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

0:11 Bienvenue sur le podcast Smart Charge by RiDERgy. Je suis Claudio Geyken, fondateur et CEO de RiDERgy. Voici votre émission pour tout apprendre sur la gestion de l'énergie et l'innovation en matière de recharge intelligente pour les véhicules électriques et les flottes.

0:39 Bienvenue à nouveau sur Smart Charge. Aujourd'hui, nous recevons Jurgen Meyerhofer, fondateur et CEO d'Inspired, un optimiseur de stockage par batteries. Le parcours de Jurgen remonte aux débuts de la libéralisation du marché du gaz en Autriche - pensez au célèbre nœud de Baumgarten, à la réservation de capacité et à la physique réelle - jusqu'aux marchés de l'électricité d'aujourd'hui pilotés par logiciel où les batteries sont dispatchées en temps réel. Nous devenons concrets sur le trading intrajournalier. L'Allemagne seule connaît plus de 10 millions de mises à jour de prix par jour, en combinant services day-ahead, intrajournalier et services auxiliaires, et pourquoi la partie vraiment difficile est le dernier kilomètre de l'automatisation :

1:22 connecter l'EMS à une plateforme de trading capable de prévoir, décider et dispatcher quart d'heure par quart d'heure - il y a 96 produits par jour. Jurgen explique comment Inspired se connecte aux batteries via l'EMS, optimise des projets à l'échelle de 100 mégawatts, et pourquoi les batteries peuvent fonctionner sans subventions si vous respectez la localisation, l'impact sur le réseau et construisez pour une automatisation complète plutôt que pour une manipulation manuelle de leviers. Si vous vous souciez de transformer le stockage en une ressource rentable et soutenant le réseau, cet épisode est votre guide de terrain. Je suis très fier d'avoir également Jurgen qui conseille RiDERgy.

1:58 Et plongeons dans le vif du sujet. Bonjour Jurgen, comment allez-vous aujourd'hui ? Salut Claudio, très bien - merci de m'avoir invité. Oui, heureux de vous avoir, et tellement content d'en apprendre davantage sur vous et Inspired. Alors commençons par vous d'abord. Je sais que vous avez déjà un parcours assez long dans le domaine de l'énergie. Quelle a été l'étincelle initiale - quand avez-vous su que c'était le domaine dans lequel vous vouliez travailler ? Et quelles ont été les étapes clés de votre parcours jusqu'à présent, si vous deviez consacrer juste une

2:31 minute ou deux à votre parcours ? OK, par où commencer ? Tout d'abord, j'ai toujours été très intéressé par l'informatique, donc il était clair pour moi de travailler dans ce domaine. J'ai postulé à beaucoup d'emplois différents sans objectif clair, je dirais. Et par hasard, je suis arrivé dans une - de nos jours on l'appellerait une startup, n'est-ce pas ? À l'époque, c'était juste

3:05 une petite entreprise - j'ai rejoint en tant qu'employé numéro 18. C'était en 2002 lorsque le marché du gaz naturel en Autriche a été libéralisé, donc nous sommes passés des messages par fax pour nominer les importations de gaz naturel, à des feuilles Excel élaborées par email - encore connues aujourd'hui sous le nom des très célèbres formats KISS. Et c'est ainsi que je suis tombé par hasard dans le marché de l'énergie. Donc en fait, mon parcours est dans la logistique du gaz naturel, si vous voulez l'appeler comme

3:42 ça. Mon premier projet plus important a été d'écrire l'algorithme pour optimiser les flux physiques de gaz - avec des stations de compression et des importations et exportations. À l'époque, c'était un système nodal, n'est-ce pas ? Il y a beaucoup de discussions en cours sur le marché de l'électricité concernant la tarification nodale - c'est comme ça que le gaz naturel fonctionne, il y a environ 25 ans. Et dès que j'ai découvert que je déplaçais vraiment du gaz naturel physique, et que le pipeline longeait l'autoroute que je devais

4:15 emprunter pour rentrer chez moi, et que je passais devant la station de compression, j'ai vraiment pensé : c'est plutôt cool, parce que le logiciel avait un impact physique, et je savais ce qui se passait là physiquement. Donc vous gériez des flux de gaz de la manière dont vous gérez des flux d'électricité maintenant. Oui, en fait le début était vraiment les importations à Baumgarten - c'est un nœud célèbre en Autriche où nous importons depuis la Slovaquie, donc principalement du gaz Gazprom à l'époque. OMV, le géant pétrolier et gazier autrichien,

4:48 a été je pense le premier à conclure un contrat à long terme avec Gazprom. Et ce gaz est ensuite distribué vers l'Allemagne, vers la Hongrie, vers l'Italie via divers pipelines, et vous devez réserver de la capacité là-bas dans différentes qualités - c'est aussi un sujet sur les marchés de l'électricité maintenant, donc capacité ferme ou interruptible, etc. Et ensuite vous devez vraiment considérer la physique : différents pouvoirs calorifiques pour le gaz naturel, pouvoirs calorifiques hauts et bas. À l'époque, nous avions quelque chose

5:24 appelé différentes journées gazières. Dans la zone de contrôle - l'équivalent du GRD - nous avions 0-à-0, essentiellement un jour calendaire. Du côté du transport, nous avions 6-à-6, et pour les importations, nous travaillions sur des horaires de 8-à-8 heures, et nous devions rassembler tout cela, pendant que les collègues en Allemagne travaillaient sur un jour calendaire en kilowattheures - donc pas de complications avec les pouvoirs

5:56 calorifiques et tout ça. Mais le gaz a effectivement une dimension qualitative, contrairement à l'électricité. Donc c'était le contexte énergétique. Vous aviez aussi un peu un côté entrepreneurial, et vous pourriez souligner certains des jalons qui vous ont conduit à Inspired, d'un point de vue entrepreneurial. J'ai toujours eu tendance à travailler dans des petites entreprises innovantes - non pas parce que je les ai choisies ; je pense qu'elles m'ont

6:30 plutôt choisi comme employé. De la première entreprise libéralisant les marchés du gaz, à être freelance aidant des clients avec des entrées sur le marché à travers l'Europe, à faire du conseil pour le trading d'électricité à court terme - toute ma carrière a été portée par l'innovation dans l'espace logiciel et énergie, et toujours heureusement dans des rôles où je pouvais prendre beaucoup de décisions et beaucoup de responsabilités, comme dans mon rôle précédent en tant que directeur général

7:07 de Visotec. Très petite entreprise autrichienne à l'époque, et nous avons évolué à travers l'Europe en 2,5 ans de manière organique, donc sans investisseurs derrière, etc. Donc il y a eu pas mal de récompenses dans le passé, appelons ça comme ça, pour avoir pris des risques. Donc je pense qu'il n'y a jamais eu une seule fois où nous avons fait un mouvement stratégique plus important qui a échoué. Donc je touche du bois maintenant, mais jusqu'à présent nous avons eu un très bon instinct pour les mouvements audacieux.

7:41 Et je pense que cela nous a aussi donné la confiance pour Inspired. Les premières personnes qui ont rejoint Inspired, nous avions travaillé ensemble, nous avions vu que ça fonctionne, ce que nous faisons. Tout le monde était clair sur son rôle dans l'organisation, donc je dirais que c'était le résultat naturel de 20 ans d'expérience, de faire ce que nous faisons maintenant chez Inspired. Oui, c'est fascinant. Et dans quelle mesure attribuez-vous votre dernier

8:15 avec Viso puis Inspired ? Quels ont été les éléments fondateurs, pour ainsi dire, que vous exploitez également aujourd'hui ? Je pense qu'un sujet que nous avons tous appris là-bas, c'est la scalabilité. Il est très facile de se perdre à courir après des opportunités excitantes. Un petit projet par-ci, un petit projet par-là. Mais cela prend une éternité pour faire grandir une entreprise. Un autre aspect de la scalabilité : si vous avez une croissance organique, vous êtes toujours dans ce mode où il faut d'abord signer un client, puis OK, maintenant j'ai assez d'argent

8:55 pour recruter deux personnes de plus et je dois signer les prochains projets. Et en théorie, vous êtes toujours en retard. Et si vous voulez vraiment être audacieux et voir une opportunité qui se présente et que vous voulez investir à l'avance, alors c'est vraiment difficile à faire de manière organique, sauf si vous êtes déjà une grande entreprise et que vous avez de l'argent de côté que vous investissez simplement. Mais si vous construisez à partir de zéro, de manière bootstrap et organique, je pense que vous serez

9:24 trop lent pour certains marchés, quand on pense aux avancées de l'IA, quand on pense à ce qui se passe avec le stockage par batteries ou à la vitesse à laquelle l'industrie énergétique a évolué en général. Je viens d'une époque où tout prenait des années et personne n'était pressé dans l'industrie énergétique. Il n'y avait aucune discussion sur la transition énergétique. Il n'y avait ni volatilité, ni rien. C'était un secteur très stable et réglementé, et maintenant j'ai l'impression que c'est exactement

9:56 le contraire. La réglementation ne peut pas suivre, les acteurs établis ont parfois un peu de mal avec la rapidité. Il y a donc beaucoup d'enseignements que nous avons tirés, et aussi des choses que nous voulions éviter dans un sens. Nous avons aussi appris ce qui n'est pas très malin. Par exemple, nous étions une entreprise autrichienne et tout était en allemand - documentation interne, e-mails, contrats, peu importe. Ce qui pose problème quand on se développe géographiquement au niveau commercial, ce qui pose

10:33 problème quand on embauche son premier employé qui ne parle pas allemand. Donc soit vous vous limitez et dites, désolé, seuls les germanophones sont acceptés, et vous ratez beaucoup de talents formidables, soit vous faites cela fondamentalement différemment. C'est quelque chose que nous avons fait dès le premier jour chez Inspired - tout est en anglais, tous les contrats sont en anglais. Nous avons plutôt dû nous battre dans l'autre sens. Des clients allemands demandaient des contrats en allemand et nous étions du genre, oh mon Dieu, nous n'en avons pas,

11:00 même en tant qu'entreprise autrichienne. Il y a donc eu des choses qui ont très bien fonctionné, comme se concentrer sur la scalabilité et ce qu'elle implique, et il y a eu d'autres choses que nous avons simplement apprises parce que c'était très lourd dans le passé, la façon dont nous l'avions mis en place. Je pense donc que c'est un bon mélange de différentes expériences. Super. Et en parlant de logiciels, de langues, de cultures et de scaling, je serais très curieux d'entendre votre opinion. Comme

11:30 nous sommes également dans cette ère de l'IA, il y a de nombreuses entreprises créées aux États-Unis qui réussissent, également depuis l'ère d'Internet - des entreprises de logiciels - et nous semblons avoir des difficultés en Europe par rapport aux États-Unis et à la Chine et à d'autres régions. Alors que vous êtes un brillant exemple d'entreprise de logiciels qui réussit à l'international et qui a été capable de développer des logiciels de premier ordre depuis l'Europe. Quel est votre avis là-dessus, et qu'est-ce qui

12:03 vous rend optimiste quant au fait que l'Europe puisse aussi renverser la tendance ? Et à quoi attribuez-vous cette faiblesse de l'Europe, et comment se fait-il qu'il n'y ait pas plus d'Inspired ? Je pense qu'il y en a pas mal. Le problème que nous avons, c'est que nous atteignons une sorte de plafond de verre à un certain moment en termes de scaling. Je pense que l'entrepreneuriat en Europe n'est toujours pas reconnu comme super précieux.

12:38 Nous vivons encore des marques bien connues qui ont été établies il y a des décennies et qui sont maintenant de grandes entreprises. Je pense que c'est plutôt bien en Europe d'obtenir un financement en phase de démarrage jusqu'à un certain stade, mais si vous voulez vraiment faire croître une entreprise, très souvent des investisseurs des États-Unis, d'Asie, etc. sont impliqués. Je pense donc que nous avons le talent et nous avons la technologie, mais nous ne sommes tout simplement pas assez courageux ou audacieux. Je veux dire, vous

13:08 pourriez me défier maintenant et dire, qu'est-ce qui vous a empêché de lever 500 millions d'euros et de tout miser ? Et ce n'est pas la vision - c'est juste le capital. D'autres entreprises brûlent des milliards d'euros sur la base d'une vision, et typiquement ces entreprises sont situées en dehors de l'Europe. Et ce sont celles qui sont admirées. Je pense qu'il y a un problème de financement, et l'autre est culturel. Tout

13:40 a bien fonctionné, non ? L'industrie automobile - mais personne ne se souvient que, je veux dire, elles ont aussi commencé petit, et maintenant elles sont établies. Et je pense qu'il n'y a pas assez de soutien en termes de capital, de réglementation parfois, et parfois juste de reconnaissance de la part de, je ne sais pas, politiciens, autres industries, etc. Donc c'est mon avis. Je sais que c'est un avis de très haut niveau, mais je pense que si quelqu'un disait « Hey Jürgen, tu veux 200 millions pour devenir complètement fou »

14:14 à l'échelle mondiale, nous saurions comment dépenser cet argent, non ? J'en suis assez sûr. OK. Donc j'attends avec impatience. Vous avez déjà levé votre Série B. Évidemment, vous ne vous arrêterez probablement pas là et nous y reviendrons. Juste un point de plus avant de passer et de plonger dans Inspired et ce que vous faites - sur le point que nous venons d'aborder : est-ce qu'il y a, selon vous - nous parlons beaucoup de décentralisation du monde de l'énergie, mais à mon avis

14:43 nous ne parlons pas assez de la définition logicielle du monde de l'énergie et de ces changements. Nous en parlons dans la mobilité, puisque nous sommes à l'intersection de la mobilité et de l'énergie, il y a toujours le concept du véhicule défini par logiciel qui revient encore et encore. J'ai l'impression que dans le monde de l'énergie, nous n'en parlons pas assez de sa transition également vers un monde de l'énergie défini par logiciel. J'aimerais beaucoup avoir votre avis là-dessus. Je veux dire, tout ce que nous faisons, c'est du logiciel,

15:09 n'est-ce pas ? Tout est automatisé, donc aucune intervention humaine à partir du moment où l'algorithme est en ligne - du réentraînement automatisé, à l'optimisation des paramètres, à l'adaptation aux situations fondamentales. Je pense, pour être honnête, que ce sera la seule façon, parce que les petits actifs décentralisés sont fondamentalement différents à dispatcher et à gérer que les grands actifs centralisés, n'est-ce pas ? Je pense que les acteurs historiques sont extrêmement bons pour gérer leurs grands portefeuilles, mais ce que nous

15:47 constatons, c'est que nous manquons simplement, en tant qu'industrie de l'énergie en général, de capacités d'exécution pour les configurations décentralisées, n'est-ce pas ? Allant du compteur intelligent - je n'appellerais même pas ça un logiciel dont vous avez besoin là - du déploiement de compteurs intelligents à l'optimisation derrière le compteur, tout cela est super naissant, n'est-ce pas ? J'ai toute cette installation sophistiquée à la maison, du véhicule électrique au chargeur au stockage par batterie à la pompe à chaleur, etc., et les solutions ne sont tout simplement pas dans la réalité là où elles sont sur les diapositives.

