STRIPPENZIEHEN FÜR DIE ENERGIEWENDE

Ein machtvoller Ausbau von Windkraftwerken und Solaranlagen erfordert Tausende Kilometer neuer Hochspannungsleitungen. Taugliche Alternativen dazu gibt es nicht. IN Deutschland löste die Reaktorkatastrophe von Fukushima ein politisches Erdbeben aus. Die Bundesregierung, die noch ein halbes Jahr zuvor eine Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke durchgesetzt hatte, vollzog eine Kehrtwende und ließ sieben alte Atommeiler vorerst abschalten. Die Nutzung erneuerbarer Energiequellen wie Wind- und Wasserkraft, Solarenergie und Biomasse soll forciert werden, um schnell aus der Atomenergie auszusteigen. Und damit stellt sich die Frage nach dem Zustand des deutschen Stromnetzes. Um die Stromversorgung zu sichern, fordern Experten seit Jahren den Ausbau des Übertragungsnetzes. Dessen Höchstspannungsleitungen sind die Autobahnen für den Stromtransport und überbrücken große Entfernungen. „Wenn erneuerbare Energien effizient integriert werden sollen, stoßen die bestehenden Übertragungsnetze vor allem auf Nord-Süd- und Ost-West-Trassen an die Kapazitätsgrenze”, sagt Stephan Kohler, Chef der Deutschen Energie-Agentur (dena). Elektrischer Strom lässt sich im Netz nicht speichern. Die elektrische Energie muss zunächst in andere Energieformen verwandelt werden – etwa in die chemische Energie einer Batterie oder die Lageenergie des Wassers in einem Pumpspeicherwerk. Die Kapazitäten solcher Speicher sind sehr begrenzt. Deshalb müssen Kraftwerke rund um die Uhr immer genauso viel Strom erzeugen und ins Netz einspeisen, wie Industrie und Verbraucher gerade entnehmen. In Deutschland stehen die meisten Kohle- und Kernkraftwerke nahe den Lastzentren, also bei den Verbrauchern im Ruhrgebiet und in den Regionen um Frankfurt am Main, Stuttgart und München. Doch der Ausbau der Windkraft verlagert inzwischen die Stromerzeugung vom Westen und Süden in den Norden der Republik – ein Trend, der sich durch künftige Offshore-Windparks noch verstärken wird. Lukrative Claims vor der Küste Vor der deutschen Küste werden derzeit die Claims für ein gewinnträchtiges Geschäft abgesteckt: Den Behörden liegen Anträge für 62 Offshore-Windparks vor – 53 für die Nordsee und 9 für die Ostsee. Genehmigt und zum Teil im Bau sind 22 Windparks in der Nordsee und 5 in der Ostsee. Hinzu kommen 3 Windparks, die schon Strom liefern. Mit „BARD Offshore 1″ ging am 3. Dezember 2010 der erste kommerzielle deutsche Hochsee-Windpark in Betrieb. Rund 100 Kilometer nordwestlich vor Borkum stehen im 40 Meter tiefen Meer neben der bemannten Trafo-Plattform BARD 1 derzeit 17 Windräder, von denen 11 bereits Strom produzieren. Im Endausbau des 60 Quadratkilometer großen Areals werden es 80 sein, von denen jedes 5 Megawatt leisten kann. Ihre installierte Gesamtleistung von 400 Megawatt wird ausreichen, um bis zu 400 000 Mehrpersonenhaushalte mit Strom zu versorgen. Ebenfalls in der Nacht des 3. Dezember nahm auch die Umspannplattform „BorWin alpha” nahe am Windpark ihren Probebetrieb auf. Sie wandelt den von den Windrädern gelieferten Drehstrom in Gleichstrom um und schickt ihn über ein 200 Kilometer langes Kabel zum Umspannwerk Diele bei Papenburg, wobei 125 Kilometer Kabel durchs Meer verlaufen. „BorWin 1″ ist weltweit die erste großtechnische Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) von einem Offshore-Windpark in ein Festlandnetz. 