Netzentwicklungsplanung Prüfung des Netzentwicklungsplans

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1 Netzentwicklungsplanung Prüfung des Netzentwicklungsplans Dr. Sascha Falahat, Netzentwicklung Dialogveranstaltung mit den Mitgliedern des Deutschen Landkreistages, des Deutschen Städte- und Gemeindebundes und des Deutschen Städtetages Mainz, 24. Oktober 2012

2 Netzentwicklungsplanung Methodik und Vorgehen

3 Energiepolitische Ziele der Bundesregierung Mit sicherer, bezahlbarer und umweltschonender Energie ins Jahr 2050 Ziele im Energiekonzept Absenkung der Treibhausgasemissionen (ggü. 1990) 40 % 55 % 70 % % Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch 18 % 30 % 45 % 60 % Anteil der Erneuerbaren Energien am Stromverbrauch 35 % 50 % 65 % 80 % Absenkung des Primärenergieverbrauch (ggü. 2008) 20 % 50 % 3

4 Energiewende Wind offshore 2021 Wind onshore Zubau bis 2022: MW Szenario B Zubau bis 2022: MW Szenario B Photovoltaik 2015 Kernkraftwerke geplante Abschaltung Zubau bis 2022: MW Szenario B abgeschaltet 4

5 Gesamtablauf der Netzentwicklungsplanung Szenarien Netzentwicklungsplan und Umweltprüfung Bundesbedarfsplan Trassenkorridore Konkrete Trassen ab /11: Genehmigung Szenariorahmen 9/12: Start Konsultation 2. Entwurf NEP und Umweltbericht Ende 2012: Bestätigung NEP/ Entwurf BBP 1. Hälfte 2013: Verabschiedung BBP-Gesetz 5/12: Start Konsultation 1. Entwurf NEP Erste Bundesfachplanungsanträge Bundesnetzagentur Übertragungsnetzbetreiber Bundesgesetzgeber 5

6 Erstellung Netzentwicklungsplan 6

7 I Szenariorahmen für NEP 2012 = drei wahrscheinliche Entwicklungspfaden (Szenarien) für Energieerzeugung und des Energieverbrauchs für die nächsten zehn bzw. zwanzig Jahre Szenario A: moderater Anstieg der erneuerbaren Energien Szenario B (Leitszenario): höherer Ausbau der erneuerbaren Energien Szenario C: besonders hohen Anteil an Strom aus Windkraft Szenarien Technologie Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas Mineralölprodukte Pumpspeicher Sonstige Summe konv. KW Wind (offshore) Wind (onshore) Photovoltaik Wasserkraft Biomasse andere reg. Erzeugung Summe EE Summe Erzeugung Installierte Nettoleistung [GW] Szenario A ,0 21,2 30,6 25,1 2,9 9,0 2,3 91,1 9,7 43,9 48,0 4,5 7,6 1,9 115,6 206,7 (Leit-) Szenario B ,0 18,5 25,1 31,3 2,9 9,0 2,3 89,1 13,0 47,5 54,0 4,7 8,4 2,2 129,8 218,9 Szenario B ,0 13,8 21,2 40,1 0,5 9,0 2,7 87,3 28,0 64,5 65,0 4,9 9,4 2,9 174,7 262,0 Szenario C ,0 18,5 25,1 31,3 2,9 9,0 2,3 89,1 16,7 70,7 48,6 4,3 6,7 2,0 149,0 238,1 Jahreshöchstlast (GW) Nettostrombedarf (TWh) 535,4 535,4 535, ,4

8 II Regionalisierung = Verfahren zur räumlichen Verteilung Stromerzeugung und -verbraucher bestehende und zuzubauende Erzeugungsleistung und Last werden einem der rund 450 Netzknoten in Deutschland zugeordnet Konventionelle Erzeugung wird entsprechend der genehmigten Kraftwerksliste regionalisiert Erneuerbare Energien werden anhand der aktuellen Einspeisung über Regionalisierungsschlüsseln verteilt Für Szenario C wurden die Zahlen der Bundesländer in der Ableitung der Regionalisierungsschlüssel berücksichtigt 8

