Skip to content
RiDERgy RiDERgy
Smart Charge · 17 October 2025 · 1 hr 20 min

Ep. 30: Jürgen Mayerhofer, CEO & Co‑Founder of Enspired – Battery Optimization, AI and the Software‑Defined Energy World

Transkript

Aus einem maschinellen Transkript bereinigt. Übersetzungen sind maschinell erstellt und können Fehler enthalten.

Willkommen beim Smart Charge by RiDERgy Podcast. Hier ist Claudio Geyken, Gründer und CEO von RiDERgy. Dies ist Ihre Show, um alles über Energiemanagement und Smart-Charging-Innovation für Elektrofahrzeuge und Fuhrparks zu erfahren.

Willkommen zurück bei Smart Charge. Heute sind wir mit Jürgen Meyerhofer, Gründer und CEO von Inspired, einem Optimierer von Batteriespeichern, zusammen. Jürgens Weg führt von den frühen Tagen der Gasmarktliberalisierung in Österreich – denken Sie an den berühmten Knotenpunkt Baumgarten, Kapazitätsbuchung und reale Physik – zu den heutigen softwaregetriebenen Strommärkten, in denen Batterien in Echtzeit disponiert werden. Wir werden praktisch zum Intraday-Handel: Deutschland allein verzeichnet mehr als 10 Millionen Preisaktualisierungen pro Tag, stapelt Day-Ahead, Intraday und Regelleistung, und warum der wirklich schwierige Teil die letzte Meile der Automatisierung ist:

das EMS mit einer Handelsplattform zu verbinden, die Viertelstunde für Viertelstunde vorhersagen, entscheiden und disponieren kann – es gibt 96 Produkte pro Tag. Jürgen erklärt, wie Inspired sich über EMS mit Batterien verbindet, Projekte im 100-Megawatt-Maßstab optimiert und warum Batterien ohne Subventionen funktionieren können, wenn man Standort, Netzauswirkungen respektiert und für vollständige Automatisierung baut, anstatt manuell Hebel zu bewegen. Wenn Sie sich dafür interessieren, Speicher zu einer gewinnbringenden, netzunterstützenden Ressource zu machen, ist dies Ihr Feldleitfaden. Ich bin sehr stolz, dass Jürgen auch RiDERgy berät.

Und lassen Sie uns eintauchen. Hallo Jürgen, wie geht es Ihnen heute? Hallo Claudio, sehr gut – danke für die Einladung. Ja, ich freue mich, Sie hier zu haben und mehr über Sie und Inspired zu erfahren. Also fangen wir zuerst mit Ihnen an. Ich weiß, Sie haben bereits einen recht langen Hintergrund im Energiebereich. Was war der Anfang – wann wussten Sie, dass dies der Bereich war, in dem Sie arbeiten wollten? Und was waren die wichtigsten Schritte auf Ihrem bisherigen Weg, wenn Sie nur eine

Minute oder zwei über Ihren Hintergrund erzählen müssten? OK, wo fange ich an? Zunächst einmal war ich immer sehr an Informatik interessiert, also war mir klar, dass ich in diesem Bereich arbeiten wollte. Ich bewarb mich auf viele verschiedene Stellen ohne klares Ziel, würde ich sagen. Und durch Zufall kam ich zu einem – heutzutage würde man es ein Startup nennen, oder? Damals war es einfach

ein kleines Unternehmen – ich kam als Mitarbeiter Nummer 18 dazu. Es war 2002, als der Erdgasmarkt in Österreich liberalisiert wurde, also gingen wir von Faxnachrichten zur Nominierung von Erdgasimporten zu schicken Excel-Tabellen per E-Mail über – inzwischen als die sehr berühmten KISS-Formate bekannt. Und so bin ich durch Zufall in den Energiemarkt gestolpert. Also eigentlich ist mein Hintergrund in der Erdgaslogistik, wenn man es so nennen will.

Mein erstes größeres Projekt war es, den Algorithmus zu schreiben, um physische Gasflüsse zu optimieren – mit Verdichterstationen und Importen und Exporten. Damals war es ein Knotensystem, richtig? Es gibt viele Diskussionen im Strommarkt über Knotenpreisbildung – so funktioniert Erdgas, ungefähr vor 25 Jahren. Und sobald ich herausfand, dass ich tatsächlich physisches Erdgas bewegte und die Pipeline entlang der Autobahn verläuft, auf der ich nach

Hause fahren musste, und ich an der Verdichterstation vorbeikam, dachte ich tatsächlich: Das ist ziemlich cool, weil Software eine physische Auswirkung hatte, und ich wusste, was dort physisch vor sich ging. Sie haben also Gasflüsse auf dieselbe Weise verwaltet, wie Sie jetzt Stromflüsse verwalten. Ja, tatsächlich war der Start wirklich Importe in Baumgarten – das ist ein berühmter Knotenpunkt in Österreich, wo wir aus der Slowakei importieren, also hauptsächlich Gazprom-Gas damals. OMV, der österreichische Öl- und Gaskonzern,

war, glaube ich, der erste, der einen Langzeitvertrag mit Gazprom abschloss. Und dieses Gas wird dann nach Deutschland, nach Ungarn, nach Italien über verschiedene Pipelines verteilt, und man muss dort Kapazität in verschiedenen Qualitäten buchen – das ist inzwischen auch ein Thema in den Strommärkten, also feste oder unterbrechbare Kapazität usw. Und dann muss man wirklich die Physik berücksichtigen: unterschiedliche Heizwerte für Erdgas, hohe und niedrige Heizwerte. Damals hatten wir etwas

namens verschiedene Gastage. Im Regelzonenbereich – das DSO-Äquivalent – hatten wir 0-bis-0, im Grunde ein Kalendertag. Auf der Transportseite hatten wir 6-bis-6, und für Importe arbeiteten wir mit 8-bis-8-Uhr-Fahrplänen, und wir mussten das alles zusammenbringen, während die Kollegen in Deutschland an einem Kalendertag in Kilowattstunden arbeiteten – also keine Spielereien mit Heizwerten

und all dem. Aber Gas hat eine Qualitätsdimension, anders als Strom. Das war also der Energiehintergrund. Sie hatten auch eine etwas unternehmerische Seite, und Sie könnten einige der Meilensteine hervorheben, die Sie zu Inspired geführt haben, unternehmerisch gesprochen. Ich neigte immer dazu, in kleinen, innovativen Unternehmen zu arbeiten – nicht weil ich sie gewählt habe; ich denke, sie

haben mich eher als ihren Mitarbeiter gewählt. Vom ersten Unternehmen, das die Gasmärkte liberalisierte, über Freiberufler, der Kunden bei Markteintritten in ganz Europa half, bis hin zur Beratung für kurzfristigen Stromhandel – meine ganze Karriere wurde von Innovation im Software- und Energiebereich angetrieben, und immer glücklicherweise in Rollen, in denen ich viele Entscheidungen und viel Verantwortung übernehmen konnte, wie in meiner vorherigen Rolle als Geschäftsführer

von Visotec. Damals ein sehr kleines österreichisches Unternehmen, und innerhalb von 2,5 Jahren organisch über Europa skaliert, also keine Investoren dahinter usw. Es gab also durchaus einige Belohnungen in der Vergangenheit, nennen wir es mal so, für das Eingehen von Risiken. Ich glaube also, es gab nicht ein einziges Mal, wenn wir den größeren strategischen Schritt gemacht haben, dass er gescheitert ist. Ich klopfe jetzt auf Holz, aber bisher hatten wir ein sehr gutes Bauchgefühl für mutige

Schritte. Und ich denke, das hat uns auch das Vertrauen für Inspired gegeben. Die ersten Leute, die zu Inspired kamen, hatten wir zusammengearbeitet, wir hatten gesehen, dass es funktioniert, was wir tun. Jedem war seine oder ihre Rolle in der Organisation klar, also würde ich sagen, es war das natürliche Ergebnis von 20 Jahren Erfahrung, zu tun, was wir jetzt bei Inspired tun. Ja, es ist faszinierend. Und inwieweit führen Sie Ihren letzten

Erfahrung mit Viso zu Inspired? Was waren sozusagen die Bausteine, die Sie jetzt auch nutzen? Ich denke, ein Thema, das wir alle dort gelernt haben, ist Skalierbarkeit. Es ist sehr leicht, sich dabei zu verlieren, spannenden Gelegenheiten hinterherzujagen. Ein kleines Projekt hier, ein kleines Projekt dort. Aber es dauert einfach ewig, ein Unternehmen zu skalieren. Ein weiterer Aspekt der Skalierbarkeit: Wenn Sie organisch wachsen, sind Sie immer in diesem Modus, zuerst einen Kunden zu unterschreiben, OK, jetzt habe ich genug Geld

um zwei weitere Leute einzustellen, und ich muss die nächsten Projekte unterschreiben. Und Sie hinken theoretisch immer hinterher. Und wenn Sie wirklich mutig sein wollen und eine kommende Gelegenheit sehen und im Voraus investieren möchten, dann ist es wirklich schwer, das auf organische Weise zu tun, es sei denn, Sie sind bereits ein riesiges Unternehmen und haben Geld zur Seite und investieren es einfach. Aber wenn Sie von Null an wachsen, bootstrapped und organisch, denke ich, werden Sie

zu langsam für manche Märkte sein, wenn Sie an KI-Fortschritte denken, wenn Sie daran denken, was mit Batteriespeichern vor sich geht oder wie schnell die Energiebranche generell vorangegangen ist. Ich komme aus einer Zeit, in der alles Jahre dauerte und niemand in der Energiebranche es eilig hatte. Es gab keine Diskussion über Energiewende. Es gab keine Volatilität, gar nichts. Es war ein sehr stabiles, reguliertes Geschäft, und jetzt habe ich das Gefühl, es ist genau

das Gegenteil. Die Regulierung kann nicht mithalten, etablierte Akteure kämpfen manchmal ein bisschen mit der Geschwindigkeit. Es gibt also viele Erkenntnisse, die wir mitgenommen haben, und auch Dinge, die wir in gewisser Weise vermeiden wollten. Wir haben auch gelernt, was nicht so klug ist. Zum Beispiel waren wir ein österreichisches Unternehmen und alles war auf Deutsch – interne Dokumentation, E-Mails, Verträge, was auch immer. Was ein Problem ist, wenn Sie geografisch im Vertrieb skalieren, was ein

