Generatoren und Batterien für Eigenproduktion und Netzdienlichkeit BESS und Gas, Diesel und Erneuerbare sind kein Widerspruch für Datacenter, so Rolls-Royce

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Rolls-Royce Power Systems AG

dtm Datentechnik Moll GmbH

Rolls-Royce Power Systems (MTU) richtet sein Power Generation Symposium 2026 deutlich auf schnell verfügbare Gas- und Dieselenergie für Rechenzentren aus, nicht nur für den Notstrom, sondern auch als Primärversorgung. Ist das ein auch für Europa weit praktikabler Ansatz und wie steht es dann mit Gas als Übergangskraftstoff? Zugleich sollen Rechenzentren mit Generatoren und Batterien netzdienlich werden, das öffentliche Netz dezentral stabilisieren und dafür entlohnt werden. Ermöglicht das der aktuelle Rechtsrahmen in Deutschland? Senior Vice President Michael Stipa liefert Antworten.

Wenn ich die heutige Agenda anschaue, sind Rechenzentren zum zentralen Programmpunkt avanciert. Die Botschaft scheint deutlich: „Geht über die Notstromversorgung hinaus, wir ermöglichen möglichst viel Energie, möglichst schnell einsatzbereit“. Aus Sicht der Rechenzentren ist das ein absolut nachvollziehbarer Pitch, aber nicht etwas zu stark auf die USA zugeschnitten? Passt dieser Pitch zu Europa mit viel diverseren lokalen Anforderungen?

Den mit Abstand größten Zubau an Rechenzentren sehen wir derzeit in den USA, weil sich das Land auf die Agenda gesetzt hat, bei der Entwicklung künstlicher Intelligenz ganz vorne mit dabei zu sein – mit den typischen Hyperscalern an der Spitze. Diese Entwicklung ist in den USA besonders ausgeprägt, aber keineswegs auf sie beschränkt: Denselben Trend beim Kapazitätsausbau beobachten wir in der Europäischen Union und ebenso in der Region APAC.

Sie würden also sagen: Der europäische Markt mit seinen regionalen Unterschieden, Flächenanforderungen, den regulatorischen und den Effizienzverpflichtungen, ändert Ihre Vertriebsstrategie bei Energieprodukten nicht grundlegend? Derselbe Pitch funktioniert so in Europa?

Genau, es ist derselbe Pitch. Unsere Strategie ist es, alle Märkte zu bedienen – als europäisches Unternehmen natürlich besonders gern den europäischen Heimatmarkt. Entscheidend ist die Marktdynamik, also die Frage, wo die Rechenzentren gebaut werden. Das geschieht Stand heute vor allem in den USA, doch ähnliche Ausbauten sehen wir auch in Europa. Und hier wie dort führen wir dieselben Diskussionen, etwa über eine autarke Energieversorgung vor Ort, weil wir teilweise vor derselben Herausforderung stehen: Der Netzausbau hält mit dem Tempo des Rechenzentrumsausbaus nicht Schritt.

Eine unheilige Allianz

Vertiv, die Datacenter-Branche und die Atomkraft

Bleiben wir dann genau bei der Eigenversorgung. Ich sehe hier eine gewisse Spannung im heutigen Programm: Ihr Solution Hub 1 legt Rechenzentren nahe, sich von alten, überlasteten Netzen – „aging grids" – zu lösen oder Abhängigkeiten davon zu verringern und auf Eigenproduktion zu setzen. Hub 3 dagegen stellt die Netzdienlichkeit in den Mittelpunkt, die Stützung eines fragilen Netzes. Ist das ein Widerspruch? Wenn sich Rechenzentren unabhängiger vom öffentlichen Netz machen, wird es nicht gerade instabiler?

Eine sehr spannende Frage – und tatsächlich die erste Annahme, die uns in vielen Gesprächen begegnet: dass es instabiler werde. Das Schöne ist: Es ist eigentlich genau das Gegenteil der Fall. Wenn wir dezentral Erzeugungsleistung aufbauen, kann diese primär den Energiebedarf des Rechenzentrums decken – das entlastet das Netz direkt vor Ort.

