Ep. 31: Farhan Farrukh, Business Development Manager at NODES - Local Flexibility Markets, DSOs and the Future of the Grid

0:11 Willkommen zum Smart Charge by RiDERgy Podcast. Ich bin Claudio Geyken, Gründer und CEO von RiDERgy. Das ist Ihre Show, um alles über Energiemanagement und Smart-Charging-Innovation für Elektrofahrzeuge und Flotten zu erfahren.

0:40 Willkommen bei Smart Charge. Der heutige Gast ist Farhan Faro. Dieses Gespräch beginnt mit Charge BNB, einem Charger-Sharing-Startup, das 100.000 Euro von der Postcode Lottery in norwegischen Fördermitteln für ein Pilotprojekt in Halden gewonnen hat. Das Pilotprojekt offenbarte Markt- und Technologie-Reibungspunkte: Schneider-Geräte mit 22 kW ohne integrierte Konnektivität, die teure Vor-Ort-Aktivierung benötigten, ältere OCPP-Versionen mit Eigenheiten, bei denen Lader als verfügbar angezeigt wurden, aber in der Praxis fehlschlugen, verspätete Genehmigungen von Stakeholdern bei einem Pilotprojekt mit einer Postflotte, das zum Stillstand kam, als die Mittel aufgebraucht waren. Mit einem sechsköpfigen Team war die Bilanz klar: dünne Margen und fragile

1:18 Nutzererfahrung machen Sharing schwer skalierbar - etwas, das selbst Akteure mit den fortschrittlichsten Charger-Backends nur am Rande anfassen. Daraus entwickelte sich Nodes, ein nordischer globaler Flexibilitätsmarkt, der Engpässe durch Handel anstatt nur durch Netzausbauten bewältigt. Nodes modelliert das Netz auf Knotenebene, von der Straßenebene Niederspannung bis zur Stadt-Ebene Mittelspannung, und jeder Handel wird durch Standort, Preis, Volumen und Zeit definiert. DSOs können lange Flexibilität Monate im Voraus reservieren und kurze Flexibilität kurz vor Lieferung abrufen. In Norwegen führten die 100 MWh Verfügbarkeit der letzten Saison bei etwa 20 Euro pro MWh zu einer Aktivierungsquote unter 10 %, was einen neuen Armaturenmechanismus zur Folge hatte, damit DSOs und TSOs Wert aus denselben Assets stapeln können. Wir verknüpfen dies mit realen Projekten in Norwegen, Schweden, Finnland, Belgien und Kanada, mit Forschung in Griechenland, der Schweiz, Spanien und dem Vereinigten Königreich. Die Plattform läuft mit einer Web-App für Netzunternehmen und APIs für Aggregatoren oder Flexibilitätsdienstanbieter und verbindet bereits 15.000 genehmigte Assets mit einer Pipeline über 50.000 - von EV-Ladern und Batterien bis zu Wärmepumpen und kommerziellen Standorten. Das ist die

1:57 Reise heute: von den harten Lektionen der Sharing-Piloten zu einem Marktmodell, das Flexibilität in einfache Verträge, klare Aktivierungen und zuverlässige Abrechnung umwandelt. Der Energiewandel steht vor riesigen Herausforderungen, denen sich Verteilnetzbetreiber, DSOs, stellen müssen. Diese Episode ist fundamental, um zu verstehen, wie wir dies lösen können. Lassen Sie uns eintauchen. Farhan, schön, dass du heute hier bist. Wie geht es dir? Mir geht es sehr gut, danke, dass du mich eingeladen hast. Schön, dass du aus Oslo kommst und es gut geklappt hat, dass du hier ins

2:34 Podcast-Studio nach Berlin kommen konntest. Das ist großartig. Und bevor wir zu detaillierten Themen zu deiner Arbeit kommen, stelle dich bitte vor. Ja, zunächst danke ich dir nochmals für die Einladung. Also, mein Name ist Farhan Faro. Ich bin ein globaler Bürger, wie ich das nenne, denn ich bin im Nahen Osten geboren, in Saudi-Arabien, aber ich bin eigentlich Staatsbürger von Pakistan. Meine Eltern haben mehrere Jahre in Saudi gelebt. Ich bin also in einer

3:09 anderen Wüstenumgebung mit unterschiedlichen Kulturen und Erfahrungen aufgewachsen. Dann bin ich nach Pakistan zurückgezogen, habe dort meine Ausbildung gemacht, und ja, dann bin ich nach Europa gezogen. Dort habe ich dich auch kennengelernt, während ich in Belgien studierte und einen Master in Energietechnik machte. Und danach bin ich dann

3:39 nach Frankreich gezogen, wo ich einen zweiten Master in Smart Grids und Buildings machte, und danach bin ich dann

4:07 in Norwegen gelandet. Im Moment arbeite ich an Flexibilität - wirklich über lokale Flexibilitätsmärkte - und arbeite mit vielen der ganzen Wertschöpfungskette der Energieindustrie, und es ist wirklich aufregend. Ich denke, wir werden mehr darüber sprechen. Ja, sicher. Danke. Wir kannten uns aus den InnoEnergy-Community-Tagen. Ich denke, wir waren beide sehr leidenschaftlich bei diesem Projekt - die Vision, Nachhaltigkeits-Change-Maker zu vereinen - und du warst super aktiv als Community-Leiter und

4:37 du hast einen der Master dort studiert, wie ich auch. Also für die Zuhörer, das ist der Hintergrund, und ich freue mich, dich hier zu haben. Ich denke, du bist einer der ersten Gäste aus der InnoEnergy-Community, und ich freue mich auf mehr in der Zukunft. Wie du sehen wirst, gibt es viel interessante Arbeit, die Menschen aus dieser Community leisten. Also du sagtest, du bist nach Europa gekommen - zuerst sagtest du globaler Bürger. Was motivierte dich, von deiner Saudi-Erfahrung und Pakistan, nach Europa zu kommen?

5:05 Ja, also wie ich dir erzählt habe, mein Bachelor war von Pakistan - ich studierte Elektrotechnik und spezialisierte mich auf Energiesysteme. Direkt nach dem Abschluss ging ich 2016 nach Saudi, um zu versuchen, ob ich zurück in meine Kindheitsumgebung würde und dort Berufserfahrung sammeln könnte, aber damals ging es Saudi wirtschaftlich nicht gut,

5:34 es gab nicht viele Projekte auf der Seite der Elektrizität. Dann ging ich zurück nach Pakistan und fand einen Job in einem sehr kleinen Unternehmen, fast einem Startup, das sehr technische Arbeit leistete. Sie waren im Grunde Partner von General Electric, dem großen US-Unternehmen, und installierten Schutz- und Kontrollsystem-Ausrüstung in mittleren und hohen Spannungsstationen des Stromnetzes. Die Regierung von Pakistan begann 2017, viele dieser Elektro-

6:07 Umspannstationen zu modernisieren, also hatten sie einen Vertrag, um diese zu modernisieren. Während ich dort arbeitete, war es super interessant, aber es umfasste viele technische Details - Schaltkreise entwerfen, wirklich in die Ingenieursseite eintauchen, was seinen eigenen Spaß hat. Aber eines vermisste ich war die neuen Dinge, die man in den Nachrichten und online hört: Was ist dieser Energiewandel, der passiert? Und wirklich

6:34 von außen, und nie in Europa gewesen, niemals, nicht einmal davor besucht. Es war, als wäre Europa der Anführer - zurück in 2017, wenn man einen jungen Menschen außerhalb Europas fragt, wenn man ihnen erzählt, dass „Energiewandel" oder „nachhaltige Energie" und all diese Begriffe, würde jeder junge Mensch sagen: „Oh ja, das ist etwas, das in Europa passiert." Das war also die Hauptmotivation, Teil dieser Gemeinschaft oder dieser Gesellschaft zu werden, wo etwas passiert, das

7:05 ist eigentlich ziemlich wichtig. Und dann habe ich diesen Master bei InnoEnergy gefunden, der nicht nur die Energietechnik und Nachhaltigkeitsthemen kombinierte, sondern auch Innovation und Unternehmertum miteinander verband. Das war für mich wie das Beste aus zwei Welten - in das Nachhaltigkeitsthema einzusteigen, aber gleichzeitig dieses Hobby zu verfolgen, Unternehmer zu werden. Ein naives Hobby damals; ich wusste nicht mal, was ein Unternehmer

7:36 wirklich ist. Es war etwas Cooles zu tun, aber so bin ich in Europa gelandet und mit diesen beiden Leidenschaften: Energie und Nachhaltigkeit, und dann Innovation und Unternehmertum. OK, und einen Schritt zurück, denn das ist auch etwas, das gerade viel in den Nachrichten ist - wir sehen hier und dort geopolitische Spannungen, und Grenzen werden zum Beispiel von den USA gezogen, besonders für Menschen aus dem Ausland mit ihrem H-1B-Visum. Und ich würde gerne wissen

8:06 - ich denke, es gibt nicht so viel Aufmerksamkeit dafür, wie viele Menschen aus Pakistan oder Indien und anderen Regionen tatsächlich in Saudi oder in den arabischen Ländern auf der Arabischen Halbinsel leben. Wie hoch ist der Bevölkerungsanteil? Was hat Ihre Eltern bewogen, dorthin zu ziehen? Ja, das ist eine sehr interessante Frage, denn meine Generation hat die globale Gemeinschaft tatsächlich stärker vernetzt gesehen - es ist viel einfacher, zwischen Ländern zu wechseln. Aber damals, als meine Eltern,

8:39 in den 60er und 70er Jahren waren, als Saudi - oder nicht nur Saudi, sondern der ganze Nahe Osten - diesen Ölexplorationsaufschwung hatte, das war die große Funktion in dieser Gesellschaft, die es ihnen wirklich ermöglichte, viele qualifizierte Arbeiter einzustellen. Mein Vater arbeitete tatsächlich im öffentlichen Sektor Pakistans. Wir haben ein staatliches Unternehmen, das unser gesamtes Stromnetz betreibt, aber auch alle unsere Wasserkraftwerke. So arbeitete er

9:10 bei einem Wasserkraftwerk im Norden des Landes, und dann warben die Saudis viele qualifizierte Menschen an, weil sie einen echten Mangel hatten - sie brauchten wirklich viel der neuen Infrastruktur, die gepflegt, entwickelt und betrieben werden musste. Und so migrierte eine Menge qualifizierter Menschen von Pakistan nach Saudi. Aber das gleiche passierte, glaube ich, auch in Dubai oder den VAE, auch in Katar und Kuwait

9:40 und all diesen Ländern, die ziemlich eng miteinander verbunden sind. Die meisten von ihnen hatten eines gemeinsam: Sie hatten einen Mangel an qualifizierten Arbeitskräften, und die Länder, die eine große Bevölkerung, aber auch viele qualifizierte Arbeitskräfte hatten, sahen Menschen in jene Länder auswandern. Dort zu leben und aufzuwachsen, ich würde sagen, meine Schule hatte auch drei Abteilungen. Eine war eine saudi-arabische Abteilung, in der nur arabische Schüler lernten.

10:08 Dann hatten wir ein weiteres Stockwerk in dieser Schule, das wir die pakistanische Abteilung zu nennen pflegten. Alle pakistanischen Schüler lernten dort, und der Lehrplan, dem wir folgten, kam auch von der Botschaft Pakistans oder der Regierung, und wir folgten dem Lehrplan, den wir unterrichteten. Und dann hatten wir noch ein weiteres Stockwerk oben, das für die indischen Schüler war. Sie hatten ihren eigenen Lehrplan von der indischen Regierung, dem sie als

10:34 Überseesbürger ebenfalls folgten. Es war also eine interessante Erfahrung - man hatte drei verschiedene Schichten innerhalb der gleichen Räume der Schule. Wir spielten manchmal mit den indischen Kindern. Außerdem spielten wir Cricket mit den Indern und Fußball mit den Saudis. Das war also eine interessante Erfahrung. Lustige Anekdote. Und zurück nach Europa nach Ihrem

11:02 Studium - was haben Sie dann getan? Also habe ich meinen zweiten Master in Grenoble an der Polytechnischen Schule in Frankreich abgeschlossen. Von dort aus begann ich, mein Netzwerk zu kontaktieren und zu sehen, welche verschiedenen Möglichkeiten es gab, in Europa zu arbeiten. Ich wollte in Europa bleiben, meine Karriere hier aufbauen und Erfahrung sammeln. Ich hatte einen Freund, der auch von InnoEnergy absolvierte, aber ein Jahr vor mir -

11:29 er arbeitete an Europäischen Horizon-Projekten. Die Europäische Kommission legt alle paar Jahre eine Agenda fest und hat eine bestimmte Menge an Mitteln für Innovation, Forschung und auch akademische Aktivitäten. So bin ich zu einem Unternehmen namens Smart Innovation Norway beigetreten, das ein Forschungsinstitut war - ein privates, aber das viel Forschung mit Innovation betrieb, also wirklich am oberen Ende der Technologie-Reifegrad-Skala, was ein

12:01 Begriff ist, der von der Europäischen Kommission verwendet wird - ursprünglich von der NASA - um zu definieren, ob Ihr Produkt im Labor ist oder näher daran, auf den Markt zu kommen. Mein Ziel war es, an der Erstellung neuer Projekte zu arbeiten, viele Konsortien aus 16 oder 17 Organisationen zusammenzustellen. Dies würde Unternehmen, Universitäten, akademische Institutionen, Forschungsinstitutionen und manchmal Startups umfassen. Zusammen würden wir einen neuen Vorschlag oder ein neues Innovationskonzept für eine Herausforderung einbringen, die in diesen Horizon-Aufrufen gestellt wurde, die von Experten der Europäischen Kommission entworfen wurden. So würde ich diese Vorschläge erstellen, sie bei der Kommission einreichen, und dann würde man Feedback erhalten, ob man finanziert wurde oder nicht. Und wenn Sie finanziert wurden, dann war die zweite Rolle meiner Arbeit das Projektmanagement. Auch eines der Projekte, die ich verwaltete, war als Pilot-Koordinator. Also

12:36 setzten wir tatsächlich Microgrid-Optimierungslösungen in drei Ländern um: Rumänien, Spanien und Norwegen. Ich war der Hauptpilot-Koordinator für alle drei Standorte, also musste ich mich mit den Anbietern von Ausrüstung abstimmen, einer Universität, die einen neuen Algorithmus zur Optimierung des Energieverbrauchs entwickelt hatte, und dann mit dem Standort selbst - dem Standortmanager, der diesen Standort täglich betreibt. Es war also eine Art interessantes Multi-Stakeholder-Engagement, aber im Energiebereich. Und auch dann

13:05 wirklich mit europäischen Förderregelungen arbeiten und wirklich verstehen - das ist ehrlich gesagt ziemlich komplex, wenn man von außerhalb Europas kommt - aber wenn man anfängt, die verschiedenen Trends und verschiedenen Themen zu sehen, kann man anfangen zu verstehen, wie das funktioniert und was der Nutzen ist. Und eines der Dinge, bei dem ich das Gefühl hatte, dass es fehlte, war die Wirkung dieser Projekte, denn die europäische Forschung kann bis zu einem bestimmten Punkt gehen und dann muss sie enden, und

13:42 wirklich mit europäischen Förderregelungen arbeiten und verstehen - das ist ehrlich gesagt ziemlich komplex, von außerhalb Europas kommend - aber wenn man anfängt, die verschiedenen Trends und Themen zu sehen, kann man lernen, wie das funktioniert und welcher Nutzen sich daraus ergibt. Und eines der Dinge, bei dem ich das Gefühl hatte, dass es fehlte, war die Auswirkung dieser Projekte, denn die europäische Forschung kann bis zu einem bestimmten Punkt gehen und dann muss sie enden, und

14:08 dann muss es auf den Markt gehen, denn dort wird das kommerzielle Interesse es weiterbringen und einen Wert für die Gesellschaft schaffen. Und da dachte ich mir, vielleicht geht das im Vergleich zur kommerziellen Welt einfach ein bisschen zu langsam. Und deshalb habe ich dort aufgehört zu arbeiten und bin zur nächsten Position gewechselt. Und die nächste Rolle war bei Nodes als Business Development Manager.

14:35 Also, interessanterweise war ich in meiner letzten Stelle bereits in einem F&E-Projekt mit Nodes tätig, wo ich ihre Plattform bereits sah und mir anschaute - das war wirklich interessant. Es war ein neues Konzept, um neue lokale Flexibilitätsmärkte zu schaffen, wovon ich ein bisschen Wissen hatte, aber nicht wirklich, und ich habe einfach meinen Kontakt dort angerufen und gefragt:

15:01 „Hey, das sieht wirklich cool aus, und ich interessiere mich viel mehr dafür, diese neuen Innovationen wirklich zu kommerzialisieren, und eure Plattform ist bereits in einem Stadium, in dem sie kommerzialisiert werden kann." Ich bin 2023 zu diesem Unternehmen gestoßen und wir arbeiten dort seitdem. OK, und bevor wir tiefer einsteigen, denke ich, es gibt da noch eine Episode, die interessant sein könnte - Charge B&B auch - wo du ein bisschen darüber sprechen könntest, was

15:27 worum es da ging. Der Name ist prägnant. Ja, absolut. Also, während ich in dieser Forschungsorganisation arbeitete, im Forschungsinstitut in Norwegen, war einer der Dinge, der wirklich interessant war in Norwegen - und ich denke, die meisten Hörer werden das auch mitbekommen - dass Norwegen viele Elektroautos hat, richtig? Und das war einer der Dinge, die ich auch spürte, als ich dort ankam und anfing dort zu leben, dass

15:52 als ich ein Auto brauchte, lass mich ein Elektroauto nehmen, denn du bist in Norwegen. Aber eines der größten Probleme, auf die ich stieß, war, dass der Ort, wo ich wohnte, ich mietete ein Haus, und der Vermieter hatte einen Elektroautolader, und der war für sein eigenes Auto. Ich konnte ihn mit keinem kommerziellen Modell nutzen. Ich musste laden, und ich hätte manuell berechnen müssen, wie viel

16:16 ich geladen habe, was wirklich nicht fair für ihn war und vielleicht auch nicht fair für mich. Aber wirklich, wo ich wohnte, gab es eine Schule, die war wie 5 Minuten zu Fuß entfernt, und die hatte wie 8 22-kW-Lader installiert in dieser Schule. Und die Schule nur - die Leute, die dort kamen, luden vom Morgen bis zum Nachmittag. Die Schule schließt, die Lader stehen da, und ich schaute sie mir an

16:45 den ganzen Tag an, wann immer ich die Schule überquerte, und dachte: Warum kann ich dort nicht laden? Von 2020 bis 2021 schaute ich mir das an - es gab viele solche Lader in dieser kleinen Stadt in Norwegen. Und dann wurde ich von einem alten Kumpel kontaktiert, der in den Niederlanden wohnte, und er hatte diese Idee von einem Hackathon: Warum machst du nicht das Airbnb des Ladens? Und ich

17:11 sagte ihm: Ich habe eigentlich genau dieses Problem in Norwegen, also beschreibst du mir gerade ein echtes Problem. Also lass uns zusammenarbeiten. Lass uns ein Startup gründen - wird dieser Unternehmer, von dem ich dir vorhin erzählt habe. Also gründeten wir das Unternehmen, und dann trafen wir auf die erste Herausforderung. Es war eine Immigrantinnen-Herausforderung: als Einwanderer in Norwegen, oder ich denke in den meisten Ländern, bis

17:36 du dort eine bestimmte Anzahl von Jahren gelebt hast, kannst du kein Unternehmen einfach allein gründen. Das war die Immigrationsanforderung - du brauchst einen norwegischen Bürger oder einen Daueraufenthaltsinhaber beteiligt. Also ich war kein Bürger und kein Daueraufenthaltsinhaber, also bezogen wir einen anderen Kollegen von mir ein, der es war, und er brachte auch Erfahrung mit der norwegischen Gesellschaft mit und etwas mehr Wissen über die norwegische Gesellschaft.

18:03 Also waren wir 3, die es starteten. Und dann realisierten wir schnell, dass, sobald wir das erste Schlagwort lernten - OCPP - was ist das, und plötzlich schlugen wir auf eine Mauer, dass keiner von uns wirklich die Softwareentwicklungsfähigkeiten hatte, die nötig waren, um eine Plattform zu entwickeln, die das Airbnb des Ladens ermöglichen könnte. Da habe ich einen anderen Studenten angerufen, der in der gleichen Stadt studierte, wo ich arbeitete.

