Strom zuerst: Netz- und Standortentscheidungen für KI-Rechenzentren bis 2027

Der Bericht der IEA zu Energie und KI vom April 2026 schätzt, dass der Stromverbrauch von Rechenzentren 2025 um 17 % gewachsen ist, der Verbrauch KI-orientierter Rechenzentren sogar um 50 %. In ihrer zentralen Projektion verdoppelt sich der Verbrauch der Rechenzentren ungefähr von 485 TWh im Jahr 2025 auf 950 TWh im Jahr 2030, rund 3 % der weltweiten Stromnachfrage. Die Investitionsausgaben der größten Technologiekonzerne überstiegen 2025 400 Milliarden $ und sollen 2026 um weitere 75 % steigen.

Auch physisch wird es enger. Zwischen 2020 und 2025 ist die Leistungsdichte von KI-Servern auf das Elffache gestiegen, und die IEA erwartet bis 2027 eine weitere Vervierfachung. Dann könnte ein einzelnes fortschrittliches Rack in der Spitze so viel Strom ziehen wie 65 Haushalte. Engpässe bei Leistungselektronik, Transformatoren, Gasturbinen und High-Bandwidth-Speicher machen die ambitionierteren kurzfristigen Szenarien der IEA weniger wahrscheinlich, und sie rechnet damit, dass die Speicherknappheit mindestens bis Ende 2027 anhält.

Die IEA weist zudem darauf hin, dass Rechenzentren schrittweise mit Servern bestückt werden und ihre Netzanschlüsse zu Beginn oft überdimensionieren. Die bei einem Netzbetreiber beantragten Megawatt sind eine Prognose der Nachfrage mehrere Jahre im Voraus. Jeder Regulierer, der heute eine Warteschlange von Rechenzentren bearbeitet, versucht, belastbare Prognosen von hoffnungsvollen zu trennen, und die gewählten Instrumente (Gebühren, Meilensteine, Erzeugungsauflagen und Flexibilitätsbedingungen) versehen diesen Unterschied allesamt mit einem Preis.

Die vertraglich zugesagten Anschlussangebote für Verbraucher in Großbritannien stiegen zwischen November 2024 und Juni 2025 von 41 GW auf 125 GW, vor allem getrieben durch Rechenzentren, auf die mindestens 80 GW der Anträge entfallen. Am 29. Juli 2026 eröffnete Ofgem eine Konsultation zu einer Data Centre Commitment Fee. Sie wäre fällig, wenn ein großes Rechenzentrum ein Anschlussangebot annimmt, würde bei der Netzzuschaltung erstattet und verfiele, wenn das Projekt die Warteschlange vorzeitig verlässt. Die vorgeschlagene Spanne reicht von 237.500 £ bis 712.500 £ je Megawatt, etwa 2,5 % bis 7,5 % der durchschnittlichen Projektkosten. Um ihren Platz zu behalten, müssten Projekte außerdem Meilensteine für Rechenzentren erfüllen und Nachweise über Finanzkraft, kommerzielle Reife und Beschaffungsaktivitäten erbringen. Die Konsultation endete im September 2026, die Entscheidung von Ofgem steht noch aus.

Die Rechnung ist einfach. Innerhalb der vorgeschlagenen Spanne stünden bei einem Antrag über 100 MW zwischen 23,75 Millionen £ und 71,25 Millionen £ auf dem Spiel. Kapazität weit vor einem realistischen Hochlauf zu beantragen, kostete in der alten Warteschlange wenig. Nach dem Vorschlag wird daraus eine Bilanzentscheidung. Entwickler werden ihre Anträge auf den Ausbauplan zuschneiden müssen, den sie finanzieren können, und Investoren werden diesen Plan an den Lieferzeiten für Chips und elektrische Ausrüstung messen wollen.

Parallel läuft die umfassendere Reform der Netzanschlüsse. Nach dem überarbeiteten Zeitplan von NESO kommen die Angebote für Übertragungsnetz und große eingebettete Anlagen in Gate 2 Phase 2 zwischen Anfang September 2026 und Mitte Januar 2027, die Angebote für das Verteilnetz in Phase 2 zwischen Mitte Oktober 2026 und Mitte März 2027. Die Anschlusstermine, die in diesem Zeitfenster eintreffen, entscheiden darüber, welche britischen Projekte 2027 mit Zuversicht Kapital binden können.