9 III Marktmodellierung 1 Grundannahme: keine Engpässe im Stromnetz (Kupferplatte) Wesentliche Eingangsparameter Deutscher Kraftwerkspark (Genehmigter Szenariorahmen) Wetter und Last des Jahres 2007 Brennstoffpreise (Prognos AG entsprechend Szenariorahmen Gas) Berücksichtigung des europäischen Auslands: Vorgehen: Europäischer Kraftwerkspark Grenzüberschreitende Kapazitäten 1. Einspeisevorrang der Erneuerbaren Energien 2. Last, welche von Erneuerbaren Energien nicht bedient werden kann, wird durch Einsatz konventioneller Kraftwerke gedeckt 3. Übertragungskapazitäten zwischen den Marktgebieten werden nach der heutigen Marktsimulation berücksichtigt Ergebnis: Prognose des Kraftwerkseinsatzes im Jahr 2022 Einspeise- und Lastsituation im Jahr

10 III Marktmodellierung 2 Die Veränderung zur lastfernen Erzeugungslandschaft am Beispiel exemplarischer Versorgungssituationen Quelle: Übertragungsnetzbetreiber Einspeisung ermittelt aus Marktmodellierung gemäß Szenariorahmen 10

11 IV Netzberechnung 1 - Netznutzungsfall Einspeise- und Lastsituation im Jahr 2022 wird für jede einzelne Stunde im Jahr betrachtet Überlastung des Bestandsnetz im Jahr 2022 jede einzelne Stunde bezeichnet einen Netznutzungsfall (NNF) (8760 Std./Jahr = 8760 NNF) Extreme Situationen (z.b. viel Wind, geringe PV, hohe Last) sind bei der Netzberechnung besonders relevant Bestandsnetz Netznutzungsfall z.b Uhr, Quelle: TU Graz 11

12 IV Netzberechnung 2 - Ausgangssituation Netznutzungsfälle werden anschließend auf Modell des Übertragungsnetzes übertragen ca Netzknoten in Europa Stromkreise rund Transformatoren km Netzlänge (Leitungen) Daraus ergibt sich für diese einzelnen Netzelemente Betriebsund Belastungswerte Belastungswerte dürfen dabei bestimmte Bandbreiten nicht verlassen, da sonst die Netzstabilität gefährdet würde Quelle: TU Graz 12

13 V Ermittlung des Netzausbaubedarfs Sichtbar gewordene Überlastungen und Schwachstellen im Stromnetz müssen durch einzelne Maßnahmen behoben werden Dabei wird nach dem sogenannten NOVA-Prinzip vorgegangen: NetzOptimierung vor Verstärkung vor Ausbau ÜNB haben HGÜ-Korridore als ersten Schritt festgelegt Rechtfertigung aufgrund der erheblichen zu bewältigenden Transportleistungen, die nicht mehr allein mit Optimierungsmaßnahmen bewältigt werden können Ergebnis: Ermittlung der notwendigen Maßnahmen 13

14 Ergebnisübersicht NEP 2012 der ÜNB I Verwendung neuer Übertragungstechnologien Gerichteter Stromtransport von Nord nach Süd Verstärkung des bestehenden Wechselstromnetzes leichte Änderungen der bisherigen Netzplanung EnLAG-Projekt Nr. 22: Weier Villingen ist entbehrlich Umbeseilung Hamburg-Nord Hamburg-Ost ist entbehrlich Quelle: Übertragungsnetzbetreiber 14

