Rechenzentren und KI: Was der neue Strombedarf für PV- und Speicher-Anleger bedeutet

Jede Erlösrechnung eines Solarparks oder Batteriespeichers steht auf einer Annahme über künftige Strompreise, und Strompreise entstehen aus dem Verhältnis von Angebot und Nachfrage. Über die Angebotsseite wird viel geschrieben: Zubau, Ausschreibungen, Marktprämie. Die Nachfrageseite kommt in Projektunterlagen dagegen meist als ein Satz vor, der auf Rechenzentren und Künstliche Intelligenz verweist. Dieser Beitrag prüft, was hinter diesem Satz steckt: was Rechenzentren heute verbrauchen, was im Netzanschlussverfahren angemeldet ist, was das Energieeffizienzgesetz ab 2027 von ihnen verlangt und wie viel davon bei einem Anleger tatsächlich ankommt.

Wie viel Strom verbrauchen Rechenzentren in Deutschland?

Rund 21 Milliarden Kilowattstunden im Jahr 2025. Das ist die Zahl aus der Studie, die das Borderstep Institut jährlich für den Digitalverband Bitkom erstellt; im Jahr davor waren es 20 Milliarden, im Jahr 2015 noch 12. Der Verbrauch hat sich in einem Jahrzehnt also knapp verdoppelt, und er wächst weiter.

Entscheidend ist, wogegen man diese Zahl hält. Der Bruttostromverbrauch in Deutschland lag 2025 nach Angaben des Umweltbundesamtes bei 526 Terawattstunden. Rechenzentren stehen damit für rund vier Prozent des deutschen Stromverbrauchs. Das ist ein spürbarer Block, aber es ist nicht der Posten, der den Strommarkt heute bewegt; die Industrie verbraucht ein Vielfaches davon.

Wie schnell wächst der Bedarf, und wie viel davon ist KI?

Gemessen an der Anschlussleistung deutlich schneller als am Verbrauch. Die installierte Anschlussleistung deutscher Rechenzentren stieg 2025 um neun Prozent auf 2.980 Megawatt; bis 2030 erwartet die Studie mehr als 5.000 Megawatt, also fast eine Verdopplung gegenüber 2024. Der Zuwachs ist regional stark konzentriert: Auf Hessen entfallen über 1.100 Megawatt, auf Bayern 420 und auf Nordrhein-Westfalen 378.

Der KI-Anteil daran ist die eigentliche Bewegung. Rechenzentren, die speziell für KI-Anwendungen ausgelegt sind, kommen derzeit auf 530 Megawatt und damit auf rund 15 Prozent der Anschlussleistung. Bis 2030 sollen es 2.020 Megawatt und 40 Prozent sein. Die Betreiber unterlegen das mit Geld: Allein 2025 flossen rund 12 Milliarden Euro in IT-Hardware und weitere 3,5 Milliarden Euro in Gebäude und Gebäudeausrüstung.

Warum nennen die Netzbetreiber viel größere Zahlen?

Weil sie etwas anderes zählen. Die Bundesnetzagentur hat für den Netzentwicklungsplan Strom 2037 mit Ausblick 2045 einen Szenariorahmen genehmigt, in dem der Stromverbrauch von Rechenzentren eigens ausgewiesen wird. Die Werte liegen je nach Szenario bei 78,4, 97,3 oder 116,2 Terawattstunden, und sie sind für 2037 und 2045 identisch, weil alle berücksichtigten Projekte bereits für 2037 geplant sind. Zur Umrechnung von Leistung in Verbrauch setzt die Behörde 5.000 Volllaststunden an.

Rechnet man das zurück, entsprechen 78 bis 116 Terawattstunden einer Anschlussleistung von etwa 16 bis 23 Gigawatt. Die Branchenstudie erwartet für 2030 gut 5 Gigawatt. Zwischen beiden Zahlen liegt der Faktor drei bis viereinhalb, und der Unterschied ist kein Rechenfehler: Der Szenariorahmen speist sich aus der Großverbraucherabfrage der Übertragungsnetzbetreiber, also aus gemeldeten Projekten in unterschiedlichen Reifegraden. Die Behörde berücksichtigt Projekte bis zum Status „fortgeschrittene Planung“ vollständig und solche im Status „Planung“ je nach Szenario zu 25 oder 50 Prozent.

Bemerkenswert ist, wie deutlich die Bundesnetzagentur selbst relativiert. Die Aktualisierung der Abfrage habe den gemeldeten Bedarf noch einmal um rund 50 Prozent erhöht; ob alle Projekte mit den gemeldeten Anschlussleistungen realisiert werden, „kann bezweifelt werden“. Anmeldungen im Netzanschlussverfahren sind kostengünstig und unverbindlich, gebaut wird davon nur ein Teil. Wer diese Dynamik von der Speicherseite kennt, erkennt sie wieder: Auch dort liegen die angemeldeten Kapazitäten weit über dem, was am Ende ans Netz geht (Batteriespeicher-Markt Deutschland: Zahlen, Treiber, und warum „jetzt“ ein Datum hat).