Irland zeigt, wohin ein überlastetes Netz führt. Rechenzentren verbrauchten 2024 22 % des irischen Stroms, nach 5 % im Jahr 2015, und EirGrid prognostiziert einen Anstieg ihres Bedarfs von 9,4 TWh im Jahr 2025 auf 14,6 TWh im Jahr 2034, das wären 31 % der landesweiten Nachfrage. Im Dezember 2025 entschied die Commission for Regulation of Utilities, dass neue Rechenzentren vor Ort oder in der Nähe steuerbare Erzeugung oder Speicher bereitstellen müssen, die ihrer beantragten maximalen Bezugsleistung entsprechen und am Großhandelsmarkt teilnehmen. Außerdem müssen sie mindestens 80 % ihres Jahresbedarfs mit zusätzlichem, in Irland erzeugtem Strom aus erneuerbaren Quellen decken, innerhalb eines sechsjährigen Übergangspfads und auf Grundlage eines glaubwürdigen Plans, der den Netzbetreibern vorgelegt wird. Die Netzbetreiber wiederum müssen prüfen, ob der beantragte Standort netzseitig eingeschränkt ist.

Die EU beginnt mit Offenlegung. Rechenzentren mit erheblichem Energieverbrauch melden bereits heute ihre Energie- und Wasserkennzahlen nach der Energieeffizienzrichtlinie. Am 21. September 2026 verabschiedete die Kommission ein gemeinsames Bewertungssystem für Rechenzentren über 500 kW, das sich jetzt in einer zweimonatigen Prüfphase vor dem Europäischen Parlament und dem Rat befindet. Zudem eröffnete sie eine Konsultation zu Mindestleistungsstandards, die am 14. Dezember 2026 endet. Ein Gesetzgebungsvorschlag ist für das zweite Quartal 2027 geplant. Die ersten Bewertungen sollen die Leistung des Jahres 2026 auf Basis der 2027 übermittelten Daten einstufen.

Beide Rechtsräume weisen in dieselbe Richtung. Ein Netzanschluss bringt jetzt Pflichten mit sich: wie der Strom beschafft wird, wie flexibel er genutzt wird und wie die Leistung offengelegt wird. Diese Pflichten gehören vom ersten Modell an in den Investment Case.

Die Kapazitätsauktion von PJM für das Lieferjahr 2028/2029, durchgeführt im Juli 2026, schloss im gesamten Netzgebiet zur Preisobergrenze von 325 $ je MW-Tag und beschaffte 6.831 MW weniger als die Zuverlässigkeitsanforderung. Bei der vorangegangenen Auktion fehlten rund 6.500 MW, und nach Angaben von PJM waren dies die ersten Auktionen in seiner Geschichte, in denen die gesamte Region die Anforderung verfehlte. PJM verweist auf die fortlaufende Aufnahme großer Rechenzentrumslasten in seine Lastprognose. Zu den Antworten gehören ein Connect-and-Manage-Rahmen, der großen neuen Lasten den Anschluss erlauben würde, sie aber bei Bedarf flexibel betreibt, und seit dem 9. Juni 2026 Unterstützung bei langfristigen bilateralen Verträgen zwischen Großverbrauchern und Erzeugern. Die nächste Auktion, für 2029/2030, ist für Dezember 2026 angesetzt.

Auch auf Bundesebene bewegt sich die Regulierung. Am 18. Juni 2026 verpflichtete die FERC alle sechs regionalen Netzbetreiber in ihrer Zuständigkeit, ihre Tarife für Großverbraucher zu begründen oder zu reformieren, einschließlich der Prüfverfahren, der Kostenverteilung und der Regelungen für Co-Location und Erzeugung hinter dem Zähler, und setzte ihnen für die Antwort eine Frist von 60 Tagen.

Entwickler, die mit langsamen Anschlüssen konfrontiert sind, setzen auf Gaserzeugung vor Ort. Die IEA stellt fest, dass eine verlässliche Gasversorgung vor Ort für kritische und schwankende Rechenzentrumslasten 30 % bis 70 % mehr Erzeugungskapazität braucht als die Last selbst. Die Aufträge für Gasturbinen stiegen 2025 um 70 %, und nach Einschätzung der IEA ist unklar, ob Erzeugung vor Ort im großen Maßstab einen schnelleren Weg an den Markt bietet.

