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26: Redispatch 2.0 als Chance zur Digitalisierung - Philipp Gau, Stadtwerke Hilden

12.10.2022 37 min

Zusammenfassung & Show Notes

Um das Stromnetz bei zunehmend dezentraler Erzeugung stabil zu halten, müssen Netzbetreiber immer häufiger eingreifen. Mit Philipp Gau beleuchten wir, wie die Stadtwerke Hilden Redispatch 2.0 umsetzen und als Chance zur Digitalisierung nutzen.


Bereits frühzeitig nach Bekanntgabe der neuen gesetzlichen Regelung für das Management von Netzengpässen im Mai 2019 haben die Stadtwerke Hilden damit begonnen, aktiv zu werden und als Verteilnetzbetreiber die Umsetzung von Redispatch 2.0 initiiert. In dieser Folge nimmt uns Philipp Gau Schritt für Schritt in den Veränderungsprozess mit, spricht über Herausforderungen, die zu bewältigen waren und zeigt Chancen auf, die der Redispatch 2.0-Prozess für Netzbetreiber mit sich bringt. Er gewährt uns einen ausführlichen Blick hinter die Kulissen des Digitalisierungsprojekts bei den Stadtwerken Hilden und verrät uns, was ihr Erfolgsgeheimnis für die gelungene Umsetzung ist.


Transkript

Phillip Gau
00:00:00
Und für uns als Verteilnetzbetreiber bedeutet das einen enormen Wandel, es geht dabei nicht nur um so ein bisschen Datenübertragung von den Anlagenbetreibern, sondern ich sehe das sogar als das größte Digitalisierungsprojekt der Energiewirtschaft seit der Energiewende an und das bringt damit erhebliche Veränderungen auch bei uns bei den Stadtwerken Hilden mit sich. Music.
Claudio La Torre
00:00:58
Herzlich willkommen bei Energiedosis, dem Praxispodcast der Energieversorger. Mein Name ist Claudio La Torre und ich freue mich, dass du eingeschaltet hast. Heute haben wir mal ein spannendes technisches Thema, was vielleicht vielen noch nicht so bekannt ist, aber für viel Arbeit in der Netzbetreiberliga gesorgt hat. Es geht um das Thema 2.0, ganz kurz nur, ist ein kurzfristiger Eingriff in den Einsatz von Kraftwerken, der immer wichtiger wird aufgrund der Dezentralität, der Erzeugung durch erneuerbaren Energien und dazu habe ich einen spannenden Gast heute bei mir nämlich Philipp Gau, er ist einerseits Teamleitung der Netzentwicklung bei den Stadtwerken Hilden. Schön, dass du dabei bist und welche Rolle du spielst und warum du heute dabei bist bei dem Podcast, da gehen wir jetzt nämlich mal drauf ein. Aber bevor wir ins Detail gehen, vielleicht hast du noch ein paar Worte zu deiner Person.
Philipp Gau
00:02:04
Ja, mein Name ist Philipp Gau, wie du schon gesagt hast, bin ich einmal in der Rolle Teamleiter Netzentwicklung bei den Stadtwerken in Hilden, aber auch Asset-Manager und auch technische Führungskraft hier im Hause. Ich bin 35 Jahre alt, gebürtig aus dem Saarland und jetzt bei dem Energieversorger, Stadtwerke in Hilden, und freue mich auf das Thema heute mit dir.
Claudio La Torre
00:02:23
Sehr schön, gibt es noch so ein paar Keyfacts aus deinem Privatleben, die ich erfragen darf? Bist du im Schützenverein oder bist du irgendwie halber Fußballprofi oder Gamer oder sowas?
Philip Gau
00:02:34
Ja ich bin sehr leidenschaftlicher Skifahrer, das schon auch seit sehr, sehr langer Zeit. Also ich habe das erste Mal mit zweieinhalb Jahren auf Ski gestanden und habe das dann auch irgendwann sehr aktiv gemacht den Sport und bin selber auch Skilehrer mittlerweile. Und wenn es geht, dann bin ich sehr, sehr gerne in den Bergen und fahr Pisten runter, am besten irgendwie so ein bisschen abseits der Piste. Das ist so mein Steckenpferd, ansonsten viel Sport machen, aber ich koche beispielsweise auch sehr gerne.
Claudio La Torre
00:03:03
Ja, sehr schön, dann lass uns doch mal ein bisschen ins Thema einsteigen. Vielleicht kannst du mich und die Zuhörer vielleicht nochmal ganz kurz abholen. Redispatch, was steckt da genau aus deiner Sicht dahinter?