16:26 Malheureusement. Donc je pense qu'il n'y a pas assez de focus sur le logiciel et la technologie. C'est encore : procurez-vous cette batterie, achetez-la, installez-la, et vous avez terminé. Et je pense que cela laisse de côté pas mal de potentiel. Et bien sûr, vous avez le monde des acteurs historiques qui nous retient un peu, n'est-ce pas ? Parce que politiquement, je vois qu'il y a aussi différentes directions prises avec les centrales conventionnelles, etc. Donc je pense que certains acteurs sont coincés dans l'ancien monde

17:02 qu'ils connaissent depuis des décennies, ce qui revient à la question précédente, n'est-ce pas ? S'ils étaient audacieux sur la technologie, il devrait y avoir beaucoup plus d'investissement dans l'IA, dans les entreprises technologiques de l'énergie et ainsi de suite. Mais je pense qu'ils ne l'ont pas encore réalisé, parce que les acteurs historiques leur disent : « Les gars, tout va bien - construisez quelques gigawatts de n'importe quel type de centrale et nous résoudrons cela à l'ancienne », ce qui est correct, n'est-ce pas ? Cela a fonctionné dans le passé, pourquoi cela ne fonctionnerait-il pas

17:31 maintenant ? Mais il suffit d'ignorer la transition énergétique et toutes les autres choses. Donc je pense que les acteurs qui gagneront sont ceux qui ont de bonnes capacités logicielles. Merci. Maintenant, j'aimerais faire un exercice peut-être amusant. L'une des choses les plus impressionnantes que vous avez, outre la construction d'Inspired, c'est que vous êtes aussi père de cinq enfants. Comment expliquez-vous Inspired à vos enfants ? Si vous devez l'expliquer de manière simple, de manière courte - que fait

18:05 papa, pour ainsi dire ? Le plus facile, c'est quand nous sommes en voiture, n'est-ce pas - en Autriche, nous avons pas mal de parcs éoliens. Je leur dis toujours que nous prenons l'électricité de ce parc éolien, la stockons et la livrons quand elle est nécessaire, pour que les lumières restent allumées. C'est le pitch pour les enfants de quatre ans, n'est-ce pas ? Je leur ai bien sûr montré nos projets en photos - 100 mégawatts que nous optimisons - et alors

18:34 ils sont époustouflés que la batterie puisse être aussi grande, n'est-ce pas ? Ils pensent encore - vous savez, ce sont des enfants - aux petites choses pour leurs jouets, c'est une batterie dans leur monde. Mais c'est le plus facile, n'est-ce pas ? Avoir quelque chose de tangible, parce qu'il est fondamentalement impossible de décrire une plateforme logicielle ou une automatisation complète - cela ne signifie rien. Mais si vous avez un parc éolien physique que vous dépassez avec la voiture et que vous leur montrez une photo d'une batterie et que vous dites que vous la stockez simplement

19:01 et la libérez plus tard, ils en sont probablement satisfaits. Bien dit. J'aime bien. Et comment expliquez-vous Inspired brièvement à un expert de l'énergie, quelqu'un qui connaît bien l'industrie ? Alors j'expliquerais typiquement que nous sommes un optimiseur commercial de stockage par batterie, n'est-ce pas ? Donc nous nous connectons via l'EMS avec notre plateforme, nous nous connectons de l'autre côté à tous les marchés - qui sont le marché de gros et les services auxiliaires - et avec notre configuration entièrement automatisée

19:34 nous nous occupons de toutes les décisions de prévision et d'enchères entre les deux, avec l'objectif de générer un revenu maximum pour le propriétaire de l'actif. Quelque chose comme ça - et typiquement, il y a encore des questions de suivi qui viennent. Exactement, et c'est une bonne transition vers les questions de suivi. Donc dans le flux de valeur, quelle était aussi la découverte par rapport au trading conventionnel qui était fait avant Inspired, pour ainsi dire ?

20:06 À l'ère de - que diriez-vous ? Comment le compareriez-vous ? Je dirais qu'à l'époque précédente, où j'ai aussi travaillé - j'étais impliqué dans les centrales à cycle combiné gaz et ainsi de suite - l'accent était vraiment mis sur le long terme, sur une modélisation très détaillée de l'actif. Vous ne sauriez pas ce que vous devez faire pour une optimisation spot de la centrale à cycle combiné, ce qu'il faut considérer, des rampes aux températures à tout le reste. Donc je pense

20:41 que les dernières décennies ont vraiment été concentrées sur les détails techniques des actifs et leur optimisation. Et je pense que c'est là que nous avons vu notre opportunité, parce que lorsque nous avons demandé aux acteurs historiques : « Optimisez-vous votre flexibilité ? », ils répondaient : « Bien sûr. » Mais ce qu'ils voulaient dire, c'est qu'ils l'optimisaient, l'enchérissaient dans l'enchère day-ahead, puis partaient déjeuner. Et c'était l'optimisation de la flexibilité à l'époque, et ce n'est pas faux - c'est

21:14 en fait de l'optimisation de flexibilité. Mais jusqu'à ce point, vous deviez juste être très bon pour optimiser votre actif : obtenir votre dispatch, obtenir vos prix implicites et tout ça, vos PFC, vous enchérissez, et vous avez terminé. Et ensuite vous disiez aux gars de la centrale : « Faites ceci demain », en fonction de ce qui venait d'être attribué dans l'enchère day-ahead. Le dernier kilomètre est bien plus complexe avec l'intraday et le dispatch en temps réel. Donc, des

21:46 deux côtés - pour dispatcher la centrale quand ce n'est pas entièrement automatisé, il y a encore des centrales où des gens sont assis là à pousser les leviers, plus ou moins - c'est un sujet de gestion du changement, pour convaincre des gens qui l'ont fait monter en puissance juste une fois par jour qu'ils devraient maintenant dispatcher un programme par quart d'heure, et de l'expliquer à des gens après trois décennies à faire la même chose. Ensuite, il y a les capacités logicielles dont vous avez besoin. Je veux dire,

22:16 il existe quelques outils sur le marché, mais si vous voulez vraiment vous démarquer, un outil standard ne vous donnera tout simplement pas d'avantage par rapport à tous les autres qui achètent le même outil standard. Je pense donc que cela rend les choses vraiment difficiles pour un certain nombre d'acteurs historiques - ce changement de mode opératoire, où soudain il y a beaucoup de valeur dans le dernier kilomètre de l'optimisation de la flexibilité et vous avez besoin de logiciels et de technologie pour cela.

22:44 Et de processus automatisés. Je pense donc que c'est fondamentalement différent, et c'est là que nous sommes intervenus en disant que nous voyons une opportunité d'être meilleurs que les acteurs historiques, parce que nous n'avons pas à rivaliser dans les autres domaines - ils font cela depuis des décennies, ils savent ce qu'ils font. Donc, juste pour le bénéfice des auditeurs : nous parlons du problème fondamental que vous essayez de résoudre - ou que vous résolvez - qui est

23:16 que les entreprises ne sont pas capables de contrôler automatiquement des actifs. C'est une grande dimension, et l'autre est d'être capable de réagir à davantage de signaux de marché et de mieux prédire comment ces signaux de marché devraient interagir avec un actif. Corrigez-moi si je me trompe, mais on pourrait dire ça comme ça, non ? Parce que les nouveaux signaux que vous avez mentionnés sont, par exemple, les changements de prix intrajournaliers - plus de 10 millions de mises à jour par

23:56 jour en Allemagne, par exemple. Quelqu'un doit les écouter, et ce n'est certainement pas un humain - je veux dire, vous pouvez essayer - mais cela nécessite de la technologie pour être très efficace avec ça. Et je pense que c'est simplement un changement de paradigme dans la façon dont vous optimisez les actifs flexibles, en particulier les actifs flexibles. Oui. Et l'opportunité - peut-être juste pour poser quelques bases - il y a les marchés spot, qui sont composés

24:28 du day-ahead et de l'intraday. Votre prix est généralement le résultat - et est beaucoup plus influencé par la volatilité des renouvelables - et le résultat de l'offre et de la demande par tranches de 15 minutes. C'est une optimisation que vous faites. Et vous participez aussi, je pense, aux marchés des services d'équilibrage, qui sont les gestionnaires de réseau de transport - les réseaux qui essaient de maintenir la capacité circulant à travers les différents câbles

24:59 stable à tout moment à 50 Hz. Et au sein des GRT - parce que je suis sûr que nous utiliserons ces terminologies - il y a différents marchés : il y a la FCR à très court terme, et puis il y a l'aFRR à plus long terme, qui sont à distinguer. Je dirais même que tous les marchés que vous avez mentionnés sont en quelque sorte des marchés d'équilibrage dans un sens, parce que la grande différence pour le marché de gros est que vous négociez avant la livraison - donc nous

25:31 pouvons négocier maintenant pour ce soir et même déjà pour demain, tous les 30 produits quart-horaires et 96 pour demain. Et cela fait en quelque sorte partie de - si nous restons avec l'Allemagne, par exemple - du modèle de marché où vous êtes tenu de négocier vos écarts renouvelables, donc les mises à jour. Donc si à un certain moment, plus près de la livraison, vous voyez, « Oh mon Dieu, il y a plus de PV ou moins de PV, ou plus de vent que prévu », alors vous devez négocier

26:00 la différence. C'est une sorte de pré-équilibrage. Si vous aviez ignoré cela, comme cela se faisait dans le passé, vous auriez dû prendre tout l'écart entre ce que vous pensiez hier lors de l'enchère day-ahead et ce qui se passe réellement - et les services auxiliaires interviennent alors pendant la période de livraison de 15 minutes. Donc le GRT dit - ou la fréquence est automatisée - « Voici ce que je vois avec le réseau. J'ai besoin que des actifs m'aident. »

26:29 Exact, s'il y a moins de PV que prévu même il y a une demi-heure, s'il y a une panne de centrale électrique - mais je pense que tout le processus que vous avez décrit aide à équilibrer le réseau, n'est-ce pas, soit avant soit pendant la livraison, au plus près du temps réel. Et vous participez à tous ces marchés - vous avez dit oui, bien sûr. C'était en quelque sorte l'innovation pour les systèmes de stockage par batterie, n'est-ce pas ? Si vous regardez 4 ans en arrière, les batteries étaient toutes dans la réserve primaire de fréquence

27:02 - la FCR que vous avez mentionnée - qui est, disons-le, assez facile à gérer grâce à un contrôleur de fréquence sur site qui mesure la fréquence sur site, et s'il y a trop d'électricité dans le réseau vous chargez, et vice versa, n'est-ce pas ? C'est donc un service plutôt passif. Il n'y avait pas de stratégie d'enchères créative ou quoi que ce soit. Et au cours des 4 dernières années, cela s'est transformé en un problème d'optimisation algorithmique à part entière, n'est-ce pas, essayant de trouver l'optimum de comment et où participer

27:37 avec votre système de stockage par batterie. Très intéressant. Et y a-t-il des limites à votre solution géographiquement parlant ? Donc tout ce dont nous parlons en ce moment, ce sont les marchés libéralisés, je comprends. Donc tout marché qui est encore dans l'ancien monde - donc avant 1997 en Europe - je ne sais pas exactement comment c'est aux États-Unis ou quelle a été l'histoire des marchés de l'électricité libéralisés dans tous les pays. Mais est-il correct de dire que vous êtes limité par les pays qui ne sont

28:09 pas libéralisés ? Oui, pour être précis - pour avoir la plus grande valeur ajoutée de notre logiciel, ou notre service en fait, n'est-ce pas, parce que vous obtenez aussi l'accès au marché, pas seulement - donc nous ne donnons pas de licence du logiciel mais offrons le service complet. Vous auriez idéalement des services auxiliaires ou des marchés d'équilibrage organisés par les GRT, ce qui est généralement le cas, plus un marché de gros liquide, ou aussi des marchés de déséquilibre comme aux Pays-Bas ou au Danemark, etc. Donc

28:47 plusieurs sources de revenus. Si vous avez un pays où la FCR serait dominante, n'est-ce pas, et qu'il n'y a pas de marché de gros, vous pouvez utiliser notre logiciel, mais il ne fournira pas une grande amélioration par rapport à ce que font les acteurs historiques, n'est-ce pas ? Ce serait donc un signal d'alarme pour nous d'entrer sur ce marché, parce que nous n'y allons que si nous ajoutons plus de valeur. L'Europe est donc bien adaptée en général. Nous entrons également sur le marché japonais avec un

29:19 partenaire - annonce à venir bientôt. Les États-Unis sont organisés différemment via les ISO, avec une granularité de 5 minutes, mais cela fonctionnerait. L'Australie pareil. Mais je ne dirais pas pour tous les pays - pour plus de 200 sur cette planète, n'est-ce pas ? Nous avons donc besoin d'une certaine infrastructure de marché libéralisé - un réservoir de liquidité et différents services ; sinon le problème d'optimisation n'est pas assez grand pour qu'il nous nécessite. Mais disons, pour prendre un exemple

29:55 que je pense qu'on ne discute jamais assez dans le monde occidental et qui façonne encore la transition énergétique comme aucun autre : comment Inspire serait-il utilisé en Chine ? Ou est-ce que cela pourrait être une option ? Je pense qu'en théorie oui. La dernière fois que j'ai parlé avec quelqu'un à ce sujet, il y a environ 3–4 semaines, je ne sais pas encore si les marchés spot sont pleinement établis et accessibles aux tiers, etc. - et ce sont des choses que nous utilisons simplement, n'est-ce pas. Donc il faut que ce soit

30:28 libéralisé et que cela permette un accès égal également aux acteurs tiers. Mais si c'est le cas, la Chine en ferait partie. Je n'ai simplement pas encore entendu quelqu'un dire : « Hé les gars, la Chine a tout ce dont vous avez besoin », n'est-ce pas ? Je pense que c'est en cours. J'ai aussi été en contact - pour donner un autre exemple - avec l'Indian Power Exchange déjà avant Inspire, parce qu'ils étaient en train d'établir un marché spot. Donc je pense qu'il y a certains pays émergents

31:03 dans ce sens - ils regardent quels modèles de marché ont fait leurs preuves avec succès dans d'autres régions et s'en inspirent, n'est-ce pas ? Ils ne les copient pas, mais ils disent : « OK, ça fonctionne avec ces qualités, ça a du sens. » Ce sont des produits physiques, n'est-ce pas ? C'est la fréquence du réseau - c'est fondamentalement la même chose dans tous les pays, même si vous avez 60 au lieu de 50 Hz, etc. Le concept fondamental est le même, n'est-ce pas ? Donc

31:35 pas de limitations - disons que la maturité réglementaire ou la maturité de la libéralisation est le facteur limitant pour que nous y allions. Et votre vision de l'évolution du monde de l'énergie - je parle vraiment du monde entier - est-ce que nous aurons 100 % de renouvelables, donc éolien, solaire et batteries, et ensuite une libéralisation croissante puis des optimisations comme Inspire dans, disons, les 40 prochaines années ? J'espère que ce sera plus rapide, pour être honnête, mais

32:12 je pense que ce n'est pas seulement une question de renouvelables et de batteries - bien sûr c'est une combinaison extrêmement bonne. Mais selon le mix de génération actuel, n'est-ce pas, l'objectif initial est de décarboner, n'est-ce pas ? Donc éliminer progressivement d'abord les plus sales. Je pense qu'il y a encore dans certains marchés un rôle pour le gaz naturel, par exemple, comme solution avant d'atteindre une pénétration plus élevée des renouvelables, parce que ce que nous avons vu dans certains marchés comme l'Espagne ou

32:45 ERCOT, etc., c'est que l'infrastructure du réseau n'est peut-être pas encore tout à fait prête pour une pénétration à 100 % de renouvelables. Donc nous voyons d'abord des configurations grid-forming, etc., et nous voyons beaucoup de discussions sur la co-localisation, mais ce sont plus des discussions que de vrais déploiements. Donc je pense que nous devons aussi donner aux réseaux un peu de temps pour rattraper la vitesse de, par exemple, du déploiement du PV et des batteries. Mais oui, au final je pense que ça devrait fonctionner. Il nous manque aussi le stockage longue