15 Prozent Strom von der See Bis 2030 sollen dem Bundesumweltministerium zufolge Hochsee-Windparks mit einer Gesamtleistung von 25 000 Megawatt installiert sein und jährlich 95 Terawattstunden Strom erzeugen, was rund 15 Prozent des heutigen Stromverbrauchs in Deutschland entspricht. Um die auf hoher See erzeugte Elektrizität an Land zu bringen, wird man weitere Unterwasserkabel brauchen. Dafür eignet sich aus verschiedenen Gründen die HGÜ-Technik besonders gut. An die künftigen Offshore-Umspannplattformen wird man in der Regel mehrere Windparks anschließen. So sind sie eine Strom-Sammelstelle, von der aus nur ein einziges Kabel an Land führt. Das ist ökologischer und ökonomischer, als von jedem Windpark aus eine separate Leitung durchs Meer zu ziehen. Wenn der auf hoher See erzeugte Strom die küstennahen Umspannwerke erreicht, wird er dort wieder in Drehstrom verwandelt und ins Übertragungsnetz eingespeist. Derzeit decken regenerative Energien elf Prozent des deutschen Endenergieverbrauchs. Der „Nationale Aktionsplan für erneuerbare Energien” der Bundesregierung vom August 2010 geht davon aus, dass dieser Anteil bis 2020 voraussichtlich 19,6 Prozent betragen wird. Speziell zur Stromerzeugung teilte das Bundesumweltministerium im März 2011 mit: „Die Stromerzeugung aus Wasser, Wind, Sonne, Biomasse und Geothermie legte 2010 mit insgesamt knapp 102 Milliarden Kilowattstunden um gut sieben Prozent zu.” Mit dem Ausbau der „Erneuerbaren” und der Zunahme des europaweiten Stromhandels steigt die Belastung des Netzes. Von großflächigen Ausfällen ist Deutschland bisher weitgehend verschont geblieben. Doch es gibt Schwachstellen, die zum Blackout führen könnten. So brach bei der „Emslandstörung” am 4. November 2006 innerhalb von Minuten das europäische Höchstspannungsnetz in drei Teile auseinander. Die Folge: ein fast einstündiger Stromausfall für zehn Millionen Menschen in Teilen Deutschlands, der Niederlande, Belgiens, Österreichs, Italiens, Frankreichs, Spaniens und Portugals. Die Ursache: Das Netz war in mehreren Abschnitten besonders belastet – als dann noch eine Höchstspannungsleitung über die Ems abgeschaltet wurde, kam das Aus: Im südwestlichen Netzteil sank die Frequenz unter 50 Hertz, was zum automatischen Abschalten von Verbrauchern führte. Sensibles Rückgrat Die nationalen Übertragungsnetze in Euro-pa sind eng aneinander gekoppelt: Der europäische Netzverbund ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) umfasst 34 Länder. Seine Höchstspannungsleitungen überziehen den ganzen Kontinent und sind das – stellenweise anfällige – Rückgrat der Stromversorgung. Vor allem an „ Grenzkuppelstellen” fehlen Übergangskapazitäten zwischen den Staaten, doch auch innerhalb von Ländern gibt es einige Engpässe im Übertragungsnetz. Für den Netzausbau in Deutschland hat die dena schon 2005 einen Bedarf von 850 Kilometern an neuen Übertragungsleitungen bis 2015 ermittelt – gebaut ist bisher erst ein Zehntel davon. Um einen Anteil von fast 40 Prozent Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zu bewältigen, beziffert die Ende 2010 vorgelegte dena-Netzstudie II den Ausbaubedarf bis 2020 auf weitere „3600 Kilometer Höchstspannungstrassen mit etablierter 380-kV-Freileitungstechnik”. Einschließlich des Anschlusses der Offshore-Windparks würde diese Lösung mit der heute üblichen Freileitungstechnik knapp zehn Milliarden Euro kosten. Auch europaweit werden große Zahlen gehandelt. EU-Energiekommissar Günther Oettinger hält den Bau neuer Starkstromleitungen in Europa von mindestens 45 000 Kilometer Länge für notwendig. Um dieses ehrgeizige Ziel zu verwirklichen, schlägt er beschleunigte Genehmigungsverfahren für EU-Projekte vor. Ähnliche Überlegungen gibt es im Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, das im März 2011 Eckpunkte für ein Netzausbaubeschleunigungsgesetz vorgestellt hat. Damit soll der Ausbau der Stromnetze schneller vorankommen. Insbesondere will man im Ministerium die Dauer der