Analiza Ember: przesuwanie obciążenia centrów danych ledwo rusza szczyt popytu

3 listopada pv magazine opisał analizę Ember. Analiza podaje konkretną liczbę w sprawie, którą branża oprogramowania sieciowego od dawna mocno sprzedaje: ile elastyczności popytu mogą faktycznie zapewnić centra danych. Odpowiedź, przynajmniej dla Irlandii, to około 100 MW do 2030 roku. To 1,5% prognozowanego szczytu. Na pozostałych rynkach, które Ember zbadał, redukcje mieszczą się w przedziale od 0,1% do 0,6%.

Wynik trafia w środek pracowitego tygodnia dla oprogramowania do zarządzania energią. Dostawcy reklamują platformy, które obiecują zamienić obciążenie AI w aktywo sieciowe. Liczby Ember sugerują, że warstwa oprogramowania ma znaczenie, ale nie w sposób, jaki sugerują prezentacje sprzedażowe.

Powód tkwi w strukturze obciążeń. Ember szacuje, że usługi chmurowe, obciążenia korporacyjne i wnioskowanie AI będą odpowiadać za około 87% globalnej mocy centrów danych do 2030 roku. Wszystkie one wymagają niskich opóźnień. Elastyczna jest część związana z treningiem modeli. Przy założeniach Ember można przesunąć 35% treningu, 5% wnioskowania i nic w tradycyjnych centrach danych. Daje to około 6,5% globalnej mocy, którą teoretycznie da się przesunąć. Średnie wykorzystanie na poziomie około 48% obniża tę wartość do około 3%.

Irlandia jest przypadkiem skrajnym. Centra danych odpowiadają tam już za około 19% szczytowego popytu, podaje pv magazine. W styczniu 2025 roku, gdy popyt systemowy osiągnął szczyt 6 GW, centra danych pobierały szacunkowo 1,1 GW. Ember prognozuje, że ten udział wzrośnie do 24% w 2030 roku, a popyt centrów danych wyniesie 1,6 GW przy szczycie systemowym 6,5 GW. Duże centrum danych może potrzebować od 200 MW do 500 MW, a buduje się je w 18 do 24 miesięcy. Rozbudowa sieci trwa od czterech do 10 lat.

Co oprogramowanie może przesunąć, a czego nie

Alternatywą, którą bada Ember, jest własna moc: utrzymanie obciążenia przy jednoczesnym zastąpieniu energii z sieci generacją na miejscu albo magazynami. Stąd bierze się liczba pięć razy większa. W Teksasie generacja za licznikiem i magazyny mogłyby obniżyć popyt o nawet 2,7 GW, wynika z analizy. Zadanie oprogramowania zmienia się wtedy z planowania obliczeń na koordynowanie baterii, generatorów i sygnałów z sieci w czasie rzeczywistym.

To trudniejszy problem inżynierski, ale też bliższy dostawcom z tego rynku. Irlandzki regulator podał już liczby po stronie dystrybucji. CleanTechnica poinformowała 29 października, że pierwsza krajowa ocena potrzeb elastyczności Commission for Regulation of Utilities wskazuje około 234 MW i 58 GWh potencjalnego zapotrzebowania na elastyczność w górę w sieciach dystrybucyjnych w 2028 roku. Na stacji 38 kV/10 kV w Naas modelowane zapotrzebowanie to 0,6 MW i 3 MWh w 2028 roku, skupione w styczniu. Spada do zera, gdy do 2030 roku dotrze wzmocnienie sieci.

Przykład Naas pokazuje sedno sprawy. Bateria w innym miejscu Irlandii może zarabiać na rynkach bilansujących i nie wnieść nic do tego ograniczenia. CleanTechnica zauważa, że ocena UK Power Networks z marca 2026 roku podaje, iż operator przestał szukać ofert elastyczności dla niektórych stacji z jednym transformatorem. Ich ograniczenia trwały zwykle 24 godziny, a rynek nie potrafił ich rozwiązać ze względów technicznych i handlowych. Oprogramowanie sieciowe, które nie widzi elektrycznej lokalizacji ograniczenia, jest w tym kontekście pulpitem z wykresami.

„Widzimy bardzo, bardzo istotny udział magazynów bateryjnych, a patrząc w przyszłość, będziemy obserwować dalsze skalowanie”, powiedziała Sally Bogle, wiceprezes ds. energii odnawialnej i energii w Rystad Energy, na targach All Energy Australia, według pv magazine.