18:31 Er stieß zu uns als Full-Stack-Entwickler. Er war auch aus Pakistan und kam dorthin zum Studieren, und er hatte viel Erfahrung in der Entwicklung von Full-Stack-Anwendungen. Also wurden wir 4. Du kannst bereits anfangen zu sehen, dass wir als Startup ein ziemlich großes Team waren, ohne das Problem wirklich in einem echten Markt validiert zu haben. Und das wurde bald die größte Herausforderung - wir trieben wirklich den Markt voran, anstatt dass der Markt uns rief und wir anfingen einzuführen. Also gewannen wir am Ende tatsächlich viele Wettbewerbe in Europa. Wir gewannen einen großen Preis von der Postcode Lottery - sie haben diese Green Challenge, sie betreiben sie in 5 Ländern - und wir wurden in Norwegen als bestes grünes Startup ausgewählt. Also bekamen wir €100.000 Finanzierung damit, und dann hatten wir auch einige

18:56 Zuschüsse von der norwegischen Regierung, um dieses Konzept wirklich zu entwickeln. Am Ende führten wir einige Pilotprojekte durch. Wir führten ein Pilotprojekt mit der lokalen Gemeinde einer kleinen Stadt namens Halden an der Ostseite Norwegens durch. Wir teilten die Lader von zwei Schulen mit der Gemeinschaft dort. Aber bald sahen wir viele Herausforderungen mit einem Multi-Vendor-System. Wir hatten die Lader - die zweipoligen Lader von

19:28 Schneider, 22 kW. Zuerst mussten wir herausfinden, ob sie eine Internetverbindung an dieser Stelle hatten, was nicht aktiviert war, also mussten wir einen lokalen Elektriker oder einen Netzwerk-Techniker einstellen, der hingehen und den Lader öffnen würde. Er war die einzige autorisierte Person, um das von der Firma zu tun. Und das hatte eine Kostenfolge für jeden Lader, den wir einführen mussten, denn diese Lader wurden von der Gemeinde installiert und als sie sie installierten, hatten sie nie

19:56 eine Anforderung, um sie bereits mit dem Internet zu aktivieren. Also das war eine Herausforderung. Dann, als wir anfingen, die Lader zu teilen, sahen wir auch, dass es viel Zeit war - zu dieser Zeit war es glaube ich OCPP 1.6, wenn ich mich nicht irre - dass es nicht ganz gut kommunizierte. Die Lader würden einen Laadstatus melden, aber der Kunde sagte uns

20:25 Dann, als wir anfingen, die Lader zu teilen, sahen wir auch, dass zu dieser Zeit - ich glaube es war OCPP 1.6, wenn ich mich nicht irre - die Kommunikation nicht ganz gut funktionierte. Die Lader würden einen Laadstatus melden, aber der Kunde erzählte uns

20:54 dass ihr Auto nicht lud; es stand eigentlich nur herum. Also hatten wir viel schlechte Kommunikation zwischen den beiden Systemen, und auch auf unserer Seite denke ich, dass wir noch immer lernte, wie diese Protokolle funktionieren und wie man sie mit den Ladern integriert. Es gab also auch viele echte Herausforderungen bei der Umsetzung. Schließlich beendeten wir dieses Pilotprojekt. Es hatte einige Ergebnisse, aber nicht wirklich gut genug, damit die Gemeinde sagen konnte

21:20 „OK, wir machen das überall," denn es erforderte auch von der Gemeinde, viele Akteure einzubeziehen, Genehmigungen zu erhalten und viel Papierkram zu erledigen, was für sie komplex war. Andererseits sprachen wir auch bereits mit einem großen Flottenunternehmen in Norwegen namens Posten, das ist der Nationale Postdienst. Sie hatten einige Depots, wo sie ihre Lieferwagen aufladeten - sie hatten Elektro

21:49 vans, die nachts im Depot aufgeladen würden. Sie würden am Morgen die Post oder alle Lieferungen abholen, rausgehen ins Feld und ausliefern. Aber wenn sie im Feld waren, standen diese Lader untätig herum, und das Konzept war wieder, diese wie das Airbnb des Ladens zu teilen. Wir hatten die Genehmigung vom Management, dieses Pilotprojekt durchzuführen, aber im Grunde kamen alle Genehmigungen so spät, dass wir

22:16 auch aus Finanzierungsmitteln raus waren, und auch aus Motivation, denn wir waren zu dieser Zeit ein ziemlich großes Team - etwa 6 Personen - hatten aber das Produkt nicht wirklich validiert. Jeder hatte das Gefühl, dass da etwas dran ist, aber bewegte es sich wirklich? Wir alle einigten uns darauf, davon wegzugehen, alle Erkenntnisse mitzunehmen. Ich denke, das ist eines der Dinge, die ich wirklich zu schätzen wusste - dass wenn man

22:39 einen Fehlschlag hat, was in den USA durchaus geschätzt wird, vielleicht weniger so in Europa heutzutage, Sie lernen wirklich viel. Sie lernen so viele Dinge unterwegs, die Sie später im Leben verwenden können, sowohl aus technologischer Perspektive, aus der Kultur des Teams, als auch der Dynamik, wie man mit Kunden umgeht und Product-Market-Fit macht - ein Begriff, den wir

23:07 würde ich sagen, ziemlich spät gelernt haben, als Gründer zum ersten Mal. Aber insgesamt war es eine großartige Erfahrung, und sie hat mir auch in meiner jetzigen Rolle geholfen, an der ich arbeite. Ja, eine sehr interessante Geschichte. Danke, dass du das geteilt hast. Nur noch eine Sache dazu - wie blickst du auf dieses Problem zurück, das grundlegende Problem, das du lösen wolltest? Wenn man sich umschaut, gibt es immer noch so viele Lader, die nicht geteilt werden. Es ist ein großes Thema in

23:34 der Industrie. Was ist deine Sicht? Warum ist das nicht üblich? Warum haben andere nicht dieses Problem mit dem gleichen zweiten Charge B&B gelöst? Ja, ich denke, das ist eine sehr gute Frage. Ich wünsche mir wirklich, dass es eine solche Lösung geben sollte, aber wie du gesagt hast, gibt es immer noch ein Problem, das gelöst werden muss. Es gibt ein paar Lösungen, die im Vereinigten Königreich funktionieren, das habe ich zuletzt überprüft, die zu einem bestimmten Niveau skalieren können, aber das ist wirklich ein

24:03 Gemeinschaftsansatz, richtig? Es ist nicht wirklich eine Plug-and-Play-Lösung wie auf den anderen Seiten von EMSP-Lösungen oder CPO-Lösungen. Dieses Teilen von Ladern hat nicht skaliert. Obwohl einer der größten Akteure, Monta aus Dänemark, zur gleichen Zeit 2022 startete, wie wir es taten, und die Gründer wirklich große Erfahrung von Ex-Tesla hatten, und sie die Plattform skaliert haben. Eigentlich war ihr anfängliches Produkt

24:31 - die App - hatte diese Option, deinen Lader zu teilen. Aber über die Jahre hinweg denke ich, haben sie auch gesehen, dass die Gewinnmargen auf der anderen Seite höher sind, wo man diesen Plattformansatz hat, um verschiedene Systeme und verschiedene Standorte zu verbinden. Also ihr Haupteinnahmeportion, würde ich sagen, kommt von dort. Sie ermöglichen es dir immer noch, denke ich, den Lader zu teilen, aber es ist nicht wirklich das Kerngeschäft. Und ich denke, das Hauptproblem, das ich in dieser Idee oder diesem

24:59 Problemlösen sehe, sind die Margen, denn wenn du ein Einnahmeteilungsmodell machst, das in der Ladindustrie ziemlich üblich ist, dann sind deine Margen so dünn beim Unterhalten dieser Art von Plattform. Und dann das zweite Problem damit ist die Erfahrung, die Benutzererfahrung für den Kunden. Wenn der Lader kaputt geht, könnte es nicht deine Schuld sein, aber dann fängt der Kunde an, deine App zu beschuldigen, und dann fängst du an zu sehen, dass die Skalierung nicht hinhaut und du hast bereits

25:30 schlechte Presse. Leute verlassen sich nicht darauf in der EV-Ladewelt, weil jeder, der sein Auto lädt, wirklich will, dass es geladen wird. Denn wenn du einmal eine schlechte Erfahrung hast - in unserem Fall war das der Fall, als wir das Pilotprojekt machten - wenn es jemandem einmal passiert, dass der Lader nicht anging und es nicht unsere Schuld war, es war der Lader selbst, der nicht antwortete, hörten die Kunden auf, unsere App zu benutzen und stiegen aus dem

25:55 Pilotprogramm aus. Und ich denke, es ist wirklich wichtig für diese Idee, dass sie bleibt. Also muss jemand ein sehr gutes Geschäftsmodell finden, das skaliert und auch eine wirklich gute Benutzererfahrung hat, wo es funktioniert. In Ordnung, jetzt schauen wir nach vorne und auf die Gegenwart. Erzähl uns alles über Nodes. Welches Problem versucht das Unternehmen zuerst zu lösen? Ja, absolut. Also das Problem begann wirklich mit dem Konzept, bei dem Nodes

26:25 geboren wurde. Lass mich dich ein bisschen zurück nehmen. Also Nodes wurde eigentlich 2016 aus einem Konzept gegründet, bei dem das lokale Netzbetreiberunternehmen im Süden Norwegens mit einem Überlastungsproblem an einer großen Transformatorstation konfrontiert war. Überlastung, das bedeutet - nur für das Publikum, das das nicht weiß - dass du nicht genug Leistung oder Energie durch dein Stromnetz liefern kannst, weil es fast voll ist. Also

26:56 brachten sie einige Experten zusammen und dachten, OK, was ist der neue Weg, wie wir das lösen können, anstatt einen großen Transformator einzubauen. Sie versammelten viele Experten von Microsoft und auch vielen anderen Unternehmen. Sogar Nord Pool war zu dieser Zeit beteiligt, der Großhandelmarktbetreiber. Also designeten sie zusammen Nodes' erstes Marktdesign, das im Grunde auf dem Clean Energy Package in Europa basierte, das bereits über diese Rolle des Aggregators und Prosumers sprach. Und auch

27:26 lokale Flexibilitätsmärkte. Das Clean Energy Package - für die Hörerinnen und Hörer, das ist das Paket, das die Europäische Kommission und das Parlament 2021 beschlossen haben und das für alle Mitgliedstaaten gilt. Es beinhaltet viele Dinge, viele Vorschriften und Richtlinien - und eine davon kommt dieses Jahr. Ja, absolut, danke der Klarstellung. Das ist also etwas, das im Clean Energy Package enthalten ist. Im früheren Entwurf, ich denke aus den Jahren 2015–2016,

27:54 hieß es, dass der DSO, der Verteilnetzbetreiber, marktgestützte Systeme oder Lösungen nutzen kann, um ihre Probleme zu lösen. Also hat diese kleine Gruppe gemeinsam dieses Marktdesign entworfen und eine Plattform geschaffen. Die Plattform war wirklich als ein knotiges Konzept konzipiert - daher kommt der Name Nodes. Grid Node ist ein wirklich wichtiges Konzept in der Plattform, weil Sie im Grunde ein Abbild Ihres physischen Netzes auf einer

28:27 digitalen Plattform erstellen. Ihr Netz ist von Punkt zu Punkt verbunden. Sie haben einen Niederspannungsanschluss, der mit Mittelspannung verbunden ist, und Mittelspannung mit Hochspannung - so funktioniert unser Stromnetz. Sie können ein ähnliches Abbild davon auf der Nodes-Plattform erstellen. Ein digitaler Zwilling - ja, genau, Sie können ihn einen digitalen Zwilling nennen oder ein vereinfachtes Netzmodell. Es gibt verschiedene Begriffe dafür. Aber in diesem Fall geht es wirklich darum, einen Strang oder

28:55 eine Leitung Ihres Stromnetzes oder sogar eine Transformatorenstation zu nehmen und dann zu sagen: OK, das ist mein untergeordneter Knoten. Ich habe etwas Sichtbarkeit über diesen Knoten. In diesem Fall wäre ein Knoten wie eine Leitung - aber was ist eigentlich ein Knoten? Lassen Sie uns das klären. Das ist eine gute Frage. Also in unserer Plattform kann es derzeit alles sein. Es liegt wirklich beim Netzbetreiber,

29:20 wie detailliert das Modell ist, das er auf der Plattform entwickeln möchte, ob er den Ansatz wählt, jede Leitung anzuschließen - also vielleicht auf Straßenebene, von 400 Volt aufwärts - oder ob er lieber auf Mittelspannungsebene anfangen möchte und die ganze Stadt abdeckt. Das ist wirklich konfigurierbar. Und wir haben gesehen - wir können es „Ebene" nennen; ein Knoten wäre wie ein anderes Synonym für Ebene, ja, genau. Es kann also eine wirklich tiefe Ebene sein

29:48 des Netzes, und dann fangen Sie an, diese tiefe Ebene die Kette hinauf zu verbinden, indem Sie wirklich jede Ebene nach oben nehmen. Das Konzept, das dies ermöglicht, ist, dass Sie wirklich sehr lokale Probleme lösen können, und das war wirklich das Problem, das 2016 bestand, als diese Plattform ein Proof of Concept war. Sie führte tatsächlich dazu, dass einige Flexibilität aus dem Netz gewonnen wurde und das Engpassprobleme für das Stromnetz gelöst wurden.

30:16 Dann, im Grunde, um die Grundlagen und den Kontext zu setzen. Das grundlegende Problem ist das, was Sie gesagt haben - Engpässe - das war bereits definiert, also dass nicht genug Kapazität durch das Netz fließen kann. Und Sie gehen schon durch die Lösung, die Flexibilität ist. Das bedeutet: bestimmte Verbrauchsspitzen verschieben und aufschieben - im Grunde - oder Produktion - oder die Produktion von erneuerbaren Energien reduzieren. Das sind die zwei Hebel, richtig? Genau. Also, wenn ich zusammenfasse

30:51 was Nords Plattform tut: Sie erleichtert den Handel zwischen dem Netzbetreiber und dem Flexibilitätsdienstanbieter, wobei das Konzept darin besteht, dass Sie Flexibilität von oben herab kaufen - also wirklich vom Netz - und dann Flexibilität von den Anlagen verkaufen. Es kann Elektroauto-Laden sein, es können Batterien sein, es können Wärmepumpen sein, alle möglichen Anlagen, also es gibt da keine Begrenzung. Das eigentliche Ziel ist, dass Sie eine Erzeugungsanlage oder eine Verbrauchsanlage sind. Sie erhöhen entweder Ihre Erzeugung oder reduzieren Ihre Erzeugung - wir nennen das Hochfahren und Herunterfahren - und dann das Gegenteil für die Nachfrage. Wenn Sie also Strom verbrauchen, können Sie Ihren Stromverbrauch erhöhen oder senken, und das ist, wo die Flexibilität liegt, richtig? Was Sie erklären haben. Was wir auf dieser Plattform getan haben, ist, dass ein Verteilnetzbetreiber wirklich einen lokalen Markt schaffen kann. Deshalb nennen wir ihn lokalen Flexibilitätsmarkt, wo dieser Netzbetreiber sagen kann:

31:19 "OK, ich habe ein Problem an diesem Transformator. Ich habe im Grunde zwei Optionen: eine, mehr Kupfer einbauen, einen großen Transformator; oder die andere Option ist, dass ich das nutzen kann, das bereits in meinem Netz ist, nämlich diese neuen verteilten Energieressourcen." Das ist ein anderer Begriff, DER, der heutzutage viel verwendet wird, was bedeutet Solaranlage auf den Häusern der Menschen oder auf Gebäuden, oder Batterien, Wärmepumpen, Elektroauto-Laden - alles das fällt unter den Begriff DER. Also

31:50 kann der Netzbetreiber im Grunde beide Funktionen erfüllen, und das haben wir gesehen. Sie könnten planen, diesen Transformator über die nächsten fünf Jahre zu modernisieren, weil Sie ihn nicht einfach an einem Tag bauen können. Es braucht Zeit mit all den Genehmigungsanforderungen, der Dokumentation, dem Beschaffen der Ausrüstung, der Ausschreibung dafür - all das. In der Zwischenzeit sehen wir, dass es viele Unternehmen gibt, die ein Geschäftsmodell verfolgen, bei dem sie diese Flexibilität tatsächlich ermöglichen können. Also nochmal, Nachfrage nach oben oder

32:24 unten fahren, oder Erzeugung nach oben oder unten fahren. Und sie sehen das als Einnahmequelle. Das ist, wo wir sie Flexibilitätsdienstanbieter nennen. Ihre Funktion ist im Grunde, dass sie Aggregatoren sind - Aggregator ist ein anderer Begriff, genau. Und virtuelles Kraftwerk, denn das ist auch ein gängiger Begriff - nennen Sie sie so? Das ist der Grund, warum wir sie alle als Flexibilitätsdienstanbieter bezeichnet haben. Es kann also ein virtuelles Kraftwerk sein, es

32:56 kann ein Aggregator sein, es kann ein Batteriebetreiber sein, es kann sogar ein CPO sein, ein Ladepunktbetreiber. Es können also verschiedene Rollen sein. Wir haben sie als Verkäufer auf dem Markt kategorisiert - oder nennen Sie sie Flexibilitätsdienstanbieter, oder FSP kurz - und dann auf der anderen Seite haben wir die Käufer, und das sind typischerweise die Netzbetreiber. Also fangen wir wirklich auf lokaler Ebene an, und wir haben mit den DSOs angefangen, um das Konzept zu validieren

33:24 können lokale Flexibilitätsmärkte sein. Das Clean Energy Package - für die Hörerinnen und Hörer, das ist das Paket, das die Europäische Kommission und das Parlament 2021 beschlossen haben. Es wird auf alle Mitgliedstaaten angewendet und umfasst viele Dinge, viele Verordnungen und Richtlinien - und eine davon gilt dieses Jahr. Ja, absolut, danke der Klarstellung. Das ist also etwas, das im Clean Energy Package enthalten ist. Im früheren Entwurf, ich denke aus den Jahren 2015–2016,

33:53 in Norwegen mit den DSOs im Süden Norwegens. Dann wurde es hochskaliert, um auch den TSO einzubeziehen, und dort haben wir tatsächlich verschiedene Konzepte gesehen, bei denen der DSO und der TSO Flexibilität über die gleiche Plattform kaufen können, und auch Flexibilität von demselben Asset kaufen können. Das ist auch sehr wichtig zu wissen, denn am Ende ändert sich die Physik nicht. Sie haben elektrische Leistung, die von einer Seite zur anderen fließt, und in der anderen Richtung haben Sie die Batterie, die

34:30 möglicherweise zurück ins Netz einspeisen könnte. Dann haben Sie eine Batterie, die möglicherweise sowohl auf Übertragungsebene als auch auf Verteilungsebene benötigt wird. Das ist also etwas, das wir auch jetzt bei unserem kürzlichen Marktstart in Finnland gesehen haben, wo sowohl Fingrid als auch der DSO Helen - Helen Sähköverkko - beide auf der gleichen Plattform handeln und um dasselbe Asset konkurrieren. Wer also den Bedarf hat, wird den höchsten Betrag zahlen, und so haben wir das auch gesehen. Also

35:00 müssen Sie die Stakeholder überzeugen - hauptsächlich die Flexibilitätsdienstanbieter, nennen wir sie FSPs - um es effizienter als die Ausgleichszahlung zu machen. Und für die Versorgungsunternehmen oder besonders die DSOs ist es hauptsächlich eine Geschäftskalkulation: Sie müssen berechnen, OK, wie viel Geld können Sie als DSO sparen im Vergleich zu Kupfer und einem Transformator, und wie viel Geld können Sie mit dieser zusätzlichen Flexibilitätsquelle verdienen? Es könnte zu einer Kannibalisierung oder zu anderen Werten kommen, die der FSP möglicherweise durch die Teilnahme verliert.

35:37 auf diesem Markt, oder vielleicht ist es einfach ein Wert-Stack. Können Sie auf diese beiden Punkte eingehen? Absolut. Die Plattform ermöglicht dem Markt also, vier gemeinsame Parameter zwischen den Käufern, den Netzbetreibern, und den FSPs, den Verkäufern, zu haben. Das sind Standort, Preis, Volumen und Zeit. Mit diesen vier Parametern handeln sie tatsächlich Flexibilität untereinander über die Plattform. Als ersten Punkt, was wir dem Markt ermöglichen müssen, ist ein

36:08 großes Unternehmen, das der Plattform beitritt. Sie sind derzeit die Hauptkunden für Nodes, da sie die Aufgabe haben, Strom an alle ihre Kunden zu liefern, und sie beginnen zu sehen, dass dies in den kommenden Jahren eine große Herausforderung sein wird. Einige Länder stehen dieser Herausforderung bereits gegenüber. Beispielsweise ist in den Niederlanden das Netz so überlastet, dass Sie möglicherweise mehrere Jahre warten müssen, um eine Schnellladestationen auf der Autobahn zu installieren

36:35 Autobahn zu installieren. Sie haben also den Bedarf. Deshalb ist unser primäres Ziel, zunächst das Netzbetreiberunternehmen an Bord zu holen, damit es die Grid Nodes auf der Plattform erstellt - die Bereiche, in denen es Flexibilität benötigt. Es ist wirklich eine Karte, auf der Sie ein Signal setzen und sagen, dass OK, dies ist der Bereich, in dem ich einen Markt eröffnen werde, einen lokalen Flexibilitätsmarkt, in dem ich Dienstleistungen benötigen werde. Dann gehen wir auf die andere Seite. Sobald also der DSO entscheidet,

37:03 wo die Flexibilität gekauft werden soll, können wir damit beginnen, diese auf unserer Website, Nodesmarket.com, verfügbar zu machen. Und wenn Sie zur Nodes-Plattform gehen, sehen Sie die Karte, auf der die Bereiche sichtbar sind. Und das, was wir im Wesentlichen tun, ist, alle diese FSPs einzuladen, an dem Markt teilzunehmen, wo sie einen Standort auf der Karte sehen, an dem sie ein Asset haben. Ein Asset kann, wie ich beschrieben habe, jede Art von verteilter Energiequelle oder Erzeugungsressource sein. Dann

37:32 sobald sie beginnen, sich auf der Plattform anzumelden, beginnen das Netzbetreiberunternehmen und Nodes im Wesentlichen, die Marktregeln zu gestalten, da diese Märkte wie andere Märkte, die wir kennen - der Großhandelsmarkt oder der Markt des Betreibers des Übertragungssystems - alle einige Regeln haben, nach denen man teilnimmt. Also haben auch diese Märkte auf Verteilungsebene einige Regeln. Hier kommt unsere Erfahrung ins Spiel, denn wir machen dies nun seit mehr als acht oder neun Jahren mit vielen verschiedenen Netzbetreibern. Also

38:00 bringen wir ihnen einen sehr vereinfachten Satz von Regeln, wobei der Netzbetreiber uns sagt: OK, die minimale Gebotsgröße auf diesem Markt - was schlagen Sie vor? Wir würden ihnen vorschlagen: Auf unserer Plattform können Sie ab 1 Kilowatt gehen und dann bis zu mehreren Megawatt aggregieren. Der Netzbetreiber könnte also sagen, OK, 1 ist in Ordnung, oder er könnte sagen, nein, ich bevorzuge 50, denn ich habe bestimmte Anforderungen für mein Betriebsteam. Das bedeutet, dass 50

38:25 die minimale Größe sein sollte. OK, wir können das klären. Dann ist der zweite Punkt: Was wollen Sie als Netzbetreiber lösen? Ob Sie die Aufladung Ihrer Investitionen aufschieben möchten - also die Investitionen in das Netz verzögern - dann möchten Sie möglicherweise einen Reservierungsvertrag starten. Also möchten Sie ein langes Flex starten, wie wir es nennen, einen längerfristigen Vertrag, bei dem der DSO oder der Netzbetreiber sagt, ich werde Flexibilität

38:55 für eine Kapazität kaufen und sie für mich reservieren - bedeutet für den Netzbetreiber. Und ich werde dem Flexibilitätsanbieter eine Verfügbarkeitsvergütung zahlen, weil sie einen Dienst für mich erbringen, bei dem sie dieses Asset verfügbar machen. Dies ist der Betrag, der an den FSP als Basispreis gezahlt wird, der normalerweise niedriger ist, weil es ein Kapazitätspreis ist. Und der DSO entscheidet dann über das zweite Problem, bei dem sie möglicherweise ein

39:25 N-1-Problem oder ein Echtzeit-EngpassProblem haben, wenn sie sich dem Lieferzeitpunkt nähern. Also geschieht die Long-Flex-Reservierung möglicherweise Monate im Voraus. Beispielsweise reserviert der Netzbetreiber in Norwegen oder Schweden Flexibilität für den Winter, da dort das Netz wirklich angespannt ist. Sie reservieren dies für drei Monate oder vielleicht vier Monate - den Long-Flex-Vertrag. Dann, wenn Sie sich mehr dem Echtzeit- oder nah am Lieferzeitpunkt nähern,

39:56 wird der Netzbetreiber beginnen, das Short Flex zu handeln, das hauptsächlich die Energie oder der Aktivierungsteil ist. Sie haben also den Kapazitätsvertrag, dann haben Sie die Aktivierung des Energievertrags. Das Short Flex ist der Ort, an dem tatsächlich Wettbewerb stattfindet, also können Sie viele Flexibilitätsdienstanbieter haben, die kommen und ihre Flexibilität anbieten, und der Netzbetreiber, der von seinem Betriebsteam aus schaut - sie haben ihre eigenen Tools, das ist normalerweise eine Lastflussanalyse, die sie durchführen -

40:24 und sie werden feststellen, OK, an diesem Standort werde ich ein N-1-Problem haben. Dann können sie auf dem Markt kaufen – also D-1 ist der Tag davor. Und N-1 bedeutet, dass Sie eine kritische Komponente Ihres Netzes verlieren, das heißt, Sie werden von zwei Transformatoren versorgt, sagen wir, und einer der Transformatoren hat einen Fehler, ein Problem, und dann verlassen Sie sich nur auf

40:48 einen. Und wenn dieser ausfällt, dann gibt es einen Stromausfall in diesem Gebiet. Das ist also eine wirklich kritische Situation. Und nur für den Kontext für den Hörer hier: Das europäische Recht schreibt tatsächlich vor, dass das Stromversorgungsunternehmen Menschen nicht einfach so vom Netz nehmen kann, was in einigen anderen Ländern ohne Strafen geschehen kann, aber in Europa sind die Strafen wirklich, wirklich hart. Also für sie ist die Alternative entweder, wie gesagt, das Netz auszubauen

41:14 was sie wahrscheinlich ohnehin tun, aber trotzdem noch einen Service von den FSBs bekommen und ihnen dann einen guten Betrag zahlen. Und was ist der gute Betrag? Das war also auch Ihre ursprüngliche Frage. Wir haben gesehen, dass die Preise je nach Land und auch von einem DSO zum anderen DSO unterschiedlich ausfallen. Und der Grund ist, dass es wirklich davon abhängt, wie die Situation des Netzes ist,

41:42 heute, richtig? Also wir haben gesehen, dass in Norwegen letzte Saison fast über 100 Megawatt – 100 Megawattstunden an Verfügungsverträgen, die die DSOs kauften, vorhanden waren. Das ist also nicht Übertragung, das ist Verteilung, sehr lokal, aber sie reservierten trotzdem fast 100 Megawattstunden davon. Das war je 1 Stunde pro Block, also Megawattstunden davon, und sie zahlten etwa 20 Euro pro Megawattstunde für die Reservierung. Das war also ein kleiner Geldbetrag. Aber

42:16 letztes Jahr hat unser Team auch eine Analyse durchgeführt und gesehen, dass die DSOs tatsächlich mehr Reservierungen kauften. Sie versuchten, ihr Netz zu sichern, aber sie aktivierten tatsächlich weniger als 10 % dieser Verträge. Also in dieser kommenden Wintersaison ermöglichen wir ein neues Produkt namens Long Flex with Arming. Das bedeutet, dass wenn ein FSB die Flexibilität zum DSO anbietet, sagen wir bei 20 Euro pro Megawattstunde, werden Sie das bekommen. Das ist garantierter Umsatz,

42:49 aber Sie werden nicht „bewaffnet", wenn der DSO Sie nicht braucht. Sagen wir, der DSO beschafft Sie im Sommer für den Winter von November bis Februar, sagen wir in Norwegen, und sie zahlen Ihnen 20 Euro pro Megawattstunde. Dann wenn November kommt, machen sie ihre Load-Flow-Analyse erneut und sehen, dass es eigentlich kein hartes Winter wird, oder vielleicht können sie es bewältigen, weil sie bereits Kapazität im Netz haben. Sie würden Ihren Asset tatsächlich freigeben, also

43:15 wird er nicht bewaffnet, und dann können Sie Ihren Asset auf dem Markt des Übertragungsnetzbetreibers stapeln. Der Zeitplan dafür ist so eingerichtet, dass die DSOs den Long-Flex-Vertrag im Sommer machen. Dann D minus 2, also 2 Tage vor der Lieferung, öffnet sich der Markt für den Übertragungsnetzbetreiber in Norwegen – der MFRR-Markt, und auch die anderen, die FCR und andere. Also dann, wenn der Flexibilität-Dienstleister dieses Arming-Signal nicht erhält, ist der Flexibilität-Dienstleister offen für die Teilnahme am Markt auf Übertragungsebene.

