Neue Solar- und Windparks in Indien könnten künftig mehr sein als reine Stromlieferanten. Sie sollen das Netz auch selbst stabilisieren helfen: mit Wechselrichtern, die Spannung aktiv bilden können, und – bei großen Freiflächenanlagen – mit fest gekoppelten Batteriespeichern.
Vorgesehen ist das in einem Entwurf der indischen Central Electricity Authority (CEA), den die Behörde am 3. September 2026 veröffentlicht hat. Wichtig ist dabei der Status: Bis zum 4. Oktober 2026 läuft die öffentliche Konsultation. Erst danach entscheidet sich, welche Vorgaben in der endgültigen Regelung stehen – und ab wann sie gelten.
Neue Erneuerbaren-Parks sollen auch Netzaufgaben übernehmen
Bei Solar- und Windparks steht üblicherweise zuerst die Erzeugungsleistung im Fokus: Wie viele Megawatt werden gebaut, wie viel Strom liefern die Anlagen und wo werden sie angeschlossen? Der CEA-Entwurf setzt zusätzlich am Netzanschlusspunkt an. Er fragt: Welche technische Funktion bringt ein neues Kraftwerk für das Stromsystem mit?
Für erneuerbare Kraftwerke, die nach dem 1. Juli 2027 in Betrieb gehen, schlägt die CEA vor, dass mindestens 15 Prozent der Wechselrichter über eine Grid-Forming-Regelung verfügen. Für die Power-Conversion-Systeme von Batteriespeichern nennt der Entwurf dieselbe Fähigkeit.
Die 15-Prozent-Vorgabe ist dabei leicht falsch zu lesen: Sie bezieht sich nicht auf 15 Prozent der Anlagenleistung und auch nicht auf eine Speicherquote. Gemeint ist der Anteil der Wechselrichter, die die entsprechende Netzfunktion beherrschen sollen.
Grid-Forming-Wechselrichter folgen nicht nur einer bereits vorhandenen Netzspannung, wie klassische netzfolgende Geräte. Unter bestimmten Bedingungen können sie selbst Spannung bilden und das Netz stützen. Technische Arbeiten von NREL und ENTSO-E nennen unter anderem Spannungsbildung, einen begrenzten Beitrag zum Fehlerstrom, virtuelle Trägheit und die Vermeidung problematischer Regelungsinteraktionen als mögliche Funktionen.
Das ist jedoch kein Freifahrtschein für ein störungsfestes Stromsystem. Was ein Wechselrichter im konkreten Fall leisten kann, hängt von seinen Stromgrenzen, der verfügbaren Leistung, dem Energieinhalt eines Speichers, der Schutztechnik, der Netzstärke und der eingesetzten Regelung ab. Grid-Forming ersetzt weder fehlende Übertragungsleitungen noch Reservekapazitäten oder einen robusten Netzanschluss.
Speicherpflicht im Entwurf: zehn Prozent Leistung, zwei bis vier Stunden
Für bodengebundene Solarparks und Onshore-Windanlagen geht der Entwurf noch weiter. Projekte, die nach dem 1. Juli 2027 in Betrieb gehen, sollen mit einem gekoppelten Energiespeicher ausgestattet werden. Dessen Leistung müsste mindestens zehn Prozent der installierten Anlagenleistung erreichen; Energie soll er mindestens zwei Stunden lang liefern können.
Für Anlagen mit Inbetriebnahme nach dem 1. Juli 2029 und bis zum 30. Juni 2031 sieht der Entwurf vier Stunden Speicherdauer vor.
Leistung und Dauer beschreiben dabei zwei verschiedene Größen:
- Zehn Prozent legen die Mindestleistung des Speichers in Megawatt fest.
- Zwei beziehungsweise vier Stunden bestimmen seinen Energieinhalt in Megawattstunden.
Bei einem Solar- oder Windprojekt mit 100 MW installierter Leistung ergäbe sich daraus rechnerisch ein Speicher mit mindestens 10 MW Leistung. Für zwei Stunden wären das 20 MWh, in der späteren Vier-Stunden-Phase 40 MWh. Das ist eine Mindestdimensionierung aus dem Entwurf – keine Zusage, dass diese Energiemenge nach Umwandlungsverlusten, Betriebsreserven oder Vorgaben des Netzbetreibers jederzeit vollständig verfügbar ist.
