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

0:11 Bienvenue au podcast Smart Charge by RiDERgy. Je suis Claudio Geyken, fondateur et PDG de RiDERgy. C'est votre émission pour apprendre tout ce qui concerne la gestion de l'énergie et l'innovation de la recharge intelligente pour les véhicules électriques et les flottes.

0:40 Bienvenue à Smart Charge. L'invité d'aujourd'hui est Farhan Faro. Cette conversation commence par Charge BNB, une startup de partage de chargeurs qui a remporté 100 000 euros de subventions de la Postcode Lottery en Norvège pour un pilote à Halden. Le pilote a révélé des frictions de marché et technologiques : des unités Schneider de 22 kW sans connectivité intégrée qui nécessitaient une activation sur site coûteuse, des particularités d'anciennes versions d'OCPP où les chargeurs s'affichaient comme disponibles mais échouaient à l'utilisation, des approbations tardives des parties prenantes dans un pilote de flotte postale qui s'est enlisé à mesure que les fonds s'épuisaient. Avec une équipe de six personnes, le verdict était clair : des marges minces et une expérience utilisateur fragile

1:18 rendent le partage difficile à mettre à l'échelle - quelque chose que même les acteurs ayant les backends de chargeurs les plus avancés ne touchent que marginalement. De là, nous passons à Nodes, un marché de flexibilité mondial nordique qui s'attaque à la congestion par l'échange, pas seulement par des mises à niveau du réseau. Nodes modélise le réseau au niveau des nœuds, de la basse tension au niveau de la rue à la tension moyenne à l'échelle de la ville, et chaque transaction est définie par la localisation, le prix, le volume et le temps. Les gestionnaires de réseau de distribution peuvent réserver de la flexibilité longue plusieurs mois à l'avance et appeler de la flexibilité courte proche de la livraison. En Norvège, la disponibilité de la dernière saison de 100 MWh à environ 20 euros par MWh a connu une activation inférieure à 10 %, ce qui a incité à un nouveau mécanisme d'armée pour que les GRD et les GRT puissent cumuler la valeur des mêmes actifs. Nous lierons cela à des projets réels en Norvège, Suède, Finlande, Belgique et Canada, avec des recherches en Grèce, Suisse, Espagne et au Royaume-Uni. La plateforme fonctionne avec une application web pour les sociétés de réseau et des API pour les agrégateurs ou les fournisseurs de services de flexibilité, reliant déjà 15 000 actifs approuvés avec un pipeline supérieur à 50 000 - des chargeurs de véhicules électriques et des batteries aux pompes à chaleur et aux sites commerciaux. C'est le

1:57 parcours d'aujourd'hui : des leçons difficiles des pilotes de partage à un modèle de marché qui transforme la flexibilité en contrats simples, des activations claires et un règlement fiable. La transition énergétique fait face à d'énormes défis que les gestionnaires de réseau de distribution, les GRD, doivent affronter. Cet épisode est fondamental pour comprendre comment nous pouvons résoudre cela. Commençons. Farhan, c'est agréable de vous avoir aujourd'hui. Comment allez-vous ? Je vais très bien, merci de m'avoir invité. Je suis heureux de venir d'Oslo, et c'était bien que vous puissiez me recevoir au

2:34 studio de podcast ici à Berlin. C'est génial. Et avant de nous plonger dans des sujets détaillés liés à votre travail, présentez-vous, s'il vous plaît. Oui, d'abord, merci encore de m'avoir invité. Mon nom est Farhan Faro. J'ai été ce que j'appelle un citoyen du monde, car je suis né au Moyen-Orient, en Arabie saoudite, mais je suis en réalité un ressortissant du Pakistan. Mes parents ont vécu en Arabie saoudite pendant plusieurs années. J'ai grandi dans un

3:09 environnement désertique différent avec des cultures et des expériences différentes. Puis je suis retourné au Pakistan, j'y ai fait mes études, et oui, ensuite j'ai déménagé en Europe. C'est là que je vous ai rencontré également, alors que j'étudiais en Belgique pour un master en ingénierie énergétique. Et après cela, j'ai déménagé en France, où j'ai suivi un deuxième master en réseaux intelligents et bâtiments, et après cela j'ai fini