33:20 durée. Je suis un peu biaisé en tant qu'Autrichien, n'est-ce pas ? Nous avons beaucoup de stations de pompage-turbinage, donc nous n'avons pas ce gros problème, mais d'autres pays n'ont pas la possibilité de construire simplement du pompage-turbinage. Et cela prend pas mal de temps. Donc je pense que le stockage longue durée est la pièce manquante pour arriver à un monde 100 % renouvelable, mais il n'y a pas encore d'incitation dans la plupart des marchés. Et ce n'est pas commercialement viable, donc beaucoup de projets

33:51 dans les durées plus longues ont été construits avec un état d'esprit de sécurité d'approvisionnement, je dirais. C'est pourquoi beaucoup d'entre eux sont détenus ou contrôlés par des États. Donc je pense qu'il manque encore quelque chose pour les rendre commercialement attractifs. Et quelle est votre meilleure hypothèse - si vous deviez faire une supposition - quelle sera la solution à long terme pour la volatilité d'un à deux jours des renouvelables ? Je veux dire, chaque pays est

34:23 un peu différent, mais prenons l'Europe continentale en particulier comme exemple, l'Allemagne, où nous sommes déjà à 60 % de renouvelables et nous nous dirigeons vraiment rapidement vers 100 %. Aurons-nous besoin d'hydrogène ? Allons-nous simplement installer encore plus de batteries parce qu'elles vont devenir si bon marché qu'il sera effectivement économique d'avoir une batterie de secours de deux semaines ? Ou plus d'interopérabilité - il y a en fait le podcast Redefining Energy et d'autres qui parlent de

34:53 plans pour construire une ligne entre le Canada et l'Europe. Une certaine interopérabilité entre différents pays, des interconnecteurs. Oui, je pense qu'il y a effectivement des plans intercontinentaux pour des câbles, etc., mais ce sont d'énormes projets d'infrastructure. Je ne sais pas à quelle vitesse. Je ne suis pas un expert en batteries en termes de chimie. Je ne sais pas jusqu'où on peut pousser la durée et quelle serait la plus rentable. Peut-être que nous serons surpris par d'autres technologies comme les

35:29 batteries à flux, n'est-ce pas - elles existent depuis un certain temps mais n'ont jamais trouvé leur point optimal. Il y a des matériaux biodégradables à l'intérieur, etc., donc elles seraient encore plus durables que les LFP classiques. Donc peut-être que le stockage longue durée, LDES, trouvera son point optimal. Il y a beaucoup d'expériences avec l'air comprimé, etc. Je pense que dès que les marchés seront là pour les soi-disant Dunkelflauten, peut-être que les GRT vont

36:06 se procurer du stockage longue durée, etc., et alors la solution commercialement la plus compétitive gagnera simplement, n'est-ce pas ? Peu importe que ce soit de l'air comprimé ou à flux ou quoi que ce soit d'autre. Donc je ne mise pas énormément sur une seule technologie. Je ne suis simplement pas un grand fan de l'hydrogène - le produire à partir du vent, perdre de l'efficacité, le transporter, perdre de l'efficacité, le regazéifier, perdre de l'efficacité, et le brûler, perdre de l'efficacité encore une fois. Donc pardonnez-moi si vous êtes un fan de l'hydrogène, mais

36:42 je résume simplement au stockage de l'électricité via l'hydrogène. Je ne suis pas convaincu de ce cas, surtout comme mon expérience vient du gaz naturel et du stockage de gaz naturel. Je pense qu'il peut y avoir des applications pour l'hydrogène, mais je ne pense pas que ce sera commercialement viable dans la mobilité - du moins il est très clair qu'il a déjà perdu la bataille dans le transport commercial et dans tout autre transport et mobilité. Et, suivez-vous

37:18 beaucoup ce sujet ? Vous utilisez aussi l'IA - je trouve le sujet des centres de données IA et leur déploiement actuel très intéressant. Cela pourrait-il effectivement devenir un obstacle, c'est-à-dire que nous ne pourrons pas déployer plus de centres de données à cause de contraintes de réseau ? Ou comment voyez-vous ce sujet ? Et aussi les VE - s'il y aura une limitation de capacité. Je pense que c'est un peu

37:48 enthousiaste, le sujet, pour être honnête, du point de vue de l'industrie énergétique, parce que la consommation n'est pas aussi énorme que - je veux dire, on a parfois l'impression en lisant les médias que 90 % de l'électricité mondiale sera consommée par les centres de données. Je pense que ce n'est pas si important. C'est plutôt des pourcentages à un seul chiffre. Et je pense que les grandes centrales électriques et les grands stockages par batteries trouveront un accès au réseau. Je suis plutôt intéressé du côté de la flexibilité, parce que si vous

38:23 avez des tâches en lots, etc., ces choses pourraient être assez flexibles. Mais je pense que c'est très, très tôt, parce que les centres de données qui fonctionnent actuellement sont plutôt conçus pour être disponibles et non flexibles. Les nouveaux centres de données pourraient être conçus de telle sorte que, si vous avez des tâches en lots, vous pourriez attribuer des coûts marginaux basés sur les prix de l'électricité, selon le moment où vous les exécutez, ou le temps nécessaire pour les terminer. Donc je pense qu'il y aura

38:56 un marché passionnant. Il y a une tendance qui va un peu à l'encontre de ce que je viens de dire, surtout aux États-Unis : la colocalisation d'actifs de production. Ce que je viens de dire ne fonctionne que si vous l'intégrez aux marchés de l'énergie. Si vous placez un énorme centre de données quelque part au milieu de nulle part et que vous mettez ensuite un SMR à côté -

39:29 un petit réacteur modulaire, un réacteur nucléaire - alors le soutien au réseau n'est pas si important. Et c'est en fait une bonne transition vers un autre sujet : voyez-vous des obstacles majeurs dans le système énergétique tel qu'il se présente actuellement en termes de flexibilité par rapport à d'autres objectifs qui sont privilégiés ? Des exemples à mon avis sont l'écrêtement des pointes, où nous essayons d'optimiser pour la charge de base optimale - cela réduit les frais de réseau, mais cela n'incite pas vraiment à pouvoir réagir à d'autres signaux, n'est-ce pas ?

40:04 C'est donc un bon exemple de celui que vous venez de donner également. Êtes-vous optimiste sur le fait que nous serons assez rapides pour changer les incitations pour que de nombreux actifs puissent participer davantage et être plus flexibles ? Oui, donc je peux juste partager mon expérience de travail avec les opérateurs de réseau, n'est-ce pas ? Il y a donc la sécurité d'approvisionnement - bang, elle est là, n'y touchez pas, c'est le bien suprême, n'est-ce pas ?

40:33 Le réseau doit être disponible et les consommateurs doivent obtenir l'électricité, etc. Ensuite, vous avez ce sujet de l'abordabilité. Les entreprises sont généralement dans la plupart des pays réglementées, n'est-ce pas ? Donc elles ne sont pas orientées vers le profit, ou ne sont pas autorisées à l'être. Donc dans la plupart des marchés dont j'ai connaissance, il y a un plafond sur ce qu'elles sont autorisées à gagner, et vous avez un mécanisme de répartition des coûts, n'est-ce pas ? Donc ce qu'elles font a des impacts directs, généralement aussi sur les

41:06 consommateurs finaux, via différents mécanismes dans différents pays. Donc en fait, les gestionnaires de réseau de transport ont toujours été incités à maintenir les systèmes en fonctionnement, n'est-ce pas, avec un horizon à long terme. Pas de panique. Pas d'expérimentation. Maintenez juste le fonctionnement, n'est-ce pas ? Et c'est formidable - nous avons un système très bien fonctionnel, oui, en Europe. Je pense que personne ne peut se plaindre, n'est-ce pas. Dans d'autres pays, il faut le dire, parce que certains auditeurs ne le savent peut-être pas, les baisses de tension et les pannes de courant et le manque constant de lumière - c'est plutôt la

41:47 norme. Oui. Donc je pense que quand vous dites flexibilité, vous devez la placer dans cette boîte de planification du réseau, d'investissements dans le réseau, etc., n'est-ce pas ? Je vois la flexibilité comme une alternative à l'expansion ou à l'extension du réseau, n'est-ce pas ? Très souvent, vous avez ce nœud, et puis juste 5 fois par an dans des situations spéciales avec une charge très élevée, etc., le réseau fait face à des contraintes ou s'approche de ses limites, n'est-ce pas ? Et je pense que la flexibilité pourrait être une façon très

42:21 charmante, au lieu d'étendre ce nœud, de simplement installer une batterie ou quoi que ce soit d'autre, n'est-ce pas ? Il y a déjà quelques projets de renforcement de réseau, mais généralement la réglementation retient beaucoup d'opérateurs de réseau de faire ces projets d'infrastructure, en raison de l'accès des tiers et de la non-discrimination et tout ce genre de choses, n'est-ce pas ? Parce que cela n'a jamais été conçu pour que des investisseurs privés aillent quelque part et construisent des choses intelligentes - c'était toujours sous le contrôle des services publics et des gestionnaires de réseau de transport. Donc je pense que la flexibilité est, ou devrait être, partie du

42:56 plan d'infrastructure du réseau, tout simplement, n'est-ce pas ? Et il y a différentes solutions, parfois même moins chères. Je suis en fait très heureux qu'actuellement - je veux dire, maintenant enfin - nous parlions de transition énergétique, n'est-ce pas ? Venant du secteur des batteries, nous avons des investisseurs privés qui viennent et veulent construire du stockage par batteries, n'est-ce pas ? Beaucoup. Et pour la première fois, non subventionné, n'est-ce pas ? Aucun acteur historique impliqué. Beaucoup de gens se plaignent : « Oh, le photovoltaïque est subventionné, tout est subventionné, rien ne fonctionne. »

43:35 Et maintenant la batterie arrive et cela fonctionne sans aucune subvention, n'est-ce pas ? Le financement était un sujet, mais sur le, le 1 gigawatt que nous avons sous gestion, 900 et quelques mégawatts sont financés de manière commerciale, n'est-ce pas ? Donc le financement fonctionne - cela devient plus difficile avec l'échelle, bien sûr, et le marché doit apprendre. Et maintenant la dernière étape qui manque est de l'aligner avec différents leviers de réseau, n'est-ce pas ? Et maintenant nous parlons enfin de quel est l'impact d'un stockage par batteries

44:07 sur un certain emplacement, parce que vous ne pouvez pas simplement ignorer où il se trouve, n'est-ce pas ? Pour être honnête, il y a 2 ans j'aurais dit que peu importe où vous placez votre stockage par batteries. Mais nous avons aussi beaucoup appris que cela importe, n'est-ce pas. Si vous êtes sur un nœud spécifique, s'il y a plusieurs batteries sur le même nœud - et ce qui manque, ce sont des règles claires sur comment intégrer cela. Vous avez peut-être remarqué que dans les médias il y a ce « favorable au réseau », « respectueux du réseau », « réseau quelque chose » -

44:39 tous ces mots fantaisistes où personne ne sait exactement ce que cela signifie, mais tout se résume à : « Hé les gars, je suis un opérateur de réseau, vous devez vous aligner avec moi, n'est-ce pas, parce que je connais le réseau et vous voulez placer un actif là, et nous devons communiquer ce qui m'aide et ce qui rend mon problème peut-être encore pire, n'est-ce pas ? » Si vous avez ces 5 occasions dans l'année avec une charge élevée et que la batterie fait la mauvaise chose dans ces 5

45:05 à certaines occasions, les opérateurs de réseau ne seront pas satisfaits, n'est-ce pas, même si 99 % du temps vous faites les choses correctement. Il existe des études montrant que cela se produit exactement de cette manière - la batterie fait naturellement la bonne chose en raison de la formation des prix et du fonctionnement dans la plupart des marchés, et il peut y avoir certaines occasions où vous voulez limiter son activité ou l'aligner sur l'intérêt du réseau, n'est-ce pas ? Je pense donc que nous arrivons enfin au point d'avoir toutes les parties prenantes autour de la table et de dire : si je

45:34 place la batterie là-bas, et que j'ai parlé à tous les acteurs, nous pouvons construire quelque chose sans subvention qui favorise une plus grande pénétration des renouvelables et l'opérateur de réseau est satisfait, n'est-ce pas ? Je pense donc que nous vivons une période très spéciale, n'est-ce pas ? Peut-être que dans 2 ans nous regarderons en arrière et dirons que 2025 et 2026 ont été les années où nous avons compris comment fonctionne tout ce système décentralisé, n'est-ce pas ? C'est donc en fait l'une des énigmes les plus intéressantes, peut-être, et une dont la société

46:07 n'est pas encore tellement consciente - en effet, il y a cette différence entre ce que le réseau est capable de faire et ce que la volatilité des renouvelables en termes de production est capable de faire. Ce sont les deux dimensions auxquelles il faut penser, et la batterie joue en quelque sorte entre les deux également, et c'est pourquoi placer cette batterie aux bons endroits est essentiel, comme vous venez de le dire. Et une chose - je veux dire,

46:36 du côté optimiste - et bien sûr je suis possibiliste en tant que personne, donc je pense qu'il n'y a rien que, si vous voulez le faire, nous serons capables de le faire - mais oui, bien sûr il y a beaucoup d'obstacles entre les deux. Mais c'est possible d'un point de vue physique ; nous pouvons concevoir les réseaux et les incitations de manière à ce que les deux fonctionnent en synchronisation. La meilleure voie à suivre, je veux dire, cela

47:01 devrait être possible d'un point de vue mathématique, en pensant simplement à partir de la physique, n'est-ce pas ? Maintenant, en termes de questions pratiques, nous voyons déjà dans des pays où il y a tant de gestionnaires de réseau de distribution, comme en Allemagne et en Suisse, que ces gestionnaires de réseau de distribution semblent également avoir des difficultés à suivre ce changement, et en particulier à adapter la tarification à la tarification en temps réel, ce qui, je pense, serait finalement une mesure nécessaire. Et ensuite avoir des optimiseurs comme vous - ce qui serait une transition intéressante

47:34 également - avoir l'optimisation non seulement au niveau d'un gestionnaire de réseau de transport mais aussi au niveau d'un gestionnaire de réseau de distribution, en priorisant bien sûr le gestionnaire de réseau de distribution comme une contrainte stricte, probablement. Quel est votre point de vue là-dessus ? Oui, je pense que ce que vous avez décrit est le résultat d'une conception de système centralisée, n'est-ce pas ? Parce que où ont été connectés les blocs de charbon de 1 GW dans le passé ? Où ont été connectées les centrales à cycle combiné de 860 MW ? Où ont été connectées les stations de pompage ? Certainement pas dans le

48:07 réseau de distribution, à cette taille. Donc le contrôle - et c'est maintenant mon interprétation du passé ; je n'ai pas été impliqué dans la rédaction des réglementations - le contrôle était entre les mains des gestionnaires de réseau de transport, n'est-ce pas, de la haute tension, parce que c'est là que les gros volumes sont connectés. Et donc je pense qu'il manque un lien vers les niveaux de réseau inférieurs, et les niveaux de réseau inférieurs n'ont

48:40 jamais été sollicités - les gestionnaires de réseau de distribution - pour faire une surveillance en temps quasi réel des congestions du réseau, des prévisions très précises, etc. Donc quand nous travaillons avec eux, parfois les données ne sont pas là, ou ils travaillent avec un retard de X minutes, où c'est fondamentalement trop tard. Ensuite l'appel est exécuté par le gestionnaire de réseau de transport, peut-être sans considérer les gestionnaires de réseau de distribution en dessous, parce qu'en dessous d'un gestionnaire de réseau de transport il y a une multitude de gestionnaires de réseau de distribution, n'est-ce pas ? Et cela fait une différence si vous êtes dans le nord de l'Allemagne ou dans

