Speaker 1Das Kernproblem der Energiewende ist einfach Volatilität. Wir haben damals angefangen, uns darüber zu wundern, warum Windkraftanlagen in Schleswig-Holstein immer abgeregelt werden, obwohl man die für unglaublich viel Millionen Euro damals in die Landschaft gestellt hat.
Speaker 2Torge ist Founder und Chief Product Officer von Encentive. Und Encentive entwickelt Strategien, wie Industrieunternehmen ihre Stromkosten senken können. Dabei spielen Batteriespeicher eine große und immer größer werdende Rolle.
Speaker 1Früher war es eben so, dass man das Energiesystem in Einklang gebracht hat, indem man insbesondere auf der Erzeugungsseite gesteuert hat. Und das dreht sich jetzt eben einmal komplett auf den Kopf. Mittlerweile sind wir so aufgestellt, dass wir jetzt mit über 50 Mitarbeiter und Mitarbeiterinnen, insbesondere von Hamburg und Berlin aus, arbeiten mit über 100 Industrie- und Logistikstandorten zusammen. Und New Markets, wo blickt ihr hin?
Speaker 2Moin Torge. Moin, moin. Sehr schön, dass du den Podcast geschafft hast. Hat mich sehr gefreut. Vielen Dank für die Einladung. Ich starte immer sofort straight up mit einer Frage rein. Und zwar, wer bist du eigentlich und was machst du?
Speaker 1Genau, ich bin Torge, Torge Larsen. Ich bin einer der Mitgründer von Incentive und bin bei uns in der Rolle des CPOs. Das heißt, ich kümmere mich bei uns jetzt seit Neuestem auch tatsächlich sehr viel um das Thema Produktentwicklung. Das heißt, was wollen wir hier entwickeln für unsere Kunden? Was ist wichtig für unsere Kunden und auch für den Markt, für das System in den nächsten, ja jetzt aktuell natürlich, aber auch in den nächsten zwei, fünf und zehn Jahren? Ich habe da immer eine sehr langfristige Perspektive auch und auch eine sehr systemische Perspektive und versuche das eben bestmöglich bei uns in die Firma mit zu integrieren. Ich selber habe einen finanzwirtschaftlichen Hintergrund. Das heißt, bis vor der Gründung von Incentive kam Strom für mich eigentlich nur aus der Steckdose. Und dann wurde ich eben von meinem Mitgründer Daniel angehauen für das Thema Incentive und das Thema Flexibilisierung. Und genau damit sind wir jetzt bei Incentive unterwegs. Wir haben damals angefangen, uns darüber zu wundern, warum Windkraftanlagen in Schleswig-Holstein, da wo wir eben auch alle gebürtig herkommen, warum diese Dinge einmal abgeregelt werden, obwohl man die für unglaublich viel Millionen Euro damals in die Landschaft gestellt hat. Und da sind dann eben wirklich in dieses Thema Volatilität eingetaucht. Also das bedeutet das eigentlich für unser Energiesystem, wenn wir weggehen von den fossilen hin zu den erneuerbaren. Und eben, was sind das auch für, ich sage mal, Umwälzungen und Veränderungen, die da stattfinden müssen. Und das Kernproblem der Energiewende ist einfach Volatilität oder die Kernherausforderung, würde ich es eher nennen. Und da haben wir dann überlegt, was ist da der richtige Ansatz, damit umzugehen. Und früher war es eben so, dass man das Energiesystem in Einklang gebracht hat, indem man, ja, insbesondere auf der Erzeugungsseite gesteuert hat und nicht auf der Verbraucherseite, weil es muss ja immer, ich sage mal, in Einklang sein, um die 50 Hertz zu erreichen. Und wir sehen eben, dass die Antwort auf die Volatilität die Flexibilisierung der Nachfrageseite ist, durch intelligenten Energieverbrauch, durch Speicher, durch Pufferung von Energie zu den richtigen Zeitpunkten. Und das beschreibt im Endeffekt die Flexibilisierung, der wir uns dann von Anfang an quasi gewidmet haben. Das war 2019, da haben wir quasi mit der Idee gestartet. Da hat sich noch, blöd gesagt, keinem interessiert. Hat sich natürlich jetzt dann Stück für Stück geändert mit dem Ukraine-Krieg und den weiteren Verwerfungen und auch der Zunahme der Erneuerbaren. Und genau, wir haben damals angefangen, Haushaltswärmepumpen zu steuern. Das war so unser erster Case. Auch da war das überhaupt noch gar kein Thema zu der Zeit. Für uns war aber immer klar, dass diese Flexibilisierung eben nur technisch gelöst werden kann. Das heißt, man muss Nachfrage steuern, Speicher, intelligent, be- und entladen und dafür sorgen, dass man eben hier auf der Verbraucherseite arbeitet. Und von diesen Haushaltswärmepumpen, die wir damals als Flexibilitätsquelle erkannt haben, haben wir uns dann Stück für Stück weiterentwickelt in Industrielösung. Und mittlerweile sind wir so aufgestellt, dass wir jetzt mit über 50 Mitarbeiter und Mitarbeiterinnen, insbesondere von Hamburg und Berlin aus, arbeiten mit über 100 Industrie- und Logistikstandorten zusammen, diese Flexibilisierung an den Standorten auch umzusetzen. Und das eben nicht nur im Bereich Wärme, sondern, gerade auch im Bereich Kälte, KWK, also BHKWs, Batteriespeicher kommen jetzt immer mehr. Super interessant. Und natürlich auch Ladeinfrastruktur und weitere Herausforderungen. Weil sich eben auch auf der Verbraucherseite durch die Elektrifizierung was verändert. Also es sind ganz viele Zusammenhänge, die super spannend sind, die irgendwie auch auf dieser Flexibilisierungsebene und Optimierungsebene zusammenlaufen. Genau damit beschäftigen wir uns. Da haben wir eben eine Softwarelösung entwickelt, die dafür sorgt, dass diese ganzen Energieflüsse an so einem Standort intelligent miteinander orchestriert werden und eben auch auf die Märkte und die entsprechenden Signale dort, abgestimmt werden. Aber da gehen wir, glaube ich, gleich nochmal ein bisschen tiefer drauf ein.
Speaker 2Ich will mal ganz vorne rein starten bei dir. Und zwar, du kommst aus dem hohen Norden. Genau. Vielleicht hört man das auch ein bisschen, wird mir immer nachgesagt, aber ich weiß nicht. Also es ist mir sehr sympathisch. Ich komme so aus dem, wie ich sage mal, mittleren Norden eher. Also ob man das noch so nennen kann, Osnabrück. Aber ich fühle mich sehr, sehr natürlich dem Norden zugehörig als Niedersachsen. Ich würde auch noch sagen, Niedersachsen gehört zum Norden. Ich bin ja immer so mit dem echten Norden und so daheim. Wir sind da. Wir sind ja leider ganz, mit Osnabrück sind wir ja ganz unten im Haken. Aber da fühle ich mich eher noch dem Niedersachsenbereich zugehörig als NRW. Aber nee, wie vielleicht so ein bisschen da gestartet. Also wie hat man vielleicht auch, weiß nicht, über die Schulzeit, über Studium. Du hast dann ja später auch dich entschieden, quasi im Norden zu bleiben, im Studium. Wie hat. Hat dich damals so auch schon die Energy Transition so mitgeprägt? Weil dir wird es ja eigentlich entgangen sein, dass um dich herum immer mehr Windkraftanlagen gebaut werden. Und nimm uns gerne mal so ein bisschen mit, wie das dich vielleicht geprägt hat. Und ob das vielleicht sogar schon eine Rolle gespielt hat bei deinem Studium oder eher nicht. Genau, fände ich super spannend.
Speaker 1Ja, tatsächlich ist das Thema Windkraft sehr präsent. Also ich komme aus Dithmarschen, das ist an der Westküste. Und da stehen eben unglaublich viele Windräder. Meine Großeltern wohnen auch sehr nah an der Küste, Richtung Wesselbuhr und Büsum, die Ecke da. Und da ist es so, dass eben da auch die ersten großen Windparks gebaut wurden in Deutschland. Also das ist wirklich so eine Vorreiterregion, was Windkraft angeht. Und da hat mich schon als Kind immer fasziniert, dass diese ganzen Windräder da eben groß stehen und auch in der Nacht immer ein rotes Blinklicht haben und so weiter. Das hat man eben sehr weit erkannt, weil das Land da natürlich auch extrem flach ist. Also perfekt auch für die Windströme. Und dann gab es eben auch weitere Berührungspunkte, auch durch die Tätigkeit meines Vaters. Der arbeitet auf dem Bauamt, das heißt, er hat da sehr viele, also im ländlichen Raum, das heißt, er hat sehr viele, ich sag mal, Bauthemen rund um erneuerbare Energieerzeugung, PV-Parks, Windparks, jetzt auch immer mehr Speicher und so weiter, Biogas. Das sind alles Themen, die bei ihm auf dem Tisch landen. Ich hoffe, er hat nicht zu viele Zauneidechsen gefunden. Ja, das ist tatsächlich immer ein Thema, das spielt auch eine Rolle. Seeadler und so weiter sind alles Dinge, die da mit rein spielen. Tatsächlich in meinem Ort, wo ich herkomme, Wrom, haben wir auch einen Bürgerwindpark bekommen. 2013, glaube ich, war das. Und da habe ich das erst mal so richtig auch präsent mitbekommen, wie emotional das Thema auch sein kann. Also wenn du so einen Ort dann hast und da kommt dann irgendwie so ein Windpark, der ja auch, ich sag mal, signifikant Geld verdienen kann, wer da sich alles wie beteiligen will und wer damit einverstanden ist und wer nicht. Und was es dann da quasi für auch Diskussionen gibt. Ich bin großer Verfechter des Bürgerwindparks-Modells, weil das einfach die ganze Gemeinschaft drumherum mit einbindet. Das finde ich sehr gut. Und ich sehe auch nach wie vor sehr große Vorteile für unsere Gemeinde, die eben auch profitiert davon und Projekte dadurch umsetzen kann. Aber da habe ich das erste Mal mitgekriegt, was das für ein Thema ist und was das für eine Emotionalität auch im Bereich der Energie bedeutet. Aber ich war nie in dem Thema so drin, dass ich sage, okay, ich beschäftige mich jetzt mit dem System und verstehe, wie die ganzen Zusammenhänge sind und sowas. Ich weiß, was Netzentgeltregulatorik bedeutet und so eine Themen. Da habe ich natürlich nicht so viel mit zu tun gehabt. Das ist dann eben erst wirklich durch die Gründung zustande gekommen. Und die Frage von Daniel, die er mir damals während meines Masterstudiums gestellt hat, ob mir schon mal aufgefallen sei, dass Windräder abgeregelt werden.
Speaker 2Ja, und dann hast du, glaube ich, BWL im Bachelor studiert. Und nimm uns gerne mal so ein bisschen mit durch die Zeit. Du hast BWL studiert, hast dann super viele spannende Stationen im CWC gesammelt und auch im Konzern. Und nimm uns mal so ein bisschen mit, was dich damals, so vielleicht zum Studium von BWL getrieben hat. Und dann im Master nach Kopenhagen, meine ich. Genau. Habe ich ja richtig. Fände ich super spannend, so ein bisschen Eindruck zu bekommen, wie du.