Philipp Gau
00:03:11
Ja, also Redispatch ist in der Branche nichts unbedingt total neues. Unter Redispatch werden kurzfristige Eingriffe in den Einsatz von Kraftwerken, also in der Erzeugungsleistung, verstanden um die Leitungsabschnitte oder auch Trafos vor einer Überlastung zu schützen. Also droht an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass, die Übertragungskapazitäten reichen also nicht aus um die erzeugte elektrische Energie abzutransportieren, werden Kraftwerke angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln oder zu erhöhen, um dem Engpass entgegenzuwirken. Und durch den enormen Zubau, wie du das auch anfangs schon gesagt hast, von erneuerbaren Energien hat sich das System von einer relativ zentralen Erzeugungsstruktur zu einer dezentralen Struktur gewandelt, die auch noch vom Wetter abhängig ist und somit auch extrem schwankt teilweise. Und Redispatch 2.0 also die Erweiterung sozusagen von dem Altbekannten steht für die neuen Regelungen zum Umgang mit Engpässen im Stromnetz. Das wurde durch das Netzausbaubeschleunigungsgesetz initiiert, je nach dem sollen seit dem 1. Oktober 2021 alle konventionellen Anlagen und Anlagen der erneuerbaren Energien eine Scheinleistung größer 100 KW beziehungsweise eine Wirkleistung von 100 KW installierter Leistung am Redispatch teilnehmen. Und nun sind neben den vier großen Übertragungsnetz-Betreibern, also Amprion, Tennet, Transnet BW und 50 Hertz auch wir als Verteilnetzbetreiber in der Verantwortung zur Steuerung von Erzeugungsleistungen. Und das war bisher tatsächlich nur Aufgabe der ÜNBs, also der Übertragungsnetz-Betreiber. Und Ziel von Redispatch 2.0 ist die Optimierung der Gesamtkosten aus dem konventionellen Redispatch. Und im Einspeisemanagement, das auch in der Branche als Eismann bekannt ist, sollen die Netzentgelte schlussendlich gesenkt werden. Man kann vielleicht zusammenfassen Redispatch 2.0 ist ein Kostenreduzierungsprojekt in der gesamten Energiewirtschaft, und für uns als Verteilnetzbetreiber bedeutet das ein enormer Wandel. Es geht dabei nicht nur um so ein bisschen Datenübertragung von den Anlagenbetreibern, sondern ich sehe das sogar als das größte Digitalisierungsprojekt der Energiewirtschaft seit der Energiewende an und das bringt damit erhebliche Veränderungen auch bei uns bei den Stadtwerken Hilden mit sich.
Clauio La Torre
00:06:01
Hört sich schon mal spannend an. Also heißt, wo das Thema so aufkam, dass man aus Redispatch Redispatch 2.0 macht, da war, kann ich zumindest mich noch dran erinnern, ein großes Raunen bei den Netzbetreibern. Viele die so ein bisschen die Hände über den Kopf zusammengeschlagen haben. Würdest du sagen, das die Herausforderungen, die sich damit ergeben haben, euch auch im ersten Schritt vielleicht ein bisschen überrumpelt haben.
Philipp Gau
00:06:29
Es geht, ehrlich gesagt. Also wir waren von Anfang an gut informiert, die Reise hat begonnen, also wenn ich das jetzt mal als so eine Art Fahrplan sehe, im Juni 2020. Da kam das Branchenpapier vom BDEW raus zu dem Thema. Das Gesetz wurde ja schon ein bisschen früher verabschiedet. Dann wurde der BDEW beauftragt eine Branchenlösung zu erarbeiten. Durch verschiedenste Newsletter auch von den Netzwerkpartnern waren wir ja sehr schnell informiert, dass da was kommt. Und das hat uns jetzt nicht überrumpelt aber wir haben's auch für uns als eine Herausforderung angesehen, der wir uns stellen müssen, so wie alle anderen auch.
Claudio La Torre
00:07:11
Heißt, durch die gesetzliche Vorgabe, die dahinter steckt, musstet ihr auch was tun. Es war jetzt nicht so, dass man sagen konnte, ach gucken wir mal, wenn wir Zeit und Lust haben nähern wir uns mal dem Thema, sondern da war schon eine echte Verpflichtung dahinter.