43:43 Das ist jetzt, denke ich, bei vielen Akteuren in Norwegen sehr beliebt, und wir sehen auch, dass die Diskussionen in anderen Märkten, in denen wir tätig sind, beginnen. Das Ziel hier ist also im Wesentlichen, das Value Stacking wirklich zu ermöglichen und einen neuen Markt zu schaffen, denn DSOs kauften eigentlich nicht wirklich von FSPs, richtig? Also es gab keinen Preis dafür. Aber jetzt mit diesem können Sie das Value Stacking vom DSO zum TSO machen, und innerhalb des DSO haben Sie bereits mehrere Märkte, richtig? Und hier erhalten Sie das volle Spektrum aller Einnahmequellen, die Sie hier bekommen.

44:12 Und gibt es einige Zahlen, die Sie im Hinblick auf DSOs-Vorteile von dem Produkt im Hinblick auf Einsparungen geben können? Ich stelle mir vor, dass es nicht so leicht ist, den Wertvorschlag, den Sie anbieten, mit dem zu quantifizieren, was Sie beim Bau von mehr Kabeln und Transformatoren kennen. Ja, das ist ehrlich gesagt eine sehr wichtige Frage, und es gibt tatsächlich zwei Dinge, die damit verbunden sind. Da ist zum einen eine Kostennutzenanalyse für das Stromversorgungsunternehmen – was ist der Wert von Flexibilität. Aber es gibt auch noch einen anderen sehr wichtigen Aspekt: Wie die Unternehmen heute bezahlt werden, denn zur Zusammenfassung: Sie sind regulierte Unternehmen, richtig? Und die Mehrheit der Einnahmen für

44:44 sie stammt im Wesentlichen aus dem Durchleiten von Elektrizität durch ihre Kabel zum Endkunden, und der Endkunde nutzt die Elektrizität. Der Endkunde zahlt eine Netzmiete oder eine Netzgebühr, und so bekommen sie Einnahmen zurück. Sie können damit keine großen Gewinne machen, denn sie sind ein reguliertes Unternehmen. Sie haben eine gesellschaftliche Funktion und müssen diese erfüllen. Die aktuelle Regulierung in den meisten Ländern, in denen wir tätig sind, hat ein Capex-Modell. Je mehr Investitionen

45:14 diese Unternehmen ins Netz tätigen, um diese Elektrizität zum Endkunden zu liefern, desto mehr Geld bekommen sie zurück. Also ist der Anreiz dort wirklich, mehr Kupfer in den Boden zu legen, und das ist auch ein großes Thema. Genau, und das ist ein großes Problem in den meisten Diskussionen, die ich mit den Stromversorgungsunternehmen führe – dass sie sehen, dass es keinen Anreiz für sie gibt. Allerdings sehen wir jetzt, dass die Diskussion auf EU-Ebene stattfindet.

45:43 Es gibt eine Politikänderung, die diskutiert wird – darauf werden wir später noch eingehen – aber auch bei den nationalen Regulierungsbehörden, den NRAs, drücken die Stromversorgungsunternehmen wirklich darauf, auch über Opex als Schlüsselkomponente nachzudenken. Wir haben gesehen, dass die reifesten lokalen Flexibilitätsmärkte im Vereinigten Königreich sind, weil das Modell von der Regulierungsbehörde dort mit einem Totex-Ansatz adoptiert wurde, also einem Gesamtansatz, bei dem Capex plus Opex berechnet werden und dann das Netz

46:09 There is a policy change being discussed - we will come back to that as well - but also at the national regulators, the NRAs are really pushing the grid companies to think about opex as well as a key component. We have seen the most mature local flexibility markets are in the UK because the model has been adopted by the regulator there for a totex approach, so a total where capex plus opex is calculated and then the grid

46:38 Das Unternehmen bekommt im Wesentlichen das Geld. Mit dieser regulatorischen Änderung wird es einen großen Anreiz für die Netzbetreiber geben, nicht nur über mehr Kupfer im Boden nachzudenken, sondern auch über andere Dienstleistungen wie Flexibilität. Nun zur anderen Seite - der Wert von Investitionen ins Netz. Es gab eine Studie der Smart Energy Group, einer Brüsseler Lobbygruppe für Nachfrageflexibilität, und sie haben geschätzt, dass fast etwa 600 Milliarden Euro

47:08 an Investitionen in den europäischen Stromnetzen in den nächsten 5 bis 6 Jahren getätigt werden müssen, und die Mehrheit dieser Investitionen, mehr als 300 Milliarden, wird in die Verteilnetzebene fließen. Und ihre Schätzung ist, dass, wenn Sie von diesen 300 Milliarden mindestens 10 Milliarden in Flexibilität investieren könnten, Sie bereits mehrere Milliarden Euro an Effizienzgewinnen in Ihrem Netz erzielen würden, denn dann werden Sie auch das Netz responsiver gegenüber der Nachfrage ermöglichen

47:40 und der lokal vorhandenen Erzeugung. Das ist eine große Zahl. Ich meine, in den nächsten 5 bis 6 Jahren werden Sie dies als einen der Schlüsselerreger sehen. Und das ist auch der Grund, warum ich vor ein paar Tagen in Finnland war, und die Europäische Kommission - ein Vertreter - präsentiert hat, dass sie auch an einer gemeinsamen Methodik arbeitet, um zu bewerten, wie die Bedarfsanalyse für die DSOs funktioniert, und es wird

48:09 etwas von der Kommission kommen, auch mit gemeinsamen Methodiken, um Flexibilität und Investitionen ins Netz zu bewerten. Und diese Methodik wird wahrscheinlich auch vielen Netzbetreibern in Europa helfen, bei denen Flexibilität noch nicht auf der Agenda gestanden hat. Und das ist wirklich wichtig - wir glauben, dass in Zukunft mehr Regulierung kommt, aber gleichzeitig werden auf den Märkten, die wir betreiben, Daten

48:38 generiert. Es gibt also zwei Dinge, die zusammenkommen, um wirklich die Netzbetreiber zu überzeugen, die diese Reise noch nicht angetreten haben. Und gibt es - ich denke, Sie sind bereits in verschiedenen Ländern aktiv - wie beurteilen Sie die regulatorische Landschaft? Sie haben bereits erwähnt, dass Großbritannien sehr günstig für diese Art von Flexibilitätsmärkte ist. Gibt es Länder, in denen Sie nicht tätig werden könnten, auch wenn Sie wollten, oder wie bewerten Sie geografische Bedingungen? Ja,

49:09 NRE ist derzeit in Europa und in Kanada in Nordamerika tätig. Wir unterteilen die Märkte und Initiativen, die wir haben, im Wesentlichen in zwei verschiedene Kategorien. Eine ist kommerziell, wo wir Kunden dazu bringen, unsere Plattform zu beschaffen - das ist normalerweise eine öffentliche Beschaffung oder eine öffentlich-private Beschaffung unserer Plattform. Unsere Kernmärkte sind derzeit Norwegen, Schweden, Finnland, Belgien,

49:40 in Europa, wo wir bereits kommerzielle Märkte haben, und auch in Kanada haben wir eine Flexibilitätsinitiative, die etwas anders ist als der Markt, denn dort beginnen sie gerade, Flexibilität als Werkzeug zu sehen. Das war eine Sommerflexibilitätsinitiative, die wir in der Region Ontario in Kanada durchgeführt haben. Darüber hinaus arbeiten wir in der zweiten Kategorie, nämlich Forschungs- und Marktdesignstudien, die wir durchführen, und den Marktdesign-Methodiken, die in diesem Land funktionieren.

50:09 Dort arbeiten wir in Griechenland mit dem Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber, und auch in der Schweiz mit dem DSO auf der italienischen Seite des Landes, und dann auch in Spanien. Dies sind die drei auf der europäischen Seite, wo wir an der Forschungsseite arbeiten. Und dann haben wir auch im Vereinigten Königreich ein Projekt - ein Community-DSO-Projekt - wo eigentlich zwei Energiegemeinschaften

50:35 tatsächlich Flexibilität durch die Nords-Plattform zum Stromnetzbetreiber beitragen, und das war auch im Forschungsbereich. Dies sind die zwei Modelle, mit denen wir arbeiten, und wir sehen jetzt wirklich immer mehr öffentliche Beschaffung unserer Plattform. Wir sehen bereits in anderen Ländern - ich kann sie jetzt nicht nennen, weil wir gerade im Prozess sind - aber bereits in Europa sehen wir andere Länder, in denen

51:01 unsere Plattform von DSO oder TSO oder von beiden beschafft wird. Es ist auch interessant, dass TSOs und DSOs ihre Kräfte vereinigen, um gemeinsam einen Markt zu starten. Und dann in Deutschland haben wir wirklich versucht, diese Botschaft voranzubringen. Wir hatten einige europäische Forschungsprojekte hier in Deutschland mit einigen DSOs, aber es hat diese Schwelle nicht überschritten. Eine der größten Herausforderungen, denke ich, war auch auf der Regulierungsseite hier,

51:30 wo die DSOs kostenbasierte Redispatch statt marktbasierte verwendet haben. Wir sehen jedoch, dass am Ende der Wert einer marktbasierten Redispatch tatsächlich echten Wert für die Übertragungsnetzbetreiber freisetzen könnte, denn dann könnten die Übertragungsnetzbetreiber - die, wissen Sie, mehrere in Deutschland sind - auch auf Flexibilität in dem Niederspannungsnetz zugreifen. Eine der größten Herausforderungen, denke ich, ist, dass die Netzbetreiber

52:01 befürchten, dass ihr Netz verletzt wird, wenn jemand von der höheren Ebene des Netzes Flexibilität im Netz aktiviert, und das führt zu Zuverlässigkeitsproblemen. Was ehrlich gesagt ein berechtigter Grund ist, denn wenn Sie ein Hochspannungsunternehmen oder einen Netzbetreiber haben, der keine Observabilität in Ihrem lokalen Bereich hat, könnten sie zu viel Flexibilität aktivieren und das führt zu vielleicht einem Zuverlässigkeitsproblem für die lokale Verteilung. Da ermöglichen wir tatsächlich

52:30 ein neues Modul in der Plattform, das bereits in Finnland und auch in Griechenland verwendet wird, genannt das TSO-DSO-Koordinationsmodul. Was passiert, ist, dass das lokale Verteilunternehmen, wenn es diesen lokalen Flexibilitätsmarkt schafft, bereits Beschränkungen pro Netzknotenpunkt erstellen kann - Grenzen setzen - so dass, wenn die höhere Ebene des Netzes vom selben Asset kauft, wenn Sie sich unseren ursprünglichen Punkt erinnern, Sie dasselbe

52:58 Batterie oder demselben Ladegerät verwendet wird, sondern jetzt für den Hochspannungsdienst genutzt wird, dann könnte das Niederspannungsnetzunternehmen bereits diese Einschränkungen vornehmen. Das ermöglicht es also, dass diese anfängliche Angst vor Problemen in Ihrem Netz nicht mehr vorhanden ist, weil die Aktivierungskomponente der Plattform das tut. Wir haben einen Algorithmus dahinter, also der Algorithmus wird die höhere Ebene des Netzes warnen, die Übertragungsunternehmen sagen, dass Sie das nicht tun können, weil dies Zuverlässigkeitsprobleme verursachen wird. Also das ist etwas, das ich denke

53:28 könnte potenziell auch in Deutschland den Markt öffnen, denn hier gibt es viele Verteilnetzbetreiber, über 800 würde ich sagen, was sehr einzigartig für ganz Europa ist. Aber wenn Sie anfangen, das passieren zu sehen, könnte es viele Herausforderungen geben, die mit dem Niederspannungs- oder Mittelspannungsnetz gelöst werden könnten, und dann würde auch das Land insgesamt für den Ausgleich auf Übertragungsebene versorgen. Also das ist etwas, das wir definitiv testen möchten. Ja, ich weiß, dass

53:54 die Einschränkungen, von denen Sie sprechen - ein großes Thema auch, wenn wir über Systemflexibilität oder Systemfreundlichkeit sprechen, wo tatsächlich einige Einschränkungen auf der Kabelebene vorhanden sein müssen, und nicht nur auf regionaler, sondern auf gesamtsystemischer Ebene, damit all diese Wertschöpfung der verschiedenen Märkte richtig zusammenspielen kann, denn ohne diese Einschränkungen werden es berechtigterweise Interessengruppen geben, die sich Sorgen um Überkapazitäten machen. Und was ist es, das Sie brauchen, um einen solchen Markt einzurichten? Also wenn

54:29 ich ein Verteilnetzbetreiber bin, gibt es auch Elemente, die Sie daran hindern würden, aktiviert zu werden, weil zum Beispiel fehlende Messgeräte? Ich stelle mir vor. Ja, das ist eigentlich eine sehr interessante Frage. Also überall dort, wo wir arbeiten und diesen Markt ermöglichen - ich habe Ihnen früher erklärt, dass es eine lange Flex ist, also Sie reservieren etwas, und dann kurze Flex, Sie aktivieren etwas - wir haben auch ein drittes Produkt namens Max Usage, das eine Art virtueller Sicherungsvertrag ist, der

54:57 ein einfacherer Weg ist, um ein wenig mehr Kapazität aus dem Netz freizusetzen. Aber im Wesentlichen, um diese Flexibilität freizusetzen oder sie zwischen dem Netzunternehmen, dem Käufer und dem Verkäufer zu liefern, muss es eine Möglichkeit geben, sie zu validieren, richtig? Also ob Sie wirklich die Kilowatt oder Megawatt liefert haben, die Sie sagen wollten - und da kommt unsere Nodes-Messingstelle ins Spiel, also das ist eine Plattform, um im Wesentlichen Ihre Messdaten hochzuladen, die normalerweise

55:28 von den intelligenten Messgeräten kommen. Das ist wirklich eine entscheidende Hardwarekomponente, die vorhanden sein muss, denn Sie brauchen wirklich, dass die Auflösung der Daten auf der Plattform hochgeladen wird. 15 Minuten. Ja, also normalerweise haben wir 15 Minuten gesehen. Es ist auch, denke ich, die Standardauflösung der Messgeräte, die in Europa ausgerollt werden. Also wir sehen, dass wenn die Durchdringung intelligenter Messgeräte steigt, Sie bereits anfangen können,

55:56 mehr verschiedene Ebenen der Flexibilität auf granulareren Ebenen zu bekommen, wirklich auch aus dem Wohnsektor. Aber um anzufangen, denke ich, braucht das Netzunternehmen nur eine Bereitschaft - jemanden im Netzunternehmen, der sagt, OK, versuchen wir es. Lassen Sie uns vielleicht ein Gebiet öffnen, nur ein Gebiet auf der Mittelspannungsebene. Das ist in Ordnung. Jeder darunter kann kommen und Flexibilität bereitstellen, denn in unserer Erfahrung haben wir tatsächlich gesehen, dass wenn das Netzunternehmen diese Gebiete öffnet

56:26 und wir anfangen, die Flexibilitätsdienstanbieter zu erreichen, um ihre Vermögenswerte zu registrieren, ist es manchmal eine Art Enthüllung von Vermögenswerten in ihrem Gebiet, von denen sie wirklich nicht wussten, dass sie flexibel waren, weil sie vielleicht vor mehreren Jahren eine Studie durchgeführt haben und herausgefunden haben, oh, wir haben vielleicht nur 550 Megawatt Flexibilität. Aber echte Daten oder echte Vermögenswerte, die in Ihre Sichtbarkeit kommen, ist nur, wenn Sie ein echtes Gebiet schaffen und Sie einen Anreiz schaffen. Sie geben wirklich einen Anreiz

56:58 dass wir einen Markt öffnen - kommen und registrieren Sie den Vermögenswert. Es gibt keine Verpflichtung für Sie, Ihre Flexibilität als Netzunternehmen zu kaufen. Es ist nur ein Signal, dass Sie etwas öffnen und lassen Sie uns verbinden. Dann, wenn der Vermögenswert registriert ist und die Messpunkte hochgeladen sind, das ist der Punkt, an dem wir gesehen haben, dass wenn Sie keine höhere Durchdringung intelligenter Messgeräte auf allen Ebenen des Netzes haben, könnten Sie mit größeren Vermögenswerten anfangen. Sie könnten mit einer neu angeschlossenen Batterie anfangen, die

57:27 könnte an einem intelligenten Messpunkt sein, oder Sie könnten zuerst ein großes Industrieunternehmen oder eine große Sportanlage anschließen, zum Beispiel, denn wir haben alle Arten von Flexibilität kommen sehen, und das könnte Ihre Reise einfach starten. Wenn Sie mit mehr intelligenten Messgeräten durchdringen, werden Sie anfangen, mehr Wohnflexibilität und auch kommerzielle Flexibilität auf Ihren Markt zu sehen. Und vielleicht ist es eine dumme Frage, aber mein Verständnis ist auch, dass die Verteilnetzbetreiber, besonders

57:54 in Deutschland, in den meisten Netzen nicht viele intelligente Messgeräte hatten, auf der Mittel- und Niederspannungsebene. Wie quantifizieren sie eigentlich ihre Flexibilitätsanforderungen, um diesen Markt überhaupt erst öffnen zu können? Ja, es gibt im Wesentlichen zwei Wege, wie sie die Bewertung durchführen können. Entweder können sie durch die intelligenten Messdaten gehen und Studien dadurch durchführen, was in Deutschland bei den meisten Netzunternehmen nicht vorhanden ist. Dann die andere Seite ist, dass sie durch ihre SCADA-Systeme oder das Verteilmanagementsystem, das DMS, gehen könnten. Das ist der Punkt, an dem sie im Wesentlichen diese Systeme hätten, die von großen Playern in diesem Bereich installiert würden, wie Siemens, Schneider, GE, und auch neue Unternehmen, die kommen, also würden sie tatsächlich sich mit dem lokalen Betriebs- und Kontrollsystem des Netzunternehmen verbinden, das traditionell, wissen Sie, ein sehr einfaches SCADA-System war, das

58:27 nur Daten von ihren Umspannstationen bekam. Aber jetzt, wenn wir sehen, dass es viel mehr Innovation in diesem Bereich gibt, haben wir modernere Systeme, wo, mit den Daten, die reinkommen, sie tatsächlich genaue Prognosen machen können. Sie können auf verschiedenen Ebenen des Netzes vorhersagen, wann eine Überlastung kommen wird, also können sie bereits diese Bedarfsbewertung mit diesen Arten von Tools auf der Netzseite durchführen. Und viele der

59:01 haben bereits die Fähigkeit, das zu tun.

59:27 Stromnetzbetreiber haben bereits solche Systeme, entweder nicht vollständig ausgerollt - es gibt also Module davon, vielleicht nicht zu 100 % vollständig ausgerollt, aber es könnte sein, dass sie zu 50 % ausgerollt sind - und das gibt ihnen bereits viel Sichtbarkeit der kommenden Probleme. Denn denken Sie daran: Wenn sie einen Stromausfall haben, droht ihnen eine hohe Geldstrafe, was sie nicht brauchen. Sie investieren also bereits in diese Tools, um tatsächlich Sichtbarkeit darüber zu bekommen, wo wir in Bezug auf die Kapazität des Netzes im roten Bereich sind.