Genehmigungsverfahren verkürzen. Kritik von den Naturschützern Der Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland (BUND) hält die von der dena veranschlagten 3600 Kilometer Neubautrassen für überzogen. Die dena habe „den Bedarf von Kohle, Atom und Erneuerbaren einfach addiert, ohne eine Richtungsentscheidung zur Voraussetzung des Netzumbaus zu machen”, kritisiert Werner Neumann, Sprecher des Arbeitskreises Energie, im BUND-Mitgliedermagazin. Erneuerbare Energien bräuchten wegen ihres Speicherbedarfs ein anderes Stromnetz als die großen Kohle- und Kernkraftwerke. Die rechtliche Grundlage für den Netzausbau bilden das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) von 2005 und das Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) von 2009. Das EnLAG soll den Weg für eine möglichst rasche Planung und den Bau von 24 Höchstspannungsleitungen bereiten, die für die Integration des Stroms aus Windenergie und aus neuen konventionellen Kraftwerken sowie für den EU-weiten Stromhandel und neue Stromspeicher als besonders wichtig gelten. In Deutschland liegt der Stromferntransport in den Händen der vier Übertragungsnetzbetreiber Amprion, TenneT, EnBW Transportnetze und 50Hertz. Im Rahmen des Energieleitungsausbaugesetzes planen und bauen die vier Unternehmen derzeit eine Reihe von 380-Kilovolt-Höchstspannungsleitungen (siehe Grafik rechts). Eine der wichtigsten Maßnahmen ist es, die bestehenden 220-Kilovolt- durch leistungsstärkere 380-Kilovolt-Leitungen zu ersetzen. Das geschieht überwiegend auf vorhandenen Trassen, auf denen die alten Masten meist durch neue höhere ersetzt werden. Je nach Gelände stehen diese 350 bis 600 Meter auseinander, sodass auf einem 10 Kilometer langen Abschnitt nur noch etwa 30 statt 75 Masten notwendig sind. Doch die Umstellung braucht Zeit. Die EnBW Transportnetze, die seit 2006 vor allem die Regionen Mittlerer Neckar, Karlsruhe und Ost-Württemberg auf 380- Kilovolt-Leitungen umrüsten, rechnen mit mindestens 15 Jahren. Ungeachtet des Um- und Neubaus stellt sich die Frage, wie die bestehenden Leitungen mehr Strom übertragen können. Dazu gibt es zwei Möglichkeiten: Freileitungsmonitoring (FLM) und Hochtemperaturleiterseile (TAL). Beim Freileitungsmonitoring erfassen Wetterstationen Umgebungstemperatur und Windgeschwindigkeit in der Nähe der Leiterseile. Diese werden wärmer und folglich länger, je mehr Strom durch sie fließt. Normgemäß sind sie auf maximal 80 Grad Celsius Betriebstemperatur ausgelegt. Bei höheren Seiltemperaturen wird der Durchhang der Metallseile zwischen den Masten zu stark, und der Sicherheitsabstand zum Boden wird unterschritten. Bei Wind und bei Kälte sind die Leiterseile kühler und lassen sich daher stärker belasten – es kann unter diesen Bedingungen also mehr Strom fließen. Wind macht stark FLM ist bislang nicht Stand der Technik. Pilotversuche zeigen: Bei Starkwind – also bei hoher Stromproduktion und hohem Übertragungsbedarf – lässt sich durch FLM die Strombelastbarkeit von Freileitungen in Küstennähe um bis zu 50 Prozent erhöhen, in Norddeutschland um rund 30 Prozent und in Süddeutschland um etwa 15 Prozent. Bei mittlerem Wind sinken diese Werte deutschlandweit um etwa 10 Prozent. Bei Windstille entfällt der Kühleffekt, weshalb in der Mitte und im Süden von Deutschland die Strombelastbarkeit weiter schrumpft. „Der Nutzen für unser Netz ist daher moderat”, konstatiert Andreas Preuß vom Netzbetreiber Amprion, dessen Leitungen sich vor allem durch die Bundesländer Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und das Saarland ziehen. Die EnBW Transportnetze testen derzeit die FLM-Technik, verwenden aber schon seit einigen Jahren ein vereinfachtes Verfahren