15 Ergebnisübersicht NEP 2012 der ÜNB II Die ÜNB beschreiben im NEP selbstgeführte HGÜ mit MultilevelKonvertern (VSC) mit Vollbrückenmodulen als effiziente Lösung, sprechen sich aber klar für Technologieoffenheit aus Eignet sich hervorragend für verlustarmen Stromtransport über weite Strecken. Hohe Verluste in den Umrichtern stehen sehr geringe Verluste beim Transport gegenüber Es muss keine Blindleistung kompensiert werden, im Gegenteil: Die Leitung kann als Blindleistungsquelle genutzt werden Optional in Richtung eines vermaschten Netzes weiter entwickelbar Offene Fragen: Bisher keine ausgereifte Technik, welche im Netz belastbar betrieben worden ist Die von den ÜNB angestrebten Leistungen werden noch nicht angeboten 15

16 Ergebnisübersicht NEP 2012 der ÜNB III Neue Leitungen [km] Szenario Netzneubau in bestehenden Trassen [km] Netzverstärkung in bestehenden Trassen [km] InvestitionsKosten*** [Mrd. ] HGÜ* HDÜ** HDÜ HGÜ HDÜ A B C * HGÜ = Hochspannungsgleichstrom ** HDÜ = Hochspannungswechselstrom *** Alle Maßnahmen realisiert als Freileitungen. 16

17 Änderungen überarbeiteter NEP I Ergänzungen hinsichtlich Angestrebtes Inbetriebnahmejahr (Zeitplan) Explizite Benennung von Projekten für den Einsatz von Hochtemperaturleiterseilen Grundannahmen sind unverändert geblieben Gesamtausbaubedarf (bis auf P33) Kostenschätzungen Verwendete Technologien 17

18 Änderungen überarbeiteter NEP II Startnetzkorrektur Begriffserklärung Startnetz: Heutiges Bestandsnetz Maßnahmen/Projekte bei denen die energiewirtschaftliche Notwendigkeit bereits festgestellt wurde durch EnLAG Planfeststellung in Bau befindliche Maßnahmen Begründung der Startnetzkorrektur: Verschiebung von 16 Projekten vom Startnetz in die Ergebnismaßnahmen, da bei diesen Projekten noch keine energiewirtschaftliche Notwendigkeit festgestellt wurde. 18

19 Änderungen überarbeiteter NEP III Die Überarbeitung des Netzentwicklungsplans hat zu einer Änderung in Projekt P33 (S. 309 Wolmirstedt-Wahle) geführt Statt eines Neubaus wird für B2022 nur eine Umbeseilung der bestehenden Leitung benötigt Rückwirkungen auf andere Maßnahmen beeinflusst die Prüfarbeiten weit über dieses Einzelprojekt Bisherigen Ergebnisse für Projekte, die ohne die Anpassung von P33 erzielt wurden, sind einer erneuten Untersuchung zu unterziehen 19

20 Überprüfung des Netzentwicklungsplans Konkrete Vorgehensweise

21 Bundesnetzagentur prüft gemäß 12b EnWG 1. Einhaltung konkreter gesetzlicher Vorgaben Gemeinsamer NEP auf Grundlage Szenariorahmen Zeitplan Pilotprojekt zu verlustarmer Übertragung Pilotprojekt zu Hochtemperaturleiterseilen Verwendete Übertragungstechnologie Nachvollziehbarkeit der Modellierung Übereinstimmung mit TYNDP und Offshore-Netzplan Berücksichtigung Öffentlichkeitsbeteiligung 21

22 Bundesnetzagentur prüft gemäß 12b EnWG 2. Überprüfung der vorgeschlagenen Maßnahmen auf Wirksamkeit entspricht der Behebung konkreter Schwachstellen des Übertragungsnetzes durch die vorgeschlagenen NEPMaßnahmen Zur Untersuchung der Wirksamkeit einer Maßnahme wird die (n-1)-sicherheit des Netzes vor und nach der Netzausbauplanung, d. h. mit und ohne Ergebnismaßnahmen, betrachtet. Ein Projekt kann nachvollzogen werden, wenn mit dem Projekt das Netz (n-1)-sicher ist, ohne das Projekt jedoch nicht einzubeziehen sind: ca Netzknoten, Transformatoren und Stromkreise mit ca km Netzlänge (Leitungen) 22

