Steigende Lasten, lange Anschlusswartezeiten, Netzausfälle durch Extremwetter und dergleichen anderes - Beweggründe gibt es viele, der Trend ist klar: Immer mehr Datacenter-Betreiber wollen ihre Facilities netzoptional auslegen: Im Ernstfall oder bei Engpässen kontrolliert entkoppeln, in den Inselbetrieb schalten und dann wahlweise entweder ordentlich herunterfahren oder durchhalten, bis sie wieder sauber synchronisieren können.

Vor diesem Hintergrund erleben Gasmotorenkraftwerke und Gasturbinen gerade eine Art Renaissance.

Netzbildende Inverter

Klassische USV‑Batterien mögen zwar kurz einen Zusammenbruch der Last überbrücken, aber sie können kein eigenes stabiles Netz bilden. Diese so genannten netzfolgenden Batteriesysteme (Englisch: grid-following) hängen deterministisch an der Netzimpedanz und am Kurzschlussstrom des Versorgers.

Sie können ans bestehende Netz „andocken“, aber sie brauchen eine stabile Netzspannung und -frequenz. Beim Stromausfall können sie nicht selbständig ein Netz bilden. Das war bisher die Rolle des Dieselgenerators.

Netzfolgende Inverter verhalten sich vereinfacht gesagt wie „brave Verbraucher mit Energiereserven und begrenzter Einspeisefähigkeit“. Sie benötigen eine vorhandene Netzspannung und -frequenz, mit der sie über ein PLL-Kontrollsystem (kurz für Phasenregelkreis, Phase-Locked Loop) synchronisieren. Fällt das öffentliche Netz aus, fehlt diese Referenz und der Wechselrichter verliert den Taktgeber. Die Folge: Die Einspeiseleistung bricht schutz- beziehungsweise regelungsbedingt weg.

Nur machbar mit intelligenter IT

Smart Grids für Rechenzentren, aber nicht nur

Was sind netzdienliche Verbraucher?

Rechenzentren sind Hemmschuh und/oder Helden der Energiewende

Netzbildende (grid-forming) Inverter kehren dieses Verhältnis um: Sie stellen selbst eine spannungs- und frequenzführende Quelle bereit und wirken am Anschlusspunkt elektrisch wie eine synchrone Maschine. Das geschieht allerdings leistungselektronisch emuliert, zum Beispiel als „virtuelle Synchronmaschine“.

Dadurch können sie Spannung und Frequenz aktiv regeln, sehr schnell Wirkleistung/Blindleistung bereitstellen, Momentanreserve sowie synthetische Trägheit abbilden und Inselnetze bis hin zur Schwarzstartfähigkeit aufbauen. Weitere Erzeuger und Verbraucher – zusätzliche Inverter, PV, Gensets oder Lasten – werden dann netzfolgend an dieses vom BESS vorgegebene „künstliche Netz“ angekoppelt.

Somit rückt die Batterie von der Peripherie ins Zentrum der Architektur. Sie ist nicht mehr nur USV‑Puffer, sondern der primäre Netzbildner, an dem sich alles andere ausrichtet. Das Rechenzentrum versteht sich fortan wie ein kleines Kraftwerk mit eigener Netzleitstelle, nicht wie ein Lastanschluss mit USV und Gensets. Schutz‑ und Regelkonzepte müssen wie bei einem kleinen Verteilnetz gedacht werden, von der Kurzschlussleistung, über Selektivität, Insel/Resynchronisation bis hin zur Spannungshaltung.

So entsteht im Endeffekt ein Campus-Microgrid, welches in der Lage ist, Energie aus mehreren verschiedenen Energiequellen zu beziehen (Netzanschluss, PV-Dach, Brennstoffzelle, Batterie, ggf. noch Diesel als letzte Stufe, etc.). Der Grid-forming Inverter orchestriert diese Quellen und kann sie mit dem öffentlichen Netz synchronisieren.