3:39 en Norvège. En ce moment, je travaille sur la flexibilité - vraiment sur les marchés locaux de flexibilité - et je travaille avec beaucoup de toute la chaîne de valeur de l'industrie énergétique, et c'est vraiment passionnant. Je pense que nous en parlerons davantage. Oui, bien sûr. Merci. Nous nous connaissions de la communauté des jours InnoEnergy. Je pense que nous étions tous les deux très passionnés par ce projet également - la vision d'unir les acteurs du changement en énergie durable - et vous étiez très actif en tant que leader communautaire et

4:07 vous avez suivi l'un des masters là-bas, tout comme moi. Donc pour les auditeurs, c'est le contexte, et je suis heureux de vous avoir. Je pense que vous êtes l'un des premiers invités de la communauté InnoEnergy, et j'en suis heureux d'en avoir davantage à l'avenir. Comme vous le verrez, il y a beaucoup de travail intéressant que les gens provenant de cette communauté réalisent. Vous avez dit que vous étiez venu en Europe - d'abord vous avez dit citoyen du monde. Qu'est-ce qui vous a motivé, de votre expérience en Arabie saoudite et au Pakistan, à venir en Europe ?

4:37 Oui, comme je vous l'ai dit, mon bachelor venait du Pakistan - j'ai étudié l'ingénierie électrique et j'ai étudié les systèmes électriques. Immédiatement après la graduation je suis allé en Arabie saoudite en 2016, essayant de voir si je pourrais revenir à mon environnement de vie de mon enfance et obtenir une expérience professionnelle là-bas, mais à cette époque l'Arabie saoudite n'allait pas bien économiquement,

5:05 donc il n'y avait pas beaucoup de projets du côté de l'électricité. Puis je suis retourné au Pakistan et j'ai trouvé un emploi dans une très petite entreprise, presque une startup, qui faisait un travail très technique. Ils étaient essentiellement partenaires de General Electric, la grande entreprise américaine, et ils installaient des équipements de systèmes de protection et de contrôle à l'intérieur des postes électriques de tension moyenne et haute du réseau électrique. Le gouvernement du Pakistan en 2017 a commencé à moderniser beaucoup de ces

5:34 postes électriques, donc ils avaient un contrat pour les moderniser. Pendant que je travaillais là, c'était super intéressant, mais cela impliquait beaucoup de détails techniques - concevoir des circuits, vraiment se plonger dans le côté ingénierie, ce qui a son propre intérêt. Mais une chose qui me manquait, c'étaient les choses nouvelles que vous entendez dans les nouvelles et en ligne : qu'est-ce que cette transition énergétique qui se passe ? Et vraiment regarder

6:07 de l'extérieur, et jamais été en Europe, jamais, jamais visitée même avant cela. C'était comme si l'Europe était le leader - en 2017, si vous posiez la question à un jeune en dehors de l'Europe, si vous lui disiez « transition énergétique » ou « énergie durable » et tous ces mots-clés, chaque jeune dirait : « Oh ouais, c'est quelque chose qui se passe en Europe. » C'était donc la principale motivation de faire partie de cette communauté ou de cette société où quelque chose se passe, ce qui

6:34 était vraiment excitant pour moi.

7:05 c'est en fait assez important. Et puis j'ai trouvé ce master avec InnoEnergy, qui combinait non seulement les sujets de l'ingénierie énergétique et de la durabilité, mais aussi l'innovation et l'entrepreneuriat. C'était donc comme le meilleur des deux mondes pour moi - entrer dans le sujet de la durabilité, tout en ayant aussi cette passion, un hobby à l'époque, de devenir entrepreneur. Une passion naïve à cette époque ; je ne savais même pas ce qu'était un entrepreneur

7:36 vraiment. C'était quelque chose de cool à faire, mais c'est comme ça que j'ai fini en Europe avec ces deux passions : l'énergie et la durabilité, et puis l'innovation et l'entrepreneuriat. D'accord, et un pas en arrière aussi, parce que c'est quelque chose qui est beaucoup dans les actualités en ce moment - nous voyons des tensions géopolitiques ici et là, et des frontières établies par les États-Unis, par exemple, en particulier pour les gens venant de l'étranger avec leur visa H-1B. Et je serais curieux de savoir