Warum Speicher und Wechselrichter gemeinsam gedacht werden
Indien baut Energiespeicher bereits seit Längerem als Flexibilitätsressource auf. Staatliche Stellen verankern Speicher in Planungsinstrumenten, Förderansätzen und Regelungen für Systemdienstleistungen. Batterien können erneuerbaren Strom zeitlich verschieben sowie Frequenz- und Spannungsstützung bereitstellen.
Der CEA-Entwurf würde diese Logik enger an einzelne neue Erzeugungsanlagen knüpfen. Der Speicher wäre dann nicht bloß eine separat beschaffte Netzressource, sondern Teil des Solar- oder Windparks. Zugleich müssten Teile der Leistungselektronik eine aktivere Netzrolle übernehmen können.
Das wird besonders wichtig, wenn viele leistungselektronisch angebundene Anlagen auf engem Raum zusammentreffen. Solarwechselrichter, Windkraftumrichter und Batteriesysteme verhalten sich anders als große synchrone Kraftwerke mit rotierenden Generatoren. Je stärker ihr Anteil im Stromsystem wächst, desto entscheidender wird ihre Reaktion auf Spannungseinbrüche, Frequenzabweichungen und schwache Netze.
Mit dieser Herausforderung steht Indien nicht allein. ENTSO-E arbeitet in Europa ebenfalls an Anforderungen für Grid-Forming-Fähigkeiten in einem System mit wachsendem Anteil nicht-synchroner Erzeugung und Speicher. Der aktuelle Phase-II-Bericht ist allerdings technische Orientierung, keine europaweit bindende Pflicht. Indien übernimmt also kein europäisches Regelwerk – beide Regionen befassen sich mit derselben Grundfrage: Welche Fähigkeiten müssen neue Anlagen verlässlich nachweisen?
Entscheidend wird die Umsetzung
Selbst wenn die Mindestwerte in die endgültige Regelung übernommen werden, belegen sie noch nicht automatisch, dass ein Park im Betrieb wirksam netzstützend arbeitet. Zwischen einer Vorgabe auf dem Papier und tatsächlich verfügbarer Systemfähigkeit liegen technische und regulatorische Schritte.
Wechselrichter, Batterie-PCS, Schutzkonzepte, Steuerung und Netzanschlusspunkt müssen aufeinander abgestimmt sein. Ebenso wichtig sind Anschlussprüfungen und Tests unter realistischen Netzereignissen. Erst dann lässt sich bewerten, ob die geforderte Funktion bei begrenztem Strom, bestimmtem Ladezustand und konkreter Netzstärke tatsächlich verfügbar ist.
Der vorliegende Entwurf lässt zudem praktische und wirtschaftliche Fragen offen: Wie werden Ausnahmen geregelt? Welche Kosten werden anerkannt? Wie häufig müssen Speicher einsatzbereit sein? Und welche Nachweise gelten bei Inbetriebnahme sowie im laufenden Betrieb? Antworten darauf kann erst die endgültige Fassung liefern.
Was der Entwurf tatsächlich bedeutet
Indien hat damit noch keine fertige Speicherpflicht beschlossen. Die präzisere Nachricht lautet: Die CEA schlägt vor, neue Solar- und Windparks ab 2027 stärker als aktive Netzbausteine zu behandeln.
Um solche Vorgaben einzuordnen, sind drei Fragen entscheidend: Welche Netzfunktion kann ein Projekt übernehmen? Wie lange kann es diese Leistung bereitstellen? Und wie wird sie am Netzanschluss und im Betrieb überprüft? Erst diese Antworten zeigen, ob aus zusätzlicher Erzeugungskapazität auch zusätzliche Systemstabilität wird.
Quellen und weiterführende Informationen
- Central Electricity Authority: Entwurf der zweiten Änderung technischer Standards 2026
- Central Electricity Authority: Übersicht der öffentlichen Konsultationen
- PV Tech: Einordnung des CEA-Entwurfs
- Power Line Magazine: Zusammenfassung der vorgeschlagenen Standards
- NREL: Guide to Current Limiting and Stability With Grid-Forming Inverters
- ENTSO-E: Phase-II-Bericht zu Grid-Forming-Anforderungen
- Ministry of New and Renewable Energy: Überblick zu Energiespeichern
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