Philipp Gau
00:07:23
Absolut. Also auch wir bei den Stadtwerken in Hilden und wir als Netzbetreiber sind davon definitiv betroffen. Das war von Anfang an klar. Und die Deadline, die ich einführend schon gesagt habe am ersten Oktober 2021 sollte der Go Live sein. Und damals als die Branchenlösung vom BDEW rauskam im Juni 2020, sahen wir das auch erstmal als sportlich an. Dadurch, dass nicht klar war, was müssen wir denn überhaupt tun und so hat die Reise gestartet, indem wir erstmal unsere Anforderungen gesichtet haben, also was will der Gesetzgeber von uns, was ist die Aufgabe. Ich habe selber erstmal das BDEW die Branchenlösung durchgelesen. Das sind stolze 216 Seiten. Ich habe natürlich nicht alle 216 Seiten im Detail jetzt gelesen, wenn ich ehrlich bin, sondern die Hälfte davon bilden halt die einzelnen Use-Cases ab. Und danach sind wir losgegangen und haben erstmal im Unternehmen geschaut wo stehen wir denn und in den einzelnen Abteilungen nachgefragt und interne Gespräche geführt. Danach war relativ schnell klar, wir müssen mal eine interne Zuständigkeit klären. Denn jetzt bin ich in der Rolle, Leiter der Netzentwicklung und bei mir in der Netzentwicklung ist unter anderem die Planung, aber auch die Netzleitstelle angesiedelt. Das Thema hat definitiv, was mit der Netzleitstelle zu tun. Und ist aber auch zum größten Teil auch später die Expostprozesse mit Bilanzierung usw. ist in einer ganz anderen Abteilung angesiedelt. Also habe ich mich mit den Kolleginnen zusammengesetzt und wir haben mal diskutiert wer ist denn am besten geeignet, um dieses Projekt zu machen und relativ schnell war klar, dass ich das Projekt übernehme und ich habe auch die Projektleitung dann übernommen, und habe dann im Projektteam alles weitere koordiniert und auch gesteuert.
Claudio La Torre
00:09:25
Okay, du hast gesagt, du hast den BDEW Leitfaden dazu gelesen, nicht alle Seiten wahrscheinlich, aber war dir denn danach sofort klar was zu tun ist und wie es zu tun ist oder wie seid ihr dann oder du konkret vorgegangen? Was waren so die nächsten Schritte danach?
Philipp Gau
00:09:45
Also mir war's natürlich nicht direkt vollkommen klar, was jetzt zu tun ist. Ich hatte eine Grundahnung und ich habe eine Art Management-Summery für mich selber geschrieben, aber habe auch frühzeitig mit unserem Management oder Geschäftsführung kommuniziert und habe diese Management Summary auch geteilt im Unternehmen, so dass erstmal auch klar ist worum geht es überhaupt, um alle zu informieren und danach sind wir hingegangen im Team, im Projektteam und haben erstmal gesagt, wir brauchen mal so eine Betroffenheitsanalyse. Also wo stehen wir? Nicht jeder Netzbetreiber ist ja gleich betroffen. Jetzt haben wir vielleicht, kann man sagen, das Glück, dass wir nicht sehr groß sind und auch keine sehr komplexe Struktur haben in Hilden. Also wir haben jetzt nicht wie im ländlichen Gebiet, gerade im Norden oder auch in der Eifel große Windparks, die gegebenenfalls auch Netzengpässe verursachen könnten, sondern wir haben eine relativ einfache Struktur. Somit sind wir erstmal in die Istanalyse gegangen und haben zuerst mal unsere internen Daten angeschaut und haben gesagt, okay, welche Anlagen wären denn betroffen und was bedeutet das überhaupt? Es wurden ja neue Rollen geschaffen, beispielsweise der EIV, also der Einsatz verantwortliche, das ist so eine neue Rolle und wir haben erstmal intern geklärt, wer kann das denn sein? Können wir gegebenenfalls auch ein EIV sein? Und haben uns dann aber auch relativ schnell auch mit den Netzwerkpartnern zusammen getan und haben einen Quickcheck gemacht. Also wir haben mit dem Beratungsunternehmen BET und den Netzwerkpartnern ein Quickcheck durchgeführt und haben dort, allgemein wurde uns erstmal erklärt welche Stufen gibt es überhaupt beim Redispatch, und danach konnte man sich relativ schnell auch einordnen, inwieweit wir betroffen sind. Wir sind auch so weit gegangen, dass wir auch nochmal eine individuelle Session gemacht haben mit BET, wo man den individuellen Betroffenheitsgrad festgestellt hat. Und aus diesem Quickcheck haben wir eine lange To-do-Liste gehabt, die wir erstmal abarbeiten mussten. Und wir haben beispielsweise ganz viele Daten erstmal gesichtet und haben die erfasst und haben mal geschaut, weil im Stammdatenregister sind ja schon auch viele Daten da. Welche Anlagen sind denn betroffen? Welche Anlagen sind größer als 100 KW und haben diese Anlagenstandarten zusammengefügt, soweit wir konnten und haben die auch teilweise beispielsweise zu Teilnetzen schon mal zusammengefügt die einzelnen Erzeugungsanlagen.
Claudio La Torre
00:12:21
Was würdest du denn sagen, wenn du das so erzählst, hört sich das alles so leicht an, gab's denn auch Dinge im Projekt, wo du sagst, die haben wirklich gut funktioniert, das lief super. Oder gab's auch Teile, wo du jetzt rückblickend drauf schauen würdest, die würdest du heute anders machen?
