SemiAnalysis: US-Stromnetz steuert bis 2028 auf über 40 GW Kapazität durch „Behind-the-Meter“-Rechenzentren zu – Netzengpässe verschärfen sich
Veröffentlicht am 25. Juni 2026
Das US-Stromnetz steht vor einem strukturellen Wendepunkt, der bis 2028 mehr als die Hälfte aller neuen Rechenzentrumsprojekte in „Behind-the-Meter“-Konfigurationen (BTM) zwingen wird. Dies geht aus einer neuen Analyse von SemiAnalysis hervor. Das neu entwickelte Energy Model des Analysehauses prognostiziert, dass ab 2028 über 50 % der neuen US-Rechenzentren über BTM-Lösungen versorgt werden. Der adressierbare Gesamtmarkt für BTM-Ausrüstung in Rechenzentren soll bis 2029 die Marke von 50 GW pro Jahr überschreiten. Diese Verschiebung spiegelt eine harte Realität wider: Die verfügbaren Kapazitätsreserven des Stromnetzes werden bis 2027 ins Negative rutschen, während die Nachfrage durch Rechenzentren von 21 GW im Jahr 2026 auf 84 GW bis 2030 ansteigt.
Netzkapazitäten schwinden bei gleichzeitigem Nachfrageschub
SemiAnalysis hat 40.000 Erzeugungsanlagen in den USA erfasst und die kommerziellen Inbetriebnahme-Termine quartalsweise modelliert, um eine ernüchternde Bilanz zur neuen Netzversorgung zu ziehen. Das Unternehmen schätzt, dass jährlich kaum 15 GW an neuer, effektiver Lastaufnahmekapazität (Effective Load Carrying Capability, ELCC) hinzukommen, mit einem Trend Richtung 20 GW zum Ende des Jahrzehnts. Dies ist die gesicherte Kapazität, die Netzbetreiber nach Abzug erzwungener Ausfälle und unter Berücksichtigung von Zuverlässigkeitsanforderungen tatsächlich für Rechenzentren bereitstellen können. Setzt man dies gegen die Spitzenlast und die erforderlichen Reservemargen, nähert sich der verfügbare Spielraum bereits jetzt dem Nullpunkt und wird bis 2027 deutlich negativ.
Die Engpässe sind nicht temporär. Der kurzfristige Zubau von Gasturbinen bleibt mit weniger als 10 GW pro Jahr für 2026 und 2027 schwach und zieht erst ab 2028 an. SemiAnalysis verweist auf eine Kaskade von Hindernissen: bürokratische Verzögerungen bei der Warteschlangenabarbeitung, Genehmigungsverweigerungen, die seit 2020 PJM-Projekte mit einem Volumen von 24 GW stoppten, sowie überlastete Lieferketten. Die Lieferzeiten für Gasturbinen und Haupttransformatoren haben sich von historisch 18 Monaten auf drei bis vier Jahre verlängert, was die Entwicklungszeit für Gas-und-Dampf-Kombikraftwerke (GuD) von der Planung bis zur Inbetriebnahme auf vier bis sechs Jahre ausdehnt.
Erneuerbare Energien und Speicher bieten bei korrekter Bewertung kaum Entlastung. Obwohl Solar- und Batteriespeicher jährlich jeweils über 20 GW an Nennleistung hinzufügen, ist ihr Beitrag auf ELCC-Basis minimal. SemiAnalysis stellt fest, dass mit zunehmender Solardurchdringung der Grenznutzen zusätzlicher Kapazitäten stark sinkt, da alle Anlagen in etwa zu denselben Zeiten Strom erzeugen. In einigen überlasteten Zonen von ERCOT bewerten Planer zusätzliche Solarkapazitäten bei der Ermittlung des Bedarfs an gesicherter Leistung mittlerweile mit nahezu Null. Speicher stehen vor demselben Problem des sinkenden Grenznutzens: Da 4-Stunden-Batteriesysteme die Anfälligkeit des Netzes für Ereignisse unter vier Stunden abdecken, verlagert sich das Restrisiko des Systems auf länger andauernde Ereignisse, denen diese Batterien nicht begegnen können.
