OVE DC Day 2026: Gleichstrom im Aufbruch

Die Beiträge führender Expertinnen und Experten aus Wissenschaft, Industrie und Energiewirtschaft verdeutlichten eindrucksvoll, wie Gleichstromtechnologien – von MVDC‑Backbones über DC‑Microgrids bis hin zu Megawattladen und Vehicle‑to‑Grid – zum Schlüsselbaustein einer vollständig elektrifizierten Energie‑ und Mobilitätszukunft werden. Besonders deutlich wurde: Eine frühzeitige, international abgestimmte Standardisierung gilt als entscheidender Hebel, um diese Technologien interoperabel, sicher und im großen Maßstab implementierbar zu machen.
 

MVDC als Grundpfeiler der zukünftigen Energieversorgung

In seiner Keynote betonte Rik W. De Doncker (RWTH Aachen),dass MVDC‑Systeme eine grundlegende Voraussetzung für die zukünftige Energieversorgung sind und weit über eine rein technische Weiterentwicklung hinausgehen. 

Er zeigte, dass bestehende AC‑Verteilnetze strukturell überlastet sind und MVDC‑Backbones durch horizontalen Energieaustausch die Netzkapazität erheblich steigern können. 

Ein zentrales Argument war die Materialeffizienz, da DC‑basierte Solid‑State‑Transformatoren den Bedarf an Kupfer und Eisen deutlich reduzieren.

Zudem betonte er, dass frühe Standardisierung und offene Ökosysteme entscheidend sind, um sichere und interoperable DC‑Netze großflächig zu ermöglichen.

Abschließend hob De Doncker hervor, dass DC‑Gebäude, Quartiere und industrielle DC‑Infrastrukturen erhebliche Effizienzgewinne schaffen und damit einen strategischen Beitrag zur Energiewende leisten.

DC‑Microgrids als Schlüsselarchitektur

Thomas Langbauer (Silicon Austria Labs) verortete DC‑Microgrids als zentrale Architektur kommender Energiesysteme. Da viele Geräte sowie PV‑Anlagen, Speicher und E‑Fahrzeuge nativ auf Gleichstrom arbeiten, lassen sich durchgängige DC‑Netze ohne mehrfaches Wandeln große Effizienzgewinne erzielen. 

Forschungsthemen reichen von ultraschnellem Solid‑State‑Schutz(<200 ns) über Multi‑Port‑State-Transformatoren bis zu modularen DC‑Ladebaugruppen. Erste Standardbausteine – etwa die VDE SPEC 90037 – unterstützen die Skalierung in industriellen Anwendungen.

Reale Tests im MVDC‑Maßstab

Mit dem Projekt DC LabSaxony zeigte Peter Schegner (TU Dresden), wie MVDC‑Netze im Realmaßstab aufgebaut und validiert werden. Dabei hielten 20‑kV‑AC‑Kabel in Langzeittests über 10 000 Stunden Spannungen von ±60 kV DC stand – teils mit höherer Strombelastbarkeit als im AC‑Betrieb. 

Untersucht werden zudem Multi‑Terminal‑Topologien, Hybrid‑AC/DC‑Betrieb und Konverterverhalten, was die Basis für schnelle Schutzkonzepte und Interoperabilität bildet.

MVDC für lange Distanzen und neue Anwendungen

Auch andere Beiträge zeigten die Potenziale bestehender Infrastruktur: Uwe Schichler (TU Graz) belegte, dass XLPE‑AC‑Mittelspannungskabel mit überschaubaren Anpassungen als MVDC‑Kabel nutzbar sind. Typ‑ und PQ‑Tests gemäß CIGRÉ/IEC stützen den Ansatz, vorhandene Lieferketten sofort zu nutzen, während Standards (CIGRÉ WG B1.82) nachziehen.

Maximilian Prasser (Energienetze Steiermark) unterstrich insbesondere Vorteile für alpine Regionen: höhere Übertragungskapazitäten auf bestehenden Trassen, geringere Verluste und bessere Kopplung zu dezentralen Erzeugern. MVDC4Wind liefert Bewertungsindikatoren für Effizienz, Betrieb und Demonstrator‑Reife als Grundlage künftiger DSO‑Entscheidungen.