Philipp Gau
00:12:36
Auf jeden Fall, einige. Also wenn man mal die Zeitschiene anguckt, dann sind wir gestartet im Juni 2020 und bis Oktober, 2021 sollten wir fertig sein. Jetzt mag jemand, der aus der IT-Branche kommt, sagen das ist doch relativ einfach. Das ist eine lange Zeitspanne, um etwas umzusetzen. Aber lange Zeit hat's gedauert, bis das, glaube ich, in der Branche auch angekommen ist was das für Herausforderungen sind. Von den Anforderungen, die wir erstmal gesichtet haben bis zur Klärung interne Zuständigkeit über der Betroffenheitsanalyse und auch, nach der Betroffenheitsanalyse, so die Abarbeitung aus diesem Quickcheck, sind wir da hingekommen, dass wir eine Make-up-By-Analyse gemacht haben und haben überlegt, machen wir dann diese Umsetzung jetzt selber oder geben wir das vielleicht Dienstleistend raus und bis wir dort waren, war es schon März 2021. Also es hat schon relativ lange gedauert und rückblickend würde ich sagen das ginge bestimmt schneller. Es war aber auch tatsächlich so ein bisschen aus meiner Perspektive daran geschuldet, dass die Branche sich erstmal ordnen musste. Auch die einzelnen Dienstleister mussten sich ja erstmal aufstellen. Das heißt, vielen war ja gar nicht klar, was können wir denn jetzt anbieten. Am Anfang, ging oft die Meinung rum, dass ist so ein großes Beraterprojekt und man muss auf jeden Fall ein großes Beratungshaus mit ins Team nehmen, die das dann auch mitsteuern. Wir haben das hauptsächlich selber gemacht und haben nach Bedarf immer nochmal uns Beratung geholt. Das Projekt wurde ja auch bewusst recht agil gestaltet von uns, wie aber auch von der Seite des BDEW, so gab's immer wieder Neuerungen, es gab immer wieder Sessions wo dann, Connect Plus beispielsweise muss ja erstmal entwickelt werden. Also diese Austauschplattform zum Datenaustausch zwischen Anlagenbetreibern und Netzbetreibern, in jeglicher Hierarchie der Netzbetreiber. Das musste erstmal alles entwickelt werden. Somit würde ich sagen, waren wir schon ganz gut aufgestellt. Wir hätten aber bestimmt an der ein oder anderen Stelle auch schneller sein können. War aber auch gar nicht notwendig, denn vielleicht vorweggegriffen, wir waren zum 1.10. auch wirklich Go live. Wir waren fertig komplett und waren da auch sehr froh und auch stolz drauf. Und wie gesagt, wir waren dann irgendwann an dieser Make-Up-By-Analyse und das war so ungefähr im März 2021, haben uns dann tief in die Augen geguckt und haben gesagt, wir sehen momentan nicht die Personalkapazität bei uns, um das alles selbstständig machen zu können. Wir hatten die Wahl, dass wir eine IT-Plattform einkaufen, und im Endeffekt alles selber machen oder wir geben eine komplette Dienstleistung raus und relativ schnell war uns klar, wir wollen da eine Dienstleistung einkaufen und das rechnet sich auch. Also wir haben einen Kostenvergleich gemacht, haben geschaut, was würde es denn an internen Kosten verursachen oder wenn wir das rausgeben und es war relativ schnell klar, dass in unserer Größe, das macht Sinn, dass wir einen kompetenten Partner brauchen, den haben wir aber auch glücklicherweise gefunden und so haben wir uns dann im Juli 2021, wenn ich mich recht erinnere, mit den Netzen Duisburg zusammengeschlossen, die eine hervorragende Dienstleistung angeboten haben und uns auch nicht enttäuscht haben, sondern auch einen wirklich super Job gemacht haben. Wir haben auch kompetente Berater mit dabei gehabt, die auch mit in dem Projekt dabei waren und haben mit der Plattform von Seven2one eine sehr gutes Dienstleistungsangebot uns gemacht und uns dadurch sehr gut unterstützt und wir sind mit denen Go live, konnten das Projekt durchführen fristgerecht zum 1.10. Und jetzt sind wir mitten im Go Live, es kommen immer mal wieder Neuerungen, denn der 1.10t konnte ja ganz klar nicht gehalten werden, das war der Branche auch schon lange klar. Aber so weit wie die gesetzlichen Anforderungen damals waren, waren wir fertig.
Claudio La Torre
00:16:51
Heißt, was bleibt denn konkret an Arbeit noch bei euch? Jetzt um diesen Redispatch 2.0 Prozess dauerhaft zu bespielen, weil du sagst ihr habt Duisburg als Dienstleister oder ausführenden mit an Bord geholt. Was ist jetzt in dem Prozess? Was bleibt jetzt bei euch? Was geht an den Dienstleister? Kannst das grob umschreiben?