Ganz wichtig ist außerdem, dass Eigenversorgung nicht im Gegensatz zur Netzdienstleistung steht: Die Versorgung vor Ort kann zugleich Netzdienstleistungen erbringen. Fällt anderswo Erzeugung aus erneuerbaren Energien aus, weil der Wind nicht bläst und die Sonne nicht scheint, kann das Rechenzentrum sogar über den eigenen Bedarf hinaus Strom produzieren und ins Netz einspeisen.

Analoge Möglichkeiten sehen wir bereits im konventionellen Dieselbereich: Dort haben wir erste Kunden, die ihre Notstromanlage im Sekundärregelleistungsmarkt vermarkten und so einen sehr aktiven Beitrag zur Netzstabilität leisten. Das ist der eigentliche Paradigmenwechsel: nicht, salopp gesprochen, zu warten, bis das Netz ausfällt, und dann die eigene Erzeugung hochzufahren, sondern das Netz frühzeitig zu stabilisieren, damit es gar nicht erst zum Ausfall kommt.

Sie lesen eine leicht gekürzte Fassung des Gesprächs mit Michael Stipa auf dem Rolls-Royce Power Generation Summit 2026. Die volle Version zum Hören finden Sie als DataCenter-Diaries-Podcast-Folge #70: „#70 Michael Stipa von Rolls-Royce Power Systems hält Antwort: Sind Gas und Diesel noch Übergangskraftstoffe? Kommt Atom zu spät für den KI-Ausbau? Funktioniert Netzdienlichkeit für deutsche Datacenter?“

Dabei geht es neben weiteren Erfahrungen mit dem Regelenergiemarkt und Wasserstoff auch um die Zukunft von Dieselersatzkraftstoffen und Wasserstoff und um die Anwendungsgebiete von kinetischen Schwungmassenspeicher für Datacenter und Peak Shaving.

Die Podcast-Folge #70 der DataCenter Diaries findet sich auf Spotify, Apple Podcasts, Deezer und Amazon Musik.

Und wie viel mehr Koordinierungsaufwand kommt dann auf Datacenter-Betreiber zu? Im Sommer 2024 sprangen in Virginia Dutzende Rechenzentren wegen eines vermeintlichen Netzfehlers gleichzeitig auf Eigenerzeugung um. Daraufhin mussten die öffentlichen Versorger im Eilverfahren ihre eigene Produktion drosseln, weil das Netz sonst überlastet gewesen wäre; der US-Regulator hat dazu in diesem Frühjahr die höchste Warnstufe ausgerufen, das ginge so gar nicht. Bedeutet dann mehr Eigenproduktion und mehr Netzautonomie nicht zwangsläufig, dass man sich deutlich stärker mit den Netzbetreibern koordinieren und Datacenter ins Netz integrieren muss?

Ja, das kann man so zusammenfassen. Der Koordinationsaufwand ist deutlich größer, aber das ist er de facto ohnehin schon, wenn man die Energiewirtschaft der vergangenen zehn bis fünfzehn Jahre betrachtet, allein durch den Ausbau der Erneuerbaren. Wir haben zunehmend dezentrale Erzeugung, etwa über Wind und Photovoltaik, und zugleich immer stärker wechselnde Lasten auf der Nachfrageseite, bedingt unter anderem durch die Elektrifizierung, durch Wärmepumpen und das Laden von Elektroautos.

Das klassische Netz war früher ganz anders aufgebaut: große, gut steuerbare und relativ vorhersagbare konventionelle Erzeugung, dazu eine vorhersagbare Nachfrage mit Standardlastprofilen für Haushalt und Industrie, nach denen man das Netz schlicht ausgebaut hat. Heute dagegen sehen wir auf beiden Seiten – Erzeugung wie Nachfrage – sehr viel mehr Volatilität. Diese engere Vernetzung, gerade im Netzbetrieb, ist deshalb zwingend notwendig, und genau hier kann dezentrale Erzeugung einen Mehrwert liefern, indem sie Engpässe behebt.