Speaker 1Ja, gerne. Also ich habe mich damals recht pragmatisch entschieden, nach Flensburg zu gehen für meinen Bachelor. Das war einfach, weil ich komme eben aus der ländlichen Region, bin der Erste aus meiner Familie, der überhaupt studiert hat. Und dementsprechend war für mich die Entscheidungsgrundlage, mich für den Studienstandort zu entscheiden, eigentlich, eher dadurch geprägt, wo meine Kumpels hingehen. Und die sind eben zum großen Teil nach Flensburg gegangen. Ich dachte, okay, das macht Sinn. Ich habe mich damals für, ich sage mal, International Management heißt das, aber ist im Endeffekt BWL, für das Thema entschieden, weil mich Wirtschaft schon immer sehr interessiert hat. Also die wirtschaftlichen Zusammenhänge und sowas, fand ich schon immer sehr spannend. Habe da entsprechend dann mein Bachelorstudium abgebildet und habe mich dann mehr und mehr auch für das Thema Finanzen interessiert. Weil ich irgendwie gemerkt habe, dass diese Finanzen, die ganzen Finanzströme, ja im Endeffekt das sind, was das Energiesystem miteinander verbindet. Habe dann ein erstes Praktikum gemacht in so einem Family Office im Bereich Mehrheitsbeteiligung von Mittelständlern. Fand ich super spannend, weil man sich sehr tief in verschiedene Themen immer wieder reinarbeiten musste. Und mein Job war eben so typisch Prakti-Aufgabe sozusagen in diesem Bereich, die ganzen Entscheidungsvorlagen aufzubereiten, die ganze Marktrecherche zu machen und solche Sachen. Hat mir sehr viel Spaß gemacht. Und da habe ich auch das erste Mal, also bis dahin, wie gesagt, hatte ich auch nicht so wirklich so diese tiefen Insights. Also mit 18 wollte ich jetzt noch nicht direkt Investmentbanker werden, wie vielleicht auch manche andere, sondern war eher noch so ein bisschen so in der Orientierungsphase und habe da aber das erste Mal von Venture Capital gelesen, weil sich das Family Office eben auch so ein bisschen mit Startup-Beteiligung auseinandergesetzt hat, aber sehr, sehr am Rande. Ich habe quasi auf dem Drive so einen Ordner gefunden, da stand Venture Capital. Ich dachte, du klickst mal rauf, guckst dir das mal an. Und das fand ich hochspannend, weil mich auch Technologie immer sehr interessiert hat. Also nicht nur Finanzen, sondern auch Technologie. Und da habe ich mich dann eben mehr und mehr damit auseinandergesetzt, habe dann nochmal kurz einen Abstecher gemacht in die Corporate-Welt, wollte auch das nochmal kennenlernen, habe dann bei Robert Bosch, ganz klassisch in Stuttgart, ein Praktikum gemacht, so richtig Hardcore-Corporate. Habe dann relativ schnell auch gemerkt, dass das nichts für mich ist. Also es war ein Aufgabe. Mir hat das eigentlich Spaß gemacht, so mit diesen ganzen – ich habe im Controlling gearbeitet – mit diesen ganzen Daten zu arbeiten, aber habe gemerkt, das ist nicht so ganz meine Welt. Habe dann aber die Möglichkeit bekommen, auch in Malaysia das nochmal für ein Werkscontrolling zu machen. Und da muss ich dann einfach ja sagen. War auch genau die richtige Entscheidung. War eine sehr coole Zeit. Konnte man auch sehr viel, ich sage mal so, reisetechnisch mitnehmen. Habe dann aber gesagt, okay, ich möchte nochmal dieses VC-Ding ausprobieren. Habe dann quasi die Bosch-Kontakte sozusagen genutzt und mich bei Robert Bosch Venture Capital beworben. War dann da, hat mir auch sehr viel Spaß gemacht, habe mich da sehr viel mit Krypto und Decentralized Ledger Technology und sowas aus dem Januar gesetzt. Bin nach wie vor der Meinung, dass das jetzt vielleicht nicht der größte Case ist. Bin da sehr kritisch, auch durch die Recherche. Aber bin eigentlich so, auf diese Spur gegangen, dass ich gesagt habe, okay, Finance ist im Master, also es war quasi Gap hier. Finance ist im Master dran. Ich will auf jeden Fall Investor werden. Das war mein Ding. Bin dann nach Kopenhagen gegangen. Habe da auch eine Zeit lang für ein Biotech-Startup gearbeitet. Bin dann aber relativ schnell dann auch wieder in die Venture Capital Schiene gewechselt zu Maersk Growth. Also das war das CVC damals von Maersk. Und habe da dann auch gearbeitet. Und genau während der Zeit hat mich aber Daniel angerufen. Mit seiner Idee. Daniel kenne ich eben noch aus Berchtesgaden. Wir waren da Nachbarn im Studentenwohnheim. Und genau, der hatte mich eben angerufen, hat mir das erzählt von seinen Beobachtungen und seinen Gedanken und hat gesagt, ich glaube, da kann man irgendwas machen. Und ich hatte da auch schon immer so einen internen Drive in mir, dass ich sage, ich habe richtig Bock, was selber zu machen. Weil du gerade im CVC-Bereich oder VC-Bereich siehst du eben viele Gründer, die da was aufbauen und so. Und ich denke mir irgendwie, das kannst du auch. Platt gesagt. Mein Problem ist aber als Finance-Student sozusagen, du bist unglaublich ambitioniert, aber du hast keine Ahnung von Technologie und keine Ideen. Und dann kam ihm Daniel an und hat genau die zwei Sachen mitgebracht. Zusammen mit Sascha, also unserem dritten Co-Founder, der aus dem Software-Bereich kommt, der genau diese beiden Sachen zusammen mitgebracht hat. Und ich dachte, okay, jetzt sagst du einfach, ja, let's go. Dann haben wir uns 2019 schon sehr viel mit dieser Idee beschäftigt. Anfangs immer freitags eine Stunde einfach ein bisschen Call zusammensprechen. Aus dieser einen Stunde sind dann irgendwann vier Stunden geworden. Haben wir uns immer mehr heiß geredet und haben dann auch gesagt, okay, ich glaube, wir sollten das jetzt einfach mal versuchen. Nach dem Studium direkt. Und haben dann 2020 im Oktober incentive gegründet, wirklich als GmbH, wurden da eine Zeit lang auch durch das Gründungsstipendium im Land Schleswig-Holstein unterstützt, was uns sehr geholfen hat, um uns erstmal zu finden und die Business Case zu evaluieren. Und wie gesagt, das war damals einfach noch kein Thema. Das mussten uns alle selber irgendwie zusammenarbeiten und zusammengreifen, wie man da vorangeht. Haben dann eine unglaublich gute Basis aufgebaut und dann eben Stück für Stück auch weitere Projekte gemacht. Wir haben dann erstmal eine ganze Zeit lang eben auch selber so ein bisschen, ich sag mal, rumgeforscht, rumexperimentiert, auch immer sehr schon auf der Maschine drauf, auf der Wärmepumpe, die gesteuert und Sachen ausprobiert. Und bevor wir das dann wirklich, ich sag mal, ein Stück weit mehr skaliert haben mit ersten Angestellten und so, das hat dann auch ein bisschen
Speaker 2gedauert. Also von wann, damit ich so zeitlich einordnen kann, von wann bis wann war ungefähr dann so die Gründerstipendiumszeit, wo ihr
Speaker 1ungefähr so. 20 bis 2021 wurden wir da unterstützt. Und dann haben wir, glaube ich, Ende 2021 unsere erste kleine Angel-Runde gemacht, mit Investoren. Dann sind wir erst auch noch ein ganzes Stück weiter alleine erstmal weitergelaufen, haben dann so, ich sag mal, den ersten Front-Endler eingestellt der quasi mit uns die ersten Dashboards mal gebaut hat und so, damit wir Daten auch mal visualisieren können und mal zeigen können, was wir da machen. Und haben das dann aber auch Stück für Stück in Industrielösungen verändert, haben dann mehr und mehr Leute dazugeholt, auch erste Finanzierungsrunden gemacht, genau. Und so ist das dann Stück für Stück entstanden. Aber es ist jetzt nicht der typische, so wir gründen, haben dann direkt so eine 2 Millionen Pre-Seed-Finanzierung, dann skalieren wir dahin so ein schnell verkäufliches Produkt. Sondern es war schon sehr viel Grundlagenarbeit, die wir da vorher reininvestiert haben, die uns jetzt auch zum großen Teil wirklich zugute kommt, weil wir eben sehr vieles grundlegendes Systemwissen dadurch aufgebaut haben.
Speaker 2Und wenn du jetzt so sagen müsstest, vielleicht bevor wir so ein bisschen tiefer bei Incentive reingehen und was ihr ganz konkret macht, das habt ihr vorhin schon erklärt, was ihr macht grundsätzlich, aber bevor wir da in die Tiefe gehen, vielleicht nochmal so in zwei Sätzen so an jemanden, der bisher noch nichts mit diesem C&I-Space zu tun hatte, also mit der Optimierung von Industriekunden, mit der Sturmverbrauchsoptimierung von Industriekunden. Was ist quasi dieses Whole Package? Also was bietet ihr alles an und was bekomme ich, wenn ich bei euch Kunde
Speaker 1werde? Wir bieten tatsächlich mittlerweile echt eine große Bandbreite von Lösungen an. Die Frage ist immer, zu welchen Use Cases passt das dann? Also wir wollen natürlich sehr anwendungsspezifisch dann unsere Lösung auch platzieren. Das beginnt aber in den allermeisten Fällen in der Anbindung der Daten. Das heißt, welche Datenpunkte, welche Anlagen und Systeme habe ich an so einem Industriestandort? Wie kann ich die überhaupt erstmal datentechnisch zusammenführen? Weil die Basis für jede Optimierung ist immer die Datengrundlage. Und das machen wir mit meinem eigenen Activation-Team. Das heißt, wir kümmern uns darum, im ersten Schritt, dass alle Datenpunkte auf einer Plattform zusammenlaufen, dass wir das anreichern mit zusätzlichen Datenpunkten wie Marktpreisen, Wetterdaten und alles, was quasi so einen dynamischen Einflussfaktor auf die Energiebilanz von so einem Unternehmen haben kann. Im zweiten Schritt machen wir Forecasting. Das heißt, dass wir lokal die Energieverbräuche als auch die Energieerzeugung forecasten für die nächsten 24, 48, 72 Stunden. Immer rollierend sozusagen, dass wir neue Informationen permanent mit verarbeiten können. Dann im dritten Schritt geht es um die Optimierung. Das heißt, wir erstellen optimierte Fahrpläne, berücksichtigen da entsprechende Randbedingungen, die sowohl technisch auf Anlagenebene eingehalten werden müssen, als auch prozessuale Randbedingungen, die wir einhalten müssen, einfach die sich aus dem Betrieb ergeben und optimieren das in Richtung verschiedener Zielwerte. Also wirklich Multi-Use auf lokale Sachen wie Eigenverbrauch, Lastspitzenkappung, atypische Netznutzung. Genauso aber auch auf Themen wie eben Dayhead-Marktpreise und weitere Möglichkeiten, auf die wir wahrscheinlich gleich mal ein bisschen genauer eingehen, die wir dann auch automatisiert wirklich im Autopilot-Modus in den Anlagen wieder ausspielen. Und das machen wir bei recht komplexen Energiesystemen. Also wirklich, wir denken da sehr ganzheitlich, schauen immer auf quasi das Orchester, was an diesem Standort stattfindet. Das ist eine Kältemaschine, eine Wärmepumpe, ein Batteriespeicher, Ladeinfrastruktur für E-EKWs, BAKWs und so weiter. Und schreiben für die Systeme eben die entsprechenden Fahrpläne, die wir dann im Autopilot ausführen, sodass das auch aufeinander abgestimmt ist. Und haben dann auch noch eine Schnittstelle ins Energiesystem, nennen wir es immer. Also zu entsprechenden Versorgern, zu Tradern, zu Direktvermarktern, zu Nestbetreibern und so weiter. Mit der wir diese ganzen Daten, die wir dort haben, die wir in so einem Data-Layer sozusagen zusammengefasst haben, dann auch entsprechend platzieren können. Und genau. Was
Speaker 2jetzt von diesen drei, also du hast quasi gesagt, Datenerfassung, dann Vorkasten und dann Optimierung. Was davon ist quasi die größte Herausforderung, würde ich jetzt so sagen? Weil ich stelle mir vor, Mittelständler sind bestimmt super divers aufgestellt, was jetzt so die Datengrundlage angeht. Also ich kann mir vorstellen, dass es da wahrscheinlich von Miss gibt. Ja, absolut. Also man darf.
Speaker 1Wirtschaft bis irgendwie ein sehr ambitionierter Techie. Wir haben schon sehr viel gesehen, tatsächlich. In sehr vielen Ausprägungen. Und das ist auch eine große Stärke von uns, weil wir eben schon sehr viel gesehen haben, können wir auch sehr viel recht schnell umsetzen. Es ist natürlich immer irgendwie ein individuelles Feld, auf das wir uns begeben. Aber unser Job ist eben das bestmögliche zu standardisieren und zu Prozess zu realisieren. Die Daten sind quasi. Also dieser erste Schritt, die ganzen Daten anzubinden, das ist tatsächlich ein Schritt, den man nicht unterschätzen sollte. Das ist extrem wichtig und ist eben auch die Grundlage für alles. Und wir lösen das eben durch unser komplett eigenes Activations-Team. Das heißt, wir haben ein Team, was wirklich da vor Ort kommt. Das sind Elektrotechniker, Maschinenbauer, die sich wirklich anschauen, was ist da vor Ort, wie kommen wir an die Daten ran, was haben wir quasi auch schon in unserer Library sozusagen, um schnell agieren zu können. Aber das ist wirklich die Grundlage, damit auch der Kunde, das Industrie- Unternehmen genau versteht, was passiert hier eigentlich gerade an meinem Standort. Und das ist nicht nur die Basis für eine Optimierung, sondern auch, und da unterstützen wir genauso, die Basis für zusätzliche Entwicklungsentscheidungen in der eigenen Infrastruktur. Also gerade wenn wir über Elektrifizierung reden, gerade wenn wir über neue regulatorische Änderungen reden, da unterstützen wir dann eben auf Basis dieser Datengrundlage auch dabei, hier die richtigen Entscheidungen zu treffen, für einen Batteriespeicher, für ein Power-to-Heat-System, für Infrastrukturinvestitionen, aber natürlich auch für die passende Beschaffungsstrategie unter Szenario ABC, je nachdem wie die Regulatorik dann entsprechend aussieht.