Im Offshore‑Bereich zeichnete Nicos Cutululis (DTU) die Entwicklung hin zu Multi‑Terminal‑HVDC‑Netzen und Energy Islands als europäische Energiedrehscheiben nach. Multi‑Vendor‑Interoperabilität und Schutzkonzepte für hunderte Konverter rücken dabei ins Zentrum.

DC‑Laden und Mobilität der nächsten Generation

Mit mehr als 98 % Wirkungsgrad präsentierte Tobias Kampl (Fronius) ein DC‑Ladesystem ohne galvanische Trennung. Der Transformator entfällt, Sicherheit wird über neue Schutzmaßnahmen (u. a. ultraschnelle Erdfehlererkennung, Hybrid‑Schalter) gewährleistet – erfordert jedoch gezielte Weiterentwicklung der IEC/ISO‑Standards. 

Andreas Gruber (Phoenix Contact) zeigte anhand eines 650‑V‑DC‑Backbones das Potenzial für Produktion, PV, Speicher und Ladepunkte. Für den Schwerverkehr führt der Weg klar von HPC zu MCS mit bis zu 1 500 A. Begleitende Software übernimmt Energiemanagement und Leistungssteuerung in Echtzeit.

Dass Vehicle‑to‑Grid bereits auf hohe Akzeptanz stößt, erläuterte Harald Wechselberger (VERBUND Energy4Business): 76 % der Nutzer:innen seien bereit, entsprechende Verträge abzuschließen. Voraussetzung seien jedoch ISO 15118‑20, klare Grid Codes (inkl. FRT) und skalierbare Geschäftsmodelle.

Nenad Nikolić (Siemens eMobility) zeigte den Sprung zu skalierbarer DC‑Ladehardware bis 1,68 MW sowie softwaregestützte Depotoptimierung – bereits im Einsatz etwa bei der Hamburger Hochbahn oder OMV.

Österreichische Innovationskraft und europäische Perspektive

Friedrich Kupzog (AIT) gab einen Überblick über Österreichs DC‑Forschung – vom 4‑MW‑Ladesystem im Projekt MEDUSA für schwere Nutzfahrzeuge bis zur Austrian DC Pilot Factory und dem DC Hub Austria. Sein Fazit: LVDC ist marktreif, HVDC etabliert und MVDC wird zum verbindenden Element zwischen beiden Welten.

Einen regulatorischen Blick warf Henry Lootens (DC Foundation Netherlands): Der Erfolg von DC‑Systemen hänge weniger an technischen Hürden als an ihrer institutionellen und regulatorischen Verankerung. AC‑Netze stießen zunehmend an strukturelle Grenzen – DC könne hier entlasten.

Dirk Van Hertem (KU Leuven) erläuterte die Arbeit des europäischen SET‑Plan‑Arbeitskreises für DC‑Technologien. Zentrale Aufgaben seien Standardisierung, Systemregeln, DC-spezifische Produktnormen und regulatorische Rahmenbedingungen, begleitet von breitem Kompetenzaufbau.
 

Vom Campus bis zur europäischen Interkonnektoren‑Strategie

Sebastian Nielebock(Siemens AG) zeigte anhand des Standorts Erlangen, wie ein gesamter Industriekampus durch umfassende DC‑Integration nahezu energieautark und CO₂‑neutral betrieben werden kann – inklusive PV, Wind, Speicher und DC‑Infrastruktur.

Den Blick nach Europa weitete Wolfgang Hribernik (Europa Link): DC‑Interkonnektoren seien essenziell, um den enormen Netzausbaubedarf zu bewältigen. Das HVDC‑Projekt Apollo Link zwischen Spanien und Italien zeige dies exemplarisch mit 2 GW Leistung, 2,6 Mio. t eingespartem CO₂ pro Jahr und erheblichen Entlastungen der Netzentgelte.