Philipp Gau
00:17:19
Also grundsätzlich kann man natürlich sagen, es ist immer eine bestimmt gute Lösung. Für uns war's auf jeden Fall eine gute Lösung in unserer Größe das Outzusourcen an einen externen, der auch viel größer ist, der das viel besser skalieren kann. Man muss schon ganz klar sagen, man ist aus der Nummer nicht komplett draußen, sondern es muss auch aktiv von uns mitgewirkt werden. Also bei uns ist ganz konkret beispielsweise die Stammdaten, die müssen übermittelt werden von uns. Das heißt, wir haben ja von den einzelnen Kunden und Anlagenbetreibern schon viele Daten. Die haben wir dort in diese Plattform von Servatoren mit reingebracht. Die haben wir angereichert. Die gehen dann über Connect Plus zum EIV, also zum Einsatzverantwortlichen und dort soll der EIV für den Anlagenbetreiber weitere Daten anreichern. Aber auch wenn sich Änderungen bei uns Netzttechnischer Art ergeben, dann müssen wir das in das Portal pflegen. Wenn neue Anlagen ans Netz kommen, dann müssen wir die natürlich dort auch einpflegen. Und das, was bei uns natürlich auch ganz klar war, dass wir unsere Kunden angeschrieben haben. Also alle Anlagenbetreiber mussten erstmal von uns informiert werden. Und das war bei vielen überhaupt nicht präsent, dass da überhaupt was passieren muss. Also wenn jetzt beispielsweise eine PV-Anlage vom Einkaufsmarkt Aldi, die waren natürlich relativ gut aufgestellt, weil das zentralisiert ist über allen Aldi-Märkte gab es eine Gruppe, die sich darum gekümmert hat. Aber wenn jetzt ein kleiner Handwerksbetrieb eine PV-Anlage von 140 KW auf dem Dach hat, für die war das erstmal Neuland und auch nicht Kernkompetenz. Von daher mussten wir auch die Kunden stark beraten und immer wieder auch darauf hinweisen auf diese gesetzliche Pflicht, sich einen EIV zu suchen und Stammdaten zu melden und diese gesetzlichen Fristen auch einzuhalten. Das war alles bei uns und das, was die Netze Duisburg für uns machen, sie übernehmen sozusagen größtenteils die gesetzlichen Pflichten von uns. Es ist eine enge Begleitung bei der gesamten Umsetzung. Sie haben uns hochqualifizierte IT-Systeme zur Verfügung gestellt, die wir als SARS-Lösung auch nutzen und dort auch Daten melden. Und ansonsten natürlich auch Ansprechpartner für uns bei jeglicher Fragestellung waren.
Claidio La Torre
00:19:37
Heißt wenn du jetzt auf die Kunden oder Anlagenbetreiber ansprichst, um diesen Redispatch Prozess überhaupt sauber umzusetzen, musstet ihr erst nochmal die Kunden tatsächlich beraten und ganz neue Daten bei denjenigen einsammeln gehen oder wie verstehe ich das?
Philipp Gau
00:20:02
Genau. Wir sind konkret hingegangen und haben auch mit den Netzwerkpartnern zusammen ein Template entwickelt, das die wichtigsten Stammdaten abbilden soll. Das haben wir auf unsere Zwecke, auf unseren Bedarf nochmal ein bisschen angepasst und haben diese Liste an die Anlagenbetreiber mit einem Schreiben, das auch durch die juristische Abteilung der Netzwerkpartner erstellt wurde, versandt als Serienbrief. Jetzt haben wir nicht ganz so viele Anlagen. Es waren damals 16. Mittlerweile müssten's 19 sein, die am Netz sind, die größer als 100 KW sind. Und von daher war das mit den 16 auch erstmal überschaubar. Und in dieser Excel-Liste haben wir alle Daten, die uns schon mal vorlagen reingeschrieben und gesammelt und dafür mussten wir, also teilweise haben wir die elektronisch gehabt, aber ich muss auch ehrlich sein, teilweise sind wir in den Keller gegangen in die Archive und haben die ganzen Dokumente nochmal durchgeschaut und geguckt, wo haben wir denn überhaupt noch Daten, die jetzt notwendig sind und haben dann die Anlagenbetreiber gebeten, diese Liste zu vervollständigen. Bei manchen hat das recht gut geklappt, aber bei sehr vielen hat's doch sehr lange gedauert. Also es war glaube ich vielen nicht klar, dass das eine Gesetzliche Pflicht ist, die ja auch eine eine Frist hat und auch gegebenenfalls Folgen bedeutet. Wir mussten dann schon mehrfach anrufen und auch schreiben, um die Leute zu bitten, dass sie sich dem Thema antun. Viele haben sich sehr schwer damit getan, weil es einfach nicht die Kernkompetenz von deren Seite ist. Aber wir haben dann versucht zu beraten. Wir müssen natürlich als Netzbetreiber hier, neutrale Position einnehmen und diskriminierungsfrei agieren und können jetzt nicht sagen, jetzt rufst du XY an und dort wird dir geholfen, sondern wir konnten nur auf offizielle Seiten wie beispielsweise vom BDEW, die dann auch eine Liste erstellt haben, wer übernimmt denn überhaupt im Markt die Rolle des Einsatzverantwortlichen. Das ist in der Regel der Direktvermarkter. Die haben das als Produktportfolio gesehen und auch viele etabliert, aber das hat auch gedauert. Und dieser Run auf diese Dienstleistung, war natürlich sehr groß. Das heißt, viele große Netzbetreiber haben sich sehr früh gekümmert und viele kleinere, vielleicht weniger schnell und an Anlagenbetreiber auch, also große Anlagenbetreiber waren nach meinem Kenntnisstand, relativ gut und schnell aufgestellt, aber kleinere hat man dann teilweise vertrösten müssen und ich höre von unseren Kunden, dass man bis heute immer noch nicht einen Einsatzverantwortlichen gefunden hat der einem da kompetent helfen kann und der 1.10.2021 ist jetzt fast ein Jahr lang her.