Energie für die KI, Teil 1

Der Trend zur Selbstversorgung mit Biogas und Brennstoffzellen

Schauen wir uns dann vielleicht die Bedingungen konkret in Deutschland dafür an. Dass Gasgeneratoren – Turbinen wie Motoren – für die Primärversorgung in den USA regulär ein klarer Fall sind, ist offensichtlich. Aber regulatorisch seht es in Deutschland doch nochmal anders aus? Für Notstromanlagen sind die Auflagen noch etwas niedriger, doch für die Eigenproduktion braucht man schon bei vergleichsweise geringer Leistung eine Genehmigung und ab 50 Megawatt Eingangsleistung eine Öffentlichkeitsbeteiligung. Was wird dann aus dem Versprechen, man könne mit eigenem Gas die enorm langwierigen Netzanschlussverfahren überholen?

Deutlich verkürzen...Das ist ein sehr guter Punkt, den wir bewusst ansprechen, denn wir hören ihn von vielen Kunden. Ein zunehmend dezentraler Ausbau thermischer Anlagen führt uns natürlich sofort in den Genehmigungsprozess und damit in die zuständigen Regierungspräsidien. Wir haben hier eben keine bundesweit einheitliche Regulatorik, sondern nutzen unser föderales System. Und das führt dazu, dass ein Genehmigungsverfahren im Bundesland A teilweise anders aussieht als im Bundesland B.

Fairerweise muss man sagen: Für die Genehmigungsbehörden ist das mitunter Neuland, weil es in den vergangenen Jahren nur selten vorkam. Wovon aus unserer Sicht sowohl die Kunden als auch der Ausbau einer resilienten KI-Infrastruktur am meisten profitieren würden, ist eine zunehmende Standardisierung der genehmigungsrechtlichen Vorgänge: Sie würde den Prozess deutlich beschleunigen und den Rechenzentrumsbetreibern mehr Planungssicherheit geben.

Daraus höre ich heraus, dass die Voraussetzungen in Deutschland noch nicht ganz gegeben sind, um eine solche Eigenproduktion mit Gasturbinen in absehbarer Zeit effektiv einzurichten?

Die Grundvoraussetzungen sind da, aber der Weg ist derzeit vielleicht etwas beschwerlicher, als er sein müsste. Er ist effektiv – wir können ihn aber definitiv effizienter gestalten.

E-Fuel für Rechenzentrumsdiesel

Rolls-Royce und Ineratec arbeiten für Datacenter-Notstrom zusammen

Wir haben jetzt viel über Gas gesprochen – ein zentraler Pitch von Rolls-Royce war stets, dass Gas ein sehr guter Übergangskraftstoff auf dem Weg zum Wasserstoff sei. Dennoch ist es bei Ihnen in den vergangenen ein, zwei Jahren um das Thema Wasserstoff leiser geworden. Stimmt es, dass Sie dem Thema, wie viele in der Branche, inzwischen pessimistischer gegenüberstehen? Und wenn ja: Wohin führt die Transformation dann?

Eine sehr gute Frage, die uns oft gestellt wird. Ich würde sagen: Wir sind nicht pessimistischer, was die Technologie angeht, sondern realistischer. Vor vier, fünf Jahren war Wasserstoff ein sehr großer Hoffnungsträger der gesamten Energietransformation. Wir haben bewiesen, dass wir mit der richtigen Investitions- und Entwicklungsarbeit wasserstofffähige Aggregate bauen könne: unsere Pilotanlage in Duisburg, die wir im vergangenen Sommer in Betrieb genommen haben und die zu hundert Prozent mit Wasserstoff läuft.Die Anlage funktioniert, und wir erhalten gutes Kundenfeedback.

Was wir allerdings sehen: Der Wasserstoffhochlauf – also die Frage, wo der Wasserstoff produziert wird, und vor allem der Transport, Stichwort Wasserstoffkernnetz in Deutschland – verschiebt sich zeitlich nach hinten. Wir glauben deshalb weiterhin an Wasserstoff als Technologieträger und haben die Entwicklung geleistet, aber letztlich brauchen wir auch einen Markt und Kunden, die diese Technologie tatsächlich abnehmen. Und fairerweise: Das Thema ist nicht nur in Deutschland, sondern weltweit in den vergangenen Jahren ein Stück weit abgekühlt. Ich bin überzeugt, dass es noch kommt, aber langsamer, als viele es sich vor zwei, drei Jahren gewünscht hätten.

Small Modular Reactors

Sorgt die KI für eine Renaissance der Atomkraft?

