubten Importen bei voller Leistung.
Eine optimistische stündliche Versorgungsobergrenze ignoriert leere Wasserspeicher. Tatsächliche Lieferung kann geringer ausfallen. Kein beliebiger Einsatzplan bestimmt diese Stunden.
Methode: {"formula": "max(0, bus demand - fixed generation - hydro turbine power - pumped discharge power - imports)", "metric": "energy"}
6.1 GW · Park 2050 bei Wetter vom 6. bis 12. Februar 2012
Bedarf über fester Erzeugung plus allen Wasserturbinen, Pumpspeichern und erlaubten Importen bei voller Leistung.
Eine optimistische stündliche Versorgungsobergrenze ignoriert leere Wasserspeicher. Tatsächliche Lieferung kann geringer ausfallen. Kein beliebiger Einsatzplan bestimmt diese Stunden.
Methode: {"formula": "max(0, bus demand - fixed generation - hydro turbine power - pumped discharge power - imports)", "metric": "peak"}
50 Stunden · Park 2050 bei Wetter vom 6. bis 12. Februar 2012
Bedarf über fester Erzeugung plus allen Wasserturbinen, Pumpspeichern und erlaubten Importen bei voller Leistung.
Eine optimistische stündliche Versorgungsobergrenze ignoriert leere Wasserspeicher. Tatsächliche Lieferung kann geringer ausfallen. Kein beliebiger Einsatzplan bestimmt diese Stunden.
Methode: {"formula": "max(0, bus demand - fixed generation - hydro turbine power - pumped discharge power - imports)", "metric": "hours"}
215 CHF/kW/Jahr · Schweizer Vorschlag zur Finanzierung der Reserve, 2026
Der beantragte Bau- und Bereitschaftskredit für die Reserve, geteilt durch die vertraglich gesicherte Leistung und 15 Bereitschaftsjahre.
Aktivierungsbrennstoff fehlt; Kostenreserve unterscheidet die Endpunkte. Hochrechnung dieses Mittels belegt kein Angebot zusätzlicher Leistung.
Methode: {"formula": "credit CHF / kW / years", "high_chf": 2180000000.0, "kw": 583000, "low_chf": 1880000000.0, "years": 15}
249 CHF/kW/Jahr · Schweizer Vorschlag zur Finanzierung der Reserve, 2026
Der beantragte Bau- und Bereitschaftskredit für die Reserve, geteilt durch die vertraglich gesicherte Leistung und 15 Bereitschaftsjahre.
Aktivierungsbrennstoff fehlt; Kostenreserve unterscheidet die Endpunkte. Hochrechnung dieses Mittels belegt kein Angebot zusätzlicher Leistung.
Methode: {"formula": "credit CHF / kW / years", "high_chf": 2180000000.0, "kw": 583000, "low_chf": 1880000000.0, "years": 15}
2.5 TWh · Dauer Oktober 2016–März 2017
Elektrische Leistung multipliziert mit allen 4’368 Stunden des Winters 2016/17.
Unterstellt durchgehende volle Leistung. Belegt weder Brennstoffverfügbarkeit noch Zulässigkeit des gewöhnlichen Betriebs.
Methode: {"formula": "GW * 4368 hours / 1000 = TWh"}
4.4 TWh · Dauer Oktober 2016–März 2017
Elektrische Leistung multipliziert mit allen 4’368 Stunden des Winters 2016/17.
Unterstellt durchgehende volle Leistung. Belegt weder Brennstoffverfügbarkeit noch Zulässigkeit des gewöhnlichen Betriebs.
Methode: {"formula": "GW * 4368 hours / 1000 = TWh"}
1.2 Milliarden Liter · Nachfrage 2050; Wetter 2016/17
Flüssigbrennstoff für die entsprechende Jahresstromlücke 2050 bei Wetter 2016/17 und 40% Nettowirkungsgrad.
Beispielhaftes Brennstoffäquivalent, kein Beschaffungsplan. Lieferung, Lagerrotation, Emissionen und Bewilligungen bleiben gesonderte Fragen.
Methode: {"formula": "gap TWh * 1e9 kWh/TWh / .40 / 9.6 kWh per litre / 1e9 litres/billion"}
165 CHF/MWh · Annahmen in CHF von 2026
Brennstoff, variabler Unterhalt und angenommener CO₂-Preis pro MWh Gasstrom.
Ohne Kapital, Bereitschaft, vorgelagerte Emissionen und Brennstofflogistik. Brennstoff- und CO₂-Preise sind Szenarioannahmen.
