Ember: Eigenerzeugung vor Ort entlastet das Netz stärker als Lastverlagerung in Rechenzentren

Die Zahlen sind ungleich verteilt. Lastverlagerung könnte von Irlands prognostiziertem Spitzenwert für 2030 rund 100 Megawatt abziehen, etwa 1,5 Prozent, berichtet pv magazine. Eigenerzeugung und Speicher hinter dem Zähler, die Ember als bring-your-own-capacity bezeichnet, könnten fast das Fünffache dieser Entlastung bringen. In Texas reichen die möglichen Reduktionen bis zu 2,7 Gigawatt.

Die Studie umfasst neun Märkte in den Vereinigten Staaten, Europa und Südostasien. Irland, das Vereinigte Königreich und Deutschland gelten als am stärksten betroffen. Embers Begründung ist einfach: Der größte Teil dessen, was in einem Rechenzentrum läuft, lässt sich nicht verschieben. Die Analyse nimmt diese Unbeweglichkeit als Ausgangspunkt, nicht als nachträglichen Einwand. Cloud-Dienste, Unternehmensanwendungen und KI-Inferenz brauchen geringe Latenz. Sie werden bis 2030 etwa 87 Prozent der weltweiten Rechenzentrumskapazität ausmachen, schätzt die Analyse. Trainingsläufe sind flexibler. Ember nimmt an, dass sich 35 Prozent der Trainingskapazität verschieben lassen, 5 Prozent der Inferenz und keine der klassischen Rechenzentrumslast. Damit bleiben theoretisch rund 6,5 Prozent der weltweiten Kapazität beweglich. Daraus werden etwa 3 Prozent, sobald eine durchschnittliche Auslastung von rund 48 Prozent angesetzt wird.

Warum die Warteschlange zählt

Die zeitliche Lücke ist das schwierigere Problem. Ein großes Rechenzentrum braucht 200 bis 500 Megawatt Kapazität, heißt es in der Darstellung von pv magazine. Gebaut ist es in 18 bis 24 Monaten. Der herkömmliche Netzausbau dauert vier bis 10 Jahre.

Irland zeigt, wie das in der Praxis aussieht. Rechenzentren machen bereits etwa 19 Prozent der Spitzennachfrage aus. Im Januar 2025, als die Systemnachfrage mit 6 Gigawatt ihren Höhepunkt erreichte, zogen sie geschätzt 1,1 Gigawatt. Ember erwartet, dass ihr Anteil bis 2030 auf 24 Prozent steigt, mit einer Rechenzentrumsnachfrage von 1,6 Gigawatt bei einer Systemspitze von 6,5 Gigawatt. Diese Lücke prägt inzwischen Entscheidungen über die physische Infrastruktur. The Guardian berichtete am 1. November, dass National Grid zugestimmt habe, 29,5 Hektar (73 Acres) in Dorman Point in Teesside zu kaufen. Das Land gehört der öffentlich-privaten Partnerschaft Teesworks. Dort soll die größte Umspannanlage Großbritanniens entstehen.

Mit bis zu 3,2 GW Kapazität an diesem Standort können wir endlich um diese Projekte konkurrieren, sagte Ben Houchen, Bürgermeister der Combined Authority des Tees Valley, gegenüber Sky News, zitiert nach dem Guardian.

Matt Pearce, bei National Grid für Landfragen zuständig, sagte, der Deal spiegle "die konstruktive Arbeit aller Beteiligten, um diese wichtige Infrastruktur zu ermöglichen", berichtete der Guardian. Das Grundstück liegt neben einem geplanten KI-Rechenzentrum mit fast 500.000 Quadratmetern Fläche. Der Guardian merkt an, Balfour Beatty solle Berichten zufolge die Umspannanlage liefern, Steel River Power sei stark eingebunden.

Solar verändert schon heute die Preise

Kapazität hinter dem Zähler ist keine reine Rechenzentrumsgeschichte. In Spanien schätzt der PV-Verband UNEF, dass Solarstromerzeugung die Großhandelsstromkosten zwischen Januar 2025 und Juni 2026 um 17,02 Milliarden Euro gesenkt hat, berichtete pv magazine am 3. November.

UNEF vergleicht die tatsächlichen Day-Ahead-Preise mit einem modellierten Szenario ohne Freiflächen-PV und Eigenverbrauch. Ohne Solar hätte der Durchschnittspreis 112 Euro/MWh statt der verzeichneten 60,2 Euro/MWh betragen, eine Senkung um 46 Prozent. Die durchschnittlichen Tagespreise wären 86 Prozent höher gewesen. Auf Freiflächenanlagen entfielen 14,23 Milliarden Euro der Einsparungen, auf Eigenverbrauch 2,79 Milliarden Euro. Das teilt sich in 10,86 Milliarden Euro im Jahr 2025 und 6,16 Milliarden Euro im ersten Halbjahr 2026. UNEF schätzt außerdem, dass jeder in Solar-PV investierte Euro 8 Euro an Großhandelspreis-Einsparungen bringt.

Der Verband ist vorsichtig bei den Grenzen. Die Analyse umfasst nur den Day-Ahead-Markt, ohne technische Restriktionen, Regelenergiedienste und Terminkontrakte. Sie lässt sich daher nicht direkt in Ersparnisse auf der Haushaltsrechnung übersetzen. UNEF räumt zudem ein, dass Gas- und Wasserkraftwerke in einem Markt ohne Solar anders reagieren könnten.

In den USA bewegt sich die Politik in die andere Richtung. CleanTechnica berichtete am 2. November, dass die Vorauszuweisungen von 36,8 Milliarden Dollar aus dem Bipartisan Infrastructure Law am 30. September 2026 ausgelaufen seien. Eine kurzfristige Verlängerung bis zum 11. Dezember enthält die garantierten Mittel nicht. Der im Mai vorgelegte Vorschlag BUILD America 250 Act des Repräsentantenhauses würde alle Vorauszuweisungen streichen. Er würde die Verkehrsmittel auch um fast 50 Prozent gegenüber dem aktuellen Niveau kürzen, heißt es in demselben Beitrag.

Für Netzplaner widerspricht der Ember-Befund dem üblichen Flexibilitätsargument. Rechenzentren zu bitten, Arbeitslasten zu pausieren, ist billig und braucht keine Hardware. Nach Embers Zahlen bringt es aber nur einen Bruchteil dessen, was Erzeugung vor Ort und Batterien leisten können. Damit steht die Investitionsfrage wieder am Anfang: Wer zahlt für die Kapazität, und wie schnell lässt sie sich anschließen.