DC-Kopplung (Direct Current) bei Co-Location

Fachliche Hintergründe zur DC-Kopplung

1. Technischer Vorteil: Bei einer AC-Kopplung haben der Wechselrichter der PV-Anlage und der Wechselrichter des Speichers jeweils eigene Ausgänge zum Netz. Der Netzbetreiber muss im schlimmsten Fall davon ausgehen, dass beide gleichzeitig mit voller Last einspeisen – das erfordert eine höhere genehmigte Anschlussleistung. Bei der DC-Kopplung ist der Speicher vor dem Wechselrichter in das System integriert. Da der Wechselrichter physikalisch limitiert ist, kann niemals mehr Leistung ins Netz fließen, als bereits für die PV-Anlage genehmigt wurde.

2. Effizienz: Man spart sich Wandlungsverluste. Der Strom muss nicht von DC (PV-Modul) zu AC (Netz) und wieder zu DC (Batterie) gewandelt werden, sondern fließt direkt von DC zu DC.

3. Regulatorik (Negative Strompreise): Nach den neuen Regelungen (in Deutschland § 51 EEG bzw. Nachfolgeregelungen) erhalten Anlagen bei negativen Preisen keine Vergütung mehr. Ein DC-Speicher fängt diese Energie ab, bevor sie das Netz erreicht, und verschiebt die Einspeisung in lukrative AbendstundeDer Befreiungsschlag für die Energiewende.

Die Stimmung auf den Fachkonferenzen zur Energiewende ist zwiegespalten: Einerseits boomen die Batteriespeicher, andererseits verzweifeln Projektentwickler an den Wartezeiten für Netzanschlüsse. Während Standalone-Speicher oft jahrelang auf „grünes Licht“ warten, rückt eine technologische Lösung in den Fokus, die das Problem an der Wurzel packt: DC-gekoppelte Co-Location. Ein tiefer Blick in die Architektur der modernen Stromversorgung.

Das Nadelöhr: Warum Standalone-Speicher allein nicht reichen

Es klingt nach der perfekten Goldgräberstimmung: Batteriespeicher sind heute so rentabel wie nie zuvor. Sie stabilisieren das Netz, nutzen Preisdifferenzen an der Strombörse und sind technisch ausgereift. Doch wer in Deutschland oder anderen europäischen Märkten einen großen Standalone-Speicher (einen Speicher ohne eigene Erzeugungsanlage) bauen möchte, stößt auf eine Mauer aus Bürokratie und Kupfer.

Der limitierende Faktor ist der Netzverknüpfungspunkt (NVP). In vielen Regionen sind die Kapazitäten erschöpft. Wer einen neuen Speicher anmeldet, muss oft Jahre auf eine Prüfung warten, nur um dann zu erfahren, dass der Netzausbau erst in fünf oder zehn Jahren die nötige Kapazität bereitstellt. Die Folge: Hunderte Megawatt an Speicherleistung stecken in der Warteschleife fest, während wir gleichzeitig Windräder abschalten müssen, weil das Netz überlastet ist.

Der Trend zur Co-Location – und seine Tücken

Die Branche reagiert darauf mit einem Schwenk zur sogenannten Co-Location. Die Idee: Man baut den Speicher dort, wo bereits ein Anschluss existiert – zum Beispiel in einem bestehenden Solarpark oder Windpark. Doch hier wartet bereits das nächste Missverständnis.

Die meisten aktuell geplanten Projekte setzen auf AC-gekoppelte Systeme. Hierbei wird der Speicher über einen eigenen Wechselrichter an die Wechselstromseite des Parks angeschlossen. Das Problem: Rein rechtlich und oft auch technisch muss der Netzbetreiber dies als zusätzliche Last oder zusätzliche Einspeisekapazität bewerten. Werden beispielsweise 10 MW Photovoltaik um 5 MW AC-Speicher ergänzt, muss der Netzbetreiber prüfen, ob das Netz 15 MW Spitzenlast verträgt. Diese „Zusatzleistung“ wird oft abgelehnt oder führt zu langwierigen neuen Genehmigungsverfahren.

Theoretisch ließe sich das über spezielle Betriebsführungsverträge lösen, in denen der Betreiber garantiert, niemals mehr als die ursprünglichen 10 MW einzuspeisen. Doch die Realität zeigt: Netzbetreiber tun sich mit solchen komplexen Verträgen schwer. Die Verhandlungen dauern oft Jahre – wertvolle Zeit, die wir im Kampf gegen den Klimawandel nicht haben.

