17 Wege zum modernen Stromnetz

50Hertz

Deutschland stellt mit dem NOVA-Prinzip den Neubau ans Ende

Nach dem NOVA-Prinzip sollen Netzbetreiber zuerst bestehende Leitungen ausschöpfen, sie danach verstärken und erst zuletzt neu bauen. Analyst*innen der Denkfabrik Ember haben 17 Lösungen nach Tempo und Kosten sortiert. Was am schnellsten wirkt, kostet meist am wenigsten.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 11. NOVEMBER 2026 · 8 Min. LESEN

Jede Wärmepumpe, jede Wallbox und jeder Solarpark braucht Platz im Stromnetz. Die vier Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW haben ausgerechnet, was der Umbau bis 2045 kostet. Im zweiten Entwurf des Netzentwicklungsplans Strom von 2026 stehen etwa 365 bis 392 Milliarden Euro für Start- und Zubaunetz, Offshore-Anbindungen eingerechnet. Allein das Startnetz umfasst rund 10.400 Kilometer.

Wer über Netzausbau spricht, denkt an Masten, Kabelgräben und lange Genehmigungen. Im Energiewirtschaftsgesetz und im Netzentwicklungsplan steht eine andere Reihenfolge: Bevor ein Netzbetreiber neu baut, soll er prüfen, wie viel mehr die vorhandenen Leitungen tragen können. Die schnellen Mittel dafür sind in Deutschland seit Jahren im Einsatz, aber längst nicht überall.

Was besagt das NOVA-Prinzip?

NOVA steht für Netzoptimierung vor Netzverstärkung vor Netzausbau. Nach dem Energiewirtschaftsgesetz sind die Betreiber von Energieversorgungsnetzen verpflichtet, ihr Netz „bedarfsgerecht zu optimieren, zu verstärken und auszubauen, soweit es wirtschaftlich zumutbar ist“ (§ 11 Abs. 1 EnWG). Das Kürzel NOVA kommt im Gesetz nicht vor.

Als Planungsregel haben die vier Übertragungsnetzbetreiber das NOVA-Prinzip im Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045 festgeschrieben: „Netzoptimierung vor -verstärkung vor -ausbau“. Der Plan ist ein Vorschlag der Netzbetreiber, die Bundesnetzagentur prüft ihn. Laut Bundesnetzagentur waren im Juni 2026 von 159 vorgeschlagenen Maßnahmen 118 bestätigungsfähig.

Optimieren heißt, mehr aus einer Leitung zu holen, ohne an ihr zu bauen: mit genauerem Messen, Steuern und Vorhersagen. Wer verstärkt, tauscht auf einer bestehenden Trasse Bauteile gegen leistungsfähigere aus, etwa Leiterseile oder Transformatoren. Ausbau bedeutet zusätzliche Leitungen, Trassen und Umspannwerke. Mit jeder Stufe wachsen in der Regel Bauzeit, Kosten und Genehmigungsaufwand.

Wie lässt sich mehr Strom durch bestehende Leitungen schicken?

Wie viel Strom eine Freileitung tragen darf, hängt an der Temperatur ihrer Leiterseile. Kühlt Wind die Seile, dürfen sie mehr Strom führen. Beim witterungsabhängigen Freileitungsbetrieb passen Netzbetreiber die zulässige Last deshalb laufend dem Wetter an. Laut 50Hertz übertragen geeignete Leitungen so bis zu 30 Prozent mehr Leistung.

TenneT betreibt Freileitungen seit 2010 auf diese Weise. Im Factsheet des Netzbetreibers mit Stand 2018 stehen zwei Beispielwerte. Bei 25 Grad und schwachem Wind sind es rund zehn Prozent mehr, bei minus fünf Grad und zwei Metern pro Sekunde Wind rund 80 Prozent.

Mit Phasenschiebertransformatoren steuern Netzbetreiber, welchen Weg der Strom durch das Netz nimmt, und leiten ihn um Engpässe herum. 50Hertz betreibt zwei solcher Transformatoren seit Ende 2017 in Röhrsdorf und zwei seit August 2018 in Vierraden. Damit regelt der Netzbetreiber die Stromflüsse zu den Nachbarnetzen.