Methode: {"co2_chf_t": 100, "co2_t_per_mwh_fuel": 0.2016, "efficiency": 0.55, "formula": "65/.55 + 10 + .2016/.55*100", "fuel_chf_mwh": 65, "upkeep_chf_mwh": 10}
1.7 Millionen Tonnen CO2 · Nachfrage 2050; Wetter 2016/17
Direktes Verbrennungs-CO2, wenn Gas die entsprechende Jahresstromlücke bei 55% Wirkungsgrad deckt.
Ohne vorgelagertes Methan und übrige Lebenszyklusemissionen. Bestimmt nicht, welcher Brennstoff oder welches Kraftwerk die Lücke deckt.
Methode: {"formula": "gap TWh * .2016 tCO2/MWh fuel / .55 = million tonnes CO2"}
1.2 Milliarden EUR · Gesetz und BFE-Erklärung geprüft am 2. Oktober 2026
Vom BFE genannte Pflichtdeckung für Nuklearschäden, vor dem Zuschlag von 10% für Zinsen und Rechtskosten.
Begrenzte Deckung unterscheidet sich von unbegrenzter Betreiberhaftung. Private Policen, Bundesdeckung und internationale Ergänzungen haben eigene Bedingungen.
Methode: {"key": "nuclear-insurance", "source": "review-nuclear-liability", "value": 1.2}
35 TWh · Energiegesetz, Fassung gültig ab 1. Januar 2026
Ziel nach Energiegesetz Artikel 2 für mittlere jährliche inländische erneuerbare Erzeugung ohne Wasserkraft im Jahr 2035.
Jahresproduktionsziel; es garantiert weder Stundenversorgung noch den Solaranteil.
Methode: {"key": "renewables-2035", "source": "review-energy-act", "value": 35}
5 TWh · Energiegesetz, Fassung gültig ab 1. Januar 2026
Winter-Nettoimportrichtwert für Oktober bis März nach Energiegesetz Artikel 2.
Nettoimporte ziehen Exporte ab; Bruttoabhängigkeit und Stundenzugang bleiben getrennt. Ein Richtwert ist keine absolute Grenzbeschränkung.
Methode: {"key": "winter-import-guide", "source": "review-energy-act", "value": 5}
24 GWh/Jahr · BFE-Erhebung, 13. Juni 2025, Tabelle 5
Zusätzliche Jahresproduktion der untersuchten Erweiterungen bestehender grosser Wasserkraftwerke, nach gemeldeter Rentabilität gruppiert.
Erhobene Teilmenge, weder nationales Potenzial noch Winterlieferung. Eine wirtschaftliche Schätzung belegt weder den Bau noch einen endgültigen Investitionsentscheid.
Methode: {"key": "hydro-profit-no-support", "source": "review-hydro-profitability", "value": 24}
792 GWh/Jahr · BFE-Erhebung, 13. Juni 2025, Tabelle 5
Zusätzliche Jahresproduktion der untersuchten Erweiterungen bestehender grosser Wasserkraftwerke, nach gemeldeter Rentabilität gruppiert.
Erhobene Teilmenge, weder nationales Potenzial noch Winterlieferung. Eine wirtschaftliche Schätzung belegt weder den Bau noch einen endgültigen Investitionsentscheid.
Methode: {"key": "hydro-profit-support", "source": "review-hydro-profitability", "value": 792}
431 GWh/Jahr · BFE-Erhebung, 13. Juni 2025, Tabelle 5
Zusätzliche Jahresproduktion der untersuchten Erweiterungen bestehender grosser Wasserkraftwerke, nach gemeldeter Rentabilität gruppiert.
Erhobene Teilmenge, weder nationales Potenzial noch Winterlieferung. Eine wirtschaftliche Schätzung belegt weder den Bau noch einen endgültigen Investitionsentscheid.
Methode: {"key": "hydro-profit-neither", "source": "review-hydro-profitability", "value": 431}
37.5 GWp · EP2050+ ZERO Basis, Szenario 2050
Publizierte Solarkapazität im Szenario EP2050+ ZERO Basis oder ungefähres Ergebnis der Nettoimporte im Winter.
Szenariogrenzen und Nachfrage unterscheiden sich vom WattInfo-Programm. Die Studie des Bundes wird derzeit aktualisiert.
Methode: {"key": "ep-pv", "source": "review-bfe-10323", "value": 37.5}
9 TWh · EP2050+ ZERO Basis, Szenario 2050
Publizierte Solarkapazität im Szenario EP2050+ ZERO Basis oder ungefähres Ergebnis der Nettoimporte im Winter.