Die Alternative: DC-Kopplung als technischer Garant

Hier kommt die DC-Kopplung ins Spiel, die insbesondere in Märkten wie der Schweiz bereits im Gewerbebereich erfolgreich Schule macht. Bei einem DC-gekoppelten System wird die Batterie direkt in den Gleichstrom-Zwischenkreis des Solarparks integriert.

Der entscheidende Vorteil: Es ist physikalisch unmöglich, die genehmigte Anschlussleistung des Parks zu überschreiten. Da der Wechselrichter des Parks das „Nadelöhr“ zum Netz bildet und dessen maximale Ausgangsleistung fest definiert und verplombt ist, spielt es für den Netzbetreiber keine Rolle, wie viel Energie hinter dem Wechselrichter in Batterien zwischengespeichert wird.

Warum DC-Systeme jetzt zum Standard werden müssen:

1. Keine neue Genehmigung nötig: Da die Einspeiseleistung am NVP identisch bleibt, entfallen komplexe Prüfprozesse für Netzerweiterungen. Ein Bestandspark kann so innerhalb weniger Monate zum Hybridkraftwerk aufgerüstet werden.

2. Höherer Wirkungsgrad: Strom aus PV-Modulen ist Gleichstrom (DC). Batterien speichern Gleichstrom. Bei AC-Systemen wird der Strom zweimal gewandelt (DC -> AC -> DC), was jedes Mal 2–3 % Energie kostet. Bei der DC-Kopplung fällt ein Wandlungsschritt weg.

3. Optimale Nutzung bei „Abregelung“: In Spitzenzeiten produzieren PV-Anlagen oft mehr Strom, als der Wechselrichter verarbeiten kann (Clipping). Dieser Strom geht normalerweise verloren. Ein DC-Speicher kann diese Energie „vor“ dem Wechselrichter aufsaugen und speichern.

Die Antwort auf negative Strompreise

Ein weiterer massiver Treiber für DC-gekoppelte Co-Location sind die neuen Regelungen zu negativen Strompreisen. Wenn das Angebot an erneuerbaren Energien so hoch ist, dass die Preise an der Börse ins Minus rutschen, wird die Einspeisevergütung für große Parks gestrichen. Früher hieß das: Anlage abschalten.

Mit einem DC-gekoppelten Großspeicher wird das Minus-Geschäft zum Rendite-Bringer. Anstatt die Anlage abzuregeln, wird der Speicher mit dem „gratis“ Sonnenstrom geladen. Sobald die Sonne untergeht und die Strompreise durch die steigende Nachfrage am Abend wieder klettern, speist der Park die gespeicherte Energie ein. So wird aus einem Entschädigungsfall ein lukratives Geschäftsmodell.

Blick in die Schweiz und die Zukunft der Freiflächen

In der Schweiz sehen wir diesen Trend bereits bei mittelgroßen Gewerbeprojekten. Unternehmen nutzen dort DC-Kopplungen, um ihre Eigenverbrauchsquote massiv zu erhöhen, ohne ihren Netzanschluss teuer ausbauen zu müssen.

Für Deutschland und den restlichen europäischen Markt bietet sich hier ein gewaltiges Potenzial für Freiflächenanlagen. Die Vision: Jeder neue Solarpark sollte standardmäßig als DC-hybrides System geplant werden. Das entlastet die Netzbetreiber, da die Einspeisung geglättet wird – man spricht von „Peak Shaving“. Statt einer steilen Erzeugungskurve zur Mittagszeit liefert der Park über 18 oder sogar 24 Stunden eine konstante, planbare Menge Strom.

Weg vom Kupfer, hin zur Intelligenz

Wir können nicht warten, bis jedes Dorf in Europa mit neuen Hochspannungsleitungen verbunden ist. Wir müssen die Kapazitäten, die wir heute haben, intelligenter nutzen. Die DC-gekoppelte Co-Location ist keine bloße technische Alternative, sondern die logische Antwort auf die regulatorischen und infrastrukturellen Engpässe unserer Zeit.

Wenn wir die Energiewende beschleunigen wollen, wie es das aktuelle Energiebarometer fordert, müssen wir aufhören, Speicher als „Zusatzlast“ zu betrachten. Wir müssen sie als integralen Teil der Erzeugungsanlage begreifen. Die Technik ist bereit – jetzt müssen die Standards der Netzbetreiber und die Planungsrichtlinien der Projektentwickler folgen.

Die Zukunft der Energieversorgung ist hybrid, sie ist dezentral und – vor allem – sie ist DC-gekoppelt.