Speaker 2Wie sieht so ein Activations-Team aus? Also wen brauche ich da ganz konkret an Bord, damit ich irgendwie, weiß ich nicht, jeden Data-Stream connected kriege? Also was braucht man da alles?
Speaker 1Ich glaube, man braucht einfach sehr bissige, resiliente Ingenieure. Die haben wir im Team, ist super. Man muss eben hinterhergehen, man muss überlegen, was ist jetzt der Weg zum Ziel, weil am Ende wollen wir die Daten haben, egal wie. Da haben wir natürlich jetzt einen relativ gut standardisierten Baukasten. Aber den muss man natürlich weiter ausbauen, weiter pflegen. Und da muss man einfach hinterher sein. Man muss sich immer überlegen, okay, wie komme ich da irgendwie ran? Und dann hat man natürlich auch noch eine IT-Seite, also auf der einen Seite Sensorik natürlich irgendwie anzubinden oder Steuerung etc. Die Ingenieure und auf der anderen Seite noch eine IT-Seite, wo es darum geht, wie kann ich in diesen Datenaustausch auch mit diesem Industriestaat-Abkommen auf eine sehr sichere Art und Weise. Und auch das ist bei uns im Team, weil Sascha ist tatsächlich selber, kommt aus IT-Security ursprünglich und dementsprechend Nehmen wir das Thema extrem ernst. sind da auch sehr gut aufgestellt, da entsprechend immer den besten Weg zu finden.
Speaker 2Und jetzt mal so ganz konkret, wie kann ich mir, also ist das dann irgendwie, ich weiß nicht, das Unternehmen hat dann irgendwie Lastdaten in der Excel-Tabelle von vielleicht, sagen wir mal, es ist irgendwie so, hat irgendwie drei Hallen und dann irgendwie für jede Halle dann irgendwie sich ein eigenes Excel-Modell da irgendwie, vielleicht ein paar Zettel oder so, mit so Lastgangsdaten oder so rumliegen. Wie kommt man dann von da, also nachher zu, hey, wir haben jetzt wirklich die Daten, wir kriegen die vielleicht tagesaktuell, vielleicht sogar stündlich aktuell, keine Ahnung, wie tief man dann gehen kann, bis hin zu wirklich, weil das stelle ich mir bei solchen, das finde ich immer so kryptisch von außen, wenn man auf dieses Geschäftsmodell blickt, wie kriegt man das wirklich? Also muss man dann wirklich auch intern irgendwie das auch noch aufbauen bei denen, dass sie selbst die Tabellen, die ihr nachher quasi live haben wollt von ihnen, zu den Lastgangsdaten und so, holt man sich die von der Maschine, holt man sich die von den Excel-Modellen, wie verknüpft man das Ganze? Das finde ich so super spannend.
Speaker 1Es ist auch im Kern heterogen, tatsächlich. Jeder Kunde arbeitet da ein bisschen anders. Aber grundsätzlich muss man sich so ein Industriestandort immer so wie ein kleines Energiesystem in sich vorstellen. Das heißt, viele Unternehmen haben ja auch zum Beispiel eine lokale PV-Erzeugung oder so, wir haben sogar Kunden mit Windkraft. Das ist quasi da auf der Erzeugungsseite und dann hat man eben verschiedene Verbraucher. Das sind verschiedene Prozesse und Anlagen, die entsprechend unterschiedlich energieintensiv sind. Viele unserer Kunden sind einfach meistens schon einen Schritt weiter, weil wir sind im Endeffekt, man muss sich das vorstellen, wir sind eben die logische Weiterentwicklung eines Standard-EMS, sage ich mal so, Energiemanagement-System. Dort sind meistens schon entsprechende Zähler-Infrastrukturen aufgebaut, bestimmte Untermessungen sind erfasst, teilweise auch noch in Excel, teilweise aber auch schon in irgendwie so einem Visualisierungstool. Und genau da, auf dieser Basis, können wir im Endeffekt aufbauen und dann kann man sich das Ganze auch wieder aufbauen. Und die ganzen Zähler individuell natürlich anbinden, aber am besten sind die schon irgendwo zusammengefasst, dass wir eben über eine Stellstelle die entsprechenden Zählerwerte ablesen können. Und das Gleiche natürlich auch für die Anlagen, die wir steuern. Da können wir über eine zentrale Steuerungslogik, also eine Gebäudeleittechnik natürlich uns aufschalten oder Prozessleittechnik, aber natürlich auch direkt auf die Anlagen. Das machen wir genauso. Also wir haben da alle Wege im Endeffekt schon abgedeckt und können uns da sehr gut an das Kunden-Setup angleichen. Aber vom Prinzip her sind, wie gesagt, die Kunden wie eigene Energie, Systeme. Man hat eben einen EVU-Zähler, das ist dieser geeichte Messzähler, über der der Lärm gerechnet wird. Den können wir anbinden über verschiedene Wege. Genauso haben wir aber natürlich auch Wechselrichter, die entsprechend messen, wie viel PV-Erzeugung stattfindet mit entsprechenden Messungen. Die kann man dann wiederum über Hersteller-APIs teilweise abrufen, teilweise auch mit eigenen Untermessungen abrufen. Je nachdem, was da praktikabel ist. Da sind wir recht hands-on.
Speaker 2Okay, interessant. Also es bedeutet, es gibt dann schon eine Aufwertung. Oft bei den Industriekunden, gerade weil ihr wahrscheinlich auch sehr große Industriekunden anspricht, weil die brauchen einen gewissen Stromverbrauch. Genau. Dann gibt es die Infrastruktur im Grunde schon, aber trotzdem gibt es dann vielleicht in unterschiedlichen Bereichen nochmal unterschiedliche Entwicklungsstati und dann hat es dann trotzdem nochmal ordentlichen Aufwand beim Activation-Team. Ja, wobei wir da
Speaker 1auch selektiv sind. Wir unterstützen sehr gerne, auch relativ früh, aber muss eben auch. Das ist ein valider Optimierungs-Case dahinterstehend, der sinnvoll ist. In allermeisten Fällen ist es so, weil die Kunden sich eben auch technisch weiterentwickeln wollen und wir eben auch früh reinkommen können, um diesen Data-Layer erstmal zu etablieren, um eine gute Datenbasis zu haben, um dann entsprechende Investitionsentscheidungen zu treffen. Und da haben wir eben auch Kunden, mit denen wir eben auch erstmal nur auf dieser Data-Ebene gestartet sind. Das heißt, wir haben die ganzen Daten dann erstmal in unser Tool integriert, haben das kombiniert mit weiteren Datenpunkten aus der Produktion, aus den Marktpreisen und so weiter und dann eben gemeinsam analysiert. Lohnt sich die Investition in den Speicher? Lohnt sich die Investition im Power-to-Heat-System? Haben das Sizing dann entsprechend mit durchgeführt, haben sichergestellt, dass bei der Installation das alles kompatibel ist sozusagen mit dem Gesamtsystem und dann eben die Steuerung übernommen. So, das kann man eben auch projektbasiert sozusagen ausbauen. Wie gesagt, die Basis sind immer die Daten und da bauen wir genau an, setzen wir genau an und bauen diese Basis
Speaker 2mit auf. Okay, super spannend. Und dann quasi im nächsten Schritt sagst du, dass ihr quasi forecastet, intern, wie. Kann ich mir wahrscheinlich so vorstellen, wie der Lastgang in der Woche, im nächsten Tag aussehen wird. Und also, wie kann ich mir das vorstellen? Wie läuft das ab? Also, welche habt ihr interne IOs, die ihr auf quasi bestimmte Lastgänge, sagen wir mal, über die letzten fünf Jahre oder whatever drauflegt und sagt: Hey, wir glauben an den und den Tag. Und dann ist sicher, wenn sich intern der Schedule nicht verändert, dass der Lastgang so aussehen wird und deswegen optimieren wir so. Wäre super spannend, da mal zu erfahren, wie das
Speaker 1Ganze funktioniert. Genau. Also, wir haben ein eigenes Forecasting-Team, was sich sehr mit diesem Verbrauchsforecast insbesondere auseinandersetzt, weil das ist so ein bisschen die, ich sag mal, die Königsdisziplin, genau zu verstehen, wie entwickelt sich ein Stromverbrauch. Und natürlich können wir nie die reale Welt nachher perfekt abbilden. Das ist einfach normal bei Forecasts. Aber, was wir eben machen können, ist, sowohl auf die Systeme abzubilden, als auch auf den Stromverbrauch. Und das, was wir machen können, ist, sowohl auf diesen historischen Daten entsprechend Modelle aufzubauen, während wir auf der anderen Seite natürlich auch, wenn historische Daten nicht vorhanden sind, was nicht so oft der Fall ist, aber wenn es so ist, eben auch aus bestehenden Messungen dann sozusagen Stück für Stück die Modelle aufbauen und dann eben mitlernen lassen können. Das heißt, umso mehr Zeit wir sozusagen auch mit dem Kunden verbringen, umso besser werden die Modelle im Forecasting. Man muss natürlich berücksichtigen, dass es auch viele Events gibt, sozusagen, die dafür sorgen, dass ein Stromverbrauch mal einsteigt. Dass ein Stromverbrauch mal einknickt oder mal sich erhöht, irgendwie, weil die Produktion ausfällt, weil die Maschine kaputt geht, was auch immer. Das sind natürlich Dinge, die man teilweise einfach nicht vorhersagen kann. Also, wenn jetzt auf einmal eine Anlage steht, aus irgendeinem Grund kann das niemand wissen. Was wir natürlich dann machen, ist, dass wir rollierend sozusagen diese Forecasts erstellen. Und dann, wenn wir mitbekommen, dass da irgendwas steht, können wir für den nächsten Forecast-Cycle sozusagen, den wir minütlich oder viertelstündig erstellen, entsprechend dieses neue Event, diesen neuen Impact berücksichtigen. Während wir auf der anderen Seite dann auch die Produktionsdaten integrieren können, sowohl aus Produktionsplanungstools, SAP und so weiter, aber auch im Endeffekt händisch eintragen können, wenn zum Beispiel eine Wartung ist und so. Das heißt, man muss immer so ein bisschen auch einen Informationsfluss haben, der nicht nur auf historischen Daten oder, ich sag mal, Wetterdaten oder auf saisonalen Daten basiert, sondern auch den tatsächlichen Betrieb abdeckt, also die tatsächliche Physik.
Speaker 2Ja, es ist ja jetzt kein Wholesale-Market, wo du keinen Ansprechpartner hast, aber es ist ja jetzt kein Wholesale-Market, wo du keinen Ansprechpartner hast, sondern es ist ja jetzt kein Wholesale-Market, wo du keinen Ansprechpartner hast, sondern es ist ja jetzt kein Wholesale-Market, wo du keinen Ansprechpartner hast, sondern es ist ja jetzt kein Wholesale-Market, wo du keinen Ansprechpartner hast und nicht mal nachfragen kannst, wie viel jetzt verbraucht wird, sondern wirklich einfach mit den Leuten sprechen und die Schedule dementsprechend anpassen.
Speaker 1Genau, genau. Und diese Vorhersagen sind eben, also Versorger machen ja auch Vorhersagen für den Lastgang, um den entsprechend darauf zu beschaffen. Schön ist, dass unsere Vorhersagen einfach nochmal ein ganzes Stück besser sind. Das haben wir jetzt auch mal gebenchmarked. Da sind wir bei einem Kunden jetzt nach einem Vierteljahr schon 30 Prozent besser als die Versorgervorhersage, weil wir eben diesen Blick hinter der Messstelle haben. Wir wissen genau, wo kommt dieser Verbrauch her. Das ist ja im Endeffekt auch nur, kann man sagen, fast irgendwie eine multivariate Regression, dieser Lastgang, der auf verschiedenen Dingen basiert, die den erklären. Und diese Dinge, die können wir eben besser sehen, als jetzt jemand, der nur von außen auf den Lastgang guckt.