23 (n-1)-sicherheit (n-1)-sicher heißt, dass das Netz mit einem Ausfall EINER Leitung immer noch sicher und zuverlässig betrieben werden kann. Diese Leitung kann nachvollzogen werden 23

24 Bundesnetzagentur prüft gemäß 12b EnWG 2. Überprüfung der vorgeschlagenen Maßnahmen auf Bedarfsgerechtigkeit entspricht Umsetzung NOVA und Auslastung der einzelnen Maßnahmen. Können Überlastungen auf Leitungen, die in (n-1)situationen auftreten, durch Schalthandlungen (Trennung/Kupplung von Sammelschienen, u.ä.) behoben werden? Für das komplette Jahr 2022 wird für sämtliche 8760 Stunden des Jahres eine Berechnung durchgeführt und die Auslastung der einzelnen Leitungen berechnet. Damit kann die Auslastung und die Beanspruchung der Leitung über das Jahr bewertet werden. in Extremfällen stellt sich die Frage, ob Redispatch, Einspeisemanagement oder andere kurative Maßnahmen vorzugswürdig wären. 24

25 Prüfprozess BNetzA TU Graz Prüfung anhand des auslegungsrelevantesten (maximaler Belastung) NNF im Jahr (8760 Std.) Prüfung anhand 8 auslegungsrelevanter (maximalen Belastungen) NNF des Consentec-Gutachtens Wird Maßnahme im auslegungsrelevanten NNF tatsächlich benötigt? Ermittlung der Auslastung aller Maßnahmen über alle NNF eines Jahres Differenziertere Bewertung der Ausbauvorhaben möglich! Aus der Prüfung der Einzelmaßnahmen wird noch nicht erkennbar, ob eine Menge von Maßnahmen durch effizientere Lösungsansätze ersetzt werden könnte Überprüfung des Gesamtkonzeptes (Zum Beispiel: Anzahl Korridore) 25

26 Aspekte für die Prüfung II Folgen für die Netzplanung und deren Prüfung Es ist Zeit erforderlich Eine Maßnahme kann nicht durch eine andere ersetzt werden, ohne zugleich den Gesamtplan zu beeinflussen Neue Prüfung erforderlich oft sind eine Vielzahl mehr oder weniger guter anderer Lösungen denkbar Aber man muss sich jetzt festlegen, damit man überhaupt eine Lösung für die Transportaufgaben der Zukunft hat Die Zeit drängt, denn die weitere Abschaltung der nuklearen Kraftwerke von 2015 bis 2022 erfordert schnelles Handeln, Verlangsamen des Ausbau der erneuerbaren Energien (Szenario A) würde keine einschneidenden Änderungen beim Leitungsbau bewirken 26

27 Derzeitiges Zwischen - Fazit Es geht nicht ohne Netzausbau Alle Analysen zeigen übereinstimmend einen hohen Transportbedarf auf Dieser Bedarf kann nur in geringem Maße durch Speicher oder Lastmanagement beeinflusst werden Signifikanten Netzausbau wird es daher auf Übertragungs- und Verteilnetzebene geben (müssen) Szenarien und Sensitivitätsrechnungen im NEP zeigen dabei häufig ähnliche Ergebnisse 27

28 Allgemeine Informationen Bei unserem Bürgerservice: Sie erreichen uns unter der kostenfreien Rufnummer von Mo - Do Uhr und Fr Uhr sowie per energienetzausbau@bundesnetzagentur.de 28