59:54 Und das könnte ihnen bereits dabei helfen, diese Reise zu beginnen. Und ich verstehe, dass es beispielsweise in Deutschland auf Umspannwerk-Ebene ist, aber da es nicht so viele Smart Meter gibt wie in anderen Ländern, kann man nicht viel darunter gehen, was die Sichtbarkeit betrifft. Genau. Es gibt also eine Herausforderung, darunter zu gehen, aber wir haben einen Partner in Deutschland, Smite, der tatsächlich in der Lage war, eine Technologie zu erschließen, indem er Sensoren auf den Niederspannungsfeeder installiert hat. Sie sind tatsächlich in der Lage, diese Beobachtbarkeit auch aus dem Niederspannungsnetz zu bringen, und überraschenderweise ist ihr größter Markt Deutschland - sie haben tatsächlich mehrere Kunden, die bereits die Niederspannungs-Observability-Ausrüstung und die Software dazu ausgerollt haben. Es gibt also meiner Meinung nach viel Kontrolle und Sichtbarkeit auf dieser Seite. Ich denke, die Herausforderung bestand darin, dass es nicht viel Motivation gab

1:00:21 zur marktgestützten Flexibilität zu gehen. Und es liegt wahrscheinlich auch daran, dass es in der Vergangenheit ein paar Pilotprojekte gab, die nicht erfolgreich waren - es könnte sein, dass es damals nicht genug Liquidität gab, und es könnte sein, dass es nicht viele neue Aggregator-Unternehmen gab, die wirklich mutig genug waren, um diese Technologien und Geschäftsmodelle zu entwickeln. Das hat also - ich spekuliere hier, aber das ist das, was ich bisher vom Markt in Deutschland gehört habe - dazu geführt, dass diese Pilotprojekte keinen großen Erfolg hatten, und das hat dazu geführt, dass man nicht zu einem marktgestützten Ansatz bei Flexibilität übergegangen ist. Und wenn es um konkrete Projekte geht - auf welche sind Sie besonders stolz? Ich würde sagen, dass ich auf alle stolz bin. Aber unser größter Markt ist Norwegen, das 2016, 2018 und 2022 mit einem DSO begann und auf die 22 größten DSOs in Norwegen skaliert wurde, und jetzt deckt es tatsächlich acht der größten DSOs ab, also

1:00:50 wurde es auf fast zwei Drittel der Messstellen Norwegens hochskaliert. Das ist also ein sehr großes Gebiet, das auf dem Markt für Nodes-Flexibilität abgedeckt wird. Und dann auch in Göteborg ist es sehr interessant, denn das ist ein sehr kleines Gebiet, auf dem Flexibilität geöffnet werden kann, aber das Stromversorgungsunternehmen dort, zusammen mit dem lokalen Stromversorgungsunternehmen in Mölndal - das sind also zwei kleine Städte, Göteborg und Mölndal - die beiden Stromversorgungsunternehmen haben

1:01:23 sind zusammengegangen. So there is a very large area being covered on the nodes flexibility market. And then also in Gothenburg, it's very interesting, because that's a very small area for flexibility to be open, but the grid company there, together with the local grid company in Mölndal - so these are two small towns, Gothenburg and Mölndal - the two grid companies have been

1:01:53 insieme creato una sorta di piattaforma comune di flessibilità. Ed è davvero fantastico perché questi due operatori di rete, che normalmente non lavorerebbero insieme in nessun modo - sono concorrenti - si sono uniti per crear un mercato della flessibilità veramente innovativo. È una piccola area, ma è un bellissimo esempio di cooperazione tra i due gestori di rete.

1:02:20 seit vier Jahreszeiten beziehungsweise vier Jahren den Markt zu betreiben. Sie führen jeden Winter einen Markt durch, und ihnen ist es gelungen, über 30 Flexibilitätsdienstleister in diesen kleinen Gebieten anzuziehen. Sie haben wirklich interessante Flexibilität von EV-Ladegeräten, Batterien, die mit schwerem Laden verbunden sind, und es gab auch einen Versuch mit V2G mit Volvo dort. Da sie in Göteborg präsent sind, ermöglichen sie Preissignale vom DSO, aber sie ermöglichen auch Unternehmen, neue Technologien zu

1:02:51 testen und wirklich zu validieren, ob sie einen Business Case haben. Wenn morgen beispielsweise Volvo V2G für alle ihre Kunden startet, und das Stromversorgungsunternehmen bereit ist, das zu bezahlen, dann können sie einen Business Case ermöglichen. Es gibt wirklich interessante lokale Akteure, die zu diesem Markt beigetragen haben. Und kürzlich haben wir in Finnland den ersten koordinierten TSO-DSO-Markt gestartet, bei dem sowohl Fingrid als auch Helen, wie ich erwähnt habe, im

1:03:21 selben Marktgebiet einkaufen, was sehr einzigartig ist, da dies noch nie zuvor getan wurde. Die TSOs hatten immer ihre Ausgleichsmärkte und wollten die DSOs nie in ihre Märkte einbeziehen, weil die Skala auf TSO-Ebene größer ist. Aber dieser Versuch geht wirklich darum, Engpässe lokal zu lösen, aber auch am Anschluss zum Übertragungsnetz. Und es war sehr interessant beim Finland Flexibility Day, den wir vor zwei Tagen veranstaltet haben, wo der TSO Fingrid erwähnte, dass die Warteschlange

1:03:51 von Verbindungsanfragen fast 70 Gigawatt im Fingrid-Netz in den nächsten fünf Jahren oder so beträgt - sie müssen das liefern. Und das ist ein großer Anstieg. Diese 70 Gigawatt sind die angeforderte Kapazität, und es gibt Terawattstunden an Energie, die sie in den nächsten 5 bis 10 Jahren liefern müssen. Sie können sich also das Ausmaß der Elektrifizierung und der Dinge vorstellen, die dort passieren. Also wenn

1:04:21 sie wirklich keine Daten aus solchen lokalen Flex-Märkten haben und nicht mit der lokalen Verteilung koordinieren, könnten sie zu spät dran sein, wenn sie in fünf Jahren anfangen. Das ist wirklich interessant. Und ich möchte schnell auch noch ein anderes erwähnen - Fluvius in Belgien - weil sie den Ansatz gewählt haben, wirklich zu beantworten, was Sie fragten, wie hoch der Wert von Flexibilität ist. Sie haben den Ansatz gewählt, wirklich sechs Kernparameter zu definieren und wirklich von einem gesellschaftlichen

1:04:51 Wert der Flexibilität auszugehen. Sie sind also wirklich engagiert dabei, diesen Markt zu schaffen, sodass er wirklich großen Wert für die Gesellschaft insgesamt ermöglicht. Ich stoppe hier, aber es gibt auch andere Initiativen, die über die Jahre wirklich interessant waren. Und sprechen wir auch über DSO-DSO-Koordination. Ich denke, das ist auch ein Thema, das Sie ansprechen, weil es nicht - ja, es geht nicht nur von unten nach oben, sondern

1:05:18 es geht auch horizontal. Das ist also etwas, weil das Konzept gleich ist, richtig? Wenn das Niederspannungsnetzunternehmen, der lokale DSO, einige Engpässe auf ihrer Ebene hat, aber vielleicht einen DSO haben, der ein regionaler DSO über ihnen ist, der keine Sichtbarkeit auf den lokalen DSO hat und wer dort angeschlossen ist, wie viel Flexibilität sie haben und all das. Also haben wir tatsächlich bei Euroflex, dem norwegischen Flexibilitätsmarkt,

1:05:46 eigentlich zwei Netzbetreiber, LV und Nordgisneth, die tatsächlich diese Koordination zwischen Netzbetreibern durchführen, wobei die Architektur der Norse-Plattform mit dem Konzept der übergeordneten Netzknoten verwendet wird, bei dem das lokale Verteilungsunternehmen die Flexibilitätsanbieter, die auf ihrer Netzebene angeschlossen sind, einlädt, ihre Anlagen zu registrieren. Die Smart-Meter-Daten werden auch dort verbunden, und wenn die Flexibilität vom lokalen Verteilungsunternehmen nicht benötigt wird, wird sie auf einem höheren Netzknoten aggregiert und

1:06:18 dem regionalen Netzbetreiber angeboten. So kann der regionale Netzbetreiber auf die Flexibilität des lokalen zugreifen, aber wenn der lokale sie selbst benötigt, kann er sie auch einfach selbst nutzen und auch Einschränkungen definieren, wenn er Probleme mit diesen höheren Volumina hat, die beschafft werden. Das andere Beispiel, das wir hatten, war in Stockholm. Wir haben vor ein paar Jahren ein Projekt durchgeführt, bei dem die

1:06:45 zwei regionalen Netzbetreiber Flexibilität in den Gebieten des jeweils anderen kaufen. Und was sie dabei taten, war, dass sie auch mit dem Fernleitungsnetzbetreiber koordinierten, wo, wenn ein Netzbetreiber im Gebiet des anderen kauft, der Fernleitungsnetzbetreiber in der Lage sein wird, eine höhere Grenze ihrer temporären Kapazitätsabonnements bis zur Ebene des Fernleitungsnetzbetreibers zu schaffen. Also die Verbindung zum Fernleitungsnetzbetreiber - sie werden automatisch ihren Wert dort erhöhen und für die

1:07:14 anderen in dem anderen Gebiet verringern, und dann umgekehrt für den anderen Fall. Das war auch interessant, weil sie dann gegenüber dem Fernleitungsnetzbetreiber bereits den gleichen Betrag zahlten, aber wenn sie nicht koordiniert hätten - jeder, der mehr in die aufwärts gerichtete Richtung aktiviert oder das Limit bis zum Fernleitungsnetz erhöht, hätte eine zusätzliche Gebühr an den Fernleitungsnetzbetreiber zahlen müssen. Und das ist wieder ein sehr konkreter Business-Case für sie, hauptsächlich in Schweden, weil die Regulierung

1:07:46 so ist. Der lokale Netzbetreiber muss dem regionalen Netzbetreiber eine Gebühr zahlen, wenn er seine Spitzenkapazität jedes Jahr überschreitet, also haben sie jedes Jahr ein definiertes Spitzenlimit. Und dann muss der regionale Netzbetreiber zum Fernleitungsnetzbetreiber zahlen. Es gibt also bereits einen Business-Case, bei dem, wenn man die Spitze einfach darunter hält, indem man Flexibilität kauft, man als Verteilungsunternehmen bereits spart. Und ich denke, das ist auch etwas,

1:08:14 das ich von den deutschen Netzbetreibern gehört habe - dass sie auch stromaufwärts zahlen müssen, wenn sie ihr Spitzenlimit überschreiten. Es gibt also bereits einen Business-Case, wo man sieht, dass die Spitze zunimmt, weil mehr Menschen elektrifizieren, mehr Anschlüsse gemacht werden. Man könnte also bereits etwas Flexibilität vertraglich abgesichert haben. Und das ist der Ort, wo unser Max-Nutzungs-Vertrag wirklich interessant geworden ist, denn dann sagt man, OK, ich habe

1:08:40 einen 10-MW-Anschluss, aber meine Spitze als Batteriebetreiber oder als EV-Ladestation ist vielleicht 7 MW. Die anderen 3 kann ich dem Netzbetreiber zurückvermieten, und der Netzbetreiber kann das nutzen, um entweder die Kosten stromaufwärts zu senken oder neue Netzanschlüsse für die neuen Kunden zu vergeben, die in der Warteschlange warten. Das war also auch etwas für einige der Verteilungsunternehmen. Und lassen Sie uns mehr aus einer Produktperspektive sprechen. Wie

1:09:08 kann ich mir vorstellen, dass das Produkt von diesen FSPs und Versorgern genutzt wird? Ist es sehr API-first oder gibt es eine Web-App? Ja, gute Frage. Es ist also sowohl als Web-App als auch über die API verfügbar, weil wir hier mit zwei verschiedenen Stakeholdern arbeiten. Wir haben die Netzbetreiber, die über die Jahre daran gewöhnt sind, mit Web-Apps oder Anwendungen zu arbeiten

1:09:37 über die Jahre. So sind ihre Mitarbeiter wirklich geschult und haben die Fähigkeiten, die Web-Anwendung über die Benutzeroberfläche zu nutzen. Deshalb war die Benutzeroberfläche einer der Hauptfokus für die Anwendung. Aber wir sind tatsächlich sehr fähig - ich würde sagen - über die Jahre die API für den Flexibilitätsdienstleister zu entwickeln, weil eine der frühen Versuche, die wir in Norwegen durchgeführt haben, eine der Hauptmotivationen war, Wohnungsflexibilität auf den Markt zu bringen.

1:10:11 Und wenn Sie mit einem Energieunternehmen arbeiten, das auch vielleicht ein Aggregator ist, sagen sie, dass sie wissen, wie viel Flexibilität sie ermöglichen können, aber sie können es nicht manuell tun. Sie haben 1.000 Haushalte, die sie aggregieren würden und Ihnen Flexibilität bereitstellen. Dann brauchen Sie wirklich die API dafür, oder? Man kann nicht eins nach dem anderen klicken. Ja, lächerlich. Ja, genau. Deshalb wurde die API über die Jahre entwickelt, und das ist eine sehr interessante Mischung, weil auf

1:10:40 der einen Seite die Käufer vielleicht die Anwendung nutzen, und auf der anderen Seite die Flexibilitätsdienstleister die API zum Handeln nutzen, aber das ist kein Muss, also man braucht die API nicht zu nutzen. Man kann schon mit der Benutzeroberfläche anfangen, aber wir haben gesehen, dass mit der Reife die Flexibilitätsdienstleister die API bevorzugen. Und welche Regulierungstrends interessieren Sie besonders? Ich denke, Sie haben bereits ein paar angedeutet, aber ja, das

1:11:06 eine der Hauptsachen, die mich wirklich interessieren, ist der EU-Netzcode für Nachfrageanpassung, der nächstes Jahr kommt und im Jahr danach abgeschlossen wird, was etwas ist, das alle Mitgliedstaaten in Europa betrachten müssen und in verschiedenen Formen annehmen müssen. Aber dieser Netzcode für Nachfrageanpassung, eine der Hauptmotivationen, die wir zu dessen Entwicklung beigetragen haben, ist die Ermöglichung lokaler Flexibilitätsmärkte für die Verteilung. Denn, wie wir ganz am Anfang bereits diskutiert haben, hat das Saubere-Energie-Paket das wirklich nicht vorgegeben oder wirklich klargemacht, dass der Netzbetreiber dies nutzen sollte. Es sagte, Sie können es nutzen, wenn Sie es wirklich wollen, aber es ist kein Muss. Also das ist etwas, das ich wirklich gerne sehen würde, wenn sie in die endgültige Formulierung aufnehmen würden, dass es etwas ist, das zuerst genutzt werden sollte, denn wenn

1:11:35 es zuerst genutzt werden sollte, weil wenn

1:12:01 Sie nutzen es zuerst und sehen, dass es nicht funktioniert, dann können Sie zu Ihren anderen Lösungen gehen - Abschaltung mit flexiblen Verbindungsvereinbarungen oder dynamische Netzentgelte - und es gibt viele andere Instrumente, die übrigens auch in Ordnung sind, denn jedes Netzbetreiberunternehmen könnte unterschiedliche Anforderungen haben, die auf seinen Netzanforderungen basieren. Das ist etwas, das mich wirklich begeistert, wenn es herauskommt und wie sich der Markt entwickelt. Aber ich bin auch ziemlich interessiert zu

1:12:27 sehen, wie sich die Gesamtlandschaft rund um den Klimawandel entwickelt - und wir haben bereits angedeutet, dass das auch auf geopolitischer Ebene der Fall ist, die USA haben jetzt einen anderen Fokus - aber Kanada macht einen großen Schritt nach vorne. Die Ontario Energy Board untersucht bereits Flexibilität; sie führt wirklich eine Nutzen-Kosten-Analyse durch, die eine Möglichkeit ist zu analysieren, was das Netzbetreiberunternehmen braucht

1:12:59 bevor es in das Netz investiert. Und damit verbunden haben sie eine neue Regulierung namens Non-Wires Alternatives, NWAs, das ist auch etwas, das sie wirklich fördern möchte, um Flexibilität zu fördern. Also es passiert viel in verschiedenen Regionen, aber diese zwei würde ich sagen sind wirklich interessant zu beobachten, denn sobald die Verschiebung stattfindet von Klimawandel-Diskussionen zu Nicht-Klimawandel-

1:13:29 Diskussionen in einer Region, dann beginnt das Kapital in andere Länder zu fließen, wo die klimafokussierten Gruppen gerne investieren möchten. Und deshalb sehe ich bereits und spreche mit verschiedenen Flexibilitätsanbietern, wo sie viel Kapital nach Europa kommen sehen - auch in Deutschland, wo Batterien gebaut werden und viele große Projekte durchgeführt werden, wie mehrere Dutzend Megawatt oder Hunderte von Megawatt jetzt. Im Vereinigten Königreich ist das bereits der Fall, auch in Deutschland ich

1:13:57 denke es gibt viele Projekte im Gange. Also das ist auch etwas, das mich wirklich begeistert - das wird Flexibilität helfen, weil Sie mehr Kapital eingesetzt haben werden, mehr Assets ermöglicht, und dann brauchen Sie die Märkte. Sie brauchen mehrere Märkte, um die Rendite zu erreichen, und das ist etwas. Und wie positionieren Sie sich - Sie haben es gerade angedeutet - wie positionieren Sie sich im Vergleich zu anderen Formen von DSO-Flexibilität, wie dynamischen

1:14:24 Entgelten? Wir haben hier in Deutschland dieses neue Gesetz, das EnWG §14a, der Energiewirtschaftsgesetzes Paragraph 14a, das versucht, Engpässe über dynamischere Tarife zu lösen. Ist dieser Ansatz schlechter als ein Markt, oder in welcher Weise? Ja, ich würde sagen, beide koexistieren, ehrlich gesagt, also sollte es nicht das eine oder das andere sein. Das ist etwas, das ich denke ist ziemlich klar in Norwegen - wir haben auch ein gestaffeltes

1:14:59 Netzentgelt. Das existiert also bereits - mit unserem Rollout von intelligenten Zählern können Sie das bereits haben. In Norwegen, wenn ich meine Stromrechnung bezahle und ich bin über einer bestimmten Spitzenlast mit meinem Durchschnitt - ich denke 3 Durchschnitte werden über einen Monat oder einen Zeitraum genommen - dann wenn meine Spitzenlast das überschreitet, bin ich in der nächsten Stufe. Also mein Tarif geht immer höher und höher. Also es ist

1:15:29 wie ein gestaffeltes Entgelt, auch wenn der Markt bereits ebenfalls genutzt wird. Also meiner Meinung nach denke ich, beide können koexistieren, und das sollten sie auch, denn wenn Sie die Situation betrachten, in der jeder sein EV nachts anstöpselt und Sie möglicherweise einen dynamischen Netzentgelt auf einem sehr hohen Wert haben, dann hören alle auf, das zu tun. Dann könnte die Netzrente gesenkt werden, aber der Aggregator, der sie bereits eingeplant hat

1:16:00 hat einen großen Verlust, und sie könnten auch eine Position bei ihrem Energieversorgungsunternehmen als Bilanzverantwortlicher genommen haben, also könnten sie dort ihr Geld verlieren. Also es gibt einfach nicht eine Lösung für alle, denn wenn Sie beide präsent haben, könnten Sie einige Einnahmen aus einem Bereich verlieren, weil jeder sein Laden gestoppt hat, weil ein höheres Netzentgelt, aber auf der anderen Seite könnten Sie etwas vom Flexibilitätsmarkt gewinnen. Also

1:16:27 also denke ich, es gibt eine Möglichkeit für beide zu existieren, und es sollte so sein. Ja, sehr interessant, auch ein bisschen kompliziert. Und ich denke, mathematisch, aus einer Optimierungsperspektive, versuchen sehr viele verschiedene Dinge und Märkte gleichzeitig zu optimieren - zumindest von dem, was ich als Analyse gemacht habe - wird ziemlich kompliziert. Nichtlineare, multikritische, multivariate Probleme sind nicht die einfachsten zu lösen. Absolut, Sie können das gesamte

1:17:02 Netz modellieren, aber die Realität wird immer anders sein. Ich denke, das ist die Realität hier, zumindest mit dem marktgestützten Mechanismus. Sicher, es klingt wie eine sehr ausgefeilte Methode, um Engpässe zu lösen, verglichen mit einem Tarif vielleicht - oder beide zu haben klingt wie ein Schweizer Taschenmesser-Ansatz - um dieses wichtige Problem zu lösen, das wahrscheinlich eines ist, bei dem die Energiewende stark gefährdet sein könnte, und

1:17:32 wie Sie sagen, es gibt verschiedene Arten von Flexibilität: Batterien kommen, und natürlich EVs und andere, die bereits eingesetzt wurden, und Produktion, die gedrosselt werden könnte, was offensichtlich nicht die beste ist. Also welche Flexibilitätsquelle denken Sie, ergibt das größte Potenzial, besonders für DSOs? Ja, also ich denke, es gibt definitiv, in unseren Daten, die wir auf der Plattform sehen - wir haben bereits ziemlich über 10.000 oder 15.000 Assets

1:18:02 genehmigt, das bedeutet, sie warten nicht darauf, registriert zu werden. Sie werden bereits vom Verteilnetzbetreiber genehmigt, also können sie anfangen zu handeln und sie können Flexibilität bereitstellen. Wenn ich auch die nicht genehmigten hinzufüge, oder ausstehenden, oder die noch angeschlossen werden müssen, dann wird es weit über 50.000 oder vielleicht über 100.000 gehen. Also es gibt viele mehr Assets, die in der Pipeline sind, um beizutreten. Wir haben gesehen, dass das EV-Laden

1:18:31 oder intelligentes Laden ziemlich leichter ist als Flexibilität bereitzustellen, also denke ich, das funktioniert wirklich heutzutage - vom Flexibilitätsdienstanbieter, sie können es wirklich ziemlich gut planen, für den Endverbraucher mit ihrer App oder welcher Lösung sie auch haben. Und dann das Netzbetreiberunternehmen, am Ende, sie brauchen nur, dass die Spitzenlast niedriger ist, also wenn das Netz überlastet ist, können sie reduzieren

1:19:00 etwas, und das funktioniert wirklich gut. Soweit ich das überprüft habe, sind von den 15.000 Assets fast 10.000 EV-Ladestationen. Das schließt auch viele private Ladekästen ein, aber es könnten auch einige EVs selbst sein, denn man kann auch den Ladezustand vom Auto aus einstellen. Es ist also eine Mischung. Und

1:19:27 dann haben wir gesehen, dass viele Akteure angefangen haben, besonders auf der Batterienseite - Batterien sind wirklich zuverlässig bei der Bereitstellung von Flexibilität - und der Value Stacking dort mit mehreren Märkten ist wirklich das, was man heutzutage mit Batterien macht. Wir sehen also, dass Batterien, die nur als Flexibilitätsressource eingesetzt werden, recht zuverlässig sind und sie können auch dem DSO versorgen, aber jetzt auch dem TSO, mit

1:19:58 diesem Konzept, das ich erklär habe, dem long-flex arming-Konzept. Kürzlich haben wir auch gesehen, dass Batterien zusammen mit Schwerlast-EV-Ladestationen auf Autobahnen in Norwegen eingesetzt werden, wobei die Hauptfunktion der Batterie darin besteht, dem EV-Ladepunkt den extra Saft zu geben, wenn Leute in den Urlaub fahren. Das ist eine sehr kurze Zeit im Jahr, aber den Rest des Jahres sitzt diese Batterie einfach herum - sie ist eine Ressource für den Kunden, der darin investiert hat. Also

1:20:26 sehen wir, dass viele technische Aggregatoren mit cleveren Algorithmen und verschiedenen Mechanismen diese Batterie sowohl im DSO-Markt nutzen können, indem sie diesen Virtual-Fuse-Vertrag, die maximale Nutzung - schaffen, damit sie etwas Einnahmen von der Verteilungsgesellschaft, dem DSO, bekommen - und dann unterhalb dieses Spitzenwerts, den sie festgelegt haben, können sie sie auch im TSO-Markt nutzen. Also wirklich das Beste aus beiden Welten

1:20:52 für diese Assets, aber trotzdem wird die Hauptfunktion erfüllt - wenn beispielsweise in Norwegen im Sommer Leute in die Hütten fahren und an diesen Schwerlast-Ladestationen stoppen, kann die Batterie auch ihre Aufgabe erfüllen. Das ist auch sehr interessant. Und dann haben wir auch viele Demand-Response-Assets gesehen. Einige davon sind auch aggregiert. Also einige könnten ein Gewächshaus sein

1:21:17 das direkt Demand Response bereitstellt. Wir hatten auch einige Fischzuchtanlagen in Norwegen, die dem Markt beigetreten sind. Und dann könnten Sie auch etwas private Flexibilität haben, die dann auch aggregiert ist. Also könnten Sie EV-Ladestationen zu Hause haben, aber auch eine Wärmepumpe, und dann ermöglicht der Endkunde in der App, dass er flexibel ist. Es gibt verschiedene Geschäftsmodelle, die wir gesehen haben, wobei

1:21:45 einige der Flexibilitätsdienstanbieter Verbrauchern auch Belohnungen anbieten - wo sie monatlich etwas Geld zurückbekommen, was im Vergleich zu nichts immer noch ziemlich anständig ist, und Ihre Ressource wird trotzdem genutzt. Es gibt also viele verschiedene Assets, die wir gesehen haben, aber einige der, die ich erwähnt habe, sind ziemlich interessant und ich sehe sie täglich wachsen.