Speaker 2Ich hatte gerade irgendwie eine Idee, also ist irgendwie so Anbindung an so Predictive Maintenance Sachen eine Sache? Also weil ich stelle mir vor, dass du, also ich weiß jetzt nicht, wie oft dieses Ereignis auftritt, aber wenn du mal wirklich einen Maschinenausfall hast, weil, weiß ich nicht, eine Maschine, weiß ich nicht, einfach klassischer Verschleiß, du hast irgendwie so ein, ich kenne das noch aus der Tortenproduktion, ich habe mal bei Kopenrad und Wiese, da habe ich nach dem Abi mal
Speaker 1klassisch gearbeitet. Stimmt, die sind ja, kommen ja auch bei dir aus der Nähe.
Speaker 2Ja, genau. Und ich kenne das noch, da gibt es so Siebe und die sind manchmal so in Maschinen hängen geblieben. Ich werde es nicht falsch sagen, vielleicht stimmt es auch nicht, dass ich es jetzt sage, aber so halbwegs habe ich es so im Kopf, also so klassische Verschleißszenarien und dann, dann bleibt halt die Maschine kurz mal stehen, dann muss irgendwie jemand hin und das dauert irgendwie, muss ein Schlosser kommen und irgendwie reparieren, keine Ahnung. Und solche Szenarien spielen die so eine große Rolle, dass es wirklich Sinn macht, sich mit so Predictive Maintenance Sachen zu beschäftigen oder ist es einfach nicht so signifikant? Ich meine, das ist genau,
Speaker 1das ist die große Herausforderung. Je nachdem, wie viel Einfluss dieser Stopp sozusagen auf das Lastprofil, auf das gesamte Lastprofil des Standortes hat, ist das aber genau die Herausforderung, dass im Endeffekt die Maschine so eine große Rolle spielt. Ja, ich meine, das ist genau, irgendwie mit einzuflegen. Umso mehr Datenquellen man hat, umso mehr Systeme man integrieren kann, umso besser. Und in der perfekten Welt sind wir wahrscheinlich auch dann irgendwie so, dass du diese eine perfekte Datenbasis hast, die eben alles irgendwie liefern kann, was du an Insights brauchst. Ich glaube, das ist aktuell einfach noch oft nicht die Realität oder wahrscheinlich noch nirgendwo die Realität. Aber das sind natürlich alles so interessante Ansätze. Man kann tatsächlich aber auch sehr viel aus den Energieverbräuchen ablesen. Das heißt, wenn zum Teil ist, was dafür sorgt, dass der Stromverbrauch über Zeit jetzt irgendwie immer höher wird, weil irgendwie eine Reibe anders funktioniert oder was auch immer, kann man das im Endeffekt auch mit berücksichtigen, auch im Forecasting. Das ist ganz interessant, wenn man dann weiß, wo das herkommt. Also man muss ein bisschen auf diese Forschungsreise gehen. Man muss aber auch sagen, dass man immer schauen muss, ist es wirklich so signifikant, wie du schon sagst, lohnt sich dieser Aufwand? In manchen Cases lohnt sich der Aufwand, dann gehen wir da auch rein und in manchen Cases sagen wir, okay, das ist jetzt einfach, es geht quasi in so ein Noise quasi unter und damit können wir arbeiten. Das Interessante ist, dass wir, wenn wir Anlagensysteme steuern, gerade so komplexere Anlagen, jetzt nicht unbedingt den Speicher, sondern eher so Kältesysteme, Wärmesysteme, da gehen wir schon sehr tief auf Anlagenebene rein. Also da sammeln wir nicht nur die Lasker sondern wir gehen sehr, sehr tief auf Drücke, Temperaturen und alles, was man eben noch aus der Steuerung auslesen kann, weil wir grundsätzlich im Team auch ein sehr tiefes Anlagenverständnis haben und dementsprechend hier auch oft weitere Effizienzen heben können bei dem Kunden, einfach weil wir sehen, da läuft irgendwas nicht ordentlich, weil wir sehen irgendwie zwei Variablen weichen voneinander ab, die eigentlich nicht so abweichen sollten. Also so ein Teil Anomalie-Detektion haben wir im Endeffekt auch bei uns drin, den wir hochspannend finden. Also das ist tatsächlich eine Sache, wo wir richtig merken, wir bringen da gerade so ein bisschen die KI auf die Maschine und das ist ja genau dieser Sprung in diese physische Welt, den wir jetzt auch oft in dieser Silicon Valley Story jetzt hören, wo KI erstmal hauptsächlich im digitalen Raum stattgefunden hat, aber jetzt springen wir eben auf die Maschine. Also jetzt sind wir dabei, mit KI wirklich physikalische Effekte zu erzeugen und das machen wir ja eigentlich auch schon, wenn man so will, in unserer Optimierung. In unserer Optimierung steuern wir, regeln wir Sollwerte aus, vollautomatisiert. Der Kunde gibt uns nur die Randbedingungen vor, wir definieren dann innerhalb gewisser Freiheitsgrade, die wir haben, die Sollwerte und das ist das, was wir machen. Wir nutzen KI, um einen Effekt auf diese Kälteanlage, ich nehme jetzt mal Kälteanlage als Beispiel, um Effekt auf diese Kälteanlage zu haben und dadurch dreht sich einfach der Verdichter anders oder zu einem anderen Zeitpunkt und das ist genau dieser physikalische Effekt, das ist hochspannend, hochhochspannend.
Speaker 2Ja, glaube ich, wenn man das zu Ende denkt, wahrscheinlich habt ihr dann long-term Daten. Ja, das ist ein sehr guter Datenschatz, mit dem sich, weiß nicht, die Industrie of Tomorrow so ein bisschen so zusammenbauen lässt. Also wenn ich jetzt mir überlege, dass wir ein bisschen mehr auf autonome Factories zugehen und vielleicht immer mehr Roboter integrieren in die Produktion, dann sind solche Daten natürlich Gold wert.
Speaker 1Genau, klar, Google kommt jetzt nicht auf die Verdampfer-Temperaturen und irgendwie eine Kälteanlage. Eine Kälteanlage, die bei einem Kunden von uns steht oder irgendwie die Zyklenzahl von irgendeinem Speicher oder so, das können die eben nicht scrapen so, also für ihre Systeme, genau.
Speaker 2Ist das geplant, also nutzt ihr die Daten irgendwie, um, weiß ich nicht, so ein eigenes Submodel zu trainen oder weiß ich nicht, das kann man ja long-term sich schon mal überlegen, ne?
Speaker 1Kann man sich sehr gut überlegen, genau. Aber genau, mehr kann ich da jetzt auch nicht zu sagen. Natürlich ist es bei uns ein super wichtiges Thema und ist auch ganz klar das Wachstumspfad, definitiv. Okay, spannend. Spannend.
Speaker 2Dann so der dritte Step in der Schedule bei euch, dann nachher die Optimierung, also was kann man alles machen, damit nachher mit den vorgecasteten Daten das bestmögliche Resultat erzeugt wird, also der niedrigste Strompreis, mit dem du einkaufst.
Speaker 1Genau, das ist ja immer das Ziel. Du willst ja den Euro pro Einheit produzierter Ware sozusagen reduzieren, die Kosten, und genau da wollen wir ran. Und die Optimierung, die kann tatsächlich… Die Optimierung kann tatsächlich sehr lokal schon beginnen, das heißt, wir können eben eine Eigenverbrauchsoptimierung machen, das heißt, immer wenn sehr viel PV-Strom da ist oder Windstrom teilweise auch, können wir dafür sorgen, dass viel davon aufgesaugt wird, um diesen nicht ins Netz einzuspeisen, sondern eben selber speichern zu können, um dann zu späteren Zeitpunkten davon zehren zu können, ne? Also das kann man mit dem Speicher sehr gut machen, Batteriespeicher ist irgendwie so ein No-Brainer, aber natürlich genauso auch mit thermischen Speichern, Wärme-Kälte-Speichern, die man da genauso nutzen kann, um bestmöglich den selbst erzeugten Strom zu nutzen. Auf der anderen Seite haben wir lokal… Auf der anderen Seite haben wir lokal natürlich auch Themen rund um die Netzentgelte. Das ist super spannend, weil wir, die Netzentgelte ja in der Industrie etwas kryptisch abgerechnet werden, das heißt, die höchste Lastspitze, die höchste KW sozusagen, die ich aus dem Netz bezogen habe, definiert sozusagen meinen Leistungspreis und das wird dann einfach die KW-Zahl sozusagen multipliziert mit dem Leistungspreis pro KW und das definiert dann quasi meinen Leistungspreis, den ich bezahlen muss als Industrieunternehmen. Diese Spitze natürlich möglichst klein zu halten, weil man prädiktiv weiß, okay, da habe ich zu einem gewissen Zeitpunkt eine höhere Lastspitzenwahrscheinlichkeit, kann ich das irgendwie glätten, indem ich da einen Speicher entlade oder andere Lasten abwerfe und so weiter. Das ist ein Hebel, den man lokal sehr gut hat und dann gibt es noch die atypische Netznutzung. Die funktioniert nach einem ähnlichen Prinzip wie die Lastspitzenkappung, nur hier haben wir durch den Netzbetreiber definierte Zeitfenster, die meistens irgendwie im Winter und im Herbst oder auch teilweise im Frühling stattfinden, wo es gewisse Uhrzeiten gibt. Zum Beispiel im Winter… … von 17 bis 19 Uhr ist ein Hochlastzeitfenster und wenn man schafft, in diesem Hochlastzeitfenster seine Last um 20 Prozent zu reduzieren gegenüber der höchsten Lastspitze außerhalb dieser Hochlastzeitfenster, dann werde ich nur abgerechnet nach der Lastspitze in diesem Hochlastzeitfenster. Das heißt, und das muss immer mindestens 20 Prozent sein, das heißt, wenn ich irgendwie sonst eine Last von 1000 kW habe in der Spitze und ich schaffe es in diesen Hochlastzeitfenstern irgendwo bei 800 oder 700 kW… … und dann werde ich nur, wird mein Leistungspreis nur auf diese 700 kW abgerechnet und nicht auf die 1000. Das heißt, außerhalb der Hochlastzeitfenster kann ich so ein bisschen machen, was ich will, je nachdem, was der Netzanschluss eben entsprechend auch zulässt und da ergeben sich natürlich auch für Speicher insbesondere interessante Möglichkeiten, weil sie eben nur in diesen Hochlastzeitfenstern sich dann einmal, sagen wir mal, zurückhalten müssen und dann außerhalb der Hochlastzeitfenster ein bisschen mehr machen können Richtung Eigenverbrauch oder auch Day-Ahead dann, was dieser Schritt in den Markt ist, ne, also günstig den Speicher vollziehen, wenn die Preise günstig sind und immer wenn der Netzanschluss nicht mehr da ist, dann kann man auch ein bisschen mehr machen, wenn der Netzanschluss nicht mehr da ist. Und immer wenn der Strom teuer ist, dann den Strom aus dem Speicher nutzen und nicht aus dem Netz. Das ist so diese Logik, die jetzt am weitesten verbreitet ist. Dann gibt es natürlich noch weitere Möglichkeiten, das auch noch mehr in die kurzfristigen Märkte zu integrieren, aber im Kern sind die allermeisten Use Cases für den Behind-the-Meter-Speicher aktuell eben Eigenverbrauch, Lachspitzenkappung A-typik, also Netzentgelte und eben auch das Day-Ahead-Modell.
Speaker 2Superspannend. Also ich finde die Abrechnungsart super, super interessant und du meintest gerade schon, das ist nur saisonal. Ja, das ist wirklich unmöglich und die Netzbetreiber unterschiedlich. Also ist das wirklich so, wir sind ja alle 900 Netzbetreiber, ne, knapp Wahnsinn. Also hat dann jeder irgendwie eine eigene Forschung davon, weil das hört sich für mich sehr ähnlich an zu dem Thema, was man im Utility-Scale-Bereich hat mit FCAs, also of next level connection agreements, dass du sagst, ich habe irgendwie eine Höhlkurve oder einen Stundenbudget-Volllast-Einschränkung, dass ich irgendwie zur Verfügung stelle für gewisse Monate im Jahr oder whatever. Also ist das wirklich dann auch… Pro Netzbetreiber immer eine neue Anforderung.