49:13 le sud ou à l'est, ou si vous êtes proche d'une grande centrale électrique ou à côté d'un gros consommateur. Je pense donc que nous avons manqué un peu d'intégration - nous nous sommes simplement arrêtés au niveau le plus élevé et avons dit : les gestionnaires de réseau de transport savent tout et ils prennent la décision. Et maintenant nous réalisons qu'avec des actifs plus petits au niveau des gestionnaires de réseau de distribution, peut-être que cela aurait dû être mis en place différemment, et que nous avons besoin de plus de données pour prendre des décisions éclairées, et

49:44 pas seulement au niveau du gestionnaire de réseau de transport ou autre. Je pense donc que c'est un problème de conception du marché de l'énergie que nous devons résoudre, sinon nous aurons des difficultés et ne trouverons pas la meilleure solution. L'alternative est que nous autorisions simplement les actifs décentralisés à des points spécifiques, ou ils seront limités de manière aléatoire à différents points, si nous ne trouvons pas une manière harmonieuse d'échange de données et de règles, également parmi tous les gestionnaires de réseau de distribution. Je pense donc - mais c'est encore le même sujet -

50:20 maintenant nous parlons d'énergie en transition à tous les niveaux techniques. Techniquement, je suis d'accord avec vous, aucun problème du tout. Les données sont là ; c'est juste une manière différente de travailler. Oui, non, certainement. Et êtes-vous impliqué dans l'élaboration et la création de politiques, et y a-t-il des changements politiques à l'horizon qui vous rendent optimiste sur ce sujet ? Donc en fait, moi-même non - je veux dire, nous produisons des documents de position sur des sujets

50:58 du point de vue d'un optimiseur sur des sujets qui touchent notre modèle d'affaires ou nos clients. Et je siège au Conseil d'EPEX Exchange, représentant - EPEX, la plus grande bourse d'électricité en Europe, a un conseil composé de membres. Tous les membres d'EPEX doivent voter sur qui y participe. Et ce conseil agit comme une caisse de résonance, donne des orientations sur de nouveaux produits, ou doit voter

51:37 sur l'introduction ou non de nouveaux produits chez EPEX - c'est donc fondamentalement la voix de tous les membres. Et bien sûr notre rôle là-bas est de représenter les entreprises entièrement automatisées, parce que nous avons des besoins différents des 4 plus grandes en Allemagne avec d'énormes flottes de génération, etc. C'est une configuration très diversifiée dans ce sens - des acteurs avec un fort accent sur les renouvelables, des acteurs avec un fort accent sur le conventionnel, nous avec une multitude de batteries. Nous essayons donc de fournir des contributions à

52:13 différents forums, mais nous ne sommes pas activement impliqués dans l'élaboration de politiques plus que d'autres. Ce n'est pas notre activité ; nous fournissons des conseils issus de l'expérience opérationnelle. C'est logique. Je veux dire, vous avez parlé de représenter les acteurs entièrement automatisés, et parmi ces acteurs je pense que l'un des messages clés que vous défendez - à juste titre - est la transparence et comment garantir que les promesses que vous faites à vos clients sont tenues. Peut-être pouvez-vous développer sur comment

52:47 vous - je crois que vous avez annoncé un audit avec KPMG et d'autres - pouvez-vous peut-être développer cela et comment vous pensez que cela fera également évoluer le marché pour rendre toute cette promesse transparente ? Oui, alors d'une part il faut considérer que l'optimisation du stockage par batterie est une discipline assez nouvelle. Nous avons proposé l'optimisation multi-marchés et l'avons présentée au public, je crois en 2022. Nous avons donc signé notre

53:16 premier stockage par batterie en 2021, donc c'est assez récent, environ 3,5 ans. Et à un moment donné, les clients ont été déconcertés par des prévisions bancables qui n'étaient pas alignées avec les résultats d'optimisation quotidiens, etc. Et ce que vous voulez avoir, c'est une forme de sécurité d'investissement, n'est-ce pas ? Cela comporte beaucoup d'aspects, mais un élément est, bien sûr, est-ce que j'ai la même prévision pour les 10 à 15 prochaines années, non ? Pour construire mon business case. Nous avons donc commencé en fait très

53:53 tôt à partager certaines de nos données avec des acteurs, n'est-ce pas ? Mais nous avons découvert que d'autres sans actifs opérationnels, et ce n'est ni bon ni mauvais, mais ils se sont présentés avec des simulations super élevées et ont dit, wow les gars, nous pouvons faire 300, je ne sais pas, 1 000 € par mégawatt par an, etc. Et d'un autre côté, vous avez aussi des propriétaires d'actifs très inexpérimentés, n'est-ce pas ? Parce qu'ils ont peut-être construit leur première batterie, et pas mal d'entre eux construisent en fait leur première ou deuxième

54:28 batterie, n'est-ce pas ? Et donc vous n'avez pas beaucoup d'expérience des deux côtés de la table, n'est-ce pas ? Et cela a abouti à des prévisions de plus en plus élevées. Et nous avons dit, les gars, c'est complètement stupide. Nous savons que ce n'est pas vrai parce que nous avons des données en direct de batteries. Nous avons 1 heure, nous avons 2 heures, nous avons près de 4 heures ; nous avons les Pays-Bas, nous avons la Belgique, nous avons l'Autriche, nous avons l'Allemagne, n'est-ce pas ? Nous avons donc cette expérience opérationnelle, et nous avons dit que la seule

54:59 façon d'aider à faire mûrir le marché est de rendre ces données publiques, n'est-ce pas ? Mais d'une manière qui ne révèle pas la performance d'actifs individuels, n'est-ce pas ? Ce sont les données de nos clients. Donc pour remplir ce critère de qualité, nous sommes allés avec KPMG, un auditeur, n'est-ce pas ? Ils doivent respecter toutes les règles minutieuses - croyez-moi, ce n'est pas amusant. Cela nous a pris environ 8 ou 9 mois pour passer au travers. Nous devons donc fournir les données, ils vous posent des questions et disent, hé, est-ce que

55:26 cela représente le marché, ou est-ce que vous suggérez - comment évitez-vous de ne prendre que les actifs performants et d'ignorer le reste ? Nous avons donc dû leur montrer nos contrats et l'ensemble de notre base d'actifs, et donc il y a des lignes directrices d'audit du top 4 derrière tout ça. Et nous l'avons publié depuis janvier cette année. Nous publierons notre indice de stockage de deux heures. Je veux dire, je l'ai montré à Get Inspired à Berlin. Nous avons également partagé la performance de deux heures,

55:57 que nous sommes en train de certifier avec KPMG. Pouvez-vous juste développer cette performance horaire, parce que je ne suis pas au courant et les auditeurs pourraient également ne pas l'être ? Que voulez-vous dire par là ? Oui, donc dans l'ancien monde, il y a 3 ans ou 2 ans et même plus longtemps, vous aviez des stockages par batterie conçus pour fournir des services de fréquence, donc principalement de la FCR. Et pour faire cela, vous deviez avoir 1 heure de durée de stockage. Donc 10 mégawatts de puissance, 10 mégawattheures de capacité, n'est-ce pas ? Combien de temps faut-il

56:31 pour charger votre batterie de 0 à 100 %, c'est une heure. Et la même chose pour la décharge. Et c'était la dimension la plus rentable en termes de capex, donc en termes d'investissement, pour fournir de la réserve de régulation de fréquence. C'est pourquoi dans le passé, tous les stockages par batterie étaient de 1 heure. Encore plus tôt, une demi-heure était acceptable, donc 10 mégawatts, 5 mégawattheures - il vous fallait juste une demi-heure pour charger ou décharger complètement la batterie. Nous voyons maintenant

57:05 dans tous les marchés aucune durée inférieure à 2 heures, donc 10 mégawatts, 20 mégawattheures. Il vous faut donc 2 heures pour charger ou décharger complètement le stockage par batterie, et cela s'accompagne bien sûr d'un potentiel de revenus différent. Donc un stockage de 2 heures - tout d'abord, c'est une technologie plus récente. Les anciennes que nous avions étaient NMC ; les nouvelles sont LFP, ou lithium fer phosphate, et ont plus de cycles, etc. Ce sont donc des configurations fondamentalement différentes, appelons cela comme ça. Nous avons donc convenu

57:40 avec KPMG de regrouper les stockages de 1 heure comme l'ancien monde - donc de 0,9 à 1,5 heure - et de 1,5 heure de durée à 3,5 heures nous avons le deuxième groupe, qui représente les actifs actuellement en construction. Et si nous dépassons jamais 3,5 heures de stockage, nous ajouterons un autre groupe pour les durées plus longues, n'est-ce pas ? Sinon vous ne pouvez pas comparer les performances, n'est-ce pas ? Donc si vous construisez un stockage de 2 heures qui est en construction, vous

58:14 regardez notre performance de 2 heures pour des actifs comparables. Si vous avez une ancienne 1 heure, vous regardez l'autre. Si vous avez une durée plus longue, vous regardez l'extrémité supérieure de notre indice 2 heures. Il est donc très important d'être équitable et transparent dans la comparaison des actifs. C'était donc l'idée : quiconque a un stockage par batterie, peu importe s'il est optimisé par nous, par quelqu'un d'autre, pas optimisé du tout, en construction, peu importe - vous allez sur notre site web,

58:41 vous vérifiez les chiffres, vous pouvez télécharger le rapport KPMG. Il y est écrit la performance minimale, donc l'actif le moins performant, l'actif le plus performant, et la performance du portefeuille pondérée par volume. Pour qu'un petit actif exceptionnellement performant ne fausse pas votre performance globale. Mais tout est décrit dans les documents et disponible en téléchargement public, et nous voyons déjà que cela donne beaucoup de confiance aux propriétaires d'actifs, n'est-ce pas ? Ils regardent les

59:13 anciennes prévisions, les prévisions bancables, ils regardent la performance réelle, et disent, OK, elle a été légèrement supérieure, et ils demandent et disent, oh, je comprends pourquoi une prévision doit être légèrement inférieure, parce qu'il y a des choses comme la volatilité qui ne peuvent pas être prévues avec précision. Cela aide donc vraiment à éduquer le marché, et c'est fondamentalement - je dirais - impossible désormais en Allemagne de proposer un chiffre totalement inventé, n'est-ce pas ? Parce qu'un client ira sur notre site web et dira, j'ai fait 3 000, je ne

59:46 vous savez, en mai annualisé, et vous dites que vous pouvez faire 800. Maintenant, dites-moi comment cela fonctionne. Mais d'autres marchés sont à ce niveau, n'est-ce pas ? Ils ont été récemment en Pologne, à Varsovie. Encore la même histoire, aucun historique opérationnel, et il s'agit de montrer les chiffres élevés. Mais vous savez, il y a de la peur parce qu'il n'y a pas de données opérationnelles, il n'y a pas d'actif sur plusieurs marchés. Nous recommandons de regarder dans d'autres pays, n'est-ce pas ? Si vous

1:00:21 ne trouvez pas la voiture de vos rêves ou le prix de votre voiture de rêves en Autriche, vous regardez ce que l'Audi ou ce que vous aimez coûte en Allemagne, n'est-ce pas ? Ou ce qu'une voiture similaire coûte. Donc je pense que vous comprenez l'histoire, n'est-ce pas ? Les données opérationnelles sont tout simplement bien plus précieuses que de simples simulations. Oui, je veux dire, pour être honnête, nous en sommes aux premières étapes, comme vous l'avez dit. Savez-vous, de tête, quelle est la capacité de stockage par batteries déployée actuellement dans

1:00:47 les marchés clés, ou en Europe, ou en Allemagne ? Je devrais mentir. Je n'ai pas consulté les chiffres depuis plusieurs semaines, mais je pense que c'était environ 2 gigawatts à l'échelle du réseau en Allemagne, mais je confonds toujours - il y a tellement de résidentiel en Allemagne, n'est-ce pas. Vous ne faites pas de résidentiel, vous faites toujours plus de stationnaire et de co-localisé, n'est-ce pas ? C'est cela. Et puis, avec les entreprises nous avons

1:01:16 une VPP avec un partenaire où nous aurons d'ici la fin de l'année plusieurs milliers de petites batteries agrégées, mais notre focus principal est l'échelle du réseau - donc des batteries plus grandes, de quelques mégawatts à trois chiffres. C'est le sweet spot en ce moment. Mais nous avons aussi vu des systèmes de stockage par batteries à l'échelle des services publics en fonctionnement depuis 2 ou 3 ans. Technologiquement, pas de problème. Et y aura-t-il - je pense qu'il y avait

1:01:51 200 gigawatts en préparation rien qu'en Allemagne ? 500. 500. D'accord, alors combien pensez-vous seront réellement construits, et à quelle vitesse ? Donc nous l'avons partagé de manière très transparente - nous avons de très bons clients développeurs, et nous supposons, d'après ce que les personnes vraiment intelligentes tirent des pipelines, que ce sera un pourcentage à un chiffre, plutôt petit. Parce que si un

1:02:26 bon acteur qui connaît le métier et a fait, je ne sais pas, 15 ans de photovoltaïque avant, connaît les opérateurs de réseau et comment le jeu fonctionne pour obtenir l'accès au réseau, atteint un pourcentage moyen à un chiffre, alors vous avez des cowboys là-bas - pas des Allemands, n'est-ce pas ? Donc des gens en dehors de l'Allemagne qui tentent leur chance. Donc je pense que nous arriverons, je ne sais pas, à environ 10 gigawatts sur les 500. C'est juste, j'ai

1:03:01 eu une conversation avec, j'espère, un futur client, et ils n'ont pas 15 ans d'expérience en photovoltaïque, et la seule façon de le faire pour eux est d'envoyer des demandes au réseau. C'est juste la seule façon. C'est comme les ventes, n'est-ce pas ? Si vous parlez de ventes de logiciels traditionnels, tout le monde sait que vous devez remplir votre pipeline, vous aurez un taux de réussite à chaque étape, et à la fin il y a environ 30 %

1:03:33 selon où vous commencez, à suivre. Et c'est pareil. Je pense que les opérateurs de réseau n'ont tout simplement pas conçu cela pour ça, n'est-ce pas - avec le premier arrivé, premier servi, etc. Parce que qui a construit de grands actifs dans le passé ? Les acteurs historiques, et même deux décennies avant, ils formaient une seule entreprise avant d'être décomposés. Donc encore une fois, le résultat de la conception du système dans mon monde. Rien de mal avec cela, aucune mauvaise intention des deux côtés. Mais pas un système correctement conçu pour

1:04:09 gérer toutes ces demandes de réseau. C'est logique, oui. Et parlons jalons. Vous avez déjà atteint pas mal de jalons. La Série B remonte à un peu, et ensuite vous pouvez partager quelques chiffres pour que les auditeurs aient aussi une idée de la taille de là où vous êtes et quel est votre plan - où voulez-vous être dans quelques années ? Malheureusement notre plan change - pas notre étoile du Nord, n'est-ce pas, d'être un optimiseur de batteries mondial - mais

1:04:41 vous savez, quand nous avons levé notre Série B de 25,5 millions d'euros il y a 1,5 an, l'idée était d'avoir quelques pays en Europe, amener l'Europe au seuil de rentabilité essentiellement, comme un bastion ou comme une fondation, puis de nous développer à l'échelle mondiale. Et puis soudainement nous travaillons avec un partenaire époustouflant, Optimus Energy en Grèce, sur 270 mégawatts. Nous travaillons avec un partenaire extrêmement bon en Espagne et au Portugal, Nexus Energy. Nous travaillons avec Ecoortes - une ADN super compatible - en Pologne, etc. Donc l'Europe devient folle en termes de stockage par

1:05:22 batteries, n'est-ce pas ? Et donc nous revenons toujours vers encore plus de pays. Nous recevons des demandes de Roumanie - vous ne pouvez pas imaginer. J'ai passé pas mal de temps à Bucarest dans mon passé. Mais oui, donc la chose c'est, vous avez ces marchés qui mûrissent, n'est-ce pas, et le Royaume-Uni était en fait de loin le premier en Europe. Sur le continent vous les avez empilés maintenant, n'est-ce pas, selon les maturités du marché, et chaque fois que nous

1:05:57 disons, OK, dans 1,5 an nous regardons, ou nous commençons à regarder maintenant plus vers les États-Unis - c'est comme, voici un autre pays en Europe, voici un autre pays, voici un autre pays, n'est-ce pas ? Donc l'Europe nous occupe beaucoup. La Grèce, par exemple, n'était pas dans nos idées de feuille de route, et nous avons - je veux dire, le plus grand actif là-bas fait 150 mégawatts, 300 mégawatts-heures, donc assez conséquent. L'Europe nous occupe, l'objectif est mondial, n'est-ce pas ? Nous faisons le premier

1:06:27 pas avec le partenaire japonais, l'un de nos actionnaires, qui sera annoncé bientôt. Donc si nous avons accès à la bourse d'électricité japonaise, nous construisons les premières prévisions, etc. Donc le Japon sera notre premier marché mondial. Mais oui, pour les États-Unis, nous devons d'abord prendre soin de notre continent d'origine, appelons-le comme ça, avant de faire un plus grand pas.