8:06 - je pense qu'on ne jette pas beaucoup de lumière sur combien de personnes du Pakistan ou de l'Inde et d'autres régions vivent réellement en Arabie Saoudite ou dans les pays arabes de la Péninsule arabique. Comme, quel est le pourcentage de la population ? Qu'est-ce qui a poussé tes parents à déménager là-bas ? Oui, c'est une question très intéressante, parce que ma génération a en fait vu la communauté mondiale plus connectée - c'est beaucoup plus facile de se déplacer entre les pays. Mais à l'époque où mes parents étaient, tu sais,

8:39 dans les années 60 et 70, quand l'Arabie Saoudite - ou pas seulement l'Arabie Saoudite, mais tout le Moyen-Orient - avait ce boom de l'exploration pétrolière, c'était la grande fonction dans cette société qui les a vraiment permettu d'embaucher beaucoup de travailleurs qualifiés. Mon père a en fait travaillé dans le secteur public du Pakistan. Nous avons une entreprise publique qui exploite l'ensemble de notre réseau électrique, mais aussi tous nos barrages hydroélectriques. Il

9:10 travaillait à un barrage hydroélectrique dans le nord du pays, et ensuite les Saoudiens embauchaient beaucoup de gens qualifiés parce qu'ils avaient une pénurie réelle - ils avaient vraiment besoin de beaucoup de nouvelles infrastructures pour être entretenues, développées et exploitées. Et c'est comme ça que beaucoup de gens qualifiés ont migré du Pakistan vers l'Arabie Saoudite. Mais la même chose s'est produite, je crois, à Dubaï ou aux Émirats arabes unis, aussi au Qatar et au Koweït

9:40 et tous ces pays, qui sont assez étroitement liés. La plupart d'entre eux avaient une chose en commun : ils avaient une pénurie de main-d'œuvre qualifiée, et les pays qui avaient une grande population mais aussi beaucoup de travailleurs qualifiés ont vu des gens migrer vers ces pays. En vivant là-bas et en grandissant, je dirais que mon école aussi avait trois sections. Il y avait une section saoudienne, où seuls les étudiants arabes étudiaient.

10:08 Puis nous avions un autre étage dans cette école que nous appelions la section pakistanaise. Tous les étudiants pakistanais étudiaient là, et le curriculum que nous suivions provenait aussi de l'ambassade du Pakistan ou du gouvernement, enseignant le curriculum que nous suivions. Et puis nous avions un autre étage en haut qui était pour les étudiants indiens. Ils avaient leur propre curriculum du gouvernement indien, qu'ils suivaient en tant que

10:34 citoyens d'outre-mer aussi. C'était donc une expérience intéressante - vous aviez trois couches différentes au sein des mêmes locaux de l'école. Nous jouerions avec les enfants indiens de temps en temps. Aussi, nous jouerions au cricket avec les Indiens et au football avec les Saoudiens. C'était donc une expérience intéressante. Une anecdote amusante. Et en revenant en Europe après tes

11:02 études - qu'as-tu fait ? J'ai donc terminé mon deuxième master à Grenoble, à l'école polytechnique en France. De là, j'ai commencé à contacter mon réseau et voir quelles étaient les différentes possibilités pour commencer à travailler en Europe. Je voulais rester en Europe, construire ma carrière ici et acquérir de l'expérience. J'avais un ami qui a aussi gradué d'InnoEnergy, mais un an avant moi -

11:29 il travaillait sur les projets Horizon européens. La Commission européenne établit un agenda tous les quelques ans et ils ont une certaine quantité de financement alloué à l'innovation, la recherche, et aussi à certaines activités liées au monde académique. J'ai donc rejoint une entreprise appelée Smart Innovation Norway, qui était un institut de recherche - une organisation privée, mais faisant beaucoup de recherche avec l'innovation, donc vraiment à l'extrémité supérieure de l'échelle de maturité technologique, qui est

12:01 un terme utilisé par la Commission européenne - originellement de la NASA - pour définir si ton produit est en laboratoire ou si c'est plus proche d'entrer sur le marché. Mon objectif était de travailler à la création de nouveaux projets, en assemblant beaucoup de consortiums de 16 ou 17 organisations. Cela inclurait des entreprises, des universités, des institutions académiques, des institutions de recherche, et parfois des startups. Ensemble, nous présenterions une nouvelle proposition ou un nouveau concept d'innovation pour un défi qui a été

12:36 fixé dans ces appels Horizon, qui sont conçus par les experts de la Commission européenne. Je créerais ces propositions, les soumettrais à la commission, et ensuite tu saurais si tu as obtenu du financement ou non. Et si tu obtiens du financement, alors le deuxième rôle de mon travail était de faire la gestion de projet. Aussi, l'un des projets que j'ai géré était en tant que coordinateur pilote. Nous