Speaker 1Genau, also es gibt wirklich, jeder Netzbetreiber hat natürlich eine eigene Netzentgelt, das ist Wahnsinn, ja klar, das ist absolut Wahnsinn. Aber spielt auch so ein bisschen die Physik wieder da, ne, es sind ja alles einzelne Verteilnetzbetreiber, die haben alle einzelne Herausforderungen in ihren Verteilnetzen und dementsprechend soll diese atypische Netznutzung ja dabei helfen, diese Herausforderungen zu lindern, indem man eben zu Hochlastzeiten, wenn eben wenig erneuerbarer Strom irgendwie zur Verfügung ist und viel Nachfrage und so weiter und da irgendwie Probleme sind im Netz, diese Netze, diese Netzgebiete zu entlasten. Also da gibt es schon eine… Ich sag mal einen guten Grund für, das entsprechend auch so, ich sag mal, granular aufzustellen, aber es ist natürlich ein bisschen anstrengend, das natürlich immer zu berücksichtigen. Also wir haben mittlerweile eine Datenbank von allen Netzbetreibern und müssen natürlich auch immer, wenn wir unsere Optimierung anpassen auf die entsprechende Regulatur oder die Preise oder die Hochlastzeitfenster, das entsprechend für unsere Kunden individuell ausregeln, aber am Ende ist da immer eine gleiche von der Bundesnetzagentur vorgegebene Berechnung hinter. Das heißt, die Netzbetreiber können nicht einfach wahllos entscheiden, wie sie es machen wollen, sondern es gibt einfach eine Berechnung, die denen quasi sagt, wie sie ihre Hochlastzeitfenster zu definieren haben. Das gleiche natürlich auch auf der Netzentgeltseite, da können sie auch nicht wahllos einfach entscheiden, ich nehme jetzt hier mal, keine Ahnung, so viel wie geht, sondern die müssen sich da auch an Regeln halten und genau so ist das auch mit der Atypik, aber je nach Netzgebiet fällt das eben trotzdem unterschiedlich aus.
Speaker 2Und jetzt vielleicht bei den Netzentgelten, also wenn ich quasi so meine tägliche Leistung locked in habe, ich habe meinen Peak, was… Werden die Netzentgelte alle an dieses Peak angelehnt so und dann stückwärts abgerechnet, also wenn ich diesen Punkt habe, welche Netzentgelte kommen dann nach und nach und leihen sich mit diesem Leistungspreis oder mit dieser eingeloggten Leistung?
Speaker 1Genau, es gibt eigentlich zwei Komponenten. Das eine ist eben deine Abrechnung des Leistungspreises. Das ist eben entweder, du schaffst diese atypische Netznutzung, dann wirst du eben nach dieser Spitze in deinem Hochlastzeitfenster abgerechnet oder du schaffst sie nicht, dann ist es eben ganz normal die… Die Spitze, die du außerhalb des Hochlast… oder die du generell einfach erreicht hast, die maximale Spitze so. Ist auch ein bisschen Gamble, du kannst dich natürlich für die Hochlastzeitfenster anmelden, aber wenn du die nicht schaffst, dann wirst du eben nach der Spitze wieder abgerechnet, also das wird immer nachträglich abgerechnet, da wird immer nachträglich geprüft, ob du es geschafft hast. Und wenn du es eben nicht geschafft hast, wirst du abgerechnet nach der Spitze, die du generell hattest und das definiert eben eine Preiskomponente, das wird eben einfach so gelegt auf die Monate und wird dann eben abgerechnet und dann hast du noch den Arbeitspreisnetz und der ist quasi gekoppelt an die Kilowattstufe. Und dann gibt es unterschiedliche Regimente, sage ich mal so, das heißt, wenn du unterhalb der zweieinhalbtausend Vollbenutzungsstunden bist, Vollbenutzungsstunden berechnen sich immer aus der Menge, Jahresmenge an Energie, die du verbrauchst, geteilt durch die Leistungsspitze und wenn du da unter 2500 liegst, ist dein Leistungspreis meistens geringer, dafür dein Arbeitspreis höher, während du, wenn du überhalb der zweieinhalbtausend Stunden bist, meistens einen höheren Leistungspreis hast, aber einen wesentlich geringeren Arbeitspreis. Und dann gibt es noch die Stufe… Und dann gibt es noch die Stufe… Das ist gerade auch Teil der Agnes-Reform.
Speaker 2Welchen Hintergrund hat das grundsätzlich bei den Basics gestartet? Welchen Hintergrund hat das überhaupt, dass wir zusätzlich zum Arbeitspreis, der super eingängig ist, an der Kilowattstunde… oder eine Mehrwertstunde und die hat einen gewissen Preis. Welchen Hintergrund hat das, dass wir einen zusätzlichen Leistungspreis haben? Das ist
Speaker 1eine gute Frage. Es wird auch immer wieder hinterfragt, weil das ist natürlich irgendwie aus Industrie-Sicht ein bisschen so ein scheiß System, weil wenn du einmal irgendwie in die Spitze reißt, zerhagelt dir das teilweise die ganze Netzentgeltbilanz, die du irgendwie hast. Und da kannst du sonst so gut eben deine Spitzen die ganze Zeit im Griff haben. Aber wenn dir einmal da was ausrutscht, eine Viertelstunde, dann war es das fürs Jahr. Das ist wirklich so echt ein bisschen unangenehm, muss man sagen. Und das wird eben diskutiert. Die Aussage der Netzbetreiber ist im Endeffekt, dass die sagen, wir müssen eben sicherstellen, dass du wirklich immer die Leistung zur Verfügung hast, die du brauchst. Und deswegen rechnen wir dich auch mit dieser maximalen Spitze ab, die du eben einmal gezogen hast. Und wir müssen eben sicherstellen, physisch und netzregelungsseitig, dass du das auch immer beziehen kannst. Und damit du es kannst, rechnen wir dich eben nach dieser maximalen
Speaker 2Spitze ab. Okay, also der Hintergrund ist quasi so, der Netzbetreiber muss eine gewisse Leistung vorhalten. Genau. Und okay. Und koppelt das eben an diese Spitze. Verstanden. Das leuchtet schon ein, muss ich sagen.
Speaker 1Das ist natürlich immer sehr abhängig von dem eigenen Lastprofil. Was passiert da wirklich an meinem Standort? Das ist natürlich die spannende Frage. Damit man diese Leistungsspitzen im Griff hat, muss man verstehen, was passiert mit meinen Anlagen, mit meiner Produktion? Und was habe ich für Möglichkeiten, eben zum Beispiel mit dem Speicher dagegen zu arbeiten? Und gerade aufgrund dieser Komplexität ist das gar nicht so trivial, hier auch eine bestmögliche Optimierung für so ein System, auch in Kombination vielleicht mit anderen Anlagen, E-LKW-Ladeinfrastruktur, Kälteanlagen, was auch immer auf dem Hof steht, entsprechend zu kombinieren, damit ich hier einen bestmöglichen Effekt habe.
Speaker 2Ja, super spannend. Und dann vielleicht, um mal richtig in den Battery Space reinzugehen an der Stelle, also wie kann ich jetzt, vielleicht rein, erst mal auf den Batteriespeicher bezogen, wie kann ich jetzt mit einem Batteriespeicher Netzeentgelte optimieren? Also, du hast ja schon vorhin ein bisschen was dazu erzählt, so jetzt Lastspitze. Und was ist das nachher wirtschaftlich? Vielleicht abhängig natürlich von dem Unternehmenstyp und dem Lastprofil, aber was ist dann nachher der wirtschaftliche Benefit davon? Also, reden wir hier davon, dass so eine Anlage sich schon nach zwei Jahren irgendwie rentiert hat, nach zehn Jahren? Und was treibt das? Also, ist es rein die Strompreisersparnis? Ist es der Leistungspreis der am signifikantesten ist? Der irgendwie zu Buch schickt? Finde ich super spannend, das einmal so zu verstehen.
Speaker 1Absolut. Also, so ein Speicher muss man immer im Industriekontext verstehen, wirklich als ein Werkzeug für den Energiemanager, wenn man so will, oder für die Energiebilanz an dem Standort. Ein Standort ist ja im Endeffekt ein Orchester von verschiedenen Verbrauchern, teilweise steuerbar, teilweise flexibel und erzeugern. Und ein Speicher ist eben ein sehr gutes, schnelles Tool, mit dem ich eben wirklich meinen eigenen Lastgang sehr gut modulieren kann und optimieren kann. Der Speicher selber lässt sich dabei auf verschiedene Optimierungsziele Multi-Use eben einstellen. Hatte ich eben schon kurz genannt, das ist eben Eigenverbrauch, das ist in Glasspitzen, atypische Netzsitzung zu einhalten und auch der Head-Optimierung zum Beispiel, um diese Basic-Cases einmal zu nennen. Damit kann ich natürlich schon durch eine gute Optimierung, durch eine gute Multi-Use-Optimierung schon sehr hohen Mehrwert rausholen, je nachdem wie dieser Speicher auch gesized ist. Das muss natürlich auch zu dem Betrieb passen und den Anforderungen an diesem Standort. Hängt natürlich davon ab, wie lange sind diese Hochlastzeit Fenster, wie viel Leistung oder auch Kapazität muss ich vorhalten, damit ich diese Hochlastzeit-Fenster auf jeden Fall einhalten kann und so. Das sind alles Fragen, die sich da ergeben. Aber muss ich auch bewusst machen, dass dieser Speicher wirklich nur so gut ist, wie seine Optimierung. Und da lege ich mich jetzt vielleicht ein bisschen weit aus dem Fenster, aber Speicher sind im Endeffekt auch nichts anderes als Commodity. Das ist einfach ein Tool, da kommen alle mehr oder weniger aus den gleichen Fabriken, aus China hauptsächlich und werden dann im Endeffekt da verbaut an den Standorten. Und dann kommt es wirklich auf die Regelung, die Optimierung an, um diesen maximalen ROI daraus zu holen. Und diese Optimierung muss betreut werden. Da kann man nicht einfach, ich sag mal, es gibt ja auch viele Speicheranbieter, die einfach eine Standardoptimierung raussetzen oder ich sag mal eine sehr einfach gedachte Optimierung. Klingt am Anfang alles schön und gut und irgendwie günstig und effizient, aber am Ende fällt das einem auf die Füße. Weil dieser Speicher muss eben so gut es geht ausgeregelt werden, in einer Multi-Use-Logik, damit eben auch diesen bestmöglichen ROI erzielt, der einem da irgendwie versprochen wird und dem man auch irgendwie erwartet, weil das ja auch immer ein signifikantes Investment irgendwo auch ist. Also das ist ja schon nicht wenig. Und dementsprechend ist es wichtig, dass man hier mit einem Partner wie uns zusammenarbeitet, der das im Endeffekt auch sauber abbilden kann, der diese ganzen individuellen Einflussparameter berücksichtigt an so einem Standort. Also das ganze Thema Lastprofil, wie verändert sich das? Wie schwankt das auch saisonal? Wie abhängig ist das von weiteren Variablen, wie Wetter, Auslastung, was auch immer? Dann sind das Einflussfaktoren, wie regulatorische Themen, die Hochlastteilgrenze verändern sich, und so weiter. Das muss man alles immer permanent einstellen, beobachten. Und natürlich auch das Zusammenspiel mit anderen Anlagen und Systemen. Das heißt, wenn ich vielleicht als Logistiker noch die E-LKW-Ladeinfrastruktur am Start habe, einen Teil Kälte vielleicht noch habe oder Wärmepumpen, wie kann ich das auch wirklich als gesamtheitliches System betrachten? Denn ein Speicher ist eben nur ein Baustein, oft auch ein bisschen größerer Baustein, aber ein Baustein in so einem Optimierungsorchester. Und das muss betreut werden und dann kann man auch wirklich einen richtig guten ROI daraus ziehen. Und unserer Erfahrung nach, wenn wir so eine Multi-Use-Optimierung machen, ist es so, dass immer noch ein signifikanter Teil tatsächlich aus dieser atypischen Netznutzung kommt oder der klassischen Lachspitzenkappung, aber atypisch ist meistens so der größere Hebel. Da liegen wir, sehr unterschiedlich je nach Case, aber irgendwo so zwischen 40, 30, 40, 50 Prozent vom Gesamterlös, je nachdem wie dann so eine, oder vom Gesamtmehrwert, je nachdem wie groß dann so eine PV-Anlage auch dimensioniert ist, kann auch der Eigenverbrauch hier signifikant mit reinkommen, weil man eben ja auch die selbstproduzierte Kilowattstunde keine Netzergelte in Umlagen zahlt. Und dann das Thema Day Ahead, was immer interessanter wird, gerade wenn wir uns jetzt diese Negativpreiszonen anschauen in den letzten Wochen, also 1. Mai zum Beispiel, wo wir in zwei Stunden auf minus 500 Euro gelaufen sind, am 29. April davor, wo wir irgendwie so einen auch so richtigen Peak in Richtung minus 500 Euro hatten, aber auch in, ich sag mal so vier Stunden signifikant negativ unterwegs waren. Und dann eben nur irgendwie drei, vier Stunden später auf einmal wieder bei über 200 Euro lagen, also ein Spread von 700 Euro, das ist Wahnsinn. Und da ist so ein Speicher natürlich richtig geil, da kann man da richtig geil reinsteuern und
Speaker 2dann optimieren. Ja, okay, super spannend. Und jetzt mal so ganz konkret so an einem existenten Value Case, also wo ich hab einen Speicher, ich hab ich hab jetzt verstanden so, was man alles berücksichtigen muss und wie man ungefähr Value generiert, aber sagen wir mal in einem ganz konkreten Szenario, wo ich kannst du ja gerne selber auch sagen, wo ich irgendwie eine Kälteanlage hab, wo ich eine Wärmepumpe hab, wo ich ein gewisses Lastprofil hab, wie, also wie und wie viel Value generiert der Speicher dann wirklich konkret? Also mal so ganz plastisch gesagt, so wie es jetzt von außen den Speicher kenne ich aus dem Utility Scale Bereich, so da kann ich sagen, hey, ich weiß irgendwie ungefähr am nächsten Tag oder zwei Tage vorher, dann kann ich noch der Ad berücksichtigen, da weiß ich irgendwie habe ich einen High-Low-Spread von 100 150 Euro, ist ein mega-volatiler Tag, so da weiß ich auf jeden Fall, ah, wenn ich einen Zyklus fahre, dann kriege ich den, den kriege ich schon, so, also in der also je nachdem wie lange das Zeitfenster dann hält, ne aber den kriege ich abgebildet und da weiß ich schon so ungefähr, da wird mein Profit landen, in der Realität ist es natürlich viel komplexer, ne, also kommt Real-Energie-Markt dazu und so weiter, aber da weiß ich ungefähr, hey, das ist mein Spread, da bin ich mir ziemlich sicher, diesen Return werde ich erwirtschaften. Was ist das Äquivalent quasi auf der Behind-the-Meter-Seite? Also wie entsteht da der ganz konkrete Wert, um das mal so ganz begreifbar zu machen?