Für Anleger ist das die wichtigste Unterscheidung des ganzen Themas. Eine Warteschlange ist keine Prognose. Wenn eine Projektunterlage mit zweistelligen Gigawattzahlen für Rechenzentren argumentiert, stützt sie sich auf Anmeldungen, nicht auf Anlagen.

Warum müssen Rechenzentren ab 2027 Strom aus erneuerbaren Energien beschaffen?

Weil das Energieeffizienzgesetz es vorschreibt. §11 Abs. 5 EnEfG verpflichtet Betreiber von Rechenzentren, ihren Stromverbrauch bilanziell ab dem 1. Januar 2024 zu 50 Prozent und ab dem 1. Januar 2027 zu 100 Prozent durch Strom aus erneuerbaren Energien zu decken. Das ist keine Absichtserklärung und keine Prognose, sondern geltendes Recht mit einem festen Datum. Als Rechenzentrum gilt dabei nach §3 Nr. 24 EnEfG jede Struktur ab 300 Kilowatt nicht redundanter elektrischer Nennanschlussleistung; reine Netzknoten sind ausgenommen.

Die Vorschrift steht nicht allein. Rechenzentren, die ab dem 1. Juli 2026 in Betrieb gehen, müssen nach §11 Abs. 2 EnEfG eine Energieverbrauchseffektivität von höchstens 1,2 erreichen und mindestens 10 Prozent ihrer Energie wiederverwenden, mit Stufen auf 15 Prozent ab Juli 2027 und 20 Prozent ab Juli 2028. Ältere Anlagen müssen nach Absatz 1 ab Juli 2027 auf 1,5 und ab Juli 2030 auf 1,3 kommen. Der Gesetzgeber verlangt also gleichzeitig weniger Verbrauch je Recheneinheit und einen sauberen Bezug für den verbleibenden Rest.

Genau hier lohnt der Blick auf ein einzelnes Wort. Die Pflicht lautet auf eine „bilanzielle“ Deckung, und bilanziell heißt: über Nachweise, nicht zwingend über einen Vertrag mit einem bestimmten Kraftwerk. Herkunftsnachweise sind europaweit handelbar und vergleichsweise günstig zu haben. Ein langfristiger Stromabnahmevertrag mit einem deutschen Solarpark ist eine mögliche Erfüllungsvariante, und für viele Betreiber eine attraktive, weil sie zugleich den Einkaufspreis über Jahre festschreibt. Er ist aber nicht die einzige. Wie solche Verträge aufgebaut sind und woran ihre Belastbarkeit hängt, beschreibt PPA verstehen: Wie Stromabnahmeverträge die Erlöse eines Solarparks planbar machen.

Was heißt das für den Marktwert eines Solarparks?

Weniger, als die Schlagzeilen nahelegen, und der Grund liegt im Lastprofil. Ein Rechenzentrum läuft gleichmäßig; die Bundesnetzagentur rechnet in ihrem Szenariorahmen mit 5.000 Volllaststunden im Jahr, verteilt über Tag und Nacht, Sommer und Winter. Ein Solarpark erzeugt dagegen konzentriert und wetterabhängig, mit der Spitze zur Mittagszeit. Zusätzliche gleichmäßige Nachfrage hebt vor allem die Preise in den Stunden, in denen Photovoltaik ohnehin wenig liefert.

Das Problem, das den Marktwert von Solarstrom drückt, ist ein anderes: das Überangebot in den eigenen Erzeugungsstunden. Im Jahr 2025 gab es nach Zahlen der Bundesnetzagentur in 573 von 8.760 Stunden negative Großhandelspreise, bei einem Durchschnittspreis am Day-Ahead-Markt von 89,32 Euro je Megawattstunde. Eine über den Tag verteilte Zusatzlast räumt diese Mittagsstunden nicht ab. Was in diesen Stunden wirtschaftlich passiert und welche Regeln dann greifen, ordnet Negative Strompreise: Was sie für PV- und Speicher-Anleger bedeuten ein; wie sich der Erlös eines Solarparks überhaupt zusammensetzt, zeigt Direktvermarktung und Marktprämie: Wie ein Solarpark sein Geld verdient.

Wo die Nachfrage doch ankommt, ist die Abnahmeseite. Ein Betreiber, der bis 2027 einen belegbaren Grünstrombezug organisieren muss und zugleich Planungssicherheit über zehn oder fünfzehn Jahre sucht, ist ein möglicher Vertragspartner für langfristige Abnahmeverträge. Das wirkt nicht über den Börsenpreis, sondern über die Vertragslandschaft, und es kommt bei einem einzelnen Projekt nur an, wenn dieses Projekt einen solchen Vertrag auch hat.

Profitieren Batteriespeicher vom Rechenzentrums-Boom?