13:05 déployions en fait des solutions d'optimisation de microgrids dans trois pays : la Roumanie, l'Espagne et la Norvège. J'était le coordinateur pilote principal pour les trois sites, donc j'avais à coordonner avec les fournisseurs d'équipements, une université qui avait développé un nouvel algorithme pour optimiser la consommation d'énergie, et ensuite avec le site lui-même - le gestionnaire du site qui exploite ce site quotidiennement. C'était donc une sorte d'engagement multi-parties prenantes intéressant, mais dans le domaine de l'énergie. Et aussi

13:42 vraiment travailler avec les schemes de financement européens et vraiment comprendre - c'est assez complexe venant de l'extérieur de l'Europe, pour être honnête - mais quand tu commences à voir les différentes tendances et différents thèmes, tu peux commencer à apprendre comment cela fonctionne et quel en est l'avantage. Et l'une des choses qui me semblait manquer là-bas était l'impact de ces projets, parce que la recherche européenne peut aller jusqu'à un certain niveau et ensuite elle doit s'arrêter, et

14:08 alors il faut entrer sur le marché, car c'est là que l'intérêt commercial le portera plus loin et développera une certaine valeur pour la société. Et c'est là que j'ai pensé que c'était peut-être un peu lent par rapport au monde commercial. Et c'est là que j'ai arrêté de travailler là-bas et que j'ai passé au rôle suivant. Et le rôle suivant était chez Nodes, en tant que responsable du développement commercial.

14:35 Donc, intéressamment, dans mon dernier emploi, je menais un projet de R&D avec Nodes, où j'avais déjà vu leur plateforme et l'ai examinée - c'était très intéressant. C'était un nouveau concept pour créer de nouveaux marchés locaux de flexibilité, dont j'avais un peu de connaissances mais pas vraiment, et j'ai simplement contacté mon contact là-bas et je leur ai demandé :

15:01 « Hey, ça a l'air vraiment cool, et je suis plus intéressé par la vraie commercialisation de ces nouvelles innovations, et votre plateforme est déjà à un stade où elle peut être commercialisée. » J'ai rejoint cette entreprise en 2023 et nous y avons travaillé. OK, et avant de approfondir celle-là, je pense qu'il y a un épisode qui pourrait être intéressant - Charge B&B aussi - sur lequel vous pourriez élaborer un peu, c'est quoi

15:27 de quoi il s'agissait. Le nom est accrocheur. Oui, absolument. Donc, pendant que je travaillais dans cette organisation de recherche, l'institut de recherche en Norvège, l'une des choses qui était vraiment intéressante en Norvège - et je pense que la plupart des auditeurs le verront aussi - c'est que la Norvège a beaucoup de voitures électriques, n'est-ce pas ? Et c'était l'une des choses que j'ai aussi ressenti quand je suis arrivé là-bas et que j'ai commencé à y vivre, que

15:52 quand j'avais besoin d'une voiture, autant en prendre une électrique parce qu'on est en Norvège. Mais l'un des plus gros problèmes auxquels j'ai dû faire face, c'est que l'endroit où je vivais, je louais une maison, et le propriétaire avait un chargeur de voiture électrique, et c'était pour sa propre voiture. Je ne pouvais pas le charger avec un quelconque modèle commercial. J'aurais dû charger, et j'aurais dû calculer manuellement combien

16:16 j'avais consommé, ce qui n'était vraiment pas juste pour lui et peut-être pas non plus pour moi. Mais vraiment, là où je vivais, il y avait une école qui était à environ 5 minutes à pied, et ils avaient environ 8 chargeurs de 22 kW installés à cette école. Et l'école seulement - les gens qui venaient là chargeaient du matin jusqu'à l'après-midi. L'école ferme, les chargeurs restent là, et je les regardais tout

16:45 le jour chaque fois que je passais devant l'école, en me demandant : pourquoi je ne pourrais pas charger là ? De 2020 à 2021, j'ai observé - il y avait beaucoup de tels chargeurs dans cette petite ville de Norvège. Et puis j'ai été contacté par un de mes vieux copains qui vivait aux Pays-Bas, et il avait eu cette idée lors d'un hackathon : pourquoi ne pas faire l'Airbnb de la recharge ? Et je