Speaker 1Ja, also man kann da schon, man kann es glaube ich nicht eins zu eins vergleichen, weil du hast eben noch, in Anführungszeichen, das ist aus Trader-Sicht sozusagen, wäre das so dieser nervige Standort, dieser Industrie- Standort, der irgendwie ja noch eine Rolle spielt, weil dieser Speicher ist eben Behind-the-Meter, der ist auch nicht fürs Trading da, sondern der soll das gesamte Energiesystem an dem Standort unterstützen und dafür sorgen, dass wir bestmögliche oder geringstmögliche Energiekosten haben für diesen Industriestandort, das ist die Grundlogik. Und wie gesagt, ein großer Teil dieses, des Mehrwerts kommt eben auch aus dem vermiedenen Netzentgelten und aus dem Eigenverbrauchsbereich, je nach Standort natürlich und entsprechendem Setup, diese Optimierung auf Marktpreise kann man natürlich schon mit einem gewissen Grad vorhersehen. Da kommt es aber auch wieder darauf an, dass man eine wirklich intelligente Steuerung hat, die die Marktpreise eben kennt, also vielleicht auch zwei Tage vorher durch entsprechendes Forecasting der Preise weiß, okay, ich bin jetzt hier aufgestellt, also das ist quasi die Preiskurve, die jetzt auf mich, oder die Preiskurve, die auf mich zukommt, dann habe ich noch eine erwartete PV-Erzeugung, die ich auch berücksichtigen muss, weil meistens ist der Eigenverbrauch besser, also nicht immer, aber meistens ist der Eigenverbrauch besser als der Netzbezug und dann natürlich auch noch das Thema Lastspitzen-atypik, also ich muss mich ja auch irgendwie an die Netzrestriktion halten, die ich irgendwie habe an dem Standort und ich will mir auch nicht irgendwie, nur weil ich jetzt auf der Head optimiert habe, irgendwie eine teure Lastspitze reinziehen, weil ich jetzt irgendwie, weil dann kannibalisieren sich die Effekte wieder, das heißt, man muss die ganze Zeit gegeneinander rechnen, was bringt mir jetzt welche, welches Optimierungsziel unter den Randbedingungen, in denen ich aktiv bin. Das heißt, du kannst es nicht so einfach 1:1 übertragen. Du kannst natürlich mit einer intelligenten Optimierung dafür sorgen, dass du wirklich diesen einen perfekten Fahrplan für den Speicher hinbekommst. Das heißt, du hast berücksichtigt, dass du dieses Hochlast-Hefferns einhalten sollst, hast berücksichtigt, dass du eben hier eine PV-Einspeisung oder dass du hier eine PV-Erzeugung hast, kannst dann abwägen, macht es Sinn, den Strom aus dem PV-Überschuss jetzt schon in den Speicher zu laden oder doch ins Netz zu geben, weil ich jetzt gerade noch eine Vergütung kriege und irgendwie ein paar Stunden später ist der Preis voll negativ, da will ich lieber mit dem Speicher sozusagen, will ich lieber quasi den PV-Strom in den Speicher ziehen, weil ich dann die negativen Preise auf der Einspeiseseite verhindere, da soll der Speicher ja nicht voll sein und dann kommt auf einmal die Einspeisung aus dem PV, das wäre auch ärgerlich und dann will ich ja auch nicht den Speicher entladen, also zu früh entladen, wenn dann der nächste Preispeak sozusagen ein paar Stunden später kommt und ich auf einmal schon anfange zu entladen, nur weil jetzt gerade weniger PV-Erzeugung sozusagen kommt, dass ich das erstmal schon ins Werk entlade und dann kommen auf einmal die teuren Preise eben eine Stunde später, das wäre ja auch ärgerlich, dann will ich ja lieber den Speicher entladen, wenn die Preise teuer sind. Und diese Logik, das wirklich in so einer Energiekostenbilanz zusammenzufassen, die alle diese Einfluss Faktoren berücksichtigt, das ist das, was wir da abbilden.
Speaker 2Und wenn ich jetzt, also ich versuche es mal an einem Beispiel, und du kannst mir ja sagen, ob das Sinn ergibt, was ich sage, aber mit einem Speicher, also zum Beispiel ein Value, den ich jetzt von dem, was ich jetzt gerade gelernt habe, sehen würde, wäre, ich habe den Speicher und ich weiß, dass ich mittags oder sagen wir mal nachmittags peakt irgendwie in meiner Produktion irgendwas, das weiß ich durch euren Forecast und weiß, dass ich dann quasi so eine Leistungsspitze verursachen würde, die mir nicht zugutekommt. Das bedeutet, ich kann dann wahrscheinlich mit dem Behind-the-Meter-Speicher in diesem Zeitraum den Strom, der zwischengespeichert wurde, nutzen und damit das, was der Netzbetreiber nachher über den Zähler sieht, an Leistungen, die wir aus dem Netz abrufen, diese Leistungsspitze quasi wegcutten. Und hättest du das quasi, was du dann als höheren Leistungspreis zahlen müsstest, das wäre quasi dann der Gewinn in dem Szenario, den ihr erwirtschaftet?
Speaker 1Genau, das wäre der Mehrwert, also die Ersparnis sozusagen. Oder der Erlös, je nachdem.
Speaker 2Und wie komplex ist das dann, wenn man all diese Value-Streams zusammenbringt, dann den ROI wirklich zu kalkulieren? Ich stelle mir das also sehr komplex vor.
Speaker 1Ja, natürlich. Aber wir wissen natürlich auch, was durch den Speicher durchgeht. Was geht rein und was geht raus? Und das können wir ja auch immer mappen sozusagen auf die Entscheidung, aus unserem Algorithmus. Also wir wissen ja grob sozusagen, was die Entscheidungsgrundlage hinter diesem Fahrplan ist. Wir können das ja dann schon mappen, die Mengen sind quasi rein und raus geflossen aus dem und dem Grund und können das dann entsprechend auch benchmarken. Also bei uns im Tool haben wir auch eine Benchmarking-Page sozusagen, die genau erklärt, wo kommt welcher Wert jetzt quasi her, was wäre Eigenverbrauchsoptimierung, was ist Day Ahead, was ist Netzentgelte, je nachdem, was der Kunde da auch mit uns als Setup umgesetzt hat. Während wir auf der anderen Seite natürlich eben diese ganzen prozessualen Einflüsse noch berücksichtigen müssen. Das darf man ja auch nicht vergessen. Dieser Speicher ist, wie gesagt, der ist eingebettet in ein industrielles Energiesystem.
Speaker 2Ja, und was war spannend, also ich habe so viel gelernt. Und ich glaube, dann spielt ja wahrscheinlich in dem Szenario auch der Stromeinkäufer eine größere Rolle. Ich habe eh gesehen, dass ihr jetzt mit FlexPower zusammenarbeitet auf der Seite. Der Armani war ja auch schon hier zu Gast, von daher Grüße gehen raus. Grüße gehen raus, genau. Und genau, das fände ich mal super spannend. Also wie ihr da zusammenarbeitet, gerade mit FlexPower, also diese Partnership und vielleicht welche Herausforderungen es auf der Einkäuferseite gibt und wie man das dann in so eine B&M-Optimierung mit einbindet.
Speaker 1Genau, also was wir beobachtet haben, auch schon relativ früh in der Industrie, ist, dass es hier zwei Welten gibt. Es gibt den Energieeinkäufer und es gibt quasi die technische Seite, also den Energiemanager, der irgendwie die ISO 50001 Energiezertifizierung einhalten muss, dafür sorgen muss, dass weniger verbraucht wird und eben auch einen technischen Leiter, der dafür sorgen muss, dass der Betrieb einfach sauber funktioniert. Das heißt, du hast quasi einen, der die Energie einkauft und einen, der die Energie quasi verbraucht und das natürlich versucht, so effizient wie möglich zu machen. Aber diese Welten in diesem Betrieb reden ganz selten miteinander oder fast nie. Das heißt, es wird einfach irgendwo Energie eingekauft, weil so günstig wie möglich oder weil es einfach zu diesem Risikoprofil passt, was auch immer. Wenn auf der anderen Seite einfach Energieverbrauch wird, aber die beiden Welten werden nicht zusammengeführt. Das heißt, es wird nicht überlegt, welche Beschaffungslogik passt eigentlich perfekt zu meinem Energieverbrauch und wie kann ich mit meinem Energieverbrauch vielleicht auch arbeiten, um bestmöglich auf diese Beschaffungslogik reagieren zu können und vice versa. Genauso auch, wie kann ich meine Beschaffungslogik perfekt vielleicht auch auf ein zukünftiges Szenario abbilden, wenn sich meine Infrastruktur verändert, wenn ich jetzt elektrifiziere, wenn ich jetzt E-LKWs hole, wenn ich Power-to-Heat mir auf den Hof stelle und so weiter. Und das ist für uns irgendwie eine unserer Aufgaben, die wir auch sehen, dass wir diese beiden Welten zusammenführen wollen, weil da eben wirklich nochmal zusätzliche Mehrwerte gehoben werden können, die wir jetzt wirklich schon im Markt sehen, in unserer Zusammenarbeit. Also im System sehen wir schon, dass wir da wirklich einen zusätzlichen Mehrwert heben können. Und genau deswegen war es für uns logisch, sozusagen mit FlexPower, ich sag mal, den Handshake an der Messstelle zu haben, weil wir sehr viele Daten, die wir jetzt im Meta aufsammeln, wir die ganzen Optimierungslogiken sozusagen auch technisch heben, technisch umsetzen und natürlich dann auch mit FlexPower kommunizieren können. Das heißt, für FlexPower ist es natürlich auch super interessant zu verstehen, was passiert jetzt bei meinem Kunden für den nächsten Tag, aber auch, ich sag mal, untertägig. Fällt da eine Maschine aus, dann fällt auf einmal Last runter, dann wird weniger Netzbezug, ist weniger Netzbezug da. Wie kann man mit diesen Informationen arbeiten, um das eben auch marktseitig nochmal besser zu verarbeiten? Zum einen, wenn was ausfällt, aber auch zum anderen wenn wir irgendwie Marktapportunitäten haben, wenn im Intraday gegenüber dem Dayhead auf einmal sich ein höherer Spread auftut, wie können wir damit arbeiten, sozusagen mit den Flexibilitäten, die wir auch behind the meter haben, um hier bestmöglich Mehrwerte zu heben. Das heißt, Beispiel, ich sag jetzt eine Uhrzeit, um 18 Uhr habe ich irgendwie zwei MW eingekauft für den Kunden sozusagen und jetzt ergibt sich, also für 100 Euro meinetwegen, und jetzt ergibt sich irgendwie Intraday auf einmal eine Verwerfung, d.h. ein Spread zwischen Dayhead und Intraday und ich habe da die Möglichkeit, irgendwie 200 Euro zu bekommen für eine MW, sozusagen. Und dann bin ich ja vielleicht in der Lage, dem Industriekunden oder mit uns sozusagen zu analysieren, kann ich irgendwo die Last quasi runterfahren, damit ich wieder Energiemenge frei habe, die ich dann wiederum verkaufen kann zum besseren Kurs, sozusagen. Und das eben algorithmisch, das kurzfristig in der Automatisierung zu überführen. Diese Logik, da arbeiten wir jetzt gerade zusammen. Und haben da auch echt schon paar coole Sachen, die wir da umsetzen.