Dann zur Alternative, die Sie heute groß herausgestellt haben: der Kernenergie. In Deutschland ist Kernkraft ja einerseits kein Thema, andererseits jetzt wieder immer mehr Thema, gerade wenn es um kleine Nuklearreaktoren (Small Modular Reactors, SMR) geht, wo ihr ganz vorne dabei seit. Sind Sie dazu im Gespräch mit der Politik in Deutschland, und was erwarten Sie für die kommenden zehn Jahre?

Wir entwickeln die Technologie, wie Sie sagten, zunächst aus Großbritannien. Warum dort? Weil das Vereinigte Königreich über sechzig Jahre Erfahrung in Entwicklung und Betrieb von Nuklearanlagen gesammelt hat – über die U-Boot-Flotte der Royal Navy. Wir verstehen uns als global agierender Technologieanbieter. Die einzelnen Märkte und vor allem das sensible, teils kontrovers diskutierte Thema der nuklearen Energieerzeugung überlassen wir dem Markt.

Wir nehmen also keine aktive Rolle ein, um mit der Politik darüber zu verhandeln. Ob wir wieder in die Kernenergie einsteigen, ist eine übergeordnete Entscheidung, die getroffen werden muss. Es gibt erste Stimmen in der Politik, die das befürworten. Wichtiger aber ist: Sollte der Entschluss fallen, unterstützen wir gern, doch die Beschlussfassung selbst liegt nicht bei uns als Unternehmen, sondern, ganz bewusst, bei der Politik.

Nun zu den Zeithorizonten: Sie rechnen mit einer Produktionsreife um 2035 herum. Die Nachfrage nach Strom durch KI-Workloads ist aber schon jetzt enorm, wird bis 2035 nochmal deutlich steigen und wie stark die Expansion an KI-Infrastruktur danach läuft, ist schwer vorherzusagen. Sind Sie damm mit Ihren SMRs dann nicht zu spät für den KI-Ausbau?

Auch das ist eine spannende Frage. Unsere Markteinschätzung – gestern im Fachvortrag von Bloom Energy bestätigt – lautet, dass der Trend zum Rechenzentrumsausbau anhalten wird. Gestern wurde etwa eine Folie gezeigt, wonach sich der Energiebedarf der Rechenzentren bis 2050 noch einmal vervierfacht. Wichtig ist, die Zusammenhänge zu verstehen: Wir kommen eigentlich aus einer Welt der Cloud-Services: zunächst wurde alles ins Web verlagert, es gab Hosting- und Streaming-Dienste, das ganz typische Geschäft. Jetzt erleben wir mit den großen Sprachmodellen einen KI-Boom, den man auch im Privatbereich sieht; viele haben angefangen, ChatGPT und Claude und andere Anbieter zu nutzen.

Das treibt aber letztlich nur eine weitergehende Digitalisierung der Gesellschaft voran. Die Geschäftsmodelle, die heute mit KI entstehen, werden künftig dauerhaft weiterlaufen, und zwar wieder auf Basis von Cloud-Services. Es ist also ein Kreislauf, der gerade stark angefeuert wird, sich aber kontinuierlich weiterdrehen wird. Deshalb sind wir überzeugt, dass der Rechenzentrumsausbau auch in den kommenden Jahrzehnten stark anhält.

Jan Moll, DTM Group, zu Resilienz und KI-Orchestrierung

Autonome, grüne KI-Rechenzentren sind bereits umsetzbar

Und wenn Sie heute Diesel- und Gassysteme auch für die primäre Energieversorgung verkaufen, und diese auf zwanzig-dreißig Jahre Betrieb ausgelegt sind, kannibalisieren Sie Ihr Angebot dann mit SMRs in zehn Jahren nicht ein Stück weit selbst?

Wir glauben, dass es auch hier nicht um ein Entweder-oder geht, sondern um ein klares Und. Ein SMR ist typischerweise Prime Power Generation, wie wir es von den klassischen Kernkraftwerken kennen: Er fährt mit maximaler Nennleistung und liefert Grundlast. Die Gasaggregate, die wir anbieten, haben neben der Dauerstromerzeugung weitere Vorteile bei der Flexibilität – wechselnde Lasten, einzelne Module zu- oder abzuschalten – und agieren damit eher im Bereich der Mittel- und Spitzenlast, um jene Netzdienstleistungen zu erbringen, die ich vorhin erwähnt habe.

