Der 20-GW-Speichertest im Mengxi-Netz stellt die Leitsoftware auf die Probe

Der Speicherpark entspricht 11,5% der gesamten installierten Leistung des Netzes. Das geht aus Daten hervor, die die Inner Mongolia Power Group am 28. Oktober veröffentlichte. Die durchschnittliche Nenndauer liegt bei etwa 3,5 Stunden.

In den ersten zehn Monaten des Jahres 2026 kamen 6.555 GW neu hinzu. Das sind 47,9% mehr als im Vorjahr.

Die Steuerungsebene ist der Prüfstein. Die Inner Mongolia Power Group betreibt auf einer zentralen intelligenten Überwachungsplattform eine Mischung aus marktbasierter Optimierung und zentraler Notfallintervention. Unter normalen Bedingungen steuern die Mechanismen des Strommarkts das Laden und Entladen. Wird die Versorgung knapp, greift der Betreiber direkt auf die Speicher zu. Den Lieferanten der Plattform, ihre Kosten und die Art, wie Batterien Dritter an sie angebunden werden, hat das Unternehmen nicht veröffentlicht.

Die Größe macht die Leitsoftware zum Betriebsthema

Erneuerbare Energien kommen der Mehrheit der installierten Leistung nahe. Wind und Sonne stellen fast 60% der Erzeugungskapazität des Mengxi-Netzes. Damit ist die Region ein Testfall dafür, ein Stromsystem mit schwankendem Angebot zu betreiben. Am 22. Oktober erreichte die Erzeugung aus Erneuerbaren mit 720 GWh einen Rekord, das waren 60,2% des an diesem Tag erzeugten Stroms. Allein die Windkraft kam auf 560 GWh.

Bis zum 27. Oktober erreichte die kumulierte Ladung 15,78 TWh. Die kumulierte Entladung erreichte 14,04 TWh. Beide Werte stiegen um mehr als 400% gegenüber dem Vorjahr. Der höchste Beitrag der Speicher beim Notfalleinsatz lag bei 12,25 GW. Das entsprach 33% der damaligen Netzlast.

Der EMS-Markt wächst, die Integration bleibt mühsam

Der Bericht Electricity 2025 der IEA prognostiziert bis 2027 einen Anstieg der Stromnachfrage um fast 4% pro Jahr. Das sind rund 3.500 TWh über drei Jahre. Mehr Nachfrage bedeutet mehr Geräte, die koordiniert werden müssen. Viele Standorte betreiben Anlagen verschiedener Hersteller und Generationen. Ein Gebäude kombiniert womöglich ein altes Managementsystem mit neuen Wärmepumpen und einer Batterie, die nur über die Cloud-API ihres Herstellers erreichbar ist. Ein Energiemanagementsystem (EMS) braucht dann für jedes System, das es überwacht oder steuert, einen Adapter.

Daily Business veröffentlichte am 3. November einen Anbietervergleich. Er teilt den Bau eines maßgeschneiderten EMS in fünf Phasen: Bestandsaufnahme und Geräteinventar, Entwurf von Architektur und Datenschicht, Machbarkeitsnachweis an echter Hardware, Ausrollen der Integration sowie Betrieb und Übergabe. In dieser Arbeit legen die Ingenieure Latenzziele für Steuersignale fest. Dieses Detail zählt bei einem Speicherpark von 20 GW.

Rechenzentren und virtuelle Kraftwerke erproben flexible Nachfrage

Betreiber von Rechenzentren begegnen derselben Leitfrage von der Nachfrageseite. Das Grid Protectors Program von OpenAI soll den Stromverbrauch an den Standorten des Unternehmens senken, wenn die lokale Nachfrage ihren Höhepunkt erreicht. Getestet wird es am geplanten Standort im Effingham County in Georgia. OpenAI hat mit Georgia Power eine Vereinbarung über 3,2 GW unterzeichnet, die 1.000 MW flexible Nachfragereaktion einschließt. Tom's Hardware berichtete am 3. November, der Puffer von 1.000 MW reiche aus, um rund 800.000 Haushalte zu versorgen, fast 20% der Haushalte in Georgia.

OpenAI beschreibt die Vereinbarung als Netzressource, nicht als Zugeständnis. "Unser Ziel ist es, die Flexibilität der Standorte zu einer Ressource zu machen, die die Versorger abrufen können, wenn die Gemeinden sie am dringendsten brauchen", heißt es in einem Blogbeitrag des Unternehmens. Es ergänzte, die Vereinbarungen würden je nach Standort unterschiedlich ausfallen. Weitere Zusagen wolle es mitteilen, sobald sie feststünden.

Google erprobt dieselbe Idee in größerem Maßstab. Canary Media berichtete am 22. Oktober, das Unternehmen plane ein großes virtuelles Kraftwerk im PJM-Netz. PJM braucht die Batterien. Canary Media berichtete am 29. Oktober, der Netzbetreiber benötige dringend Netzbatterien. Der Bericht skizzierte einen Weg, wie er sie bekommen könnte.

Was zu beobachten bleibt: mehr Speicher, mehr Leitregeln

Die Inner Mongolia Power Group bleibt nicht beim Monitoring stehen. Sie plant sechs selbst finanzierte Speicherprojekte, darunter Vorhaben in Chunkunshan, Hanhai und Erzihao. Für fast 10 GW neue Speicherkapazität unterstützt sie im Jahr 2026 den Netzanschluss.

Andernorts gibt der Speicherausbau weiter das Tempo für die Software vor. Indien hatte im September 2026 eine installierte nichtfossile Erzeugungskapazität von 308.027 GW. Die Central Electricity Authority des Landes prognostiziert bis 2031-32 73,93 GW Speicher. Davon entfallen 26,69 GW auf Pumpspeicher und 47,24 GW auf Batterien. Australien nahm im ersten Halbjahr 2026 neun große Batterieprojekte mit insgesamt 2,3 GW/7,1 GWh in Betrieb. Das ist mehr als die 2 GW/5,1 GWh, die 2025 hinzukamen, berichtete pv magazine von der Konferenz All Energy Australia.

Jeder dieser Parks braucht eine Steuerungsebene. Die Zahlen aus Mengxi deuten darauf hin, dass eine zentrale Überwachung mehr als hundert unabhängige Stationen mit 20 GW koordinieren kann. Sie zeigen nicht, was geschieht, wenn ein zweiter Anbieter, ein zweiter Markt oder ein zweites Land an die Plattform andockt.