Szenariogrenzen und Nachfrage unterscheiden sich vom WattInfo-Programm. Die Studie des Bundes wird derzeit aktualisiert.
Methode: {"key": "ep-winter-imports", "source": "review-bfe-10641", "value": 9}
50 GWp · Vorschlag von Swissolar, veröffentlicht 2022; Horizont 2050
Von Swissolar vorgeschlagene installierte Solarleistung für 2050.
Ein Branchenvorschlag, kein gesetzliches Leistungsziel oder geprüfter vollständiger Versorgungsplan.
Methode: {"key": "swissolar-pv", "source": "review-swissolar-50gw-2022", "value": 50}
50 Gigawatt Photovoltaik bis 2050 – welche Anlagen braucht es?
35 GBP2015 Milliarden · EDF-Konzernabschluss 2025, veröffentlicht im Februar 2026
EDF-Fertigstellungskostenschätzung in der genannten Originalwährung und zum Preisjahr 2015.
Hinkley umfasst zwei Blöcke, Flamanville einen. Finanzierung und Projektgrenzen unterscheiden sich von Schweizer Bauannahmen ohne Finanzierung.
Methode: {"key": "hinkley-cost", "source": "review-edf-costs", "value": 35}
13.2 EUR2015 Milliarden · EDF-Konzernabschluss 2025, veröffentlicht im Februar 2026
Die EDF-Schätzung von EUR 13,2 Milliarden bis Fertigstellung zu Preisen von 2015 deckt den Bau. Weiter gefasste Eigentümer- und Finanzierungskosten erfordern getrennte Summen.
Baukostengrenze, nicht die gesamte finanzierte Investition. Hinkley umfasst zwei Blöcke, Flamanville einen. Währung, Preisjahr und Umfang ausdrücklich nennen.
Methode: {"key": "flamanville-cost", "source": "review-edf-costs", "value": 13.2}
10 CHF2026/MWh · CHF von 2026; Analysesensitivität
Angenommener zusätzlicher Tiefenlagerungsbetrag pro erzeugter MWh in der Sensitivität der Eigentümerkosten.
Keine projektspezifische Fondsbemessung verfügbar. Der angenommene Beitrag belegt nicht die gesamte Verpflichtung.
Methode: {"key": "disposal-extra", "source": "review-scale-finance", "value": 10}
9.4 GW · Gemessene Lastwerte von Swissgrid 2024
Grösstes Stundenmittel der Swissgrid-Endkundenlast im Archiv 2024.
Diese Messabgrenzung schliesst Netzverluste und Pumpen aus und ist nicht die künftige Produktionsabgrenzung des Modells. Sie validiert keine künftigen Heizspitzen bei Kälte.
Methode: {"key": "observed-hourly-peak", "source": "review-scale-finance", "value": 9.401333994875001}
27 TWh · Park 2035; ausgewählte historische Wetterjahre
Solar plus die gesamte gemischte Kategorie der übrigen Produktion, optimistisch als erneuerbar gezählt.
Die übrige Kategorie enthält auch nicht erneuerbare Produktion. Dieser Test kann die gesetzliche Konformität nicht belegen; er zeigt, dass der getestete Park selbst bei grosszügiger Zählung nicht genügt.
Methode: {"mixed_other_gwh": 3697.54, "solar_gwh": 23270.5959819539, "weather": 2012}
Matched electricity, peak-power and trade comparisonsEnergy Act
27.5 TWh · Park 2035; ausgewählte historische Wetterjahre
Solar plus die gesamte gemischte Kategorie der übrigen Produktion, optimistisch als erneuerbar gezählt.
Die übrige Kategorie enthält auch nicht erneuerbare Produktion. Dieser Test kann die gesetzliche Konformität nicht belegen; er zeigt, dass der getestete Park selbst bei grosszügiger Zählung nicht genügt.
Methode: {"mixed_other_gwh": 3697.54, "solar_gwh": 23779.92042022594, "weather": 2017}
Matched electricity, peak-power and trade comparisonsEnergy Act
29.1 TWh · Park 2035; ausgewählte historische Wetterjahre
Solar plus die gesamte gemischte Kategorie der übrigen Produktion, optimistisch als erneuerbar gezählt.
Die übrige Kategorie enthält auch nicht erneuerbare Produktion. Dieser Test kann die gesetzliche Konformität nicht belegen; er zeigt, dass der getestete Park selbst bei grosszügiger Zählung nicht genügt.
Methode: {"mixed_other_gwh": 3697.54, "solar_gwh": 25419.951721238736, "weather": 2022}
Matched electricity, peak-power and trade comparisonsEnergy Act
192 CHF2026/MWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Ursprünglicher Eigentümer-Kostendeckungspreis plus angenommene CHF 10 pro erzeugter MWh für geologische Entsorgung, geteilt durch den Erlösanteil der Erzeugung.