Problem ist, wenn Sie Ihren ersten Mitarbeiter einstellen, der kein Deutsch spricht. Also begrenzen Sie sich entweder selbst und sagen, sorry, nur Deutschsprachige erlaubt, und Sie verpassen eine Menge großartiger Talente, oder Sie machen das grundlegend anders. Das war etwas, das wir von Tag eins bei Inspired gemacht haben – alles ist auf Englisch, alle Verträge sind auf Englisch. Wir mussten eher auf die andere Weise kämpfen. Deutsche Kunden fragten nach deutschen Verträgen und wir sagten, oh mein Gott, wir haben sie nicht,

sogar als österreichisches Unternehmen. Es gab also Dinge, die sehr gut funktioniert haben, wie der Fokus auf Skalierbarkeit und was es dafür braucht, und es gab andere Dinge, die wir einfach gelernt haben, weil es in der Vergangenheit sehr umständlich war, wie wir es aufgebaut hatten. Ich denke, es ist eine gute Mischung aus verschiedenen Erfahrungen. Cool. Und wenn wir über Software, Sprachen, Kulturen und Skalierung sprechen, wäre ich sehr neugierig, Ihre Meinung zu hören. Da

wir uns auch in diesem Zeitalter der KI befinden, gibt es viele Unternehmen, die in den USA gegründet wurden und erfolgreich sind, auch aus dem Internetzeitalter – Softwareunternehmen – und wir scheinen in Europa im Vergleich zu den USA und China und einigen anderen Regionen zu kämpfen. Wobei Sie ein brillantes Beispiel für ein Softwareunternehmen sind, das international erfolgreich ist und erstklassige Software aus Europa entwickeln konnte. Was ist Ihre Meinung dazu, und was

macht Sie optimistisch, dass Europa die Dinge auch umdrehen kann? Und worauf führen Sie diese Schwäche Europas zurück, und wie kommt es, dass es nicht mehr Inspireds da draußen gibt? Ich denke, es gibt ziemlich viele. Das Problem, das wir haben, ist, dass wir irgendwann eine Art gläserne Decke in Bezug auf die Skalierung erreicht haben. Ich denke, Unternehmertum in Europa wird immer noch nicht als super wertvoll anerkannt.

Wir leben immer noch von den bekannten Marken, die vor Jahrzehnten etabliert wurden und jetzt große Unternehmen sind. Ich denke, es ist ziemlich gut in Europa, eine Frühphasenfinanzierung bis zu einem gewissen Stadium zu bekommen, aber wenn Sie wirklich ein Geschäft skalieren wollen, sind sehr oft Investoren aus den USA, Asien usw. beteiligt. Ich denke also, wir haben das Talent und wir haben die Technologie, aber wir sind einfach nicht mutig oder kühn genug. Ich meine, Sie

könnten mich jetzt herausfordern und sagen, was hat Sie davon abgehalten, 500 Millionen Euro aufzubringen und voll einzusteigen? Und es ist nicht die Vision – es ist einfach das Kapital. Andere Unternehmen verbrennen Milliarden von Euro basierend auf der Vision, und typischerweise sitzen diese Unternehmen außerhalb Europas. Und das sind die bewunderten. Ich denke, es gibt ein Finanzierungsproblem, und das andere ist kulturell. Alles

hat gut funktioniert, oder? Die Automobilindustrie – aber niemand denkt daran zurück, ich meine, sie haben auch klein angefangen, und jetzt sind sie etabliert. Und ich denke, es gibt nicht genug Unterstützung in Bezug auf Kapital, manchmal Regulierung und manchmal einfach Anerkennung von, ich weiß nicht, Politikern, anderen Branchen usw. Das ist also meine Meinung. Ich weiß, das ist eine sehr hochrangige, aber ich denke, wenn jemand sagen würde: „Hey Jürgen, möchten Sie 200 Millionen haben, um total verrückt zu werden"

auf globaler Ebene, wir würden wissen, wie wir dieses Geld ausgeben können, richtig? Ich bin mir ziemlich sicher. OK. Ich freue mich darauf. Sie haben bereits Ihre Series B aufgebracht. Offensichtlich werden Sie wahrscheinlich nicht dabei bleiben, und wir kommen darauf zurück. Nur noch ein Punkt, bevor wir weitergehen und tief in Inspired eintauchen und was Sie tun – zu dem Punkt, den wir gerade gemacht haben: gibt es Ihrer Meinung nach – wir reden viel über Dezentralisierung der Energiewelt, aber meiner Ansicht nach

reden wir nicht genug über die Software-Definition der Energiewelt und diese Veränderungen. Wir sprechen in der Mobilität, da wir uns an der Schnittstelle von Mobilität und Energie befinden, immer wieder über das Konzept des softwaredefinierten Fahrzeugs. Ich habe das Gefühl, dass wir in der Energiewelt nicht genug darüber sprechen, dass sie sich auch in Richtung einer softwaredefinierten Energiewelt bewegt. Ich würde gerne Ihre Meinung dazu hören. Ich meine, alles, was wir tun, ist Software,

richtig? Alles ist automatisiert, sodass ab dem Zeitpunkt, an dem der Algorithmus live geht, kein menschliches Eingreifen mehr erforderlich ist – vom automatisierten Nachtraining über die Optimierung der Parameter bis hin zur Anpassung an fundamentale Situationen. Ich denke, um ehrlich zu sein, wird das der einzige Weg sein, denn dezentrale kleine Anlagen sind grundsätzlich anders zu dispatchen und zu managen als zentralisierte große Anlagen, oder? Ich denke, die etablierten Akteure sind extrem gut darin, ihre großen Portfolios zu managen, aber was wir

sehen, ist, dass uns als Energiebranche insgesamt einfach die Umsetzungsfähigkeiten für dezentrale Setups fehlen, nicht wahr? Von Smart Metern – ich würde es nicht einmal Software nennen, die man da braucht – vom Smart-Meter-Rollout bis zur Behind-the-Meter-Optimierung, das ist alles noch ganz am Anfang, richtig? Ich habe all diese ausgefallenen Installationen zu Hause, vom Elektrofahrzeug über Ladegerät bis zu Batteriespeicher, Wärmepumpe, was auch immer, und die Lösungen sind in der Realität einfach nicht da, wo sie auf den Folien sind.

Leider. Ich denke also, es liegt bei weitem nicht genug Fokus auf Software und Technologie. Es ist immer noch: Hol dir diese Batterie, kauf sie, installiere sie, und fertig. Und ich denke, das lässt einiges an Potenzial liegen. Und natürlich haben wir die etablierte Welt, die uns ein bisschen zurückhält, nicht wahr? Denn politisch sehe ich, dass auch unterschiedliche Richtungen mit konventionellen Kraftwerken usw. eingeschlagen werden. Ich denke also, einige Stakeholder stecken in der alten Welt fest,

die sie seit Jahrzehnten kennen, was auf die vorherige Frage zurückkommt, richtig? Wenn sie bei Technologie mutig wären, sollte es viel mehr Investitionen in KI, in Energie-Tech-Unternehmen und was auch immer geben. Aber ich denke, sie haben es noch nicht erkannt, weil die etablierten Akteure ihnen sagen: „Leute, alles ist gut – baut ein paar Gigawatt irgendeines Kraftwerkstyps und wir lösen es auf die alte Art", was ja stimmt, oder? Es hat in der Vergangenheit funktioniert, warum sollte es nicht

jetzt funktionieren? Aber man muss einfach die Energiewende und all die anderen Dinge ignorieren. Ich denke also, die Akteure, die gewinnen werden, sind diejenigen, die gute Softwarefähigkeiten haben. Danke. Jetzt würde ich gerne eine vielleicht spaßige Übung machen. Eines der beeindruckendsten Dinge, die Sie haben, neben dem Aufbau von Inspired, ist, dass Sie auch Vater von fünf Kindern sind. Wie erklären Sie Inspired Ihren Kindern? Wenn Sie es auf einfache Weise, auf kurze Weise erklären müssen – was macht

Papa, sozusagen? Am einfachsten ist es, wenn wir im Auto sind, richtig – in Österreich haben wir ziemlich viele Windparks. Ich sage ihnen immer, dass wir den Strom aus diesem Windpark nehmen, speichern und liefern, wann immer er gebraucht wird, damit die Lichter an sind. Das ist der Pitch für Vierjährige, oder? Ich habe ihnen natürlich unsere Projekte auf Bildern gezeigt – 100 Megawatt, die wir optimieren – und dann

sind sie total verblüfft, dass die Batterie so groß sein kann, nicht wahr? Sie denken immer noch – wissen Sie, sie sind Kinder – an die kleinen Dinger für ihr Spielzeug, das ist eine Batterie in ihrer Welt. Aber das ist am einfachsten, richtig? Etwas Greifbares zu haben, denn es ist praktisch unmöglich, eine Softwareplattform oder vollständige Automatisierung zu beschreiben – das bedeutet nichts. Aber wenn man einen physischen Windpark hat, an dem man mit dem Auto vorbeifährt, und man ihnen ein Bild einer Batterie zeigt und sagt, man speichert es einfach

und gibt es später wieder ab, dann sind sie höchstwahrscheinlich zufrieden damit. Schön. Das gefällt mir. Und wie erklären Sie Inspired kurz einem Energieexperten, jemandem, der die Branche gut kennt? Dann würde ich normalerweise erklären, dass wir ein kommerzieller Optimierer von Batteriespeichern sind, richtig? Wir verbinden uns also über das EMS mit unserer Plattform, verbinden uns auf der anderen Seite mit allen Märkten – das heißt Großhandel und Systemdienstleistungen – und kümmern uns mit unserem vollautomatisierten

Setup um alle Prognose- und Gebotsentscheidungen dazwischen, mit dem Ziel, maximale Einnahmen für den Anlageneigentümer zu generieren. So in etwa – und normalerweise kommen dann noch Rückfragen. Genau, und das ist eine gute Überleitung zu den Folgefragen. Also in der Wertschöpfung, was war auch die Erkenntnis im Vergleich zum konventionellen Trading, das vor Inspired gemacht wurde, sozusagen?

