Netzstabilität: Wie neue Wechselrichter Blackouts bremsen

Wenn du dein Smartphone lädst, merkst du es nicht — aber Netzbetreiber spüren es: immer mehr dezentrale Solar‑ und Windanlagen verändern, wie Strom ins Netz kommt. Konventionelle Kraftwerke lieferten über rotierende Massen eine physikalische Trägheit, die Frequenz und Spannung stabil hielt. Fehlt diese „mechanische“ Pufferung, werden Spannungseinbrüche und Frequenzsprünge wahrscheinlicher und Schutzrelais können unvermittelt auslösen. Genau hier setzen grid‑forming Wechselrichter an: Sie bilden die Referenz für Spannung und Frequenz selbst und reduzieren so die Gefahr lokaler Versorgungsausfälle.

Im Alltag kann das entscheiden, ob bei einem größeren Störfall nur einzelne Haushalte kurz abschalten oder ganze Gebiete länger ohne Strom dastehen. Netzbetreiber, Hersteller und Projektplaner fragen deshalb: Wie zuverlässig sind diese Geräte, welche Tests sind nötig und wie sehen praktikable Einsatzszenarien aus? Die Antworten sind technisch, aber für Planung und Politik sehr konkret.

Ein grid‑forming Wechselrichter ist ein Leistungselektronikgerät, das aktiv die Netzspannung und -frequenz erzeugt statt sie nur zu folgen. Anders ausgedrückt: Statt an einer vorhandenen Netzreferenz auszurichten, stellt es diese Referenz selbst bereit. Fachlich emuliert es Aspekte eines Synchrongenerators — zum Beispiel virtuelle Trägheit oder eine definierte Innenimpedanz — und reagiert so direkt auf Frequenzabweichungen und Lastschwankungen.

Technische Konzepte sind unterschiedlich: Virtuelle Synchrongeneratoren (VSG/VSM), droop‑Regelungen, dVOC (dispatchable virtual oscillator control) oder synchronverter‑Ansätze. Alle verfolgen das Ziel, dass Wechselrichter nicht nur Leistung liefern, sondern das Netzverhalten prägen. Entscheidend ist die Parametrierung: Falsche Einstellungen können die gewünschte Dämpfung reduzieren oder bei starken Störungen Wechselrichter‑Interaktionen begünstigen.

Netzbildende Wechselrichter übernehmen Aufgaben, die früher ausschließlich rotierende Maschinen erfüllten; richtig eingestellt, senken sie das Risiko örtlicher Blackouts.

Zur Einordnung eine kurze Vergleichstabelle:

Wichtig zu wissen: Die Fähigkeit, „virtuelle Trägheit“ bereitzustellen, ist kein unbegrenzter Vorrat. Bei Batterien hängt die nachhaltige Leistung von der verfügbaren DC‑Energie ab; bei Solaranlagen ist sie oft begrenzt und mit anderen Funktionen abzustimmen.

Heute werden grid‑forming Wechselrichter vor allem in Batteriespeichern eingesetzt, die Netzstützleistungen bereitstellen. Zudem gibt es integrierte Lösungen bei größeren PV‑Anlagen oder in Microgrids. Ein reales Szenario: In einem Verteilnetz mit rund 50 % Einspeisung aus dezentraler PV kann ein oder mehrere grid‑forming Speicher so abgestimmt werden, dass Frequenzabweichungen gedämpft und Spannungsprofile stabilisiert werden. Das reduziert die Wahrscheinlichkeit, dass Schutzschaltungen fälschlich auslösen und ein größerer Ausfall entsteht.

In Deutschland und anderen Ländern liefen Pilotprojekte und Multi‑Vendor‑Tests; Fraunhofer‑Institute und internationale Stellen arbeiten an Testprotokollen. Solche Tests kombinieren Hardware‑in‑the‑Loop (HIL), elektromagnetische Transienten‑Simulationen (EMT) und Feldversuche, weil rein numerische Modelle die Interaktionen nicht immer zuverlässig abbilden.

Ein weiterer, praktischer Punkt: Grid‑forming Wechselrichter können Blackstart‑Fähigkeiten liefern. Blackstart bedeutet, nach einem großflächigen Ausfall Teile des Netzes wieder hochzufahren. In einem Gebiet mit netzbildenden Speichern lässt sich so die Wiederherstellung schrittweise unterstützen, ohne sofort auf große konventionelle Kraftwerke angewiesen zu sein.