Kosten bleiben bei sinkendem Absatz unverändert. Eine Sensitivität, keine prognostizierte Abregelungsverteilung, kein Marktpreis und keine gesetzliche Entsorgungsbemessung.
Methode: {"additional_disposal": 10, "capacity_factor": 0.7, "original_break_even": 182.2543028209942, "saleable_fraction": 1}
256 CHF2026/MWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Ursprünglicher Eigentümer-Kostendeckungspreis plus angenommene CHF 10 pro erzeugter MWh für geologische Entsorgung, geteilt durch den Erlösanteil der Erzeugung.
Kosten bleiben bei sinkendem Absatz unverändert. Eine Sensitivität, keine prognostizierte Abregelungsverteilung, kein Marktpreis und keine gesetzliche Entsorgungsbemessung.
Methode: {"additional_disposal": 10, "capacity_factor": 0.7, "original_break_even": 182.2543028209942, "saleable_fraction": 0.75}
163 CHF2026/MWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Ursprünglicher Eigentümer-Kostendeckungspreis plus angenommene CHF 10 pro erzeugter MWh für geologische Entsorgung, geteilt durch den Erlösanteil der Erzeugung.
Kosten bleiben bei sinkendem Absatz unverändert. Eine Sensitivität, keine prognostizierte Abregelungsverteilung, kein Marktpreis und keine gesetzliche Entsorgungsbemessung.
Methode: {"additional_disposal": 10, "capacity_factor": 0.85, "original_break_even": 152.73883761728933, "saleable_fraction": 1}
217 CHF2026/MWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Ursprünglicher Eigentümer-Kostendeckungspreis plus angenommene CHF 10 pro erzeugter MWh für geologische Entsorgung, geteilt durch den Erlösanteil der Erzeugung.
Kosten bleiben bei sinkendem Absatz unverändert. Eine Sensitivität, keine prognostizierte Abregelungsverteilung, kein Marktpreis und keine gesetzliche Entsorgungsbemessung.
Methode: {"additional_disposal": 10, "capacity_factor": 0.85, "original_break_even": 152.73883761728933, "saleable_fraction": 0.75}
151 CHF2026/MWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Ursprünglicher Eigentümer-Kostendeckungspreis plus angenommene CHF 10 pro erzeugter MWh für geologische Entsorgung, geteilt durch den Erlösanteil der Erzeugung.
Kosten bleiben bei sinkendem Absatz unverändert. Eine Sensitivität, keine prognostizierte Abregelungsverteilung, kein Marktpreis und keine gesetzliche Entsorgungsbemessung.
Methode: {"additional_disposal": 10, "capacity_factor": 0.93, "original_break_even": 140.89033545666234, "saleable_fraction": 1}
201 CHF2026/MWh · Test 2050; ausgewählte historische Wetterjahre
Ursprünglicher Eigentümer-Kostendeckungspreis plus angenommene CHF 10 pro erzeugter MWh für geologische Entsorgung, geteilt durch den Erlösanteil der Erzeugung.
Kosten bleiben bei sinkendem Absatz unverändert. Eine Sensitivität, keine prognostizierte Abregelungsverteilung, kein Marktpreis und keine gesetzliche Entsorgungsbemessung.
Methode: {"additional_disposal": 10, "capacity_factor": 0.93, "original_break_even": 140.89033545666234, "saleable_fraction": 0.75}
62 Zähler · Winter 2023/24, Oktober–März
Feste Gruppe von Anlagenzählern mit vollständigen Viertelstundenwerten im ganzen Winter.
Ausgewählte Anlagenzähler mit gewöhnlicher Steuerung durch das Elektrizitätswerk; keine nationale oder nach Haushalten gewichtete Stichprobe. Keine kausale Aussage zu Einsparungen durch Steuerung oder zu künftigen Spitzen.
Methode: Ausgewählte Zähler mit 100% gültigen Winterintervallen zählen.
Swiss residential load profiles 2023–2024, dataset.zipDataset on residential electricity load profiles in Switzerland, v1 21 July 2026Measured heating demand and repository planning boundaries
140.1 kW · Winter 2023/24, Oktober–März
Erfasste gesamte Winterstrommenge, geteilt durch alle 4’392 Winterstunden.
Ausgewählte Anlagenzähler mit gewöhnlicher Steuerung durch das Elektrizitätswerk; keine nationale oder nach Haushalten gewichtete Stichprobe. Keine kausale Aussage zu Einsparungen durch Steuerung oder zu künftigen Spitzen.
