PJM öffnet Reform für Batterieanschlüsse, während der US-Speicherausbau ein Rekordquartal erreicht

Die Änderung klingt technisch. Sie ist es nicht. Surplus Interconnection Service (SIS) erlaubt es einem bestehenden Kraftwerk, Batterien hinzuzufügen. Diese Batterien nutzen denselben Netzanschluss, wenn das Kraftwerk nicht mit voller Leistung erzeugt. Meist ist das Kraftwerk ein Solar- oder Windpark. Die Federal Energy Regulatory Commission hat die Netzbetreiber angewiesen, den Weg dafür zu öffnen, berichtete Canary Media am 29. Oktober.

PJM ist der größte Netzbetreiber der USA. Er deckt 13 Bundesstaaten im Mittelatlantikraum, im Mittleren Westen und im Süden ab. Die Warteschlange ist überlastet, Rechenzentren stehen für Strom an, und die Kapazitätspreise sind stark gestiegen. Bei SIS hinkt der Betreiber seinen Wettbewerbern hinterher.

Jon Gordon ist Senior Director bei Advanced Energy United, einem Branchenverband der sauberen Energien. Er sagte Canary Media, das Market Implementation Committee von PJM werde die nächsten Schritte auf seiner Sitzung am 4. November beraten. Wird ein Plan genehmigt, könnte PJM die Regeländerungen abschließen und die FERC bereits im April 2027 um die Erlaubnis bitten, sie in Kraft zu setzen, heißt es in demselben Bericht.

Ein Papierstapel von 44 GW

Wie groß der Rückstau ist, zeigt die private Erfassung. Gavin Ahern ist Mitgründer der Beratung Surplus Interconnection. Er sagte Canary Media, sein Unternehmen habe bis Mitte 2026 insgesamt 44 Gigawatt historischer SIS-Projektanträge gezählt. Etwa 80% davon sind Vorschläge, bestehenden Projekten Batterien hinzuzufügen. NextEra Energy und Great River Energy haben Batterien an Windparks in North Dakota vorgeschlagen. Gaskraftwerke in Kalifornien wurden mit Batterien kombiniert, und an Gaskraftwerken in Illinois ist Solar vorgeschlagen worden, so der Bericht.

Das ist der Investmentfall in einem Satz. Eine Batterie an einem bestehenden Anschluss überspringt den längsten Teil der Warteschlange, und der Anschluss existiert bereits.

PJMs Vorstoß fällt in ein Rekordjahr für den US-Speicher. Das Land hat im zweiten Quartal 2026 20,2 GWh Batteriekapazität zugebaut, sein stärkstes Quartal überhaupt. Die Zahl stammt von der Solar Energy Industries Association und Benchmark Mineral Intelligence, wie Electrek am 31. August berichtete. Die Installationen im ersten Halbjahr erreichten 30,8 GWh, ein Plus von 23% gegenüber dem Vorjahr.

Allein Arizona baute 6,2 GWh zu, das stärkste Quartal, das je ein einzelner Bundesstaat verzeichnet hat. Texas kam auf 3,8 GWh, Kalifornien auf 3,6 GWh. Großanlagen machten etwa 18 GWh des Quartalswerts aus. Von dieser Kapazität wurden 44% mit Solar kombiniert, 56% standen allein. Mehr als 74% der im Quartal installierten Kapazität entfielen auf Bundesstaaten, die Donald Trump 2024 gewonnen hat, ergab der Bericht.

„Dieses Rekordwachstum zeigt, dass Speicher ein starkes Werkzeug für die Versorgungssicherheit ist, das unsere Energiesicherheit stärkt, die steigende Nachfrage deckt und die Stromrechnungen nach unten drückt“, sagte Tim Pawlenty, Präsident und CEO von SEIA, in dem Electrek-Bericht. Shan Tomouk, BESS and Energy Lead bei Benchmark Minerals, sagte im selben Beitrag: „Energiespeicherung ist längst keine reine Geschichte aus Kalifornien und Texas mehr.“ Benchmark hob seine Speicherprognose bis 2030 um 11,5% auf 683 GWh an.

Co-Location wird zum Normalfall

Der Trend zur Co-Location, der hinter dem SIS-Argument steht, lässt sich in Bundesdaten messen. Stand September 2026 waren mehr als 16% der in diesem Jahr neu zugebauten großen Solarleistung mit betriebsbereitem Batteriespeicher kombiniert. 2017 lag der Anteil bei 2%. Die Zahlen stammen aus Daten, die Betreiber an die US Energy Information Administration gemeldet haben, und wurden von CleanTechnica am 30. Oktober veröffentlicht. Die geplanten Zubauten für die letzten drei Monate des Jahres bringen den Anteil auf 19%. Pläne für 2027 und 2028 heben ihn über 30%.

Die EIA-Daten zeigen auch, wo die Praxis konzentriert ist. Solar macht 13% der gesamten großen Erzeugungskapazität der USA aus, und 18% davon sind mit Batterien kombiniert. In Kalifornien, Arizona, New Mexico und Nevada liegt der kombinierte Anteil mehr als doppelt so hoch wie im Landesdurchschnitt, berichtete CleanTechnica.