Die Kopplung an das öffentliche Netz wird optional

Das System kann wahlweise mit dem öffentlichen Netz gekoppelt laufen und Lastsprünge abfangen, aber auch autonom auf den „Inselbetrieb“ umschalten. Beim Netzausfall springt ein solches System sofort ein, um die Last zu übernehmen und kann daraufhin wahlweise den störungsfreien Betrieb aufrechterhalten oder die Facility sanft herunterfahren und die Schwarzstartfähigkeit gewährleisten.

Das ist ein Microgrid: stabil, autark, regelbar. Die Kombination aus Batterie, Inverter und Eigenerzeugung kann selbst Spannung und Frequenz vorgeben, Inselbetrieb fahren und aktiv mit dem Verbundnetz interagieren. Das eröffnet perspektivisch neue Geschäftsmodelle.

Komplett off-grid ist meist wirtschaftlich und regulatorisch ohnehin der schwierigste Weg. Die Praxis ist fast immer Hybrid: Netz als Primärversorgung – Microgrid als Überbrückungslösung, Resilienz-Garant und Flexibilisierer.

Gasmaschinen und Gasturbinen

Die meisten modernen Gasturbinen und Gasmotoren für Rechenzentren verbrennen zwar weiterhin überwiegend Erdgas, sind aber zunehmend für ein breiteres Spektrum gasförmiger Energieträger ausgelegt, darunter erneuerbare Gase wie Biomethan, RNG (Renewable Natural Gas), Biogas (siehe dazu auch Teil 1. @URL) oder Biopropan – mit Blick auf H₂‑Beimischung und langfristig 100 Prozent Wasserstoff sowie synthetische e‑Fuels.

Diese Maschinen fahren nicht nur im Notfall hoch, sie können im Dauerbetrieb laufen, Lastsprünge der KI‑Racks mitmachen und im Zusammenspiel mit großen Batteriesystemen ein eigenes 50‑Hertz‑Mikronetz bilden. Genau deshalb schieben Hersteller und Betreiber gerade viel Entwicklungsbudget in diese Technologie.

• In Friedrichshafen etwa hat Rolls‑Royce mit seinen MTU‑Gasmotoren eine stille Zeitenwende eingeleitet. Die neuen Baureihen kommen mit H₂‑ready‑Zertifikat, dürfen offiziell mit Erdgas starten und später auf bis zu 100 Prozent Wasserstoff umgestellt werden. Parallel entstehen Fast‑Start‑Gensets, die in 45 Sekunden von Null auf Last springen – ein technischer Bruch mit den trägen Diesel‑Aggregaten vergangener Datacenter‑Generationen.

• Siemens Energy zielt eine Leistungsklasse höher: aeroderivative Turbinen, vom Jet‑Triebwerk abgeleitet, laufen heute als hochdynamische Blockheizkraftwerke für Datenfabriken und sind für die Wasserstoffwende vorbereitet.

• EnBW, RWE und andere Versorger planen in ganz Europa H₂‑fähige Gaskraftwerke, die explizit als Anker für Rechenzentrumscluster gedacht sind.

Wie unterscheiden sich diese Maschinen von Brennstoffzellen?

• Vereinfacht: Gasturbine und Gasmotor sind die Heißblüter – Verbrennung, Flamme, Abgas, viel Leistung pro Modul, ideal für 50, 100 oder 500 Megawatt vor der Haustür.

• Brennstoffzellen sind leise, weil elektrochemisch statt thermisch. Sie trumpfen mit einem höheren Wirkungsgrad auf, haben jedoch auch ein anderes Kostenprofil und sind bislang eher im einstelligen Megawattbereich angekommen. Dafür laufen sie lokal nahezu emissionsfrei.

In der Praxis zeichnet sich klar die Rollenverteilung ab: Turbinen und große Gasmotoren tragen die mittelfristige Grundlast der KI‑Cluster. Die Brennstoffzellen verdrängen Diesel in sensiblen Segmenten.

Diesel hat einen schlechten Ruf, spielt jedoch nach wie vor im Maschinenraum seine Vorteile aus. Die Antwort der Industrie heißt HVO‑Diesel und e‑Fuels: synthetische oder biogene Kraftstoffe, die im bestehenden Aggregat verbrennen, aber die Lebenszyklus‑Bilanz verbessern.