1:22:10 Wie viel bekommt ein EV-Fahrer für diesen Service? Wenn ich zum Beispiel zu Hause bin und diesen Service erbringt - ja, das variiert. Ich weiß, dass Tibber das in der App ermöglicht hat. Als Tibber-Kunde können Sie großartige Belohnungen angeboten bekommen. Und dann ist es Tibbers Aufgabe, den Value Stacking von meinem EV-Ladepunkt auf mehreren Märkten zu maximieren. Sie verwalten es entweder im DSO-Markt, oder wenn sie denken, dass das vielleicht nicht wertvoll für sie ist, könnten sie es in verschiedenen TSO-Märkten stacken, weil sie bereits vorab zugelassen sind. Oder sie könnten auch im Grunde Arbitrage auf dem Großmarkt betreiben. Das ist auch möglich. Also könnten sie mir vielleicht zurückgeben - das variiert - also es sind zwischen 3 Kronen in Norwegen, norwegische Währung, bis vielleicht 10 an einem gegebenen Tag oder einer Woche. Und es ist auch nicht statisch, also es ist kein garantierter Wert, aber es ist

1:22:41 etwas, das Sie im Laufe der Zeit bekommen. Und vielleicht bekommen einige Leute viel mehr, weil sie vielleicht zwei große Autos haben, die zu Hause laden, und sie könnten ein größeres Haus haben. Also jetzt, soweit ich das überprüft habe, können Sie in der App als Kunde das nur mit Smart Charging machen, aber ich denke, sie versprechen jetzt auch mit Heizung. Also wenn Sie auch eine Heizlast

1:23:12 haben, werden sie beide kombinieren und Ihnen dann möglicherweise höhere Grid-Belohnungen anbieten, weil sie dann im Grunde mehr Flexibilität pro Kunde haben. Aber wie funktioniert das bei Tibber? Weil sie, wenn ich mich richtig erinnere, immer einen dynamischen Tarif haben. Als Endnutzer würde ich Tibber ermöglichen, nicht nur zum niedrigsten Spot-Tarif zu laden, sondern in Kombination mit anderen Dingen, damit ich mir keine Sorgen machen muss. Und am Ende

1:23:32 des Tages spiegelt die Rechnung sowohl den Spot wider und sollte - wenn ich zum Spot-Preis geladen hätte, der höher ist als das, was ich hätte laden können, wenn ich die Grid-Belohnungen nicht aktiviert hätte, wäre es normalerweise immer noch niedriger, richtig? Ja, absolut. Also versprechen sie dir den Spot-Preis zum Laden, also zum niedrigsten Preis für dein Auto. Also werden die Energiekosten zum Laden deines Autos am niedrigsten sein. Aber wenn

1:24:05 du die Grid-Belohnungen aktivierst - im Grunde, soweit ich es verstehe, und das könnte ihr proprietäres Wissen sein, würden sie diese mehreren Flexibilitätsmärkte, den Übertragungs- oder den Verteilungsmarkt, nutzen und dann im Grunde ihre Value-Stacking-Algorithmen nutzen, um mir zusätzliches Geld zu geben, das sind die Grid-Belohnungen. Also der Spot-Preis ist, um das billigste Laden für das Auto zu haben, und der Komfort ist da, dass dein Auto am Ende des Tages geladen wird, richtig? Wenn du

1:24:33 es eingestöpselt lässt. Aber dann sind die Grid-Belohnungen das Tüpfelchen auf dem i, was im Moment klein ist. Aber wie wir in den Niederlanden sehen, ist das Netz so überlastet, das könnte überall in Europa passieren, und die Grid-Belohnungen könnten auch anfangen zu steigen. Die Ausgleichskosten steigen auch in jedem Land, und ich denke, in Deutschland gab es auch eine Diskussion, dass

1:25:04 etwas, und das funktioniert wirklich gut. Soweit ich das überprüft habe, sind von den 15.000 Assets fast 10.000 EV-Ladestationen. Das schließt auch viele private Ladekästen ein, aber es könnten auch einige EVs selbst sein, denn man kann auch den Ladezustand vom Auto aus einstellen. Es ist also eine Mischung. Und

1:25:29 Die Fernleitungsnetzbetreiber könnten in den kommenden Jahren sehr hohe Ausgleichskosten haben, wenn sie keine zusätzlichen Vermögenswerte von den verschiedenen Ebenen des Netzes erhalten. Wenn Sie sich dieses Gesamtbild aus Marktgrößensicht ansehen, läuft es gerade noch langsam an, aber wenn Sie dem Endkunden das günstigste Laden anbieten und gleichzeitig seine Flexibilität in mehreren Märkten nutzen und dann damit beginnen, ihm Rewards anzubieten, könnte dies bewirken, dass die

1:26:01 Rewards auch über die Jahre hinweg zu wachsen beginnen. Und welches Potenzial sehen Sie für Flotten? Sie haben bereits erwähnt, dass Sie einige Berührungspunkte mit den norwegischen Postdiensten hatten, diese Art von Flotte, aber auch Unternehmen, die ihre eigenen Ladestation an den Büros für Büroangestellte haben - welches Potenzial sehen Sie da für Flexibilität? Ja, ich denke, ehrlich gesagt, das ist ein sehr interessantes Anlagensegment. Flotten insgesamt auch, weil sie bestimmte Anforderungen haben. Am

1:26:29 Ende gehen die meisten Flotten in Norwegen tatsächlich auf Elektro. In Norwegen, glaube ich, haben die meisten Unternehmen ein Mandat, bis 2025 auf Elektro umzusteigen. Wenn nicht, dann bis Ende 2026, also es ist sehr bald eigentlich - es ist fast schon da. Also haben wir festgestellt, dass die Geschäftsgebäude, in denen diese Flotten geladen werden, im Wesentlichen einen ihrer

1:26:59 technischen Aggregatoren oder gewerblichen Aggregatoren haben, die mit ihnen arbeiten, um diese Flexibilität aus ihren Vermögenswerten zu ermöglichen. Und dann ist es normalerweise meistens ein Revenue-Sharing-Modell, wobei das Geld, das auf den verschiedenen Märkten verdient wird - wie wir besprochen haben, DSO- und TSO-Märkte zusammengefasst - zwischen dem Flottenbesitzer oder dem Flottenoperator und dem Unternehmen, das den Service erbringt, aufgeteilt wird. Es gibt verschiedene Unternehmen, die verschiedene Modelle und

1:27:34 verschiedene Ansätze verfolgen. Also manche haben eine direkte Verbindung zum Auto, oder zum Lieferwagen, oder was auch immer der Fahrzeugtyp ist. Wenn es größere Flotten wie Lastwagen sind, dann ist es normalerweise der Kunde, der diese Lastwagen besitzt oder gemietet hat, der entweder eine Energieabteilung in seinem eigenen Unternehmen hat, die dann ein VPP schafft, weil sie möglicherweise eine Anlage haben - weil ein großer Lastwagen an ihrer Anlage geladen wird - also könnten sie auch Solarpanels haben, Backup-Batterien

1:28:07 Auch die Lichter darin als Demand Response, also könnte ihre eigene Abteilung die Fähigkeit haben, VPPs zu machen. Aber wenn man zu kleineren, ich würde sagen, Flottenoperatoren geht, fängt man an, dies als vertragliche Vereinbarung mit jemand anderem zu sehen, und es gibt verschiedene Modelle von verschiedenen Kunden. Und wenn man von Kontrolle spricht - also tatsächlich das Laden zu reduzieren und zu erhöhen, basierend auf diesen Signalen - was ist das… Gibt es Einschränkungen durch Netzbetreiber? In

1:28:41 meinem Wissen gibt es auch einige Technologien, die entweder vom Netzbetreiber oder sogar vom Regulator erzwungen werden, bei denen Sie ein zusätzliches Hardware-Gerät installieren müssen, das der Netzbetreiber direkt kontrolliert. Gibt es diese Art von Einschränkungen? Weil ich als Startup-Typ lieber mehr Flexibilität auf der Ebene der Entscheidung hätte, welche Art von Kontrolle es gibt - ob über das Fahrzeug, wie Sie sagten, oder über die Ladestation,

1:29:08 wenn Sie vom Laden sprechen, oder ob Sie tatsächlich zusätzliche Geräte installieren müssen, die sonst aus technologischer Sicht nicht wirklich nötig waren. Und das ist eine sehr gute Frage. Persönlich denke ich, dass die Aufgabe des Netzbetreibers darin besteht, das Netz zu warten und sicherzustellen, dass die Verbindungen vorhanden sind, damit er den Kunden verbinden kann. Es ist nicht seine Aufgabe, zu wissen, wie man das Vermögen kontrolliert. Und das ist einer der Grundprinzipien der Nodes-Plattform,

1:29:38 nämlich dass Sie bei der kurzzeitigen Flexibilitätsenergievermarktung nicht die direkte Kontrolle des Vermögens auf der Nodes-Plattform an den Netzbetreiber übergeben, sondern eine Versendbenachrichtigung erhalten, die über die API an den Flexibilitätsdienstleister konfiguriert werden kann. Und dann sind der Flexibilitätsdienstleister - Aggregator, VPP, wie immer wir das Unternehmen nennen - Experten in ihren eigenen Vermögenswerten oder den Vermögenswerten ihrer Kunden. Also ist es dann ihre Aufgabe, dieses Vermögen optimal zu steuern. Und am

1:30:08 Ende braucht das Netzunternehmen im Wesentlichen entweder Aufwärts- oder Abwärtsflexibilität, richtig? Also sollten sie diesen Service erhalten. Wenn sie diesen Service erhalten, warum zusätzliche Hardware installieren und die Gesamtkosten für die Gesellschaft erhöhen? Weil Sie nicht für ein oder zwei installieren würden - wenn Sie die Größenordnung betrachten, könnten Sie für Hunderte und Tausende installieren, und diese zusätzlichen Kosten müssen auch im Laufe der Zeit gewartet werden. Also ist dieses Gerät oder diese zusätzliche Hardware eine zusätzliche Belastung für

1:30:38 dieses gesamte System. Und am Ende erhalten Sie das gleiche Ergebnis - Sie erhalten diese Auf- oder Abwärtsflexibilität, richtig? Also das ist das Grundprinzip der Nodes-Plattform gewesen. Wir haben diese Frage immer wieder von Netzbetreibern bekommen: „Wir müssen ein sehr zuverlässiges Netz betreiben. Wir können keine Blackouts haben und alles. Deshalb brauchen wir diesen roten und grünen Knopf auf unserem Schreibtisch. Wir können

1:31:04 diese Batterie oder diese Ladestation ansteuern." Aber wir haben ihnen immer gesagt: Vertrauen Sie dem Markt. Weil wenn Sie genügend gute Preissignale erzeugen, werden Sie sehen, dass die Technologie kommt - wie Sie selbst und viele andere Unternehmen haben wirklich interessante Technologie entwickelt, die am Ende diese Auf- und Abwärts der Flexibilität ermöglicht. Wenn Netzbetreiber also zunächst in den Markt eintreten, haben sie diese Fragen, aber sobald sie in den Markt eintreten,

1:31:34 ist ihre nächste größte Sorge, die Liquidität zu erhalten - um wirklich diese Flexibilitätsanbieter in ihren Markt zu locken und die Vermögenswerte zu sichern. Also wird die ganze Diskussion darüber, ob es zuverlässig sein wird oder nicht, tatsächlich in den meisten Märkten, mit denen ich mit Kunden gesprochen habe, nicht zu einem Thema. Also die Art und Weise, wie es jetzt eingerichtet ist, ist die Art und Weise, die Sie Netzbetreibern empfehlen zu arbeiten, was keine zusätzliche Hardware bedeutet. Ja, genau. Also erlauben wir ihnen, die Kauforder zu platzieren

1:32:03 auf dem Markt, was ihr Signal dafür ist, wo, welcher Ort, und wie viel sie bereit sind, für diese Dienstleistung zu zahlen. Und dann wird die Dispatch-Benachrichtigung an den Flexibilitätsdienstleister gesendet, der diese Flexibilität zu einem bestimmten Preis angeboten hat. Also ist die Dispatch-Benachrichtigung im Wesentlichen das Aktivierungssignal, aber wie man das dann umsetzt - das liegt beim Flexibilitätsdienstleister. Also keine zusätzliche Hardware, keine zusätzliche direkte Kontrolle, die den

1:32:32 Flexibilitätsdienstleister umgeht. Also wir haben mit Saudi-Arabien und Pakistan begonnen, und ich möchte, dass wir auf diesen Punkten enden. Was ist mit E-Mobilität - verfolgen Sie E-Mobilitätsentwicklungen in diesen Ländern, und was können Sie uns darüber berichten? Ja, wir konzentrieren uns hier etwas mehr auf Europa, aber wir hatten eine schöne Podcast-Episode über Äthiopien, die ich Hörerinnen und Hörern auch empfehlen kann. Also was können Sie

1:33:00 über E-Mobilität in diesen Ländern berichten? Ja, ich denke, E-Mobilität insgesamt, oder nachhaltige Mobilität, findet überall auf der Welt statt. In Saudi-Arabien, wenn ich damit anfange, habe ich die Entwicklung ein Stück weit verfolgt. Mit Vision 2030 der Regierung dort haben sie tatsächlich viele EV-Hersteller angezogen. Lucid, wie Sie wissen, einer der großen Player aus den USA, sie haben

1:33:27 dort eine große Fabrik. Sie sind wirklich die Vorreiter auf dem saudi-arabischen Markt gewesen, um ihn zu entwickeln und auch das Personal dort auszubilden. Es gibt also eine massive Verschiebung, das deutsche Automobilindustrie-Modell zu nehmen und es in Saudi-Arabien anzuwenden, aber nur für Elektro. Ihr Genehmigungssystem und alles andere ist wirklich einfach, und es gibt wahrscheinlich auch viele Investitionen von dem saudi-arabischen Investmentfonds, die verfügbar sind.

1:33:56 für solche Unternehmen, die ihre Unternehmen und Fertigung dort ansiedeln. Darüber hinaus haben sie auch andere Initiativen in Saudi-Arabien gestartet, um die ganze Wertschöpfungskette zu entwickeln, denn wenn man das Auto hat, das elektrisch entwickelt wurde, oder einen Lastwagen oder was auch immer, dann braucht man auch die Ersatzteile und braucht die ganze Industrie, um zusammenzukommen. Denn wenn man nur bei dem Fahrzeug stoppt, das die Produktionslinie verlässt, dann wird die Gesamtkostenrentabilität

1:34:23 niemals niedriger sein als die des Diesel oder des fossilen Brennstoffs. Ich denke, das ist auch ein großer Fokus gewesen. Es gibt viele andere Player, die aus Asien kommen, aus China, aus Japan und anderen Ländern, um auch die After-Sales-Services der EVs dort zu etablieren. Also ich denke, das ist sehr interessant. Und ich denke, kürzlich habe ich auch gesehen, dass sie massiv in Power-to-X oder Power-to-

1:34:50 Wasserstoff investieren, im Wesentlichen. Also sie installieren viele erneuerbare Energien in verschiedenen Regionen, denn da sie dort viel Sonne haben und auch etwas Wind installiert ist, anstatt diese zu drosseln, wenn es Überproduktion gibt, fangen sie auch an, Wasserstoff zu erzeugen. Und weil die Entfernungen in Saudi-Arabien oder im Nahen Osten insgesamt sehr groß sind - wir sprechen von Tausenden von Kilometern - ist die Nutzung eines Elektro-Lastwagens dort vielleicht nicht das

1:35:17 Optimale. Also der Use-Case für Wasserstoff funktioniert dort wirklich, denn dann kann man ihn an bestimmten Orten auftanken, und es könnte für den Flottenoperator wirklich wertvoll sein, den Wasserstoff-Lastwagen von einem Ziel zum anderen in der kürzesten Zeitspanne zu fahren. Also ich denke, das ist sehr interessant zu sehen, wie dort sowohl Elektro als auch Wasserstoff genutzt werden. In Pakistan, der Markt

1:35:45 für Elektro ist langsam, aber wir haben kürzlich den großen chinesischen Hersteller BYD, der in Pakistan mit ihrer Elektroflotte von Fahrzeugen startet. Sie bieten alle möglichen Fahrzeuge an, die auch in Europa verfügbar sind - tatsächlich das gleiche Niveau von Auto und Service dort in Pakistan, was sehr interessant ist. Kürzlich hatte die Regierung eine Studie, mit einigen politischen Signalen auch, und ich denke, das UNDP hat eine Studie durchgeführt, die ich vor einem Jahr oder anderthalb Jahren angesehen habe, in der sie sich die Marktanteile in Pakistan angesehen haben, was ich sagen würde, dem in Indien und Bangladesch ziemlich ähnlich ist, wo das dominante EV oder das dominante Transportfahrzeug das Zweirad ist. Und wenn man zwei- und dreirädrige Fahrzeuge zusammen nimmt, dann

1:36:15 schaut man sich 80% des Marktanteils für ein Land mit 250 Millionen Menschen in Pakistan an - das ist eine Menge, richtig? 80% der Fahrzeuge, nicht der Bevölkerung, aber 80% der Fahrzeuge sind Zwei- oder Dreiräder. Und ich habe mir auch die Zahlen dort angesehen, also das sind fast 22 Millionen oder 23 Millionen Zweiräder, die gerade auf der Straße unterwegs sind. Und ein interessanter Kontrast dazu

1:36:44 ist, dass das Land all diesen Treibstoff importiert, also Pakistan hat keine riesigen Ölreserven wie der Nahe Osten. Das ist also eine große Importrechnung für das Land. Wenn die Importrechnung reduziert werden könnte - ich denke, das ist etwas, das sie sich angesehen haben - könnte es einen großen Gewinn für die Gesellschaft geben, wo man den Transport wirklich von Fossil, das heute importiert wird, zu Strom oder EVs verlagert, und dann kann man die Elektrizität lokal mit Solar erzeugen. Also die

1:37:12 Solarrendite einer Investition in Pakistan auf einen Haushalt ist weniger als 3 Jahre, denn die Stromkosten sind dort ziemlich hoch, und wenn man einfach heute Solar auf das Dach des Hauses legt, hat man schon eine Investitionsrendite in weniger als 2 Jahren. Im schlimmsten Fall könnte es 3 Jahre sein, und damit hat der ganze Markt der Solarinstallation wirklich seinen Höhepunkt erreicht. Ich schaute mir gerade einen Artikel an, der besagte, dass in Pakistan

1:37:42 die installierte Spitzenkapazität der Solaranlagen auf den Dächern, zusammen vielleicht mit etwas zentralisierter Solar, fast 4,9 Gigawatt Solar ist, aber die ganze Kapazität des Landes - Regierung und unabhängige Kraftwerke - alles was in den letzten 70 Jahren oder so installiert wurde - ist 48.000 Megawatt Kapazität. Also Sie können schon sehen, die 48.000 MW kommen aus Wasser, aus Kohle, aus Gas für das ganze Land; das ist die installierte Spitzenkapazität. Und dann ist die tatsächliche Nachfragespitze nur 30.000 oder 35.000 im Sommer, wenn Sie

1:38:14 haben

1:38:50 viel Klimaanlage. Es gibt also bereits eine Lücke zwischen Ihrer installierten Spitzenkapazität und der Nachfrage. Wenn Sie diese Lücke reduzieren können, indem Sie im Grunde die Nachfrage erhöhen, könnte der beste Weg für das Land sein, elektrische Zweiräder auf die Straße zu bringen, denn dann werden die Leute anfangen, sie zu laden, die Nachfrage wird steigen, aber auch die Rechnung für Fossiltoffimporte für das Land wird sinken. Und am Ende, wenn Sie auch Solaranlagen auf dem Dach installiert haben, können Sie zu Hause laden, so dass auch der Komfort für den Verbraucher vorhanden ist. Ich denke also, die Politik war da. Ich denke, sie haben sich 4 Hauptparameter angesehen, was in dem nächsten Jahrzehnt getan werden muss, um das wirklich zu ermöglichen: im Grunde ein klares politisches Signal von der Regierung, und auch die weltweiten Batteriekosten müssen sinken, denn es ist kein Land mit

1:39:18 hohem Pro-Kopf-Einkommen, also müssen die Batteriekosten sinken, damit das Fahrzeug selbst erschwinglich ist. Und dann muss auch die Ladeinfrastruktur entwickelt werden, denn das ist auch etwas, das derzeit sehr mangelhaft ist, und das könnte vielleicht auch ein Bereich sein, in dem das verteilte Laden funktionieren könnte. Und dann war das letzte, was ich denke, das sie erwähnt haben, die Lokalisierung der Lieferkette, also wieder ein Beispiel von dem, was ich in Saudi erwähnt habe, das für die größeren Fahrzeuge galt, aber ein ähnlicher Ansatz mit lokal zusammengebauten und hergestellten Zwei- oder Dreirädern, und dann auch mit dem Ersatzteilmarkt, denn viele dieser Zweiräder, wissen Sie, ein Bremslicht ist kaputt oder so etwas, so können Sie das Ersatzteil im Land bekommen, anstatt es zu importieren, denn wiederum fahren 82% des Marktes, das Zweiräder fährt, nicht wirklich in der oberen Einkommensschicht.

1:39:45 Sie brauchen wirklich nicht nur die niedrigeren Kosten für den Kauf des Fahrzeugs, sondern auch die niedrigeren Kosten für den Betrieb des Fahrzeugs. Zurück auf den Punkt mit Elektrofahrzeugen, es war immer eine Diskussion, dass die Gesamtkostenbeteiligung sinken sollte, und das ist etwas, das ich denke, der UNDP-Bericht auch hervorgehoben hat: wenn das passieren muss, muss es die Lokalisierung der gesamten Wertschöpfungskette dort geben. OK, danke, dass Sie das geteilt haben. Haben Sie noch eine letzte Nachricht, die Sie

1:40:13 teilen möchten?

1:40:39 teilen möchten?

1:41:06 Ja, von meiner Seite aus können Sie mich gerne auf LinkedIn kontaktieren, wenn Sie sich für Flexibilität oder das Thema interessieren.