Die Analyse von Ember vom Oktober 2026 beziffert die Alternative. Rechenlasten zu verschieben ist die Option, über die Betreiber von Rechenzentren am meisten sprechen. Sie könnte die Spitzenlast in Irland bis 2030 um etwa 100 MW senken, oder 1,5% der prognostizierten Spitze. Der größte Teil der Kapazität entfällt auf Cloud-, Unternehmens- und Inferenzarbeit, die sich nicht leicht verschieben lässt. Nach den Annahmen von Ember ließen sich theoretisch nur etwa 6,5% der weltweiten Rechenzentrumskapazität verschieben. Bei einer durchschnittlichen Auslastung von etwa 48% sinkt das auf rund 3%, berichtete pv magazine Global am 3. November.

Erzeugung und Speicher hinter dem Zähler schneiden besser ab. Ember kommt zu dem Ergebnis, dass dieser Ansatz fast fünfmal mehr Entlastung für das Netz bringen könnte, mit möglichen Reduktionen von bis zu 2,7 GW in Texas, so pv magazine Global. Rechenzentren nehmen in Irland bereits etwa 19% der Spitzenlast ein. Eine Spitze von 6 GW im Januar 2025 enthielt geschätzt 1,1 GW aus Rechenzentren. Ember prognostiziert diesen Anteil bis 2030 auf 24%, mit einem Bedarf der Rechenzentren von 1,6 GW bei einer Spitze von 6,5 GW.

Der Zeitversatz ist der Grund. Ein großes Rechenzentrum braucht 200 MW bis 500 MW Kapazität und lässt sich in 18 bis 24 Monaten bauen. Der konventionelle Netzausbau dauert vier bis 10 Jahre, berichtete pv magazine Global.

Die Anschlusswarteschlange ist nicht der einzige Engpass

In Großbritannien hat National Grid einen Standort nahe einem geplanten KI-Rechenzentrum in Teesside für seine größte Umspannstation gewählt, berichtete der Guardian am 1. November. Die Zeitung brachte die Entscheidung mit dem Strombedarf der geplanten Anlage in Verbindung.

In China drängt der größte Batteriehersteller der Welt in Geschäfte, die näher am Netz liegen. CATL hat bei Batteriewechsel und Energiespeicherung nachgelegt. Preiskämpfe und Steueränderungen trüben den Ausblick auf die Erträge, berichtete die South China Morning Post am 31. Oktober. Die Zeitung zitierte Lucas Zhang Liutong, Direktor der Hongkonger Beratung WaterRock Energy Economics, der sagte, der Wettbewerb in beiden Bereichen sei „bereits ziemlich intensiv“.

Das Wechselnetz, mit dem CATL konkurrieren müsste, wächst weiter. Nio meldete am 3. November um 18:53:21 Pekinger Zeit 130 Millionen Batteriewechsel seit Beginn. Das war 88 Tage nachdem am 7. August die Marke von 120 Millionen erreicht wurde, berichtete CnEVPost. Über diese 88 Tage wurden täglich im Schnitt mehr als 110.000 Wechsel durchgeführt. Nio hatte am 3. November 4.236 Wechselstationen in China, 230 mehr als die 4.006 am 7. August. Von seinen Nutzern hatten 84,5% eine Station im Umkreis von 3 Kilometern von Zuhause oder Arbeitsplatz.

Vorgelagert ist der Markt weiterhin konzentriert. CATL hielt von Januar bis September 2026 einen Anteil von 39,1% am weltweiten Markt für EV-Batterien, BYD 15,2%, berichtete CnEVPost am 2. November.

Die Investitionen laufen in dieselbe Richtung. Xiaomi plant, etwa 253 Millionen US-Dollar für einen Anteil von 5,34% an Sunwoda Electric Vehicle Battery zu investieren und damit drittgrößter Anteilseigner zu werden. Das geht aus einer Einreichung hervor, über die CnEVPost am 30. Oktober berichtete. Sunwoda verliert die Kontrolle über die Einheit. Das Unternehmen erwartet, dass die Entkonsolidierung seinen Nettogewinn 2026 um 3,2 bis 4,5 Milliarden Yuan erhöht, vorbehaltlich der Prüfung.

Zwei Einschränkungen stehen unter dem Speicherboom. Der Heimspeicher profitiert nicht davon. US-Haushalte bauten im zweiten Quartal 657 MWh zu, 27% weniger als im Vorjahr. SEIA und Benchmark führen das teilweise auf den Wegfall der bundesweiten Steuergutschrift 25D für saubere Energie im Wohnbereich zurück. Sie nennen auch Hausbesitzer, die Installationen in das Jahr 2025 vorgezogen haben, berichtete Electrek.

Und der physische Fußabdruck von Netzbatterien wirft weiter Fragen auf. Das Forschungszentrum Jülich teilte am 1. November mit, ein Team unter Leitung von Dirk Witthaut habe einen kurzen Einbruch der europäischen Netzfrequenz im Minutentakt nachgewiesen. Ursache waren große Batteriespeicher, die im Minutentakt ihren Ladezustand prüfen. Die Ergebnisse erschienen in Nature Energy. „Es war wirklich jahrelange Detektivarbeit“, sagte Witthaut in der Mitteilung.

Das Stakeholder-Verfahren von PJM wird zeigen, wie viel des Warteschlangenproblems sich durch die Umrüstung bestehender Anschlüsse lösen lässt. Die Sitzung am 4. November ist der erste Termin, den es zu beobachten gilt.