Die Politikempfehlungen der IEA zeigen, welcher Tausch angeboten wird: nicht feste Anschlüsse und Lastflexibilität im Gegenzug für einen schnelleren Anschluss. Ein Standort, der seinen Bezug bei Netzengpässen über Batterien, Erzeugung vor Ort oder die zeitliche Steuerung von Rechenlasten reduzieren kann, ist der Standort, den ein Betreiber früher anschließen kann. Wie viel Unterbrechung ein Projekt hinnehmen kann, ist eine Designentscheidung, und sie gehört vor den Grundstückskauf.

In all diesen Rechtsräumen kehrt sich die Reihenfolge der Standortwahl um. Auf die klassische Abfolge aus Grundstück, Genehmigung und dann Strom folgt der Grundsatz Strom zuerst: der Anschlusstermin, der Anteil fester und der Anteil unterbrechbarer Kapazität, die Gebühr oder Sicherheit, die zum Halten der Position nötig ist, und die daran geknüpften Beschaffungs- oder Erzeugungspflichten. Grundstück, Glasfaser, Baugenehmigung und Mieternachfrage werden dann daran gemessen.

Das Finanzmodell muss folgen. Umsatzhochläufe sind meist an die Fertigstellung des Gebäudes und den Ausbau durch den Mieter gekoppelt. Sie sollten an die Termine der Netzzuschaltung je Phase gekoppelt sein, wobei die Wahrscheinlichkeit jedes Termins aus den Netzunterlagen abgeleitet wird und nicht aus dem Bauzeitenplan. Ein Modell mit einem einzigen Inbetriebnahmetermin verdeckt drei: den Tag, an dem das Gebäude fertig ist, den Tag, an dem das Netz Strom liefern kann, und den Tag, an dem die Ausrüstung des Mieters eintrifft. Bis 2027 werden sich am ehesten der zweite und der dritte verschieben.

In dasselbe Modell gehört die Offenlegung. Wo Bewertungen, Pflichten zur Deckung mit erneuerbarem Strom oder Meldepflichten gelten, sollten die Daten, die die Einhaltung belegen (gemessene Energie, Wasserverbrauch, erneuerbare Versorgung und Flexibilitätsereignisse), schon vor dem ersten Mieter in den Betrieb eingeplant werden, denn im Nachhinein lassen sie sich viel schwerer rekonstruieren. Die Nachweise für Irland, die EU und die USA überschneiden sich stärker als die Regeln selbst, sodass eine einmal konzipierte Mess- und Berichtsebene mehrere Rechtsräume abdecken kann.

Bevor Ofgem über die Commitment Fee entscheidet: jede in Großbritannien gehaltene oder beantragte Anschlussposition auflisten, jede einem finanzierbaren Ausbauplan gegenüberstellen und das Gebührenrisiko an beiden Enden der vorgeschlagenen Spanne berechnen. Entscheiden, welche Positionen gehalten, angepasst oder freigegeben werden.

Bis Januar 2027: für Projekte in Gate 2 Phase 2 den Angebotstermin und die Nachweise bestätigen, die jeder Meilenstein verlangen wird, und Vorstandsbeschlüsse sowie Finanzierungsbedingungen auf diese Termine abstimmen.

Für irische Projekte: prüfen, ob die Anforderungen an steuerbare Erzeugung und an 80 % erneuerbaren Strom mit konkret benannten Anlagen und Verträgen erfüllt werden können, bevor weitere Grundstücke gebunden werden.

Für Standorte in der EU: bis zum 14. Dezember 2026 entscheiden, ob eine Stellungnahme zur Konsultation über Mindestleistungsstandards abgegeben wird, und die Energie- und Wasserdaten für 2026 jetzt prüfen, damit die erste Bewertung den Standort so abbildet, wie er tatsächlich arbeitet.

Für US-Projekte: vor der Auktion von PJM im Dezember 2026 und den Tarifänderungen infolge der FERC-Anordnungen entscheiden, wie viel unterbrechbare Last jedes Projekt hinnehmen kann, denn Flexibilität wird zum Preis eines früheren Anschlusses.

Im gesamten Portfolio: einzelne Inbetriebnahmetermine in den Finanzmodellen durch Termine der Netzzuschaltung je Phase und eine Spanne für das Eintreffen der Ausrüstung ersetzen, einschließlich Speicher und elektrischer Ausrüstung bis 2027, und Investoren und Kreditgebern diese Spanne statt einer Punktschätzung berichten.