1:41:17 Und wenn jemand von den Netzbetreibern zuhört, aus Deutschland oder anderen Regionen, dann kontaktiert mich. Fangt irgendwo mit eurer Reise zur Flexibilität an, bevor es zu spät ist und euch die Regulierung dazu zwingt. Es ist besser, es zu testen, daraus zu lernen, die Daten zu sammeln und sicherzustellen, dass ihr bereit seid für die nächste Generation des Netzes, die kommt. Das wäre meine letzte Botschaft. Danke, Farran, und mach weiter so mit der

1:41:42 guten Arbeit. Danke. Das war Farran Farouk. Die Charge PNB Story zeigte, dass Multi-Vendor-Stacks, Protokollkonflikte, verspätete Genehmigungen und dünne Einheitsökonomie das Teilen von Ladern schwer zu skalieren machen, selbst mit Zuschüssen und Preisen. Der Wechsel zu Knoten zeigt einen praktizierbaren Weg. Flexibilität wird nach Standort, Preis, Volumen und Zeit gehandelt. DSOs können lange und kurze Flexibilität kaufen, und neue Verdienstmechanismen ermöglichen es DSOs und TSOs, Vermögenswerte zu bewerten, damit sie mehr als einen Einnahmestrom verdienen können. Koordinationsbeispiele wie Fingrid und Helen in Finnland vermeiden widersprüchliche Aktivierungen durch Constraint-Logik

1:42:22 und Marktregeln. Die Plattform ist in den nordischen Ländern, Belgien und Kanada tätig, mit Forschung in mehreren europäischen Ländern, einschließlich des Vereinigten Königreichs. Sie minimiert DSO-Hardware, sendet Dispatch-Benachrichtigungen an Aggregatoren und skaliert über APIs. Vermögenswerte zählen bereits in den Zehntausenden. Bei der EV-Ladetechnik führt Steuerbarkeit. Batterien bringen Zuverlässigkeit und Value Stacking. Haushalte sehen kleine, aber echte Belohnungen - 3 bis 10 Euro, also ein paar Euro pro Tag oder Woche - über Apps wie Tibber, und die Flotte-Elektrifizierung bringt vorausschaubare Kapazität. Regulierung setzt das Tempo. Das Flexibilität-Modell des Vereinigten Königreichs ermöglicht reife lokale Märkte. Die EU bereitet ein Demand-Response-Netzwerk-Code vor. Ontario fördert Non-Wires-Alternativen, und Deutschland kann mit TSO-DSO-Koordination und besserer Niedervoltsensorik mehr erschließen. Die praktische Lektion ist, früh anzufangen, Zonen zu öffnen und Handelsströme flexible Vermögenswerte aufdecken zu lassen. Mit klaren Produkten und einfacher Abrechnung wird lokale Flexibilität sowohl ein Zuverlässigkeitswerkzeug als auch ein Kostenhebel. Danke, dass Sie Smart Charge by RiDERgy gehört haben. Bis zum nächsten Mal und bleiben Sie geladen.

1:43:06 guten Arbeit. Danke. Das war Farran Farouk. Die Charge PNB Story zeigte, dass Multi-Vendor-Stacks, Protokollkonflikte, verspätete Genehmigungen und dünne Einheitsökonomie das Teilen von Ladern schwer zu skalieren machen, selbst mit Zuschüssen und Preisen. Der Wechsel zu Knoten zeigt einen praktizierbaren Weg. Flexibilität wird nach Standort, Preis, Volumen und Zeit gehandelt. DSOs können lange und kurze Flexibilität kaufen, und neue Verdienstmechanismen ermöglichen es DSOs und TSOs, Vermögenswerte zu bewerten, damit sie mehr als einen Einnahmestrom verdienen können. Koordinationsbeispiele wie Fingrid und Helen in Finnland vermeiden widersprüchliche Aktivierungen durch Constraint-Logik und Marktregeln. Die Plattform ist in den nordischen Ländern, Belgien und Kanada tätig, mit Forschung in mehreren europäischen Ländern, einschließlich des Vereinigten Königreichs. Sie minimiert DSO-Hardware, sendet Dispatch-Benachrichtigungen an Aggregatoren und skaliert über APIs. Vermögenswerte zählen bereits in den Zehntausenden. Bei der EV-Ladetechnik führt Steuerbarkeit. Batterien bringen Zuverlässigkeit und Value Stacking. Haushalte sehen kleine, aber echte Belohnungen - 3 bis 10 Euro, also ein paar Euro pro Tag oder Woche - über Apps wie Tibber, und die Flotte-Elektrifizierung bringt vorausschaubare Kapazität. Regulierung setzt das Tempo. Das Flexibilität-Modell des Vereinigten Königreichs ermöglicht reife lokale Märkte. Die EU bereitet ein Demand-Response-Netzwerk-Code vor. Ontario fördert Non-Wires-Alternativen, und Deutschland kann mit TSO-DSO-Koordination und besserer Niedervoltsensorik mehr erschließen. Die praktische Lektion ist, früh anzufangen, Zonen zu öffnen und Handelsströme flexible Vermögenswerte aufdecken zu lassen. Mit klaren Produkten und einfacher Abrechnung wird lokale Flexibilität sowohl ein Zuverlässigkeitswerkzeug als auch ein Kostenhebel. Danke, dass Sie Smart Charge by RiDERgy gehört haben. Bis zum nächsten Mal und bleiben Sie geladen.

0:11 Welcome to the Smart Charge by RiDERgy podcast. This is Claudio Geyken, founder and CEO of RiDERgy. This is your show to learn about all things energy management and smart charging innovation for electric vehicles and fleets.

0:40 Welcome to Smart Charge. Today's guest is Farhan Faro. This conversation begins with Charge BNB, a charger-sharing startup that won 100,000 from the Postcode Lottery in Norwegian grants for a pilot in Halden. The pilot exposed market and tech frictions: Schneider 22 kW units without built-in connectivity that needed costly on-site activation, older OCPP version quirks where chargers showed as available but failed in use, late stakeholder approvals in a postal fleet pilot that stalled as funds ran out. With a six-person team, the verdict was clear: thin margins and fragile

1:18 user experience make sharing hard to scale - something even players with the most advanced charger backends touch only at the edges. From there, we move to Nodes, a Nordic global flexibility market that tackles congestion through trading, not just grid upgrades. Nodes models the grid at node level, from street-level low voltage to city-scale medium voltage, and every trade is defined by location, price, volume, and time. DSOs can reserve long flex months ahead and call short flex near delivery. In Norway, last season's 100 MWh of

1:57 availability at about €20 per MWh saw under 10% activation, prompting a new army mechanism so DSOs and TSOs can stack value from the same assets. We'll link this to real projects across Norway, Sweden, Finland, Belgium, and Canada, with research in Greece, Switzerland, Spain, and the UK. The platform runs with a web app for grid companies and APIs for aggregators or flexibility service providers, already connecting 15,000 approved assets with a pipeline above 50,000 - from EV chargers and batteries to heat pumps and commercial sites. That's the

2:34 journey today: from sharing pilots' hard lessons to a market model that turns flexibility into simple contracts, clear activations, and reliable settlement. The energy transition faces huge challenges that distribution system operators, DSOs, need to face. This episode is fundamental to understanding how we can solve this. Let's dive in. Farhan, nice to have you today. How are you? I'm doing very well, thank you for inviting me. Happy to have you coming from Oslo, and it worked well that you could make it to the

3:09 podcast studio here in Berlin. That's awesome. And before we jump into detailed topics related to your work, please introduce yourself. Yeah, first of all, thank you again for inviting me. So my name is Farhan Faro. I've been a global citizen, I call it, because I was born in the Middle East, in Saudi Arabia, but I'm actually a national of Pakistan. My parents lived in Saudi for several years. So I grew up in a

3:39 different desert environment with different cultures and experiences. Then I moved back to Pakistan, did my education there, and yeah, then moved to Europe. That's where I met you as well, while I was studying in Belgium doing a master's in energy engineering. And then after that I moved to France, where I did a second master's in smart grids and buildings, and then after that I ended up

4:07 in Norway. Right now I'm working on flexibility - really about local flexibility markets - and working with a lot of the whole value chain of the energy industry, and it's really exciting. I think we'll talk more about that. Yeah, for sure. Thanks. We knew each other from the InnoEnergy community days. I think we were both quite passionate about that project as well - the vision of uniting sustainable energy change makers - and you were super active as a community leader and

4:37 you studied one of the masters there, as did I. So for the listeners, that's the background, and I'm happy to have you. I think you're one of the first guests from the InnoEnergy community, and I'm happy to have more in the future. As you will see, there's plenty of interesting work that people coming from that community are doing. So you said you came to Europe - first you said global citizen. What motivated you, from your Saudi experience and Pakistan, to come to Europe?

5:05 Yeah, so as I told you, my bachelor's was from Pakistan - I studied electrical engineering and majored in power systems. Right after graduating I went to Saudi in 2016, trying to see if I would be back in my childhood living environment and could get work experience there, but at that time Saudi was not doing great economically,

5:34 so there were not many projects on the electrical power side. Then I moved back to Pakistan and found a job at a very small company, almost a startup, that was doing very technical work. They were essentially partners with General Electric, the large US company, and were installing protection and control system equipment inside medium and high voltage electrical grid stations. The government of Pakistan in 2017 started to upgrade a lot of these electrical

6:07 substations, so they had a contract to upgrade them. While I was working there it was super interesting, but it involved a lot of technical details - designing circuits, really getting into the engineering side, which has its own fun. But one thing I was missing was the new things you hear in the news and online: what is this energy transition happening? And really looking

6:34 From the outside, and never been in Europe, never, never visited even before that. It was like Europe was the leader - back in 2017, if you ask any young person outside Europe, if you tell them 'energy transition' or 'sustainable energy' and all these keywords, every young person would say, 'Oh yeah, this is something happening in Europe.' So that was the main motivation to become part of that community or that society where something is happening, which

7:05 is actually quite important. And then I found this master's with InnoEnergy, which was combining not just the energy engineering and sustainability topics, but also combining innovation and entrepreneurship. So that was like the best of two worlds for me - getting into the sustainability topic, but while also having this very much a hobby to become an entrepreneur. A naive hobby at that time; didn't even know what an entrepreneur

7:36 really means. It was a cool thing to do, but that's how I ended up in Europe and with those two passions: energy and sustainability, and then innovation and entrepreneurship. OK, and one step back again, because it's also something that is a lot in the news right now - we're seeing geopolitical tensions here and there, and borders being set by the US, for example, especially for people coming from abroad with their H-1B visa. And I'd be curious to know

8:06 - I think there's not so much light shed into how many people from Pakistan or India and other regions are actually living in Saudi or in the Arab countries there on the Arabian Peninsula. Like, what's the share of population? What led your parents to move there? Yeah, that's a very interesting question, because my generation has actually seen the global community more connected - it's much easier to move between countries. But back in the day when my parents were, you know,

8:39 in the 60s and 70s, when Saudi - or not even just Saudi, but the whole Middle East - had this oil exploration boom, that was the big function in that society that really enabled them to hire a lot of skilled workers. So my dad actually used to work in the public sector of Pakistan. We have a public company that operates all our electricity grid, but also all our hydro dams. So he used

9:10 to work at a hydro dam up in the north of the country, and then the Saudis were hiring a lot of skilled people because they had a real shortage - they really needed a lot of the new infrastructure to be maintained, developed, and operated. And that's how a lot of skilled people migrated from Pakistan to Saudi. But the same thing happened, I believe, in Dubai or UAE, also in Qatar and Kuwait

9:40 and all those countries, which are quite closely linked. Most of them had one thing in common: they had a shortage of skilled labor, and the countries which had a lot of population but also a lot of skilled labor saw people migrate to those countries. So living there and growing up, I would say my school also had three sections. One was a Saudi section, where only the Arab students were studying.

10:08 Then we had another floor in that school which we used to call the Pakistani section. All the Pakistani students were studying there, and the curriculum we were following also came from the embassy of Pakistan or the government, teaching the curriculum that we were following. And then we had another floor on top which was for the Indian students. They had their own curriculum from the Indian government, which they were following as

10:34 overseas citizens as well. So it was an interesting experience - you had three different layers within the same premises of the school. We would play with the Indian kids from time to time. Also, we'd play cricket with the Indians and football with the Saudis. So that was an interesting experience. Funny anecdote. And coming back to Europe after your

11:02 studies - what did you do? So I finished my second master's in Grenoble, at the polytechnic in France. From there I started reaching out to my network and seeing what the different possibilities were to start working in Europe. I wanted to stay in Europe, build my career here and gain some experience. I had a friend who also graduated from InnoEnergy, but one year ahead of me -

11:29 he was working on European Horizon projects. The European Commission sets out an agenda every few years and they have a certain amount of funding allocated to innovation, research, and also some academic-related activities. So I joined a company called Smart Innovation Norway, which was a research institute - a private one, but doing a lot of research with innovation, so really at the high end of the technology readiness scale, which is

12:01 a term used by the European Commission - originally from NASA - to define whether your product is in the lab or is closer to entering the market. So my goal was to work on creating new projects, putting a lot of consortiums together of 16 or 17 organizations. This would include companies, universities, academic institutions, research institutions, and sometimes startups. Together we would put forward a new proposal or a new innovation concept for a challenge that has been

12:36 set in these Horizon calls, which is designed by the European Commission experts. So I would create those proposals, submit them to the commission, and then you would get feedback whether you got funded or not. And if you are funded, then the second role of my job was to do project management. Also, one of the projects I did manage was as a pilot coordinator. So we

13:05 were actually deploying microgrid optimization solutions across three countries: Romania, Spain, and Norway. I was the main pilot coordinator for all three sites, so I had to coordinate with the vendors supplying equipment, a university that had developed a new algorithm to optimize energy consumption, and then with the site itself - the site manager who's operating that site on a daily basis. So it was a kind of interesting multi-stakeholder engagement, but within the energy side. And also then

13:42 really working with European funding schemes and really understanding - this is quite complex coming from outside of Europe, to be honest - but when you start seeing the different trends and different themes, you can start to learn how does this work and what's the benefit of it. And one of the things that I felt was missing there was the impact of these projects, because the European research can go up to a certain level and then it has to end, and

14:08 then it has to enter the market, because that's where the commercial interest will take it further and develop some value for society. And that's where I thought maybe that is just a bit slow compared to the commercial world. And that's where I stopped working there and moved to the next role. And the next role was with Nodes, as a business development manager.

14:35 So here, interestingly, within my last job I was doing an R&D project with Nodes, where I already saw their platform and looked at it - it was very interesting. It was a new concept to create new local flexibility markets, which I had a little bit of knowledge about but not really, and I just reached out to my contact there and asked them like:

15:01 "Hey, this looks really cool, and I'm more interested in really commercializing these new innovations, and your platform is already at a stage where it can be commercialized." So I joined this company in 2023 and we've been working there. OK, and before we deep dive into that one, I think there is one episode that could be interesting - Charge B&B as well - that you could be elaborating a bit on as well, what

15:27 what that was about. The name is catchy. Yeah, absolutely. So while I was working in this research organization, the research institute in Norway, one of the things that was really interesting in Norway - and I think most of the listeners will also catch on to that - is that Norway has a lot of electric cars, right? And that was one of the things that I also felt when I arrived there and started living there, that

15:52 when I needed to get a car, let's get an electric one because you're in Norway. But one of the biggest problems I faced was that the place where I was living, I was renting a home, and the landlord had one electric car charger, and that was for his own car. I could not charge on it with any commercial model. I had to charge, and I would have to manually calculate how much

16:16 I charged, which was not really fair for him and also maybe not fair for me. But really where I was living, there was a school that was like 5 minutes away by walking, and they had like 8 22 kW chargers installed at that school. And the school only - the people coming there were charging from the morning till the afternoon. The school closes, the chargers sit there, and I was looking at them all

16:45 day whenever I crossed the school, thinking: why can't I charge there? From 2020 through to 2021 I looked at it - there were many such chargers in that small town in Norway. And then I got contacted by one of my old mates who was living in the Netherlands, and he had this idea from a hackathon: why don't you do the Airbnb of charging? And I

17:11 told him: I'm actually facing this problem in Norway, so this is actually a real problem that you're describing to me. So let's join hands together. Let's create a startup - become that entrepreneur that I talked to you about earlier. So we created the company, and then we faced the first challenge. It was an immigrant challenge: as an immigrant in Norway, or I think most countries, until

17:36 you have lived there for a certain number of years, you cannot create a company just on your own. This was the immigration requirement - you need to have a Norwegian citizen involved, yeah, or a permanent resident. So I was not a citizen or a permanent resident, so we involved another colleague of mine who was, and he was also bringing some experience of Norwegian society and a bit more knowledge of Norwegian society.

18:03 So we were 3 that started it. And then we realized quickly that, as soon as we learned the first keyword - OCPP - what is that, and suddenly we hit the wall that none of us had the software development skills really needed to develop a platform that could allow the Airbnb of charging. That's when I reached out to another student who was studying in the same town where I was working.

18:31 He joined us as a full-stack developer. He was also from Pakistan and he came there for studying, and he had a lot of experience developing full-stack applications. So we became 4. You can already start to see that, as a startup, we were quite a big team, not yet really having validated the problem in a real-life market. And that soon became the biggest challenge - we were really pushing to get the

18:56 market moving, instead of the market calling us and us starting to onboard. So we did end up actually winning a lot of competitions in Europe. We won a big prize from the Postcode Lottery - they have this Green Challenge, they operate it in 5 countries - and we were chosen the winner in Norway as the best green startup. So we got €100,000 of funding with that, and then we also had some

19:28 grants from the Norwegian government to help really build this concept. In the end we did some pilots. We did a pilot with the local municipality of a small town called Halden, on the east side of Norway. We were sharing the chargers from two schools with the community there. But soon we saw a lot of challenges with having a multi-vendor system. We had the chargers - the two-pole chargers from

19:56 Schneider, 22 kW. First we had to find out whether they had an internet connection at that site, which was not enabled, so we had to hire a local electrician or a networking guy who would go in and open the charger. He was the only authorized person to do that from the company. And that had a cost for every charger we had to onboard, because these chargers were installed by the municipality and when they installed them they never

20:25 had a requirement to make them already enabled with the internet. So that was a challenge. Then when we started sharing the chargers, we also saw that a lot of the time - at that time I think it was OCPP 1.6, if I'm not mistaken - it was not communicating quite well. The chargers would report a status of charging, but the customer was telling us

20:54 that their car was not charging; it was actually just sitting there. So we had a lot of bad communication between the two systems, and also on our side I think we were still learning how these protocols work and how to integrate them with the chargers. So there were also a lot of real delivery challenges. Finally we finished that pilot. It had some results, but not really great enough for the municipality to say

21:20 "OK, we're going to do this all across," because it also required the municipality to involve a lot of actors, get approvals, and do a lot of paperwork, which was complex for them. On the other side, we were also already talking to a large fleet operator in Norway called Posten, which is the National Postal Service. They had some depots where they were charging their vans - they had electric

21:49 vans that would charge at night at the depot. They would pick up the mail or all the deliveries in the morning, go out in the field, and deliver. But when they were in the field those chargers were sitting idle, and the concept again was to share those as the Airbnb of charging. We had approval from their management to do this pilot, but essentially all the approvals came so late that we

22:16 were out of funding as well, and also out of motivation, because we were quite a big team by that time - around 6 people - but had not really validated the product. Everybody felt that there was something here, but was it really moving? We all agreed to move forward from it, take all the learnings. I think that's one of the things I really appreciated - that when you

22:39 have a failure, which is quite appreciated in the US, maybe less so in Europe these days, it really teaches you a lot. You learn so many things along the way that you can use later in life, both from a technology perspective, from the culture of the team, and also the dynamics of how to deal with customers and do product-market fit - a term which we

23:07 learned quite late, I would say, as first-time founders. But overall it was a great experience, and it has also helped me in the new role I'm currently working on. Yeah, very interesting story. Thanks for sharing. Just one more thing on that - how do you look back at this problem, the fundamental problem you wanted to solve? If you look around, there are still so many chargers that are not being shared. It's a big topic in

23:34 the industry. What's your view? Why isn't it commonplace? Why aren't there other people that have solved this problem with the same second charge B&B? Yeah, I think that's a very good question. I really wish there should be a solution like that, but like you said, there is still a problem that needs to be solved. There are a few solutions that are working in the UK that I last checked are able to scale to a certain level, but that's really a

24:03 community approach to that, right? It's not really a plug-and-play solution like you have on the other sides of EMSP solutions or CPO solutions. This sharing of chargers has not scaled. Even though one of the largest players, Monta from Denmark, they started at the same time in 2022 when we did, and the founders had really great experience from ex-Tesla, and they scaled the platform. Actually, their initial product

24:31 - the app - had this option of sharing your charger. But over the years, I think they also saw that the profit margins are higher on the other side, where you have this platform approach to connect different systems and different locations. So their major revenue portion, I guess, is from there. They still, I think, enable you to share the charger, but it's not really the core business. And I think the main issue that I feel in this idea or this

24:59 problem-solving is the margins, because if you do a revenue-sharing model, which is quite common in the charging industry, then your margins are so thin on maintaining this kind of platform. And then the second problem with that is the experience, the user experience for the customer. If the charger breaks, it might not be your fault, but then the customer starts blaming your app, and then you start to see the scale not hitting and you already kind of have a

25:30 bad press. People don't rely on that in the EV charging world because everybody who's charging their car really wants it to be charged. Because if you have once a bad experience - in our case, that was the case when we were doing the pilot - if there was someone who had one time the charger didn't start and it was not our fault, it was the charger itself not responding, the customers stopped using our app and got out of the

25:55 pilot scheme. And I think it's really important for this idea to stick. So someone has to find a very good business model that makes it scale and also have a really good user experience where it works. All right, now moving forward and looking at the present. Tell us all about Nodes. What is the problem that the company is trying to solve first? Yeah, absolutely. So the problem really started on the concept where Nodes was

26:25 born. Let me take you back a bit. So Nodes was actually created in 2016 from a concept where the local grid company in the south of Norway was facing a congestion issue on a large transformer station. Congestion, meaning - just for the audience who doesn't know that - is that you are not able to supply enough power or energy through your electrical grid because it's almost full. So then they

26:56 brought together some experts and thought, OK, what is the new way we can solve it instead of putting in a big transformer. They gathered a lot of experts from Microsoft and also a lot of other companies. Even Nord Pool was involved at that time, the wholesale market operator. So they together designed Nodes' first market design, which was essentially based on the Clean Energy Package in Europe, which already talked about this role of aggregator and prosumers. And also

27:26 local flexibility markets. So the Clean Energy Package - for the listeners, that's the package that the European Commission and Parliament decided in 2021 and went through, that will apply to all member states and involves a lot of things, a lot of regulations and directives - and one of them here this year. Yeah, absolutely, thank you for clarifying that. So that's something that is in the Clean Energy Package. In the earlier draft, I think the 2015–2016 draft,

27:54 it said that the DSO, the distribution system operator, may use market-based systems or solutions to solve their problems. So this small group together designed this market design and created a platform. The platform was really designed to be a nodal concept - that's why the name Nodes comes from. Grid node is a really important concept in the platform, because what you are doing essentially is creating a replica of your physical network on a

28:27 digital platform. Your grid is connected from point to point. You have a low-voltage connection point connected to medium, and medium to high voltage - that's how our electricity grid works. So you can create a similar replica of that in the Nodes platform. A digital twin - yeah, exactly, you can call it a digital twin or you can call it a simplified grid model; there are different terminologies used for it. But in this case it's really about taking one feeder or

28:55 one line of your electrical grid, or even one transformer station, and then you can say, OK, this is my child node. I will have some visibility on this node. In this case, a node would be like a line - but what is a node? Let's clarify that. That's a good question. So in our platform right now it can be anything. It's really up to the grid

29:20 How detailed the model they want to develop in the platform, whether they want to take the approach of connecting every line - so maybe at a street level, from 400 volts up - or they prefer to maybe start at a medium voltage level, covering the whole city. So that's really configurable. And we have seen - we can call it 'level'; a node would be like another synonym for level, yeah, exactly. So it can be a really low level of

29:48 the grid, and then you start connecting that low level up the chain, really taking each level up. The concept this enables is that you can really solve very local problems, and that was really the issue that was in 2016 where this platform was a proof of concept. So it did actually result in getting some flexibility from the grid and solving that congestion problem for the electric grid.