In der Ära von – würden Sie sagen? Wie würden Sie es vergleichen? Ich würde sagen, dass in der Ära davor, wo ich auch gearbeitet habe – ich war bei GuD-Kraftwerken und was auch immer involviert – der Fokus sehr stark auf der langfristigen Perspektive lag, auf einer sehr detaillierten Modellierung der Anlage. Man musste wissen, was man für eine Spot-Optimierung des GuD-Kraftwerks tun muss, was zu berücksichtigen ist, von Rampen über Temperaturen bis was auch immer. Ich denke also,

die letzten Jahrzehnte waren wirklich auf die technischen Details der Anlagen und deren Optimierung fokussiert. Und ich denke, hier haben wir unsere Chance gesehen, denn als wir etablierte Akteure fragten: „Optimiert ihr eure Flexibilität?", sagten sie: „Klar." Aber was sie meinten, war, dass sie sie optimiert haben, sie in die Day-Ahead-Auktion geboten haben und dann zum Mittagessen gegangen sind. Und das war damals Flexibilitätsoptimierung, und es ist nicht falsch – es

ist tatsächlich Flexibilitätsoptimierung. Aber bis zu diesem Punkt musste man nur sehr gut darin sein, seine Anlage zu optimieren: seinen Dispatch rausholen, seine Schattenpreise und all das Zeug, seine PFCs, man bietet, und fertig. Und dann hat man den Leuten im Kraftwerk gesagt: „Macht das morgen", basierend auf dem, was gerade in der Day-Ahead-Auktion zugeschlagen wurde. Die letzte Meile ist mit Intraday und Echtzeit-Dispatch viel komplexer. Also, von

beiden Seiten – für das Dispatchen des Kraftwerks, wenn es nicht vollautomatisiert ist, gibt es immer noch Kraftwerke, wo Leute sitzen und mehr oder weniger die Hebel bewegen – das ist ein Change-Management-Thema, um Leute zu überzeugen, die es jahrzehntelang nur einmal am Tag hochgefahren haben, dass sie jetzt einen viertelstündlichen Fahrplan dispatchen sollen, und es ihnen nach drei Jahrzehnten, in denen sie dasselbe gemacht haben, zu erklären. Dann gibt es die Softwarefähigkeiten, die man braucht. Ich meine,

Es gibt zwar einige Tools da draußen, aber wenn Sie wirklich herausragend sein wollen, wird Ihnen ein Standardtool einfach keinen Vorteil gegenüber all den anderen verschaffen, die dasselbe Standardtool kaufen. Ich denke also, das macht es für etliche der etablierten Akteure immer noch wirklich schwierig – dieser Wechsel in der Betriebsweise, bei der plötzlich sehr viel Wert in der letzten Meile der Flexibilitätsoptimierung liegt und man dafür Software und Technologie braucht.

Und automatisierte Prozesse. Ich denke also, das ist grundlegend anders, und da sind wir eingestiegen und haben gesagt, wir sehen eine Chance, besser zu sein als die etablierten Akteure, weil wir in den anderen Bereichen nicht konkurrieren müssen – die machen das seit Jahrzehnten, die wissen, was sie tun. Also, vielleicht für die Zuhörer: Wir sprechen über das grundlegende Problem, das Sie zu lösen versuchen – oder das Sie lösen – nämlich

dass Unternehmen nicht in der Lage sind, beliebige Anlagen automatisch zu steuern. Das ist eine große Dimension, und die andere ist, auf mehr Marktsignale reagieren zu können und besser vorherzusagen, wie diese Marktsignale mit einer Anlage interagieren sollten. Korrigieren Sie mich, wenn ich falsch liege, aber man könnte es so bezeichnen, oder? Denn die neuen Signale, die Sie erwähnt haben, sind zum Beispiel Intraday-Preisänderungen – mehr als 10 Millionen Updates pro

Tag in Deutschland zum Beispiel. Irgendjemand muss sie sich anhören, und das ist mit Sicherheit kein Mensch – ich meine, Sie können es versuchen – aber das erfordert Technologie, um damit sehr effizient umzugehen. Und ich denke, das ist einfach ein Paradigmenwechsel, wie man flexible Anlagen, insbesondere Flex-Anlagen, optimiert. Ja. Und die Gelegenheit – vielleicht um einfach etwas Grundlage zu schaffen – da sind die Spotmärkte, die sich zusammensetzen

aus dem Day-ahead und dem Intraday. Ihr Preis ist in der Regel ein Ergebnis – und wird viel stärker beeinflusst von der Volatilität der Erneuerbaren – und das Ergebnis von Angebot und Nachfrage in 15-Minuten-Slots. Das ist eine Optimierung, die Sie durchführen. Und Sie nehmen, glaube ich, auch an den Ausgleichsenergiemärkten teil, bei denen die Übertragungsnetzbetreiber – die Netze, die versuchen, die Kapazität, die durch die verschiedenen Kabel fließt, zu

jeder Zeit stabil bei 50 Hz zu halten. Und innerhalb der ÜNBs – weil ich bin sicher, wir werden diese Terminologien verwenden – gibt es verschiedene Märkte: es gibt die sehr kurzfristige FCR, und dann gibt es die etwas längerfristige aFRR, die zu unterscheiden sind. Ich würde sogar behaupten, dass alle Märkte, die Sie erwähnt haben, gewissermaßen Ausgleichsmärkte sind, denn der große Unterschied beim Großhandel ist, dass Sie vor der Lieferung handeln – also wir

können jetzt für heute Abend und sogar für morgen schon handeln, alle 30-Minuten-Produkte und 96 für morgen. Und das ist sozusagen Teil des – wenn wir bei Deutschland bleiben zum Beispiel – Marktmodells, wo Sie verpflichtet sind, Ihre Erneuerbare-Deltas auszugleichen, also Updates. Wenn Sie also zu einem bestimmten Zeitpunkt näher an der Lieferung sehen: „Oh mein Gott, da ist mehr PV oder weniger PV, oder mehr Wind als erwartet", dann müssen Sie

den Unterschied. Das ist sozusagen ein Vorabgleich. Wenn man das überspringt, wie es in der Vergangenheit gemacht wurde, müsste man das volle Delta nehmen zwischen dem, was man gestern in der Day-Ahead-Auktion dachte, und dem, was wirklich passiert – und die Regelenergie erfolgt dann während der 15-minütigen Lieferperiode. Der Übertragungsnetzbetreiber sagt also – oder die Frequenz wird automatisch gesteuert – „Das ist es, was ich im Netz sehe. Ich brauche Anlagen, die mir helfen."

Richtig, wenn weniger PV da ist als noch vor einer halben Stunde erwartet, wenn ein Kraftwerk ausfällt – aber ich denke, der gesamte Prozess, den Sie beschrieben haben, hilft dabei, das Netz auszugleichen, oder, entweder vorher oder während der Lieferung, näher an Echtzeit. Und Sie engagieren sich in all diesen – Sie sagten ja, sicher. Das war sozusagen die Innovation für Batteriespeicher, richtig? Wenn Sie 4 Jahre zurückblicken, waren Batterien alle in der Primärregelleistung

– der FCR, die Sie erwähnt haben – die, nennen wir es mal, ziemlich einfach zu managen ist aufgrund eines Frequenzreglers vor Ort, der die Frequenz vor Ort misst, und wenn zu viel Strom im Netz ist, laden Sie, und umgekehrt, richtig? Es ist also eine eher passive Dienstleistung. Es gab keine kreative Bietstrategie oder dergleichen. Und in den letzten 4 Jahren hat sich das zu einem vollwertigen algorithmischen Optimierungsproblem entwickelt, richtig, bei dem versucht wird, das Optimum zu finden, wie und wo man teilnimmt

mit seinem Batteriespeicher. Sehr interessant. Und gibt es geografisch gesehen Grenzen für Ihre Lösung? Also alles, worüber wir jetzt sprechen, sind die liberalisierten Märkte, verstehe ich das richtig. Jeder Markt also, der noch in der alten Welt ist – also vor 1997 in Europa – ich bin mir nicht sicher, wie es genau in den USA ist oder wie die Geschichte der liberalisierten Strommärkte in allen Ländern war. Aber ist es richtig, dass Sie durch die Länder begrenzt sind, die

nicht liberalisiert sind? Ja, um präzise zu sein – um den größten Mehrwert unserer Software zu haben, oder eigentlich unseres Service, richtig, denn Sie bekommen auch den Marktzugang, nicht nur – wir lizenzieren die Software also nicht, sondern bieten den vollen Service an. Idealerweise hätten Sie Regelenergie oder Ausgleichsmärkte, die von den Übertragungsnetzbetreibern organisiert werden, was typischerweise der Fall ist, plus einen liquiden Großhandelsmarkt oder auch Ausgleichsmärkte wie in den Niederlanden oder Dänemark usw. Also

mehrere Einnahmequellen. Wenn Sie ein Land haben, in dem FCR dominant wäre, richtig, und es keinen Großhandelsmarkt gibt, können Sie unsere Software nutzen, aber sie wird keinen großen Aufschlag im Vergleich zu dem bieten, was etablierte Anbieter machen, richtig? Das wäre also eine rote Flagge für uns, in diesen Markt einzutreten, weil wir nur gehen, wenn wir mehr Wert hinzufügen. Europa ist also generell gut geeignet. Wir treten auch in den japanischen Markt ein mit einem

Partner – Ankündigung folgt bald. Die USA sind anders organisiert über die ISOs, in 5-Minuten-Granularität, aber würden funktionieren. Australien ebenso. Aber ich würde nicht für jedes Land argumentieren – für mehr als 200 auf diesem Planeten, richtig? Wir brauchen also eine gewisse Infrastruktur eines liberalisierten Marktes – einen Pool für Liquidität und verschiedene Dienstleistungen; sonst ist das Optimierungsproblem nicht groß genug, dass es uns erfordert. Aber nehmen wir zum Beispiel mal ein Beispiel

das meiner Meinung nach in der westlichen Welt immer zu wenig diskutiert wird und die Energiewende dennoch wie kein anderes prägt: Wie würde Inspire in China eingesetzt werden? Oder könnte das eine Option sein? Ich denke, theoretisch ja. Als ich das letzte Mal vor etwa 3–4 Wochen mit jemandem darüber gesprochen habe, war ich mir noch nicht im Klaren, ob Spotmärkte vollständig etabliert und für Dritte zugänglich sind usw. – und das wären genau die Dinge, die wir einfach nutzen, richtig. Es muss also

liberalisiert sein und auch Drittanbietern gleichberechtigten Zugang ermöglichen. Aber wenn das der Fall ist, wäre China ein Kandidat. Ich habe nur noch von niemandem gehört, der gesagt hat: „Hey Leute, China hat alles, was ihr braucht", richtig? Ich denke, es ist auf dem Weg dorthin. Ich stand auch schon – um ein anderes Beispiel zu nennen – mit der Indian Power Exchange in Kontakt, bereits vor Inspire, weil sie einen Spotmarkt aufbauten. Ich denke also, es gibt einige Länder, die sich in dieser Hinsicht entwickeln