Rozbudowa magazynów jest realna. Na targach w Melbourne 28 i 29 października pv magazine podał, że w Australii w pierwszym półroczu uruchomiono dziewięć wielkoskalowych projektów bateryjnych o łącznej mocy 2,3 GW i pojemności 7,1 GWh. To więcej niż 2 GW i 5,1 GWh dodane przez cały 2025 rok. Kolejne 13 projektów o łącznej mocy 1,6 GW i pojemności 6,5 GWh osiągnęło zamknięcie finansowe w tym samym półroczu. Ponad 550 000 domowych systemów bateryjnych zainstalowano w ciągu 15 miesięcy od startu federalnego programu Cheaper Home Batteries. Organizator RX Global podał, że targi odwiedziło ponad 22 000 osób, o około 5000 więcej niż w 2025 roku, a wystawiało ponad 490 firm.

Każde z tych aktywów jest jednostką dyspozycyjną, którą jakaś platforma musi agregować, wystawiać w aukcjach i rozliczać. To właśnie szansa handlowa, za którą gonią dostawcy oprogramowania. I tu daje o sobie znać problem lokalizacji. Flota domowych baterii w Australii Południowej niewiele pomoże przeciążonemu transformatorowi w Naas, a ta sama logika dotyczy australijskich sieci dystrybucyjnych.

Operatorzy ruszają, ale powoli

Strona operatorska się rusza, tyle że w tempie infrastruktury. National Grid zgodził się w zeszłym tygodniu kupić 29,5 hektara (73 akry) w Dorman Point na terenie Teesworks. The Guardian poinformował 1 listopada, że to miejsce może stać się największą stacją transformatorową w Wielkiej Brytanii i zasilić planowane centrum danych AI o powierzchni blisko 500 000 m kw. Ben Houchen, burmistrz Tees Valley, powiedział Sky News, że teren może dać nawet 3,2 GW mocy. „Każdy, kto próbował zbudować centrum danych w tym kraju, wie, że największym problemem jest szybkie doprowadzenie wystarczającej mocy do działki”, powiedział, według The Guardian.

To miedź i stal, nie kod. Wartość stacji zależy jednak od tego, jak zachowuje się obciążenie za nią, i tu wkraczają platformy zarządzania energią. Projekt krajowej polityki rządu brytyjskiego dotyczącej centrów danych, opublikowany w zeszłym tygodniu i cytowany przez The Guardian, nazywa je „tak samo fundamentalnymi dla naszej gospodarki jak koleje i sieci elektroenergetyczne, na których od dawna polegamy”. Dokument mówi też, że kraj musi „przejąć kontrolę nad rozwojem centrów danych”.

Nie wszyscy budują. The Guardian poinformował w październiku, że firmy AI powiedziały ministrom, iż mają 12 miesięcy na zażegnanie społecznego sprzeciwu wobec centrów danych, bo inaczej grożą protesty jak w USA. Grupy kampanijne sprzeciwiały się projektom od Auchtertool na północ od Edynburga po Brick Lane we wschodnim Londynie. Oprogramowanie może poprawić wykorzystanie i zbić szczyty; sporu o planowanie zagospodarowania nie rozwiąże.

Za oceanem plany idą w przeciwnym kierunku. Tucson Electric Power i Arizona Public Service złożyły w piątek swoje zintegrowane plany zasobów na 2026 rok, podała CleanTechnica 2 listopada. APS planuje ponad 4000 MW nowej energii z gazu kopalnego do 2041 roku, w tym elektrownię Desert Sun i osiem turbin gazowych w hrabstwie Maricopa w ramach Redhawk Expansion. Firma przedłużyła eksploatację węgla w Four Corners do 2038 roku, zamiast wyjść w 2031 roku. APS chce też podwyżki taryf o 14%, która doda około 240 dolarów rocznie do przeciętnego rachunku gospodarstwa domowego. TEP planuje 300 MW nowej mocy gazowej i zapowiedziała, że nie osiągnie wcześniejszego celu redukcji emisji dwutlenku węgla o 80% do 2035 roku.

Wzrost popytu tej skali zwykle przedstawia się jako powód, by budować więcej jednostek szczytowych. Równie dobrze jest powodem, by zmierzyć, ile elastycznego obciążenia naprawdę jest dostępne. Skuteczne 3% wyliczone przez Ember sugeruje, że odpowiedź jest mniejsza, niż zakłada narracja rynkowa, przynajmniej dla obciążeń, których nie da się przesunąć.

Rynek oprogramowania się zapełnia

Dostawcy nie czekają, aż analiza się ułoży. 30 października The Robot Report opisał premierę Axion, platformy niezależnej od sprzętu, firmy Percepto. Pobiera ona dane z inspekcji od dronów i czujników innych producentów i stosuje ponad 160 modeli AI do przewidywania awarii sprzętu. Firma ma siedzibę w Modi’in w Izraelu, a jej amerykańska centrala jest w Austin w Teksasie. Przechodzi od sprzętu dronowego do oprogramowania jako usługi pod nowym prezesem Julienem Bellangerem. „Kiedy spojrzałem na Percepto, zobaczyłem firmę, która zrobiła już najtrudniejszą część: w pełni autonomiczne drony latają codziennie prawdziwe misje w jednych z najbardziej wymagających zakładów przemysłowych w kraju”, powiedział Bellanger The Robot Report.