Speaker 2Ja, das ist spannend. Also ich habe das Gefühl, dass das ja einfach ein Trend ist, der quasi einfach wahrscheinlich da, wo es am einfachsten ist, irgendwie beginnt, auf der Utility-Scale-Ebene. Ja. Und dann die Komplexitätsstufen über C&I bis zu Residential runtergeht, ne?
Speaker 1Ja, genau. Also ich sage immer Machine-to-Market. Das ist das, was wir abbilden wollen in der gesamten Wertschöpfungskette. Dass wirklich am Ende das perfekte System existiert, wo du hier im Drehendes Wind Rad hast und parallel dazu drinnen ein Verdichter oder ein Speicher, der sich entsprechend verhält. Und das aber in der Echtzeit. Ja. Und da müssen wir, glaube ich, hin in diese algorithmische kurzfristige Optimierung. Das ist quasi auch so mein Traum vom perfekten System. Also ich sage immer, the perfect shift, das ist das, was wir wollen. Diese perfekte Verschiebung oder Optimierung am Ende von Energieflüssen, die perfekt ineinander greifen. Und das kriegen wir hin über solche Zusammenarbeiten, über so eine Schnittstellen, weil wir auch der Meinung sind, natürlich könnten wir es auch sagen, wir wollen selber Trader werden oder Flexpausen. Ja, wir gehen jetzt selber auf die Maschine rauf. Aber um unseren Investor Stefan Müller zu zitieren, Schuster bleibt bei der Leisten. Bin ich großer Fan von. Das sind eben unterschiedliche Welten, aber durch eine sehr gute Partnership, durch diesen Handshake können wir diese Welten zusammenführen und dann wirklich best of both worlds liefern und nicht irgendwie so halbgar aus beiden anbieten. Das ist Quatsch eben. Und deswegen, also man muss wirklich das Beste, die besten Teams aus beiden Welten zusammenführen, durch saubere, geile Schnittstellen und dann eben diesen Wert
Speaker 2heben. Superspannend. Also jetzt, wenn oft bei dieser perfekten Vision von einem fully flexible Stromallokation ist auf der Spielverderber die Regulatorik, würde ich sagen.
Speaker 1Ja und nein. Es gibt da echt richtig geile Ansätze gerade bei der Bundesnetzagentur. Also ich habe auch Klaus Müller, war ich mal auf einem Event vor kurzem, wo der sehr gut gesprochen hat, fand ich. Und kann sehr gut mit dem reden, glaube ich. Allerdings dauert das alles so ewig. Das ist einfach so das Nervige. Aber ja, genau.
Speaker 2Ja, absolut. Also zum Beispiel auch, ich finde auch im Utility-Scale-Segment diese Diskussion um Aufheben Netzentgeltbefreiung und sowas, finde ich auch total fair und finde ich auch toll spannend, dass die Bundesnetzagentur da auch bereits über flexible Netzengelte und so weiter nachdenkt. Und bei euch spielt es ja auch eine große Rolle und für die weitere Entwicklung vom CNI-Markt. Also was jetzt mit der Agnes-Reform kommt. Und ich finde es super spannend, wie, welche Punkte aus der aktuellen Diskussion um Agnes-Reform euch betreffen. Und was sich da ganz konkret verändert. Also sehen wir da schon eine Dynamik, die vielleicht der Markt jetzt erstmal vorgegeben hat in Richtung Flexibilisierung bis in die Tiefe, bis tief in die Industrie rein. Wird das dann regulatorisch gerade enabled und viel darüber gesprochen? Was ändert sich da ganz konkret?
Speaker 1Genau, dazu haben wir tatsächlich im März ein Webinar gemacht. Ist das Wissen da noch ein bisschen frischer. Da gibt es natürlich auch gerade sehr viele Diskussionspapiere, die auch durch die Bundesnetzagentur nach verschiedensten Konsultationsgesprächen entsprechend kommuniziert werden. Aber es ist eben noch nicht so wirklich was fixiert, ich sage mal, an Entscheidungen. Und dementsprechend ist es so, dass hier noch sehr viel in der Schwebe ist, aber nur so viel schon mal. Das Energiesystem oder die Netzeingelte werden auf jeden Fall dynamisiert. Also es wird dann eine Flexibilisierung kommen und diese Flexibilisierung wird zu weiteren Mehrwerten führen, die im Endeffekt durch Speicher und weitere flexibilisierbare Assets behind the meter dann auch ermöglicht werden können. Also der Weg ist klar und zeigt auch ganz klar auf, dass Flexibilisierung eben zentral für das industrielle Energiemanagement schon ist und auch sein wird. Aktuell ist es so, dass wir den Industriestrompreis haben. Also zumindest ist er jetzt quasi durchgewunken worden. Es gibt ja jetzt, glaube ich, auch die Förderrichtlinien, die entsprechend definiert wurden. Und wenn man jetzt als Unternehmen diesen Industriestrompreis in Anspruch nehmen möchte, muss man auch als Gegenleistung einen Teil der Subventionen entsprechend in Flexibilisierungsmaßnahmen oder Elektrifizierungsmaßnahmen investieren, was ich absolut für richtig halte und auch zu einem gewissen Grad für eine Brücke halte Richtung 2029. Weil der Industriestrompreis gilt bis 2029 und ab 2029 soll dann auch die Agnes-Reform in Kraft treten und betrifft dann im ersten Schritt eben das Thema Bandlassprivilegierung, also die 7000 Stunden, die ich eben erwähnt hatte, wo es darum geht, die großen Industrieunternehmen, die von diesem Bandlassprivileg profitiert haben, wie gesagt, Grundstoffe, Kupfer, Glasherstellung und so weiter, zum gewissen Grad flexibler zu werden, damit sie eben auf diese neuen Anforderungen reagieren können, um weiterhin in den Genuss dieser 80 bis 90 Prozent Netzeingeldrabatte zu kommen. Da sind verschiedene Methoden im Umlauf, wie das dann abgerechnet werden soll. Eine Methode wäre, dass man diesen Flexibilisierungsanspruch, diesen Flexibilisierungsanspruch, der irgendwo dann zwischen 3 und 5 Prozent gegenüber einem Benchmark-Wert sozusagen liegt, irgendwo an den Day-Head koppelt. Macht Sinn, weil es einfach ist, ist aber kompliziert, weil das natürlich der Netzphysik nicht immer gerecht wird, weil wir natürlich, wie gesagt, diese 900 Verteilnetze haben oder generell ein heterogenes Netzgebiet während der Day-Head ja deutschlandweit gilt. Also da beißt sich das so ein bisschen, aber wäre zumindest für die deutschlandweite Sicht eine relativ einfache Umsetzung. Das andere wäre im Endeffekt, dass man als Netzbetreiber auch wieder eher in so eine Art Hochlastlogik oder ähnliches geht, dass man da gewisse Zeitfenster oder so vorgibt. Das ist auch möglich. Während wir auf der anderen Seite auch Richtung atypische Netznutzung Veränderungen sehen werden. Das heißt, diese Hochlastzeitfenster, ich könnte mir vorstellen, dass die eben nochmal ein ganzes Stück dynamischer werden, dass man dann irgendwann bis hin zu einer dynamischen Preis, Netzentgeltpreiskurve kommt. Das wird sich aber über die noch ein bisschen strecken. Das wird noch ein bisschen dauern, bis wir soweit sind. Das soll aber im Endeffekt 2029 eben losgehen und dann vielleicht bis 2032 oder so laufen. Da werden wir parallel dazu, und das ist auch sehr spannend, gerade auch über den Kapazitätsmarkt reden. Das heißt, dass man Flexibilitäten auch sehr niederschwellig Netzbetreibern zur Verfügung stellen kann. Wie das ausgestaltet ist, wissen wir noch nicht. Da gibt es eben ein belgisches Modell und auch ein britisches Modell, wo sowas schon live ist, wo man eben auch sehr einfach, auch als Haushaltskunde, entsprechende Flexibilitäten dann anbieten kann und davon dann profitieren kann.
Speaker 2Ich fand gerade ganz spannend, dass du dir vorstellen könntest, dass diese Last, Fenster, wie heißt nochmal? Hochlast, Suchfenster. Genau, Setfenster, dass die in einer gewissen Form irgendwann in so einer Curve münden könnten. Und wäre spannend, ob man da vielleicht sogar so ein bisschen mehr Knowledge Exchange zwischen eben der Entwicklung auf der Utilities-Geebene und dem C&I-Space aufbauen könnte, weil mit FCAs werden ja genau solche Daten gerade immer stärker nachgefragt bei den Netzbetreibern. Und da gibt es ja super divers, also es ist super divers, dass manche Netzbetreiber, die stellen schon fully flexible FCAs aus, wo die dann wirklich super Daten haben müssen von ihrem Netz, auch Live-Daten, damit sie das abbilden können. Und manche eben sagen dir, hey, wir haben hier ein Fenster, in dem darfst du bitte deinen Speicher fahren, aber bitte nur von 22 Uhr bis 5 Uhr morgens. Okay, das gibt es auch. Das bedeutet, also das Ziel ist ja eigentlich das Gleiche, dass der Netzbetreiber möglichst gut, weiß, was in seinem Netz passiert. Genau. Und dann.
Speaker 1Und auch ein bisschen Hoheit hat, was in seinem Netz passiert.
Speaker 2Ja. Und dann euch quasi eine Kurve geben kann, also in eurem Space eine Kurve geben kann für, nach der danach, ich vergesse das Wort nochmal, Last-Hochlastzeitfenster, wodurch dann die Hochlastzeitfenster ersetzt werden könnten. Und bei uns sind es dann die Kurven, vielleicht die Lastkurven, die wir brauchen, zu denen wir eingeschränkt sind. Und die dann eingeschränkt werden, bei Batteriespeichern, die uns ermöglichen, trotzdem den Netzzugang zu bekommen. Und das wäre total spannend, ob man diese Learnings vielleicht sogar allein kann und irgendwie beim Netzbetreiber, ja, vielleicht sogar gemeinsam mit den Sparten, diese Connection habe ich vorher noch gar nicht gesehen. Absolut, der das pushen kann.
Speaker 1Es passiert ja alles im gleichen Netzgebiet und ein wichtiger Faktor ist eben, dass man erstmal überhaupt Transparenz bekommt. Was passiert hier überhaupt in meinem Netzgebiet? Weil ich glaube, dass viele Netzbetreiber da auch noch gar nicht so weit sind. Also das, was wir eben sehen von der Industrie. Wir produzieren ja auch eine Menge Daten. Wir machen relativ genaue Residuallastprognosen, also Netzbezugsprognosen für Industriestandorte, die auch theoretisch und wahrscheinlich auch praktisch hochinteressant sind für den Netzbetreiber, damit der weiß, was passiert da überhaupt jetzt, auch die nächsten 24 Stunden. Nochmal ein ganzes Stück eben genauer als das, was er vielleicht schon hat. Das Gleiche gilt ja auch, ich sage mal, im Residential Space, wo man eben wahrscheinlich eher auf diesen Ortsnettraffelstationen raufguckt, aber gar nicht weiß, was passiert dahinter. Und wenn jetzt da, alle anfangen, jede E-Autos da anzustecken, PV-Anlagen zu haben und irgendwie auch Heimspeicher, dann wird es auch immer komplizierter. Und dementsprechend ist, umso mehr Daten wir produzieren, umso mehr wir auch in die Zukunft gucken können, umso besser wird unser System. Weil viele der Preisverwerfungen, die wir ja auch haben, oder ein viel großer Teil der Volatilität, basiert ja auf Supply und Demand. Aber quasi diese Steps zwischen Dayhead und Intraday zum Beispiel und der Spread dazwischen, basiert ja eigentlich eher darauf, dass unsere Forecasts noch nicht gut genug sind oder die Datentransparenz noch nicht gut genug ist. Weil wenn wir alles perfekt forecasten können, dann wird es eben Dayhead schon eine Kurve geben, die sich dann auch die ganze Nacht durchzieht.