– sie schauen sich an, welche Marktmodelle sich in anderen Regionen als erfolgreich erwiesen haben, und lehnen sich daran an, richtig? Sie kopieren sie nicht, aber sie sagen: „OK, es funktioniert mit diesen Eigenschaften, es macht Sinn." Es sind physische Produkte, richtig? Es ist die Netzfrequenz – die ist im Grunde in jedem Land gleich, auch wenn man 60 statt 50 Hz hat usw. Das grundlegende Konzept ist dasselbe, richtig? Also

keine Einschränkungen – sagen wir, die regulatorische Reife oder die Liberalisierungsreife ist der begrenzende Faktor für uns, dorthin zu gehen. Und ist Ihre Vision davon, wohin sich die Energiewelt entwickelt – ich meine wirklich die ganze Welt –, dass wir 100 % erneuerbare Energien haben werden, also Wind, Solar und Batterien, und dann zunehmende Liberalisierung und dann Optimierungen wie Inspire in den, sagen wir, nächsten 40 Jahren? Ich hoffe, dass es schneller gehen wird, ehrlich gesagt, aber

ich denke, es geht nicht nur um erneuerbare Energien und Batterien – natürlich ist das eine extrem gute Kombination. Aber abhängig vom aktuellen Erzeugungsmix, richtig, ist das ursprüngliche Ziel die Dekarbonisierung, richtig? Also zuerst die schmutzigsten auszuphasen. Ich denke, es gibt in einigen Märkten immer noch eine Rolle für Erdgas, zum Beispiel, als Lösung, bevor wir zu einer höheren Durchdringung mit erneuerbaren Energien übergehen, denn was wir in einigen Märkten wie Spanien oder

ERCOT usw. gesehen haben, ist, dass die Netzinfrastruktur vielleicht noch nicht vollständig bereit ist für 100 % erneuerbare Durchdringung. Wir sehen also erste netzbildende Setups usw., und wir sehen viele Diskussionen über Co-Location, aber es sind mehr Diskussionen als wirklicher Ausbau. Ich denke also, wir müssen auch den Netzen etwas Zeit geben, mit der Geschwindigkeit des zum Beispiel PV- und Batterieausbaus Schritt zu halten. Aber ja, am Ende denke ich, sollte es funktionieren. Uns fehlen auch Langzeit-

Speicher. Ich bin als Österreicher etwas voreingenommen, richtig? Wir haben viel Pumpspeicher, also haben wir nicht ein so großes Problem, aber andere Länder haben nicht die Möglichkeit, einfach Pumpspeicher zu bauen. Und es dauert ziemlich lange. Ich denke also, Langzeitspeicher ist das fehlende Teil, um zu einer 100 % erneuerbaren Welt zu gelangen, aber es gibt in den meisten Märkten noch keinen Anreiz dafür. Und es ist nicht kommerziell tragfähig, also wurden viele Projekte

im Bereich längerer Laufzeiten aus einer Versorgungssicherheits-Denkweise heraus gebaut, würde ich sagen. Deshalb sind viele davon in staatlichem Besitz oder werden von Ländern kontrolliert. Ich denke also, dass da noch etwas fehlt, um es kommerziell attraktiv zu machen. Und was ist Ihre beste Vermutung – wenn Sie raten müssten – was wird die langfristige Lösung für die ein- bis zweitägige Volatilität der erneuerbaren Energien sein? Ich meine, jedes Land ist

etwas anders, aber nehmen wir insbesondere Kontinentaleuropa als Beispiel, Deutschland, wo wir bereits bei 60 % erneuerbaren Energien sind und wirklich schnell auf 100 % zusteuern. Werden wir den Bedarf für Wasserstoff haben? Werden wir einfach noch mehr Batterien installieren, weil sie so billig werden, dass es tatsächlich wirtschaftlich sein wird, eine zweiwöchige Batterie-Backup zu haben? Oder mehr Interoperabilität – es gibt tatsächlich den Redefining Energy Podcast und andere, die über

Pläne sprechen, eine Leitung zwischen Kanada und Europa zu bauen. Etwas Interoperabilität zwischen verschiedenen Ländern, Interkonnektoren. Ja, ich denke, es gibt tatsächlich einige interkontinentale Pläne für Kabel usw., aber das sind riesige Infrastrukturprojekte. Ich weiß nicht, wie schnell. Ich bin kein Batterie-Experte in Bezug auf Chemie. Ich weiß nicht, wie weit man die Dauer treiben kann und welche am kosteneffizientesten wäre. Vielleicht werden wir von anderen Technologien überrascht wie

Flussbatterien, richtig – die gibt es schon ziemlich lange, aber sie haben nie ihren Sweet Spot gefunden. Es sind biologisch abbaubare Materialien drin usw., sie wären also sogar nachhaltiger als klassische LFPs. Vielleicht wird Langzeitspeicher, LDES, seinen Sweet Spot finden. Es gibt viele Experimente mit Druckluft usw. Ich denke, sobald die Märkte für die sogenannten Dunkelflauten da sind, werden vielleicht TSOs

Langzeitspeicher beschaffen usw., und dann wird die kommerziell wettbewerbsfähigste Lösung einfach gewinnen, richtig? Egal ob es Druckluft oder Flow oder was auch immer sein mag. Ich setze also nicht groß auf eine einzelne Technologie. Ich bin nur kein großer Fan von Wasserstoff – ihn aus Wind zu erzeugen, Effizienz verlieren, ihn zu transportieren, Effizienz verlieren, zu regasifizieren, Effizienz verlieren und zu verbrennen, wieder Effizienz verlieren. Also verzeihen Sie mir, wenn Sie ein Wasserstoff-Fan sind, aber

ich koche es einfach auf das Speichern von Strom über Wasserstoff herunter. Ich bin von diesem Fall nicht überzeugt, besonders da mein Hintergrund Erdgas und Erdgasspeicherung ist. Ich denke, es mag Anwendungen für Wasserstoff geben, aber ich glaube nicht, dass es in der Mobilität kommerziell tragfähig sein wird – zumindest ist es sehr klar, dass es die Schlacht im gewerblichen Transport und in allen anderen Transport- und Mobilitätsbereichen bereits verloren hat. Und, verfolgen Sie

dieses Thema intensiv? Sie nutzen auch KI – ich finde das Thema KI-Rechenzentren und den aktuellen Ausbau sehr interessant. Könnte es tatsächlich zu einer Hürde werden, das heißt, wir werden nicht in der Lage sein, mehr Rechenzentren zu installieren wegen Netzbeschränkungen? Oder wie sehen Sie dieses Thema? Und auch EVs – ob es irgendeine Kapazitätsbeschränkung geben wird. Ich denke, es ist ein bisschen

gehypt, das Thema, um ehrlich zu sein, aus Sicht der Energiewirtschaft, weil der Verbrauch nicht so gewaltig ist wie - ich meine, manchmal hat man das Gefühl, wenn man die Medien liest, dass 90 % des weltweiten Stroms von Rechenzentren verbraucht werden. Ich denke, es ist nicht so groß. Es sind eher einstellige Prozentzahlen. Und ich denke, große Kraftwerke und große Batteriespeicher werden Netzzugang finden. Mich interessiert eher die Flexibilitätsseite, denn wenn man

Batch-Jobs usw. hat, könnten diese Dinge ziemlich flexibel sein. Aber ich denke, es ist noch sehr, sehr früh, weil Rechenzentren, die jetzt laufen, eher darauf ausgelegt sind, verfügbar zu sein und nicht flexibel. Neue Rechenzentren könnten so konzipiert werden, dass man, wenn man Batch-Jobs hat, Grenzkosten auf Basis von Strompreisen zuweisen könnte, basierend darauf, wann man sie laufen lässt oder wie lange es dauert, sie abzuschließen. Ich denke also, es wird

ein spannender Markt sein. Es gibt einen Trend, der ein bisschen gegen das spricht, was ich gerade sage, besonders in den USA: die Co-Location von Erzeugungsanlagen. Das, was ich gerade sagte, funktioniert nur, wenn man es in Energiemärkte integriert. Wenn man ein riesiges Rechenzentrum irgendwo mitten im Nirgendwo baut und dann einen SMR daneben stellt -

einen Small Modular Reactor, einen Kernreaktor - , dann ist die Netzunterstützung nicht so groß. Und das ist eigentlich eine gute Überleitung zu einem anderen Thema: Sehen Sie größere Hürden im Energiesystem, wie es jetzt besteht, im Hinblick auf Flexibilität gegenüber anderen Zielen, die bevorzugt werden? Beispiele aus meiner Sicht sind Peak Shaving, wo wir versuchen, für die optimale Grundlast zu optimieren - das reduziert Netzentgelte, aber es setzt nicht wirklich Anreize, auf andere Signale reagieren zu können, oder?

Das ist also ein gutes Beispiel wie das, das Sie gerade gegeben haben. Sind Sie optimistisch, dass wir schnell genug sein werden, um Anreize für viele Assets zu ändern, damit sie mehr teilnehmen und flexibler sein können? Ja, also ich kann einfach meine Erfahrung teilen, die ich mit Netzbetreibern gemacht habe, oder? Also, es gibt Versorgungssicherheit - bumm, die ist da, rühr sie nicht an, sie ist das höchste Gut, oder?

