Ember-Studie: Lastverlagerung in Rechenzentren senkt Irlands Spitzenlast bis 2030 nur um 1,5%

Die Zahlen sind klein genug, um unbequem zu sein für alle, die Flexibilität als Antwort auf den Strombedarf von Rechenzentren verkaufen. Ember beziffert den Gewinn durch Lastverlagerung in Irland bis 2030 auf rund 100 MW, bei einer prognostizierten Systemspitze von 6,5 GW. Das sind 1,5%. In den anderen acht Märkten der Studie liegt die Spanne zwischen 0,1% und 0,6%, berichtete pv magazine am 3. November.

Der Grund liegt in dem, was Rechenzentren tatsächlich tun. Ember nimmt an, dass sich 35% der Kapazität für KI-Training unterbrechen oder verschieben lassen, 5% der Inferenz und nichts bei klassischen Cloud- und Unternehmenslasten. Diese latenzkritischen Aufgaben machen den Großteil der installierten Basis aus und nach Embers Schätzung rund 87% der weltweiten Rechenzentrumskapazität im Jahr 2030. Bei einer durchschnittlichen Auslastung von etwa 48% sinkt der Anteil, der tatsächlich auf Netzengpässe reagieren kann, auf rund 3%.

Irland ist der Testfall

Irland zeigt bereits, wie diese Last aussieht. Rechenzentren stehen für etwa 19% der Spitzennachfrage. Im Januar 2025, als die Systemnachfrage mit 6 GW ihren Höhepunkt erreichte, zogen sie geschätzt 1,1 GW. Ember erwartet, dass dieser Anteil bis 2030 auf 24% steigt, mit einem Bedarf der Rechenzentren von 1,6 GW bei einer Spitze von 6,5 GW.

Die zeitliche Verschiebung verschärft das Problem. Ein großes Rechenzentrum braucht 200 MW bis 500 MW Kapazität und lässt sich in 18 bis 24 Monaten bauen. Der konventionelle Netzausbau dauert vier bis 10 Jahre. Genau diese Lücke ist das Argument dafür, die Nachfrage zu steuern, statt sie einfach zu bedienen.

Die Studie kommt zu dem Ergebnis, dass Erzeugung und Speicher hinter dem Zähler fast fünfmal mehr Entlastung bringen könnten als Lastverlagerung, mit möglichen Reduktionen von bis zu 2,7 GW in Texas.

Ember nennt die Alternative bring-your-own-capacity: Die Rechenleistung läuft weiter, doch Erneuerbare, Batterien oder andere Backup-Anlagen vor Ort ersetzen zeitweise den Netzstrom. Die Last bewegt sich nicht, deshalb spielt die Latenz keine Rolle. Laut pv magazine umfasst die Studie neun Märkte in den Vereinigten Staaten, Europa und Südostasien, mit besonderer Relevanz für Irland, das Vereinigte Königreich und Deutschland.

Großbritannien setzt stattdessen auf Kupfer

Das Vereinigte Königreich wählt den Weg über das Angebot. Am Sonntag, 1. November, berichtete der Guardian, National Grid habe zugestimmt, 29,5 Hektar (73 Acres) am Dorman Point auf Land der Teesworks zu kaufen, der lokalen öffentlich-privaten Partnerschaft. Dort soll Großbritanniens größte Umspannanlage entstehen. Sky News hatte den Deal zuerst gemeldet. Das Grundstück liegt neben einem geplanten KI-Rechenzentrum mit fast 500.000 Quadratmetern Fläche.

Ben Houchen, Bürgermeister der Combined Authority des Tees Valley, sagte Sky News, das Hindernis sei die Geschwindigkeit, nicht der Ehrgeiz. "Jeder, der in diesem Land versucht hat, ein Rechenzentrum zu bauen, weiß, dass das größte Problem darin besteht, schnell genug Strom auf das Gelände zu bekommen", sagte er. Mit bis zu 3,2 GW Kapazität am Standort könne die Region um Projekte konkurrieren, fügte er hinzu. Matt Pearce, bei National Grid für Grundstücke zuständig, sagte, der Deal "spiegelt die konstruktive Arbeit aller Beteiligten wider, diese wichtige Infrastruktur zu ermöglichen".