Claudio La Torre
00:23:01
Ja gut, also man sieht Veränderungen funktioniert manchmal schnell, manchmal dauert sie ein bisschen an. Würdest du denn sagen rückblickend, weil du sagtest das war ja auch ein Digitalisierungsthema, ein großes bei euch, dass sich das auch nachhaltig auf eure Arbeit positiv ausgewirkt hat, also dass das eine Art Digitalisierungsboost auch war so ein Projekt, zu sagen okay, das mindset verändert sich vielleicht ein bisschen bei den Kollegen und man bekommt mehr Lust darauf auch vorgelagerte Prozesse in diesem Prozess zu digitalisieren oder eher nicht.
Philipp Gau
00:23:39
Doch, auf jeden Fall. Also so als Lesson's Learn, was du auch eben angesprochen hast, war für uns auch, dass wir von Anfang an gesagt haben, wir haben uns dieses Thema angeschaut und haben versucht klassischerweise so ein bisschen Chancen- und Risikoanalyse zu machen in der Matrix und einfach mal ganz einfach aufgelistet, was ist denn das Risiko und was ist die Chance und die Risiken haben wir versucht zu minimieren und die Chancen zu nutzen und auch im Zweifel versucht, aus den Risiken Chancen zu machen und eine große Chance sehe ich definitiv darin, dass wir sagen, das ist eines der größten, wenn nicht sogar das größte Digitalisierungsprojekt der Energiewirtschaft und das sollte man nutzen und man merkt schon sehr deutlich, dass wenn kurzfristig solche Anfragen kommen, dann muss man auch Daten parat haben und auch dieses Know-how und diese Kompetenz auch die Folgenkompetenz zu haben, was passiert denn mit diesen Daten? Was passiert am Ende des Prozesses, damit ich das komplett durchblicke. Und das haben wir gemacht und wollen da auch weiterhin dran arbeiten, sodass man gesagt hat, wir nutzen die Gunst der Stunde um auf Basis dieses Gesetzes ganzheitlich die Digitalisierung voranzutreiben und auch so ein bisschen auch gegenüber der Geschäftsführung nochmal zu sagen das ist ein sehr wichtiges Thema, einmal jetzt gesetzlich getrieben. Aber wenn wir gegebenenfalls an der ein oder anderen Stelle noch ein bisschen mehr machen, können wir größere Synergieeffekte erzeugen.
Claudio La Torre
00:25:23
Wäre das auch gleichzeitig so ein Learning für dich oder ein Tipp daraus zu sagen, okay, dass wenn man solche Projekte häuslich hat, dass man die möglichst als Chance sehen soll und auch da vielleicht mit neuen Arbeitsweisen beginnen sollte?
Philipp Gau
00:25:38
Teilweise ja. Also ich will nicht sagen, dass alles was neu ist auch an neuen Methoden, ist immer direkt eine bessere Lösung. Manchmal hilft natürlich auch das Konventionelle. Ich sehe das so, eine agile Arbeitsweise ist ja sehr modern. Das ist in so Projekten absolut notwendig und dass man einfach ein Stück mal macht, einfach tun. Also der Erfolg hat drei Buchstaben "tun" und nicht diskutieren und am Ende des Tages gar nichts getan zu haben, sondern eigentlich nur diskutiert zu haben. Und von daher denke ich zuerst mal anfangen und sich dann regelmäßig zu hinterfragen ist definitiv die richtige Methode. Aber früher hat man bei uns auch in der Branche ja ganz lange geplant und hat beispielsweise dann gebaut oder hat dann eine Durchführung durchgeführt. Von daher sehe ich's schon als notwendig, anders, gerade wenn so bei so Digitalisierungsprojekten muss man anfangen und auch mutig sein und sich dann aber regelmäßig in einer Retroperspektive ehrlich hinterfragen und schauen, was ist denn gut gelaufen, was können wir fortführen oder was können wir natürlich auch besser machen.