Das Netz muss verfügbar sein und die Verbraucher müssen den Strom bekommen usw. Dann haben Sie dieses Thema Bezahlbarkeit. Die Unternehmen sind typischerweise in den meisten Ländern reguliert, oder? Sie sind also nicht gewinnorientiert oder dürfen es nicht sein. In den meisten Märkten, die ich kenne, gibt es also eine Obergrenze, wie viel sie verdienen dürfen, und man hat einen Mechanismus zur Verteilung der Kosten, oder? Was sie tun, hat also direkte Auswirkungen, typischerweise auch auf End-

verbraucher, über verschiedene Mechanismen in verschiedenen Ländern. Übertragungsnetzbetreiber wurden also schon immer dazu angereizt, die Systeme am Laufen zu halten, oder, mit einem langfristigen Horizont. Keine Panik. Nicht experimentieren. Einfach am Laufen halten, oder? Und es ist großartig - wir haben ein sehr gut funktionierendes System, ja, in Europa. Ich denke, niemand kann sich beschweren, oder. In anderen Ländern, muss man sagen, weil einige Zuhörer es vielleicht nicht wissen, Brownouts und Blackouts und ständiger Lichtmangel - das ist eher die

Norm. Ja. Ich denke also, wenn Sie Flexibilität sagen, müssen Sie das in diese Box der Netzplanung, Netzinvestitionen usw. einordnen, oder? Ich sehe Flexibilität als Alternative zum Ausbau oder zur Erweiterung des Netzes, oder? Sehr oft hat man diesen einen Netzknoten, und dann nur fünfmal im Jahr in besonderen Situationen mit super hoher Last usw. steht das Netz vor Engpässen oder kommt an seine Grenzen, oder? Und ich denke, Flexibilität könnte ein sehr

charmanter Weg sein, anstatt diesen Knoten zu erweitern, einfach eine Batterie oder was auch immer hinzustellen, oder? Es gibt schon einige Grid-Booster-Projekte, aber typischerweise hält die Regulierung viele Netzbetreiber davon ab, diese Infrastrukturprojekte zu machen, wegen Netzzugang für Dritte und Nichtdiskriminierung und all dem Zeug, oder? Weil es nie dafür konzipiert war, dass private Investoren irgendwohin gehen und smarte Dinge bauen - es war immer unter der Kontrolle von Versorgungsunternehmen und Übertragungsnetzbetreibern. Ich denke also, Flexibilität ist oder sollte Teil des

Netzinfrastrukturplans sein, so einfach ist das, oder? Und es gibt verschiedene Lösungen, manchmal sogar günstigere. Ich bin tatsächlich sehr froh, dass wir aktuell - ich meine, jetzt endlich - über Energiewende reden, oder? Aus dem Batteriebereich kommend haben wir private Investoren, die kommen und Batteriespeicher bauen wollen, oder? Eine Menge davon. Und zum ersten Mal ohne Subventionen, oder? Keine etablierten Player beteiligt. Viele Leute beschweren sich: "Oh, Photovoltaik wird subventioniert, alles wird subventioniert, nichts funktioniert."

Und jetzt kommt die Batterie und sie funktioniert ohne jegliche Subventionen, oder? Finanzierung war ein Thema, aber von dem einen Gigawatt, das wir unter Verwaltung haben, sind 900-irgendwas Megawatt Merchant-finanziert, oder? Finanzierung funktioniert also - es wird natürlich schwieriger mit der Größenordnung, und der Markt muss lernen. Und jetzt fehlt der letzte Schritt, nämlich das mit verschiedenen Netzhebeln abzustimmen, oder? Und jetzt reden wir endlich darüber, was die Auswirkung eines Batteriespeichers

an einem bestimmten Standort ist, weil man nicht einfach ignorieren kann, wo er sitzt, oder? Um ehrlich zu sein, vor zwei Jahren hätte ich gesagt, es spielt keine Rolle, wo man seinen Batteriespeicher platziert. Aber wir haben auch viel gelernt, dass es doch eine Rolle spielt, oder. Wenn man an einem bestimmten Knoten ist, wenn es mehrere Batterien am selben Knoten gibt - und was fehlt, sind klare Regeln, wie man das integriert. Sie haben vielleicht bemerkt, dass es in den Medien diese Begriffe "netzunterstützend", "netzfreundlich", "netz-wasauchimmer" gibt -

all diese schicken Worte, bei denen niemand genau weiß, was sie bedeuten, aber alles läuft darauf hinaus: "Hey Leute, ich bin ein Netzbetreiber, ihr müsst euch mit mir abstimmen, oder, weil ich das Netz kenne und ihr wollt dort ein Asset platzieren, und wir müssen kommunizieren, was mir hilft und was mein Problem vielleicht sogar verschlimmert, oder?" Wenn man diese fünf Gelegenheiten im Jahr mit hoher Last hat und die Batterie in diesen fünf

bei Gelegenheiten werden die Netzbetreiber nicht glücklich sein, selbst wenn Sie es in 99 % der Zeit richtig machen. Es gibt Studien, die zeigen, dass dies tatsächlich genau so geschieht – die Batterie tut auf natürliche Weise das Richtige aus der Preisbildung heraus und wie es in den meisten Märkten funktioniert, und es mag einige Gelegenheiten geben, bei denen Sie ihre Aktivität begrenzen oder mit den Interessen des Netzes in Einklang bringen möchten, nicht wahr? Also ich denke, wir sind endlich an dem Punkt angelangt, an dem alle Beteiligten am Tisch sitzen und sagen: wenn ich

die Batterie dort platziere und ich mit allen Akteuren gesprochen habe, können wir etwas ohne Subventionen bauen, das eine höhere Durchdringung mit Erneuerbaren vorantreibt und der Netzbetreiber ist zufrieden, richtig? Ich denke also, wir befinden uns in einer ganz besonderen Zeit, nicht wahr? Vielleicht schauen wir in 2 Jahren zurück und sagen, 2025 und 2026 waren die Jahre, in denen wir herausgefunden haben, wie dieses ganze dezentralisierte Zeug funktioniert, richtig? Das ist tatsächlich eines der vielleicht interessantesten Rätsel, und eines, bei dem die Gesellschaft

sich noch nicht so bewusst ist – tatsächlich gibt es diese Diskrepanz zwischen dem, was das Netz leisten kann, und dem, was die Volatilität der Erneuerbaren im Hinblick auf die Erzeugung leisten kann. Das sind die beiden Dimensionen, über die man nachdenken muss, und die Batterie spielt irgendwie auch zwischen diesen beiden, und deshalb ist die Platzierung dieser Batterie an den richtigen Punkten entscheidend, wie Sie gerade gesagt haben. Und eine Sache – ich meine,

auf der optimistischen Seite – und natürlich bin ich als Person ein Possibilist, also ich denke, es gibt nichts, was wir nicht tun können, wenn wir es tun wollen – aber ja, natürlich gibt es viele Hürden dazwischen. Aber es ist aus physikalischer Sicht möglich; wir können die Netze und Anreize so gestalten, dass beide synchron funktionieren. Der beste Weg nach vorne, ich meine, das

sollte aus mathematischer Sicht möglich sein, einfach von der Physik her gedacht, richtig? Was nun die praktischen Angelegenheiten betrifft, sehen wir bereits in Ländern, in denen es so viele Verteilnetzbetreiber gibt, wie in Deutschland und der Schweiz, dass diese Verteilnetzbetreiber offenbar ebenfalls Schwierigkeiten haben, mit diesem Wandel Schritt zu halten, und insbesondere die Preisgestaltung an Echtzeit-Preise anzupassen, was meiner Meinung nach letztendlich eine erforderliche Maßnahme wäre. Und dann die Optimierung – wie bei Ihnen, was ein interessanter Übergang wäre –

die Optimierung nicht nur auf Übertragungsnetzbetreiber-Ebene, sondern auch auf Verteilnetzbetreiber-Ebene zu haben, wobei natürlich der Verteilnetzbetreiber wahrscheinlich als harte Nebenbedingung zu priorisieren ist. Was ist Ihre Ansicht dazu? Ja, ich denke, was Sie beschrieben haben, ist das Ergebnis eines zentralisierten Systemdesigns, richtig? Denn wo wurden in der Vergangenheit 1-GW-Kohleblöcke angeschlossen? Wo wurden 860-MW-Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke angeschlossen? Wo wurden Pumpspeicher angeschlossen? Sicherlich nicht im

Verteilnetz, in dieser Größenordnung. Die Kontrolle – und das ist jetzt meine Interpretation der Vergangenheit; ich war nicht an der Erstellung der Vorschriften beteiligt – die Kontrolle lag in den Händen der Übertragungsnetzbetreiber, richtig, auf Hochspannungsebene, weil hier die großen Volumina angeschlossen sind. Und ich denke, es fehlt eine Verbindung zu den niedrigeren Netzebenen, und die niedrigeren Netzebenen wurden

noch nie gefragt – die Verteilnetzbetreiber – nahezu Echtzeit-Überwachung von Netzengpässen durchzuführen, sehr genaue Prognosen zu erstellen usw. Wenn wir also mit ihnen in Kontakt treten, sind manchmal die Daten nicht vorhanden, oder sie arbeiten mit einer Verzögerung von X Minuten, wo es im Grunde zu spät ist. Dann wird der Aufruf vom Übertragungsnetzbetreiber ausgeführt, möglicherweise ohne die darunter liegenden Verteilnetzbetreiber zu berücksichtigen, denn unter einem Übertragungsnetzbetreiber gibt es eine Vielzahl von Verteilnetzbetreibern, richtig? Und es macht einen Unterschied, ob Sie im Norden Deutschlands sind oder im

Süden oder im Osten, oder ob Sie in der Nähe eines großen Kraftwerks sind oder neben einem großen Verbraucher. Ich denke also, wir haben ein bisschen Integration versäumt – wir haben einfach auf der höchsten Ebene aufgehört und gesagt: Die Übertragungsnetzbetreiber wissen alles und sie treffen die Entscheidung. Und jetzt stellen wir fest, dass mit kleineren Anlagen auf Verteilnetzebene dies vielleicht anders hätte aufgesetzt werden sollen, und dass wir mehr Daten brauchen, um fundierte Entscheidungen zu treffen, und

nicht nur auf Übertragungsnetzbetreiber-Ebene oder was auch immer. Ich denke also, das ist ein Energiemarktdesign-Problem, das wir lösen müssen, sonst werden wir Schwierigkeiten haben und nicht die beste Lösung finden. Die Alternative ist, dass wir dezentrale Anlagen nur an bestimmten Punkten zulassen, oder sie werden an verschiedenen Punkten willkürlich begrenzt, wenn wir keinen harmonischen Weg des Datenaustauschs und der Regeln finden, auch unter allen Verteilnetzbetreibern. Ich denke also – aber das ist wieder das gleiche Thema –

jetzt sprechen wir über Energie im Wandel über alle technischen Ebenen hinweg. Technisch gesehen bin ich ganz bei Ihnen, überhaupt kein Problem. Die Daten sind da; es ist nur eine andere Arbeitsweise. Ja, nein, auf jeden Fall. Und sind Sie überhaupt an der Politikgestaltung und -gestaltung beteiligt, und gibt es politische Veränderungen am Horizont, die Sie in Bezug auf dieses Thema optimistisch stimmen? Also ich selbst eigentlich nicht – ich meine, wir liefern Positionspapiere zu Themen

aus einer Optimierer-Perspektive zu Themen, die unser Geschäftsmodell oder unsere Kunden betreffen. Und ich sitze im EPEX Exchange Council und erhebe die Hand – EPEX, die größte Strombörse in Europa, hat einen Rat, der aus Mitgliedern besteht. Alle Mitglieder von EPEX müssen darüber abstimmen, wer dort teilnimmt. Und dieser Rat fungiert wie ein Resonanzboden, gibt Orientierung zu neuen Produkten oder muss darüber abstimmen,

ob neue Produkte bei EPEX eingeführt werden oder nicht – es ist also im Grunde die Stimme aller Mitglieder. Und natürlich ist unser Teil dort, vollautomatisierte Unternehmen zu vertreten, denn wir haben andere Bedürfnisse als die Top 4 in Deutschland mit riesigen Erzeugungsflotten usw. Es ist in diesem Sinne ein sehr vielfältiges Setup – Akteure mit einem starken Fokus auf Erneuerbare, Akteure mit einem starken konventionellen Fokus, wir mit einer Menge Batterien. Wir versuchen also, in

verschiedenen Foren Input zu geben, aber wir sind nicht aktiver an der Politikgestaltung beteiligt als andere. Das ist nicht unser Geschäft; wir geben Ratschläge aus operativer Erfahrung. Macht Sinn. Ich meine, Sie haben darüber gesprochen, die vollautomatisierten Akteure zu vertreten, und innerhalb dieser Akteure denke ich, ist eine der Kernbotschaften, die Sie vorantreiben – zu Recht – Transparenz und wie man garantiert, dass die Versprechen, die Sie Ihren Kunden machen, eingehalten werden. Vielleicht können Sie näher darauf eingehen, wie

