Monitoringbericht

• Stand nach dem ersten Quartal 2024
• Bundesbedarfsplan
• Energieleitungsausbaugesetz
• Offshore-Anbindungen
• Netzoptimierung
• Archiv

Stand nach dem ersten Quartal 2024

Zum Stichtag (31. März 2024) umfassten das BBPlG und das EnLAG insgesamt 119 Vorhaben mit einer ungefähren Gesamt­länge von 14.002 km. 30 Vorhaben davon waren bereits voll­ständig fertig­gestellt, 15 weitere auf allen Abschnitten mindestens genehmigt. In der Genehmigungs­phase befanden sich noch 62 Vorhaben. Für zwölf Vorhaben standen die jeweils ersten Anträge auf Bundes­fach­planung beziehungs­weise auf ein Raum­ordnungs­verfahren noch aus.

Stichtag: 31. März 2024

Die Gesamtlänge der EnLAG- und BBPlG-Vorhaben lag zum Stichtag bei etwa 14.002 km, die sich wie folgt aufteilen (inklusive Veränderung zum vierten Quartal 2023):

• etwa 992 km vor dem Genehmigungsverfahren (-492 km)
• etwa 1.552 km im Raumordnungs- oder Bundes­fachplanungs­verfahren (+59 km)
• etwa 6.283 km im oder vor dem Planfeststellungs- oder Anzeigeverfahren (-72 km)
• 2.263 km genehmigt und vor dem oder im Bau (+417 km)
• 2.912 km fertiggestellt (+90 km)

Bundesbedarfsplan

Der Bundesbedarfsplan enthält aktuell 97 Ausbau­vorhaben. 20 davon sind als Pilot­projekte für verlust­arme Übertragung über große Entfernungen (Hoch­spannungs-Gleichstrom-Übertragung) gekenn­zeichnet. 13 Gleichstrom-Vorhaben sind für die vorrangige Umsetzung mit Erdkabeln und zehn Wechsel­strom-Vorhaben für die Umsetzung mit Erd­kabeln auf Teil­abschnitten gekenn­zeichnet. Darüber sind ein Vorhaben als Pilot­projekt für Hoch­temperatur­leiterseile gekenn­zeichnet und acht werden als See­kabel ausgeführt.

36 Vorhaben sowie einzelne Bestand­teile von drei weiteren Vorhaben sind als länder­übergreifend oder grenz­überschreitend gekenn­zeichnet. Bei ihnen führt die Bundes­netz­agentur die Verfahren durch. Diese Vorhaben kamen zum Stichtag auf eine Gesamt­länge von etwa 7.421 km. Die Summe hängt allerdings stark vom Verlauf der Nord-Süd-Korridore ab und wird sich erst im weiteren Verfahrens­verlauf konkretisieren. Der Großteil der übrigen Vorhaben (etwa 4.555 km) liegt wie beim EnLAG in der Zuständig­keit der Länder. Hinzu kommen noch 218 km, für die das Bundes­amt für Seeschiff­fahrt und Hydrographie (BSH) die Verfahren durchführt.

Stichtag: 31. März 2024

Die Gesamtlänge der BBPlG-Vorhaben lag zum Stichtag bei etwa 12.194 km, die sich wie folgt aufteilen (inklusive Veränderung zum vierten Quartal 2023):

• etwa 992 km vor dem Genehmigungsverfahren (-492 km)
• etwa 1.544 km im Raumordnungs- oder Bundes­fachplanungs­verfahren (+59 km)
• etwa 6.173 km im oder vor dem Planfeststellungs- oder Anzeigeverfahren (-62 km)
• 2.103 km genehmigt und vor dem oder im Bau (+432 km)
• 1.382 km fertiggestellt (+66 km)

Details finden Sie im Kapitel »Vorhaben nach dem Bundes­bedarfsplan­gesetz« im aktuellen Monitoring­bericht sowie auf den entsprechenden Vorhabenseiten.

Energieleitungsausbaugesetz

Das EnLAG listete ursprünglich 24 Ausbau­projekte auf. Nach Prüfungen im Rahmen der Erstellung der Netz­entwicklungs­pläne 2022 und 2024 wurden die Vorhaben 22 und 24 aus dem EnLAG gestrichen. Sechs der 22 Vorhaben sind als Erdkabel-Pilot­projekte gekenn­zeichnet. Bei diesen Vorhaben besteht unter bestimmten Voraus­setzungen die Möglichkeit zur Teil­erd­verkabelung. Die Raum­ordnungs- und Plan­feststellungs­verfahren liegen in der Verantwortung der betroffenen Bundesländer.

Stichtag: 31. März 2024

Die Gesamtlänge der EnLAG-Vorhaben lag zum Stichtag bei etwa 1.808 km, die sich wie folgt aufteilen (inklusive Veränderung zum vierten Quartal 2023):

• etwa 8 km im Raumordnungsverfahren (keine Veränderung)
• etwa 110 km im oder vor dem Planfeststellungs­verfahren (-10 km)
• 160 km genehmigt und vor dem oder im Bau (-15 km)
• 1.530 km fertiggestellt (+24 km)

Details finden Sie im Kapitel »Vorhaben nach dem Energie­leitungs­ausbau­gesetz« im aktuellen Monitoring­bericht sowie auf den entsprechenden Vorhabenseiten.