BTM punktet bei Geschwindigkeit und Planungssicherheit
Für KI-Labore und Hyperscaler hat sich das Kalkül entscheidend in Richtung „Behind-the-Meter“ verschoben. Geschwindigkeit und Planungssicherheit dominieren die Entscheidung. Die angestrebten BTM-Inbetriebnahmetermine konzentrieren sich auf den Zeitraum 2027 bis 2028, während die Zeitpläne für den Netzanschluss routinemäßig in Richtung 2030 abgleiten. Entscheidender ist, dass BTM-Zeitpläne in der Hand des Käufers liegen und nicht bei Versorgungsunternehmen, deren versprochene Liefertermine als notorisch unzuverlässig gelten. SemiAnalysis merkt an, dass Versorger zugesagte Lasten zunehmend ohne nennenswerte Vertragsstrafen zurückweisen oder kürzen – eine Dynamik, die für KI-Labore, deren Geschäftserfolg vom Zugang zu großskaliger Rechenleistung abhängt, inakzeptabel ist.
Das wirtschaftliche und operative Umfeld verstärkt diesen Wandel. Laut dem „AI Cloud TCO Model“ von SemiAnalysis machen Energiekosten als Anteil an den gesamten Betriebskosten (TCO) kaum einen Unterschied; jede durch ein KI-Labor gesicherte Strommenge übersetzt sich angesichts des Umsatzpotenzials pro Gigawatt in Milliardenwerte. Gleichzeitig haben sich die Anforderungen an die Verfügbarkeit gelockert. Viele der von Meta selbst gebauten KI-Rechenzentren zielen mittlerweile auf eine Verfügbarkeit von lediglich „zwei Neunen“ (99 %) ab und verzichten vollständig auf Notstromaggregate, was historische Kostenbarrieren für die BTM-Einführung beseitigt. SemiAnalysis stellt fest, dass die größte Herausforderung und der Kostentreiber für BTM bisher Redundanz und Zuverlässigkeit waren – da Kunden nun jedoch geringere Redundanzniveaus akzeptieren, ist die Wirtschaftlichkeit von Netzanschluss versus BTM weitaus ausgeglichener.
Das praktische Ergebnis ist ein Anstieg der BTM-Aktivitäten, insbesondere in Texas, wo die Genehmigung von Vor-Ort-Gaskraftwerken einfacher ist. SemiAnalysis berichtet, dass viele Top-Entwickler BTM-Anlagen mit über 5 GW in ERCOT planen; das „Datacenter Model“ des Unternehmens unterscheidet dabei zwischen den wenigen glaubwürdigen 5-GW-plus-Campus-Projekten und solchen ohne Anzeichen einer ernsthaften Entwicklung.
ERCOT-Prozess „Batch Zero“ kodifiziert hybride Strukturen
ERCOT arbeitet mit Hochdruck daran, hybride Strukturen zu formalisieren, die Vor-Ort-Erzeugung mit fortgesetztem Netzzugang kombinieren. Der „Batch Zero“-Prozess, der auf den am 1. Juni 2026 genehmigten und am 11. Juli 2026 in Kraft getretenen Regeln basiert, führte neben dem etablierten „Private Use Network“ zwei neue Co-Location-Modelle ein. Der Rahmen basiert auf einer einzigen Kennzahl für jede Großlast: einem maximalen Entnahmelimit, das festlegt, wie viel Strom der Standort unabhängig von der Vor-Ort-Erzeugung aus dem Netz beziehen darf.
Zwei Beschaffungsmodelle haben sich herauskristallisiert. „Net-Metering Arrangements“ erlauben es bereits operativen Generatoren, sich mit neuen Lasten an einem Standort zu befinden und diesen Verbrauch gegen die Vor-Ort-Erzeugung hinter einem einzigen Zähler zu saldieren; nur der Restbedarf wird über das Netz abgerechnet. Da der Generator bereits vor dem 1. September 2025 in Betrieb war, unterliegt die Vereinbarung einer 120-tägigen Sicherheitsprüfung für das Übertragungsnetz, wobei Regulierungsbehörden das Setup genehmigen, ablehnen oder mit Auflagen versehen können. Der Großteil der angekündigten ERCOT-Co-Location-Aktivitäten fällt in diese Kategorie, darunter die 1.200-MW-Vereinbarung von AWS am Vistra-Kernkraftwerk Comanche Peak, die insgesamt 400 MW von CyrusOne am Calpine-Standort Thad Hill sowie der etwa 1 GW umfassende Goodnight Campus von Crusoe.
