Niemcy na końcu Europy w licznikach inteligentnych, a sieć potrzebuje elastyczności

Ta liczba stoi na samym dole tabeli z 25 wierszami. Dania i Szwecja mają 100 proc., Estonia i Włochy 99,9 proc., a średnia unijna to 65,6 proc. Zestawienie opublikował dostawca energii 1Komma5°, a t3n opisał je 3 listopada.

Rumunii, Grecji i Bułgarii w danych nie ma. Luki nie da się wytłumaczyć brakiem terminu ustawowego. Inteligentny licznik mają dostać niemieckie gospodarstwa zużywające ponad 6 000 kilowatogodzin rocznie albo eksploatujące odbiory sterowalne. Operatorzy pomiarów mieli do końca 2025 roku objąć 20 proc. tego obowiązkowego segmentu. Według t3n 434 z około 800 operatorów nie osiągnęło nawet tego progu. W ponad 40 obszarach sieciowych nie zamontowano ani jednego licznika. Bundesnetzagentur zapowiada teraz kary pieniężne wobec operatorów, którzy nie dopełnili obowiązków.

W liczbach widać podział według wielkości firmy.

19 największych operatorów ma po ponad 500 000 punktów pomiarowych. Siedzą tuż poniżej 30 proc., czyli powyżej celu. Około 600 operatorów poniżej 30 000 punktów pomiarowych ma średnio ledwie 19 proc. Część krajowego opóźnienia t3n przypisuje wcześniejszym przepisom bezpieczeństwa. Liczniki trzeba było przewozić w plombach, a niemieckie urządzenia muszą umieć czynnie sterować odbiorami u klientów. To dokłada pracy inżynierskiej.

Powolne wdrażanie ma znaczenie nie tylko w tabeli zgodności. Inteligentne liczniki są potrzebne do taryf elastycznych i celowego przełączania odbiorów, na co zwraca uwagę t3n. Opłaca się to tam, gdzie gospodarstwo domowe albo firma ma duży popyt możliwy do przesunięcia, na przykład pompę ciepła albo samochód elektryczny. Ten sam argument o elastyczności przewija się przez resztę tegorocznych materiałów o sieciach. Dowody na jego rzecz stają się coraz bardziej konkretne.

Przesuwanie obliczeń daje mniej, niż się wydaje

Analiza Ember opublikowana w październiku 2026 roku i opisana przez pv magazine 3 listopada podaje liczby: ile ulgi centra danych mogą dać sieciom. Przygląda się dwóm mechanizmom: przesuwaniu obciążeń obliczeniowych w czasie i zasilaniu na miejscu. Badanie obejmuje dziewięć rynków w USA, Europie i Azji Południowo-Wschodniej. Irlandia, Wielka Brytania i Niemcy są wskazane jako szczególnie narażone.

W Irlandii centra danych odpowiadają już za około 19 proc. szczytowego zapotrzebowania. To 1,1 GW z 6 GW szczytu systemowego w styczniu 2025 roku. Ember prognozuje, że ten udział wzrośnie do 24 proc. do 2030 roku, przy zapotrzebowaniu centrów danych na poziomie 1,6 GW wobec szczytu 6,5 GW. Problemem jest czas. Duże centrum danych potrzebuje od 200 MW do 500 MW i można je zbudować w 18 do 24 miesięcy. Konwencjonalna rozbudowa sieci zajmuje od czterech do 10 lat, podaje pv magazine.

Przesuwanie obciążeń wygląda na tanie rozwiązanie, dopóki nie spojrzeć na strukturę zadań.

Usługi chmurowe, obciążenia korporacyjne i wnioskowanie AI wymagają niskich opóźnień. Według Ember do 2030 roku będą stanowić około 87 proc. globalnych mocy centrów danych. Ember zakłada 35 proc. elastyczności dla trenowania AI, 5 proc. dla wnioskowania i zero dla tradycyjnych centrów danych. Przy tych założeniach teoretycznie dałoby się przesunąć około 6,5 proc. mocy. Średnie wykorzystanie wynosi blisko 48 proc., więc moc faktycznie dostępna w czasie obciążenia sieci spada do około 3 proc. W Irlandii oznacza to około 100 MW redukcji szczytu do 2030 roku, czyli 1,5 proc. Inne rynki mieszczą się między 0,1 a 0,6 proc.

Ember proponuje alternatywę: własne moce. Obciążenie pracuje dalej, a prąd pokrywa generacja albo magazyn na miejscu. Według pv magazine dałoby to prawie pięć razy więcej ulgi, z potencjalnymi redukcjami do 2,7 GW w Teksasie. To historia o przyłączach i warunkach przyłączenia, nie o czujnikach. Ale stawia poprzeczkę, którą każdy produkt elastycznościowy musi przeskoczyć.

Lokalizacja decyduje, czy elastyczność się liczy

Irlandzki regulator opublikował pierwszą krajową ocenę potrzeb elastycznościowych. W tekście CleanTechniki z 29 października można wyłuskać szczegóły. Commission for Regulation of Utilities wskazuje około 234 MW i 58 GWh potencjalnych potrzeb elastyczności w górę w sieciach dystrybucyjnych w 2028 roku.