Zwar können diese innovative Brennstoffe für Diesel-Generatoren die Halbwertszeit der Notfallaggregate verlängern. Doch die wahren Erfolgsgeschichten werden inzwischen auf der Gas‑ und Wasserstoffseite geschrieben.

Ein Beispiel:

Ein Betreiber plant 20 Megavoltampere (MVA) IT-Last. Statt klassischem Dieselpark installiert er:

• 50 Megawattstunden (MWh) Battery Energy Storage System (BESS) auf Basis von Lithium-Ionen-Technik,

• grid-forming Inverter (bidirektional, netzbildend),

• Gas-Gensets (Erdgas, optional H₂-ready) für Langzeitausfälle,

• Photovoltaik am Campus

Der Inverter bildet das Netz, wenn das öffentliche Netz weg ist; die Batterie übernimmt die Last in Sekundenbruchteilen und fängt Transienten sauber ab; die Gas-Verbrenner starten in Minuten, koppeln sich dann als „Energie-Lieferanten“ an das vom BESS geführte Inselnetz an und halten das System stunden- bis tagelang am Laufen – abhängig von Brennstoffversorgung und Dimensionierung.

Es gibt zwar eine Flamme und einen Abgasstrang, dafür entfällt jedoch der klassische Dieselbetrieb. Somit gilt: weniger Abhängigkeit von Diesel-Logistik, aber weiterhin klare Pflichten für Emissionskonzept, Wartung, Geräusch, Brennstoffqualität und die saubere Regelung im Zusammenspiel mit dem netzbildenden Wechselrichter.

Die Alternative:

• 50 MWh BESS (Lithium-Ionen),

• grid-forming Inverter (bidirektional, netzbildend),

• eine Brennstoffzellenanlage (zum Beispiel H₂) für Langzeitausfälle,

• optional Solaranlage auf dem Campus oder nahe dabei

Der Inverter bildet das Netz, wenn das öffentliche Netz weg ist; die Batterie übernimmt die Last in Sekundenbruchteilen; die Brennstoffzelle startet in Minuten und hält das System stundenlang am Laufen. Es gibt keine Flamme, kein Abgasstrang, keine Gas-/Diesel-Verbrennungsmotoren, dafür aber hohe Anforderungen an Speichergröße beziehungsweise Brennstofflogistik (H₂) und an die Systemintegration.

Zukunftsträchtig sind Gasturbinen genau in diesem Spannungsfeld: Sie sind die einzige Technologie, die heute im Hunderte‑Megawatt‑Maßstab für Rechenzentren lieferbar ist, sich in wenigen Jahren amortisieren kann und gleichzeitig eine glaubhafte Brücke in eine Wasserstoff‑ oder e‑Fuel‑Welt schlägt.

Brennstoffzellen dürften Gasturbinen die Anteile streitig machen, sobald die Skalierung und Kosten kippen sollten. Aber in der Dekade, in der KI‑Workloads den Strombedarf neu definieren, sind die schnellen, H₂‑fähigen Turbinen und Gasmotoren eine Klasse für sich: Sie schließen bereits heute die Lücke zum Netz.

Zu den führenden Anbietern klassischer Hochleistungs‑Turbinen zählen unter anderem Siemens Energy und GE Vernova. Beide Unternehmen positionieren sich als Anbieter großskalige, gasbasierter Kraftwerkslösungen speziell für Hyperscaler‑ und KI‑Rechenzentren. Siemens Energy vermarktet unter anderem Gasturbinen explizit für Datacenter‑Prime‑Power und schnelle Netzanbindung, mit Option auf Wasserstoffbetrieb und Bereitstellung von Netzdienstleistungen (Trägheit, Frequenzregelung).

Unter der Marke MTU bündelt Rolls‑Royce Power Systems schnelle Hochleistungs‑Gasmotoren und komplette Gas‑Generatoranlagen , „Series 4000“ zum Beispiel, die als Notstrom, Dauerleistung oder BTM‑Kraftwerk für Rechenzentren eingesetzt werden. Die aktuelle Generation der MTU‑Gasmotoren sind explizit auf Datacenter‑Anforderungen ausgelegt: Fast‑Start in 45 bis120 Sekunden, Containergrößen, H₂‑ und Biogas‑fähig. Diese Produkte werden bereits in Rechenzentren wie bei SpaceDC genutzt.