29 Backup

30 Plausibilisierung Dezentralisierung Hannover zzgl. Umland mit ca Einwohnern Spitzenlast in der Größenordnung von ca. 750 MW entspräche PV-Anlagen (5kWp, aber nur bei hoher Einstrahlung) Jahresenergiebedarf ca. 5 TWh entspräche mehr als 2500 Windenergieanlagen (onshore, 1MW) Speicherbedarf für 3 Wochen Flaute ~ ca. 250 GWh entspräche ca. 13 Mio. E-Fahrzeugen (20kW Li-Ion Batterie, ohne Fahrleistung) und es darf nichts ausfallen! Quelle: Smart Grid ETP, EU 30

31 Prüfprozess externer Gutachter 3. Bewertung des Gesamtansatzes TU Graz fertigt Gutachten (NEMO II) für BNetzA an Aus der Prüfung der Einzelmaßnahmen wird noch nicht erkennbar, ob eine Menge von Maßnahmen durch effizientere Lösungsansätze ersetzt werden könnte Anders gestalteter Netzaus- und umbau bspw. könnte eine vierte neue effektivere Maßnahme drei bisher geplante Maßnahmen überflüssig machen Daher ist es notwendig eine Diskussion über den Gesamtplan zu führen Betrachtung der dahinterliegenden Konzepte Betrachtung potentieller, alternativen Lösungsansätze Überprüfung des Gesamtkonzeptes (Zum Beispiel: Anzahl Korridore) Fertigstellung des Gutachtens voraussichtlich Mitte November 31

32 Aspekte der Prüfung I AKW AKW Brokdorf Brokdorf Übertragungsnetz in Deutschland ist hochgradig vermascht Alles hängt mit allem zusammen : lokale Veränderungen der Ein- oder Ausspeisung können im vermaschten Netz weiträumige Auswirkungen haben UW UW Helmstedt Helmstedt PSW PSW Goldisthal Goldisthal PSW PSW Markersbach Markersbach 32

33 Derzeitiger Stand der Prüfung I Bei insgesamt 34 Projekten liegen der Bundesnetzagentur die erforderlichen Datensätze vor Bei 13 Projekten ergibt sich zur Zeit die Erforderlichkeit in den Untersuchungen der Bundesnetzagentur oder in den Untersuchungen der TU Graz Konkret handelt es sich um die Projekte A, B, C (teilweise), D, P24, P30, P33, P41, P42, P47, P49, P51 und P53 Für diese Projekte sind die Untersuchungen aber noch nicht abgeschlossen 33

34 Derzeitiger Stand der Prüfung II Bisher noch keine Aussage möglich zu: 5 Projekte (P71 Audorf-Kiel-Göhl, P72 Göhl-Lübeck-Kaltenirchen, P73 Kaltenkirchen-Brunsbüttel, P25 Brunsbüttel-GrenzeDK, P20 EmdenHalbemond) ÜNB begründen Maßnahmen mit Überlastung des 110-kV-Netzes und deren Behebung durch Maßnahmen im 380-kV-Netz Diese sind nach Angaben der ÜNB effizienter als ein Netzausbau im 110-kV-Netz Begründung: eingetroffen. Hierzu sind Prüfunterlagen erst am 5. Oktober 16 Projekte (P55-P70, Startnetzkorrektur) Projekte die im überarbeiteten Netzentwicklungsplan vom Startnetz in die Ergebnismaßnahmen verschoben worden sind. Begründung: Zu diesen Maßnahmen liegen entweder noch keine Daten vor, oder die Daten werden noch ausgewertet. 34

35 Regionalbeispiel P33 (M24a) Erhöhung der Übertragungskapazität zwischen SachsenAnhalt und Niedersachsen Wolmirstedt Helmstedt Wahle P33 Netzverstärkung: 380-kV-Neubau in bestehender Trasse Länge: 111 km Inbetriebnahme:

36 36 Vorher Leitung Wolmirstedt-Wahle ist zu bestimmten Stunden hoch ausgelastet (>75%). Sollte es zu einem unvorhergesehenen Fehlerereignis kommen, droht eine Überlastung