1:07:01 géographiquement est assez loin ? Vous maintenez la qualité du produit et le support client requis. En fait, c'était le plan depuis le début. Je dirais que nous sommes enfin là où nous voulions être, n'est-ce pas ? Il y a 5,5 ans lors de la création de l'entreprise. Comme nous avons tous une expérience en technologie logicielle, l'idée était de nous développer avec la technologie plutôt qu'avec les personnes. Et ce que nous avons réalisé entre-temps - j'ai eu une conversation il y a quelques jours avec Wolfgang, cofondateur et CTO -

1:07:35 nous avons amélioré certaines stratégies d'enchères pour l'optimisation, et soudain cette amélioration a eu un impact en Allemagne, en Autriche, en Belgique, aux Pays-Bas, en France. Nous obtenons donc cet effet de levier au niveau de la plateforme. Stratégiquement, il y a d'une part la diversification des risques, la diversification des revenus, l'entrée dans de nouveaux pays, mais d'autre part il s'agit vraiment de tirer parti du fait que les marchés, surtout sur le continent - laissons de côté le Royaume-Uni pour l'instant - mais sur le continent sont harmonisés. Pourquoi laissez-vous de côté le Royaume-Uni ? Parce qu'ils

1:08:09 n'ont jamais voulu être harmonisés avec le reste de l'Europe. Le marché fonctionne de manière fondamentalement différente. Vous n'avez pas un carnet d'ordres unique partagé, donc vous avez différents pools avec des liquidités différentes. Vous avez des enchères organisées par deux NEMO, les deux bourses de l'électricité. Vous avez différents services auxiliaires, donc ce que les gestionnaires de réseau de transport vous demandent est différent du continent - certains similaires, d'autres pas du tout. Connectés par des interconnecteurs, avec des enchères de capacité explicites au lieu d'implicites, ce que

1:08:45 nous avons avec SSTEC et SIDC sur le continent. Ils n'ont donc tout simplement pas participé à plus d'une décennie d'harmonisation. Cela signifie qu'en termes de montée en échelle et d'expansion géographique, ils sont différents, et je pense que c'est aussi la raison pour laquelle vous voyez rarement des acteurs britanniques sur le continent. Ils se tournent plutôt vers l'Australie et les États-Unis. Certains le font, comme Octopus ou Kraken, mais c'est un plus grand saut que vous ne le penseriez

1:09:16 dans un premier temps. À part cela, nous nous développons avec la technologie. Certains marchés sont plus faciles et d'autres plus complexes, mais en général il nous faut quelques mois pour construire quelque chose de vraiment solide pour un nouveau pays, ce qui est incroyable, et c'était le plan. Oui, félicitations. Et pour changer de sujet et parler des flottes et du smart charging - le podcast porte aussi sur ce sujet. Je serais curieux, et je veux aussi vous remercier pour

1:09:46 votre aide jusqu'à présent en tant que conseiller de RiDERgy - cela a été très utile. Quelle est votre vision des flottes, de l'électrification, du smart charging, notamment comment cela s'intègre avec Inspired ? Et si vous avez des réflexions sur le potentiel qui existe pour la charge bidirectionnelle et ce type de sujets. Oui, je suis un conducteur passionné de véhicules électriques depuis près de 10 ans. En fait, beaucoup de gens ne savent pas que nous avions chez Inspired

1:10:20 une première solution de smart charging au sein d'un fournisseur d'énergie autrichien, il y a environ 4 ans, je pense que c'était en service en 2021. À l'époque, les acteurs n'étaient même pas sûrs si le smart charging et le load management étaient la même chose ou non. Ce que la plupart des acteurs entendaient par load management était l'écrêtage des pointes - le peak shaving - et ce que nous entendions par smart charging était la recharge d'un véhicule optimisée selon le prix de l'électricité.

1:10:52 Cela n'a pas pu se développer à l'époque. Pas assez de volatilité, pas assez de sensibilisation, pas de tarifs indexés sur les prix spot, pas assez d'infrastructures de recharge, pour être honnête. Il n'y avait pas trop de CPO - opérateurs de points de charge - à l'époque. Je pense donc que nous étions un peu en avance. Et ne vous méprenez pas, mais du point de vue algorithmique, c'est un jeu d'enfant comparé à une batterie, n'est-ce pas ? Le smart charging - cela changera avec le vehicle-to-grid, bien sûr - mais la recharge pure, c'est

1:11:27 vous l'obtenez maintenant gratuitement avec votre tarif au prix spot. Voilà le contexte. Vous pouvez supposer que je suis un fervent partisan des véhicules électriques. Je pense que le plus gros problème dans la montée en échelle jusqu'à présent, ou la raison pour laquelle nous ne sommes pas plus avancés, c'est que l'industrie de la mobilité a sous-estimé l'industrie de l'énergie - qui possède le point de comptage, quel est le rôle du fournisseur de ce point de comptage, comment cela fonctionne avec l'équilibrage, comment

1:12:04 influencez-vous les prévisions ? Je pense que nous avons vu beaucoup d'acteurs qui pensaient : il suffit de se connecter quelque part et c'est fait. Et ensuite c'est genre, oh, si vous avez 10 points de charge, désolé, ma situation d'approvisionnement est différente. Et puis, oh, c'est un seul compteur - ça ne marche pas d'avoir deux tarifs différents sur le même compteur - et tout ce genre de choses. C'est ce que j'ai entendu et appris au cours des dernières années. Je pense donc que

1:12:32 le plus grand potentiel de mon point de vue à l'heure actuelle, ce sont les flottes commerciales ou d'entreprise, où vous avez le contrôle sur les véhicules. Parce que si vous avez des particuliers, peut-être qu'ils ne sont pas très contents si vous bidouillez avec leur batterie à 80 000 €. Mais si ce sont des voitures de société, des véhicules utilitaires, des bus électriques - ils sont généralement détenus, exploités ou loués par l'entreprise. Je pense donc que vous atteignez aussi un certain volume

1:13:07 C'est intéressant. Je pense donc que cela devrait être une réalité. Il est aussi plus facile de prévoir la flotte que des actifs individuels, n'est-ce pas ? Et, dans une logique de portefeuille, je pense que vous pouvez raisonnablement arriver au vehicle-to-grid à un moment donné, parce qui sur terre à la maison achèterait un chargeur vehicle-to-grid à 2 500–3 000 € ? Je pense donc que du côté résidentiel, nous n'en sommes pas encore là, mais du côté des flottes, je pense qu'il y a déjà beaucoup d'acteurs avec de grandes flottes, et du point de vue d'Inspired

1:13:44 dès que le vehicle-to-grid devient intéressant, parce que peu nous importe qu'il s'agisse de 64 conteneurs stationnés sur site ou de 200 voitures qui peuvent être connectées et déconnectées - du point de vue de l'optimisation c'est très similaire, pas identique, mais similaire. Et y aura-t-il un conflit selon vous, une fois que nous arriverons au bidirectionnel, en termes de nombre de batteries qui seront déployées ? Y aura-t-il une concurrence entre les batteries stationnaires et les batteries mobiles ?

1:14:14 Y aura-t-il un effet de cannibalisation ? C'est sûr du côté de l'énergie. Mais pour être honnête, je ne peux pas en juger, si les voitures sont connectées au bon moment. Si elles sont toutes connectées à midi, là où cela a du sens du point de vue énergétique, alors vous avez très souvent des durées plus longues. Cela dépend donc aussi de la rapidité des chargeurs et de ce que les voitures sont capables de charger et décharger, et de ce que

1:14:47 les constructeurs automobiles acceptent, n'est-ce pas ? Simplement, si vous avez un chargeur DC de 400 kW - je ne sais pas s'ils seraient contents si vous vidiez complètement la batterie en quelques minutes d'un véhicule électrique et que vous la rechargiez ensuite en 10 minutes supplémentaires. Je pense donc que beaucoup dépend de la flexibilité disponible en termes de puissance et de MWh ou GWh ou autre. Mais oui, ils devraient jouer le même jeu, et feront face aux

1:15:19 les mêmes sujets, n'est-ce pas ? À un moment donné, un gestionnaire de réseau de distribution viendra et dira : « Désolé, messieurs, sur ce nœud vous ne chargerez pas 3 MW et vous ne déchargerez pas 3 MW à ce moment-là. » Donc je pense que cela devrait être pleinement intégré et, espérons-le, bénéficier des enseignements tirés du déploiement à l'échelle du réseau. Je n'ai aucun doute que cela fonctionnera, c'est juste une question de temps. Ça a l'air bien. Sur cette note optimiste,

1:15:53 j'aimerais vous demander si vous avez des messages finaux pour les auditeurs, et aussi comment les gens peuvent entrer en contact avec vous au mieux. Avec moi en tant que personne ou avec Inspired ? Les deux. Entrer en contact avec nous est facile - dès que vous êtes impliqué dans le domaine des batteries, vous tomberez tôt ou tard sur nous lors d'événements, etc. Vous pouvez toujours nous envoyer un message. Le moyen le plus rapide de me joindre,

1:16:25 c'est WhatsApp - c'est comme ça que ma femme me joint, donc je dois vérifier si je reçois le message. LinkedIn, c'est compliqué ; je reçois énormément de spam et je viens de réaliser que je n'ai pas répondu à des messages d'il y a 3 mois, voire plus, ce qui était un peu embarrassant pour moi. Mais je pense que vous trouverez comment me joindre, moi ou mes collègues.

1:16:53 Vous contactez Claudio et il me laisse un message WhatsApp.

1:16:58 Oui, je serais ravi de faire une introduction. Ça a du sens.

1:17:04 Oui, et avez-vous un dernier message inspirant à partager ? Je peux simplement dire : si vous n'êtes pas encore actif dans l'industrie de l'énergie, c'est le moment le plus passionnant, je pense, depuis des décennies. Et c'est une opportunité unique, peu importe le rôle, n'est-ce pas ? Que vous parliez de mobilité électrique, que vous parliez d'approvisionnement en stockage par batteries, quoi que ce soit, je pense que c'est vraiment le moment où nous vivons un changement de paradigme

1:17:39 dans l'énergie, n'est-ce pas ? Donc je pense que si vous avez l'occasion de vous impliquer dans l'énergie, c'est maintenant. Et j'espère que nous serons tous très fiers dans une décennie ou deux de raconter combien de travail nous avons consacré au nouveau système énergétique il y a 20 ans. C'est pourquoi j'aime mon travail, n'est-ce pas ? L'énergie n'est jamais ennuyeuse, et maintenant c'est extrêmement passionnant. Incroyable. Je suis tout à fait d'accord avec vous. Merci, Jürgen, pour votre temps et votre

1:18:12 énergie. Continuez comme ça. Et passez une bonne soirée. Merci, vous aussi. C'était Jürgen d'Inspired. Cette conversation a montré que les batteries ne sont pas seulement des équipements matériels - ce sont des participants au marché. L'avantage crucial vient de l'automatisation rapide qui passe de la mesure à la prévision, de la prévision à l'offre, et de l'offre à la répartition. La performance peut être évaluée avec des indicateurs simples et concrets : le taux de capture par rapport aux prix day-ahead, le temps nécessaire pour placer une transaction, et le coût des erreurs de prévision. La valeur n'est jamais la même

1:18:52 partout. Elle suit la congestion locale, la volatilité des déséquilibres, et les règles spécifiques à chaque pays. Les projets de batteries marchandes peuvent fonctionner lorsqu'un portefeuille de risques approprié est en place, incluant des structures de plafond et de plancher, des flux de revenus mixtes, et une préqualification précoce pour les services auxiliaires. Le succès sur le terrain dépend des détails d'intégration, de contrats EMS solides, d'états de repli définis, de bons plans de test, et d'une télémétrie fiable. Des données propres et des pistes d'audit claires renforcent la confiance des prêteurs et des régulateurs. La colocalisation du stockage avec de l'éolien ou du solaire peut ajouter des options, mais les limites du réseau et la réduction peuvent effacer ces gains tout aussi

1:19:38 rapidement. Une prochaine étape pratique consiste à automatiser de bout en bout dans une seule zone de marché et à ne développer qu'après que les mêmes indicateurs de performance se confirment en dehors des simulations rétrospectives. Ce qui suit, c'est plus de flexibilité au niveau de la distribution, des cycles de règlement plus rapides, et des garanties de performance plus strictes. C'était un épisode très complexe qui montre le niveau de sophistication que Jürgen et Inspired apportent au marché et à la table. Je suis très heureux de l'avoir comme conseiller chez RiDERgy et de continuer à collaborer, et espérons-le, de développer nos activités ensemble également.

1:20:17 Des solutions comme celle-ci pour les flottes. Et merci d'avoir écouté Smart Charge by RiDERgy, et à bientôt dans le prochain épisode. Restez chargés.

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.

0:39 Welcome back to Smart Charge. Today we are with Jurgen Meyerhofer, founder and CEO of Inspired, an optimizer of battery storage. Jurgen's path runs from the early days of gas market liberalization in Austria - think the famous Baumgarten node, capacity booking and real physics - to today's software-driven power markets where batteries are dispatched in real time. We get practical about intraday trading. Germany alone sees 10+ million price updates per day, stacking day-ahead, intraday and ancillary services, and why the truly hard part is the last mile of automation:

1:22 connecting the EMS to a trading platform that can forecast, decide and dispatch quarter-hour by quarter-hour - there are 96 products per day. Jurgen explains how Inspired connects to batteries via EMS, optimizes at 100-megawatt-scale projects, and why batteries can work without subsidies if you respect location, grid impact and build for full automation rather than manual lever-pushing. If you care about turning storage into a profit-making, grid-supporting resource, this one is your field guide. I'm very proud to have Jurgen also advising RiDERgy.