Methode: 615306.566 kWh / 4392 h
Swiss residential load profiles 2023–2024, dataset.zipDataset on residential electricity load profiles in Switzerland, v1 21 July 2026Measured heating demand and repository planning boundaries
308.2 kW · Winter 2023/24, Oktober–März
Grösstes aggregiertes Stundenmittel; jede Stunde summiert vier Viertelstundenmessungen mit Zeitstempel am Intervallbeginn.
Ausgewählte Anlagenzähler mit gewöhnlicher Steuerung durch das Elektrizitätswerk; keine nationale oder nach Haushalten gewichtete Stichprobe. Keine kausale Aussage zu Einsparungen durch Steuerung oder zu künftigen Spitzen.
Methode: max(stündliche Summe in kWh / 1 h)
Swiss residential load profiles 2023–2024, dataset.zipDataset on residential electricity load profiles in Switzerland, v1 21 July 2026Measured heating demand and repository planning boundaries
13.5 % · Nationaler GWR-Gebäudeexport, 4. Oktober 2026
Anteil ausgewählter bestehender Gebäude mit Wohnnutzung und positiver erfasster GEBF.
Administrative Abdeckung, kein Anteil der beheizten Fläche oder des Energieverbrauchs. Die Zählung enthält unbekannte oder fehlende Heizsysteme.
Methode: 244447 / 1808852 * 100
National public GWR building extract, selected complete ZIP membersMeasured heating demand and repository planning boundaries
1'550 m³ · Sicherheitsbericht zum Gesuch für das Tiefenlager, Mai 2025
Gesuchsmenge in NTB 24-01, Anhang A.
Vorgesehenes Inventar unverpackter hochaktiver Abfälle für den bestehenden Kraftwerkspark. Neue Reaktoren, Verpackungsvolumen und die von der Wärme bestimmte Fläche des Tiefenlagers werden separat behandelt.
NTB24-01: General licence application safety reportSind neue Kernkraftwerke im Tiefenlager eingerechnet?
550 m³ · Sicherheitsbericht zum Gesuch für das Tiefenlager, Mai 2025
Gesuchsmenge in NTB 24-01, Anhang A.
Vorgesehenes Inventar unverpackter hochaktiver Abfälle für den bestehenden Kraftwerkspark. Neue Reaktoren, Verpackungsvolumen und die von der Wärme bestimmte Fläche des Tiefenlagers werden separat behandelt.
NTB24-01: General licence application safety reportSind neue Kernkraftwerke im Tiefenlager eingerechnet?
2'500 m³ · Sicherheitsbericht zum Gesuch für das Tiefenlager, Mai 2025
Gesuchsmenge in NTB 24-01, Anhang A.
Vorgesehenes Inventar unverpackter hochaktiver Abfälle für den bestehenden Kraftwerkspark. Neue Reaktoren, Verpackungsvolumen und die von der Wärme bestimmte Fläche des Tiefenlagers werden separat behandelt.
NTB24-01: General licence application safety reportSind neue Kernkraftwerke im Tiefenlager eingerechnet?
2110 Jahr · Beispielhafter Lieferplan neuer Reaktoren
Ein Reaktor, der 2050 startet und angenommene 60 Jahre läuft, erreicht sein Betriebsende etwa 2110.
Kalenderbeispiel vor Brennstoffkühlung, Verpackung und Entsorgung. Weder Bewilligung noch garantierte Betriebsdauer oder Entsorgungsdatum.
Methode: 2050 + 60 = 2110
Measured heating demand and repository planning boundariesNTB22-05 Model radioactive-waste inventory for repository application
11.7 TWh Brennstoff · Erhebung Industrie/Dienstleistungen 2025
Summe der veröffentlichten Schätzungen über 41 gruppierte Wirtschaftssektoren, umgerechnet in Brennstoffenergie in TWh.
Experimentelle Schätzungen; kein gemeinsames Konfidenzintervall abgeleitet. Gebäude- und Prozessnutzung enthalten. Andere Brennstoffe und ausgeschlossene Branchen fehlen; elektrischer Ersatz hängt von Dienst und Effizienz ab.
Methode: 42110 TJ / 3600 TJ pro TWh
Energy consumption in Switzerland2025 by NOGA divisions: industry and services surveyIndustry fuel totals, generation price references and delivery gates
4.8 TWh Brennstoff · Erhebung Industrie/Dienstleistungen 2025
Summe der veröffentlichten Schätzungen über 41 gruppierte Wirtschaftssektoren, umgerechnet in Brennstoffenergie in TWh.
