Die PV wird innerhalb ihrer Branche gerne in Kategorien unterteilt. Die Häuslebauer sind mit dem PV-Dachanlagen-Segment verknüpft, welches wiederum außer der angewendeten Solartechnik wenig gemein hat mit dem PV-Großanlagensegment – dort geht es um Megawatt-Maßstäbe, meist auf dem freien Feld.
Trotz der Marktdominanz dieser beiden Segmente ist der Gesamterfolg der Energiewende mit hohen Anteilen PV und anderen intermittierenden Stromquellen von einer Technologie abhängig, die aus der Schublade des „kleinen Bruders“ Off-Grid-PV stammt: den netzbildenden Wechselrichtern.
Bis in die Mitte der 2010er Jahre wurden diese Umrichter, die durch Frequenz- und Spannungsbildung sowie Schwarzstartfähigkeit ein Inselnetz erzeugen können, lediglich in kleinen, nicht-netzgekoppelten Microgrids verwendet. Ein Microgrid ist ein lokal abgegrenztes Stromnetz aus Erzeugern (z. B. PV/Wind), Speichern (BESS) und Verbrauchern, das netzparallel betrieben werden kann und bei Bedarf als Inselnetz autark weiterläuft.
Netzbildende Wechselrichter schaffen es ins Netz
Mit zunehmender Penetration des Stromsystems durch Erneuerbare Energien jedoch haben es die netzbildenden Wechselrichter und mit ihnen die netzbildende Technologie aus dem Microgrid in die öffentlichen Stromnetze geschafft. Denn nun übernehmen sie durch die Erbringung von Systemdienstleistungen Grundfunktionen für ein stabiles Stromnetz – wie beispielsweise die Bereitstellung von Momentanreserve.
Auch auf erneuerbaren Erzeugungsanlagen und Batteriespeichern fußende Microgrids, die durch netzbildende Wechselrichter ermöglicht werden, haben sich weiterentwickelt: Während Microgrids ursprünglich in kleinen Siedlungen bis einige hundert Kilowatt (kW) erzeugt wurden, sichern sie heutzutage die Stromversorgung ganzer Inseln und Städte und bieten Energielösungen für energieintensive Industrien in abgelegenen Regionen, vor allem der Bergbauindustrie.
Im Folgenden stellen wir zwei innovative Anwendungen der netzbildenden Technologie vor: Eine im Bereich Off-Grid/Microgrids und eine im Bereich Grid-Forming, die die enormen Möglichkeiten von netzbildenden Wechselrichtern in Microgrids und für öffentliche Stromnetze aufzeigen.
Mit dem Red Sea Project Microgrid entstand an der Westküste von Saudi-Arabien ein Energieversorgungssystem, das in dieser Form weltweit als Referenz gilt: Ein vollständig netzunabhängiges PV+BESS-Microgrid im industriellen Maßstab. Die Anlage kombiniert rund 400 Megawatt (MW) PV mit einem Batteriespeicher von etwa 1,3 Gigawattstunden (GWh) und wird von Huawei und Partnern als größtes PV+BESS-Microgrid dieser Art eingeordnet.
Ziel ist es, die touristische Infrastruktur des Red Sea Projects – darunter unter anderem Airport, Hotels und Versorgungsanlagen – 24/7 mit erneuerbarer Energie zu versorgen. Die technische Umsetzung gilt in dieser Region, charakterisiert durch hohe Luftfeuchtigkeit, hohen Salzgehalt der Luft und Temperaturen bis zu 50 Grad Celsius als besonders herausfordernd.
Technische Schlüsselmerkmale des Red-Sea-Microgrids:
Huawei berichtet, das Microgrid laufe seit ca. zwei Jahren stabil und habe in dieser Zeit mehr als 1 Mrd. Kilowattstunden (kWh) grünen Strom geliefert. Diese Strommenge macht deutlich, dass es sich um ein System handelt, das im realen Betrieb über lange Zeiträume funktioniert – ein entscheidender Schritt, um die netzbildende Technologie von der Pilotphase in die Megawatt-Routine zu überführen. Weiterhin gibt Huawei an, das System könne die Stromversorgung für bis zu 1 Million Menschen (äquivalent) gewährleisten. Damit wird deutlich: Die netzbildende Wechselrichtertechnologie ermöglicht heute PV+BESS-Microgrids in einer Dimension, die vor wenigen Jahren noch klassischen Kraftwerkslösungen vorbehalten war.
In Großbritannien ist die Anwendung der netzbildenden Technologie im öffentlichen Stromnetz inzwischen deutlich über den Pilotstatus hinausgewachsen: Der britische Übertragungsnetzbetreiber NESO hat in der Ausschreibung Stability Pathfinder Phase 2 von 2022 gezielt Anlagen mit netzbildenden Wechselrichtern (z.B. BESS) als „fossil fuel-free power stations“ für die Erbringung von Systemdienstleistungen adressiert. Infolgedessen erhielt das schottische BESS-Kraftwerk Kilmarnock den Zuschlag für 65 Prozent der ca. 6,8 Gigavoltampere (GVA) ausgeschriebenen Menge an Momentanreserve. Das von Batteriespeicherentwickler Zenobē umgesetzte Asset mit einer Kapazität von 300 MW/600 Megawattstunden (MWh) ging jüngst im Januar 2026 in Betrieb.
Damit wurde ein zweiter Meilenstein in Großbritannien erreicht: Blackhillock, ebenfalls von Zenobē in Schottland entwickelt, ist das prominenteste Umsetzungsbeispiel für die netzbildende Technologie in Europa. Das Batteriekraftwerk ging im März 2025 mit 200 MW/400 MWh in Betrieb und wird derzeit auf 300 MW/600 MWh erweitert. Als Besonderheit gilt Blackhillock dabei, weil es als erstes Batteriespeicherprojekt im Kontext der Beschaffung von Systemdienstleistungen in Großbritannien ein vollumfängliches Paket aus Wirkleistungs- und Blindleistungsdiensten zur Netzstabilisierung bereitstellt. Die netzbildenden Wechselrichter für beide Kraftwerke lieferte SMA.
Schottland kann bei der praktischen Anwendung netzbildender Technologie als Modellregion für Europa gelten: Der massive Ausbau der Windenergie bei gleichzeitig sinkender synchroner Erzeugung hat den Bedarf an erneuerbaren Stabilitätslösungen stark erhöht – zumal die Region über Übertragungsengpässe nur begrenzt mit den Lastzentren im Süden verbunden ist. Netzbetreiber reagieren darauf inzwischen mit einer gezielten Beschaffung von Systemdienstleistungen aus inverterbasierten Anlagen, was den Markthochlauf deutlich beschleunigt. Entsprechend wächst die Pipeline großer Batteriekraftwerke: Neben Blackhillock ist etwa die 400 MW/800 MWh-Anlage in Eccles bereits im Bau.