Ein Netzbooster ist eine Großbatterie, die bei einer Störung sofort Strom liefert. Damit ersetzt sie die Reserve, die sonst auf den Leitungen frei bleiben muss, und Netzbetreiber können diese höher auslasten. TransnetBW baut in Kupferzell einen Netzbooster mit 250 Megawatt, geplant ist er für 2027 (mehr dazu: Netzbooster).

Stoßen Leitungen trotzdem an ihre Grenze, greifen die Netzbetreiber ein: Sie drosseln Kraftwerke und Windparks vor dem Engpass und fahren andere dahinter hoch. Dieses Engpassmanagement kostete 2025 insgesamt 3,076 Milliarden Euro, nach 2,954 Milliarden Euro im Jahr 2024 (mehr dazu: Faktencheck Redispatch-Kosten). Die Zahlen der Bundesnetzagentur stehen in einer Antwort der Bundesregierung vom August 2026.

Im Verteilnetz hängt die Optimierung an Messdaten aus Häusern und Betrieben. Sie kommen aus intelligenten Messsystemen, also digitalen Zählern mit Kommunikationsmodul.

Zum 30. Juni 2026 waren laut Bundesnetzagentur 5,9 Prozent der Messstellen damit ausgestattet. Bis 2032 sollen es 90 Prozent der Pflichteinbaufälle sein, also der Haushalte und Betriebe mit hohem Verbrauch oder eigener Erzeugung. Im europäischen Vergleich zählt Deutschland zu den Schlusslichtern (mehr dazu: Smart-Meter-Quote in Europa).

Erst mit solchen Daten wird aus dem Ortsnetz ein Smart Grid, in dem Netzbetreiber Erzeugung und Verbrauch aufeinander abstimmen. Seit dem 1. Januar 2024 dürfen sie den Anschluss von Wärmepumpen und Wallboxen nicht mehr ablehnen (§ 14a EnWG). Droht eine Überlastung, dürfen sie den Strombezug dieser Geräte auf bis zu 4,2 Kilowatt drosseln, abschalten dürfen sie nicht. Der Netzbetreiber gewinnt damit eine Last, die er im Engpass begrenzen kann.

Im Verteilnetz kommen die digitalen Mittel langsam voran. Das hat einen wirtschaftlichen Grund: Für Netzbetreiber rechnet sich eine neue Leitung aus Kupfer eher als Software, die eine alte besser auslastet (mehr dazu: Zellulares Energiesystem).

Was lässt sich auf bestehenden Trassen verstärken?

Trägt eine Leitung trotz besserer Nutzung nicht genug, tauschen Netzbetreiber Bauteile aus und behalten die Trasse. Ein Beispiel sind Hochtemperaturleiterseile, die auf bestehenden Masten mehr Strom tragen als die alten Seile. Die Ember-Analyst*innen stufen diesen Tausch bei Tempo und Kosten als mittel ein.

Bestehende Umspannwerke aufzurüsten, dauert nach der Ember-Einstufung lange, bei mittleren Kosten. Ein Grund liegt beim wichtigsten Bauteil, dem großen Leistungstransformator. Laut Internationaler Energieagentur dauert seine Beschaffung bis zu vier Jahre. Die Lieferzeiten haben sich seit 2021 nahezu verdoppelt, die Preise liegen laut dem Bericht von 2025 rund 75 Prozent über dem Niveau von 2019.

Zur Verstärkung zählen die Ember-Analyst*innen auch die Stabilität des Netzes. Bisher halten die Schwungmassen großer Kraftwerksgeneratoren die Frequenz in den ersten Sekunden nach einer Störung stabil. Diese Momentanreserve können netzbildende Umrichter nachbilden. Seit dem 22. Januar 2026 kaufen die Übertragungsnetzbetreiber sie am Markt ein, auch von solchen Umrichtern (mehr dazu: Momentanreserve).

