Speaker 1Ich habe da mal einen Test gemacht, was den Unterschied der Revenues bis zu 2,5x verändert, was natürlich crazy ist. Also wenn du solche Regeln der Märkte auch nicht in Betracht ziehst, kannst du dich auch komplett verschätzen.
Speaker 2Laura ist Central Europe Lead von Gridcock und hat damit einen wunderbaren Einblick nicht nur in den Bestmarkt an sich, sondern eben auch in die projektspezifischen Assets und Besonderheiten.
Speaker 1Wir sind Simulationssoftware für Energieprojekte und unser Industrieteam ist eigentlich das Team, das unseren Kunden hilft, ihre Projekte in der Software darzustellen. Also alle Komplexitäten, alle Restrictions und so weiter, das richtig in der Software darzustellen, die Ergebnisse zu interpretieren. Was unsere Kunden in Gridcock machen können, ist eben diese ganzen verschiedenen Szenarien zu modellieren, zu vergleichen und eben ein bisschen eine neutralere Idee zu bekommen davon, was diese Punkte wirklich für einen Einfluss haben. In die Projekte, anstatt jetzt diese ständige LinkedIn-Drama, was man da auch oft hat.
Speaker 2Hallo Laura, sehr schön, dass du es im Podcast geschafft hast. Ich habe mich sehr, sehr gefreut, dass du zugesagt hast. Ich starte mal straight up mit einer Frage rein. Wer bist du eigentlich und was machst du?
Speaker 1Cool, ja, danke Max. Ja, ich bin die Laura. Ich bin Central Europe Industry Lead bei Gridcock. Wir sprechen hier gleich nochmal mehr drüber, was genau Gridcock macht. Aber vielleicht als. Wir sind One-Liner, wir sind Simulationssoftware für Energieprojekte und unser Industrieteam ist eigentlich das Team, das unseren Kunden hilft, ihre Projekte in der Software darzustellen. Also alle Komplexitäten, alle Restrictions, Commercial Models und so weiter, das richtig in der Software darzustellen, die Ergebnisse zu interpretieren. Aber wir sind auch auf der anderen Seite der Schnittpunkt zwischen. Der Industrie und dem Produkt. Also wir arbeiten auch sehr viel mit unserem Product Team, leiten einerseits das Feedback von unseren Kunden zurück zum Product Team, aber auch natürlich Informationen von der Industrie selbst. Also wir sind auf Events, wir lesen viel Regulatorik und so weiter und informieren dadurch das Product Team quasi, was wir in der Software darstellen müssen. Und genau, das ist das Industrie-Team. Das Industrie-Team innerhalb von Gridcock und ich leite eben die kontinentaleuropäische Version bzw. das kontinentaleuropäische Team davon.
Speaker 2Yes, ich habe gesehen, du hast als Background Physik gemacht im Bachelor. Yes. Hast dann den Energy Systems Master in Oxford gemacht, wie so viele, würde ich sagen, in der Industrie. Also da gibt es bestimmt den ein oder anderen Hörer oder vielleicht auch schon im Podcast, der den gemacht hat. Aber erzähl mal so ein bisschen, wie du vielleicht von Kindheit an ins Studium gerutscht bist, was hat dich an der Physik interessiert und wie hast du dich dann vom Physik-Bachelor dafür entschieden, in die Energy-Industrie zu gehen und was begeistert dich daran? Also was hat dich genau in diese Nische, in der du jetzt gerade arbeitest, was hat dich da hingetrieben?
Speaker 1Klar, also ich bin, wie man wahrscheinlich hört, ursprünglich aus Wien. Ähm. Bin in Wien geboren, aufgewachsen, war auch in Wien eben an der Schule. Hab Mathe und Physik immer extrem spannend gefunden, wusste aber irgendwie, dass wenn man in, und ich glaube, das ist in Deutschland sehr ähnlich, wenn man in Österreich Physik studiert, hat man jetzt nicht so viele Optionen danach. Während wenn man in England Physik studiert, das wusste ich irgendwie, hat man, kann man danach noch eigentlich machen, was man will. Also das ist in England generell ja so ein bisschen der Fall, dass man ein bisschen studieren kann. Was man will und danach seine Schiene erst finden kann. Und ja, Physik hat mich interessiert, aber ich wusste, dass es nichts für mich für immer ist. Ich fand die Intellectual Challenge davon spannend und hab das dann eben gemacht in meinem Bachelor. Ja, es wurde dann aber eben auch im Bachelor dann klar, so ja, ich kann's machen, aber es ist jetzt nicht das, was ich für immer machen will. Fand's spannend, hab dann aber währenddessen irgendwie. Ich hab dann auch andere Dinge gesucht, die mich dann ein bisschen mehr interessiert haben und war auch generell immer, also auch als Kind, sehr idealistisch unterwegs. Also hab mir immer gedacht, irgendwie, ich will etwas machen, was was Gutes tut, wusste aber nie genau, in welche Schiene das gehen soll. Hab mir dann aber eben während des Studiums gedacht, okay, es macht irgendwie Sinn, mit der Physik, also mit der naturwissenschaftlichen, mit dem naturwissenschaftlichen Hintergrund, das in die Umweltschiene, also dieses gute Tun quasi in die Umweltschiene zu leiten. Und bin dann eben so in Energie geraten, also eigentlich recht zufällig. Hab mir verschiedene Master angeschaut, viele davon waren recht breit, also Environmental Technology, solche Sachen. Hab mir dann aber honestly gedacht, okay, ich sollte mich eigentlich irgendwo in Oxford bewerben, da gab's aber keine Environmental Blablabla Master. Hab dann aber Energy Systems gefunden, hab gedacht, okay, das passt irgendwie dazu und hab dann lustigerweise während der Interviewphase, während der Bewerbungsphase für diesen Master, so meine Leidenschaft für die Energieindustrie entdeckt, weil ich eben gemerkt hab, wie facettenreich es ist, wie es irgendwie so jeden Bereich, ja, mit jedem Bereich was zu tun hat. Also politisch, wirtschaftlich, mathematisch, technisch, also dass es eben so viele Facetten deckt, was anscheinend die Interviewer dann auch gespürt haben, weil ich dann auch den Platz bekommen hab und den Master dann auch gemacht hab, was, ja, irrsinnig cool war. Also für mich dann auch eben eine Intro in die Energieindustrie, der Master war auch wirklich breit gefächert, also mit sozioökonomischen Themen, Policy-Themen, technischen Themen, bisschen was von allem. Also beides in UK und hab mir danach eben gedacht, okay, was mach ich jetzt? Wusste von diesem breit gefächerten Master auch noch nicht ganz, in welche genaue Richtung ich jetzt gehen will, also wollte weiterhin noch breit gefächert bleiben und bin dann in die Strategieberatung gegangen, bin dann in die Strategieberatung gegangen und bin dann in die Strategieberatung gegangen, lustigerweise auch mit Olli, der, glaube ich, auch mal bei dir hier gesessen ist.
Speaker 2Ach, der Oliver Schmitz?
Speaker 1Yes. Ah ja. Der war damals einer meiner ersten Manager. Hab dann eben in Berlin bei Apricum gearbeitet, wo ich weiterhin recht breit gefächert in verschiedenen Energiethemen gearbeitet habe. Am Anfang natürlich noch eher fokussiert auf die Solarindustrie, aber dann mehr und mehr auch Batteriespeicher und Flexibilität. Hab dann zum Beispiel eine Batteriestrategie gemacht für. verschiedene Unternehmen oder auch eine Supply-Chain-Energy-Storage-Strategie und dann irgendwie gemerkt, dass, ja, Batteriestorage doch irgendwie spannender und herausfordernder ist noch als Solar. Und wollte dann auch eigentlich unbedingt in ein Startup gehen, als ich dann irgendwann entschieden habe, dass ich aus der Consulting-Branche raus will. Bin dann, ja, über GridCock gestolpert, die eben eine sehr spannende Software haben, die eben sehr viele Punkte und sehr viele von diesen Herausforderungen von der Energieindustrie quasi in ein Produkt zusammenführen. Und zwar eben die Simulationssoftware, über die wir sicher gleich auch nochmal mehr sprechen werden. Ja, safe. Genau. Und ja, bin jetzt mittlerweile in London seit fast drei Jahren bei GridCock und jetzt sind wir wieder am Anfang der Vorstellung.
