Das Ergebnis der Marktsimulation für jedes Szenario ist ein Eingangsdatum für die Netzberechnungen, die zur Identifikation von Engpässen und zur Überprüfung der Wirksamkeit von Maßnahmen zur Beseitigung dieser Engpässe durchgeführt werden. Weitere Eingangsdaten sind die für die Marktsimulationen aufbereiteten Zeitreihen des Verbrauchs und der Einspeisung aus erneuerbaren Energien je Netzknoten in Deutschland und je Marktgebiet außerhalb Deutschlands. Über eine normierte Schnittstelle werden die Marktdaten als Mittelwert über jede Stunde und für jeden Knoten automatisiert an das Netzberechnungsprogramm übergeben.
Ausland
Für jedes europäische Marktgebiet weist die Marktsimulation für jede Stunde des betrachteten Zieljahres den aktuellen Verbrauch, die Erzeugungsleistungen und die Austauschleistungen mit anderen Marktgebieten aus. Die Stundenmittelwerte der Verbrauchsleistung und der Erzeugungsleistung je Marktgebiet werden jeweils auf ihren höchsten auftretenden Wert normiert. Diese beiden normierten Werte je Marktgebiet und Stunde dienen als Multiplikationsfaktor für die im Netzmodell knotenscharf vorhandenen Verbrauchsleistungen bzw. Leistungen von Erzeugungseinheiten.
Verbrauch und Erzeugung jedes Marktgebietes werden zu einer Bilanz zusammengefasst, die in den Netzberechnungen zwingend eingehalten wird. Die Verlustleistung des modellierten Netzes jedes Marktgebietes wird über die Variation der Erzeugungsleistung im Rahmen der Netzberechnungen ausgeglichen. Verbindungen zwischen zwei Marktgebieten über Hochspannungs-Gleichstrom-Leitungen werden im Marktmodell und im Netzmodell als steuerbar modelliert. Damit werden die über diese Verbindungen im Marktmodell ermittelten Leistungsflüsse direkt in das Netzmodell übernommen, während sich die Austauschleistungen im vermaschten Drehstromnetz erst im Lauf der Netzberechnungen ergeben.
Verbrauch
Die in den Marktsimulationen als Eingangsgröße verwendete Zeitreihe des Verbrauchs in Deutschland wurde aus knotenscharfen Zeitreihen des regional unterschiedlichen Endverbraucherbedarfs für die Nieder-, Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsnetze in Deutschland ermittelt; der jeweilige Verlustleistungsbedarf wurde dabei pauschal berücksichtigt. Für die Verwendung in Netzberechnungen für das deutsche Übertragungsnetz wird der Endverbraucherbedarf um die Verluste der Spannungsebenen erhöht, die nicht im Netzmodell abgebildet sind. Für Netzknoten mit ähnlichem Verbrauchsverhalten kommen gleiche normierte Zeitreihen zur Skalierung der im Netzmodell abgebildeten knotenscharfen Höchstleistung zum Einsatz.
Konventionelle Kraftwerke
Für die meisten konventionellen Kraftwerke liegen aus den Marktsimulationen die stündlichen Einspeiseleistungen vor. Somit kann die Leistung der im Netzmodell als Netzeinspeisungselemente oder als Generatoren modellierten Kraftwerke direkt skaliert werden. Die in der Marktsimulation ermittelte Gesamtleistung kleinerer Erzeugungseinheiten mit Kraftwärmekopplung, die im Umfang von ca. 500 MW über ganz Deutschland verteilt sind, wird als Skalierungsfaktor an das Netzmodell übergeben. Die Einhaltung der Mindest- und Höchstleistung jedes Kraftwerks wird im Netzberechnungsprogramm gewährleistet.
Erneuerbare Energien
Die in den Marktsimulationen als Eingangsgröße verwendete Zeitreihe aller Einspeisungen aus erneuerbaren Energien in Deutschland wurde aus knotenscharfen Zeitreihen des regional unterschiedlichen Einspeiseverhaltens am jeweiligen Netzverknüpfungspunkt ermittelt. An das Netzmodell werden für die wesentlichen erneuerbaren Energien die Leistungen je Zeitpunkt und Netzknoten direkt übergeben. Für andere erneuerbare Energien werden normierte Zeitreihen zur Skalierung der im Netzmodell abgebildeten installierten Leistungen übergeben.
Die Leistungen der erneuerbaren Energien werden in einzelnen Szenarien um die Summe der „Dumped Power“ reduziert, um das Leistungsgleichgewicht einhalten zu können. Umfang und Verfahren sind in Kapitel 4.3.4 des Netzentwicklungsplans 2012 dargestellt.