„Bring Your Own Generation“ (BYOG)-Strukturen ermöglichen es Lasten, neue Co-Location-Erzeugung zu bauen oder unter Vertrag zu nehmen, anstatt auf Netzausbauten zu warten. ERCOT bewertet diese auf drei parallelen Pfaden: Eine „Batch Study“ legt das Netzentnahmelimit fest, die „Generation Interconnection“ bestimmt das Exportlimit, und die „Transmission Planning“ identifiziert erforderliche Netzausbauten. Standorte beziehen ab dem ersten Tag Strom bis zu ihrem Entnahmelimit und fahren die Kapazität hoch, sobald jede Erzeugungseinheit online geht. Der Unterschied zum NMA ist das Alter: BYOG-Erzeugung ist neu gebaut und unterliegt nicht der regulatorischen Net-Metering-Prüfung.
Zwei neue Zählkonzepte formalisieren diese Vereinbarungen. „Withdrawal-Limited Private Use Networks“ erlauben Lasten mit eigener neuer Erzeugung, mehr Megawatt anzuschließen, als das Übertragungsnetz allein unterstützen könnte, im Austausch für eine strikte Begrenzung der Netzentnahme. „Provisional Controllable Load Resources“ stellen steuerbare, flexible Lasten ohne eigene Vor-Ort-Erzeugung dar, die in der vollen beantragten Größe angeschlossen werden, aber bei Netzengpässen in Echtzeit heruntergefahren werden können, wobei sich das Limit mit dem Ausbau des Netzes bis zu einem definierten Enddatum lockert.
Ausrüster und IPPs vor neu gemischten Karten
Der BTM-Boom führt zu einer klaren Divergenz zwischen Ausrüstungsherstellern und unabhängigen Stromerzeugern (IPPs). SemiAnalysis identifizierte in einem Bericht vom Vormonat GE Vernova, Siemens Energy und Mitsubishi Heavy Industries als die wichtigsten Verlierer dieses Trends. Der Grund ist die Portfolio-Positionierung: Alle drei sind stark vom netzgebundenen Ausbau abhängig, der nun strukturell begrenzt ist. Zwar ist ihr BTM-Engagement ebenfalls hoch, jedoch nicht in dem Maße wie bei Anbietern wie Bloom Energy, das SemiAnalysis bereits im Dezember 2024 als größten Profiteur hervorhob.
Da BTM für Käufer attraktiver wird und sich die Zeitpläne auf 2028 konzentrieren, erwartet SemiAnalysis keinen Anstieg bei Turbinenbestellungen der Versorger für Kapazitäten ab 2030. Das Unternehmen sieht 2026 als potenziellen Höhepunkt für Turbinenbestellungen bei den drei großen OEMs, während sich die meisten Käufer auf Lieferungen für 2028 fokussieren, die an Bloom, INNIO, Wärtsilä, Bergen und ähnliche Anbieter fließen. Der Anstieg der vertraglich gebundenen Lasten führte zu massiven Bestellungen, doch SemiAnalysis registriert wachsende Skepsis hinsichtlich der Fähigkeit der Versorger, die versprochenen Kapazitäten fristgerecht bereitzustellen. In Kombination mit den Finanzierungsschwierigkeiten netzgebundener Projekte deutet alles auf einen Höhepunkt der Turbinenbestellungen in diesem Jahr hin.
IPPs, die von Netzengpässen und steigenden Strompreisen betroffen sind, stehen vor Gegenwind, da die Nachfrage nach Netzkapazität relativ gesehen sinkt, während BTM boomt. Constellation, Vistra und Talen sind negativ von diesem Trend betroffen. NRG Energy stellt durch ERCOT-spezifische Strategien eine potenzielle Ausnahme dar. Das Unternehmen scheint gut positioniert, um vom neuen ERCOT-Rahmenwerk für BYOG und „Withdrawal-Limited Private Use Networks“ zu profitieren, da es über verfügbare Gasturbinen zur Kopplung mit Co-Location-Lasten verfügt.