Sie – ich glaube, Sie haben ein Audit mit KPMG und anderen angekündigt – können Sie das vielleicht näher erläutern und wie Sie denken, dass es auch den Markt weiterentwickeln wird, um das ganze Versprechen transparent zu machen? Ja, also zum einen muss man berücksichtigen, dass die Batteriespeicher-Optimierung eine ziemlich neue Disziplin ist. Wir sind mit der marktübergreifenden Optimierung an die Öffentlichkeit gegangen und haben sie präsentiert, ich glaube 2022. Wir haben unseren

ersten Batteriespeicher 2021 unter Vertrag genommen, es ist also ziemlich neu, etwa 3,5 Jahre alt. Und irgendwann wurden die Kunden verwirrt durch bankfähige Prognosen, die nicht mit den täglichen Optimierungsergebnissen übereinstimmten usw. Und was man haben möchte, ist eine Art Investitionssicherheit, richtig? Das hat viele Aspekte, aber eine Komponente ist natürlich, habe ich die gleiche Prognose für die nächsten 10 bis 15 Jahre, richtig? Um meinen Business Case aufzubauen. Wir haben also tatsächlich sehr

früh damit begonnen, einige unserer Daten mit Marktteilnehmern zu teilen, richtig? Aber wir haben festgestellt, dass andere ohne operative Anlagen – und das ist nicht gut oder schlecht, aber sie kamen mit superhoch simulierten Zahlen und sagten, wow Leute, wir können 300, keine Ahnung, 1.000 Euro pro Megawatt pro Jahr machen usw. Und auf der anderen Seite haben Sie auch sehr unerfahrene Anlagenbetreiber, richtig? Weil sie vielleicht ihre erste Batterie gebaut haben, und ziemlich viele von ihnen bauen tatsächlich ihre erste oder zweite

Batterie, richtig? Und so haben Sie auf beiden Seiten des Tisches nicht viel Erfahrung, richtig? Und das führte zu immer höheren Prognosen. Und wir sagten, Leute, das ist irgendwie total dumm. Wir wissen, dass es nicht stimmt, weil wir Batterie-Livedaten haben. Wir haben 1-Stunden-, wir haben 2-Stunden-, wir haben fast 4-Stunden-Speicher; wir haben die Niederlande, wir haben Belgien, wir haben Österreich, wir haben Deutschland, richtig? Wir haben also diese operative Erfahrung, und deshalb sagten wir, der einzige

Weg, den Markt reifen zu lassen, ist, diese Sachen öffentlich zu machen, richtig? Aber auf eine Weise, dass wir nicht die Leistung einzelner Anlagen offenlegen, richtig? Es sind Daten unserer Kunden. Um dieses Qualitätskriterium zu erfüllen, sind wir mit KPMG gegangen, einem Wirtschaftsprüfer, richtig? Die müssen sich an all die Kleinigkeitsregeln halten – glauben Sie mir, das macht keinen Spaß. Es hat uns etwa 8 oder 9 Monate gekostet, das durchzugehen. Wir müssen also die Daten bereitstellen, sie stellen Fragen und sagen, hey, ist

das repräsentativ für den Markt, oder suggerieren Sie – wie vermeiden Sie, dass Sie nur die gut performenden Anlagen nehmen und den Rest weglassen? Wir mussten ihnen also unsere Verträge und die gesamte Anlagenbasis zeigen, und es stehen Top-4-Audit-Richtlinien dahinter. Und so haben wir es seit Januar dieses Jahres veröffentlicht. Wir werden unseren Zweistundenspeicher-Index veröffentlichen. Ich meine, ich habe ihn auf der Get Inspired in Berlin gezeigt. Wir haben auch die Zweistunden-Performance geteilt,

die wir derzeit mit KPMG zertifizieren lassen. Können Sie diese stündliche Performance einfach erläutern, denn ich bin mir nicht bewusst darüber und die Zuhörer vielleicht auch nicht? Was meinen Sie damit? Ja, also in der alten Welt, vor 3 Jahren oder 2 Jahren und sogar länger, hatten Sie Batteriespeicher, die dafür ausgelegt waren, Frequenzdienstleistungen zu liefern, also hauptsächlich FCR. Und um das zu tun, mussten Sie 1 Stunde Speicherdauer haben. Also 10 Megawatt Leistung, 10 Megawattstunden Kapazität, richtig? Wie lange dauert es,

Ihre Batterie von 0 auf 100 Prozent zu laden, ist eine Stunde. Und das gleiche für das Entladen. Und das war die kosteneffizienteste Dimension in Capex-Begriffen, also investitionstechnisch, um Primärregelleistung zu liefern. Deshalb waren in der Vergangenheit alle Batteriespeicher 1-Stunden-Speicher. Noch länger her war eine halbe Stunde OK, also 10 Megawatt, 5 Megawattstunden – es dauerte nur eine halbe Stunde, die Batterie vollständig zu laden oder zu entladen. Wir sehen inzwischen

in allen Märkten keine kürzere Dauer mehr als 2 Stunden, also 10 Megawatt, 20 Megawattstunden. Es dauert also 2 Stunden, den Batteriespeicher vollständig zu laden oder zu entladen, und das kommt natürlich mit unterschiedlichem Umsatzpotenzial. Also 2-Stunden-Speicher – zunächst einmal ist es neuere Technologie. Die alten, die wir hatten, waren NMC; die neuen sind LFP, oder Lithium-Eisenphosphat, und haben mehr Zyklen usw. Das sind also grundsätzlich unterschiedliche Konfigurationen, nennen wir es mal so. Wir haben uns also

mit KPMG darauf geeinigt, die 1-Stunden-Speicher als die alte Welt zu clustern – also 0,9 bis 1,5 Stunden – und von 1,5 Stunden Dauer bis 3,5 Stunden haben wir den zweiten Cluster, der die Anlagen repräsentiert, die derzeit im Bau sind. Und wenn wir jemals über 3,5 Stunden Speicher hinausgehen, werden wir einen weiteren Cluster für längere Dauern hinzufügen, richtig? Ansonsten können Sie die Performance nicht vergleichen, richtig? Wenn Sie also einen 2-Stunden-Speicher bauen, der im Bau ist, schauen Sie

sich unsere 2-Stunden-Performance für vergleichbare Anlagen an. Wenn Sie einen alten 1-Stunden-Speicher haben, schauen Sie sich den anderen an. Wenn Sie längere Dauer haben, schauen Sie sich das obere Ende unseres 2-Stunden-Index an. Es ist also sehr wichtig, fair und transparent beim Vergleich von Anlagen zu sein. Das war also die Idee: Wer auch immer einen Batteriespeicher hat, egal ob er von uns optimiert wird, von jemand anderem, überhaupt nicht optimiert, im Bau, was auch immer – Sie gehen auf unsere Website,

Sie prüfen die Zahlen, Sie können den KPMG-Bericht herunterladen. Darin steht die Mindestperformance, also die am schlechtesten performende Anlage, die am besten performende Anlage und die volumengewichtete Portfolioperformance. Sodass eine kleine außergewöhnlich gut performende Anlage nicht Ihre Gesamtperformance verzerrt. Aber es ist alles in den Dokumenten beschrieben und zum öffentlichen Download verfügbar, und wir sehen bereits, dass das den Anlagenbetreibern viel Vertrauen gibt, richtig? Sie schauen sich die

alten Prognosen an, die bankfähigen Prognosen, sie schauen sich die echte Performance an und sagen, OK, sie war etwas höher, und sie fragen und sagen, oh, ich verstehe, warum eine Prognose etwas niedriger sein muss, weil es Dinge wie Volatilität gibt, die nicht genau prognostiziert werden können. Es hilft also wirklich, den Markt aufzuklären, und es ist im Grunde – würde ich argumentieren – inzwischen in Deutschland unmöglich, mit einer völlig erfundenen Zahl zu kommen, richtig? Weil ein Kunde auf unsere Website geht und sagt, ich habe 3.000 gemacht, keine Ahnung

wissen Sie, im Mai auf das Jahr hochgerechnet, und Sie sagen, Sie können 800 machen. Jetzt sagen Sie mir mal, wie das funktioniert. Aber andere Märkte sind auf diesem Niveau, nicht wahr? Sie waren kürzlich in Polen, in Warschau. Wieder die gleiche Geschichte, keine operative Erfolgsbilanz, und es geht darum, mir die hohen Zahlen zu zeigen. Aber wissen Sie, es gibt Angst, weil es keine operativen Daten gibt, es gibt kein Asset im Cross-Market. Wir empfehlen, in andere Länder zu schauen, richtig? Wenn Sie

Ihr Traumauto nicht finden oder der Preis Ihres Traumautos in Österreich nicht passt, schauen Sie, was der Audi oder was auch immer Sie mögen in Deutschland kostet, richtig? Oder was ein ähnliches Auto kostet. Ich denke, Sie verstehen die Geschichte, nicht wahr? Operative Daten sind einfach viel wertvoller als nur Simulationssachen. Ja, ich meine, um fair zu sein, wir befinden uns in der Anfangsphase, wie Sie sagten. Wissen Sie aus dem Kopf heraus, wie hoch die installierte Batteriespeicherkapazität derzeit in