Experimentelle Schätzungen; kein gemeinsames Konfidenzintervall abgeleitet. Gebäude- und Prozessnutzung enthalten. Andere Brennstoffe und ausgeschlossene Branchen fehlen; elektrischer Ersatz hängt von Dienst und Effizienz ab.
Methode: 17380 TJ / 3600 TJ pro TWh
Energy consumption in Switzerland2025 by NOGA divisions: industry and services surveyIndustry fuel totals, generation price references and delivery gates
16.5 TWh Brennstoff · Erhebung Industrie/Dienstleistungen 2025
Summe der veröffentlichten Schätzungen über 41 gruppierte Wirtschaftssektoren, umgerechnet in Brennstoffenergie in TWh.
Experimentelle Schätzungen; kein gemeinsames Konfidenzintervall abgeleitet. Gebäude- und Prozessnutzung enthalten. Andere Brennstoffe und ausgeschlossene Branchen fehlen; elektrischer Ersatz hängt von Dienst und Effizienz ab.
Methode: 59490 TJ / 3600 TJ pro TWh
Energy consumption in Switzerland2025 by NOGA divisions: industry and services surveyIndustry fuel totals, generation price references and delivery gates
103 CHF/MWh · 1. Quartal 2026
Gemeldeter, nach Produktion gewichteter Schweizer Day-Ahead-Preis für die gemessene Technologiegruppe, ohne MWST.
Vergütungsreferenz der Gruppe, keine gesamten Eigentümereinnahmen, Anlagenkosten oder Gewinne. Keine Preisprognose, Speicherarbitragespanne oder Zertifikatprämie abgeleitet.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
39 CHF/MWh · 2. Quartal 2026
Gemeldeter, nach Produktion gewichteter Schweizer Day-Ahead-Preis für die gemessene Technologiegruppe, ohne MWST.
Vergütungsreferenz der Gruppe, keine gesamten Eigentümereinnahmen, Anlagenkosten oder Gewinne. Keine Preisprognose, Speicherarbitragespanne oder Zertifikatprämie abgeleitet.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
85 CHF/MWh · 3. Quartal 2026
Gemeldeter, nach Produktion gewichteter Schweizer Day-Ahead-Preis für die gemessene Technologiegruppe, ohne MWST.
Vergütungsreferenz der Gruppe, keine gesamten Eigentümereinnahmen, Anlagenkosten oder Gewinne. Keine Preisprognose, Speicherarbitragespanne oder Zertifikatprämie abgeleitet.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
117 CHF/MWh · 1. Quartal 2026
Gemeldeter, nach Produktion gewichteter Schweizer Day-Ahead-Preis für die gemessene Technologiegruppe, ohne MWST.
Vergütungsreferenz der Gruppe, keine gesamten Eigentümereinnahmen, Anlagenkosten oder Gewinne. Keine Preisprognose, Speicherarbitragespanne oder Zertifikatprämie abgeleitet.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
93 CHF/MWh · 2. Quartal 2026
Gemeldeter, nach Produktion gewichteter Schweizer Day-Ahead-Preis für die gemessene Technologiegruppe, ohne MWST.
Vergütungsreferenz der Gruppe, keine gesamten Eigentümereinnahmen, Anlagenkosten oder Gewinne. Keine Preisprognose, Speicherarbitragespanne oder Zertifikatprämie abgeleitet.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
133 CHF/MWh · 3. Quartal 2026
Gemeldeter, nach Produktion gewichteter Schweizer Day-Ahead-Preis für die gemessene Technologiegruppe, ohne MWST.
Vergütungsreferenz der Gruppe, keine gesamten Eigentümereinnahmen, Anlagenkosten oder Gewinne. Keine Preisprognose, Speicherarbitragespanne oder Zertifikatprämie abgeleitet.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
117 CHF/MWh · 1. Quartal 2026
Gemeldeter, nach Produktion gewichteter Schweizer Day-Ahead-Preis für die gemessene Technologiegruppe, ohne MWST.
Vergütungsreferenz der Gruppe, keine gesamten Eigentümereinnahmen, Anlagenkosten oder Gewinne. Keine Preisprognose, Speicherarbitragespanne oder Zertifikatprämie abgeleitet.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
89 CHF/MWh · 2. Quartal 2026
Gemeldeter, nach Produktion gewichteter Schweizer Day-Ahead-Preis für die gemessene Technologiegruppe, ohne MWST.