1:58 And let's dive in. Hello Jurgen, how are you today? Hi Claudio, very well - thanks for inviting me. Yeah, happy to have you, and so glad to learn more about you and Inspired. So let's start with you first. I know you have quite a long background already in the energy space. What was the inception - where did you know that this was the space you wanted to work in? And what were the key steps in your journey so far, if you had to spend just one

2:31 minute or two about your background? OK, where do I start? First of all, I was always very interested in computer science, so it was clear to me to work in that space. I applied for a lot of different jobs without any clear goal, I would say. And by accident I moved to a - nowadays you would call it a startup, right? Back then it was just

3:05 a small company - I joined as employee number 18. It was 2002 when the natural gas market in Austria was liberalized, so we moved away from fax messages to nominate natural gas imports, to fancy Excel spreadsheets via email - meanwhile still known as the very famous KISS formats. And that's how I by accident stumbled into the energy market. So actually my background is in natural gas logistics, if you want to call it like

3:42 that. My first bigger project was writing the algorithm to optimize physical gas flows - with compressor stations and imports and exports. Back then it was a nodal system, right? There are a lot of discussions going on in the power market about nodal pricing - this is how natural gas works, roughly 25 years ago. And as soon as I found out that I was really moving physical natural gas, and the pipeline runs along the highway I had to

4:15 drive home on, and I passed the compressor station, I actually thought: that's quite cool, because software had a physical impact, and I knew what was going on there physically. So you were managing gas flows the way you're managing power flows now. Yes, actually the start was really imports at Baumgarten - that's a famous node in Austria where we import from Slovakia, so mainly Gazprom gas back then. OMV, the Austrian oil and gas

4:48 major, was I think the first to conclude a long-term contract with Gazprom. And that gas is then distributed to Germany, to Hungary, to Italy via various pipelines, and you have to book capacity there in different qualities - that's a topic meanwhile in power markets too, so firm or interruptible capacity, etc. And then you really have to consider physics: different heating values for natural gas, high and low heating values. Back then we had something

5:24 called different gas days. In the control area - the DSO equivalent - we had 0-to-0, basically a calendar day. On the transport side we had 6-to-6, and for imports we worked on 8-to-8 o'clock schedules, and we had to bring that all together, while the colleagues in Germany worked on a calendar day in kilowatt hours - so no messing around with heating

5:56 values and all that. But gas does have a quality dimension, unlike power. So that was the energy background. You also had a bit of an entrepreneurial side, and you could highlight some of the milestones that led you to Inspired, entrepreneurially speaking. I always tended to work in small, innovative companies - not because I chose them; I think they

6:30 rather chose me as their employee. From the first company liberalizing the gas markets, to being a freelancer helping customers with market entries across Europe, to doing consultancy for short-term power trading - my whole career has been driven by innovation in the software and energy space, and always luckily in roles where I could take a lot of decisions and a lot of responsibility, like in my previous role as managing director.

7:07 of Visotec. Super small Austrian company back then, and scaled across Europe within 2.5 years organically, so no investors behind, etc. So there were quite some rewards in the past, let's call it like this, for taking risks. So I think there was not a single time whenever we did the bigger strategic move that it failed. So I'm knocking on wood now, but so far we had a very good gut feeling for bold

7:41 moves. And I think that also gave us the confidence for Inspired. The first people who joined Inspired, we had worked together, we had seen that it works, what we're doing. Everybody was clear about his or her role in the organization, so I would say it was the natural result of 20 years' experience, to do what we do now at Inspired. Yeah, it's fascinating. And to what extent do you attribute your last

8:15 experience with Viso to Inspired? What were the building blocks, so to say, that you are now also leveraging? I think one topic that we all learned there is scalability. It's very easy to lose yourself in chasing exciting opportunities. A little project here, a little project there. But it just takes forever to scale a company. Another part of scalability: if you're organically growing, you're always in that mode of first signing a customer, OK, now I have enough money

8:55 to recruit two more people and I have to sign the next projects. And you're in theory always lagging behind. And if you really want to be bold and see an upcoming opportunity and you want to invest upfront, then it's really hard to do in an organic way, unless you're already a huge corporate and you have money on the side and you just invest it. But if you're growing it from zero, bootstrapped organically, I think you will be

9:24 too slow for some markets, when you think about AI advancements, when you think about what's going on with battery storage or how fast the energy industry has gone in general. I'm coming from a time where everything took years and nobody was in a hurry in the energy industry. There was no discussion about energy transition. There was no volatility, no nothing. It was a very stable, regulated business, and now I have the feeling it's exactly

9:56 the opposite. Regulation cannot keep up, incumbent players struggling a bit sometimes with speed. So there are a lot of learnings we've taken, and also things that we wanted to avoid in a sense. We have also learned what's not that smart. For example, we had been an Austrian company and everything was in German - internal documentation, emails, contracts, whatever. Which is a problem if you scale geographically in sales, which is a

10:33 problem if you onboard your first employee who doesn't speak German. So you either limit yourself and say, sorry, only German speakers allowed, and you miss out on a lot of great talent, or you do that fundamentally different. That was something we did from day one at Inspired - everything is English, all contracts are English. We rather had to struggle the other way around. German customers asked for German contracts and we were like, oh my God, we don't have them,

11:00 even as an Austrian company. So there were things that worked very well, like focus on scalability and what it takes, and there were other things that we just learned because it was very cumbersome in the past, how we set it up. So I think it's a good mix of different experiences. Cool. And talking about software, languages, cultures and scaling, I'd be very curious to hear your opinion. As

11:30 we are in this age of AI as well, there are plenty of companies built in the US that are successful, also from the internet age - software companies - and we seem to struggle in Europe compared to the US and China and some other regions. Whereas you are a brilliant example of a software company that is successful internationally and has been able to develop top-notch software out of Europe. What's your take on this, and what

12:03 makes you optimistic that Europe can also turn things around? And what do you attribute to this weakness of Europe, and how come there are not more Inspireds out there? I think there are quite some. The problem that we have is we reached some kind of glass ceiling at some point in terms of scaling. I think entrepreneurship in Europe is still not recognised as super valuable.

12:38 We still live from the well-known brands that have been established decades ago and are now big companies. I think it's pretty good in Europe to get early-stage funding up to a certain stage, but if you really want to scale a business, very often investors from the US, Asia, etc. are involved. So I think we have the talent and we have the technology, but we're just not brave or bold enough. I mean, you

13:08 could challenge me now and say, what held you back from raising €500 million and going all in? And it's not the vision - it's just the capital. Other companies burn billions of euros based on the vision, and typically these companies are sitting outside of Europe. And these are the admired ones. I think there is one financing issue, and the other is cultural. Everything

13:40 has been working well, right? The automotive industry - but nobody thinks back on, I mean, they also started small, and now they're established. And I think there is not enough support in terms of capital, regulation sometimes, and sometimes just recognition from, I don't know, politicians, other industries, etc. So that's my take. I know that's a very high-level one, but I think if somebody would say, "Hey Jürgen, do you want to have 200 million to go totally crazy"

14:14 on a global level, we would know how to spend that money, right? I'm pretty sure. OK. So I'm looking forward. You already have raised your Series B. Obviously, you will probably not stay there and we'll come back to that. Just one more point before we move and deep dive into Inspired and what you do - to the point we just made: is there, in your view - we talk a lot about decentralization of the energy world, but in my view

14:43 we don't talk enough about the software definition of the energy world and these changes. We talk about in mobility, as we are at the intersection of mobility and energy, there's always the concept of the software-defined vehicle coming up over and over. I feel in the energy world we don't talk enough about it also transitioning towards a software-defined energy world. I'd love to have your take on that. I mean, everything we do is software,

15:09 right? Everything is automated, so no human intervention from the point in time the algorithm is live - from automated retraining, to optimizing the parameters, to adapting to fundamental situations. I think, to be honest, it will be the only way, because decentralized small assets are fundamentally different to dispatch and to manage than centralized large assets, right? I think incumbent players are extremely good at managing their large portfolios, but what we

15:47 see is that we just lack, as an energy industry in general, execution capabilities for decentralized setups, right? Ranging from smart meter - I wouldn't even call it software that you need there - from smart meter rollout to behind-the-meter optimization, that's all super nascent, right? I have all this fancy setup at home, from EV to charger to battery storage to heat pump, whatever, and the solutions are just not where they are on slides in reality.

16:26 Unfortunately. So I think there is far not enough focus on software and technology. It's still: get this battery, buy it, install it, and you're done. And I think that leaves out quite some potential. And of course you have the incumbent world that kind of holds us back a bit, right? Because politically I see that there are also different directions being taken with conventional power plants, etc. So I think some stakeholders are stuck in the old world

17:02 that they've known for decades, which goes back to the previous question, right? If they would be bold on technology, there should be way more investment in AI, in energy tech companies and whatsoever. But I think they have not realized it yet, because the incumbents tell them, "Guys, everything is fine - build some gigawatts of whatever power plant type and we will solve it the old way," which is correct, right? It worked in the past, why shouldn't it work

17:31 now? But you just have to ignore the energy transition and all the other things. So I think the players who will win are those that have good software capabilities. Thanks. Now I'd like to do a maybe fun exercise. One of the most impressive things you have, next to building Inspired, is that you're also a father of five kids. How do you explain Inspired to your kids? If you have to explain it in a simple way, in a short way - what does

18:05 dad do, so to say? The easiest one is if we're in the car, right - in Austria we have quite some wind farms. I always tell them that we take the power out of that wind farm, store it, and deliver it whenever it's needed, so that the lights are on. That's the pitch for four-year-olds, right? I've of course shown them our projects on pictures - 100 megawatts that we optimize - and then

18:34 they are blown away that the battery could be that big, right? They still - you know, they're kids - they think of the small little things for their toys, that's a battery in their world. But that's the easiest one, right? Having something tangible, because it's basically impossible to describe a software platform or full automation - that doesn't mean anything. But if you have a physical wind farm that you pass by with the car and you show them a picture of a battery and say you just store

19:01 it and release it later, they're most probably fine with it. Nice one. I like it. And how do you explain Inspired shortly to an energy expert, somebody who knows the industry well? Then I would typically explain that we're a commercial optimizer of battery storage, right? So we connect via the EMS with our platform, connect on the other side to all markets - which is wholesale and ancillary services - and with our fully automated

19:34 setup, take care of all the forecasting and bidding decisions in between, with the goal to generate maximum revenue for the asset owner. Something like that - and typically there are still follow-up questions coming. Exactly, and that's a good segue to the follow-up questions. So in the value stream, what was also the insight compared to the conventional trading that was done before Inspired, so to say?

20:06 In the era of - what would you say? How would you compare it? I would say that the era before, where I've also worked - I was involved in CCGTs and whatever - the focus was very much on the long term, on a very detailed modeling of the asset. You wouldn't know what you need to do for a spot optimization of the CCGT, what to consider, from ramps to temperatures to whatever. So I think

20:41 the last decades were really focused on the technical details of the assets and their optimization. And I think this is where we have seen our opportunity, because when we asked incumbent players, "Are you optimizing your flexibility?" they were like, "Sure." But what they meant is they optimized it, bid it into the day-ahead auction, and then went for lunch. And that was flex optimization back then, and it's not wrong - it

21:14 is actually flex optimization. But up to that point, you just needed to be very good at optimizing your asset: get your dispatch out, get your shadow prices and all that stuff, your PFCs, you bid, and you're done. And then you told the guys at the power plant, "Do this tomorrow," based on what had just been awarded in the day-ahead auction. The last mile is way more complex with intraday and real-time dispatch. So, from

21:46 both sides - for dispatching the power plant when it's not fully automated, there are still power plants where people are sitting there pushing the levers, more or less - that's a change management topic, to convince people who have been ramping it up just once a day that they should now dispatch a quarter-hourly schedule, and to explain it to them after three decades of doing the same thing. Then there are the software capabilities that you need. I mean,

22:16 there are some tools out there, but if you want to be really exceptional, a standard tool will just not give you an edge compared to all the others who buy the same standard tool. So I think that still makes it really tricky for quite a few of the incumbent players - this change in mode of operation, where suddenly there is a lot of value in the last mile of flex optimization and you need software and technology for it.

22:44 And automated processes. So I think that's fundamentally different, and that's where we jumped in and said we see an opportunity to be better than incumbent players, because we don't have to compete in the other areas - they've been doing those for decades, they know what they do. So, just maybe for the listeners' sake: we are talking about the fundamental problem that you're trying to solve - or that you solve - which is

23:16 that companies are not able to automatically control any assets. That's one big dimension, and the other is being able to react to more market signals and predict better how those market signals should interact with an asset. Correct me if I'm wrong, but you could call it like that, right? Because the new signals that you mentioned are, for example, intraday price changes - more than 10 million updates per

23:56 day in Germany, for example. Somebody has to listen to them, and it's for sure not a human - I mean, you can give it a try - but that requires technology to be very efficient with that. And I think that's just a paradigm shift in how you optimize flexible assets, especially flex assets. Yeah. And the opportunity - maybe just to lay some groundwork - there are the spot markets, which are composed

24:28 of the day-ahead and the intraday. Your price is usually a result - and is influenced much more by the volatility of renewables - and the result of supply and demand at 15-minute slots. That's one optimization that you do. And you're also, I think, participating in the balancing services markets, which are the transmission system operators - the grids that are trying to keep the capacity flowing through the different cables at

24:59 all times stable at 50 Hz. And within the TSOs - because I'm sure we will use these terminologies - there are different markets: there's the very short-term FCR, and then there's the somewhat longer-term aFRR, which are to be distinguished. I would even argue that all the markets you have mentioned are kind of balancing markets in a sense, because the big difference for wholesale is you trade before delivery - so we

25:31 can trade now for tonight and even for tomorrow already, all the 30-minute products and 96 for tomorrow. And that's kind of part of - if we stay with Germany, for example - the market model where you're required to trade out your renewable deltas, so updates. So if at a certain point in time, closer to delivery, you see, "Oh my God, there is more PV or less PV, or more wind than expected," then you have to trade

26:00 the difference. That's kind of a pre-balancing. If you skipped that, as was done in the past, you would have to take the full delta between what you thought yesterday in the day-ahead auction and what is really happening - and ancillary services then happen during the 15-minute delivery period. So the TSO says - or the frequency is automated - "This is what I'm seeing with the grid. I need assets to help me."