Speaker 2Absolut, ja. Superspannend. Superspannend. Also ich, vielleicht so ein bisschen, es gab ja auch schon im Podcast kuriose Wege in die Industrie rein. Also ich erinnere mich zum Beispiel an auch jemand aus, der sein Studium in Oxford gemacht hat, der Benjamin Merle. Der hat von Empire, hat zum Beispiel auch zuerst in der Strategieberatung gearbeitet und hat da witzigerweise ein sehr großes Gaskraftwerkprojekt bei McKinsey betreut und ist quasi über den ganz anderen. angel quasi in die spätere Renewable-Schiene gekommen. Aber bei dir war es dann vor allem, habe ich jetzt so verstanden, so du hast nach dem Physik-Badge da für dich irgendwie so gesucht, hey, was mache ich? Fandst du Renewable spannend? Fandst du irgendwie von vornherein einfach die Challenge. Impact. Genau, Impact spannend und dann hat es sich da hingezogen. Genau. Ja, super interessant. Also dann macht auf jeden Fall die Station bei GridCock auch absolut Sinn. Ich finde es. Super, super spannend, was GridCock macht. Ich glaube, nicht jedem ist GridCock ein Begriff. Vielleicht magst du kurz mal sagen, so, was macht ihr genau und was macht ihr vielleicht anders als, sagen wir mal, die Auroras dieser Welt oder die Modus dieser Welt?
Speaker 1Klar, also wir sind Projektsimulationssoftware, also hauptsächlich im Planungsschritt des Projektlebens. Und was unsere Kunden eben machen? Was unsere Kunden machen können, ist, sie können ihr Projekt ganz genau darstellen in der Software, also von eben, wie vorher schon erwähnt, allen technischen Setups, alles von Roundtrip Efficiency, Degradation Schedules, Self-Discharge, C-Rates, also alles irgendwie, was zum Beispiel jetzt eine Batterie oder Teil einer Batterie ist, aber auch dasselbe mit Solaranlagen, Wind, aber auch Behind-the-Meter, also alle quasi Co-Location-Projekte, die du dir nur vorstellen kannst, mhm. mhm. auf der technischen Ebene, dazu dann einen Commercial Layer, also welche Märkte, welche Value Streams sind, Und haben auch Teil an diesem Projekt. Welche Stakeholder haben Teil an diesem Projekt? Und was unsere Simulation dann eben macht, ist eine Optimierung, Interval by Interval Level, von all diesen Assets in diesem gesamten Kontext, in diesem gesamten quasi mathematischen Problem, das mit all diesen Inputs erstellt wird. Und was dann unsere Kunden als Outputs bekommen, sind einerseits Energy Flows, also die Energieflüsse von allen Assets zu allen Assets vom Grid und die Cash Flows, also was heißt das auf finanziellen Ebene, IRRs, RRIs, Simple Payback Periods und so weiter. Ich habe es gerade schon kurz erwähnt, in Deutschland kennen uns wahrscheinlich die meisten, die uns kennen, aus dem Front-of-Meter-Bereich. Wir kommen ursprünglich aus dem Behind-the-Meter-Bereich. Also wir sind ursprünglich in Australien. Wir sind in Australien gegründet worden 2020, weil unsere Founder sowie unser eigentlich gesamtes Software-Entwicklungsteam sind auch immer noch in Australien. Und eben hauptsächlich bei Supermärkten, bei Industrieunternehmen, Büros und so weiter, auch EV-Fleets, also in sehr vielen verschiedenen Bereichen tätig, weil eben unsere Software das alles deckt. Wir sind dann 2023 nach England übersiedelt, also unser Headquarter ist jetzt in London. Aber wie gesagt, das Team ist zum Teil noch immer in Australien. Und dann haben wir eben.
Speaker 2Was war da der Background? Also warum aus Australien weg und warum.
Speaker 1Warum aus Australien weg?
Speaker 2Vielleicht zwei Sachen. Also warum aus Australien weg und Richtung London und warum Shift von Behind-the-Meter to Front-of-Meter?
Speaker 1Der Hintergrund von den Gründern war da ein bisschen, wir haben den australischen Markt, wir haben einen Namen im australischen Markt, wir haben recht viele Kunden im australischen Markt, wir sind recht happy damit, aber der australische Markt ist auch nur so groß. Also es ist eben eine Insel, obviously, und da kann man jetzt nicht ewig wachsen. Einer unserer Gründer, Pete, ist auch ursprünglich Engländer, also ich glaube, da war auch ein bisschen eine persönliche Komponente dabei. Sie wollten eben einen zweiten Standort aufbauen, haben das dann in London gemacht, weil England besonders zu der Zeit eins der fortgeschrittenen Länder war. Im Sinne von Flexibilität und im Sinne von auch Behind-the-Meter-Komplexität und ich meine, können wir auch später nochmal in Detail darüber reden, aber die Möglichkeiten, die eine Behind-the-Meter-Batterie in England hat, an verschiedenen Märkten teilzunehmen und so weiter, das ist auf einem ganz anderen Level als zum Beispiel hier. So sind wir eben dann nach London expandiert oder nach England oder Großbritannien und in Großbritannien selbst. Da sind wir auch immer noch im Behind-the-Meter-Markt hauptsächlich tätig, aber wie ich gerade schon erwähnt habe, in England besonders ist der Behind-the-Meter-Markt sehr nahe an Trading. Also Batterien können teilhaben in Wholesale-Märkten, Balancing-Mechanismen, Frequency-Services und so weiter. Weshalb wir das alles in der Software ausgebaut haben. Woraufhin wir dann als nächsten Schritt, als wir dann eben eine gute Kundenbasis in England aufgebaut hatten, uns gedacht haben, gut, okay, wir haben diese ganzen Funktionen. Was ist gerade das größte Problem in Deutschland im Energiemarkt? Sind die großen Front-of-Meter-Speicher und die Komplexitäten, die jetzt mit diesen großen Front-of-Meter-Speichern kommen, weil eben die These von, ich baue einfach mal einen Speicher, weil FCA ist eh riesig, nicht mehr steht, weil jetzt so viele das gedacht haben, dass eben jetzt zu viele Front-of-Meter-Speicher in der Schlange stehen, woraufhin FCAs und so weiter, alle Grid-Connection-Queues und das alles entstanden ist, was diese ganzen Komplexitäten zu den Front-of-Meter-Projekten gebracht hat, weshalb eine Software unsere sehr gut in diesen Markt passt, weshalb wir eben in Deutschland und jetzt auch in Spanien, in Portugal, also Iberien, wo wir jetzt auch ein Office dieses Monat aufmachen, uns vorerst mal auf den Front-of-Meter-Markt fokussieren.
Speaker 2Ja, es macht auch voll Sinn, also wenn man vom Behind-the-Meter-Markt kommt und ich meine, die Komplexität, wenn du wahrscheinlich im Wholesale-Markt irgendwie teilnehmen willst mit einem Behind-the-Meter-Speicher, das ist ja deutlich multifaktorieller, als wenn du jetzt einfach einen Asset hast, knallst es ins Umsprungwerk und dann machst du, lässt dann ein Algo drauf. Ich vermute, dass in der Behind-the-Meter-Vermarktung, oder ich habe es auch schon jetzt so ein bisschen, glaube ich, halbwegs ein bisschen verstanden, dadurch, dass einige Podcast-Fan, die das machen, oder versuchen, so ein Aggregation-Layer zu bauen mit Flexa von NPAL oder 1.5 versucht es ja auch, dass man die Learnings wahrscheinlich schon ziemlich cool auf Front-of-the-Meter-Speicher-Projekte, die eben gewisse Komplexitäten haben, wie ein Colocation-Projekt oder sowas, super übertragen kann. Kann ich mir sehr gut vorstellen. zum UK-Markt. Ich hatte ja den Bastian von Octopus hier und da fand ich super spannend, hat er mir so ein bisschen erzählt auch schon von, dass in UK mittlerweile zum Beispiel möglich ist über Octopus, dadurch, dass so viele einen flexiblen Contract haben, kannst du irgendwie schon so super stark irgendwie Verbrauch zu gewissen Hours inzentivieren und solche Geschichten und die können auch deren Battery Fleets deutlich, deutlich besser ansteuern und traden, operaten. Fände ich super, super spannend zu wissen, was sind denn gerade so die Hands-On-exakten Unterschiede? Vielleicht, auch wenn das jetzt nicht gerade der Main-Part von dir, mit dem du dich gerade beschäftigt bist, aber weil du es gerade eben angesprochen hast, was unterscheidet denn so einen Behind-the-Meter-Asset gerade aus UK mit einem aus Deutschland? Und was müsste quasi in Deutschland sich verändern, damit der genauso gut, also dass ein Behind-the-Meter-Asset genauso gut ansteuerbar ist oder genauso gut in so eine Flexibilisierungsstrategie mit eingepflegt werden kann.