Vergütungsreferenz der Gruppe, keine gesamten Eigentümereinnahmen, Anlagenkosten oder Gewinne. Keine Preisprognose, Speicherarbitragespanne oder Zertifikatprämie abgeleitet.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
133 CHF/MWh · 3. Quartal 2026
Gemeldeter, nach Produktion gewichteter Schweizer Day-Ahead-Preis für die gemessene Technologiegruppe, ohne MWST.
Vergütungsreferenz der Gruppe, keine gesamten Eigentümereinnahmen, Anlagenkosten oder Gewinne. Keine Preisprognose, Speicherarbitragespanne oder Zertifikatprämie abgeleitet.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
117 CHF/MWh · 1. Quartal 2026
Gemeldeter, nach Produktion gewichteter Schweizer Day-Ahead-Preis für die gemessene Technologiegruppe, ohne MWST.
Vergütungsreferenz der Gruppe, keine gesamten Eigentümereinnahmen, Anlagenkosten oder Gewinne. Keine Preisprognose, Speicherarbitragespanne oder Zertifikatprämie abgeleitet.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
88 CHF/MWh · 2. Quartal 2026
Gemeldeter, nach Produktion gewichteter Schweizer Day-Ahead-Preis für die gemessene Technologiegruppe, ohne MWST.
Vergütungsreferenz der Gruppe, keine gesamten Eigentümereinnahmen, Anlagenkosten oder Gewinne. Keine Preisprognose, Speicherarbitragespanne oder Zertifikatprämie abgeleitet.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
131 CHF/MWh · 3. Quartal 2026
Gemeldeter, nach Produktion gewichteter Schweizer Day-Ahead-Preis für die gemessene Technologiegruppe, ohne MWST.
Vergütungsreferenz der Gruppe, keine gesamten Eigentümereinnahmen, Anlagenkosten oder Gewinne. Keine Preisprognose, Speicherarbitragespanne oder Zertifikatprämie abgeleitet.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
5.2 TWh · Veröffentlichtes Szenario für 2050
Differenz zwischen Max-E und dem Referenzszenario in Tabelle 5, von PJ in TWh umgerechnet.
Bedingter Technologieeinsatz, auch noch unreifer Verfahren. Die Zusammenfassung verwendet etwa 6 TWh. Andere Abgrenzung als bei WattInfo; nicht zu einer Prognose addieren, die industrielle Elektrifizierung bereits enthält.
Methode: 18,6 PJ / 3,6 PJ je TWh
400 MW · Betreiberplan geprüft am 23. Oktober 2026; Ziel erstes Quartal 2031
Geplanter Nennwert der Batterie Mühleberg gemäss aktueller Projektübersicht von BKW.
Geplante Nennwerte. Nutzbare Energie, Verluste, Alterung, Gesamtkosten und verbindliche Inbetriebnahme sind noch nicht belegt.
Methode: Projektangabe des Betreibers; kein Betriebsergebnis.
Operator battery project pipeline and conditional commissioning dates
0.8 GWh · Betreiberplan geprüft am 23. Oktober 2026; Ziel erstes Quartal 2031
Geplanter Nennwert der Batterie Mühleberg gemäss aktueller Projektübersicht von BKW.
Geplante Nennwerte. Nutzbare Energie, Verluste, Alterung, Gesamtkosten und verbindliche Inbetriebnahme sind noch nicht belegt.
Methode: 800 MWh / 1000 MWh je GWh
Operator battery project pipeline and conditional commissioning dates
2 Stunden · Betreiberplan geprüft am 23. Oktober 2026; Ziel erstes Quartal 2031
Nominaler Energieinhalt geteilt durch geplante Leistung. Die tatsächliche Lieferung hängt von nutzbarer Kapazität und Betrieb ab.
Geplante Nennwerte. Nutzbare Energie, Verluste, Alterung, Gesamtkosten und verbindliche Inbetriebnahme sind noch nicht belegt.
Methode: 800 MWh / 400 MW = 2 Stunden
Operator battery project pipeline and conditional commissioning dates
6.4 TWh · Wöchentliche Beobachtung vom 19. Oktober 2026
Vom BFE gemeldetes elektrisches Energieäquivalent der schweizerischen Speichervorräte.
Datierter Vorratsstand, keine Prognose oder frei verfügbare Landesreserve. Der historische Vergleich nutzt die jeweils nächstgelegene Wochenbeobachtung und gemeldete Kapazität.
Methode: 6379 GWh / 1000 GWh je TWh
Reservoir energy and filling levels, official machine-readable history
71.7 % · Wöchentliche Beobachtung vom 19. Oktober 2026
Gemeldeter Energievorrat geteilt durch die gemeldete Kapazität derselben Beobachtung.