Offshore-Anbindungen

Offshore-Anbindungs­leitungen verbinden die Offshore-Wind­parks in der Nord- und der Ostsee mit dem Über­tragungs­netz auf dem Festland. Ihr Bedarf wird im Netz­entwicklungs­plan (NEP) ermittelt, wobei die Vorgaben des Flächen­entwicklungs­plans (FEP) zugrunde gelegt werden. Die im aktuellen Monitoring­bericht dargestellten Anbindungs­leitungen basieren grund­sätzlich auf dem NEP 2021-2035, welche mit dem im März 2024 veröffentlichten NEP 2023-2037 erneut durch die BNetzA bestätigt wurden, sowie auf den Ausbau­zielen des novellierten Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG), das Anfang 2023 in Kraft getreten ist.

Das Startnetz kam zum Stichtag auf eine Leistung von rund 11,6 GW in der Nordsee und rund 2,1 GW in der Ostsee. Es umfasst Anbindungs­systeme, die bereits in Betrieb genommen oder beauftragt sind oder die einen bezuschlagten Wind­park erschließen. Das Zubau­netz umfasst dagegen Netz­anbindungen, die im NEP 2023-2037 bis einschließlich des Jahres 2030 bestätigt wurden oder die sich aus den Ausbau­zielen des novellierten WindSeeG bis zum Jahr 2031 ergeben. Dazu gehören elf Netz­anbindungen für Offshore-Wind­erzeugung in der Nord­see und zwei Netz­anbindungen in der Ostsee. Details finden Sie im Kapitel »Ausbau der Offshore-Anbindungen« im aktuellen Monitoring­bericht sowie auf den entsprechenden sowie auf den Übersichts­seiten zur Nordsee und zur Ostsee.

Kein Teil des Offshore-Monitorings sind die Seekabel-Projekte NordLink, NeuConnect, Combined Grid Solution und Hansa PowerBridge, die unter das Bundes­bedarfs­plan-Monitoring fallen.

Netzoptimierung

Netzoptimierende Maßnahmen sollen die Auslastung des Übertragungs­netzes erhöhen. Sie umfassen zum einen last­fluss­steuernde Maßnahmen, bei denen durch den Einbau spezieller Netz­betriebs­mittel der Last­fluss aktiv gesteuert werden kann. So können über­lastete Netz­elemente gezielt entlastet werden, ohne die Über­tragungs­fähigkeit des Netzes insgesamt zu erhöhen. Zum anderen sind Strecken­maßnahmen zur Netz­optimierung und -verstärkung erfasst. Zum Stich­tag waren 13 last­fluss­steuernde Maß­nahmen geplant. Davon waren sechs Maßnahmen Teil des Start­netzes des NEP 2023-2037. Fünf weitere befanden sich bereits in Betrieb.

Netzbooster-Anlagen könnten durch eine reaktive Netz­betriebs­führung Kosten für Redispatch­maßnahmen einsparen. Langfristig sollen die Lasten und Ein­speisungen so platziert werden, dass durch die Anlagen ein großer Teil des Über­tragungs­netzes entlastet und dieses so dauer­haft näher an seiner Belastungs­grenze (Dauer­betriebs­strom) betrieben werden könnte. Zum Stichtag waren vier Netzbooster-Anlagen geplant. Davon sind zwei Teil des Startnetzes des NEP 2023-2037.

Weiterhin gehört zu diesen Maßnahmen das Freileitungs­monitoring. Dabei werden die Witterungs­bedingungen am Leiter­seil erfasst. So kann der Leiter situations­bedingt höher aus­gelastet werden, wenn beispiels­weise die Umgebungs­temperatur sehr niedrig ist.

Hinzu kommt als netz­verstärkende Maßnahme der Einsatz von Hoch­temperatur­leitern, welche eine höhere Netz­kapazität gewähr­leisten können. Zum Stichtag waren bei zwei Vorhaben des EnLAG Hoch­temperatur­leiter abschnitts­weise bereits in Betrieb. Zudem waren sie auch bei vier Vorhaben des BBPlG zumindest abschnitts­weise in Betrieb sowie bei 21 weiteren BBPlG-Vorhaben in Planung, im Bau oder fertig­gestellt. Darüber hinaus waren Hoch­temperatur­leiter bei einer weiteren Maß­nahme des NEP 2023-2037/2045 vor­gesehen. Diese war Teil des Start­netzes. Ein Strom­kreis­abschnitt ist bereits seit 2012 in Betrieb.

Details finden Sie im Kapitel »Netz­optimierungs- und -verstärkungs­maßnahmen« im aktuellen Monitoring­bericht.

Archiv

Im Archiv finden Sie die Monitoring­berichte der vergangenen Quartale und Jahre.