Speaker 1Also meiner Meinung nach sind das zwei Hauptthemen. Das erste ist Smart-Meter, also ganz klar, Smart-Meter-Rollout in Deutschland. Ich glaube, darüber brauchen wir gar nicht reden. Das ist natürlich in England das ganz andere. Ich meine, ich kann das selbst alleine aus dem Resi-Bereich, aus eigenen Erfahrungen davon sprechen. Also da sagst du dann einem Retailer, hey, ich brauche ein Smart Meter und die kommen am nächsten Tag und geben es dir. Ende. Es ist natürlich hier auch nicht ganz so einfach, aber dann kommt natürlich in Deutschland auch die andere Perspektive dazu, dass die Leute es nicht wollen und so weiter. Aber das ist auf jeden Fall der größte Punkt. Also Smart Meter, die Daten, die man in UK hat von Verbrauch, aber eben auch von Batterien, dadurch die Steuerbarkeit und so weiter. Und das Zweite ist die Regulatorik. Also da hat die Industrie recht stark gekämpft in den letzten Jahren für Policy Amendments wie P415, P510.
Speaker 2Was ist das?
Speaker 1Die spezifisch erlauben, dass eben Behind-the-Meter-Assets auf bestimmte Arten und Weisen in den Märkten, die ich vorgenannt habe, also eben Wholesale-Bilancing-Mechanism und Ancillary-Services teilnehmen dürfen, durch Virtual Trading Partners. Also da gibt es Third-Party-Firmen, die quasi deine Behind-the-Meter-Assets optimieren und in diese Märkte rein traden können. Und das Ganze passiert eben im Vergleich zu einer Baseline. Also die Baseline wird genommen von, was verbraucht eine Load normalerweise, was erzeugt eine Solaranlage normalerweise. Und da kann die Batterie eben gegen diese Baseline traden. Und da wurde eben recht viel gepusht von der Industrieseite, woraufhin dann diese neuen Regulationen reingekommen sind, die eben da auch sehr weit voraus sind im Vergleich. Also was GB weit vorausbringt im Vergleich zu Deutschland. Wobei ich da auch dazu sagen muss, es kommt zum Teil auch davon, dass GB dann recht schnell saturated war im Sinne von Front-of-Meter-Batteries. Also das war, glaube ich, gleichzeitig, würde ich sagen, dass quasi so viele Front-of-Meter-Batteries gebaut worden sind, dass die nicht mehr so attraktiv waren und dass die Leute sich dann gedacht haben, okay, wo gebe ich dann die Flexibilität hin? Die muss jetzt Behind-the-Meter hinkommen. Und das ist ein bisschen eine andere Geschichte wie in Deutschland, weil wir haben ja hier schon eine extrem große Behind-the-Meter-Battery-Flotte, nur dass sie nicht smart genug ist, die ganzen Sachen zu machen. Also ich bin gespannt. Was in den nächsten zwei, drei, vier Jahren, wenn wir an dem Punkt angekommen sind mit dem Front-of-Meter-Speichern hier, was da mit der Behind-the-Meter-Flotte passiert.
Speaker 2Okay, interesting. Und jetzt dann nochmal zu GridCog. Also ihr habt quasi, ich verstehe vielleicht erstmal, was ich verstehe, ist, ihr habt ganz viele Faktoren, die ihr, sagen wir mal, bei einem beispielhaften Co-Location-Projekt, Sagen wir mal, ich habe einen 10-MW-Peak-Solarpark und ich möchte mir jetzt einen Speicher hinstellen, ein 2-Stunden-System mit einer 0,5er-Dimensionierung im Vergleich zum Solarpark. Und dann habe ich da meinen 5-MW-10-MW-Stunden-Batterie-Projekt. Vielleicht habe ich sogar noch an demselben kundeneigenen Umspannwerk von diesem PV-Projekt aus irgendeinem Grund eine Windkraftanlage hängen. Whatever. und da könnte ich jetzt quasi die Datenpunkte nehmen von meinem spezifischen Projekt, könnte mit eurer Software interagieren, könnte quasi sagen so, hey, this, this, this, this, this perimeter und dann vielleicht auch noch so Netzanschlusskonditionen vom Netzbetreiber mit einbeziehen und so weiter und am Ende hätte ich mit eurer Software quasi einen besseren Eindruck davon, wie kommerzialisiere ich zum Beispiel mein spezifisches Asset an diesem Standort selbst.
Speaker 1Genau, also wie würde das Projekt unter all diesen Umständen dann ausschauen? Also wir simulieren es quasi durch mit all diesen Faktoren. Da gibt es zwei Optionen, entweder das passiert auf historischen Marktdaten, die wir direkt readily available haben in der Software, also wir haben Verknüpfungen mit EPEX, NCOE und so weiter, aber auf der anderen Seite können Kunden natürlich auch ihre Forecasts reinbringen, also Price Forecasts von Wholesale and Service Services und so weiter. Alles, was unsere Kunden modellieren, ist auf Szenario-Ebene, also es sind immer verschiedene Szenarien, die verglichen werden, verschiedene Größen von Speichern, Größen von sogar auch natürlich Solar Augmentation, verschiedene FCAs, verschiedene Marktdaten, also wir sehen es sehr oft und da, unterscheiden wir uns natürlich auch sehr von diesen Markt-Advisern, die man natürlich kennt. Was wir sehr oft sehen, ist, dass unsere Kunden drei verschiedene Curves von verschiedenen Providern kaufen und die vergleichen in ihren Szenarien. Und da haben wir natürlich den Vorteil, dass wir independent sind. Agnostisch sind und keine Meinung haben. Und die Kunden dann auch selbst sagen können, okay, was ist, wenn jetzt der Ancillary-Markt sich so und so saturiert oder was ist, wenn er sich jetzt so und so saturiert ist oder was ist, wenn die Dynamic Network Tariffs kommen, dynamischer Arbeitspreis, dynamischer Demandpreis ab 2029, ab 2031, ab 2033. Da gibt es ja alle zwei Wochen eine andere Meinung und das ist das Coole, was unsere Kunden in GridGo machen können, ist eben diese ganzen verschiedenen Szenarien zu modellieren, zu vergleichen und eben ein bisschen eine trockenere, also ein bisschen eine neutralere Idee zu bekommen davon, was diese Punkte wirklich für einen Einfluss haben in die Projekte, anstatt jetzt diese ständige LinkedIn ähm ähm, ja, du weißt, was ich meine, glaube ich. Die LinkedIn Numbers, das LinkedIn Drama, was man da auch oft hat, die Aufschreie Batteries are dead und so weiter, wo wir sagen, nein, ihr könnt es hier nüchtern testen, so und so wird das ausschauen und dann natürlich auch eine Range sehen, so das ist Worst Case ist Best Case.
Speaker 2Okay, verstehe. Und was ist die Commercial Engine dahinter? Weil, ähm, endlich zwei Sachen, die ich mir vorstellen könnte, entweder ihr habt dahinter Forecasts von allen möglichen größeren Research Institutes oder eure eigenen oder man hat Marktdaten und einen eigenen Algo in irgendeiner Form dahinter, der dann Across Markets optimiert und dann quasi Resultate produziert. Wie ist das bei euch?
Speaker 1Das zweite, also wir machen eine Dispatch Optimization, also basierend auf den Interval Level Marktdaten, die unsere Kunden hochladen oder eben den historischen, die wir schon in der Software haben.
Speaker 2Okay, das wäre quasi wie ein Backtest-Äquivalent.
Speaker 1Quasi. Wir haben natürlich Uncertainty Layers drauf, dass das Ganze, und das Ganze ist gebenchmarked im Vergleich zu Existing Assets. Also es ist nicht neu, wie gut hätte es sein können, hätten wir jetzt in jedem Moment genau gewusst, wie der Preis im nächsten Moment ist. Das ist natürlich nicht realistisch. Also wir haben einen Uncertainty Layer mit ich gehe jetzt gerne ins Detail, mit DEMA, das ist ein mathematisches Modell, Double Exponential Moving Average, was auf sowohl den Preisdaten als auch auf den Load-Daten in unserer Software, was da drauf gegeben werden kann, wo wir quasi simulieren, okay, der Batteriespeicher sieht jetzt nur die Preise von den letzten vier Stunden, macht ein Estimate vom nächsten Preis, und macht seine Dispatch-Decision basierend auf diesem Estimate, was natürlich das echt Real-Life-Trading-Behaviour viel näher simuliert, als jetzt, wenn du sagst, okay, du machst einen klassischen Perfect-Four-Side-Backtest.