Mit jedem Sensor und jedem steuerbaren Gerät wächst die digitale Angriffsfläche. Die Ember-Analyst*innen führen Cybersicherheit deshalb als eigene Maßnahme der Verstärkung, ebenso das schnelle Beheben von Störungen, bei dem Netzbetreiber betroffene Gebiete als Inseln weiterversorgen.

Warum kosten die schnellsten Lösungen am wenigsten?

Die Analyst*innen der Londoner Energie-Denkfabrik Ember um Elisabeth Cremona haben im November 2026 17 Lösungen zusammengetragen, um das Stromnetz zu modernisieren. Sie ordnen jede einer der drei Säulen Optimieren, Verstärken oder Ausbauen zu und stufen sie nach Tempo und Kosten ein. Grundlage sind Gespräche mit Netzfachleuten. Die Einstufungen sind vergleichend und als Richtung gedacht; konkrete Beträge oder Termine enthalten sie nicht, und je nach Land fallen sie unterschiedlich aus.

Quelle: Ember, „Modernising the grid“, November 2026 (CC BY 4.0), deutsche Fassung Cleanthinking. Tempo und Kosten sind Vergleichswerte ohne Bezug auf einzelne Projekte.

Von oben nach unten gelesen, bildet die Tabelle die Reihenfolge des NOVA-Prinzips ab. Die beiden schnellen Lösungen, witterungsabhängiger Betrieb und Lastflusssteuerung, gehören zur Optimierung und kosten wenig. Alle drei Ausbau-Lösungen sind teuer, zwei davon langsam. Wer eine bestehende Leitung besser nutzt, braucht weder neue Masten noch ein Planfeststellungsverfahren.

Ganz deckungsgleich sind die beiden Ordnungen nicht. Bestehende Kraftwerke flexibler zu fahren, rechnen die Analyst*innen zur Optimierung, obwohl die Maßnahme am Kraftwerk ansetzt und nicht an der Leitung. Das Aufrüsten von Umspannwerken gilt als Verstärkung und gehört trotzdem zu den langsamen Lösungen.

Wann braucht Deutschland neue Leitungen?

Wie viel sich aus dem bestehenden Netz herausholen lässt, haben die Ökonom*innen von Compass Lexecon im Juni 2024 für die EU abgeschätzt. Auftraggeber waren Breakthrough Energy und CurrENT Europe, der Branchenverband der Anbieter solcher Netztechnik. Mit innovativer Netztechnik ließe sich die Kapazität der EU-Netze bis 2040 um 20 bis 40 Prozent steigern. Vorsichtig gerechnet, kommen die Autor*innen selbst auf zehn bis 20 Prozent.

Für den Transport über weite Strecken reicht eine besser genutzte Leitung nicht: Viel Windstrom entsteht im Norden, viele große Verbraucher sitzen im Süden. Dafür bauen die Netzbetreiber Verbindungen mit Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ), die über große Entfernungen weniger Verluste hat als Wechselstrom. SuedLink besteht aus zwei solchen Verbindungen mit je zwei Gigawatt. Seit dem 10. Oktober 2025 ist das Projekt vollständig genehmigt, ans Netz gehen soll es laut Bundesnetzagentur bis 2028 (mehr dazu: SuedLink unter der Elbe).

Bei der Elektrifizierung von Wärme, Verkehr und Industrie zählt das Tempo. Electrotech, also die Technik einer elektrifizierten Wirtschaft von der Solaranlage bis zur Wärmepumpe, kommt schneller ins Netz als jede neue Höchstspannungsleitung.

Wer nach dem NOVA-Prinzip zuerst optimiert, gewinnt Zeit. Eine gedrosselt angeschlossene Wärmepumpe und ein paar Prozent mehr auf einer windgekühlten Leitung kommen ohne neue Trasse aus. Der Neubau bleibt nötig, vor allem für den Transport von Nord nach Süd. Wie viel davon nötig ist, hängt auch daran, wie viel die Netzbetreiber vorher aus den bestehenden Leitungen herausholen.

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