To inny zakątek tego samego rynku. Operatorzy sieci potrzebują danych o stanie aktywów przesyłowych i dystrybucyjnych, zanim zaufają ofercie elastyczności. Platformy inspekcyjne to jedna z dróg do takich danych. The Robot Report zauważa, że Axion zaprojektowano dla wydobycia ropy i gazu w górnym segmencie, przesyłu i dystrybucji energii oraz przetwórstwa w dolnym segmencie. Podaje też, że produkcja zostanie przeniesiona do USA, by wesprzeć American Drone Dominance Initiatives.

Kapitał też się rusza. CNBC poinformowało 2 listopada, że OpenAI podpisało umowy z podmiotami z Abu Zabi obejmujące energetykę, rząd i inwestycje. Wśród nich jest umowa z ADNOC i G42 o wdrożeniu jej zaawansowanej technologii w operacjach ADNOC oraz pięcioletnia umowa z Inception42 obejmująca rząd, przedsiębiorstwa i edukację. Jak podało biuro prasowe Abu Zabi, Sam Altman spotkał się z następcą tronu Khaledem bin Mohamedem bin Zayedem Al Nahyanem. CNBC podało również, że OpenAI chce pozyskać do 20 mld dolarów w rundzie współprowadzonej przez inwestorów z ZEA.

Umowy obliczeniowe tej skali są w istocie umowami sieciowymi. Każdy gigawat nowego obciążenia potrzebuje kontraktu, przyłącza i warstwy sterowania. Pytanie, które stawia praca Ember, brzmi, ile z tej warstwy sterowania może być oprogramowaniem, a ile trzeba zbudować we właściwym miejscu przy właściwym napięciu.

Starsze przykłady pokazują ten wzorzec. Eugene w stanie Oregon przyjęło 28 października rozporządzenie o ujawnianiu Home Energy Score stosunkiem głosów 6 do 1, podała CleanTechnica. To piąte miasto w Oregonie z taką regułą i sprawia, że objęci nią mieszkańcy stanu przekraczają 1 000 000 osób, czyli 24,4% populacji. Polityka dotyczy ujawniania, nie dysponowania mocą, ale daje dane na poziomie budynków, których platformy reagowania na popyt potrzebują do agregowania obciążenia domowego.

Transport elektryczny idzie podobną drogą. CleanTechnica poinformowała 30 października, że pilotowa łódź hydroskrzydłowa Artemis EF-12 weszła w 2026 roku w próby morskie, po tym jak Brabo zamówiło jedną w sierpniu 2024 roku. Model w Pythonie wycenił piętnastoletni koszt zdyskontowany na około 5,32 mln euro wobec 3,81 mln euro dla konwencjonalnego tendera z silnikiem diesla, czyli o około 40% drożej. Jednostkę modelowano jako płynącą na skrzydłach przez zero, około 6% albo około 13% czasu rejsu, w zależności od limitów prędkości w porcie. Zyski wydajności, które działają tylko w wąskim oknie pracy, nie zwracają się same. To ta sama pułapka, przed którą stoi oprogramowanie elastyczności działające tylko wtedy, gdy obciążenie da się przesunąć.

Plany Forda przypominają, że terminy się przesuwają. Electrek poinformował 29 października, że twierdzenie Ford Authority, iż Escape wróci jako auto elektryczne na platformie Universal Electric Vehicle, rzecznik Forda nazwał „czystą spekulacją”. Prezes Jim Farley potwierdził podczas rozmowy o wynikach za trzeci kwartał, że pickup Fathom, pierwszy model UEV, pozostaje w harmonogramie na czwarty kwartał przyszłego roku. Zamówienia przedpremierowe ruszają na początku 2027 roku w cenie 28 350 dolarów plus 1 595 dolarów opłaty za dostawę.

Dla oprogramowania sieciowego test na najbliższy czas dotyczy mniej premier, a bardziej dowodów. Liczba 1,5% dla Irlandii i 2,7 GW dla Teksasu wyznaczają punkt odniesienia, który dostawcy będą musieli pobić albo wyjaśnić. Irlandzcy regulatorzy opublikowali już liczby na poziomie stacji, które umożliwiają takie porównanie. Najbliższe dwanaście miesięcy wdrożeń pokaże, czy platformy potrafią przesunąć obciążenie tam, gdzie faktycznie jest ograniczenie, czy sieć zostanie po prostu wzmocniona.