Das ist die künftige Rolle der Gasaggregate, die wir heute verkaufen: Sie wandern von der Primär- eher in Richtung Peaking. Das ist deshalb so spannend, weil der gesamte Peaking-Markt gerade erst richtig in Fahrt kommt. In Deutschland haben wir das an der Kraftwerkstrategie gesehen, über die jahrelang diskutiert wurde; jetzt sind wir bei der Gesetzgebung auf der Zielgeraden, die ersten Ausschreibungen stehen an.

Das ist kein Widerspruch, sondern eine Ergänzung zum Ausbau der Erneuerbaren. Wir bauen flexible Kapazität, damit noch mehr Wind und Solar hinzukommen können. Denn das Ziel ist, die großen alten thermischen Kraftwerke, Braun- und Steinkohle, irgendwann vom Netz zu nehmen. So viel wie möglich über Erneuerbare, und wenn diese fehlen, gerade wenn wir sie brauchen, dann über flexible „Sprinterkraftwerke" auf Gasbasis, idealerweise kleinere Motoren, wo ich die einzelnen Blöcke je nach Bedarf zuschalten kann. Darin sehen wir die große Zukunft.

Wir können also heute mit unseren Gasaggregaten Prime Power hinstellen. Kommen künftig die SMRs netzangebunden hinzu, sind die Gasaggregate nicht gestrandet, sondern übernehmen eine andere Rolle – weg von der Grundlast, hin zum Peaking.

Energie für die KI, Teil 2

Datacenter-Betreiber müssen, dürfen, können netzbildend (um)denken

Wir hatten bei DataCenter-Insider im vergangenen Jahr einen großen Beitrag zu Peak Shaving und Netzdienlichkeit von Rechenzentren gemacht. Der Tenor fast aller Experten und Brancheninsider war konkret für Deutschland: da gäbe es einen klaren Markt für spezialisierte Anbieter großer Batterien für Netzdienste, in gewissem Maß auch für Gasaggregate. Aber konkret für Rechenzentren seien aktuell die Potenziale am Regelenergiemarkt in Deutschland nahe null. Wie sehen Sie das?

Mich würde interessieren, aus welchen Gründen das Potenzial dort mit null angesetzt wurde. Dann kann ich gern teilen, welche Gründe wir unsererseits erfahren.

Das wäre in der Tat spannend zu vergleichen: Die Regulierungslogik sei auf den Verkauf großer Energieblöcke zugeschnitten, die für Rechenzentren schwer zu stemmen seien. Dabei seien das oft gerade nicht sehr kurze Regelzeiten, wie etwa in Irland, sondern zu lange Zeiträume. Hinzu komme das Problem der Entlastungen: Aggregate, die man nur für Notstrom bis zu 300 Stunden im Jahr betreibt, werden ganz anders behandelt als die, die man zur Produktion einsetzt. Das gleiche im Batterie-Bereich: reduzierte Netzentgelte, nur wenn man den gesamten bezogenen Strom wieder ans Netz zurückgibt, nicht wenn man etwas für sich behält, was ja gerade der Sinn beim Peak Shavings ist. Was ist Ihre Perspektive?

Peak Shaving und Netzdienste: Versprechen, Angebot, Hürden

Strom sparen und Netz stabilisieren mit Batteriesystemen – wo hapert’s?

Das ist ein sehr guter Punkt. Diese Regulierungskomplexität, die wir uns teilweise selbst aufgebürdet haben, ist tatsächlich eine Hürde, die wir uns im Gesamtenergiesystem selbst auferlegt haben. Ich kann durchaus nachvollziehen, dass ein Rechenzentrumsbetreiber, dessen Geschäftsmodell es nie war, in die eigene Stromversorgung einzusteigen oder netzdienliche Leistungen anzubieten, hier eine große Hürde sieht; schlicht, weil er in ein Geschäftsmodell einsteigt, das er ursprünglich nicht vorhatte.