Speaker 2Okay, spannend. Okay, dann ist es nochmal ein bisschen intelligenterer Backtest. Ich bin mir nicht sicher, ob ich, weil, also oft vielleicht für diejenigen, die nicht so viel Exposure haben zu Backtesting, also wie ein Asset-Manager oder ein Project-Developer initial oft an Projekte rangeht oder wenn er ein Konjunkturprojekt hat, dann kann man oft zu seinem Optimizer seiner Wahl gehen, ob es ein Inspired ist, ein N-Tricks, ein Swenna, ein Next-Craft-Bake oder whatever, und kann sagen, hey, ich habe dieses Asset, könnt ihr das für mich mal backtesten? Und dann machen die das für einen und finde ich total spannend, weil ich glaube, wenn man bei euch den Eindruck kriegt, dann ist es, glaube ich, von der, also oft ist so ein Marktproblem ja, dass man sehr, sehr hohes Incentive auf der anderen Seite hat, eben was zu verkaufen, also an den Erlösen mit zu partizipieren. Und da die Optimizer, ich möchte nicht mal was unterstellen, aber kein Risiko an dem Asset tragen, sondern einfach nur die Revenue-Share bekommen, ist ja einfach, gibt es ja einfach auf Market-Level mal grundsätzlich keinen großen Anreiz, solche Strukturen einzubauen, auch wenn es bestimmt einige haben, aber Perfect Foresight wirkt natürlich dann nochmal charmanter,
Speaker 1in Numbers. Klar, also was wir eben, das ist eben auch etwas, was wir auch sehen, wo eben Kunden zu uns kommen und sagen, hey, ich habe, mein Optimizer hat mir jetzt das und das gesagt, ist das überhaupt realistisch? Ja. Und das Ganze dann zu vergleichen in GridCore.
Speaker 2Ich kann auch sagen aus der Praxis, also es gibt manchmal auch wahnsinnige Outlier, also wir haben mal eine Erhebung gemacht für zwei bis vier Stunden Systeme und wie nachher dann die Performance im Backtesting aussieht, weil wir wollten wissen, wie viel mehr Umsatz mache ich, wie viel mehr CapEx zahle ich. Ganz simpel. Und dann haben wir ganz viele Zahlen erhoben und die Varianz im Backtesting zwischen einzelnen Optimizern, die war hoch. Die war ziemlich hoch und das kann ja eigentlich nicht sein. Aus der Praxis verstehe ich dann den Use Case zu 100%. Also richtig, richtig, richtig spannend. Und das bedeutet also auch, dass ihr einfach wahrscheinlich super viel seht an Projekten und auch an individuellen Projekten. Ich habe das Gefühl, in der Branche gibt es eine Art von Asset, die will jeder haben. Ich möchte einen Batteriespeicher, der soll bitte keine FCAs haben, also keine RAM Rates, die unter 40% ist und sonstige Dinge. Und dieser Netzanschluss soll sofort kommen. Keine Solar. Solar will ich gar nicht zum Wissen. Und auch mit Wind will ich nichts zu tun haben. Ich will einfach nur ein Umspannwerk, einen Batteriespeicher und einen Netzanschlussvertrag, in dem eigentlich nichts drinsteht. Und das ist aber nicht die Realität. Also fände ich mir super spannend, von dir so eingeordnet zu bekommen, wie kann so ein Projekt von der höchstmöglichen Komplexitätsstufe aufgebaut sein, also ein Front-of-the-Meter-Speicher, bis hin zu dem, was ich eben geschildert habe. Also es wäre super spannend, so von dir eingeordnet zu bekommen, welche Komplexität da möglich ist. Und wie ihr darauf blickt und das abbildet.
Speaker 1Ja, ich würde das wahrscheinlich in zwei Kategorien unterteilen. Einmal die technischen Komplexitäten und einmal die kommerziellen. Also auf der technischen Seite hast du eben gerade schon erwähnt, die Co-Location natürlich, was aber natürlich nicht nur ist Co-Location, sondern mit welchen Assets ist es Co-Located, was ist die Beziehung dieser verschiedenen Assets? Darf die Batterie von der Solaranlage chargen? Was passiert bei Negativpreisen? Wird die Solaranlage abgeregelt und darf die Batterie zu der Zeit vom Grid chargen oder muss die Batterie von der Solaranlage chargen? Da gibt es so wahnsinnig viele verschiedene Setups, die wir da regelmäßig sehen. Natürlich verschiedene Degradation Schedules, also das ist auch etwas, was oft unterschätzt wird. Den Impact, die diese Degradation Schedules haben können. Dann eben der Netzverknüpfungspunkt, also was du eben schon erwähnt hast, FCAs, dynamische Connection Agreements, die einerseits zeitlich dynamisch sind, andererseits event-based dynamisch sein können. Dann Wholesale Freezes, die auch dazukommen können, also Orderbook Freezes, dass du sagst, okay, ich darf jetzt nur bis zu drei Stunden vor Gateclosure im Intraday Continuous Markt traden. Ancillary Service Restrictions, da gehen wir jetzt schon ein bisschen in den kommerziellen Teil über, aber dass du sagst, okay, nur 50% meines Assets darf in Ancillary Services hinein. Bid Rounding, wie viel, wie groß darf mein Minimum Bid Size sein? Also da gibt es auch richtig viele Softwares, die zum Beispiel das komplett ignorieren. Ich habe da mal einen Test, gemacht, was den Unterschied der Revenues bis zu 2,5x in den Ancillary Services verändert, was natürlich crazy ist. Also wenn du solche quasi Regeln der Märkte auch nicht in Betracht ziehst, kannst du dich auch komplett verschätzen. Oder was ist, wenn du jetzt zwischen den verschiedenen, und jetzt gehen wir komplett in den kommerziellen Teil hinein, was ist, wenn du Intramarket Trading machst, also von Dayhead in Intraday in Intraday Continuous. Da gibt es ja auch Churn Financial Trading oder auch Physical Churn. Was für eine Upside gibt es wirklich? Was sind da die Minimum Thresholds, die du quasi von diesem Churn erreichen musst, dass es ein besserer Move ist, als wirklich aus dem einen Markt rauszugehen und in den anderen zu gehen, was das Risiko, das damit verknüpft ist. Aber dann auch auf der anderen Seite, auf der Non-Markt, also doch Non-Merchant-Seite verschiedenen kommerziellen Setups, also Dayhead-Swaps, Tolling-Agreements, Floors. Also da gibt es, da könnte ich glaube ich drei Tage lang drüber reden, über die Komplexitäten, die wir da in verschiedenen Projekten, in verschiedenen Märkten und so weiter. Ja voll. Also
Speaker 2jetzt, wo ich die ganze Bandbreite gehört habe, war ein Thema, was ich glaube so ein bisschen unterbeleuchtet ist, was ich aber unfassbar spannend finde und auch mal deinen Eindruck dazu mich interessieren würde. Und zwar, du hast, du hast den, über den Impact von Degradation gesprochen und das ist irgendwie etwas, was, wo ich das Gefühl habe, dass das nicht so wahnsinnig stark berücksichtigt wird. Also es gibt ja sogar pauschale Degradated Curves, so, mit die auch bankable sind grundsätzlich und die dann gar keine Komplexität eigentlich tolerieren. Was sind da so Faktoren, die das treiben? Also was ich schon weiß vielleicht so ein bisschen, dass die Garantiebedingungen, wie die ausgestaltet sind nachher, das macht irgendwie den Fahrplan vom Optimizer nachher so ein bisschen aus. Also darf er jetzt am Anfang vielleicht, wo der Case Batterieschwein noch besser ist, also wo die Regelenergiemärkte nicht so stark saturiert sind, so, da wir da vielleicht eher drei Zyklen fahren oder auf jeden Fall mehr und vielleicht hinten raus dafür eher anderthalb oder so pro Tag. So sowas hat bestimmt einen Impact auf, wie degradiert man Asset und das muss man ja auch irgendwie modellieren und gibt es da noch weitere Faktoren? Also was alles noch treibt so ein bisschen die Degradation und nachher dann hat wahrscheinlich hinten raus noch einen kompetenten Impact.
Speaker 1Also wie man das Ganze am einfachsten verpacken kann, es gibt drei Arten von Degradation. Energy Degradation, also das Kilowattstunden Degradation, Kilowatt Degradation, Power Degradation und Roundtrip Efficiency Degradation. Und alle drei sind natürlich impacted von wie das Asset fährt. Also die Zyklen, natürlich auch wie hoch und wie niedrig es fährt, was natürlich meistens gedeckt ist durch die Warranties beziehungsweise was halt restriktiert ist durch die Warranties. Aber diese sind natürlich anders von OEM zu OEM. Und was natürlich dann oft die Frage ist, ist, ich habe jetzt drei verschiedene Angebote von Batterien, die haben komplett anderen CapEx und komplett andere Degradation Curves. Was heißt das jetzt im Jahr 7? Weil natürlich hast du jetzt am Anfang vielleicht CapEx gespart, aber die Degradation Curve ist eine ganz andere. Und vielleicht heißt das jetzt im Jahr 7, dass deine Capacity so degraded ist, dass du viel weniger Revenues machen kannst, als jetzt in dem anderen Beispiel, wo du zwar mehr CapEx zahlst, aber im Jahr 7 dann doch noch viel mehr aus den Märkten rausholen kannst. Ja, das ist auch eine recht große Komplexität eben, die du richtig mit einbeziehen musst.