Der Entwurf der nationalen politischen Erklärung der Regierung zu Rechenzentren, eine Woche zuvor veröffentlicht, beschreibt sie als "so grundlegend für unsere Wirtschaft wie die Eisenbahnen und Stromnetze, auf die wir uns lange verlassen haben". Widerstand formiert sich trotzdem, von Auchtertool nördlich von Edinburgh bis Brick Lane im Osten Londons. Der Guardian berichtete im Oktober, KI-Unternehmen hätten den Ministern gesagt, sie hätten zwölf Monate Zeit, um öffentlichen Widerstand abzuwenden.

Was Solar mit den spanischen Preisen gemacht hat

Auf dem Kontinent entscheiden Preisdaten die Netzdebatte. Der spanische PV-Verband UNEF schätzt, dass Solarstrom die Großhandelskosten für Strom zwischen Januar 2025 und Juni 2026 um 17,02 Milliarden Euro (19,03 Milliarden Dollar) gesenkt hat, berichtete pv magazine am 3. November. Die durchschnittlichen Day-Ahead-Preise wären ohne Solar um 86% höher gewesen: 112 Euro/MWh gegenüber den tatsächlich erzielten 60,2 Euro/MWh.

Auf Freiflächenanlagen entfielen 14,23 Milliarden Euro der Einsparung und auf Eigenverbrauch 2,79 Milliarden Euro, aufgeteilt in 10,86 Milliarden Euro im Jahr 2025 und 6,16 Milliarden Euro im ersten Halbjahr 2026. UNEF schätzt außerdem, dass jeder in Solar investierte Euro 8 Euro an Einsparungen bei den Großhandelspreisen bringt. Der Juni 2026 war der Extremmonat: 69,6 Euro/MWh tatsächlich, 162,7 Euro/MWh ohne Solar modelliert.

UNEF ist vorsichtig mit den Grenzen. Die Analyse umfasst nur den Day-Ahead-Markt, ohne technische Beschränkungen, Regelenergie und Terminkontrakte, lässt sich also nicht in entsprechende Einsparungen bei den Rechnungen übersetzen. Sie räumt auch ein, dass sich Gas und Wasserkraft in einem Markt ohne Solar anders verhalten würden. Die Modellierung stützt sich auf Daten von OMIE, Red Eléctrica und UNEF.

Das Geld bewegt sich weiter

Nichts davon hat die Investitionslogik gebremst. Am 3. November berichtete heise, dass Electra und Mercedes-Benz die 47 europäischen High Power Charging Hubs des Autobauers mit 374 Ladepunkten ab 1. November 2026 in Electras Netz überführen. 31 der Hubs stehen in Deutschland und sechs in Österreich, womit Electras deutsches Netz von 50 auf 81 Parks wächst. Preise für Mercedes-Kunden an Electra-Standorten wurden nicht veröffentlicht.

In den USA schrumpft die föderale Pipeline. Eine am 2. November von CleanTechnica veröffentlichte NRDC-Analyse besagt, dass die 36,8 Milliarden Dollar Vorauszuweisungen aus dem Bipartisan Infrastructure Law am 30. September 2026 ausgelaufen sind und dass die kurzfristige Verlängerung bis 11. Dezember die garantierten Mittel nicht enthält. Der im Mai vorgelegte Vorschlag des Repräsentantenhauses für den BUILD America 250 Act würde alles davon streichen. Das Chopping-Block-Update des Handelsausschusses des Senats vom 27. Oktober legte die Auswirkungen für die einzelnen Bundesstaaten dar.

Zusammengenommen geht es weniger darum, ob Netze gebaut werden, als darum, wer zahlt und wie schnell. Embers Beitrag ist eine Obergrenze für einen viel beworbenen Ansatz. Lastverlagerung ist billig und braucht kein neues Kupfer, aber allein wird sie keine Rechenzentrumslast von 1,6 GW in einem Land mit einer Spitze von 6,5 GW auffangen.