Wir sehen dennoch großes Potenzial in einer Entschlackung und Standardisierung der Regulierung. Wenn wir das hinbekommen, entfaltet sich das Potenzial allein aus der Technologie. Und auch hier gibt es kein Extrem im Sinne von Alles oder Nichts. Nehmen wir ein Rechenzentrum mit 100 Megawatt an gesicherter Backup-Leistung: Es muss nicht zwingend diese 100 Megawatt als netzdienliche Leistung anbieten, sondern kann sich vortasten:erst 5 Megawatt, dann 10 Megawatt. So sieht man auch, wie oft das Asset tatsächlich genutzt wird, und kommt Schritt für Schritt in neues Fahrwasser, um zu erkennen, dass es einen Wertbeitrag liefert. Denn warum das Netz nicht schon jetzt stabilisieren, bevor es ausfällt?

Wobei auch das mit 5 Megawatt wohl nicht ganz einfach ist,

weil man dann, glaube ich, auf Vermittler zur Bündelung von kleineren Angebotspaketen angewiesen ist mit ganz neuen Fragen zu Kontroll- und Zugriffsrechten über die Leistung des Vermittlers.

Ein schöner Punkt. Wir haben beispielsweise eine Kooperation mit einem größeren Energieversorger in Deutschland abgeschlossen, in der wir mit unseren Anlagen genau das anbieten können, sofern sie die technischen Voraussetzungen erfüllen. Die Hürde hinsichtlich der Größe beginnt bei 1 Megawatt. Wir werden auch unsere Netzersatzanlage, die wir im Werk in Friedrichshafen haben, genau so im Sekundärregelleistungsmarkt anbieten und damit einen Wertbeitrag zur Netzstabilisierung leisten, auch, um den Kunden zu zeigen, dass es funktioniert. Erst vor ein paar Wochen hatten wir einen Test: In einer großen Stadt im Ruhrgebiet hat jemand das Knöpfchen gedrückt, und bei uns in Friedrichshafen ist das Genset innerhalb von 15 Sekunden auf volle Leistung hochgefahren und hat Energie ins Netz vor Ort eingespeist. Das funktioniert mittlerweile. Das ist ja auch das Schöne an der Digitalisierung: Diese Connectivity besteht inzwischen, und wir zeigen gerade, dass es geht.

Netzanschluss für die KI

Strom für Rechenzentren ist Zukunftssicherung

Sie setzen auf beides – Diesel- und Gasaggregate sowie Batteriefunktion. Nach dem großen Netzausfall auf der Iberischen Halbinsel, in Spanien und Portugal, scheint der aktuelle Aufarbeitungsbericht zu sagen, wenn ich es richtig verstehe: wir brauchen eher Batteriespeicher als Generatoren für die Netzstabilisierung. Generatoren wirken frequenzstabilisierend, wenn sie laufen, aber Batterien könnten sehr viel schneller aus dem Standby anspringen und seien so entscheidender. Wie sieht das aus Ihrer Perspektive aus?

Danke für den Hinweis, den Abschhlussbericht werden werden wir uns sehr gerne zu Gemüte führen. Aus der Gesamtsystemperspektive sehen wir aber, dass viele Netzinstabilitäten vor allem daraus resultieren, dass wir immer weniger Schwungmasse im System haben. Das Thema Frequenzstabilität wird deshalb immer wichtiger. Früher war das durch die großen thermischen Kraftwerke abgedeckt: Die Generatoren liefen einfach mit, und bei einem kleinen Anstieg oder Abfall der Nachfrage konnte die Schwungmasse im Generator das problemlos ausgleichen.

Durch den zunehmenden Ausbau erneuerbarer Energien bringen wir diese Schwungmasse, auf Englisch inertia, nicht mehr ins Gesamtsystem ein. Auch beim Batteriespeicher muss man deshalb sehr genau auf die Leistungselektronik schauen, ob sie das leistet. Wenn wir unsere Anlagen ins Verhältnis setzen: Der Batteriespeicher wird insbesondere in der unterbrechungsfreien Stromversorgung eingesetzt. Betrachtet man aber die Anlaufzeiten, schafft unser Dieselsystem 10 bis maximal 15 Sekunden von Null auf Volllast, die Gassysteme etwa 90 bis 120 Sekunden. Und wir entwickeln gerade eine Schnellstartlösung für den Gasbereich, mit der das innerhalb von 45 Sekunden gelingen wird.

Auch konkret mit Blick auf die Netzstabilisierung?

Netzstabilisierung, aber auch als Backuplösung, etwa für den US-amerikanischen Markt.

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