30:16 Then, essentially, just to set the basics and the scene. So the fundamental problem is what you said - congestion - which was already defined, so that not enough capacity can flow through the grid. And you're already going through the solution now, that is flexibility. That is: delay and defer certain consumption - basically, or production - or reduce the production of renewables. That's the two levers, right? Exactly. So, if I just summarize

30:51 what Nord's platform does: it facilitates the trading between the grid company and the flexibility service provider, where the concept is that you buy flexibility top-down - so really from the grid - and then you sell flexibility from the assets. So it can be electric car charging, it can be batteries, it can be heat pumps, all kinds of assets, so there's no limitation on that. The real objective here is that you are a generation or a consumption asset. You either

31:19 increase your generation or reduce your generation - so we call it up and down regulation - and then the opposite for demand. So if you are consuming electricity, you can increase your electricity consumption or decrease, and that's where the flexibility is, right? What you explained. So what we have done in this platform is that as a distribution grid company, to start with, they can really create a locational market. So that's why we call it a local flexibility market, where this grid company can say:

31:50 "OK, I'm facing a problem at this transformer. I have essentially two options: one, put more copper, put a big transformer; or the other option is that I can use what is already inside my grid, which is these new distributed energy resources." That's another term, DER, being used a lot these days, which means solar photovoltaics on people's homes or on buildings, or batteries, heat pumps, electric car charging - all that is in the term DER. So

32:24 the grid company essentially can do both functions, and that's what we have seen. They might plan to upgrade that transformer over the next five years, because you cannot just build it in a day. It takes time with all the permitting requirements, the documentation, getting the equipment, tendering for it - all that. In the meantime, we see that there are a lot of companies making a business model where they can actually enable this flexibility. So again, demand turning up or

32:56 down, or generation turning up or down. And they see this as a revenue stream. So that's where we call them flexibility service providers. Their function essentially is that they are aggregators - aggregator is another term, exactly. And virtual power plant, because that's also a common term - do you call them that? So that's why we have termed them all as flexibility service providers. So it can be a virtual power plant, it

33:24 can be an aggregator, it can be a battery operator, it can even be a CPO, charge point operator. So it can be different roles. So we have categorized them as sellers in the market - or call them flexibility service providers, or FSPs for short - and then on the other side we have the buyers, and those are typically the grid companies. So we start really at the local level, and we started with the DSOs to validate the concept

33:53 in Norway with the south of Norway DSOs. Then it scaled up to involve also the TSO, and there we have seen actually different concepts coming along where the DSO and the TSO can buy flexibility using the same platform, and also buying flexibility from the same asset. That's also very important to know, because in the end the physics doesn't change. You have electric power flowing from one to the other, and in the other direction you have the battery which

34:30 might be injecting back into the grid. Then you have one battery which might be needed by both the transmission level and the distribution level. So that's something we have also now seen in our recent market launch in Finland, where both Fingrid and the DSO Helen - Helen Sähköverkko - are both trading on the same platform and competing for the same asset. So whoever has the need will pay the highest amount, and that's how we have also seen that. So

35:00 you need to convince the stakeholders - mostly the flexibility service providers, let's call them FSPs - to make it more efficient than the compensation. And for the utilities, or the DSOs in particular, it's mostly a business case: you have to calculate OK, how much money can you save compared to copper and a transformer, as the DSO, and how much money can you make with this extra flexibility source? There might be some cannibalization or other values that the FSP might actually lose by participating.

35:37 in that market, or maybe it's just a value stack. Can you elaborate on these two points? Absolutely. So essentially the platform allows the market to have four common parameters between the buyers, the grid companies, and the FSPs, the sellers. It is location, price, volume, and time. So with these four parameters, they are actually trading flexibility among themselves using the platform. So as a first point, what we need to enable the market is a

36:08 great company to join the platform. So they are currently the prime customers for Nodes, because they are the ones that have the job to supply the electricity to all of their customers, and they are starting to see that as being a big challenge in coming years. Some of the countries already face that challenge. For example, in the Netherlands, the grid is so full that you might need to wait several years to install a heavy-duty charging station

36:35 at the highway. So they have the need. That's why our prime goal is to first get the grid company on board so they create the grid nodes on the platform - the areas where they see they need the flexibility. So it's really a map where you put a signal saying that OK, this area is where I'm going to open a market, a local flexibility market where I will need services. Then we go on the other side. So as soon as the DSO decides

37:03 where to buy the flexibility, we can start making that available on our website, Nodesmarket.com. And if you go to the Nodes platform, you will see the map where the areas are visible. And what we are doing is essentially inviting all these FSPs to start joining the market, where they see a location on the map where they have an asset. An asset, as I described, can be any type of distributed energy source or generation resource. Then

37:32 once they start to sign up on the platform, the grid company and Nodes essentially start to design the market rules, because these markets, like the other markets we know - the wholesale market or the transmission system operator market - all have some rules through which you participate. So these distribution-level markets also have some rules. This is where our experience comes in, because we have been doing this now for more than eight or nine years with a lot of different grid companies. So

38:00 we bring them a very simplified set of rules, where the grid company would tell us, OK, the minimum bid size on this market - what do you suggest? We would suggest to them: in our platform you can go as small as 1 kilowatt, and then you can aggregate up to several megawatts. So the grid company might say OK, 1 is fine, or they might say, no, I prefer 50 because I have certain needs for my operations desk. That means 50

38:25 should be the minimum size. OK, we can figure that. Then the second point is: as a grid company, what do you want to solve? Whether you want to solve the deferring of your investment - so delaying the investments in the grid - then you might want to launch a reservation contract. So you want to launch a long flex, we call it, a long-term contract where the DSO or the grid company is saying I will buy flexibility

38:55 for a capacity and reserve it for myself - meaning for the grid company. And I will pay the flexibility provider an availability fee because they are providing a service for me where they are making this asset available. This is the amount which is paid to the FSP as a base price, which is normally lower because it's a capacity price. And the DSO then decides for the second problem, where they might have an

39:25 N-1 issue, or a real-time congestion issue as they go towards the delivery hour. So the long flex reservation is happening maybe months ahead. For example, in Norway or in Sweden, the grid company reserves flexibility for the winter because that's where the grid is really strained. So they reserve this for three months or maybe four months - the long flex contract. Then as you move towards more of the real time or close to the delivery hour, the

39:56 grid company will start trading the short flex, which is mainly the energy or the activation part. So you have the capacity contract, then you have the activation of the energy contract. The short flex is where you actually have competition happening, so you can have many flexibility service providers coming in and offering their flexibility, and the grid company looking from their operations desk - they have their own tools, which is normally load flow analysis they do -

40:24 and they will find out, OK, at this location I am going to face an N-1 issue. Then they can buy in the market - so D-1 is the day before. And N-1 means that you are losing one critical component of your grid, meaning you are getting supplied from two transformers, let's say, and one of the transformers got a fault, a problem, and then you are only relying on

40:48 one. And if that goes, then there is a blackout in that area. So that is a really critical situation. And just for the context for the listener here as well: European law actually dictates that the grid company cannot just disconnect people for the sake of it, which in some other countries can happen without penalties, but in Europe the penalties are really, really harsh. So for them, the alternative is either, as I said, to build the grid

41:14 which they probably are doing on the way, but still get some service from the FSBs and then pay them a good amount. And what is the good amount? So this is where your original question was as well. We have seen the prices range differently from different countries and also from one DSO to the other DSO as well. And the reason is that it really depends on what is the situation of the grid,

41:42 today, right? So we have seen that in Norway last season there was almost over 100 megawatt - 100 megawatt hour of availability contracts that the DSOs bought. So this is not transmission, this is distribution, very local, but they still reserved almost 100 megawatt hour of that reservation. This was 1 hour each block, so megawatt hour of that, and they were paying around €20 per megawatt hour to reserve. So that was a small portion of money. But

42:16 last year also our team did an analysis and saw that actually the DSOs were buying more reservation. They were trying to secure their grid, but they were only activating less than 10% of those contracts. So this coming winter season we are enabling a new product called Long Flex with arming. What this means is that if an FSB offers the flexibility to the DSO, let's say at €20 per megawatt hour, they will get that. That is guaranteed revenue,

42:49 but you will not be armed if the DSO does not need you. So let's say the DSO procured you in summer for the winter from November till February, let's say in Norway, and they are paying you €20 per megawatt hour. Then when November comes, they do their load flow again and they see that actually it's not a harsh winter, or maybe they can manage it because they already have capacity in the grid. They would actually release your asset, so it

43:15 will not be armed, and then you can value-stack your asset to the transmission system operator market. The timeline of this is set in a way that the DSOs do the Long Flex contract in summer. Then D minus 2, so 2 days before the delivery, the market for the transmission system operator in Norway - the MFRR market, and also the others, the FCR and others - open up. So then, if the flexibility service provider does not

43:43 get this arming signal, the flexibility service provider is open to participating in the transmission-level market. This is very popular, I think, now with a lot of players in Norway right now, and we are also starting to see the discussions happening in other markets where we are operating as well. So the goal here is essentially to really enable the value stacking and enable a new market, because DSOs were not really buying from FSPs, right? So there was

44:12 no price attached to it. But now with this you can actually do the value stacking from DSO then to the TSO, and within the DSO you already have multiple markets, right? And this is where you will get the full scale of all the revenue streams that you get here. And is there some numbers you can give related to DSOs benefiting from the product in terms of savings? I imagine it's not so easy to quantify the value proposition you offer compared

44:44 to what they know with building more cables and transformers. Yeah, this is a very important question, to be honest, and there are actually two things attached to this. There is one about doing this cost-benefit analysis for the grid company - what is the value of flex. Now there is also another aspect that is very important: how the companies are getting paid today, because just for the recap, they are regulated entities, right? And the majority of revenue for

45:14 them is essentially passing the electricity through their cables to the end customer, and the end customer uses the electricity. The end customer pays a grid rent or a grid fee, and that's how they get revenue back. They cannot make huge profits on it because they are a regulated entity. They have a societal function and they need to fulfil that. The current regulation in most of the countries where we are operating has a capex model. So the more investments

45:43 these companies do in the grid to supply that electricity to the end consumer, the more money they get back. So the incentive there is really to put more copper in the ground, and that is also a big topic. Exactly, and that is a big issue in most of the discussions that I have with the grid companies - that they see there is no incentive for them. However, we have now been seeing the discussion happening on the EU level.

46:09 There is a policy change being discussed - we will come back to that as well - but also at the national regulators, the NRAs are really pushing the grid companies to think about opex as well as a key component. We have seen the most mature local flexibility markets are in the UK because the model has been adopted by the regulator there for a totex approach, so a total where capex plus opex is calculated and then the grid

46:38 company gets essentially the money. With this change in regulation, there will be a big incentive for the grid companies to not just think about more copper in the ground, but also other services like flexibility. Now the other side of it - the value of investing in the grid. There was a study from the Smart Energy Group, which is a Brussels-based lobby group on demand response, and they have estimated that almost around €600 billion

47:08 of investments have to be made in the European grid in the next coming 5 to 6 years, and the majority of that investment, more than 300 billion, will go to the distribution level of the grid. And their estimate is that if from that $300 billion you could invest at least $10 billion in flexibility, you would already gain several billion euros worth of efficiency in your grid, because then you will be also enabling the grid to be more responsive to the demand

47:40 and the generation that is locally present. So that is a big number. I mean, in the next 5 to 6 years, you will see this as one of the key enablers. And that is why actually a few days back I was in Finland, and the European Commission - one of the representatives - presented that they are also working on a common methodology on assessing how the needs assessment for the DSOs works, and there will be

48:09 something coming out from the Commission as well with common methodologies on how to value flexibility and investments in the grid. And that methodology probably will also serve a lot of the grid companies in Europe where flexibility has not yet been on the agenda. And this is something really important - we believe that going forward more regulation will come in, but also at the same time the markets we are running, the data is being

48:38 generated. So there are two things that will come together to really convince the grid companies that have not yet started on this journey. And are there - I think you're already active in different geographies - what's your thought on the regulatory landscape? You already mentioned the UK being very good and favorable to this type of flexibility markets. Are there countries where you could not operate even if you wanted to, or how do you look at geographical conditions? Yeah,

49:09 so NREs currently is operating in Europe and in Canada as well in North America. We are dividing the markets and the initiatives that we have into essentially two different categories. One is commercial, where we are getting clients to procure our platform - so it's normally a public procurement, or a public plus private procurement, of our platform. So our core markets are currently Norway, Sweden, Finland, Belgium,

49:40 in Europe where we have already commercial markets, and also in Canada we have a flexibility initiative, which is slightly different to the market because they are still starting to see flexibility as a tool. This was a summer flexibility initiative we did in the Ontario region in Canada. Apart from that, we are working in the second category, which is the research and market design studies that we do and the market design methodologies that will work in that country.

50:09 There we are working in Greece with the transmission and the distribution operator there, and also in Switzerland with the DSO on the Italian side of the country, and then also in Spain as well. So these are the three on the European side where we are working on the research side. And then we also have in the UK a project - a community DSO project - where actually two energy communities

50:35 are actually supplying flexibility to the grid company through the Nords platform, and that has also been in the research space. So these are the two models we have been working with, and we have been really now starting to see a lot more public procurement happening of our platform. We already see in other countries - I cannot name them right now because we are in the process - but already in Europe we see other countries where

51:01 our platform is being procured by the DSO or the TSO, or both. It's also interesting that the TSOs and DSOs are joining hands to launch a market together. And then in Germany we have been really trying to bring this message forward. We had some European research projects here in Germany with some DSOs, but it didn't cross that threshold. One of the biggest challenges, I think, has been on the regulation side here as well,

51:30 where the DSOs have been using cost-based redispatch instead of market-based. We however see that in the end the value of having it redispatched through market-based could actually unlock real value for the transmission system operators as well, because then the transmission system operators - which are, you know, multiple in Germany - could also access flexibility down in the low voltage grid. One of the biggest challenges, I think, has been that the grid companies

52:01 do fear that their grid will be violated if someone coming from the high level of the grid activates flexibility in the grid, and that creates reliability issues. Which is a valid concern, to be honest, because if you have a high voltage company or a grid company that does not have observability in your area at the local level, they might activate too much flexibility and that creates maybe a reliability issue for the local distribution. So there we are actually enabling

52:30 a new module in the platform, already being used in Finland and also in Greece, called the TSO-DSO coordination module. What happens is that the local distribution company, when they are creating this local flexibility market, can already create constraints per grid node - creating limits - so then if the higher level of the grid comes and buys from the same asset, if you remember our initial point, you have the same

52:58 battery or the same charger, but it's now being used for the high voltage service, then the low voltage grid company could already put those constraints. So that allows that initially that fear of having some problems in your grid, not there anymore because the activation component of the platform. We have an algorithm behind that, so the algorithm will warn the high level of the grid, the transmission companies saying that you cannot do that because this will create reliability issues. So this is something I think

53:28 could potentially enable in Germany as well the market to open up, because here there are many DSOs, over 800 I guess, which is very unique to entire Europe. But if you start to see this happening, there could be a lot of challenges that could be solved with the low voltage or medium voltage grid, and then also would supply the country overall for the balancing as well at the transmission level. So that's something that we would like to definitely test. Yeah, I know it's

53:54 the constraints you're talking about - a big topic as well when we talk about system flexibility or system friendliness, where indeed there must be some constraints at the cables level, and not only at regional but overall systemic level, so that all these value stacking of the different markets can play along correctly, because without these constraints indeed there will be stakeholders that rightfully are concerned about overcapacity. And what is it that you need to set such a market up? So if

54:29 I'm a DSO, are there also elements that would impede you to get activated because, for example, lack of meters? I imagine. Yeah, that's a very interesting question actually. So wherever we work and we enable this market - I explained to you earlier that it's a long flex, so you reserve something, and then short flex, you activate something - we also have a third product called Max Usage, which is a kind of a virtual fuse contract, which is

54:57 a simpler way to unlock a bit more capacity from the grid. But essentially to unlock this flexibility, or to deliver it between the grid company, the buyer, and the seller, there must be a way to validate it, right? So whether you really delivered the kilowatts or the megawatts that you said you were going to deliver - and that is where we have a nodes metering hub, so this is a platform to essentially upload your meter data, which is normally

55:28 coming from the smart meters. This is a really crucial hardware component that needs to be there, because you really need that resolution of the data to be uploaded on the platform. 15 minutes. Yeah, so normally we have seen 15 minutes. It's also, I think, the standard resolution of the meters being rolled out in Europe. So we see that when you have the smart meter penetration going up, you can already start to get

55:56 more different levels of flexibility at more granular levels, really from the residential sector as well. But to get started, I think the grid company just needs a willingness - someone at the grid company saying, OK, let's try it out. Let's open maybe one area, just one area at the medium voltage level. That's fine. Anyone below that can come and provide flexibility, because in our experience we have actually seen that when the grid company opens those areas

56:26 and we start reaching out to the flexibility service providers to come and register their assets, it sometimes is a kind of a reveal of assets in their area which they really didn't know were flexible, because they might have done a study several years ago and found out, oh, we only have maybe 550 megawatts of flexibility. But real data, or real assets, coming to your visibility is only when you create a real area and you create an incentive. You are really giving an incentive

56:58 that we are opening a market - come and register the asset. There is no obligation for you to buy your flexibility as a grid company. It's just a signal that you are opening something and let's connect. Then when the asset is registered and the meter points are uploaded, that's where we have seen that if you don't have a higher penetration of smart meters at all levels of the grid, you might start with bigger assets. You might start with a newly connected battery, which

57:27 might be at a smart meter point, or you might connect a big industry first, or a big sports arena for example, because we have seen all types of flexibility coming in, and that might just start your journey. As you penetrate with more smart meters, you will start to see more residential flex and also commercial flex coming into your market. And maybe it's a stupid question, but my understanding is also that the DSOs, especially

57:54 in Germany, haven't had many smart meters in most grids, at the medium and low voltage. How do they actually quantify their flexibility needs to then be able to open this market in the first place? Yeah, so there are two ways essentially they can do the assessment. Either they can go through the smart meter data and do studies through that, which is not available in Germany at most of the grid

58:27 companies. Then the other side is that they might go through their SCADA systems or the distribution management system, the DMS. This is where they would essentially have these systems installed by big players in this space, like Siemens, Schneider, GE, and also new companies coming in, so they would actually connect to the grid company's local operation and control system, which is traditionally, you know, has been a very simple SCADA system that is

59:01 just getting the data from their substations. But now, as we see that there is a lot more innovation happening in that area, we have more modern systems where, with the data that is coming in, they can actually do accurate forecasts. They can predict at different levels of the grid when an overload will be coming, so they can already do that needs assessment with those kinds of tools on the grid side. And many of the

59:27 grid companies already have such systems, either not fully deployed - so there are modules of these, maybe not at 100% fully deployed, but they might be at 50% - and that still gives them a lot of visibility of the issues that are coming. Because remember, if they have a blackout, they have a huge fine coming, which is not what they need. So they are already investing in these tools to actually get that visibility of where we are

59:54 in the red, in terms of the capacity of the grid. And so that could already help them start this journey. And I understand it's at the substation level, for example, in Germany, but as there are not so many smart meters compared to other countries, you cannot go much below that in terms of visibility. Exactly. So there is a challenge in going below that, but we have a partner in Germany, Smite, who has actually been able to unlock

1:00:21 a technology by installing sensing equipment on the low-voltage feeders. They are actually able to bring that observability also from the low-voltage grid, and surprisingly their biggest market is Germany - they actually have several customers who have already deployed that low-voltage observability equipment and the software with it. So there is, I think, a lot of control and visibility on that side. I think the challenge has been that there is not much motivation

1:00:50 to go towards market-based flexibility. And it's probably also because there had been a few trials in the past which had not been successful - there might not have been enough liquidity at that time, and there might not have been many new aggregator companies that were really bold enough to build those technologies and those business models. So that has had - I'm speculating here, but what I've heard so far from the market in Germany is that those trials didn't really make a

1:01:23 big success, and that resulted in not going towards a market-based approach to flexibility. And talking about concrete projects - which ones are you particularly proud of? I would say that I'm proud of all of them. But our biggest market is Norway, which started with one DSO, as I told you, in 2016, 2018, and 2022, scaled to the 22 largest DSOs in Norway, and now it covers actually eight of the largest DSOs, so it's

1:01:53 scaled up to almost two-thirds of the meter points of Norway. So that is a very large area being covered on the nodes flexibility market. And then also in Gothenburg, it's very interesting, because that's a very small area for flexibility to be open, but the grid company there, together with the local grid company in Mölndal - so these are two small towns, Gothenburg and Mölndal - the two grid companies have been

1:02:20 able to run the market for four seasons now, four years. So every winter season they run a market, and they have been able to attract over 30 flexibility service providers in just those small areas. They have really interesting flexibility coming from EV chargers, batteries connected to heavy-duty charging, and there was also a trial of V2G with Volvo there. Being present in Gothenburg, they are enabling price signals from the DSO but also allowing commercial companies to

1:02:51 test new technologies and really validate whether they have a business case. If tomorrow, let's say, Volvo launches V2G for all their customers, and the grid company is willing to pay this much for that, then there is a business case they can enable. So there are really interesting local players that have contributed to that market. And recently, in Finland, we launched the first TSO-DSO coordinated market where both Fingrid and Helen, as I mentioned, are buying in the

1:03:21 same market area, which is very unique because it was never done before. The TSOs always had their balancing markets and never wanted to involve the DSOs in their markets, because the scale is bigger at TSO level. But this trial is really about solving congestion locally but also at the connection point to the transmission grid. And it was very interesting at the Finland Flexibility Day we hosted two days ago, where TSO Fingrid mentioned that the queue

1:03:51 of connections is almost 70 gigawatts being requested on the Fingrid network in the next five years or so - they have to deliver that. And this is a big rise. This 70 gigawatts is the capacity being asked, and there are terawatt-hours of energy that they have to deliver in the next 5 to 10 years. So you can imagine the scale of the electrification and the things happening there. So if

1:04:21 they don't really have data from these kinds of local flex markets and coordinating with the local distribution, they might be too late if they start it five years from now. So that's really interesting. And I will quickly also mention another one - Fluvius in Belgium - because they have taken the approach of really answering what you were asking, like what's the value of flex. They have taken the approach of really defining six core parameters and really going from a societal

1:04:51 value of flexibility. So they are really engaged in making that market, so it actually enables a real big value for the society overall. I'll just stop here, but there are other initiatives as well which have been really interesting over the years. And let's talk also about DSO-DSO coordination. I think that's also a topic that you address, because it's not - yeah, it doesn't go only from the low to the higher one, but

1:05:18 it also goes horizontally. So this is something, because the concept is the same, right? If the low-voltage grid company, the local DSO, has some constraints at their level, but they have maybe a DSO that's a regional DSO above them that does not have visibility to the local DSO and who's connected there, how much flexibility they have and all that. So we have actually in Euroflex, the Norwegian flexibility market,

1:05:46 actually two DSOs, LV and Nordgisneth, who are actually doing this DSO-DSO coordination, where the Norse platform's architecture of child-parent grid node concept is being used, where the local distribution company is inviting the flexibility providers who are connected to their level of the grid to come register assets. The smart meter data is also being connected there, and then the flexibility, if it's not needed by the local distribution company, is being aggregated at a higher grid node and

1:06:18 being offered to the regional DSO. So the regional DSO is able to access the flexibility from the local one, but if the local one needs it on their own, they can also just use it themselves and also define the constraints if they have issues with those higher volumes being procured. The other example we had was in Stockholm. We did a project a few years ago where the

1:06:45 two regional DSOs were buying flexibility in each other's areas. And what they were doing is that they were also coordinating with the transmission system operator, where if one DSO buys in the other one's area, then the transmission system operator will be able to create a higher limit of their temporary capacity subscription up to the TSO level. So the connection feed to the TSO - they will automatically increase their value there and decrease for the

1:07:14 other one in the other area, and then vice versa for the other case. This was also interesting because then, upstream to the TSO, they were already paying the same amount, but if they hadn't coordinated - anyone who is activating more in the up direction or increasing the limit up to the transmission would have to pay an extra fee to the transmission system operator. And this is a very concrete business case again for them, primarily in Sweden, because the regulation

1:07:46 is like that. The local DSO has to pay the regional DSO some fee if they exceed their peak capacity every year, so they have a defined peak limit every year. And then the regional DSO has to pay up to the transmission system operator. So there is already a business case where, if you just keep your peak below that by buying flexibility, you're already saving as a distribution company. And I think this is also something

1:08:14 I have heard from the German DSOs - that they also have to pay upstream as well if they exceed their peak limit. So there is already a business case where you're already seeing your peak increasing because more people are electrifying, more connections are being done. So you could already have some flexibility contracted. And that's where our max usage contract has been really interesting, because then you are saying that, OK, I have

1:08:40 a 10 MW connection, but my peak, as a battery operator or as an EV charging station, is maybe 7 MW. So the other 3, I can rent back to the grid company, and the grid company can use this either to reduce the cost upstream or to issue new grid connections to the new customers that are waiting in the queue. So that has been also something for some of the distribution companies. And let's talk more from a product angle. How

1:09:08 can I imagine the product being used by these FSPs and the utilities? Is it very much API-first, or is there a web app? Yeah, good question. So it is available both as a web app and also on the API, because we are working with two different stakeholders here. We have the grid companies who have been used to working on the web apps or the applications

1:09:37 over the years. So their staff is really trained and they have capabilities to use the web application on the user interface. That's why the user interface has been one of the main focuses for the application. But we are actually very capable - I would say - over the years to develop the API for the flexibility service provider, because one of the early trials that we did in Norway, one of the main motivations was to bring residential flex into the market.