Speaker 2Also ich habe quasi die Abhängigkeit von der Garantie und sonst also ansonsten habe ich jetzt quasi keinen richtigen, also ich habe dann vielleicht noch die Art der Batterie, die so ein bisschen entscheidend ist wahrscheinlich. Also was du eben meintest, was habe ich jetzt gerade für ein Angebot vorliegen? Also was gibt er mir für eine Degradation Curve, die er mir garantiert? Wie flexibel sind die Konditionen? Wie sind die Konditionen? Und das alles treibt dann so ein bisschen den Business Case.
Speaker 1Wie oft ist die Batterie unavailable? Das ist auch etwas, was da noch dazu kommt, zu diesem technischen
Speaker 2Aspekt. Und was seht ihr da? Also wie weit klappt da das Loch auseinander? Also bei so Unavailability-Sachen? Ich habe alles
Speaker 1gesehen zwischen 95 und 98 Prozent, was es nicht groß klingt, aber was natürlich dann doch ein Unterschied ist, wenn du jetzt 5% des Jahres randomly nicht available bist. Kann natürlich sein, dass das zu den besten Zeiten ist, anstatt 2%. Also das macht dann schon einen Unterschied.
Speaker 2Und du hast, um vielleicht von Degradation zu einem nächsten Aspekt zu springen, du hast auch schon angesprochen, das Thema FCAs. Ich glaube, das ist ja eines der most market-driving Fragen, die es so gibt gerade. Dann eher vielleicht von der technischen auf die kommerzielle Seite, also die Unterzeichnung, die du so ein bisschen getroffen hast. Und da finde ich spannend, grundsätzlich vielleicht, was seht ihr für FCAs gerade? Ich glaube, das ist das, was die meisten interessiert. Was begegnet euch? Und dann vielleicht, was ist der Impact?
Speaker 1Ja, cool. Wenn ich da vielleicht kurz mal ausholen darf, was wir als ursprünglich australische Firma bei FCAs recht spannend finden, ist, dass wir FCAs eigentlich seit immer schon in der Software drin haben, weil eben in Australien FCAs schon sehr, sehr viel länger a thing sind als hier in Deutschland. Also für besonders unsere Gründer und unser Team in Australien überhaupt eine große Frage, wieso das hier so ein Riesenaufschrei ist. Was wir für Arten von FCAs sehen, ich glaube, ich habe es vorher schon kurz erwähnt, gibt es natürlich verschiedene Varianten. Die stundenbasierte Variante, also dass du sagst, quasi 1000 Stunden im Jahr sind, ist eine sehr gute Variante. Oder 500 Stunden im Jahr wirst du gekappt. Auf der anderen Seite sehen wir eventbasierte FCAs, wo du eben sagst, es gibt curtailment abhängig von der Situation des Grids, was du modellieren kannst, indem du dir Redispatch und so weiter anschaust in dem Teil des Netzes, wo du bist und die verschiedenen Assets, also die verschiedenen Renewables, die in diesem Teil des Netzes auch sind, woraus du dann natürlich einschätzen kannst, von wo du auch quasi raten kannst, wann diese Events passieren. Und das Dritte, was wir sehen, oder das Dritte und Vierte, was wir dann eben sehen, sind diese Wholesale Freezes, die ich schon erwähnt habe, wo du eben Orderbook-technisch einfach zweieinhalb, drei Stunden sowas, auch das unterscheidet sich, vor Gateclosure einloggen musst, was deine Dispatch-Strategie ist. Und dann als Letztes natürlich Ramp Rates. Also das sind die vier Kategorien, von denen ich am meisten höre in Deutschland im Moment. Wobei ich natürlich auch sagen muss, so weit ich das höre, werden DSOs ja auch immer mehr und mehr kreativ. Also ich habe jetzt letztens etwas gehört von einer Ramp Rate, die 24 Stunden vor, also 24 Stunden davor, also quasi der Head, erst angekündigt wird. Also jeden Tag ist die Ramp Rate unterschiedlich. Also solche kreative. Solche kreativen Strukturen gibt es anscheinend mehr und mehr, was ja auch spannend ist. Das hört sich natürlich besonders bankable an. Das ist natürlich dann ein Fall von, okay, was ist meine Maximum-Ramp Rate? Tun wir mal so, als wäre die jeden Tag, weil ansonsten, wie willst du das angehen? Es gibt, wie gesagt, eben auch Beispiele außerhalb von Deutschland. Also zum Beispiel, was ich letztens gesehen habe, was vielleicht auch ganz spannend ist, ist eine Grid Restriction in Griechenland, die ein Prozentsatz von dem Solarprofil auf der Seite ist. Also es ist quasi ein Retrofitting von einer Solaranlage. Du darfst diese Batterie zu dieser Solaranlage geben, aber deine Grid Connection ist genauso wie die Solaranlage, die die Solaranlage vor einem Jahr produziert hat, nur 10% niedriger. Aber wenn die Solaranlage nicht produziert hat, ist sie immer noch 100%. Also quasi von der ursprünglichen Verknüpfung, die du bekommen hast. Also auch das. Es scheint nicht nur in Deutschland zu sein, wo es sehr kreativ ist.
Speaker 2Warte, das will ich mal kurz verstehen. Also es bedeutet quasi, deine Grid Connection verändert sich in der Höhe, je nachdem, ob ich beziehe oder einspeise. Also quasi, du hast,
Speaker 1sagen wir es mal so, du hast eine, nehmen wir eine Zahl, du hast 100 Megawatt Grid Connection, du hast eine Solaranlage von, sagen wir mal, die mittags 80 Megawatt produziert und in der Nacht gar nichts. In der Nacht hast du eine Grid Connection von 100, weil das deine Baseline ist, aber untertags hast du eine Grid Connection von 72, weil sie eben 80 Megawatt zu der Zeit produziert hatte. Also entweder im Jahr davor oder halt im im Yield Forecast, im P50 oder wo auch immer. Also es kommt komplett abhängig von der Solaranlage, die dort angeschlossen ist. Interesting. Weil was die anscheinend eben bewirken wollen, ist einfach einen reduzierten Netzanschluss. Oder nein, einen reduzierten Impact aufs Netz im Vergleich zu was sonst wäre. Und sie wollen jetzt sicher gehen, dass die Batterie die Solaranlage quasi abrasiert.
Speaker 2Okay, verstehe, verstehe.
Speaker 1Also dass es eben direkt abhängig ist von dem Renewable Asset, das schon dort an dem Netz hängt.
Speaker 2Ja, ich fand auch vorhin, du hast es gerade in Deutschland schon angesprochen, dass es auch so ein bisschen in die Richtung geht, dass man an einem spezifischen Standort quasi eventbasierte FCAs hat. Und was ich jetzt öfter gehört habe und finde ich super spannend, falls dir auch so etwas schon mal begegnet ist, das sind so FCA-Ansätze, wo ich sage, hey, ich habe einen Batteriespeicher und ich fixe den an dem Standort an so ein passendes, Solar-Asset oder so ran, virtuell. Und dann schaue ich irgendwie, hey, wie, auch wenn der quasi eine Art Virtual-Co-Location eigentlich, wenn du so möchtest. Und dann sage ich so, hey, eventbasiert, also wenn die Solaranlage da quasi, weiß ich nicht, peakt oder so, ja, dann darf der Batteriespeicher nicht einspeisen. Will er eh nicht, aber. Ich finde, das ist da
Speaker 1immer der springende Punkt, will er eh nicht. Das ist das, was Leute oft vergessen, dass die Preise natürlich dem Solar-Profi sehr folgen, weshalb ich eigentlich ein großer Fan von dynamischen Netztrefen bin. Weil das ist eigentlich genau das Marktsignal, das FCA haben wollen würden.
Speaker 2Erzähl mal, was der Vorteil ist, aus deiner Sicht, von. Von dynamischen Netztrefen.