Claudio La Torre
00:26:56
Ja, sehe ich genauso. Also ich finde auch spannend den Ansatz dann zu sagen, wie ihr sagt, okay, irgendwann komme ich an den Punkt bei so einem Projekt, wo ich vor einer Entscheidung stehe und ich glaube, das ist so das, was gutes Management heutzutage ausmacht. make or buy. Dann aber auch zu sagen, okay gewisse Dinge, die gebe ich halt eher in die Buy Situation und gehe auf die Buy Kooperation. Ich weiß nicht, wie du das siehst, aber würdest du sagen, das war das einzig Sinnvolle für euch in so eine Kooperation an der Stelle mit Duisburg als Dienstleister zu gehen. Und perspektivisch würdest du sagen, Projekte in dieser Größenordnung, in diesem Umfang würdest du wahrscheinlich immer wieder eher in einer Kooperation angehen wollen?
Philipp Gau
00:27:39
Auf jeden Fall. Also ich sehe neben den Megatrends Digitalisierung, Dekarbonisierung, auch viele andere Megatrends. Ich sehe Kooperationen mit anderen Netzbetreibern als absolut notwendig. Wir haben einen sehr guten Partner gefunden und wir haben bestimmt auch hier nochmal auch andere Themen zu diskutieren mit den Netzen Duisburg, aber auch mit ganz anderen Partnern. Ich sehe das absolut als notwendig an. Wir sind ein kleiner Netzbetreiber, der zwischen Köln und Düsseldorf liegt und haben eine Stadt mit 56.000 Einwohnern und wir können in dieser Schnelllebigkeit in der die Energiewirtschaft momentan drin ist, gar nicht aus meiner Sicht langfristig überleben, wenn wir nicht immer wieder uns hinterfragen und schauen, gibt es gegebenenfalls ein Potential, wo man mit anderen was zusammen machen kann. Denn dafür eigenes Personal, eigene Zeit, eigene Ressourcen allgemein zu stellen, das ist natürlich Herausfordernd. Man kann sich aber auch ernsthaft die Frage stellen wollen wir Vorreiter sein? Bauen wir Ressourcen bei uns auf und bieten das am Markt beispielsweise auch anderen an. Diese Frage ist natürlich auch berechtigt. Und das machen momentan hauptsächlich die Großen und die Kleineren sind eher die Kunden, aber auch wir stellen uns regelmäßig die Frage, ob wir weitere Netzdienstleistungen anbieten können.
Claudio La Torre
00:29:19
Warum auch nicht? Also ich glaube, da kann die Innovation auch von einem kleineren kommen, der vielleicht ein bisschen schneller, agiler auch in den Entscheidungsprozessen ist. Also ich bin da mal gespannt, was die Branche da noch alles machen wird. Wenn wir jetzt nochmal gucken in Richtung Zukunft, gibt es bei euch oder aus deiner Wahrnehmung in dem Projekt noch Dinge, die man noch anpacken muss? Gibt's noch Meilensteine, die noch zu setzen sind? Oder bist du an einem Punkt, wo du sagst, das System läuft, so wie es ist und sobald es keine gesetzliche Veränderungen mehr gibt, andere Rahmenbedingungen die kommen, braucht man an den Prozess so erstmal nicht mehr drangehen?
Philipp Gau
00:30:09
Doch, also wir sind zwar fertig, aber trotzdem gibt es gewisse Dinge, die wir noch automatisieren können und da sind wir gerade dran. Also wir haben ja keine Netzengpässe, nichtsdestotrotz müssen Anlagen und das ist ja das Ziel von Redispatch, im Zweifel gesteuert werden. Das passiert bei uns über Rundsteuertechnik und wir bauen gerade eine eine Steuerbox bei uns in der Netzleitstelle auf, sodass dann direkt von den Netzen Duisburg geschaltet werden kann. Also dass die Anlagen, wenn der Aufruf kommt, direkt geschaltet werden können und das ist ein höherer Automatisierungsgrad. Momentan würden wir das über die Rufbereitschaft abfedern. Also einmal automatisieren wir auf diese Art und Weise aber natürlich ändert sich da auch vieles. Also beim Redispatch 2.0 bleibt es nicht. Anfangs hieß es, dass alle Anlagen größer 30 KW Wirkleistung in dem Regime mit drin sind und schlussendlich waren's Anlagen mit 100 Kilowatt. Es ist aber sehr deutlich und sehr klar, dass es sehr viele Anlagen gibt mit installierter Leistung, die auch kleiner 100 und größer 30 KW sind und von daher wird das wird das Thema nicht einfach abgeschlossen sein, sondern das ist jetzt ein laufendes Thema.
Claudio La Torre
00:31:33
Heißt, da kommt demnächst noch mehr Arbeit auf euch zu, weil so unter 100 KW sind wahrscheinlich doch deutlich mehr Anlagen, so bis zwischen 30 und 100. Da gibt's ja wahrscheinlich doch ein bisschen mehr bei euch im Netz.