NRG: 5,4-GW-Chance und Fokus auf Front-of-the-Meter
In der Telefonkonferenz zum vierten Quartal 2025 verwies das NRG-Management auf eine Chance für vertraglich gebundene Großlasten, die ein zusätzliches EBITDA von etwa 2,5 Milliarden Dollar implizieren, basierend auf Blöcken von über 1 GW mit 10- bis 20-Jahres-Verträgen mit bonitätsstarken Gegenparteien, wobei der erste Strom möglicherweise Ende 2029 fließen könnte. CEO Larry Coben erklärte am 24. Februar 2026: „Wir schauen uns Blöcke von über einem Gigawatt an. Ich denke, wir sprechen von Verträgen mit einer Mindestlaufzeit von 10 und häufig 20 Jahren mit Investment-Grade-Unternehmen, die tatsächlich die Kreditwürdigkeit mitbringen, um dies zu ermöglichen.“ Er fügte hinzu, dass der erste Strom „Ende 2029 fließen könnte und danach stufenweise, wahrscheinlich 1 GW pro Jahr oder mehr, für jedes Folgejahr.“
Vor dem Hintergrund der kürzlich geschlossenen 20-Jahres-Vereinbarung zwischen Microsoft und Chevron in West Texas für das rund 2,67 GW umfassende „Project Kilby“ sieht SemiAnalysis keinen Grund, warum NRG keinen vergleichbaren langfristigen Gas-Deal mit einem Hyperscaler abschließen sollte. Coben deutete in derselben Konferenz an: „Unser Fokus in PJM wird zumindest anfangs auf den 1 GW an Leistungssteigerungen liegen. Es ist einfach schneller und marktgerechter, die Nachfrage ist in Texas vorhanden.“
Das Management bezeichnet jedoch weiterhin die „Front-of-the-Meter“-Erzeugung als seinen primären kurzfristigen Fokus, was durch die jüngsten ERCOT-Entscheidungen zu PUN und BYOG gestärkt werden könnte. Präsident und CEO Rob Gaudette erklärte am 6. Mai 2026 während der Telefonkonferenz zum ersten Quartal 2026: „Unser Hauptfokus liegt auf Front-of-the-Meter-Erzeugung und Front-of-the-Meter-Rechenzentren, weil wir glauben, dass dies das Richtige für den Markt ist.“ Er räumte ein, sich mit BTM-Lösungen zu befassen, betonte jedoch, dass die aktuellen Gespräche auf Front-of-the-Meter ausgerichtet seien und „so gut voranschreiten wie in den letzten 12 Monaten.“
SemiAnalysis sieht potenzielle Lösungen außerhalb des unmittelbaren BTM-Ausbaus, darunter Lastflexibilität, Reformen der Warteschlangen für Netzanschlüsse und Marktanreize sowie einen erneuerten Netzausbau. Das Unternehmen stellt fest, dass bei einer Drosselung der netzgebundenen Rechenzentren um eine bestimmte Stundenzahl pro Jahr Dutzende Gigawatt freigesetzt werden könnten. PJM charakterisiert diese Flexibilität als Arbeitslastverschiebung, Einsatz von Notstromaggregaten vor Ort und Batterieentladung. SemiAnalysis bleibt jedoch angesichts kommerzieller und regulatorischer Hürden, die eine breite Einführung verlangsamen, kurzfristig vorsichtig. Beim Netzausbau erwartet das Unternehmen, dass die 2030er Jahre wahrscheinlich einen massiven Ausbau erleben werden, sobald die größten Stromabnehmer kreditwürdig genug sind, um Muttergesellschaftsgarantien zu stellen und ganze Übertragungsprojekte zu zeichnen. Doch derzeit ist der Bau neuer Übertragungsleitungen schlicht zu langsam für das Bautempo von KI-Rechenzentren. In der Praxis könnten nur eine Handvoll US-Übertragungskorridore das Lastwachstum in diesem Ausmaß physisch unterstützen, und die Erfüllung der NERC-Zuverlässigkeitsanforderungen im erforderlichen Zeitrahmen ist selbst eine bindende Beschränkung.