mit „Sommer- beziehungsweise Winterengpasswerten für die Strombelastbarkeit”, wie es bei dem Unternehmen heißt. Das biete betriebliche Vorteile und sei für den bisherigen Bedarf ausreichend. TenneT, zwischen Nordsee und Alpen aktiv, hat bisher über 900 Kilometer Leitungen mit Einrichtungen für das Freileitungsmonitoring ausgestattet und dafür rund 55 Millionen Euro investiert, betont aber, dass FLM wegen der Windabhängigkeit den Netzausbau nicht ersetzen könne. Das Problem: Mit geschätzten rund 10 Milliarden Euro kostet diese Technik genauso viel wie die Neubautrassen laut dena-Netzstudie II. Ähnlich sieht es bei Hochtemperaturleiterseilen (TAL) aus. Sie bestehen aus Aluminium und vertragen Betriebstemperaturen von über 150 Grad Celsius, wodurch sie rund 50 Prozent mehr Strom übertragen können als herkömmliche Freileitungen. Allerdings wachsen bei ihnen die Verluste stark mit der Stromstärke. Praktische Erfahrungen gibt es bislang kaum. Eine bundesweite Umstellung des Übertragungsnetzes auf TAL würde laut dena 17 Milliarden Euro kosten, da 5700 Kilometer bestehende Trassen umgerüstet und 1700 Kilometer neu gebaut werden müssten. Einspruch selbst beim Umbau Für den Netzumbau dürften demnach unterm Strich konventionelle 380-kV-Drehstromleitungen vorerst das wirtschaftlichste Mittel der Wahl bleiben – auch wenn sie vor Ort oft auf wenig Gegenliebe stoßen. Die Erfahrungen der Netzbetreiber fallen unterschiedlich aus. „Selbst bei unseren Umrüstungsprojekten gab es immer wieder Einsprüche, die die Genehmigungsverfahren deutlich verzögert haben”, erklärt Kirsten Koenigs für die EnBW Transportnetze. Auch Amprion berichtet von Bürgerinitiativen und setzt auf frühzeitige Information und Runde Tische vor Ort. „Wir sind mit allen Bürgerinitiativen im Gespräch, das Verhältnis ist sehr konstruktiv”, sagt Unternehmenssprecher Preuß – ein Weg, den auch TenneT erfolgreich eingeschlagen hat. Immerhin laufen die meisten der 24 im Freileitungsausbaugesetz genannten Projekte für den überregionalen Stromtransport bisher weitgehend nach Fahrplan ab. „Wenn die erforderlichen Leitungen nicht zügig gebaut werden”, mahnt die Bundesnetzagentur in Bonn, „ liegt das in fast allen Fällen an den langwierigen und aufwendigen Planungsverfahren.” Hinzu kommen zumindest mancherorts teils massive Bürgerproteste. Umstritten sind beispielsweise Abschnitte der 210 Kilometer langen Thüringer Strombrücke von Halle nach Schweinfurt und der 190-Kilometer-Trasse Wahle–Mecklar von Braunschweig in Niedersachsen ins hessische Bad Hersfeld. Für den Netzausbau fordern Bürgerinitiativen oft Erdkabel, wie sie im Nieder- und Mittelspannungsbereich für Orts- und Regionalnetze verbreitet sind. Das Höchstspannungsnetz besteht in Deutschland aber fast nur aus Freileitungen, lediglich in Berlin gibt es einen unterirdischen Tunnel mit 380-Kilovolt-Drehstromkabel. Deshalb fehlen Erfahrungen, wie sich im Erdreich vergrabene Höchstspannungskabel langfristig verhalten – und wie sich eine Erwärmung des Erdreichs durch die große übertragene Leistung auswirkt. Um Erfahrungen damit zu sammeln, erlaubt das Energieleitungsausbaugesetz vier Pilotstrecken zum Testen von 380-Kilovolt-Kabeln in Gebieten, in denen Wohnsiedlungen tangiert werden. Die vier Trassen verlaufen zwischen Ganderkesee und St. Hülfe südwestlich von Bremen, zwischen Wahle und Mecklar, zwischen Diele/Dörpen im Emsland und dem Niederrhein sowie zwischen dem thüringischen Altenfeld und Redwitz in Oberfranken. Zusätzlich könnte im Naturpark Thüringer Wald ein Erdkabel zur Querung des Rennsteigs verlegt werden – allerdings haben die zuständigen Genehmigungsbehörden dies beim Raumordnungsverfahren abgelehnt. Mit diesen