37 37 Nachher Die Maßnahme P33/M24 erhöht die Stromtragfähigkeit Irvon 2500 auf ca Ampere. Hierdurch werden auch benachbarte Leitungen entlastet

38 Hochspannungsgleichstrom - Korridore HGÜ Korridor A: S. 285 Maßnahme M01 (Emden/Borßum-Osterath)* Maßnahme M02 (Osterath-Philippsburg) HGÜ Korridor B: S. 287 Maßnahme M04 (Wehrendorf-Urberach) HGÜ Korridor C: S. 289 Maßnahme M05 (Brunsbüttel-Großgartach) Maßnahme M06 (Wilster-Goldshöfe) Maßnahme M07 (Kaltenkirchen-Grafenrheinfeld) HGÜ Korridor D: S.292 Maßnahme M09 (Lauchstädt-Meitingen) Derzeitiger Stand: Korridore sind wirksam, abschließende Prüfung des Umfangs steht noch aus *nicht erforderlich im Szenario A 38

39 Hochtemperaturleiterseile HTLS (high temperature low sag) im Ergebnisnetz: Projekt P49, Maßnahme 41a Daxlanden-Bühl/KuppenheimEichstetten (70 km Länge) im Startnetz: Netzverstärkung Remptendorf-Redwitz (18 km Länge, Ende 2012 abgeschlossen) Netzerweiterung Niederrhein-Doetinchem (NL) /Wittenhorst (Zwei 380-kV-Stromkreisen mit 18 km Länge, 2013 abgeschlossen) 39

40 Ausbau und Erweiterung im Wechselstromnetz 1 Wechselstrom Projekt P24 (M71, M72, M73) h1956 [Dollern-Sottrum-Wechold-Landesbergen] S. 300 TenneT bei Hamburg Auslastung bis zu 80% und keine (n-1)-sicherheit gegeben Die Umstellung der 220-kV-Systeme auf 380-kV stellen die (n-1)-sicherheit her Projekt P30 (M61) h7773 [Hamm-Uentrop-Krückel] Projekt P33 (M24a) h3086 [Wolmirstedt-Helmstedt-Wahle] Projekt P41 (M57) h7447 [Metternich-Niederstedem] Projekt P42 (M53) h615 [Kriftel-Obererlenbach] S. 307 Amprion bei Dortmund Keine (n-1)-sicherheit gegeben Die Aufrüstung auf 380-kV stellt zusammen mit Freileitungsmonitoring die (n-1)sicherheit her S. 309 TenneT bei Magedburg Auslastung bis zu 109% und keine (n-1)-sicherheit gegeben Nach Verstärkung der bestehenden 380-kV-Leitung beträgt die maximale Auslastung von Helmstedt nach Wahle 56% S. 322 Amprion Mosel Nach bisherigen Untersuchungen der TU Graz ist Keine (n-1)-sicherheit gegeben Neubau einer 380-kV-Leitung in bestehender Trasse S. 323 Amprion + TenneT bei Frankfurt Keine (n-1)-sicherheit gegeben Neubau einer 380-kV-Leitung in bestehender Trasse 40