Speaker 1Meiner Meinung nach ist ein Batteriespeicher auf philosophischer Ebene dafür da, das Netz zu unterstützen. Das, was der Batteriespeicher macht, ist hundertprozentig davon abhängig, was für Marktsignale der Batteriespeicher bekommt. Wenn der Batteriespeicher jetzt Marktsignale bekommt, die das Netz unterstützen, dann alignen sich die zwei Dinge, die ich gerade gesagt habe. Wenn die Marktsignale anders sind, dann macht der Batteriespeicher etwas, was dem Netz eventuell schadet, was anscheinend jetzt gerade eben passiert, weshalb alle aufschreien. Also jedenfalls die DSOs. Weshalb solche Brute-Force-Sachen wie FCAs und so weiter und Ramp-Rates reinkommen, was ja eigentlich nicht ganz Zweck der Sache ist, weil wenn du eine Ramp-Rate hast, aber an sich es extrem sinnvoll wäre, wenn deine Batterie jetzt schnell hoch oder schnell runter rampen würde, sprichwort Frequency-Services zum Beispiel, dann minimierst du natürlich das Risiko, dass der Batteriespeicher das randomly macht, aber umgehst dadurch eigentlich den gesamten ursprünglichen Sinn vom Batteriespeicher, dass er dem Netz eigentlich an diesem Standort oder dem Netz hilft. Und deshalb sage ich, ich bin ein großer Fan von dynamischen Netztarifen, aber auch natürlich lokalen, ja, Locational-Markt-Signalen generell, die eben dem Batteriespeicher die richtigen Signale geben, die richtigen Dinge zu tun, wodurch dann Sachen wie FCAs oder Ramp-Rates nicht gebraucht werden.
Speaker 2Was wäre denn so das konkrete most flexible Setup, was ich da haben könnte? Weil oft ist ja eigentlich das flexibelste Setup, was man machen kann, dass man sagt, hey, ich habe irgendwie zwei Tage vor Commercial Day, habe ich irgendwie ein hourly budget, was der Netzbetreiber hat, was er nutzen kann, um gewisse Vorlassstunden einzuschränken. Und die kann er quasi freisetzen und man negotiert quasi eigentlich nur das Budget. Und dadurch kann er quasi lokal auf die schlimmsten Netzengpässe reagieren. Und man hat in der Optimierung der Batteriespeicher eigentlich noch komplette Freiheit drumherum, so zu kommerzialisieren, dass man das möchte. Wäre das etwas, was du als besonders flexibel betrachten müsstest oder als besonders optimal systemisch gesehen, so wie du es eben gerade argumentiert hast? Oder denkst du noch über eine andere Form von FCA nach, die du da favorable findest?
Speaker 1Genau das könnte man eben statt so ein Brute-Force-Contract zu machen, wo die DSO eben sagt, ich regele dich ab. Stattdessen könnte man ein Preissignal daraus machen, wodurch die Batterie dann eben das automatisch machen würde. Beziehungsweise der Operator von der Batterie das auch machen wollen würde. Und das ist für mich ein bisschen die Win-Win-Situation in der Geschichte, wo du dann nicht den Operators, Asset-Owners und so weiter das Gefühl gibst, dass du sie restriktierst, sondern es einfach inzentivierst auf einer Marktebene.
Speaker 2Also quasi, das wäre ja im Optimal-Case, würde es dann in Richtung gehen, so möglichst Locational Pricing zu haben, was ja in Deutschland gerade leider nicht gibt und was durch flexible Netzentgelte kommen sollte. Was aber, wie wir vielleicht beide wissen, jetzt auch wieder verschoben wurde von der BNetz A vielleicht jetzt, wo wir gerade sprechen, kam gerade frisch von der Bundesnetzagentur der Release, dass die flexiblen Netzentgelte wohl frühestens ab 2030 bis 2033 so wieder realistisch umsetzbar werden und nicht sehr bald, jetzt schon mit Agnes, oder mit mir, kommen sollen. Ja, super spannend. Ihr seid da als Gridcock nicht nur in Deutschland unterwegs, sondern halt super, also das wurde schon von Griechenland erzählt. Ihr seid in super vielen Märkten aktiv und ich finde das super spannend, dass ihr eigentlich auf FCA schaut, nicht mit: Hey, die blöden Netzbetreiber sagen jetzt hier irgendwie, die wollen unsere Revenues abschöpfen und wollen uns irgendwas Böses machen. Sondern für euch war es eher Normalität als Startup und von vornherein mitgedacht und hat euch viel gebracht. Jetzt würde mich interessieren, so wenn ihr in den Märkten, unterschiedlichen Märkten in der Linie aktiv seid oder wo du auch aktiv bist, was seht ihr denn für Unterschiede zwischen den einzelnen Ländern? Wie weit sind unterschiedliche Länder, sagen wir mal, von UK und Australia bis hin zu, ich weiß, ich will mir nicht anmaßen, welcher Markt jetzt der, least advanced ist, aber was gibt es da für Unterschiede, when it comes to FCA's? Also was gibt es da für Arten von Netzanschlussverträgen und was für Unterschiede?
Speaker 1Ja, es ist sehr abhängig von verschiedenen Märkten. Also manche sind weiter in manchen Richtungen, manche sind weiter in anderen Richtungen. Was ich auf jeden Fall dazu sagen kann, ist, dass man schon in Deutschland sehr merkt, dass der Markt jetzt gerade, also dass die Regulatoren gleichzeitig passiert mit dem Markt. Dass jetzt eben auch letzte Woche gerade ein Muster von einem FCA mal erst rausgekommen ist. Während aber FCA's schon in der Industrie sind, da ist irgendwas nicht ganz in der richtigen Reihenfolge. Und natürlich, dass die BNSA sich alle zwei Wochen umentscheidet, das sage ich leicht zynisch hier. Aber also da im Vergleich, also ich kann jetzt nicht sagen, im Vergleich zu anderen Märkten, ob das jetzt, vor sagen wir X Jahren anders war in bestimmten anderen Märkten. Das sind sicher andere Zugänge. Ich denke nur jetzt an Spanien, wo auf jeden Fall ein bisschen eine andere Reihenfolge war, meiner Ansicht nach. Also da wurde schon zuerst irgendwie die Regulatorik für Batteriespeicher gegeben. Gut, das hat viel länger gedauert. Aber deshalb ist Spanien jetzt auch hinten nach. Aber da ist schon mehr als Grundstock gegeben, bevor der Markt richtig begonnen hat. Also da gibt es einfach, glaube ich, verschiedene Ansätze.
Speaker 2Was ist da in Spanien denn so der Grundstock? Also was wurde sich da von der regulatorischen Seite überlegt? Also ich weiß noch, ich war auf der Get Inspired, wurden verschiedene Märkte mal vorgestellt. Und da habe ich mich noch unterhalten mit jemandem, der im spanischen Markt liegt, Tifa. Die haben alle irgendwie recht lange auf einen Capacity Market gewartet. Warten Sie immer noch drauf. Okay, ja, ich bin jetzt im spanischen Markt gar nicht so aktiv. Aber fände ich mal spannend zu hören, was denn quasi da auf regulatorischer Seite passiert ist und wie dann der Markt da hinterherzieht und vielleicht auf welchen Gründen das hat. Also ich weiß, dass es in Spanien besonders, sagen wir mal, eine besonders signifikante Pleitewelle im Solar Area gab, wodurch, glaube ich, auch die Batterieinvestitionen so ein bisschen entspannter sind als in anderen Ländern. Aber erzähl mal gerne, also was da so der, du meinst, gerade das Regulatorische, ist da quasi front-up mehr passiert als in Deutschland, wo sehr viel parallel passiert?
Speaker 1Was halt jetzt in Spanien ganz interessant ist, ist, dass eben diese Solar-Pleitewelle gerade passiert und parallel letztes Jahr natürlich das Blackout war. Und dadurch, dass halt diese ganzen regulatorischen Punkte, wie ich denke jetzt an, als was ist, ist ein Speicher definiert, darf ein Speicher in Ancillary Services und so weiter, dass die alle erst quasi später gekommen sind wie in allen anderen Ländern, aber jetzt eben gesetzt sind, dass jetzt diese drei Sachen quasi gleichzeitig passieren. Diese Grundregulatorik ist gesetzt, die Solar-Pleitewelle und das Blackout ist passiert. Dadurch hat Spanien jetzt natürlich eine, eine riesige Batteriewelle. Ich muss auch ehrlich sagen, es kann natürlich auch gut sein, dass die Flexible Connection Agreements da auch noch dazukommen werden in den nächsten paar Jahren, besonders durch die Welle. Das ist natürlich dann immer größer als das, was ursprünglich erwartet worden ist.