In zwei Richtungen, die gegeneinander laufen. Ein Speicher verdient an der Differenz zwischen billigen und teuren Stunden. Zusätzliche gleichmäßige Grundlast hebt tendenziell auch die Preise in den günstigen Stunden, in denen ein Speicher lädt; das verengt die Spanne. Gleichzeitig trifft wachsende Last in verbrauchsstarken Regionen auf ein Netz, das nicht im selben Tempo mitwächst, und regionale Engpässe erhöhen den Wert von Flexibilität an der richtigen Stelle.

Welche der beiden Wirkungen überwiegt, hängt von Standort, Netzsituation und dem tatsächlichen Zubau ab, und es lässt sich heute nicht seriös beziffern. Ein Anbieter, der den Rechenzentrums-Boom als Argument für höhere Spreads anführt, sollte deshalb erklären können, welche der beiden Richtungen er unterstellt und warum. Woraus sich die Erlöse eines Speichers zusammensetzen, zeigt Direktvermarktung verstehen: Day-Ahead, Intraday und Regelenergie; in welche Größenordnungen sich das einordnet, Batteriespeicher-Rendite: Woher die Erträge kommen, und was realistisch ist.

Wo entsteht die Konkurrenz um den Netzanschluss?

An denselben Punkten, um die auch Energieprojekte konkurrieren. Die Bundesnetzagentur hält im Szenariorahmen fest, dass der überwiegende Teil der gemeldeten Rechenzentrums-Projekte in den Verteilernetzen angeschlossen werden soll, also in genau den Netzebenen, an die auch Freiflächenanlagen und Batteriespeicher gehen. Die regionale Ballung verschärft das: Über tausend Megawatt gemeldeter Rechenzentrums-Leistung in Hessen treffen dort auf ein Netz, das diese Last nicht vorgesehen hatte. In der Konsultation zum Szenariorahmen wurde ausdrücklich bezweifelt, dass der Raum Frankfurt eine Entwicklung bis 5.000 Megawatt trägt.

Für ein Direktinvestment ist das keine abstrakte Marktfrage, sondern eine Prüffrage an das konkrete Projekt: Anschlusskapazität ist das knappe Gut, und eine belastbare Netzanschlusszusage ist deshalb eines der wertvollsten Papiere im Datenraum. Woran man ihre Belastbarkeit erkennt, beschreibt Netzanschluss, Dienstbarkeit, Baurecht: Woran Sie erkennen, dass ein Direktinvestment seinen Standort wirklich gesichert hat; welche Kosten am Anschluss hängen und wie sich zwei Anlagen einen Anschlusspunkt teilen, zeigen Netzentgelte für Batteriespeicher: die Befreiung bis 2029 und die AgNeS-Reform und Co-located vs. Stand-alone: Was die bessere Risiko-Struktur ergibt.

Was folgt daraus für eine Direktbeteiligung, und was nicht?

Belegbar ist dreierlei: Die Nachfrage von Rechenzentren wächst, sie wächst überdurchschnittlich schnell im KI-Segment, und ab 2027 muss sie gesetzlich bilanziell zu 100 Prozent aus erneuerbaren Energien gedeckt sein. Das ist ein struktureller Rückenwind für die Anlageklasse insgesamt, und er beruht auf einer Norm mit Datum, nicht auf einer Marktmeinung.

Nicht belegbar ist der Schritt von dort zu einer konkreten Rendite. Ein Nachfragetrend ist keine Preiszusage; er sagt nichts darüber, wie viel ein bestimmter Solarpark in einem bestimmten Jahr je Megawattstunde erlöst. Eine Wirtschaftlichkeitsrechnung, die höhere Strompreisannahmen mit dem KI-Boom begründet, hat an dieser Stelle eine Erzählung und kein Argument. Was ein Projekt trägt, sind vertraglich gesicherte Erlöse und konservative Annahmen für den Rest; welche Hebel dabei zusammenkommen, zeigen In Solarparks investieren: Erlöse, Kosten und Steuerhebel im Überblick und In Batteriespeicher investieren: die Möglichkeiten im Überblick.

Fragen an den Anbieter

1. Welche Strompreisannahme liegt der Erlösrechnung zugrunde, und aus welcher Quelle stammt sie? Eine Nachfrageerzählung ist keine Quelle.
2. Gibt es einen langfristigen Abnahmevertrag, und wenn ja: Wer ist die Gegenseite, über welche Laufzeit und zu welchem Preis?
3. Wenn mit Rechenzentren argumentiert wird: Beruft sich die Zahl auf realisierte Anlagen oder auf gemeldete Anschlussanfragen?
4. Bei Speichern: Unterstellt die Kalkulation, dass zusätzliche Grundlast die Spreads weitet oder verengt, und womit wird das begründet?
5. Wie belastbar ist die Netzanschlusszusage, und in welcher Netzregion liegt das Projekt?

Welche Strompreisannahmen eine konkrete Projektrechnung trägt und ob die Erlösseite vertraglich unterlegt ist, gehen wir in einem unverbindlichen Erstgespräch an den realen Unterlagen durch, mit benannten Annahmen. Renditezusagen geben wir dabei keine.