17:11 lui ai dit : je fais en fait face à ce problème en Norvège, donc c'est vraiment un vrai problème que tu décris. Alors, joignons nos forces. Créons une startup - deviens cet entrepreneur dont je t'ai parlé plus tôt. Donc nous avons créé l'entreprise, et alors nous avons fait face au premier défi. C'était un défi d'immigration : en tant qu'immigrant en Norvège, ou je pense dans la plupart des pays, jusqu'à

17:36 ce que vous ayez vécu là pendant un certain nombre d'années, vous ne pouvez pas créer une entreprise juste par vous-même. C'était l'exigence d'immigration - vous devez avoir un citoyen norvégien impliqué, oui, ou un résident permanent. Je n'étais pas citoyen ni résident permanent, donc nous avons impliqué un autre collègue qui l'était, et il apportait aussi une certaine expérience de la société norvégienne et un peu plus de connaissances de la société norvégienne.

18:03 Donc nous étions 3 à avoir commencé. Et puis nous avons rapidement réalisé que, dès que nous avons appris le premier mot-clé - OCPP - qu'est-ce que c'est, et soudainement nous avons heurté le mur du fait qu'aucun de nous n'avait vraiment les compétences en développement logiciel nécessaires pour développer une plateforme qui pourrait permettre l'Airbnb de la recharge. C'est là que j'ai contacté un autre étudiant qui étudiait dans la même ville où je travaillais.

18:31 Il nous a rejoints en tant que développeur full-stack. Il venait aussi du Pakistan et il était venu là pour étudier, et il avait beaucoup d'expérience dans le développement d'applications full-stack. Nous sommes devenus 4. Vous pouvez déjà commencer à voir que, en tant que startup, nous étions une assez grande équipe, sans vraiment avoir validé le problème sur un marché réel. Et cela devint bientôt le plus grand défi - nous poussions vraiment pour faire bouger le

18:56 marché, au lieu que le marché nous appelle et que nous commencions à onboarder. Donc nous avons finalement remporté beaucoup de compétitions en Europe. Nous avons remporté un gros prix de la Postcode Lottery - ils ont ce Green Challenge, ils l'opèrent dans 5 pays - et nous avons été choisis comme gagnants en Norvège en tant que meilleure startup verte. Donc nous avons reçu 100 000 € de financement avec ça, et ensuite nous avons aussi eu des

19:28 subventions du gouvernement norvégien pour vraiment construire ce concept. Finalement, nous avons fait quelques pilotes. Nous avons fait un pilote avec la municipalité locale d'une petite ville appelée Halden, sur le côté est de la Norvège. Nous partagions les chargeurs de deux écoles avec la communauté là-bas. Mais bientôt nous avons vu beaucoup de défis avec un système multi-fournisseur. Nous avions les chargeurs - les chargeurs bipolaires de

19:56 Schneider, 22 kW. D'abord, nous avons dû découvrir s'ils avaient une connexion Internet sur ce site, ce qui n'était pas activé, donc nous avons dû embaucher un électricien local ou un gars du réseau qui entrerait et ouvrirait le chargeur. Il était la seule personne autorisée à faire ça de la part de l'entreprise. Et cela avait un coût pour chaque chargeur que nous devions intégrer, car ces chargeurs avaient été installés par la municipalité et quand ils les ont installés, ils n'avaient jamais

20:25 eu d'exigence pour qu'ils soient déjà activés avec Internet. C'était donc un défi. Ensuite, quand nous avons commencé à partager les chargeurs, nous avons aussi vu que très souvent - à cette époque, je crois que c'était OCPP 1.6, si je ne me trompe pas - cela ne communiquait pas très bien. Les chargeurs rapportaient un statut de charge, mais le client nous disait

20:54 que leur voiture ne chargeait pas ; elle était simplement là, sans rien faire. Nous avions donc beaucoup de mauvaise communication entre les deux systèmes, et de notre côté aussi, je pense que nous apprenions toujours comment ces protocoles fonctionnaient et comment les intégrer avec les chargeurs. Il y avait donc aussi beaucoup de vrais défis de livraison. Finalement, nous avons terminé ce pilote. Il y a eu quelques résultats, mais pas vraiment assez bons pour que la municipalité dise