1:10:11 And if you are working with an energy retailer who's also maybe an aggregator, they are saying that they know how much flex they can enable, but they cannot do it manually. They have 1,000 households that they would aggregate and provide you flexibility. Then you really need the API for it, right? You cannot go one by one clicking. Yeah, ridiculous. Yeah, exactly. So that's why the API has been developed over the years, and this is a very interesting mix because on

1:10:40 On one side the buyers are maybe using the application, and then on the other side the flexibility service providers are using API to trade, but it's not a must, so you don't need to do the API. You can already start by just using the UI, but we have seen that with the maturity, the flexibility service providers prefer the API. And what are regulatory trends that you're particularly interested in? I think you already hinted upon a few, but yeah, the

1:11:06 one of the main ones that I'm really interested in is the EU demand response network code that is coming in next year, and then being finalized in the year after, which will be something that all the member states in Europe have to look at and have to adopt in different shapes and forms. But that network code for demand response, one of the main motivations that we have been contributing towards

1:11:35 it is to enable the local flexibility markets for the distribution. Because, as we discussed very early in the beginning, the Clean Energy Package didn't really mandate it or really put it clearly that the DSO should use this. It said you can use it if you really want to, but it's not a must. So that's something I would be really excited to see if they really put it in the final wording that it is something that should be used first, because if

1:12:01 you use it first and you see it doesn't work, then you can go to your other solutions - disconnecting with flexible connection agreements or dynamic grid tariffs - and there are a lot of other tools, which are fine by the way, because each of the grid companies might have a different need based on their grid needs. So this is something I'm really excited about, if that comes out and how the market shapes. But I'm also quite interested to

1:12:27 see how the overall landscape around climate change - and we hinted earlier that at the geopolitical level as well, the US is now a different focus - but Canada is taking a big leap forward. The Ontario Energy Board is already looking into flexibility; they are really looking into benefit-cost analysis, which is a way to analyze what is needed by the grid company

1:12:59 before they invest in the grid. And connected to that, they have a new regulation called non-wires alternatives, NWAs, which is also something that they want to really promote flexibility for. So it's a lot of things happening in different regions, but these are the two I would say are really interesting to see, because as soon as the shift happens from climate change discussions to non-climate change

1:13:29 discussions in one region, then the capital starts moving towards other countries where the climate-focused groups will like to invest. And that is why I'm already seeing and talking to different flexibility providers where they are seeing a lot of capital coming into Europe - also in Germany where batteries are being built, and a lot of big projects are being done, like several tens of megawatts or hundreds of megawatts now. In the UK it's already the case, also in Germany I

1:13:57 think there are a lot of projects underway. So that is also something I'm really excited about - this will help flexibility because you will have more capital deployed, more assets being enabled, and then what you need is the markets. You need multiple markets to make that return on investment, and that's something. And how do you - you hinted upon it right now - how do you position yourself compared to other forms of DSO flexibility, like dynamic

1:14:24 tariffs? We have here in Germany this new law, the EnWG §14a, the energy law paragraph 14a, that tries to solve congestion via more dynamic tariffs. Is that approach worse compared to a market, or in which way? Yeah, so I would say they both coexist, to be honest, so it should not be one or the other. This is something I think is quite clear in Norway - we also have a step-by-step

1:14:59 grid tariff. So it's already existing - with our smart meter rollout you can already have that. In Norway, if I'm paying my electricity bill and I'm above a certain peak with my average - I think 3 averages are taken over a month or a time period - then if my peak exceeds that, I'm on the next step. So my tariff goes up and up. So it's

1:15:29 like a step-by-step tariff, even though the market is already being used as well. So in my view I think both can coexist, and it should be, because if you consider the situation where everybody plugs in their EVs at night and you might have a dynamic grid tariff at a very high value, then everybody stops doing that. Then the grid rent might be lowered, but the aggregator who has already scheduled them

1:16:00 has a big loss, and they might have taken a position with their energy supplier on the balanced responsible party as well, so they might lose their money there. So there is just not one solution for all, because if you have both present you might lose some revenue from one area because everybody has stopped their charging because of higher grid rent, but on the other side you might gain something from the flexibility market. So

1:16:27 So I think there is a possibility for both to exist, and it should be that way. Yeah, very interesting, also a bit complicated. And I think mathematically, from an optimization standpoint, trying to optimize very many different things and markets at the same time - at least from what I did as an analysis - gets quite complicated. Nonlinear, multi-criteria, multivariate problems are not the easiest ones to solve. Absolutely, you can model all

1:17:02 the grid, but the reality will always be different. I think that's the reality here, at least with the market-based mechanism. For sure, it sounds like a very sophisticated method to try to solve congestions, compared to a tariff maybe - or having both seems like a Swiss Army approach - to solve this important issue, which is probably one where the energy transition might be very jeopardized, and

1:17:32 as you say, there are different sorts of flexibility: batteries coming, and of course EVs and others that have already been deployed, and production that could be curtailed, which obviously is not the best. So which source of flexibility do you think yields the largest potential, especially for DSOs? Yeah, so I think there is definitely, in our data that we see in the platform - we have already quite over 10,000 or 15,000 assets that are

1:18:02 approved, meaning they are not waiting to be registered. They are actually approved by the distribution grid company, so they can start trading and they can supply flexibility. If I add also the not approved, or pending, or those that are still to be connected, then it will go way above 50,000 or maybe over 100,000. So there are a lot more assets that are in the pipeline to join. We have seen that the EV charging

1:18:31 or smart charging is quite easier to supply as a flexibility, so I think that really works nowadays - from the flexibility service provider, they can really plan it quite well, for the end consumer with their apps or whichever solution they have. And then the grid company, in the end, they just need that peak period to be lower, so when the grid is congested, they can reduce

1:19:00 something, and that really works well. Last I checked, if I'm not mistaken, almost 10,000 of the 15,000 assets are EV charging. This also includes a lot of residential charging boxes as well, but there might be some which are also the EVs themselves, because you can also set the state of charge from the car as well. So it's a mix there. And

1:19:27 then we have seen that a lot of the players have started, especially on the battery side - batteries being really reliable in delivering flexibility - and the value stacking there with multiple markets is really the thing to do with batteries nowadays. So we see that the batteries that are being deployed just as a flexibility resource are quite reliable and they can also supply to the DSO, but now also to the TSO as well, with

1:19:58 this concept I explained, the long-flex arming concept. Recently we've also seen batteries being deployed together with heavy-duty EV charging on highways in Norway, where the battery's main function is to provide that extra juice to the EV charging station when people are traveling for vacations. It's a very small time period throughout the year, but the rest of the year this battery is just sitting - it's a resource for the customer who has invested in it. So now

1:20:26 we see that a lot of technical aggregators who have clever algorithms and different mechanisms are able to leverage that battery both in the DSO market by creating this virtual fuse contract, the max usage - so they get some revenue from the distribution company, the DSO - and then below that peak that they have set, they are able to leverage it in the TSO market as well. So really getting the best of both worlds

1:20:52 for those assets, but still the main function is served - when, for example, in Norway in the summer, people are going to the cabins and stopping at these heavy-duty charging stations, the battery can do its job as well. So that's very interesting as well. And then we have seen a lot of demand response assets coming in as well. Some of them are aggregated as well. So some of them might be a greenhouse

1:21:17 directly providing a demand response. We had some fish farms as well in Norway join the market. And then you might also have some residential flex which is then aggregated as well. So you might have EV charging at your home but might also have a heat pump, and then the end consumer is enabling in the app that they are being flexible. There are different business models there that we have seen, where

1:21:45 some of the flexibility service providers are also offering consumers some rewards - where they're getting some money back on a monthly basis, which is still quite decent compared to having nothing, and still having your resource being used. So there are a lot of different assets that we have seen, but some of the ones that I mentioned are quite interesting and I see them growing day by day.

1:22:10 How much does an EV driver get for this service? For example, if I'm home and I'm giving this service - yeah, so it varies. I know that Tibber has enabled this in the app. So as a Tibber customer, you can be offered great rewards. And then it's Tibber's job to maximize the value stacking from that EV charger of mine to multiple markets. So they manage it either in the DSO market, or if they think that's maybe not valuable

1:22:41 for them, they might value-stack it in different TSO markets because they're already pre-qualified. Or they might also do essentially arbitrage in the wholesale market as well. That's also possible. So they would return maybe - it varies - so it's between 3 kroner in Norway, Norwegian currency, to maybe 10 on a given day or a week. And it's also not a static, so it's not a guaranteed value, but it's

1:23:12 something that you get over time. And maybe some of the people might get a lot more because they might have two big cars that are charging at their home and they might have a bigger home. So right now, I think in the app - last I checked - as a customer you can only do this with smart charging, but I think they are also promising now with heating as well. So if you have a heat load as

1:23:32 well, they will combine both and then they might offer you higher grid rewards, because then they essentially have more flexibility per customer. But how does it work in the case of Tibber? Because they have, if I remember correctly, always a dynamic tariff. So as an end user, I would enable Tibber to start charging not only at the lowest spot tariffs but in combination with the other things, so I don't have to worry. And at the end of

1:24:05 the day the bill reflects both the spot and it should be - if I was charging at the spot price that is higher than what I could have charged, if I hadn't activated the grid rewards, normally it would still be lower, right? Yeah, absolutely. So they promise you the spot price charging, so at the lowest price for your car. So the energy cost for charging your car will be the lowest. But then if

1:24:33 you activate the grid rewards - essentially what I understand, and this might be their proprietary knowledge, is that they would be able to use these multiple flexibility markets, the transmission or the distribution, and then essentially use their value-stacking algorithms to provide me extra money, which is the grid rewards. So the spot price is to have the cheapest charging for the car, and the comfort is there that you will get the car charged at the end of the day, right? If you

1:25:04 keep it plugged in. But then the grid rewards is the cherry on the top, which is small right now. But as we see in the Netherlands, the grid is so congested it might happen all over Europe, and the grid rewards might start to go up as well. The balancing cost is also increasing in every country, and I think in Germany as well there has been a discussion that

1:25:29 the TSOs here might have very high imbalance costs in coming years, if they don't get extra assets from the different levels of the grid. So if you look at that overall picture from the market size point of view, it's starting slow right now, but if you offer the end customer the cheapest charging and at the same time use their flexibility in multiple markets and then start offering them rewards, this might enable the

1:26:01 rewards to start to peak as well over the years. And what potential do you see for fleets? You already mentioned that you had some touch points with the Norwegian postal services, this type of fleet, but also companies having their own chargers at the offices for office workers - what potential do you see there for flexibility? Yeah, I think, to be honest, that's a very interesting asset class. Fleets overall are as well, because they have certain needs. In

1:26:29 the end, most of the fleets in Norway are actually going electric. In Norway, I think most of the companies have a mandate to go electric by 2025. If not, they will be by the end of 2026, so it's very soon actually - it's almost there. So we have seen that the commercial buildings where these fleets are being charged, they essentially have one of their

1:26:59 technical aggregators or commercial aggregators working with them to enable that flexibility from their assets. And then it's normally a revenue-sharing model most of the time, where the money made on the different markets - so as we discussed, DSO and TSO markets all combined - is shared between the fleet owner or the fleet operator and the company that is doing the service. There are different companies doing different models and

1:27:34 different approaches. So some of them have a direct connection to the car, or to the van, or whatever the vehicle type is. If it's larger fleets like trucks, then it's normally the customer who owns or has leased those trucks that has either an energy department in their own company, which is then making a VPP, because they might have a facility - because it's a big truck being charged at their facility - so they might have also solar panels, backup batteries

1:28:07 Also the lights in it as for demand response, so their own department might have that capability to do the VPPs. But as you go towards a mid-size, I would say fleet operators, you start to see this as a contractual arrangement with someone else, and this is different models from different customers. And talking control - actually then reducing and augmenting charge based on these signals - what is the... Are there any constraints by DSOs? In

1:28:41 my knowledge, there are also some technologies that are either enforced by the DSO or enforced even by the regulator, where you need to install some extra hardware device that the DSO controls directly. Are there these type of constraints? Because, as a startup guy, I would prefer to have more flexibility in the level of decision of what type of control there is - if it's via the vehicle, as you said, or via the charge point,

1:29:08 if you talk on the charging, or if you actually need to install extra devices that were not really needed from a technological standpoint otherwise. And this is a very good question. Personally, I think the job of the DSO is to maintain the grid and make sure the connections are there so they can connect the customer. It's not their job to know how to control the asset. And that's one of the fundamental principles in the Nodes platform,

1:29:38 which is that when you do the short flex energy trade, you don't give direct control of the asset in the Nodes platform to the DSO, but you get a dispatch notification, which can be configured over the API to the flexibility service provider. And then the flexibility service provider - aggregator, VPP, whichever company name we use - they are experts in their own assets, or the assets of their customers. So then it's their job to really steer that asset in the best way possible. And in

1:30:08 the end, the grid company - what they really need is essentially either up or down flexibility, right? So they should get that service. If they're getting that service, why install extra hardware and increase the cost overall for society? Because you will be installing not for one or two - if you look at the scale, you might be installing for hundreds and thousands, and that extra cost over time will also need to be maintained. So that box, or that extra hardware, is an added cost to

1:30:38 that entire regime. And in the end you are getting the same result - you are getting that up or down flexibility, right? So that has been the fundamental principle in the Nodes platform. We have always been getting this question from the DSO: "We have to operate a very reliable grid. We cannot have blackouts and everything. So that's why we need this red and green button on our desk. We can

1:31:04 dispatch this battery or that charger." But we have always been telling them: trust the market. Because if you create enough good price signals, you will see the technology coming - like yourself and a lot of other companies have developed really interesting technology that is actually enabling, in the end, that up and down of the flexibility. So when DSOs first enter the market, they have these questions, but as soon as they enter the market,

1:31:34 their next biggest concern is to get the liquidity - to really attract these flexibility providers into their market and get the assets. So the whole discussion about whether it will be reliable or not really doesn't come to the stage in most of the markets that I have been talking to customers. So the way it's set up now is the way you suggest DSOs to operate, which means no extra hardware. Yeah, exactly. So we allow them to put the buy order

1:32:03 in the market, which is their signal for where, which location, and how much they are willing to pay for that service. And then it's the dispatch notification sent to the flexibility service provider who has offered that much flexibility at a given price. So the dispatch notification is essentially the activation signal, but then the logic of how to do that - that's up to the flexibility service provider. So no extra hardware, no extra direct control that is bypassing the

1:32:32 flexibility service provider. So we started with Saudi Arabia and Pakistan, and I'd like us to end on those notes. What about e-mobility - are you following e-mobility developments in those countries, and what can you share with us? Yeah, we are very much focused a bit more on Europe here, but we had a nice podcast about Ethiopia that I can also recommend to listeners. So what can you share

1:33:00 about e-mobility in those countries? Yeah, I think e-mobility overall, or sustainable mobility, is going on all over the world. In Saudi Arabia, if I start with that, I've been following a bit of the development. With Vision 2030 from the government there, they have actually attracted a lot of EV manufacturers. Lucid, as you know, one of the big players from the US, they have

1:33:27 a big factory there. They have really been the front runners in the Saudi market to develop it and also train the staff there. So there is a huge shift of taking the German automotive industry model and applying it in Saudi Arabia, but just for electric. Their permitting system and everything has been really easy, and there is also probably a lot of investment from the Saudi investment fund being available.

1:33:56 for such companies who are putting their companies and manufacturing there. Apart from that, they also have launched other initiatives in Saudi on developing the whole value chain, because if you have the car which is electric, developed, or a truck or whichever, then you also need the spare parts and you need the whole industry to come together. Because if you just stop at the vehicle getting out of the production line, then the total cost of ownership

1:34:23 will never be lower than the diesel or the fossil fuel. So I think that's also been a big focus. There are a lot of other players that are coming in from Asia, from China, from Japan and other countries, to also establish the after-sale services of the EVs there. So I think that's very interesting. And I think recently I've also seen that they are investing hugely on power-to-X or power-to-

1:34:50 hydrogen essentially. So they are installing a lot of renewables in different regions because, as they have a lot of sun there and also some wind being installed, instead of curtailing those when there is extra production, they are starting to also look at generating hydrogen. And because the distances in Saudi or the Middle East overall are very large - you're talking about thousands of kilometers - using an electric truck there is not maybe the

1:35:17 most optimal. So the use case of hydrogen really works there, because then you can really refuel it at certain locations, and it might be really valuable for the fleet operator to take the hydrogen truck from one destination to the other in the lowest time span. So I think that's very interesting to see both electric and hydrogen being used there. In Pakistan, the market

1:35:45 is slow for electric, but we recently had the large Chinese manufacturer BYD launching in Pakistan with their electric fleet of vehicles. They are offering all kinds of vehicles that are also available in Europe - actually the same level of car and service there in Pakistan, which is very interesting. Recently the government had some study, being some

1:36:15 policy signals as well, and I think UNDP did a study that I looked at a year or a year and a half ago where they looked at the market share in Pakistan, which is quite similar, I would say, to India and Bangladesh as well, where the dominant EV or dominant transport vehicle is the two-wheelers. And if you combine two- and three-wheelers together, then

1:36:44 you are looking at 80% of the market share for a country of 250 million people in Pakistan - that's a lot, right? 80% of the vehicles, not the population, but 80% of the vehicles is two- or three-wheeler. And I also looked at the numbers there, so that's almost 22 million or 23 million two-wheelers that are running on the road as of now. And an interesting contrast to that

1:37:12 is that the country is importing all this fuel, so Pakistan does not have huge oil reserves like the Middle East. So this is a big import bill to the country. If the import bill could be reduced - I think that's something they looked at - there could be a huge gain for the society where you actually shift your transport from fossil fuel, which is being imported today, to electricity or EVs, and then you can generate the electricity locally with solar. So the

1:37:42 solar return on investment in Pakistan on a household is less than 3 years because the electricity cost is quite high there, and if you just put the solar today on the rooftop of your home, you already have a return on investment in less than 2 years. Worst case it could be 3 years, and with that the whole market of solar installation has really peaked. I was just looking at an article that was stating that in Pakistan

1:38:14 the installed peak capacity of the solar rooftops, together maybe with some centralized solar, is almost 4.9 gigawatts of solar, but the whole country's government and independent power plants - everything that was installed in the last 70 years or so - is 48,000 megawatt capacity. So you can already see the 48,000 MW coming from hydro, from coal, from gas for the whole country; that's the peak installed capacity. And then the actual demand peak is only 30,000 or 35,000 in the summer when you have a

1:38:50 lot of air conditioning. So there is already a gap between your peak installed capacity and the demand. If you can reduce that gap by essentially increasing the demand, the best way possible for the country could be to put electric two-wheelers on the road, because then people will start charging them, the demand will go up, but also the fossil fuel import bill for the country will go down. And in the end, if you also have a home-installed residential

1:39:18 solar on the rooftop, then you can charge at home, so the convenience will also be there for the consumer. So I think the policy has been there. I think they looked at 4 main parameters for what needs to be done in the next decade to really enable that: essentially the clear policy signal from the government, and also the global battery cost to go down, because it's not a country with

1:39:45 high income per capita, so you need the battery cost to go down so the vehicle itself is affordable. And then the charging infrastructure as well needs to develop, because that is something also quite lacking right now, and that maybe is also where the distributed charging could work. And then the last thing I think they mentioned was the localization of the supply chain, so again taking an example of what I was mentioning in Saudi, which is for the

1:40:13 bigger vehicles they were doing, but a similar approach of having locally assembled and created two-wheelers or three-wheelers, and then also having the after-sales market, because a lot of these two-wheelers, you know, a brake light is broken or something, so you can get that spare part inside the country instead of importing it, because again, 82% of the market that is driving two-wheelers is not really at the upper stream of the income either.

1:40:39 So they really also need not just the lower cost of owning the vehicle, but also the lower cost of operating the vehicle. Again, coming back to the point with EVs, it's always been a discussion that the total cost of ownership should reduce, and that's something I think the UNDP report also highlighted: if this needs to happen, there must be the localization of the whole value chain there. OK, thanks for sharing. Is there a last message you

1:41:06 have for the listeners? Yeah, from my side, I think you can always reach out to me on LinkedIn if you're interested in flexibility or the topic.

1:41:17 And if anyone from the grid companies is listening, from Germany or other areas, reach out. Start somewhere with your journey of flexibility before it's too late and you are given the stick to do it through regulation. It's better to trial it, learn from it, create the data, and make sure you are ready for the next generation of the grid that is coming. So that would be my last message. Thank you, Farran, and keep up the

1:41:42 good work. Thank you. That was Farran Farouk. The Charge PNB story showed that multi-vendor stacks, protocol mismatches, late approvals, and thin unit economics make charger sharing hard to scale, even with grants and awards. The shift to nodes shows a workable path. Flexibility is traded on location, price, volume, and time. DSOs can buy long and short flex, and new earning mechanisms let DSOs and TSOs value assets so they can earn more than one revenue stream. Coordination examples like Fingrid and Helen in Finland avoid conflicting activations using constrained logic

1:42:22 and market rules. The platform operates in the Nordics, Belgium, and Canada, with research in several European countries including the UK. It minimizes DSO hardware, sends dispatch notifications to aggregators, and scales via APIs. Assets already number in the tens of thousands. In EV charging, controllability leads. Batteries bring reliability and value stacking. Households see small but real rewards - €3 to €10, that's a few euros per day or week - via apps like Tibber, and fleet electrification adds predictable capacity. Regulation sets the tempo. The UK's flex

1:43:06 model enables mature local markets. The EU is preparing a demand response network code. Ontario is pushing non-wires alternatives, and Germany can unlock more with TSO-DSO coordination and better low-voltage sensing. The practical lesson is to start early, open zones, and let trades reveal flexible assets. With clear products and simple settlement, local flexibility becomes both a reliability tool and a cost lever. Thanks for listening to Smart Charge by RiDERgy. See you next time and stay charged.