Projekten betreten die Netzbetreiber Neuland. Um etwa Freileitungen mit Erdkabeln zu verbinden, braucht man Übergangsanlagen. Sie sehen aus wie Umspannwerke und beanspruchen eine Fläche, die etwa zwei Drittel so groß ist wie ein Fußballfeld. „Um diesen Aufwand zu rechtfertigen, müssen die unterirdischen Teilabschnitte mindestens drei Kilometer lang sein” , heißt es bei Amprion, das drei Kabelstrecken mit zwölf Kilometer Gesamtlänge baut. TenneT richtet in den Niederlanden und in Deutschland mehrere Teststrecken ein und will diese Vorhaben durch die Universitäten Delft und Hannover wissenschaftlich begleiten lassen. Technik für den Meeresgrund Längst über das Versuchsstadium hinausgekommen ist die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung, kurz HGÜ. Sie eignet sich hervorragend, um Strom über weite Distanzen zu transportieren und lohnt sich an Land ab rund 500 Kilometern. HGÜ-Seekabel rechnen sich schon ab 50 Kilometer Länge. So liegen neben der BorWin 1-Verbindung in der Nord- und Ostsee je sechs solcher Kabel, im Mittelmeer sind es vier. Mit 580 Kilometern ist das von TenneT 2008 realisierte NorNed zwischen Norwegen und den Niederlanden die längste Unterwasserverbindung dieser Art. An Land dienen HGÜ-Freileitungen oft dazu, Strom von großen Kraftwerken direkt zu weit entfernten Verbrauchszentren zu übertragen, etwa vom brasilianischen Wasserkraftwerk Itaipu in den Großraum São Paulo oder vom chinesischen Wasserkraftwerk Xianjiaba ins 2000 Kilometer entfernte Shanghai. Auch das geplante Projekt Desertec, das Solarstrom aus der Sahara nach Europa bringen soll, ist nur mit dieser Technik zu verwirklichen. Forscher am Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) haben berechnet, dass mit HGÜ die Übertragungsverluste bei 10 bis 15 Prozent liegen würden – bei Überlandleitungen mit Drehstrom wären es dagegen bis zu 45 Prozent. Mit geringeren Kabelkosten und weniger Trassenverbrauch sammelt HGÜ weitere Pluspunkte. Doch die Gleichstromleitungen haben auch Nachteile: Sie erfordern am Anfang und Ende Stromrichter, die den Übergang ins Drehstromnetz ermöglichen. Allerdings brauchen diese selbst einen Anschluss ans Drehstromnetz, verursachen Zusatzkosten, und jeder Gleich- oder Wechselrichter sorgt für etwa ein Prozent Verlust – auf kurzen Strecken rechnet sich die netzgeführte HGÜ deshalb nicht. Selbstgeführte HGÜ-Systeme nutzen spezielle Transistoren als Schaltelemente und benötigen daher keinen Anschluss an ein Wechselstromnetz. „Erst diese Technik erlaubt es, im Offshore-Bereich Umspannstationen zu errichten”, sagt Stefan Tenbohlen, Leiter des Instituts für Energieübertragung und Hochspannungstechnik an der Universität Stuttgart. Das aktuelle Energiekonzept der Bundesregierung fordert die Planung eines sogenannten Overlay-Netzes, das Strom aus den Windparks im Norden direkt in die Mitte und den Süden Deutschlands bringen soll. Ob sich HGÜ als ergänzende Lösung zu den geplanten Drehstromleitungen eignet, untersuchen die vier Netzbetreiber derzeit im Rahmen des Netzentwicklungsplans, der im März 2012 vorliegen soll. TenneT zum Beispiel prüft eine solche Verbindung von Schleswig-Holstein direkt nach Bayern. Die Übertragung per Wechselspannung ersetzen kann die Gleichstromtechnik aber sicher nicht. Deshalb wird an einem zügigen Ausbau der konventionellen Übertragungsnetze in den nächsten Jahren wohl kein Weg vorbeiführen. ■ Roland Bischoff gehört zum Stuttgarter Journalistenbüro Klartext. Dort beackert der Agraringenieur auch das Feld „ erneuerbare Energien”. von Roland Bischoff Mehr zum Thema Internet dena Netzstudie II: www.dena.de/themen/thema-esd/ projekte/projekt/netzstudie-i Die vier Netzbetreiber