21:20 « OK, nous allons faire cela partout », car cela obligeait aussi la municipalité à impliquer beaucoup d'acteurs, à obtenir des approbations et à faire beaucoup de paperasserie, ce qui était complexe pour eux. De l'autre côté, nous parlions déjà avec un grand opérateur de flotte en Norvège appelé Posten, qui est le Service postal national. Ils avaient des dépôts où ils chargeaient leurs fourgonnettes - ils avaient des

21:49 fourgonnettes électriques qui se chargeaient la nuit au dépôt. Ils récupéraient le courrier ou toutes les livraisons le matin, sortaient sur le terrain et livraient. Mais quand ils étaient sur le terrain, ces chargeurs restaient inactifs, et le concept était à nouveau de les partager comme l'Airbnb de la charge. Nous avions l'approbation de leur direction pour faire ce pilote, mais essentiellement toutes les approbations sont arrivées si tard que nous

22:16 avons manqué de financement aussi, et aussi de motivation, parce que nous étions une assez grande équipe à ce moment-là - environ 6 personnes - mais n'avions pas vraiment validé le produit. Tout le monde sentait qu'il y avait quelque chose ici, mais était-ce vraiment en mouvement ? Nous avons tous convenu de progresser à partir de là, en prenant tous les apprentissages. Je pense que c'est l'une des choses que j'ai vraiment appréciées - que quand vous

22:39 avez un échec, ce qui est assez apprécié aux États-Unis, peut-être moins en Europe ces jours-ci, cela vous enseigne vraiment beaucoup. Vous apprenez tellement de choses en chemin que vous pouvez utiliser plus tard dans la vie, à la fois d'un point de vue technologique, de la culture de l'équipe, et aussi de la dynamique de comment traiter avec les clients et faire l'ajustement produit-marché - un terme que nous

23:07 avons appris assez tard, dirais-je, en tant que fondateurs pour la première fois. Mais dans l'ensemble, c'était une excellente expérience, et cela m'a aussi aidé dans le nouveau rôle sur lequel je travaille actuellement. Oui, une histoire très intéressante. Merci de l'avoir partagée. Juste une chose de plus sur cela - comment regardez-vous rétrospectivement ce problème, le problème fondamental que vous vouliez résoudre ? Si vous regardez autour, il y a encore tellement de chargeurs qui ne sont pas partagés. C'est un grand sujet dans

23:34 l'industrie. Quel est votre point de vue ? Pourquoi n'est-ce pas courant ? Pourquoi n'y a-t-il pas d'autres personnes qui ont résolu ce problème avec le même B&B de deuxième charge ? Oui, je pense que c'est une très bonne question. Je souhaiterais vraiment qu'il y ait une solution comme celle-ci, mais comme vous l'avez dit, il y a toujours un problème qui doit être résolu. Il y a quelques solutions qui fonctionnent au Royaume-Uni et qui, d'après ma dernière vérification, peuvent se développer à un certain niveau, mais c'est vraiment une

24:03 approche communautaire, n'est-ce pas ? Ce n'est pas vraiment une solution clé en main comme vous l'avez de l'autre côté avec les solutions EMSP ou CPO. Ce partage de chargeurs n'a pas été mis à l'échelle. Même si l'un des plus grands acteurs, Monta du Danemark, ils ont commencé en même temps en 2022 quand nous l'avons fait, et les fondateurs avaient vraiment une excellente expérience en tant qu'ex-Tesla, et ils ont développé la plateforme. En fait, leur produit initial

24:31 - l'application - avait cette option de partager votre chargeur. Mais au fil des années, je pense qu'ils ont aussi vu que les marges bénéficiaires sont plus élevées de l'autre côté, où vous avez cette approche plateforme pour connecter différents systèmes et différents emplacements. Donc leur part de revenus majeure, je suppose, vient de là. Ils vous permettent toujours, je pense, de partager le chargeur, mais ce n'est pas vraiment le cœur de métier. Et je pense que le problème principal que je sens dans cette idée ou ce

24:59 problème de résolution est les marges, car si vous faites un modèle de partage des revenus, qui est assez courant dans l'industrie de la charge, alors vos marges sont si minces pour maintenir ce genre de plateforme. Et puis le deuxième problème avec cela est l'expérience, l'expérience utilisateur pour le client. Si le chargeur casse, cela pourrait ne pas être votre faute, mais ensuite le client commence à blâmer votre application, et ensuite vous commencez à voir que l'échelle n'est pas atteinte et vous avez déjà une