26:29 Right, if there is less PV than expected even half an hour ago, if there is a power plant outage - but I think the whole process that you described helps balancing the grid, right, either before or during delivery, in closer to real time. And you engage in all of these - you said yes, sure. That was kind of the innovation for battery storages, right? If you look back 4 years from now, batteries were all in frequency containment

27:02 reserve - the FCR you have mentioned - which is, let's call it, pretty easy to manage because of a frequency controller on site that measures on-site frequency, and if there is too much electricity in the grid you charge, and vice versa, right? So it's a rather passive service. There was no creative bidding strategy or whatsoever. And over the last 4 years that's transformed to a fully-fledged algorithmic optimization problem, right, trying to find the optimum of how and where to participate

27:37 with your battery storage. Very interesting. And are there limits to your solution geographically speaking? So all that we're talking about right now is the liberalized markets, I understand. So any market that is still in the old world - so before 1997 in Europe - I'm not sure how it is exactly in the US or how the history of liberalized power markets was in all countries. But is it correct that you're limited by the countries that are

28:09 not liberalized? Yes, to be precise - to have the biggest added value of our software, or our service actually, right, because you also get route to market, not only - so we don't license the software but offer the full service. You would ideally have ancillary services or balancing markets organized by the TSOs, which is typically the case, plus a liquid wholesale market, or also imbalance markets like the Netherlands or Denmark, etc. So

28:47 several revenue streams. If you have a country where FCR would be dominant, right, and there is no wholesale market, you can use our software, but it will not provide a huge uplift compared to what incumbents do, right? So that would be a red flag for us to enter that market, because we only go if we add more value. So Europe is well suited in general. We're also entering the Japanese market with a

29:19 partner - announcement to follow soon. The US is differently organized via the ISOs, in 5-minute granularity, but would work. Australia the same. But I would not argue for every country - for more than 200 on this planet, right? So we need a certain infrastructure of a liberalized market - a pool for liquidity and different services; otherwise the optimization problem is not big enough that it requires us. But let's say, to take one example

29:55 that I think is always underdiscussed in the Western world and is still shaping the energy transition like no other: how would Inspire be used in China? Or could that be an option? I think in theory yes. Last time I talked with somebody, like 3–4 weeks ago about it, I'm not clear yet if spot markets are fully established and accessible for third parties, etc. - and those would be things that we just use, right. So it has to

30:28 be liberalized and allow equal access also for third-party players. But if that's the case, China would be one. I just haven't heard from anybody who said, "Hey guys, China has everything you need," right? I think it's on its way. I've also been in contact - to give another example - with the Indian Power Exchange already before Inspire, because they were establishing a spot market. So I think there are some countries emerging

31:03 in that sense - they look at which market models have been proven successful in other regions and lean on them, right? They don't copy them, but they say, "OK, it works with these qualities, it makes sense." It's physical products, right? It's grid frequency - it's the same basically in every country, even if you have 60 instead of 50 Hz, etc. The fundamental concept is the same, right? So

31:35 no limitations - let's say regulatory maturity or liberalization maturity is the limiting factor for us to go there. And is your vision of where the energy world is going - I'm talking really the whole world - that we will have 100% renewables, so wind, solar, and batteries, and then have increasing liberalization and then optimizations like Inspire in the, let's say, next 40 years? I hope that it will be faster, to be honest, but

32:12 I think it's not only about renewables and batteries - of course that's an extremely good combination. But depending on the current generation stack, right, the initial goal is to decarbonize, right? So phasing out the most dirty ones first. I think there is still in some markets a role for natural gas, for example, as a solution before we go to a higher renewable penetration, because what we've seen in some markets like Spain or

32:45 ERCOT, etc., is that grid infrastructure is maybe not fully ready yet for 100% renewable penetration. So we see first grid-forming setups, etc., and we see a lot of co-location discussions going on, but it's more discussions than real rollout. So I think we also have to give the grids some time to catch up with the speed of, for example, PV and battery rollout. But yes, in the end I think it should work. We're also missing long

33:20 Duration storage. I'm a bit biased as an Austrian, right? We have a lot of pumped hydro, so we don't have that big a problem, but other countries don't have the opportunity to just build pumped hydro. And it takes quite some time. So I think long duration storage is the missing piece to get to a 100% renewable world, but there is no incentive in most markets yet. And it's not commercially viable, so a lot of projects

33:51 in the longer durations have been built out of a security-of-supply mindset, I would say. That's why a lot of them are state-owned or controlled by countries. So I think that's still missing something to make it commercially attractive. And what's your best guess - if you had to take a guess - what will be the long-term solution for the one-to-two-day volatility of renewables? I mean, every country is

34:23 a bit different, but let's take continental Europe in particular as an example, Germany, where we're already at 60% renewables and really heading fast to 100%. Will we have the need for hydrogen? Will we just install even more batteries because they will be getting so cheap that it will actually be economical to have a two-week battery backup? Or more interoperability - there's actually the Redefining Energy podcast and others that are talking about

34:53 plans to build a line between Canada and Europe. Some interoperability between different countries, interconnectors. Yeah, I think there are indeed some intercontinental plans for cables, etc., but those are huge infrastructure projects. I don't know how fast. I'm not a battery expert in terms of chemistry. I don't know how far you can push the duration and which would be the most cost-efficient. Maybe we get surprised by other technologies like

35:29 flow batteries, right - they've been around for quite some time but never found their sweet spot. There are biodegradable materials inside, etc., so they would even be more sustainable than classical LFPs. So maybe long duration storage, LDES, will find its sweet spot. There are a lot of experiments with compressed air, etc. I think as soon as the markets are there for the so-called Dunkelflauten, maybe TSOs will

36:06 procure long duration storage, etc., and then the commercially most competitive solution will just win, right? No matter if it's compressed air or flow or whatever it may be. So I don't have a huge bet on a single technology. I'm just not a big fan of hydrogen - to produce it from wind, lose efficiency, transport it, lose efficiency, regasify, lose efficiency, and burn it, lose efficiency again. So forgive me if you're a hydrogen fan, but

36:42 I'm just boiling it down to storing electricity via hydrogen. I'm not convinced about that case, especially as my background is natural gas and natural gas storage. I think there may be applications for hydrogen, but I don't think it will be commercially viable in mobility - at least it's very clear that it has already lost the battle in commercial transportation and in any other transportation and mobility. And, are you

37:18 following this topic a lot? You're also using AI - I find the topic of AI data centers and the build-out right now very interesting. Could it actually become a hurdle, meaning we won't be able to deploy more data centers because of grid constraints? Or how do you look at that topic? And also EVs - if there will be any capacity limitation. I think it's a bit

37:48 hyped, the topic, to be honest, from an energy industry perspective, because the consumption is not as huge as - I mean, sometimes you get the feeling when you read the media that 90% of global electricity will be consumed by data centers. I think it's not that big. It's rather single-digit percentages. And I think large power plants and large battery storages will find grid access. I'm rather interested from the flexibility side, because if you

38:23 have batch jobs, etc., these things could be quite flexible. But I think it's very, very early, because data centers that run now are rather designed to be available and not flexible. New data centers may be designed so that, if you have batch jobs, you could assign marginal costs based on electricity prices, based on when you run them, or how long it takes to complete them. So I think there will be

38:56 an exciting market. There is one trend that speaks a bit against what I'm just saying, especially in the US: the co-location of generation assets. What I just said only works if you integrate it with energy markets. If you put a huge data center somewhere in the middle of nowhere and then put an SMR next to it -

39:29 a small modular reactor, nuclear reactor - then the grid support is not that big. And that's actually a good segue into another topic: do you see major hurdles in the energy system as it stands right now in terms of flexibility versus other goals that are being favored? Examples in my view are peak shaving, where we're trying to optimize for the optimal base load - that reduces grid fees, but it doesn't really incentivize being able to react to other signals, right?

40:04 So that's a good example of the one you just gave as well. Are you optimistic that we will be fast enough to change incentives for many assets to be able to participate more and be more flexible? Yeah, so I can just share my experience working with grid operators, right? So there is security of supply - bang, it's there, don't touch it, it's the highest good, right?

40:33 The grid has to be available and consumers have to get the electricity, etc. Then you have this topic of affordability. The businesses are typically in most countries regulated, right? So they're not profit-oriented, or are not allowed to be. So in most markets that I'm aware of, there is a cap on how much they're allowed to earn, and you have a mechanism for distributing the costs, right? So what they do has direct impacts, typically also on end

41:06 consumers, via different mechanisms in different countries. So actually TSOs have always been incentivized to keep the systems running, right, with a long-term horizon. Don't panic. Don't experiment. Just keep it running, right? And it's great - we have a very well-working system, yeah, in Europe. I think nobody can complain, right. In other countries, it has to be said, because some listeners might not know, brownouts and blackouts and constant lack of light - it's rather the

41:47 norm. Yeah. So I think when you say flexibility, you have to put it into this box of grid planning, grid investments, etc., right? I see flexibility as an alternative to expanding or extending the grid, right? Very often you have this one node, and then just 5 times a year in special situations with super high load, etc., the grid faces constraints or comes close to its limits, right? And I think flexibility could be a very

42:21 charming way of, instead of extending this node, just putting in a battery or whatsoever, right? There are some grid booster projects already, but typically regulation holds a lot of grid operators back from doing these infrastructure projects, because of third-party access and non-discriminatory and all that stuff, right? Because it has never been designed for private investors going somewhere and building smart things - it was always under the control of utilities and TSOs. So I think flexibility is, or should be, part of

42:56 the grid infrastructure plan, simple as that, right? And there are different solutions, sometimes even cheaper ones. I'm actually very happy that currently - I mean, now finally - we talk energy transition, right? Coming from the battery space, we have private investors coming and wanting to build battery storage, right? A lot of it. And for the first time, non-subsidized, right? No incumbent players involved. A lot of people complain: "Oh, PV is being subsidized, everything's subsidized, nothing works."

43:35 And now battery comes and it works without any subsidies, right? Financing was a topic, but out of the, the 1 gigawatt that we have under management, 900-something megawatts are merchant-financed, right? So financing works - it's getting more difficult with scale, of course, and the market needs to learn. And now the last step that is missing is aligning it with different grid levers, right? And now we're finally talking about what's the impact of a battery storage

44:07 on a certain location, because you cannot just ignore where it sits, right? To be honest, 2 years ago I would have said it doesn't matter where you place your battery storage. But we also learned a lot that it does matter, right. If you're on a specific node, if there are several batteries on the same node - and what's missing is clear rules on how to integrate that. You may have noticed that in media there is this "grid supportive," "grid friendly," "grid whatever" -

44:39 all these fancy words where nobody knows exactly what it means, but it all boils down to: "Hey guys, I'm a grid operator, you have to align with me, right, because I know the grid and you want to place an asset there, and we have to communicate what helps me and what makes my problem maybe even worse, right?" If you have these 5 occasions in a year with high load and the battery does the wrong thing in these 5

45:05 occasions, grid operators won't be happy, right, even if 99% of the time you do it right. There are studies showing that this is somehow happening exactly like this - the battery naturally does the right thing out of price formation and how it works in most markets, and there may be some occasions where you want to limit its activity or align it with the interest of the grid, right? So I think we're finally at the point of having all stakeholders at the table and saying: if I

45:34 place the battery there, and I've talked to all the players, we can build a subsidy-free thing that pushes higher renewables penetration and the grid operator is happy, right? So I think we're in a very special time, right? Maybe we look back in 2 years and say 2025 and 2026 were the years where we figured out how this whole decentralized stuff works, right? So that's actually one of the maybe the most interesting conundrums, and one where society

46:07 is still not so aware - indeed, there's this discrepancy between what the grid is able to do and what the volatility of renewables in terms of production is able to do. Those are the two dimensions that one needs to think about, and the battery somehow plays in between those two as well, and that's why placing this battery at the right points is key, as you just said. And one thing - I mean,

46:36 On the optimistic side - and of course I'm a possibilist as a person, so I think there's nothing that, if you want to do it, we will be able to do it - but yeah, of course there are plenty of hurdles in between. But it's possible from a physics standpoint; we can design the grids and incentives in such a way that the two will work in sync. The best way forward, I mean, that

47:01 should be possible from a mathematical standpoint, just thinking from the physics, right? Now, in terms of practical matters, we're already seeing in countries where there are so many DSOs, like in Germany and Switzerland, that these DSOs seem to have difficulties as well keeping up with this change, and especially adapting the pricing to real-time pricing, which I think would eventually be a required measure. And then having optimizers like yourselves - which would be an interesting segue

47:34 as well - having the optimization not only at a TSO level and a TSO level but also at a DSO level, prioritizing of course the DSO as a hard constraint, probably. What's your view on this? Yeah, I think what you described is the result of a centralized system design, right? Because where have 1 GW coal blocks been connected in the past? Where have 860 MW CCGTs been connected? Where have pump storages been connected? Certainly not in the

48:07 distribution grid, at that size. So the control - and that's now my interpretation of the past; I've not been involved in writing the regulations - the control was in the hands of the TSOs, right, of high voltage, because this is where the large volumes are connected. And so I think there is a missing link to lower grid levels, and lower grid levels have

48:40 never been asked - the DSOs - to do close to real-time monitoring of grid congestions, very accurate forecasting, etc. So when we engage with them, sometimes the data is not there, or they work with a lag of X minutes, where it's basically too late. Then the call is executed by the TSO, maybe not considering the DSOs below, because below 1 TSO there is a ton of DSOs, right? And it makes a difference if you're in the north of Germany or in

49:13 the south or in the east, or if you're close to a large power plant or next to a large consumer. So I think we've missed a bit of integration - we just stopped at the highest level and said: the TSOs know everything and they make the call. And now we realize that with smaller assets on DSO level, maybe this should have been set up differently, and that we need more data to make informed decisions, and

49:44 not only at the TSO level or whatever. So I think that's an energy market design issue that we have to solve, otherwise we will struggle and not find the best solution. The alternative is we just allow decentralized assets at specific points, or they will be limited randomly at different points, if we don't find a harmonious way of data exchange and rules, also among all DSOs. So I think - but that's again the same topic -

50:20 now we're talking energy in transition across all technical levels. Technically, I'm with you, no problem at all. The data is there; it's just a different way of working. Yeah, no, definitely. And are you involved at all in policy shaping and making, and are there any policy changes on the horizon that make you optimistic related to this topic? So actually, I myself not - I mean, we deliver position papers on topics

50:58 from an optimizer perspective on topics that touch our business model or our customers. And I'm sitting on the EPEX Exchange Council, raising the hand of - EPEX, the biggest power exchange in Europe, has a council built of members. All members of EPEX have to vote on who participates there. And this council acts like a sounding board, gives guidance on new products, or has to vote

51:37 on whether new products will be introduced at EPEX or not - so it's the voice of all members, basically. And of course our part there is to represent fully automated companies, because we have different needs than the top 4 in Germany with huge generation fleets, etc. It's a very diverse setup in that sense - players with a strong renewable focus, players with a strong conventional focus, us with a ton of batteries. So we try to provide input at

52:13 different forums, but we're not actively involved in policy shaping more than others. It's not our business; we provide advice out of operational experience. Makes sense. I mean, you talked about representing the fully automated players, and within these players I think one of the key messages you're pushing - rightly so - is transparency and how to guarantee that the promises you make to your customers are kept. Maybe can you elaborate on how

52:47 you - I think you announced an auditing with KPMG and others - can you maybe elaborate on that and how you think it will also evolve the market to make the whole promise transparent? Yeah, so on the one hand you have to consider that battery storage optimization is a pretty new discipline. We came up with cross-market optimization and presented it to the public, I think in 2022. So we signed our

53:16 first battery storage 2021, so it's pretty new, like 3.5 years old. And at some point in time, customers got confused by bankable forecasts being not aligned with daily optimization results, etc. And what you want to have is some kind of investment security, right? That has a lot of aspects, but one component is, of course, do I have the same forecast for the next 10 to 15 years, right? To build my business case. So we started actually very

53:53 early to share some of our data with players, right? But we found out that others without operational assets, and it's not good or bad, but they showed up with super high simulations and said, wow guys, we can do 300, I don't know, €1,000 per megawatt per year, etc. And on the other hand side, you also have very inexperienced asset owners, right? Because they maybe built their first battery, and quite a lot of them are actually building their first or second

54:28 battery, right? And so you don't have a lot of experience on both sides of the table, right? And that resulted in higher and higher forecasts. And we said, guys, it's kind of totally stupid. We know that it's not true because we have battery live data. We have 1-hour, we have 2-hour, we have close to 4-hour; we have Netherlands, we have Belgium, we have Austria, we have Germany, right? So we have that operational experience, and so we said the only