Philipp Gau
00:31:46
Auf jeden Fall. Also ich habe die konkrete Zahl jetzt nicht im Kopf, aber definitiv gibt es mehr Anlagen größer 30 KW als Anlagen Größe 100 KW. Wir sind eine städtische Struktur, Großanlagen haben wir relativ wenig, Kommen auch nach und nach. Aber der Hype auf erneuerbare Energien ist ja durch die neue Bundesregierung auch noch mal angeheizt und da wird definitiv was kommen. Da sind wir fest von überzeugt und wir sehen das auch schon. Also wir hatten beispielsweise Ende Juli diesen Jahres so viele Anfragen für Photovoltaik und KWK-Anlagen wie Ende letzten Jahres. Also dadurch merken wir schon sehr deutlich, dass der Hype darauf im immer noch hoch ist und weiter steigt.
Claudio La Torre
00:32:37
Ja, ist spannend. Ich habe letztens noch mit jemandem gesprochen. Der sagte, aktuell hat sich das knapp verzehntfacht bei denen über die einzelnen Erzeugungseinheiten. Tatsächlich zehnmal so viele Anträge wie im Jahr davor, das ist enorm
Philipp Gau
00:32:50
Ja, aber ich meine, ich kenne das genaue Datum nicht, aber für Gewerbeeinheiten soll es ab einem gewissen Zeitpunkt ja auch eine PV-Pflicht geben für Neubauten auf Dächern. Das ist volkswirtschaftlich auch absolut sinnvoll und wir sind bei unserer städtischen Struktur in Hilden momentan eher Last getrieben. Wir haben noch nicht die Probleme, dass wir Spannungsschwankungen haben, dadurch dass Erzeugung und Last asynchron ist, unser Netz ist lastmäßig gebaut und betrieben und von daher ist es erstmal für uns auch kein weiteres größeres Thema für für das Netz, aber trotzdem müssen diese Anlagen natürlich angeschlossen werden, der Genehmigungsprozess muss durchgeführt werden und man muss auch allen Anlagenbetreibern immer wieder erläutern, was heißt denn Redispatch, was bedeutet das? Und diese neuen Rollen müssen müssen erläutert werden und die Kunden muss man beraten.
Claudio La Torre
00:33:57
Ja ist spannend, dass der Netzbetreiber so in die Rolle des Beraters immer mehr fällt, ne?
Philipp Gau
00:34:01
Auf jeden Fall.
Claudio La Torre
00:34:03
Ich sehe das in vielen Prozessen und höre das öfters. Da ist der ein oder andere so ein bisschen leidgeplagt, dass man irgendwie zunehmend der Berater wird. Wenn wir so Richtung Ende des Podcast gucken, wir stellen die Frage immer so zum Schluss, was wären denn so deine drei Botschaften an andere Stadtwerke, die du mitgeben möchtest oder deine, wesentlichen Learnings, die du mitgenommen hast, die du jetzt hier an den Zuschauern nochmal preisgeben willst?
Philipp Gau
00:34:36
Also eine Sache, die ich nur jedem empfehlen kann, dass man frühzeitig sich richtig informiert und vollumfänglich auch informiert. Dass man, nachdem man sich informiert, seine Stakeholder, also alle Betroffenen, auch das Management, die Geschäftsführung, aber auch Kunden, frühzeitig informiert und mit in die Kommunikation reinnimmt. Das wäre so das Erste, dass man auf jeden Fall mal anfängt und etwas tut, anstatt intern zu diskutieren, wer sollte es denn jetzt bei uns machen. Sondern auch einfach mal eigene Initiative zeigen, anstatt abzuwarten, ob irgendjemand anderes etwas tut. Das Zweite wäre das Thema einfach agil angehen und mal was tun und schauen, funktioniert's, funktioniert's nicht? Was muss ich nach und nach denn erreicht haben? Und dann ist das in der Regel auch schaffbar und diese Herausforderung ist kein Problem, sondern einfach eine Herausforderung. So wie jedes andere Projekt, das eine Veränderung mit sich bringt, ist auch ein Veränderungsprojekt und das kann man zum Positiven zu Ende führen.
Claudio La Torre
00:36:01
Also ein bisschen dieses try and error Prinzip, aber mit einer agilen Umsetzung um schnell nachsteuern zu können, höre ich raus. Sehr schön.
Philipp Gau
00:36:10
Genau.
Claudio La Torre
00:36:17
Würde ich so unterstreichen. Finde ich gut. Dann sind wir tatsächlich schon am Ende angekommen. Philipp, ich danke dir vielmals für das Gespräch. War sehr spannend, mit dir zu sprechen und so ein paar Einblicke zu geben und für alle, die jetzt gerade zuhören, wer sich gerne mit Philipp austauschen will, kann das gerne tun. Schreib mich gerne an. Abonniert unseren Kanal oder bewertet uns auf iTunes zum Beispiel oder auf den anderen Plattformen. Ich freue mich, wenn ihr beim nächsten Mal wieder dabei seid, wenn es heißt der Energie-Podcast. Vielen Dank.
Philipp Gau
00:36:48
Danke dir, Claudio. Music.

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