OpenAI testet Grid Protectors, während Ember die Lastverschiebung von Rechenzentren infrage stellt

OpenAI testet Demand Response auf seinem geplanten Campus in Georgia. Am 3. November teilte das Unternehmen mit, Grid Protectors falle unter eine Vereinbarung mit Georgia Power über 3,2 Gigawatt, davon 1.000 Megawatt flexible Last.

Versorgungsunternehmen und Standortgemeinden bekommen Anfragen, große neue Lasten zu akzeptieren. Das Versprechen lautet, dass Rechenzentren herunterfahren können, wenn das Netz belastet ist. Die Analyse von Ember legt nahe, dass das Verschieben von Arbeitslast nur einen Bruchteil der Entlastung bringt, die Eigenerzeugung vor Ort liefert. Das Polster hängt an der Hardware, nicht an Softwareversprechen. Größe und Preis der Flexibilität von OpenAI bleiben unbekannt.

Wozu sich OpenAI tatsächlich verpflichtet hat

OpenAI nennt die Flexibilität des Campus in seinem Blogbeitrag eine Ressource für Versorger. „Unser Ziel ist, die Flexibilität des Campus zu einer Ressource zu machen, auf die Versorger zurückgreifen können, wenn Gemeinden sie am dringendsten brauchen“, heißt es dort. OpenAI arbeitet weiter mit den Versorgern daran, wie viel Last es senken kann, wie schnell und für wie lange. Die Regelungen werden je nach Standort unterschiedlich ausfallen. Weitere Zusagen will OpenAI mitteilen, sobald sie feststehen. Demand Response ist Jahrzehnte alt: Netzbetreiber riefen früher Stahlwerke an, damit sie zu Spitzenzeiten ihren Verbrauch drosselten. Automatisierung erlaubt es einem Rechenzentrum heute, die Last in weniger als einer Minute zu senken, berichtete Tom's Hardware, und Nvidia hat ein ähnliches System in Großbritannien getestet.

Ember veröffentlichte die Analyse im Oktober 2026. Sie umfasst neun Märkte in den USA, Europa und Südostasien. pv magazine berichtete am 3. November darüber.

Irland ist der schärfste Fall. Rechenzentren nehmen dort bereits etwa 19% der Spitzenlast ab, also 1,1 GW einer Spitze von 6 GW im Januar 2025. Ember rechnet damit, dass dieser Anteil bis 2030 auf 24% steigt, mit 1,6 GW bei einer Systemspitze von 6,5 GW.

Die Flexibilität ist bescheiden. Lastverschiebung könnte Irlands Spitze bis 2030 um etwa 100 MW senken, also um 1,5% der prognostizierten Spitze. Die geschätzten Einsparungen anderswo reichen von 0,1% bis 0,6%.

Der Mix der Arbeitslasten erklärt die Lücke. Trainingsläufe lassen sich anhalten oder verlegen; ein Chatbot für Kunden nicht. Cloud-Dienste, Unternehmensanwendungen und KI-Inferenz brauchen geringe Latenz, und Ember erwartet, dass sie bis 2030 etwa 87% der weltweiten Rechenzentrumskapazität ausmachen. Die Annahmen geben dem KI-Training 35% Flexibilität, der Inferenz 5% und klassischen Arbeitslasten keine, woraus sich eine theoretisch verschiebbare Kapazität von etwa 6,5% ergibt. Bei einer durchschnittlichen Auslastung von rund 48% sinkt die tatsächlich verfügbare Kapazität während einer Netzbelastung auf etwa 3%.

Erzeugung vor Ort bringt mehr Entlastung

Ember verglich beide Ansätze an zwei großen Rechenzentren in Texas. Zusammen kommen sie auf eine prognostizierte Last von 5,6 GW. Lastverschiebung könnte die Netznachfrage während einer Belastung um etwa 0,55 GW senken; Erzeugung oder Speicher vor Ort könnten sie um bis zu 2,7 GW senken. Der Fall Texas liegt außerhalb Europas, speist aber dieselbe regulatorische Debatte. Das ist fast fünfmal so viel Entlastung wie durch Lastverschiebung im Fall Texas.

Der Zeitplan erklärt, warum die Frage aktuell ist. Ein großes Rechenzentrum braucht 200 bis 500 MW und lässt sich in 18 bis 24 Monaten bauen; der Netzausbau dauert vier bis zehn Jahre.

Die Netzseite kommt langsam voran

Die Regulierer haben bereits eine Lösung vorangetrieben. Die Federal Energy Regulatory Commission wies die Netzbetreiber an, unter den Regeln für überschüssige Anschlussleistung den Weg für Batteriezubauten an bestehenden Anlagen frei zu machen.

PJM hinkt hinterher. Der Betreiber versorgt 13 Bundesstaaten, und sein Netz ist überlastet, besonders da Rechenzentren mehr Strom verlangen. Jetzt hat er einem Stakeholder-Prozess zugestimmt, und sein Market Implementation Committee soll am 4. November über die nächsten Schritte beraten, berichtete Canary Media. PJM könnte bereits im April 2027 eine Genehmigung bei der FERC beantragen.

Die Pipeline zeigt die Nachfrage. Bis Mitte 2026 waren etwa 44 GW historischer Anträge auf überschüssige Anschlussleistung erfasst, und rund 80% davon waren Batteriezubauten. Auf MISO entfallen 14,8 GW in 138 aktiven Anträgen, auf SPP 14,3 GW in 89.

Große Abnehmer stellen für diese Debatte Personal ein. DataCenterDynamics berichtete am 3. November, AWS habe Robert Fourqurean eingestellt, einen früheren Berater der britischen Botschaft für Energie- und Klimapolitik, als Manager für Energiepolitik. AWS vereinbarte mit American Electric Power, fast 960 MW Kapazität kleiner modulare Reaktoren in Indiana zu prüfen. Außerdem unterzeichnete das Unternehmen einen 20-jährigen Stromabnahmevertrag mit Constellation über 690 MW aus Calvert Cliffs.