Na poziomie pojedynczej stacji transformatorowej liczby stają się konkretne. Ocena modeluje zapotrzebowanie 0,6 MW i 3 MWh na stacji Naas 38 kV/10 kV w 2028 roku, skupione w styczniu. Wzmocnienie sieci planowane jest na 2030 rok, po czym odpowiedniego zapotrzebowania już się nie wskazuje. CleanTechnica zaznacza, że to modelowana potrzeba sieciowa, a nie zobowiązanie do kupna usługi albo montażu baterii.

Bateria w innym miejscu Irlandii mogłaby świadczyć przydatne usługi bilansowania, pomagać w integracji generacji odnawialnej i zarabiać na rynkach energii, nie wnosząc nic do konkretnego ograniczenia w Naas.

To argument za pomiarem i monitoringiem na krańcach sieci. Krajowe szacunki mocy nie powiedzą, którego transformatora brakuje. CleanTechnica cytuje też ocenę sieci UK Power Networks z marca 2026 roku. Wynika z niej, że operator przestał ogłaszać przetargi na elastyczność dla niektórych stacji z jednym transformatorem, których ograniczenia trwały zwykle 24 godziny. Rynek nie potrafił ich obsłużyć ze względów technicznych i handlowych.

Druga strona bilansu

Nie każde nowe obciążenie wymaga nowych kabli. Badanie think tanku RMI zajmującego się czystą energią opisało Canary Media 28 października. Wyszło w nim, że w około połowie stanów USA jest dość zapasu zimowych mocy sieci, by dodać dużą liczbę pomp ciepła bez wywoływania kosztownych rozbudów. Szczyt sieci przypada latem, a pompy ciepła wypierają głównie mniej wydajne klimatyzatory. W 24 stanach i Waszyngtonie, które RMI przeanalizował, szersze przyjęcie pomp ciepła mogłoby obniżyć średnio o 13 proc. stawki za prąd dla gospodarstw domowych względem poziomu, jaki byłby inaczej. To około 200 dolarów rocznie na odbiorcę. Michigan mogłoby zainstalować 3,6 mln domowych pomp ciepła i ściąć stawki dla gospodarstw nawet o 27 proc.

Canary Media cytuje Ryana Sheę, współautora badania z RMI. Porównuje sieć do mostu z opłatą, po którym jeździ za mało samochodów: więcej użytkowników rozkłada stały koszt.

Zastrzeżenie zgłasza Parth Vaishnav z University of Michigan. Powiedział Canary Media, że praca jest sensowna. Zauważył jednak, że niższa cena za kilowatogodzinę nie musi oznaczać niższego rachunku. To szacunki kierunkowe, nie prognozy.

Po stronie podaży problemem jest kolejka. Canary Media podało 29 października, że PJM Interconnection zgodziło się rozpocząć proces z udziałem interesariuszy w sprawie Surplus Interconnection Service. PJM to największy operator sieci w USA, działający w 13 stanach. Usługa pozwoliłaby istniejącym elektrowniom dodawać baterie za istniejącymi przyłączami. Jon Gordon z Advanced Energy United powiedział Canary Media, że Market Implementation Committee zajmie się kolejnymi krokami na posiedzeniu 4 listopada. Wniosek do FERC jest możliwy już w kwietniu 2027 roku. Gavin Ahern, współzałożyciel firmy doradczej Surplus Interconnection, powiedział, że jego firma śledzi 44 GW historycznych wniosków o projekty SIS na połowę 2026 roku. Około 80 proc. z nich to dodatki bateryjne.

Stawka w PJM jest widoczna w cenach.

Canary Media podało 22 października, że Google i Voltus celują teraz w gigawat mocy wirtualnych elektrowni w regionie. To dziesięć razy więcej niż początkowy cel 100 MW. Dana Guernsey, prezes Voltus, powiedziała, że pierwsze 100 megawatów to zawsze pierwszy kęs. PJM odnotowało ponad ośmiokrotny wzrost kosztu zabezpieczenia mocy szczytowej w ciągu kilku lat. Prognozuje, że duże odbiory dodadzą od 30 do 34 GW zapotrzebowania na początku lat trzydziestych w systemie, który niedawno osiągnął szczyt 162,6 GW.

Co warstwa czujników musi udowodnić

Nic z tego nie działa bez pomiaru na poziomie dystrybucji. Niemieckie 5,9 proc. to najwyraźniejsza ilustracja różnicy między celem elastycznościowym a sprzętem, który by go urzeczywistnił. Kary Bundesnetzagentur sprawdzą, czy egzekucja ruszy małych operatorów, którzy odpowiadają za większość niedoboru.

Liczby Ember i CRU sugerują, że trudniejszy test dotyczy ziarnistości. Krajowa wielkość w megawatach da się osiągnąć baterią w złym miejscu. Przykład Naas wskazuje zapotrzebowanie na jednej stacji transformatorowej w jednym miesiącu. To problem danych, zanim staje się problemem sprzętu. Na obecnych dowodach warstwa pomiarowa na największym rynku energii w Europie ma jeszcze długą drogę, zanim zdoła odpowiedzieć na to pytanie.