Das Netz will hineinsehen: EMT-Modelle, Wechselrichter-Steuerung und Großlasten
Victoria Shinder2 Min. LesezeitDrei Dokumente vom 7. und 8. Oktober stammen aus verschiedenen Ländern und Institutionen. Sie stellen dieselbe Forderung: Wer für das Netz verantwortlich ist, will in Dinge hineinsehen, die ihm nicht gehören — und gestritten wird darüber, wer diesen Einblick bezahlt.
1. In den Umrichter — Großbritannien. NESOs Abschlussbericht zur Grid-Code-Änderung GC0168 bittet Ofgem, dem Netzbetreiber zu erlauben, elektromagnetische Transienten-Modelle von Erzeugern zu verlangen, die vor September 2022 fertiggestellt wurden. Der Grund ist Physik: Wenn Wind, Solar, Batterien und HGÜ Synchronmaschinen ersetzen, laufen Schwingungen, Umrichter-Instabilität und transiente Überspannungen in Zeitskalen ab, die langsamere Modelle nicht erfassen. Gestritten wird ums Geld. Das Panel empfahl eine Variante, die auf eine Kostenerstattung im Entgeltkodex wartet, weil ein validiertes Modell bei Altanlagen bedeuten kann, Regelungen nachzubauen, die der Hersteller nicht mehr unterstützt.
2. In den Steuerkanal — die EU. Eine Expertengruppe der Kommission empfiehlt, Hochrisiko-Lieferanten von Wechselrichterkomponenten und -software zu beschränken, Wechselrichter unter dem Cyber Resilience Act extern zertifizieren zu lassen und Fernsteuerung sowie Firmware-Signatur in der EU zu halten. Ihr Risikomaß ist ausdrücklich ein Netzmaß: wie viel Erzeugung ein Angreifer steuern könnte, verglichen mit 3.000 MW Primärregelreserve im kontinentalen Netz. Auch hier steht die Kostenfrage im Bericht selbst — Beschränkungen könnten dem Markt schaden, wenn Alternativen fehlen, und die vollständige Risikobewertung haben die Experten nach eigener Aussage nicht gemacht.
3. In die Lastprognose — die USA. Die DOE-Eingabe bei der FERC verlangt, dass PJM die Kosten seiner 6,8-GW-Notbeschaffung nach aktualisierten Prognosen aufteilt und jedes Großlastprojekt verfolgt — in Betrieb, verzögert, geschrumpft oder abgesagt —, damit die Kosten bei den verursachenden Rechenzentren landen. Hier ist Transparenz selbst der Kostenmechanismus: Ohne Projektdaten, so das DOE, kann PJM Doppelzählungen nicht vermeiden und das Ziel nicht senken, wenn die Last ausbleibt.
Was sie verbindet. In jedem Fall ist das Systemmodell des Betreibers hinter dem System zurückgeblieben — Umrichter, die er nicht simulieren kann, Steuerwege, die er nicht sieht, Lasten, die er nicht prüfen kann. Und in jedem Fall geht es darum, wer die Kosten trägt, diese Lücke zu schließen: Altanlagen oder alle Nutzer über Entgelte (GB), Hersteller und Käufer über eingeschränktes Angebot (EU) oder die neuen Lasten selbst (PJM).
Worauf zu achten ist. Ofgems Entscheidung zu GC0168 und die CUSC-Änderungen CMP456/466; ob die Kommission die Empfehlung aufgreift, Wechselrichter unter dem CRA in Klasse II einzustufen; und PJMs überarbeitete Eingabe bis 29. Oktober. Anlagenbetreiber in allen drei Märkten sollten davon ausgehen, dass „Daten liefern“ zur Anschlussbedingung wird, und es einpreisen.
Diese Analyse stützt sich auf: NESO, „GC0168 Final Modification Report“ (8. Oktober 2026) — https://www.neso.energy/gc0168-final-modification-report ; pv magazine, „EU expert group urges curbs on high-risk solar suppliers“ (8. Oktober 2026) — https://www.pv-magazine.com/2026/10/08/eu-expert-group-urges-curbs-on-high-risk-solar-suppliers/ ; Utility Dive, „DOE presses PJM on ratepayer protections from large load costs“ (8. Oktober 2026) — https://www.utilitydive.com/news/doe-pjm-ferc-ratepayer-protection-large-load-data-center/832479/