Schlüsselmärkten ist, oder in Europa, oder in Deutschland? Ich müsste lügen. Ich habe mir die Zahlen seit einigen Wochen nicht mehr angeschaut, aber ich denke, es waren so etwa 2-ish Gigawatt im Grid-Scale-Bereich in Deutschland, aber ich bringe das immer durcheinander - es gibt so viel Residential in Deutschland, richtig. Sie machen gar kein Residential, Sie machen immer mehr stationäre und co-located Projekte, richtig? Das ist der Fokus. Und dann haben wir mit Unternehmen

ein VPP mit einem Partner, wo wir bis Ende des Jahres einige tausend kleine Batterien aggregiert haben werden, aber unser Kernfokus liegt auf Grid-Scale - also größere Batterien, einstellige Megawatt bis zu dreistelligen Megawatt. Das ist im Moment der Sweet Spot. Aber wir haben auch schon Utility-Scale-Batteriespeicher gesehen, die seit 2 oder 3 Jahren live sind. Technologisch gesehen kein Problem. Und wird es - ich glaube, es waren

200 Gigawatt in der Pipeline allein in Deutschland? 500. 500. In Ordnung, wie viel wird Ihrer Meinung nach tatsächlich gebaut werden, und wie schnell? Also, wir haben es sehr transparent geteilt - wir haben einige wirklich gute Entwicklerkunden, und wir gehen davon aus, nach dem, was die wirklich klugen Leute aus den Pipelines machen, dass es ein einstelliger Prozentsatz sein wird, eher ein kleiner. Denn wenn ein

guter Player, der das Geschäft kennt und, ich weiß nicht, 15 Jahre PV davor gemacht hat, die Netzbetreiber kennt und weiß, wie das Spiel mit dem Netzzugang funktioniert, einen mittleren einstelligen Prozentsatz erreicht, dann gibt es da draußen einige Cowboys - keine Deutschen, richtig? Also Leute außerhalb Deutschlands, die es versuchen. Ich denke, wir werden bei etwa 10 Gigawatt aus den 500 landen. Es ist einfach so, ich

hatte ein Gespräch mit, hoffentlich, einem baldigen Kunden, und sie haben keinen 15-jährigen PV-Hintergrund, und der einzige Weg für sie ist, Netzanträge zu verschicken. Das ist einfach der einzige Weg. Es ist wie Vertrieb, richtig? Wenn Sie traditionellen Software-Vertrieb betrachten, weiß jeder, dass Sie Ihre Pipeline füllen müssen, Sie werden eine Hit-Rate bei jeder Stufe haben, und am Ende sind es etwa 30 Prozent,

je nachdem, wo Sie anfangen, zu tracken. Und das ist das Gleiche. Ich denke, Netzbetreiber haben es einfach nicht dafür ausgelegt, richtig - mit dem First-Come-First-Served etc. Denn wer hat in der Vergangenheit größere Anlagen gebaut? Incumbents, und noch zwei Jahrzehnte davor waren sie eine Firma, bevor sie entflochten wurden. Also wieder das Ergebnis von Systemdesign in meiner Welt. Nichts Schlimmes dabei, keine bösen Absichten auf beiden Seiten. Aber kein richtig ausgelegtes

System, um all diese Netzanfragen zu bewältigen. Macht Sinn, ja. Und lassen Sie uns über Meilensteine sprechen. Sie haben bereits einige Meilensteine erreicht. Die Series B liegt etwas zurück, und dann können Sie einige Zahlen teilen, damit die Hörer auch ein Gefühl für die Größe bekommen, wo Sie sind und was Ihr Plan ist - wo wollen Sie in ein paar Jahren sein? Leider ändert sich unser Plan - nicht unser North Star, richtig, ein globaler Batterieoptimierer zu sein - aber

wissen Sie, als wir unsere Series B von 25,5 Millionen Euro vor 1,5 Jahren eingesammelt haben, war die Idee, einige Länder in Europa zu haben, Europa im Grunde zur Gewinnschwelle zu bringen, als Basis oder als Fundament, und dann global zu skalieren. Und dann arbeiten wir plötzlich mit einem atemberaubenden Partner, Optimus Energy in Griechenland, an 270 Megawatt. Wir arbeiten mit einem extrem guten Partner in Spanien und Portugal, Nexus Energy. Wir arbeiten mit Ecoortes - super passende DNA - in Polen etc. Also Europa dreht durch in Sachen Batterie-

speicher, richtig? Und so bewegen wir uns immer wieder zu noch mehr Ländern. Wir bekommen Anfragen aus Rumänien - Sie können es sich nicht vorstellen. Ich habe in meiner Vergangenheit ziemlich viel Zeit in Bukarest verbracht. Aber ja, die Sache ist, Sie haben diese reifenden Märkte, richtig, und das UK war eigentlich mit Abstand zuerst in Europa. Auf dem Kontinent haben Sie sie jetzt gestaffelt, richtig, basierend auf Marktreife, und wann immer wir

sagen, OK, in 1,5 Jahren schauen wir, oder wir fangen jetzt mehr in die USA zu schauen an - ist es so: hier ist ein weiteres Land in Europa, hier ist ein weiteres Land, hier ist ein weiteres Land, richtig? Europa hält uns also ziemlich beschäftigt. Griechenland zum Beispiel war nicht auf unserer Roadmap, und wir haben - ich meine, das größte Asset dort ist 150 Megawatt, 300 Megawattstunden, also ziemlich beachtlich. Europa hält uns beschäftigt, das Ziel ist global, richtig? Wir machen den ersten

Schritt mit dem japanischen Partner, einem unserer Anteilseigner, was bald angekündigt wird. Wenn wir also Zugang zur japanischen Strombörse haben, bauen wir die ersten Forecasts auf etc. Japan wird also unser erster globaler Markt sein. Aber ja, für die USA müssen wir uns erst um unseren Heimatkontinent kümmern, nennen wir es mal so, bevor wir einen größeren Schritt machen.

geografisch ist ziemlich weit weg? Sie erhalten die Produktqualität und den erforderlichen Kundensupport aufrecht. Eigentlich war das von Anfang an der Plan. Ich würde sagen, wir sind endlich da, wo wir sein wollten, richtig? Vor 5,5 Jahren bei der Gründung des Unternehmens. Da wir alle einen Tech-Software-Hintergrund haben, war die Idee, mit Technologie statt mit Menschen zu skalieren. Und was wir mittlerweile erreicht haben - ich hatte vor einigen Tagen ein Gespräch mit Wolfgang, Mitgründer und CTO -

Wir haben einige Gebote für die Optimierung verbessert, und plötzlich hat die Verbesserung der Gebote Auswirkungen in Deutschland, in Österreich, in Belgien, in den Niederlanden, in Frankreich. Wir erreichen also diesen Hebel plattformseitig. Strategisch geht es zum einen um Risikodiversifikation, Umsatzdiversifikation, den Eintritt in neue Länder, aber zum anderen geht es wirklich darum, die Tatsache zu nutzen, dass die Märkte, insbesondere auf dem Kontinent - lassen wir GB jetzt mal beiseite - aber auf dem Kontinent harmonisiert sind. Warum lassen Sie GB beiseite? Weil die

nie harmonisiert werden wollten mit dem Rest Europas. Der Markt funktioniert grundlegend anders. Sie haben kein einziges gemeinsames Orderbuch, sondern verschiedene Pools mit unterschiedlicher Liquidität. Sie haben Auktionen, die von zwei NEMOs, den beiden Strombörsen, organisiert werden. Sie haben andere Systemdienstleistungen, also was die ÜNBs von Ihnen verlangen, ist anders als auf dem Kontinent - manches ähnlich, manches überhaupt nicht. Verbunden durch Interkonnektoren, explizite Kapazitätsauktionen statt implizite, die

wir mit SSTEC und SIDC auf dem Kontinent haben. Sie haben also einfach nicht an mehr als einem Jahrzehnt der Harmonisierung teilgenommen. Das bedeutet, in Bezug auf Skalierung und geografische Expansion sind sie anders, und ich denke, das ist auch der Grund, warum man selten britische Akteure auf dem Kontinent sieht. Sie schauen eher nach Australien und in die USA. Einige tun es, wie Octopus oder Kraken, aber es ist ein größerer Sprung, als man im ersten Moment annehmen würde.

Ansonsten skalieren wir mit Technologie. Manche Märkte sind einfacher und manche komplexer, aber normalerweise dauert es einige Monate, bis wir etwas Felsenfestes für ein neues Land aufgebaut haben, was unglaublich ist, und das war der Plan. Ja, Glückwunsch. Und um das Thema zu wechseln zu Flotten und Smart Charging - der Podcast behandelt ja auch dieses Thema. Ich wäre neugierig, und ich möchte mich auch für

Ihre bisherige Hilfe als Berater von RiDERgy bedanken - das war super hilfreich. Was ist Ihre Sicht auf Flotten, Elektrifizierung, Smart Charging, insbesondere wie es zu Inspired passt? Und wenn Sie Gedanken zum Potenzial haben, das dort für bidirektionales Laden und diese Art von Themen besteht. Ja, ich bin leidenschaftlicher E-Fahrer seit fast 10 Jahren. Tatsächlich wissen viele Leute nicht, dass wir bei Inspired

eine erste Smart-Charging-Lösung innerhalb eines österreichischen Energieversorgers hatten, vor etwa 4 Jahren, ich glaube, es war 2021 live. Damals waren sich die Akteure nicht einmal sicher, ob Smart Charging und Lastmanagement dasselbe sind oder nicht. Was die meisten Akteure mit Lastmanagement meinten, war das Kappen der Spitzen - Peak Shaving - und was wir mit Smart Charging meinten, war strompreisoptimiertes Laden eines Fahrzeugs.