Speaker 2Voll. Und dann vielleicht noch, um in eine andere Area reinzugehen, um vielleicht ein bisschen näher noch wieder zu einem Produkt zu moven. Ich fand es super spannend. Du hast super viel auch auf LinkedIn geteilt zu Co-Location und wie ihr drauf schaut. Ich glaube, das ist ja auch so die Kerndisziplin, die ihr bei GridCore meistert. Es gibt einfach super viel Solarassets in Deutschland. Da könnt ihr theoretisch überall einen Batteriespeicher dran, in irgendeiner Form. Ob es ein Mischtromspeicher ist, ein Grünstromspeicher oder ein Graustromspeicher. In irgendeiner Form von Speicher könnt ihr da überall theoretisch dran. Die Capacity ist da. Und jetzt ist die Frage, wie macht man das richtig? Also wie ordnet man das richtig ein? Also vielleicht vorweg einmal als Intro so Mispel ist ja ein großes Thema gewesen. Ich komme mal nicht auf den Begriff, den muss ich jetzt leider ablesen. Also Marktintegration von Speichern und Ladepunkten ist ja eigentlich das, was hinter Mispel steckt. Und sagt man gerne so, was hat sich mit Mispel geändert? Und welchen Impact hatte das jetzt eigentlich auf Co-Location-Projekte in Deutschland? Und dann vielleicht können wir im Anschluss noch ein bisschen dazu sprechen, welchen Impact hat das auf so Commercialization von so Co-Location-Projekten?
Speaker 1Der Grund, wieso Co-Location unsere Königsdisziplin ist, ist natürlich, dass wir von Behind-the-Meter kommen. Und natürlich in Behind-the-Meter ist alles Co-Located. Also jedenfalls Solar und Load, aber das ist auch schon Co-Location. Und natürlich Front-of-Meter-Co-Location ist dann im Endeffekt eine negative Last, nicht eine Solaranlage. Also deshalb ist das auch, ist eben unsere Software auch für Co-Location daher gemacht. Was da sehr spannend ist, ist, dass diese harte Grenze zwischen Grünstrom und Graustromspeicher endlich gelockert wird. Es gab vor, ich würde sagen, ein, zwei Jahren, gab es mal so einen Anfangsansatz, dass Grünstromspeicher auf Graustromspeicher, umgeschalten werden können nach zwei Monaten. Wenn sie mindestens zwei Monate lang in einem der Settings sind, dürfen sie dann ins andere Setting rüber. Das war für so saisonale Speicher gedacht. Also quasi, dass im Sommer Grünstromspeicher sein können und im Winter Graustromspeicher. Weil davor quasi alle, sobald du auch nur irgendwie vom Netz geladen hast, alles automatisch grau war. Da kamen dann eben diese Idee mit dem temporären, also zwei Monate das, zwei Monate das, was aber natürlich auch nicht umsetzbar ist. Weshalb jetzt Mischpel rausgekommen ist. Also das ist so ein bisschen die Timeline. Und was Mischpel eben macht, ist die Flüsse einzeln, also die Stromflüsse einzeln zu messen. Und zu sagen, okay, so und so viel Solar wird produziert, so und so viel Strom wird vom Netz gezogen. Wir schauen uns dieses Verhältnis an und können weiterhin sagen, okay, von dem quasi Export, also dem Discharge von der Batterie abhängig davon, wie viel eben produziert und gecharged worden ist, können wir weiterhin sehen, was davon an Solarenergie war. Und daher jetzt endlich einen Mischstromspeicher machen. Also wirklich einen Speicher, der, wenn es Sinn macht, vom Netz laden kann, aber auch weiterhin im EEG bleibt und weiterhin die Solarenergie verschieben kann. Was natürlich auch für alle Sinn macht.
Speaker 2Toll, ja. Das ist so ein bisschen das, wo die Branche eigentlich drauf gewartet hat, oder? An vielen Assets einfach da, weil das ja viele Assets haben ja das Problem, dass sie einfach, dass das Günstumsspeicher, also auch wir haben da viel daran rumgerechnet, ob sich die Projekte rentieren, ob das gut funktioniert. Und ich habe den Eindruck, dass in Deutschland at scale, vielleicht für manche, die besonders günstige Careback-Strukturen haben, also die vielleicht die Batteriespeicher dann selber, den EPC-Part auch selber machen können. Da kann es sein, dass sich das schon super errechnet, aber at scale Günstumsspeicher-Projekte sehe ich noch nicht in Deutschland. Und da ist es super spannend, irgendwie, welchen kommerziellen Impact das auch haben kann, dass man jetzt mit so einem Mischstromspeicher arbeitet. Und wie blickst du darauf? Also, wie schätzt du deinen kommerziellen Impact? Also, vielleicht immer dann mit dem
Speaker 1Revenue-Uplift? Absolut. Also, wir sehen im Sinne von Grün-Strom-Speichern ganz spannend, wir sehen beides. Also, wie du sagst, manchmal macht es Sinn, manchmal macht es keinen Sinn. Ist natürlich auch abhängig davon, ob du in AFR-Down reinkommst, ob du dann vielleicht in fünf Jahren dann doch eine Import-Connection haben kannst, also dass du quasi am Anfang grün bist und dann grau, ob du nur Solar hast oder auch Solar und Wind, also da gibt es natürlich einige Sachen, die das beeinflussen. Mischstuhl auf jeden Fall hat da einen großen Impact, dass eben du jetzt nicht mehr die Sorge haben musst, dass sobald du deine Batterie an die Solaranlage anknüpfst und vom Grid importierst, dass du quasi sofort all deine Subsidies, all deine EEG verlierst und einen kompletten Merchant Case hast, weil das ist ja natürlich das Problem dabei, dass du dann bei Gewinn, Ability-technisch sofort im Fully Merchant Bucket bist, was natürlich von der Bank, eben der Bankability, der Bankenseite, der Financing-Seite, dann ganz anders ausschaut.
Speaker 2Ja, voll. Und ich stelle mir das vor, es ist ja wahrscheinlich nochmal irgendwie so eine zusätzliche Bilanzierungskomplexität oder die man irgendwie abbilden muss, oder? Also ich muss ja tracken, wie viel, also was ist jetzt was? Also was ist grau, was grün? Selbst wenn das so ein bisschen aufgeweicht ist und jetzt nicht mehr irgendwie, hey, mach mal ein Monat das, ein Monat das. Also wenn ich beides parallel machen kann, dann muss bestimmt auch, gibt es wahrscheinlich wahnsinnig viele Auflagen, was ich alles gemacht haben muss, damit die Kilowattstunde auch wirklich als eine grüne oder eine graue zählt. Was, also gibt es da schon, also wir haben uns, wir haben jetzt keine Mischstrom-Sprache in der Pipeline, deswegen gibt es da irgendeinen, ja, also wer macht so eine Bilanzierung und wie komplex kann die auch vielleicht werden in der Realität?
Speaker 1Ja, da gibt es ein spannendes Dokument, wo ganz genau beschrieben wird, welches, welcher Stromfluss als was zählt und was da verwendet wird, ist die Zeitgleichheit, also quasi sobald du an der Solar, also du musst natürlich überall messen und wenn du an der Solaranlage misst, am Import misst und an der Batterie misst, ähm, was auch immer du quasi gleichzeitig siehst, ist dann das eben, wo es hergekommen ist, was dann natürlich nochmal spannender wird, wenn du eben Ladepunkte und Lasten auch noch dabei hast, weil das ist auch sehr cool an Mischpel, ist, dass es diese Behind-the-Meter-Welt auch mit einzieht. Also da, was wir auch vorgesprochen haben, ein bisschen mit den ganzen Behind-the-Meter-Speichern in Deutschland, da sehe ich schon sehr viel Potenzial an eben Mischpel, dass diese Welt nochmal öffnen wird und da eben eine Möglichkeit an Behind-the-Meter-Batterien geben wird, eben nicht nur von Solar on the side zu laden, an die Last weiterzugeben, aber auch vom Markt zu laden und an den Markt
Speaker 2zurückzuverkaufen. Das ist total interessant, also quasi vorher, also das dürft ihr wahrscheinlich, die Gesetzgebung dürft ihr wahrscheinlich auch den Job von einem Flexer oder so, signifikant erleichtern, die dann solche Assets aggregieren, weil du dann vielleicht sagen kannst, dass du jetzt nicht sagen musst, hier die Residential Battery, ich weiß gar nicht, wie die Rechtsseite gerade ist, aber die operiert jetzt wirklich nur Wholesale am Wholesale-Market, ist dann mit einem Graustromspeiser und wird gar nicht mehr aus der Batterie geladen, das macht ja auch keinen Sinn. Ehrlich gesagt weiß ich gar nicht, ob das aktuell der Case ist, aber würde auf jeden Fall wenig Sinn machen und super spannend, dass das dann auch einen Impact auf die Regulation im Residential bereitet, das hätte ich ehrlich gesagt gar nicht auf dem Schirm, also voll interessant.