Speaker 2Ja, ich finde es unglaublich spannend, weil eigentlich müsste der Netzbetreiber ja, also ich habe manchmal das Gefühl, dass es so ein bisschen eine Frage der Inzentivierung von einem Netzbetreiber manchmal ist, weil eigentlich, wenn er in die Richtung inzentiviert wäre, möglichst viel Kapazität zu vergeben, also natürlich nur in einem sicheren Rahmen, aber möglichst viel zu vergeben, wenn da irgendwie, wenn da ein wirtschaftliches Interesse bestehen würde, dann würden sie ja ziemlich sicher sowas von auf eure Daten pochen und auf euch zugehen, damit sie im theoretischen Case noch eine bessere Netzübersicht haben und damit sich noch sicherer sein können, dass sie noch mehr Kapazität
Speaker 1flexibel vergeben können. Also ich glaube, der Netzausbau ist wirklich ein richtig wichtiges und sehr komplexes, schwieriges Thema. Weil eben wir diese ganzen Erneuerbaren jetzt überall hinbauen, die ganzen, auf der Verbraucherseite auch ganz viel passiert Richtung Elektrifizierung. Das heißt, der Strombedarf wird auch, der Verbrauch wird auch ein ganzes Stück, ich sag mal, anziehen. Und da ist dann wirklich die Frage, so, wie managen wir das? Und da gibt es eben zwei Hebel. Der eine Hebel ist natürlich Netzausbau. Da muss einfach Kupfer in den Boden oder auch über Landleitungen. Das ist einfach eine physikalische Aufgabe. Und der andere große Hebel, der einfach noch viel zu wenig genutzt wird, ist eben das Thema Digitalisierung. Das heißt, wie kann ich mit den Daten und einer guten Netzsteuerung über Anreizsysteme, am besten marktbasierte Anreizsysteme, dafür sorgen, dass mein Netz, also, so gut es geht oder zu dem richtigen Zeitpunkt richtig ausgelastet oder benutzt wird. So, und da müssen wir eigentlich quasi, darauf müssen wir uns fokussieren, auf diese zwei Themen, glaube ich.
Speaker 2Super, super spannend. Ich habe eine Sache noch, über die wir vorhin schon gesprochen haben, das Bandenastprivileg und wie sich das Ganze jetzt im Ereignisverfahren verändern wird. Dazu würde ich nochmal zurückkommen, weil das habe ich noch nicht ganz verstanden. Das finde ich super spannend, von dir mal eingeordnet zu bekommen. Nach aktuellen Bandenastprivileg muss ich als Erzeuger über diesen 7.000, was war es nochmal, 7.000, bekomme ich pauschal diesen Rabatt oder was konkret muss ich dafür nachweisen und was muss ich dann in der Zukunft dafür nachweisen, damit ich diesen Rabatt erhalte mit einer flexiblen Komponente. Das ist noch nicht beschlossen, aber potenziell. Das fände ich super spannend, mal konkret eingeordnet zu bekommen. Genau, also aktuell ist es so,
Speaker 1dass du tatsächlich, also ich kenne jetzt nicht genau diesen Antrag, wie man das dann, das ist ja auch noch so eine gewisse individuelle Komponente, das ist jetzt nicht ganz in unserem Space jetzt, aber grundsätzlich ist es so, wenn du eben über diese 7.000 Stunden kommst, hast du den Anspruch auf diesen Netzengeldrabatt und ich glaube, wenn du sogar noch ein Stück höher kommst, also auf 8.000 Stunden oder so, dann kriegst du eben auch noch mehr Rabatt, so Richtung 90 Prozent dann. Genau, und das soll sich eben ändern, dass du dann auch noch mehr Rabatt bekommst, weil du nicht einfach nur so den Rabatt bekommst, sondern weil du viel verbrauchst. Sag mal, du musst auch eine Gegenleistung geben und das ist auch auf EU-Ebene im Endeffekt so ein bisschen sauer aufgestoßen, weil es so ein bisschen so wirkt wie so ein Rabatt, wo du keine Gegenleistung verlieferst. Und diese Subvention darfst du so in der EU, glaube ich, nicht einfach so vergeben. Das heißt, da muss irgendwo eine Gegenleistung sein für so einen Rabatt und diese Gegenleistung muss eben in der Netzdienlichkeit münden und wie genau das in einer Netzdienlichkeit mündet, da gibt es jetzt verschiedene Möglichkeiten, aber das ist eben, hatte ich ja eben kurz erwähnt, auch an Day Help gekoppelt oder was auch immer. Aber das ist noch nicht ganz endgültig geklärt, wie das ausgestellt wird. werden soll. Ich habe gehört, das soll bis Ende des Jahres kommen, aber let's see, was da noch wirklich kommt. Aber irgendwo muss da eine flexible, dynamische Gegenleistung sein. Und wie können das Unternehmen jetzt regeln? Im Endeffekt müssen wir ja mal schauen, was kann ich überhaupt gerade flexibel leisten? Und wir sprechen ja jetzt nicht von richtig großen Flexibilitäten, die man liefern muss. Aktuell stehen da irgendwie so drei bis fünf Prozent im Raum. Das ist jetzt auch nicht so viel. Aber kann trotzdem herausfordernd sein für ein Unternehmen. Das will ich auch gar nicht absprechen, weil tatsächlich gibt es ja einige Industrien, die sind auch systemkritisch, die sind wichtig und die können wir jetzt nicht einfach so aus dieser Regulatorik fallen lassen, weil die eben auch einen wichtigen Beitrag liefern zu unserem System, zu unserer Gesellschaft. Und dementsprechend muss man da einen Weg finden, das hinzubekommen. Was Unternehmen jetzt machen können, ist wie gesagt einmal schauen, was haben sie schon an Möglichkeiten? Und wenn sie die nicht haben, wie muss sich die Infrastruktur verändern? Und das ist was, wo wir auch unterstützen können und wo wir jetzt auch Kunden haben, wo wir zum Beispiel jetzt eine Power-to-Heat-Systeme aufgebaut haben. Ein Power-to-Heat-System kann man eben in dieser Gleichung von Energieverbrauch durch Lastspitze das Thema Energieverbrauch zum Beispiel steuern, indem man jetzt einfach mehr verbraucht und dadurch eben leichter in diese, jetzt aktuell noch leichter in diese 7000-Stunden-Regel fällt, also das ein bisschen besser kontrollieren kann. Auf der anderen Seite aber auch in Zukunft mit diesem Power-to-Heat-System eben relativ flexibel fahren kann, gegenüber der bestehenden Wärmeerzeugung, die vielleicht gasbasiert oder ja, Biomasse-basiert ist. Und entsprechend hat man da einfach einen Hebel, mit dem man gegensteuern kann, mit dem man sozusagen auf der Lastseite arbeiten, also auf der Lastspitzenseite arbeiten kann, aber auf der Energiemengenseite. Bei Speicher ist es noch ein bisschen eine andere Logik. Der kann auch dabei helfen, aber primär auf der Lastspitzenseite, also der untere Teil von der Equation, weil der ja per se keinen zusätzlichen Energieverbrauch darstellt in Summe für ein Jahr, sondern eher Energieverbrauch
Speaker 2zeitlich verschiebt. Ich habe auch, für mich war gerade auch vor allem ein spannender Teil, das mir gar nicht so bekannt ist, dass wirklich dann einfach pauschal, je nach zuschneidiger Leistung, gewährt wird, dieser Netzwerkjagdrabatt.
Speaker 1Das Wichtige ist, dass man eben jetzt als Unternehmen das erkennt und jetzt überlegt, wie gehe ich damit um, damit man jetzt den Data Layer aufbauen kann, damit man jetzt perfekt die Optimierungslogiken implementieren kann und mit dem Speicher oder dem Power-to-Heat-System ja jetzt schon auch Mehrwerte generieren kann, bis dann 2029 die Änderung kommt und dann ist man einfach ready. Dann schalten wir das über Nacht einfach um und so ist auch unsere Optimierung. Deswegen rede ich ja auch von betreuter Optimierung. So, das schalten wir dann einfach um. Das wird dann einfach umgesetzt und dann läuft das ab dem 01.01.2029, genauso wie der Netzbetreiber das eben, oder die Bundesnetzagentur das vorsieht, um eben diesen Netzeingeld-Rabatt zu erhalten und da macht man überhaupt nichts mit verkehrt.
Speaker 2Dann last topic: Wir haben ja im Nachbarraum sogar einen Investor von euch, den Niklas. Wir sehen ihn raus. Von Interface, beziehungsweise auch Kunde von der Energies. Und Blinkist. Und von dem Grund, eine Sache, die ich noch ganz spannend fand, war, ihr habt ja super erfolgreiche Runden geracet, super spannende Investoren mit an Bord und aus meiner Sicht stellt sich die Frage: Ist als nächstes noch eine Investitionsrunde geplant von eurer Seite? Ich fand nämlich super spannend, dass ihr schon, wie ich betrachte, die Summen geracet habt, super spannende Investoren an Bord habt. Ähm, ich meine, ich will es jetzt peinlich sagen, Jerry Candlest, habt ihr in der letzten Runde mit an Bord geholt, was ja auch ein Name ist. Deswegen finde ich es super interessant, von dir mal zu hören, wie ihr da in die Zukunft blickt.
Speaker 1Ja, also ich glaube, das Schöne ist, dass wir ein Problem lösen, was weltweit einfach ein Thema ist. Also das ist eben Physik. So will sich die Welt weiterentwickeln und da brauchen wir eine Lösung. Und genau, wir liefern wirklich eine Lösung im Kern. Und ich glaube, wenn du als Unternehmen eine Lösung wirklich am Kern anpackst, nämlich an dieser Volatilität und durch Optimierung sozusagen deine Antwort darauf lieferst, dann kannst du daraus eine richtig große Firma bauen. Und wie gesagt, wir hatten ja eben auch schon über den Datenschatz gesprochen, auf dem wir sitzen und den wir natürlich auch weiter ausbauen. Das sind alles Themen, die für uns hochspannend sind, wo wir unglaublich viele Potenziale sehen, das weiter auszubauen. Außerdem ist es so, dass das Problem wie gesagt weltweit existiert und nicht nur in Deutschland. Deutschland ist natürlich ein Markt, wo es sehr akut ist, weil wir eben sehr viel erneuerbaren Ausbau haben, aber auch andere Länder haben genau die gleichen Themen. Und dementsprechend ist da auf jeden Fall ein großer Space da für eine ganz neue Rolle im Markt, die wir den Optimierer nennen. Also wir sind der Optimierer, der im Endeffekt diese ganzen Energieflüsse steuert, optimiert und in das Energiesystem integriert. Das ist die Aufgabe. Das ist quasi aktuell noch nicht als Rolle definiert und wir definieren einfach jetzt diese Rolle für uns und sehen da eben einen riesengroßen Space, weil am Ende ist Stromkonsum ist Hardware-Commodity, aber das, was das zusammenführt, ist dieser Data Layer, das ist die Optimierung. Das ist die Möglichkeit, diese Energieflüsse aktiv in der Physik zu optimieren, zu modulieren. Und das ist ein Riesenthema und ich bin extrem hungrig, das natürlich jetzt groß aufzusetzen und wenn uns so eine Finanzierungsrunde hilft, dann nehmen wir die gerne mit. Okay, das bedeutet erased? Nee, nee, nee, aktuell nicht. Auf gar keinen Fall. Da habe ich jetzt auch einfach Fokus auf Operations gerade. Aber dass da eine weitere Finanzierungsrunde in Zukunft kommt, ist sehr, sehr gut möglich. Okay. Und New Markets? Wo blickt ihr hin? Für uns sehr spannend natürlich, aktuell noch nicht akut, aber sehr spannend sind natürlich, ich sage mal so, unser europäisches Umfeld. Das sind die Nordics, das ist UK, das ist Spanien, Italien, wo es auch wirklich Bedarfe gibt. Auch Osteuropa ist interessant, wird immer interessanter. Da sehen wir schon eine Menge Potenziale. Benelux natürlich auch, sehen wir sehr viele Echtpotenziale, weil die jetzt teilweise mehr oder weniger, also Nordics zum Beispiel sind schon sehr weit an dem Thema, England genauso, Benelux auch, aber mehr oder mehr werden diese Märkte jetzt eben immer interessanter für diese ganzen Energieoptimierungsthemen und da, das finden wir hochspannend, da eben
Speaker 2tiefer einzusteigen. Also, ich habe viel gelernt. Ich habe auch, ich werde auch weiter verfolgen, wie es weitergeht. Welche Markets ihr euch als nächstes anschauen werdet, wie ihr weiter in Deutschland wachst. Und vielen, vielen Dank dir, dass du gekommen bist. Ja, danke, dass ich hier sein durfte.
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