25:30 mauvaise presse. Les gens ne comptent pas sur cela dans le monde de la charge EV parce que tous ceux qui chargent leur voiture veulent vraiment qu'elle soit chargée. Parce que si vous avez une fois une mauvaise expérience - dans notre cas, c'était le cas quand nous faisions le pilote - si quelqu'un avait une fois le chargeur qui ne démarrait pas et ce n'était pas notre faute, c'était le chargeur lui-même qui ne répondait pas, les clients ont arrêté d'utiliser notre application et sont sortis du

25:55 programme pilote. Et je pense que c'est vraiment important pour que cette idée perdure. Donc quelqu'un doit trouver un très bon modèle commercial qui la fait passer à l'échelle et qui offre aussi une vraiment bonne expérience utilisateur où cela fonctionne. Très bien, en regardant maintenant vers l'avant et regardant le présent. Parlez-nous de tout sur Nodes. Quel est le problème que l'entreprise essaie de résoudre en premier ? Oui, absolument. Donc le problème a vraiment commencé sur le concept où Nodes a

26:25 été créé. Laissez-moi vous ramener un peu en arrière. Donc Nodes a été créé en 2016 à partir d'un concept où la compagnie d'électricité locale dans le sud de la Norvège faisait face à un problème de congestion sur une grande station de transformateur. Congestion, ce qui signifie - juste pour le public qui ne le sait pas - c'est que vous n'êtes pas en mesure de fournir assez d'énergie ou d'électricité via votre réseau électrique parce qu'il est presque plein. Ils ont alors

26:56 réuni des experts et pensé, OK, quelle est la nouvelle façon dont nous pouvons la résoudre au lieu de mettre un gros transformateur. Ils ont réuni beaucoup d'experts de Microsoft et aussi beaucoup d'autres entreprises. Même Nord Pool était impliqué à ce moment-là, l'opérateur du marché de gros. Ensemble, ils ont conçu le premier design de marché de Nodes, qui était essentiellement basé sur le paquet d'énergie propre en Europe, qui parlait déjà de ce rôle d'agrégateur et de prosommateurs. Et aussi

27:26 marchés locaux de flexibilité. Donc, le paquet Énergie propre - pour les auditeurs, c'est le paquet que la Commission européenne et le Parlement ont décidé en 2021 et qui a été adopté, qui s'appliquera à tous les États membres et qui implique de nombreuses choses, de nombreux règlements et directives - et l'un d'entre eux cette année. Oui, absolument, merci de cette clarification. C'est donc quelque chose qui figure dans le paquet Énergie propre. Dans l'avant-projet antérieur, je crois le brouillon de 2015-2016,

27:54 il était indiqué que le GRD, l'gestionnaire du réseau de distribution, peut utiliser des systèmes ou des solutions basés sur le marché pour résoudre leurs problèmes. Donc, ce petit groupe ensemble a conçu cette architecture de marché et a créé une plateforme. La plateforme a vraiment été conçue pour être un concept nodal - c'est pourquoi le nom Nodes vient de là. Le nœud de réseau est un concept vraiment important dans la plateforme, parce que ce que vous faites essentiellement, c'est créer une réplique de votre réseau physique sur une

28:27 plateforme numérique. Votre réseau est connecté de point à point. Vous avez un point de connexion basse tension connecté à la moyenne tension, et la moyenne à la haute tension - c'est ainsi que fonctionne notre réseau électrique. Vous pouvez créer une réplique similaire de cela sur la plateforme Nodes. Un jumeau numérique - oui, exactement, vous pouvez l'appeler un jumeau numérique ou vous pouvez l'appeler un modèle de réseau simplifié ; il existe différentes terminologies utilisées pour cela. Mais dans ce cas, il s'agit vraiment de prendre une dérivation ou

28:55 une ligne de votre réseau électrique, ou même une station de transformation, et ensuite vous pouvez dire, OK, c'est mon nœud enfant. J'aurai une certaine visibilité sur ce nœud. Dans ce cas, un nœud serait comme une ligne - mais qu'est-ce qu'un nœud ? Clarifions cela. C'est une bonne question. Donc sur notre plateforme en ce moment, cela peut être n'importe quoi. C'est vraiment au choix du réseau