54:59 way to help mature the market is to make this stuff public, right? But in a way that we don't expose single asset performance, right? It's data of our clients. So to fulfill that quality criterion, we went with KPMG, an auditor, right? They have to stick to all the nitty-gritty rules - trust me, that's not fun. It took us like 8 or 9 months to go through it. So we have to provide the data, they ask you questions and say, hey, is

55:26 this representing the market, or are you suggesting - how do you avoid that you only take the good-performing assets and skip the rest? So we had to show them our contracts and the whole asset base, and so there are top-4 audit guidelines behind it. And so we published it since January this year. We will publish our two-hour storage index. I mean, I showed it at Get Inspired in Berlin. We've also shared the two-hour performance,

55:57 which we're currently certifying with KPMG. Can you just elaborate on this hourly performance, because I'm not aware and listeners might also not be? What do you mean with that? Yeah, so in the old world, 3 years or 2 years ago and even longer, you had battery storages designed to deliver frequency services, so mainly FCR. And to do that, you had to have 1 hour of storage duration. So 10 megawatts of power, 10 megawatt hours of capacity, right? How long does it

56:31 take to charge your battery from 0 to 100% is an hour. And the same for discharging. And that was the most cost-efficient dimension in capex terms, so investment-wise, to deliver frequency containment reserve. That's why in the past, all battery storages were 1-hour. Even longer ago, half an hour was OK, so 10 megawatt, 5 megawatt hours - it took you just half an hour to fully charge or discharge the battery. We meanwhile see

57:05 in all markets no shorter duration than 2 hours, so 10 megawatt, 20 megawatt hours. So it takes you 2 hours to fully charge or discharge the battery storage, and that of course comes with different revenue potential. So 2-hour storage - first of all, it's newer technology. The old ones we had were NMC; the new ones are LFP, or lithium iron phosphate, and have more cycles, etc. So these are fundamentally different configurations, let's call it like this. So we agreed

57:40 with KPMG to cluster around 1-hour storages as the old world - so 0.9 to 1.5 hours - and from 1.5 hours duration to 3.5 hours we have the second cluster, which represents the assets currently under construction. And if we ever go above 3.5 hours storage, we will add another cluster for longer durations, right? Otherwise you cannot compare the performance, right? So if you build a 2-hour storage that is under construction, you

58:14 look at our 2-hour performance for comparable assets. If you have an old 1-hour, you look at the other. If you have longer duration, you look at the upper end of our 2-hour index. So it's very important to be fair and transparent in comparing assets. So that was the idea: whoever has a battery storage, no matter if it's optimized by us, by somebody else, not optimized at all, under construction, whatever - you go to our website,

58:41 you check the numbers, you can download the KPMG report. In there is written the minimum performance, so the worst-performing asset, the best-performing asset, and the volume-weighted portfolio performance. So that one small exceptionally good-performing asset doesn't skew your overall performance. But it's all described in the documents and available for public download, and we already see that this gives a lot of confidence to asset owners, right? They look at the

59:13 old forecasts, the bankable forecasts, they look at the real performance, and say, OK, it has been slightly above, and they ask and say, oh, I understand why a forecast has to be slightly lower, because there is stuff like volatility that cannot be forecasted accurately. So it really helps educating the market, and it's basically - I would argue - impossible meanwhile in Germany to come up with a totally made-up number, right? Because a client will go on our website and say, I made 3,000, I don't

59:46 know, in May annualized, and you say you can do 800. Now tell me how this works. But other markets are at this level, right? They've been in Poland recently, in Warsaw. Same story again, no operational track record, and it's about show me the high numbers. But you know, there is fear because there is no operational data, there is no asset in cross market. We recommend to look into other countries, right? If you

1:00:21 don't find your dream car or the price of your dream car in Austria, you look what the Audi or whatever you like costs in Germany, right? Or what a similar car costs. So I think you get the story, right? Operational data is just way more valuable than just simulation stuff. Yeah, I mean, to be fair, we're at the inception stages, as you said. Do you know, on top of your head, like what's the deployed battery storage capacity right now in

1:00:47 key markets, or in Europe, or in Germany? I would have to lie. I haven't looked up the numbers for quite some weeks, but I think it was like 2-ish gigawatts of grid scale in Germany, but I always mess it up - there is so much residential in Germany, right. You do not do any residential, you always do more stationary and co-located, right? That's the. And then, with businesses we have

1:01:16 a VPP with a partner where we will have by end of the year some several thousand small batteries aggregated, but our core focus is grid scale - so larger batteries, single digit megawatts up to three digit. So that's the sweet spot at the moment. But we have also seen utility-scale battery storages live since 2 or 3 years. Technology-wise, not a problem. And will there be - I think there was

1:01:51 200 gigawatts in the pipeline in Germany alone? 500. 500. All right, so how much do you think will actually be built, and how fast? So we shared it very transparently - we have some really good developer customers, and we assume, out of what the really smart people make out of the pipelines, that it will be a single digit percentage, rather a small one. Because if a

1:02:26 good player who knows the business and has done, I don't know, 15 years of PV before, knows the grid operators and how the game works with getting grid access, achieves a medium single digit percentage, then you have some cowboys out there - not Germans, right? So fans outside of Germany who give it a shot. So I think we will land, I don't know, at 10 gigawatts-ish out of the 500. It's just, I

1:03:01 had a chat with, hopefully, a soon-to-be customer, and they have no 15-year PV background, and the only way to do it for them is to send grid applications. That's just the only way. It's like sales, right? If you talk traditional software sales, everybody knows you have to fill your pipeline, you will have a hit rate at every stage, and at the end there is 30%-ish

1:03:33 depending on where you start, to track. And that's the same. I think grid operators have just not designed it for this, right - with the first come, first served, etc. Because who built larger assets in the past? Incumbents, and even two decades before, they had been one company before they were unbundled. So again, the result of system design in my world. Nothing bad with it, no bad intentions on both sides. But not properly designed a

1:04:09 system to handle all those grid requests. Makes sense, yeah. And let's talk milestones. You have achieved already quite some milestones. The Series B was a bit back, and then you can share some numbers so that the listeners also get a sense of the size of where you are and what's your plan - where do you want to be in a few years' time? Unfortunately our plan changes - not our North Star, right, of being a global battery optimizer - but

1:04:41 you know, when we raised our Series B of €25.5 million 1.5 years ago, the idea was to have some countries in Europe, get Europe to break even basically, as a stronghold or as a foundation, and then scale globally. And then suddenly we work with a mind-blowing partner, Optimus Energy in Greece, on 270 megawatts. We work with an extremely good partner in Spain and Portugal, Nexus Energy. We work with Ecoortes - super matching DNA - in Poland, etc. So Europe goes crazy in terms of battery

1:05:22 storage, right? And so we always move back to even more countries. We get requests from Romania - you cannot imagine. I've spent quite some time in Bucharest in my past. But yeah, so the thing is, you have these maturing markets, right, and the UK was actually by far first in Europe. On the continent you have them stacked now, right, based on market maturities, and whenever we

1:05:57 say, OK, in 1.5 years we look, or we start looking now more into the US - it's like, here's another country in Europe, here's another country, here's another country, right? So Europe keeps us quite busy. Greece, for example, was not on our roadmap ideas, and we have - I mean, the biggest asset there is 150 megawatts, 300 megawatt hours, so quite sizable. Europe keeps us busy, the goal is global, right? We do the first

1:06:27 step with the Japanese partner, one of our shareholders, which will be announced soon. So if we have access to the Japanese power exchange, we're building the first forecasts, etc. So Japan will be our first global market. But yes, for the US, we have to first take care of our home continent, let's call it like that, before we do a bigger step.

1:07:01 geographically is quite far away? You maintain the product quality and the customer support required. Actually, that was the plan from the beginning. I would say we're finally where we wanted to be, right? 5.5 years ago when founding the company. As all of us have a tech software background, the idea was to scale with technology instead of people. And what we've achieved meanwhile - I had a chat some days ago with Wolfgang, co-founder and CTO -

1:07:35 we improved some bidding for the optimization, and suddenly the bidding improvement has impact in Germany, in Austria, in Belgium, in the Netherlands, in France. So we achieve this leverage platform-wise. Strategically, one thing is risk diversification, revenue diversification, entering new countries, but the other is really leveraging the fact that markets, especially on the continent - skip GB for now - but on the continent are harmonized. Why do you skip GB? Because they

1:08:09 never wanted to be harmonized with the rest of Europe. The market works fundamentally differently. You don't have a single shared order book, so you have different pools with different liquidity. You have auctions organized by two NEMOs, the two power exchanges. You have different ancillary services, so what the TSOs request from you is different from the continent - some similar, some not at all. Connected by interconnectors, explicit capacity auctions instead of implicit, which

1:08:45 we have with SSTEC and SIDC on the continent. So they just did not participate in more than a decade of harmonization. That means in terms of scaling and geographic expansion they are different, and I think that's also the reason why you rarely see UK players on the continent. They rather look at Australia and the US. Some do, like Octopus or Kraken, but it's a bigger jump than you would assume

1:09:16 in the first step. Other than that, we scale with technology. Some markets are easier and some are more complex, but typically it takes us some months to build something rock solid for a new country, which is mind-blowing, and that was the plan. Yeah, congrats. And switching gears to fleets and smart charging - the podcast is also about that topic. I'd be curious, and I also want to say thank you for

1:09:46 your help so far as advisor of RiDERgy - it's been super helpful. What's your view on fleets, electrification, smart charging, especially how it fits with Inspired? And if you have any thoughts related to the potential that is there for bi-directional charging and these types of topics. Yeah, I'm a passionate EV driver since nearly 10 years. Actually, a lot of people don't know that we had at Inspired

1:10:20 a first smart charging solution within an Austrian utility, around 4 years ago, I think it was live in 2021. Back then players were not even sure if smart charging and load management were the same or not. What most players meant with load management was cutting the peaks - peak shaving - and what we meant with smart charging was power-price-optimized charging of a vehicle.

1:10:52 That didn't scale back then. Not enough volatility, not enough awareness, no spot price index tariffs, not enough charging infrastructure, to be honest. There were not too many CPOs - charge point operators - back then. So I think we were a bit early. And don't get me wrong, but algorithmically it's a piece of cake compared to a battery, right? Smart charging - that will change with vehicle-to-grid, of course - but purely charging is,

1:11:27 you get it basically for free now with your spot-priced tariff. So that's the background. You can assume that I'm a firm believer in electric vehicles. I think the biggest problem in scaling so far, or why we are not further progressed, is that the mobility industry underestimated the energy industry - who owns the metering point, what's the role of the supplier of that metering point, how does it work with balancing, how

1:12:04 do you influence the forecast? I think we've seen a lot of players who thought: just connect somewhere and it's done. And then it's like, oh, if you have 10 charge points, sorry, my supply situation is different. And then, oh, it's one meter - that doesn't work to have two different tariffs on the same meter - and all that stuff. That's what I've heard and learned over the last years. So I think

1:12:32 the biggest potential from my point of view at the moment is commercial or corporate fleets, where you have control over the vehicles. Because if you have residential players, maybe they're not so happy if you mess around with their €80,000 battery. But if it's company cars, transporters, electric buses - they're typically owned, operated, or leased by the company. So I think you also get to some volume

1:13:07 That's interesting. So I think that should be a thing. It's also easier to forecast the fleet than single assets, right? And, out of a portfolio thing, and I think you can get realistically to vehicle-to-grid at some point in time, because who on earth at home would buy a €2,500–3,000 charger for vehicle-to-grid? So I think residential-wise, we're not there yet, but fleet-wise, I think there are a lot of players with large fleets already, and from Inspired's

1:13:44 point of view, as soon as vehicle-to-grid is getting interesting, because we don't care if it's 64 containers standing still at the site or if it's 200 cars that can be connected and disconnected - optimization-wise it's very similar, not the same, but similar. And will there be a conflict in your view, once we get to bidirectional, in terms of the number of batteries that will be deployed? Will there be a competition between stationary batteries and the mobile batteries?

1:14:14 Will there be a cannibalization effect? For sure on the energy side. But to be honest, I cannot judge it, if the cars are connected at the right point in time. If they will all be connected during noon, where it makes sense energy-wise, then you have very often longer durations. So it also depends on how fast the chargers are and what the cars are capable of charging and discharging, and what

1:14:47 the OEMs accept, right? Just if you have a 400 kW DC charger - I don't know if they would be happy if you drained the battery empty in some minutes of an electric vehicle and then charged it again in another 10 minutes. So I think a lot of it depends on the available flexibility in terms of power and MWh or GWh or whatever. But yes, they should play the same game, and will face the

1:15:19 same topics, right? At some point in time a DSO will come up and say, "Guys, sorry, on this node you will not charge 3 MW and you will not discharge 3 MW at this point in time." So I think it should be fully integrated and hopefully profit from learnings from the grid-scale rollout. I have no doubts that this will work, it's just a matter of time. Sounds good. On this hopeful note,

1:15:53 I'd like to ask you if you have some final messages for the listeners, and also how people can engage with you best. With me as a person or with Inspired? Both. Engaging with us is easy - as soon as you're involved in the battery space, you will sooner or later come across us at some events, etc. You can always drop us a line. The fastest way to reach me

1:16:25 is WhatsApp - that's how my wife reaches me, so I have to check if I get the message. LinkedIn is tricky; I get a ton of spam and I just realized that I didn't answer things from 3 months ago, or even longer, which was a bit embarrassing for me. But I think you will figure out how to reach out to me or my colleagues.

1:16:53 You reach out to Claudio and he drops me a WhatsApp.

1:16:58 Yeah, happy to make an introduction. It makes sense.

1:17:04 Yeah, and do you have an inspiring last message to share? I can just say: if you're not active yet in the energy industry, this is the most exciting time, I think, since decades. And it's a unique opportunity, no matter in what role, right? If you're talking about electric mobility, if you talk about battery storage supply, whatever it is, I think this is really the time where we have a paradigm

1:17:39 shift in energy, right? So I think, if you have a chance to get involved with energy, the time is now. And I hope we will all be very proud in a decade or two to tell how much work we put into the new energy system 20 years ago. So that's why I love my job, right? Energy never gets boring, and now it's extremely exciting. Unbelievable. Definitely agree with you. Thank you, Jürgen, for your time and your

1:18:12 energy. Keep it up. And have a good evening. Thanks, you too. This was Jürgen from Inspired. This conversation showed that batteries are not just pieces of hardware - they are market participants. The crucial advantage comes from fast automation that moves from measurement to forecast, from forecast to bid, and from bid to dispatch. Performance can be judged with simple, concrete metrics: the capture rate compared to day-ahead prices, the time it takes to place a trade, and the cost of forecast errors. Value is never the same

1:18:52 everywhere. It follows local congestion, imbalance volatility, and country-specific rules. Merchant battery projects can work when a proper risk book is in place, including cap and floor structures, mixed revenue streams, and early pre-qualification for ancillary services. Success in the field depends on integration details, solid EMS contracts, defined fallback states, good test plans, and reliable telemetry. Clean data and clear audit trails build trust with lenders and with regulators. Co-locating storage with wind or solar can add options, but grid limits and curtailment can remove those gains just as

1:19:38 quickly. A practical next step is to automate end-to-end in a single market zone and scale only after the same KPIs hold up outside of backtests. What comes next is more flexibility at the distribution level, faster settlement cycles, and tighter performance guarantees. It was a very complex episode and shows the level of sophistication that Jürgen and Inspired bring to the market and to the table. I'm very excited to have him advising us at RiDERgy and to keep collaborating, and hopefully scale together as well.

1:20:17 Solutions like this to fleets. And thanks for listening to Smart Charge by RiDERgy, and see you in the next episode. Stay charged.