OpenAIs Grid Protectors bringt 1.000 MW flexible Nachfrage in einen Vertrag mit Georgia Power

Der Firma zufolge geht es nicht nur um die Last, sondern ebenso um das Tempo. Ein Campus, der sich verpflichtet, den Verbrauch auf Anforderung zu drosseln, kann früher ans Netz gehen, statt auf neue Erzeugungskapazität zu warten.

Rechenzentren gehören zu den am schnellsten wachsenden Lasten in mehreren US-Stromnetzen. Wie viel Nachfrage Betreiber bereit sind, in Spitzenzeiten abzuschalten, entscheidet darüber, ob Versorger neue Kraftwerke bauen oder die Fixkosten auf bereits vorhandene Leitungen verteilen. In PJM und in Georgia schlägt sich dieser Unterschied in den Kapazitätskosten nieder und am Ende in den Rechnungen. OpenAI zufolge sollen die Regelungen je nach Standort unterschiedlich ausfallen.

Wozu sich OpenAI verpflichtet hat

Die Vereinbarung mit Georgia Power über 3,2 GW umfasst 1.000 MW flexible Demand-Response-Leistung.

Dieser Puffer reicht, um rund 800.000 Haushalte zu versorgen, fast 20 Prozent aller Haushalte im Bundesstaat. Die Firma beschreibt das Ziel so, dass die Flexibilität des Campus zu einer Ressource wird, auf die Versorger zurückgreifen können, wenn Gemeinden sie am dringendsten brauchen.

„Ob es darum geht, Häuser während einer Kältewelle im Norden zu heizen oder Klimaanlagen durch eine Hitzewelle im Süden laufen zu lassen: Familien brauchen eine zuverlässige Stromversorgung“, schrieb OpenAI im Blogbeitrag.

Demand Response ist nicht neu. Netzbetreiber riefen früher Stahlwerke an und baten sie, ihre Anlagen herunterzufahren. Automatisierung erlaubt es heute einem Rechenzentrum, die Last in weniger als einer Minute zu senken, berichtet Tom's Hardware. OpenAI will weitere Verpflichtungen mitteilen, sobald sie feststehen.

Googles Gigawatt und die Neueinstellungen bei Big Tech

Googles Vereinbarung mit Voltus zeigt dieselbe Idee in der Größenordnung eines Netzes. Beide kündigten ein Ziel von 1 GW Kapazität für virtuelle Kraftwerke in PJM an, nach einem ursprünglichen Ziel von 100 MW, das im Juni gesetzt worden war, wie Canary Media am 22. Oktober berichtete.

Virtuelle Kraftwerke zahlen Haushalten und Unternehmen dafür, den Verbrauch zu drosseln oder Batterien zu entladen, wenn das Netz knapp ist. Voltus sichert sich von seinen Kunden Zusagen, die Nachfrage zu senken oder Batteriestrom zu liefern, und zwar bis 2040, deutlich länger als der Dreijahreshorizont der Kapazitätsauktion von PJM. Das Unternehmen verwaltet mehr als 9 GW an Demand-Response- und Virtuelle-Kraftwerke-Kapazität. Es strebt 20 GW bis 2030 an, nachdem es Anfang Oktober 225.000.000 Dollar eingesammelt hat.

„Die ersten 100 Megawatt waren immer nur der erste Bissen“, sagte Voltus-Chefin Dana Guernsey gegenüber Canary Media. „Wir haben immer darauf geschaut, wie wir das in die Größenordnung bringen, denn Größenordnung ist es, was wir brauchen“.

Die Personalentscheidungen deuten in dieselbe Richtung. AWS ernannte Robert Fourqurean, bis vor Kurzem Politikberater für Energie und Klima an der britischen Botschaft in Washington, zum Manager für Energiepolitik, wie DataCenterDynamics am 3. November berichtete. Er hatte den Botschaftsposten mehr als drei Jahre inne. AWS hat sich außerdem mit American Electric Power darauf verständigt, fast 960 MW Kapazität kleiner modularer Reaktoren in Indiana zu prüfen. Unabhängig davon unterzeichnete das Unternehmen einen 20-jährigen Stromabnahmevertrag mit Constellation Energy über 690 MW aus Calvert Cliffs.

Warum PJM der Druckpunkt ist

PJM Interconnection ist der größte Netzbetreiber der USA und versorgt 13 Bundesstaaten im Mittelatlantikraum, im Mittleren Westen und im Süden.

Die Kosten, genug Leistung für die Spitzennachfrage in PJM zu sichern, sind in den vergangenen Jahren um mehr als das Achtfache gestiegen. PJM rechnet damit, dass Rechenzentren und andere große Lasten bis Anfang der 2030er Jahre 30 bis 34 GW zusätzliche Nachfrage bringen, in einem System, das zuletzt eine Spitze von 162,6 GW erreichte. Die Anschlusswarteschlange ist verstopft, deshalb kommen neue Kraftwerke nur langsam hinzu.

Batterien hinter bestehenden Anschlüssen

Eine Lösung braucht keine neuen Übertragungsleitungen. Die FERC hat die Netzbetreiber angewiesen, Batterien an bestehenden Kraftwerken nach den Regeln des Surplus Interconnection Service zuzulassen. Ein Wind- oder Solarpark kann dann gespeicherten Strom über einen Anschluss einspeisen, den er bereits bezahlt hat.

Bis Mitte 2026 belaufen sich die historischen SIS-Anträge auf 44 GW, etwa 80 Prozent davon sind Vorschläge zum Zubau von Batterien. Bei MISO sind 14,8 GW über 138 aktive Anträge vorgeschlagen, bei SPP sind es 14,3 GW über 89. PJM hat seine Verfahren nur zögerlich umgeschrieben, sagen Gruppen für saubere Energie, die seit Jahren auf die Änderung drängen.

Wie es weitergeht

Das könnte sich bald bewegen. Das Market Implementation Committee von PJM will die nächsten Schritte auf seiner Sitzung am 4. November beraten, wie Jon Gordon sagt, ein Senior Director bei der Branchenvereinigung Advanced Energy United. Wenn ein Plan Zustimmung findet, könnte PJM die FERC bereits im April 2027 um Erlaubnis bitten, die Änderungen umzusetzen.

Für OpenAI bleibt offen, wie die Verpflichtung genau aussehen soll. Die Bedingungen dieser Flexibilität, wie schnell die Last sinken kann und für wie lange, sind nicht öffentlich.