Speaker 1Also das ist echt spannend und das ist echt ein Potenzial, nämlich auch für EVs, also das ist nochmal ein ganz anderes Thema, aber das ist ja natürlich eine Megachance, das sind solche hohen Lasten, die so schnell so stark ans Netz kommen, wenn ein
Speaker 2EV angeschlossen wird. Aber wann kommt das? Also ich frage mich immer, ich höre das jedes Mal, also ich sehe immer auf jeder Slide sehe ich immer, hey, Market is Saturated, wenn alle EVs jetzt ans Netz gehen und alle flexibel, wenn diese flexible Kapazität genutzt wird, aber also ich sehe es jetzt auch noch nicht in den großen Modellen und Revenue Curves, dass irgendwie der Impact so wahnsinnig signifikant berücksichtigt ist oder so groß expected ist. Also wenn es doch diese Kapazität theoretisch gibt, warum rechnet man nicht mit dem Impact oder vielleicht rechnet man auch mit dem Impact, aber ich habe nicht das Gefühl, dass das at scale gerade passiert.
Speaker 1Ja, also ich meine von der Lasten-Seite würde ich schon sagen, dass das mit einbezogen ist, also auf der Seite von V4, was Peak Demand ist von Deutschland und anderen Ländern und so weiter. At scale ist natürlich schwierig auch zu sagen, inwiefern das jetzt einen Impact hat, also inwiefern jetzt auch V2G und so weiter einen Impact hat, das geht jetzt wieder in eine leicht andere Richtung, aber sobald dann EVs auch selbst Flexibilität sein können. Aber was wir oft sehen in unserer Software, was die Realität ist, behind the meter, ist, dass natürlich du einen Netzanschluss hast, der abgestimmt ist auf deinen Lastgang von deiner Industrie oder von deinem Büro oder deinem Supermarkt, aber nicht von den EVs, die jetzt dort auch chargen dürfen. Also dein quasi Rewe da im Land, der einen EV-Charger hat, das verändert ja komplett das Lastprofil. Und was die jetzt natürlich machen müssen, ist entweder ihren Netzanschluss vergrößern oder eine Batterie hinfahren. Und eben sobald sie diese Batterie dort haben, um diese extreme Peak-Spike, wenn ein EV lädt, zu glätten quasi, das kann die Batterie eben abfangen, aber die Batterie sitzt sonst die meiste Zeit still. Und deshalb ist Mispel, da kommen wir jetzt wieder zurück auf Mispel, also deshalb ist Mispel da so spannend, weil du eben dann mit der Batterie zu der Zeit, wo sie sonst still sitzt, weiterhin auch Market Trading machen kannst und nicht deine ganzen anderen, anderen Pluses verlierst, wie zum Beispiel, dass du mit deiner Front-of-Meter-Batterie keine Non-Commodity-Charges zahlen musst. Also Levies und so weiter. Also das regelt Mispel auch, dass du das, was du aus dem Netz nimmst und direkt wieder ins Netz einspeichst, dass du quasi dafür keine Non-Commodity-Charges
Speaker 2zahlen musst. Sehr, sehr interesting, weil hier der unser Präsident vom BVS, von ADS Tech, die bauen ja auch, bei ADS Tech bauen sie ja auch basically im großen Stil Ladeinfrastruktur mit Batteriespeichern, um genau diesen Effekt irgendwie abzubuffern. Wäre mal super, super spannend, wie die jetzt auf die Änderungen blicken. Muss ich auf jeden Fall noch mal mitnehmen. Dann gibt es noch einen zweiten Impact, also jetzt um zum Thema Co-Location die Brücke wieder zurück zu machen, dann gibt es ja noch einen zweiten großen, also große regulatorische Veränderungen, die so ein bisschen Impact hat darauf, wie in der Zukunft Batterien und Solarparks an einem Standort mit interagieren können. Was diese Two-Sided-CFDs, also, dass ich jetzt nicht nur noch im EEG eine fixe Gebühr bekomme, sondern dass ich eben den Strike Price, also das, was ich quasi an kontinuierlicher fixer Zahlung habe und bekomme, dass ich quasi die Upside wegnehme und wenn mein das ist nicht wie beim bestehenden EEG ist, dass ich quasi eine fixe Gebühr habe und die Upside aber trotzdem noch mitnehmen kann, wenn sie denn am Markt realisiert werden kann, sondern dass eben die Upside abgeschöpft wird, also in beide Richtungen quasi. Es wird nicht nur aufgerundet auf die fixe Gebühr, sondern es wird auch abgerundet auf die fixe Gebühr. Was verändert das an so einem Standort, also an einem Co-Location Standort mit einer Batterie, also welchen Einfluss hat diese regulatorische Veränderung für eine Batterie?
Speaker 1Was ich da dazu sagen will, ist, dass es wieder nach so einem Punkt, der sehr schnell Angst macht, weil eben oh Gott, ich habe meine ganzen extra Gewinne, meine ganzen zusätzlichen Gewinne jetzt nicht mehr. Wozu ist jetzt überhaupt meine Batterie da? Stimmt aber nicht ganz, weil diese zusätzlichen, die abgeschöpften Gewinne sind abhängig von diesem Annual Market Value, Jahresmarktwert, von Solar in ganz Deutschland. Also das ist der Strike Price im Vergleich zu diesem Jahresmarktwert, der abgeschöpft wird. Das heißt, du kannst immer noch mit deiner Batterie aus diesem Capture-Preis raus und in den Arden Peak hineinladen und diese Upside, den darfst du natürlich behalten. Und das ist sehr ähnlich wie im jetzigen EEG. Natürlich, wenn du eine Solar-Energie Anlage alleine hast, macht das einen Unterschied. Weshalb der größte Unterschied zwischen dem jetzigen EEG und diesem zukünftigen EEG, also diesem Doppel-Sighting CFD ist, dass es ein noch größerer Incentive ist, da Batterien dazu zu bauen, um eben von diesem Average Capture Price so weit wie möglich wegzukommen.
Speaker 2Spannend. Also eigentlich eine sehr, sehr gute Regulaturschwelle. Die eigentlich nochmal zusätzliches Incentive auf Cooler Kette Batteriesprachprojekte wirft.
Speaker 1Ich versuche immer ein bisschen positiver zu sein. Ja, auf jeden Fall.
Speaker 2Jetzt zum Abschluss habe ich immer in meinem Podcast eigentlich eine Frage, die ich jedem stelle und ich bin super gespannt, wie du darauf blickst und was du sagst. Und zwar frage ich immer, wie viele, was denkst du, wie viel ist 2030 eigentlich am Netz? Also wie viele Gigawatt, das Überleben von den aktuellen Battery Pipelines in Deutschland im Utility-Scale-Segment. Also was denkst du, was ist 2030 am Netz? Ja, spannende Frage.
Speaker 1Also es ist natürlich immer die Aussage, natürlich die Pipeline im Moment, die kannst du vergessen. Also da sind es was 700, ich weiß nicht, ob es immer noch 700 plus Gigawatt sind. Das ist wahrscheinlich mit dem Reifegradverfahren nicht mehr. Aber das ist natürlich eine absurde Zahl. Aber auf der anderen Seite hast du dann die Idee, dass Ancillary Services gesättigt dann gesättigter sind und deshalb Batterien eventuell irgendwann oder halt in ein paar Jahren nicht mehr so attraktiv sind. Auf der anderen Seite hast du dann natürlich, sobald die Volatilität wieder ein bisschen runter ist in Marktpreisen, dann mehr Solar, die die Volatilität wieder hochbringen wird, worauf du wieder mehr Batterien bringst. Also 2030, bis 2030 wird dieser ganze Zyklus nicht passieren. Aber wahrscheinlich bis 2035 oder 2040 ist jedenfalls meine Ansicht, wird das Ganze passieren. Die Frage ist, geht's da nur, geht's bei deiner Frage nur im Front of Meter
Speaker 2oder? Es geht quasi so, wenn du jetzt quasi eine Wette abschießen müsstest, also du müsstest morgen den Tipico runterladen und sagen, hey, oder Polymarket und dann sagen, wenn du heute wetten müsstest, 2030 was ist an Capacity am Netz? Also was ist an in MW, in GW hoffentlich, 2030 am Netz? Ich kann dir sagen, so ein bisschen, wo die Reise hingeht, also bei ich habe im Podcast schon super bullische Aussagen gehört, so in Richtung 50 Gigawatt und auch schon super pessimistische, die noch im einstelligen Gigawatt-Bereich sind und ich glaube genau, also viele Einschätzungen gehen natürlich eher so in Richtung 2030 Gigawatt. Aber jetzt habe ich dir schon anvererbatisch gegeben hier.
Speaker 1Also ich hätte gerade vorher gesagt, bevor du jetzt begonnen hast, 20,3 mit deiner randomen Kommastelle, weil warum nicht?
Speaker 2Sehr gut, nehme ich. 20,3, finde ich super. Habe mich sehr, sehr gefreut, dass du da warst im Podcast, war super, super spannend und vielen Dank dir. Danke, Max.
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