Für Leser, die sich vertiefen wollen: Unser Magazin hat bereits Fallstudien zu diesem Thema veröffentlicht, etwa einen Beitrag zu Grid‑forming Wechselrichtern und zur Smart‑String‑Architektur, die praktische Ansätze zur Dezentralisierung zeigen.

Die Chancen sind konkret: Mehr erneuerbare Einspeisung wird möglich, ohne dass sofort zusätzliche konventionelle Reserven vorgehalten werden müssen. Betreiber von Speichern können neue Einnahmequellen erzielen, wenn Märkte für Dienste wie Frequenzstütze oder synthetische Trägheit etabliert werden. Auf Netzebene erlaubt die Technik flexiblere Betriebskonzepte, weil Stabilität nicht mehr ausschließlich an rotierende Massen gebunden ist.

Risiken ergeben sich vor allem aus Interaktionen unterschiedlicher Geräte. Herstellerimplementierungen variieren; in Multi‑Vendor‑Tests zeigten sich Unterschiede beim Verhalten unter Überstrom‑Fallback oder in Current‑limiting‑Zuständen. Zudem sind viele Schutzsysteme in Verteilnetzen auf das Verhalten traditioneller Generatoren eingestellt; Anpassungen in Relaislogik und Einstellwerten sind nötig, damit Schutzsysteme nicht auf neue Regelantworten reagieren.

Eine technische Spannungsquelle ist die Frage nach der Parametrierung: Zu viel „virtuelles H“ (virtuelle Trägheit) kann je nach Netzimpedanz zu schlechterer Dämpfung führen; zu wenig bringt kaum Nutzen. Analysen zeigen, dass die Wirkung stark von der Netzstärke (z. B. short‑circuit ratio) und von virtueller Impedanz sowie Dämpfungsparametern abhängt. Deshalb empfehlen Fachberichte kombinierte Tests (small‑signal, impedance‑based, EMT und Feldvalidierung).

Aus Sicht der Netzsteuerung sind standardisierte Prüfabläufe und Live‑Monitoring sinnvoll: ROCOF‑(Rate of Change of Frequency) Werte, Phasenmesswerte und harmonische Kennzahlen sollten gemessen und zentral ausgewertet werden. Nur so lassen sich Effekte reproduzierbar machen und regulatorische Anforderungen ableiten.

In den kommenden Jahren ist zu erwarten, dass Test‑ und Zertifizierungsverfahren etabliert werden. Institutionen publizieren Vorschläge für Mindestanforderungen (z. B. Fault‑Ride‑Through, HIL‑Testkataloge, Impedance‑Sweeps). Parallel entstehen Marktmechanismen, die Netzstützdienste vergüten. Betreiber von Speichern und großen PV‑Anlagen könnten so direkt an der Netzstabilität verdienen.

Für Netzbetreiber bedeutet das neue Werkzeuge: Statt nur auf Netzausbau zu setzen, können sie mit gezielten Speicherstandorten und netzbildenden Wechselrichtern kritische Knoten stabilisieren. Gesetzgeber und Standardisierer stehen in der Verantwortung, Übergangsregeln zu schaffen, die Interoperabilität sicherstellen und Herstellerdaten (z. B. Messprotokolle) verbindlich fordern.

Ein praktischer Rat für Projektplaner: Testempfehlungen befolgen, Multi‑Vendor‑Piloten durchführen und Monitoring‑Schnittstellen definieren. So lassen sich Erfahrungsdaten sammeln und Parameter iterativ anpassen. Nur mit solchen Felddaten lassen sich skalierbare Regeln ableiten, die später auch in Marktprodukte übersetzt werden können.

Langfristig sind Szenarien denkbar, in denen Regionen mit sehr hohem EE‑Anteil primär über netzbildende Inverter gesteuert werden. Das setzt aber voraus, dass Hersteller und Netzbetreiber gemeinsam Interoperabilitätsstandards definieren und Replikations‑Tests durchführen.

Grid‑forming Wechselrichter sind kein pauschaler Ersatz für Kraftwerke, aber sie übernehmen gezielt physikalische Stützfunktionen, die für die Netzstabilität nötig sind. Praktische Tests und erste Piloten zeigen klare Vorteile bei der Vermeidung örtlicher Blackouts, zugleich bleiben Interoperabilität, Parametrierung und Zertifizierung offene Punkte. Für Betreiber lohnt sich die Betrachtung netzbildender Technik als Teil einer Gesamtstrategie; Netzbetreiber und Regulatoren sollten die notwendigen Prüf‑ und Berichtspflichten festlegen, damit breite Anwendungen sicher skaliert werden können.