41 Ausbau und Erweiterung im Wechselstromnetz 2 Wechselstrom Projekt P47 (M31, M32, M33, M34, M60, M62, M63, M64, M65) h7096 [Mannheim- Rhein-Neckar- Raum] S. 329 Amprion und TenneT Die HGÜ-Einspeisung in Urberach führt zu hohen Auslastungen an den parallel geführten 220-kV-Leitungen nach Pfungstadt bzw. Weinheim Diese werden durch das Neubauprojekt Urberach-Pfungstadt-Weinheim (M60) entlastet. Zu prüfen bleibt, ob alternativ ein Neubau in bestehender Trasse von Pfungstadt nach Rheinau ausreicht. Im (n-1) Fall kann es zusätzlich zu Überlastungen im Bereich Marxheim-Bischofsheim sowie zwischen BASF-Maximiliansau kommen Die Maßnahmen M62, M63 und M65 schaffen hier Abhilfe Maßnahme M64 ist dient der Spannungsharmonisierung auf 380-kV Die Prüfung der Maßnahmen M31, M32, M33 und M34 ist ausstehend Projekt P49 (M90, M41a) h0655, h7480 [Daxlanden-Bühl/Küppenheim-Eichstetten] S. 334 Transnet BW Das Projekt besteht aus dem Neubau einer 380-kV-Leitung in bestehender Trasse zwischen Daxlanden und Eichstetten (M90) sowie der Umbeseilung als HochtemperaturLeiterseil (HTLS) der 220-kV-Leitung Daxlanden-Bühl/Kuppenheim-Eichstetten (M41a) Nach den bisherigen Ergebnisse der TU Graz ist das Netz im (n-1)-fall ohne das HTLSLeiterseil nicht mehr sicher Die Notwendigkeit der Maßnahme M41a kann nachvollzogen werden Die Erforderlichkeit der Maßnahme M90 ist noch zu untersuchen 41

42 Ausbau und Erweiterung im Wechselstromnetz 3 Wechselstrom Projekt P51 (M37) h7428 [Großgartach-Endersbach] S. 338 TransnetBW Bei Ausfall eines Systems zwischen Großgartach und Pulverdingen würde das parallele System überlastet Netzverstärkung der 380-kV-Leitung Großgartach-Endersbach in bestehender Trasse Möglicherweise ist nur eine 380-kV-Doppelleitung GroßgartachNeckarwestheim sowie eine 380-kV-Einfachleitung NeckarwestheimEndersbach notwendig, die Einfachleitung Großgartach Endersbach wäre eventuell nicht mehr notwendig. Es besteht weiterer Untersuchungsbedarf. Projekt P53 (M54, M55) h8131 [Raitersaich-Ludersheim-Sittling-Isar] S. 341 TenneT bei Nürnberg Das Projekt sieht den Neubau einer 380-kV-Leitung in bestehender Trasse zwischen Irsching, Zolling und Ottenhofen vor. Erste Analysen der TU Graz ergeben, dass ohne diesen Ausbau die jeweiligen Parallelsysteme bei Ausfällen zwischen Sittling und Altheim sowie Raitersaich und Irsching zu hoch belastet werden. Die neue Leitung entschärft die (n-1)-problematik auf diesen Strecken. 42

43 Begriffserklärungen Generell gibt es zwei verschiedene Hochspannungsgleichstromübertragungen (HGÜ, auch DC): netzgeführte und selbstgeführte Netzgeführte HGÜ-Anlagen eignen sich mit Blick auf das langfristige Entwicklungspotential grundsätzlich weniger zum Einsatz in einem vermaschten Netz, u.a. weil sie ungünstigere Systemeigenschaften haben als selbstgeführte HGÜs. Daher werden im NEP nur selbstgeführte HGÜs betrachtet. Diese sollen zunächst nur als Punkt-zu-Punkt-Verbindung ausgeführt werden (eine Einspeise-, eine Entnahmestelle). Es besteht jedoch die Option, diese Verbindungen später zu einem extra vermaschten HGÜ-Overlay-Netz zusammen zu führen. Selbstgeführte HGÜs können mit sog. Multilevel-Konvertern ausgestattet werden. Dies sind die Umrichter, die Wechselstrom und spannung in Gleichstrom und spannung wandeln. Mit diesen Konvertern können im Prinzip beliebig hohe DC-Spannungen und DC-Ströme erreicht werden. Multilevel-Konverter können in Halbbrücken- oder Vollbrückenmodulen ausgeführt werden. Vollbrücken bieten im Vergleich zu Halbbrücken u.a. ein deutlich besseres Verhalten im Fehlerfall. 43