BESS-tens angebunden

Hybride Energiestrategien koppeln verschiedene Erzeugungsquellen mit IT-Last über Batteriespeicher (BESS-Systeme). Im Horizont von ein bis drei Jahren sind netzbildende BESS‑Systeme im zweistelligen Megawattbereich technisch und regulatorisch etabliert.

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Realistisch machbar sind in Europa Microgrids mit netzbildenden BESS‑Systemen plus Gas/H₂‑Erzeugung auf Campus‑Ebene. Hersteller wie SMA (Kassel) mit den Sunny Central Storage‑Invertern und SMA Large Scale Storage Solutions sowie Sungrow Europe und andere liefern BESS‑Plattformen, die explizit grid‑forming‑Betrieb, Inselnetzfähigkeit und Schwarzstart unterstützen und bereits in europäischen Microgrids im zweistelligen MW‑Bereich laufen.

Für die erdgas‑ oder wasserstoffbasierte Erzeugung sind Rolls‑Royce Power Systems (MTU, Friedrichshafen), MAN Energy Solutions und Siemens Energy zentrale Akteure: MTU‑Gasmotoren und HVO‑fähige Dieselaggregate versorgen heute schon Rechenzentren in Frankfurt, Berlin und Zürich als Primär‑ oder Backup‑Leistung.

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MAN bietet Gasmotoren der Baureihe MAN 35/44G für Kraftwerks‑ und Inselnetzbetrieb. Siemens Energy liefert SGen‑Generatoren und Leittechnik für Stadtwerke‑Microgrids, die sich technisch eins zu eins auf Datacenter‑Campus‑Strukturen übertragen lassen. Auf der Integrationsseite positionieren sich Engie Deutschland, EnBW, RWE und spezialisierte EPCs wie SPIE, Yunex/SI oder ABB als Planer von Rechenzentrums-nahen Microgrids, die PV‑Dächer, Freiflächenanlagen, BESS und Gasmotoren zu netzbildenden Architekturen kombinieren.

Studien und Whitepaper von Vertiv, SMA und ABB zeigen, dass solche Microgrids im Fehlerfall vom öffentlichen Netz trennen, eine stabile 50‑Hz‑Insel für IT‑Last und Hilfsantriebe bereitstellen und sich später wieder synchron ans Verbundnetz ankoppeln können. Fiktion im DACH‑Kontext bleibt kurzfristig die vollständige Eigenversorgung großer Hyperscaler ausschließlich mit Wind, PV und Batteriespeichern: Analysen zu europäischen „Grids for data centres“ und zum Netzentwicklungsplan zeigen, dass hierfür massive Überdimensionierung und teure Langfristspeicher nötig wären, die wirtschaftlich nur in Ausnahmefällen tragfähig sind.

Für die nächsten zehn Jahre im DACH-Raum ist klar: Netzbildende BESS mit Gas/H₂‑Erzeugern von Anbietern wie SMA, MTU, MAN, Siemens & Co. können Rechenzentren im zweistelligen bis niedrigen dreistelligen MW‑Bereich zu echten Mikro‑Kraftwerken machen. Die Vision komplett autarker, rein erneuerbarer Energie-Inseln im Gigawatt‑Maßstab ohne thermische Erzeugung bleibt dagegen vorerst Wunschdenken.

Ebenso kurzfristig wenig realistisch sind ganzjährig autarke Gigawatt‑Inselnetze ausschließlich mit Wind, Sonne und Batteriespeichern; Studien zu Microgrids und „Hypergrids“ zeigen, dass hierfür extreme Überdimensionierung von PV/Wind plus Langfristspeichern nötig wäre, die wirtschaftlich nur in Nischenregionen abbildbar ist.

Der Realismuscheck bleibt: Im zweistelligen bis niedrigen dreistelligen MW‑Bereich ist ein netzbildender Betrieb heute mit konkreten Produkten machbar; der vollständige Ausstieg aus externer Versorgung oder thermischer Erzeugung ist dagegen frühestens ein Thema für die 2030er Jahre.

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