Das skalierte damals nicht. Nicht genug Volatilität, nicht genug Bewusstsein, keine Spotpreis-Indextarife, nicht genug Ladeinfrastruktur, um ehrlich zu sein. Es gab damals nicht allzu viele CPOs - Ladepunktbetreiber. Ich denke also, wir waren etwas früh dran. Und verstehen Sie mich nicht falsch, aber algorithmisch ist es ein Kinderspiel im Vergleich zu einer Batterie, nicht wahr? Smart Charging - das wird sich mit Vehicle-to-Grid natürlich ändern - aber reines Laden ist,

man bekommt es jetzt im Grunde kostenlos mit dem Spotpreis-Tarif dazu. Das ist der Hintergrund. Sie können davon ausgehen, dass ich ein fester Befürworter von Elektrofahrzeugen bin. Ich denke, das größte Problem bei der bisherigen Skalierung, oder warum wir nicht weiter fortgeschritten sind, ist, dass die Mobilitätsbranche die Energiebranche unterschätzt hat - wer besitzt den Zählpunkt, was ist die Rolle des Lieferanten dieses Zählpunkts, wie funktioniert das mit der Bilanzierung, wie

beeinflusst man die Prognose? Ich denke, wir haben viele Akteure gesehen, die dachten: einfach irgendwo anschließen und fertig. Und dann hieß es: oh, wenn Sie 10 Ladepunkte haben, sorry, meine Versorgungssituation ist anders. Und dann: oh, es ist ein Zähler - das funktioniert nicht, zwei verschiedene Tarife auf demselben Zähler zu haben - und all diese Dinge. Das ist es, was ich in den letzten Jahren gehört und gelernt habe. Ich denke also,

das größte Potenzial aus meiner Sicht im Moment sind gewerbliche oder Unternehmensflotten, wo man Kontrolle über die Fahrzeuge hat. Denn wenn man private Nutzer hat, sind sie vielleicht nicht so glücklich, wenn man mit ihrer 80.000-Euro-Batterie herumspielt. Aber wenn es Firmenwagen sind, Transporter, Elektrobusse - die sind typischerweise im Besitz des Unternehmens, werden betrieben oder geleast. Ich denke also, man kommt auch auf ein gewisses Volumen.

Das ist interessant. Ich denke also, das sollte möglich sein. Es ist auch einfacher, die Flotte zu prognostizieren als einzelne Anlagen, nicht wahr? Und aus Portfolio-Sicht denke ich, man kann realistisch irgendwann zu Vehicle-to-Grid kommen, denn wer auf der Welt würde zu Hause ein 2.500 bis 3.000 Euro teures Ladegerät für Vehicle-to-Grid kaufen? Im privaten Bereich sind wir also noch nicht so weit, aber im Flottenbereich denke ich, gibt es bereits viele Akteure mit großen Flotten, und aus Inspireds

Sicht wird es interessant, sobald Vehicle-to-Grid interessant wird, denn es ist uns egal, ob 64 Container stillstehend vor Ort sind oder ob es 200 Autos sind, die angeschlossen und getrennt werden können - optimierungstechnisch ist es sehr ähnlich, nicht identisch, aber ähnlich. Und wird es Ihrer Ansicht nach einen Konflikt geben, sobald wir bidirektional werden, in Bezug auf die Anzahl der Batterien, die eingesetzt werden? Wird es einen Wettbewerb zwischen stationären Batterien und den mobilen Batterien geben?

Wird es einen Kannibalisierungseffekt geben? Auf jeden Fall auf der Energieseite. Aber um ehrlich zu sein, kann ich es nicht beurteilen, wenn die Autos zum richtigen Zeitpunkt angeschlossen sind. Wenn sie alle mittags angeschlossen werden, wo es energetisch Sinn macht, dann haben Sie sehr oft längere Dauern. Es hängt also auch davon ab, wie schnell die Ladegeräte sind und wozu die Autos fähig sind beim Laden und Entladen, und was

die OEMs akzeptieren, richtig? Wenn Sie ein 400-kW-DC-Ladegerät haben - ich weiß nicht, ob sie glücklich wären, wenn Sie die Batterie in einigen Minuten eines Elektrofahrzeugs leer saugen und sie dann in weiteren 10 Minuten wieder aufladen. Ich denke also, vieles hängt von der verfügbaren Flexibilität in Bezug auf Leistung und MWh oder GWh oder was auch immer ab. Aber ja, sie sollten dasselbe Spiel spielen und werden den

die gleichen Themen, richtig? Irgendwann wird ein Verteilnetzbetreiber kommen und sagen: „Leute, sorry, an diesem Netzknoten werdet ihr zu diesem Zeitpunkt keine 3 MW laden und keine 3 MW entladen können." Ich denke also, es sollte vollständig integriert werden und hoffentlich von den Erkenntnissen aus dem Rollout im Netzmaßstab profitieren. Ich habe keine Zweifel, dass das funktionieren wird, es ist nur eine Frage der Zeit. Klingt gut. Mit diesem hoffnungsvollen Ton möchte ich Sie fragen,

ob Sie noch eine abschließende Botschaft für die Zuhörer haben, und auch, wie man am besten mit Ihnen in Kontakt treten kann. Mit mir als Person oder mit Inspired? Beides. Mit uns in Kontakt zu treten ist einfach – sobald Sie im Batteriebereich tätig sind, werden Sie uns früher oder später bei irgendwelchen Veranstaltungen usw. begegnen. Sie können uns jederzeit eine Nachricht schicken. Der schnellste Weg, mich zu erreichen,

ist WhatsApp – so erreicht mich auch meine Frau, also muss ich schauen, ob ich die Nachricht bekomme. LinkedIn ist schwierig; ich bekomme eine Menge Spam und habe gerade festgestellt, dass ich auf Dinge von vor 3 Monaten oder sogar länger nicht geantwortet habe, was mir etwas peinlich war. Aber ich denke, Sie werden herausfinden, wie Sie mich oder meine Kollegen erreichen können.

Sie kontaktieren Claudio und er schickt mir eine WhatsApp.

Ja, ich stelle gerne eine Verbindung her. Das macht Sinn.

Ja, und haben Sie noch eine inspirierende letzte Botschaft? Ich kann nur sagen: Wenn Sie noch nicht in der Energiebranche aktiv sind, ist dies die aufregendste Zeit, denke ich, seit Jahrzehnten. Und es ist eine einzigartige Gelegenheit, egal in welcher Rolle, richtig? Ob Sie über Elektromobilität sprechen, über Batteriespeicherversorgung, was auch immer es ist, ich denke, dies ist wirklich die Zeit, in der wir einen Paradigmenwechsel

in der Energie erleben, richtig? Ich denke also, wenn Sie die Chance haben, sich mit Energie zu befassen, ist jetzt die Zeit dafür. Und ich hoffe, wir werden alle in einem oder zwei Jahrzehnten sehr stolz darauf sein zu erzählen, wie viel Arbeit wir vor 20 Jahren in das neue Energiesystem gesteckt haben. Deshalb liebe ich meinen Job, richtig? Energie wird niemals langweilig, und jetzt ist sie extrem spannend. Unglaublich. Ich stimme Ihnen definitiv zu. Danke, Jürgen, für Ihre Zeit und Ihre

Energie. Machen Sie weiter so. Und einen schönen Abend noch. Danke, Ihnen auch. Das war Jürgen von Inspired. Dieses Gespräch hat gezeigt, dass Batterien nicht nur Hardwareteile sind – sie sind Marktteilnehmer. Der entscheidende Vorteil kommt von schneller Automatisierung, die von der Messung zur Prognose, von der Prognose zum Gebot und vom Gebot zum Dispatch übergeht. Die Leistung kann mit einfachen, konkreten Kennzahlen beurteilt werden: die Capture Rate im Vergleich zu Day-Ahead-Preisen, die Zeit, die benötigt wird, um einen Handel zu platzieren, und die Kosten von Prognosefehlern. Der Wert ist niemals überall gleich.

Er folgt lokalen Engpässen, Ausgleichsvolatilität und länderspezifischen Regeln. Merchant-Batterieprojekte können funktionieren, wenn ein ordentliches Risikobuch vorhanden ist, einschließlich Cap- und Floor-Strukturen, gemischter Einnahmequellen und frühzeitiger Präqualifikation für Regelleistung. Der Erfolg im Feld hängt von Integrationsdetails, soliden EMS-Verträgen, definierten Fallback-Zuständen, guten Testplänen und zuverlässiger Telemetrie ab. Saubere Daten und klare Prüfpfade schaffen Vertrauen bei Kreditgebern und Regulierungsbehörden. Die Kollokation von Speicher mit Wind oder Solar kann Optionen hinzufügen, aber Netzbeschränkungen und Abregelung können diese Gewinne genauso

schnell wieder zunichtemachen. Ein praktischer nächster Schritt ist die End-to-End-Automatisierung in einer einzigen Marktzone und die Skalierung erst, nachdem dieselben KPIs auch außerhalb von Backtests Bestand haben. Was als Nächstes kommt, ist mehr Flexibilität auf Verteilnetzebene, schnellere Abrechnungszyklen und strengere Leistungsgarantien. Es war eine sehr komplexe Episode und zeigt das Niveau an Raffinesse, das Jürgen und Inspired in den Markt und auf den Tisch bringen. Ich bin sehr begeistert, ihn als Berater bei RiDERgy zu haben und weiter zusammenzuarbeiten, und hoffentlich auch gemeinsam zu skalieren.

Lösungen wie diese für Flotten. Und danke fürs Zuhören bei Smart Charge by RiDERgy, und wir sehen uns in der nächsten Episode. Bleiben Sie geladen.

Notizen zur Folge

Germany alone sees 10 million price updates per day, and that is exactly where Jürgen Mayerhofer, CEO and Co-Founder of Enspired, builds his edge. From Austria's liberalized gas market to optimizing over 1 GW of grid-scale batteries across Europe and Japan, he explains why batteries can work without subsidies if you respect location, grid impact, and build for full automation. Claudio and Jürgen trace the shift from manual lever-pushing to software-defined energy, and why transparent, KPMG-audited performance data is the trust layer the storage market still lacks. We trace his 20-year journey from gas logistics and power trading to leading a fully automated optimizer managing over 1 GW of grid-scale batteries. Jürgen explains how Enspired helps asset owners maximize revenues across day-ahead, intraday, and balancing markets - and how the company’s transparency initiative with KPMG-audited performance indexes is bringing new trust to the fast-moving storage sector. Key topics include: - Scaling Enspired from Austria to Europe and Asia with a tech-first, fully automated platform - Why Europe struggles with venture capital and boldness in software compared to the US and China - The rise of the software-defined energy world and why flexibility is the new grid infrastructure - Lessons from Visotech on scalability, speed, and growing beyond the German-speaking market - How AI handles 10M+ intraday price updates per day and the shift to real-time optimization - The future of long-duration storage, grid constraints, and flexibility at TSO vs. DSO levels - How transparent data and auditing can mature the still-young battery storage market - The convergence of fleets, EVs, and grid-scale optimization Jürgen also reflects on the culture of entrepreneurship in Europe, the challenge of scaling deep-tech energy startups, and why he believes the 2020s will be remembered as the decade when the decentralized energy system was built.