in Deutschland: www.tennettso.de www.50hertz-transmission.net www.amprion.net www.enbw-transportnetze.de Infos zum Windpark BARD Offshore-1: www.bard-offshore.de/de/projekte/ offshore/bard-offshore-1 Infos zu Offshore-Windparks vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (mit Karten für Nord- und Ostsee): www.bsh.de/de/Meeresnutzung/ Wirtschaft/Windparks/index.jsp Karten der Stromnetze diverser Länder weltweit (Global Network Energy Institute): www.geni.org/globalenergy/library/ national_energy_grid/index.shtml „Auswirkungen des Kernkraftwerk-Moratoriums auf die Übertragungsnetze und die Versorgungssicherheit” (Bericht der Bundesnetzagentur an das Wirtschaftsministerium): www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/ Publikationen/auswirkungen-kernkraftwerk-moratorium-auf-uebertragungsnetze-und-versorgungssicherheit Gut zu wissen: Stromnetze Bei den Leitungen für elektrischen Strom unterscheidet man zwischen Übertragungs- und Verteilnetzen. Das Übertragungs- oder Höchstspannungsnetz bewerkstelligt den überregionalen Stromtransport mit einer Spannung von 220 oder 380 Kilovolt. Etliche Umspannwerke transformieren den Strom dann stufenweise in die Verteilnetze: Das Hochspannungsnetz (60 oder 110 Kilovolt) versorgt vor allem die Großindustrie, das Mittelspannungsnetz (3 bis 30 Kilovolt) Industrie- und Gewerbegebiete, und das Niederspannungsnetz (230 oder 400 Volt) bringt den Strom in Städte, Gemeinden sowie kleine Industrie- und Gewerbebetriebe. Entscheidend für den Transport großer Mengen an Strom, der etwa aus Kohle-, Gas- oder Kernkraftwerken oder aus Windparks stammt, ist das unter Höchstspannung betriebene Übertragungsnetz. Es ist in Deutschland etwa 36 000 Kilometer lang (Österreich: 6800, Schweiz: 6500 Kilometer). Inklusive der verschiedenen Verteilnetze hat das deutsche Stromnetz eine Gesamtlänge von fast 1,8 Millionen Kilometern – das entspricht dem 45-fachen Erdumfang. Die meisten Leitungen im Nieder- und Mittelspannungsnetz sind unterirdisch verlegt. Das Hoch- und Höchstspannungsnetz besteht dagegen fast nur aus überirdischen Freileitungen. Die Übertragungsnetze in Deutschland, Österreich und der Schweiz sind in einen europäischen Netzverbund integriert und miteinander gekoppelt. Zuwachs für die elektrischen Lebensadern Ein dichtes Geflecht von Stromleitungen überzieht ganz Deutschland. Die Grafik zeigt die Höchstpannungsverbindungen, die unter 220 oder 380 Kilovolt Spannung betrieben werden. Vier Betreiberunternehmen der Übertragungsnetze teilen sich das Bundesgebiet auf: TenneT, 50Hertz, die EnBW und Amprion (ein Tochterunternehmen der RWE). Ein über 200 Kilometer langes Gleichstromkabel verbindet seit Kurzem das Offshore-Windfeld BorWin in der Nordsee mit dem deutschen Übertragungsnetz. Weitere Seekabel verlaufen von der deutschen Ostseeküste nach Dänemark und Schweden. Rund 1500 Kilometer Neu- oder Ausbautrassen sind in Planung oder Bau. Zum Beispiel die „Thüringer Strombrücke” (1), die 210 Kilometer weit von Bad Lauchstädt bei Halle nach Schweinfurt verläuft. Sie schließt eine Lücke zwischen alten und neuen Bundesländern. Ein erster Teilabschnitt bei Erfurt ist bereits in Betrieb. Wichtige neue 380-Kilovolt-Stromtrassen sind auch eine Strecke durch den Schwarzwald (2) und Verbindungen zwischen Meppen und Wesel (3) sowie zwischen Dortmund und Frankfurt am Main (4). Die beiden letztgenannten sollen weitgehend durch Umbau bestehender 220-Kilovolt-Leitungen errichtet werden. Kompakt · Technische Kniffe, um die Kapazität der Stromleitungen zu erhöhen, sind teuer, und die Effizienz hängt teilweise vom Wetter ab. · Verlustarme Gleichstromübertragung rentiert sich nur über große Distanzen.