Datierter Vorratsstand, keine Prognose oder frei verfügbare Landesreserve. Der historische Vergleich nutzt die jeweils nächstgelegene Wochenbeobachtung und gemeldete Kapazität.
Methode: 6379 GWh / 8895 GWh × 100
Reservoir energy and filling levels, official machine-readable history
23.6 Milliarden CHF2026 · KS26-Einreichung, 30. September 2026; Preise vom 1. Januar 2026
Publizierte kombinierte Lebenszyklussumme einschliesslich angefallener Kosten und Bundesabfälle. Nachbetrieb ausgeschlossen.
Enthält angefallene Kosten; unabhängige Bewertung steht aus. Weder verbleibender Geldbedarf noch Fondslücke. Die Fälle des bestehenden Parks beziffern weder vorgeschlagene neue Reaktoren noch Verlängerungen auf 80 Jahre.
Methode: 23602 / 1000
Kostenstudie 2026: MantelberichtKostenstudie 2026 eingereicht
1.6 Milliarden CHF2026 · KS26-Einreichung, 30. September 2026; Preise vom 1. Januar 2026
Eingereichte Lebenszyklussumme des Nachbetriebs, getrennt von Stilllegung und Entsorgung.
Enthält angefallene Kosten; unabhängige Bewertung steht aus. Weder verbleibender Geldbedarf noch Fondslücke. Die Fälle des bestehenden Parks beziffern weder vorgeschlagene neue Reaktoren noch Verlängerungen auf 80 Jahre.
Methode: 1629 / 1000
15.6 EUR2015 Milliarden · Prüfbericht Januar 2025; Euro von 2015
EDF-Schätzung ohne Finanzierung einschliesslich angegebener Rückstellungen, wiedergegeben in Tabelle 2 des Prüfberichts.
Datierte Projektschätzungen mit überlappenden Grenzen; Zeilen nicht addieren. Keine Endabrechnung, Lebenszyklus-Strompreise oder Schweizer Angebote. Eigentümerkosten, Rückstellungen und Finanzierung behalten ihren angegebenen Umfang.
EPR industry: renewed momentum and persistent risks — full audit report
19.3 EUR2015 Milliarden · Prüfbericht Januar 2025; Euro von 2015
EDF-Schätzung der gesamten Investition bis Fertigstellung in der Spalte November 2023 von Tabelle 2.
Datierte Projektschätzungen mit überlappenden Grenzen; Zeilen nicht addieren. Keine Endabrechnung, Lebenszyklus-Strompreise oder Schweizer Angebote. Eigentümerkosten, Rückstellungen und Finanzierung behalten ihren angegebenen Umfang.
EPR industry: renewed momentum and persistent risks — full audit report
20.4 EUR2015 Milliarden · Prüfbericht Januar 2025; Euro von 2015
Weiter gefasste Investitionsschätzung des Rechnungshofs bis Fertigstellung nach den auf Seite 28 erläuterten Anpassungen.
Datierte Projektschätzungen mit überlappenden Grenzen; Zeilen nicht addieren. Keine Endabrechnung, Lebenszyklus-Strompreise oder Schweizer Angebote. Eigentümerkosten, Rückstellungen und Finanzierung behalten ihren angegebenen Umfang.
EPR industry: renewed momentum and persistent risks — full audit report
89.3 % · Wärmebilanz Januar–Dezember 2024
Gelieferte Wärme geteilt durch eingespeicherte Wärme abzüglich Bestandszunahme, anhand publizierter Jahressummen.
Wärmewirkungsgrad, kein elektrischer Speicherwirkungsgrad. Gerundete Berichtssummen ergeben etwa 89%; die getrennte Rekonstruktion aus öffentlichen Daten ebenfalls etwa 89%.
Methode: 100 × 29917 / (34044 − 529)
DTU Høje Taastrup measured 2024 report official repository alternateCost boundaries and heat-storage reproduction
90 % · Wärmebilanz Januar–Dezember 2025
Vom DTU gemeldeter bestandsbereinigter Jahreswärmewirkungsgrad des dänischen Speichers für 2025.
Gemeldeter Messwert mit ungeklärter Reproduktion aus öffentlichen Daten. Durchflusslücken könnten beitragen; Ursache und korrigierte Messungen sind nicht belegt. Keine Schätzung für Schweizer Stromersparnis oder Gewinn.
Høje Taastrup 2025 measurement report: full originalCost boundaries and heat-storage reproduction
Schweizer Stromendverbrauch · 2021–2025 (Mittelwert). Umfasst alle Jahreszeiten und Stunden; ohne Netzverluste.