29:20 la granularité du modèle qu'ils veulent développer sur la plateforme, s'ils veulent adopter l'approche de connecter chaque ligne - donc peut-être au niveau de la rue, de 400 volts et plus - ou s'ils préfèrent peut-être commencer au niveau de la moyenne tension, couvrant la ville entière. C'est donc vraiment configurable. Et nous avons vu - on peut l'appeler un 'niveau' ; un nœud serait comme un autre synonyme pour niveau, oui, exactement. Donc cela peut être un niveau vraiment bas du

29:48 réseau, et ensuite vous commencez à connecter ce bas niveau en remontant la chaîne, en montant vraiment à chaque niveau. Le concept que cela permet, c'est que vous pouvez vraiment résoudre des problèmes très localisés, et c'était vraiment le problème qui existait en 2016 où cette plateforme était une preuve de concept. Cela a donc effectivement permis d'obtenir une certaine flexibilité du réseau et de résoudre ce problème de congestion pour le réseau électrique.

30:16 Ensuite, essentiellement, juste pour établir les bases et le contexte. Le problème fondamental est ce que vous avez dit - la congestion - qui a déjà été définie, c'est-à-dire qu'il n'y a pas assez de capacité qui peut circuler dans le réseau. Et vous êtes déjà en train de traverser la solution maintenant, qui est la flexibilité. C'est-à-dire : retarder et différer certaines consommations - essentiellement, ou productions - ou réduire la production d'énergies renouvelables. Ce sont les deux leviers, n'est-ce pas ? Exactement. Donc, si je résume juste

30:51 ce que la plateforme Nodes fait : elle facilite les échanges entre l'entreprise de réseau et le fournisseur de services de flexibilité, où le concept est que vous achetez de la flexibilité de haut en bas - c'est-à-dire vraiment du réseau - et ensuite vous vendez de la flexibilité à partir des actifs. Cela peut être de la recharge de voitures électriques, cela peut être des batteries, cela peut être des pompes à chaleur, toutes sortes d'actifs, donc il n'y a pas de limitation là-dessus. Le vrai objectif ici, c'est que vous êtes un actif de génération ou de consommation. Vous augmentez votre génération ou réduisez votre génération - nous l'appelons régulation à la hausse et à la baisse - et ensuite l'inverse pour la demande. Donc si vous consommez de l'électricité, vous pouvez augmenter ou diminuer votre consommation d'électricité, et c'est là où se trouve la flexibilité, n'est-ce pas ? Ce que vous avez expliqué. Donc ce que nous avons fait sur cette plateforme, c'est qu'en tant qu'entreprise de réseau de distribution, pour commencer, ils peuvent vraiment créer un marché localisé. C'est pourquoi nous l'appelons un marché local de flexibilité, où cette entreprise de réseau peut dire :

31:19 "OK, je fais face à un problème sur ce transformateur. J'ai essentiellement deux options : l'une, mettre plus de cuivre, mettre un gros transformateur ; ou l'autre option est que je puisse utiliser ce qui est déjà dans mon réseau, qui sont ces nouvelles ressources énergétiques distribuées." C'est un autre terme, DER, qui est beaucoup utilisé ces jours-ci, qui signifie des panneaux solaires photovoltaïques sur les maisons des gens ou sur les bâtiments, ou des batteries, des pompes à chaleur, de la recharge de voitures électriques - tout cela entre dans le terme DER. Donc

31:50 l'entreprise de réseau peut essentiellement faire les deux fonctions, et c'est ce que nous avons vu. Ils pourraient prévoir de mettre à niveau ce transformateur au cours des cinq prochaines années, parce que vous ne pouvez pas simplement le construire en un jour. Cela prend du temps avec toutes les exigences d'autorisation, la documentation, l'obtention de l'équipement, les appels d'offres pour cela - tout cela. Entre-temps, nous voyons que de nombreuses entreprises créent un modèle commercial où elles peuvent réellement activer cette flexibilité. Donc encore une fois, la demande augmentant ou

32:24 diminuant, ou la génération augmentant ou diminuant. Et elles le voient comme un flux de revenus. C'est donc là que nous les appelons fournisseurs de services de flexibilité. Leur fonction essentiellement est qu'ils sont des agrégateurs - agrégateur est un autre terme, exactement. Et centrale virtuelle, parce que c'est aussi un terme courant - les appelez-vous ainsi ? C'est pourquoi nous les avons tous qualifiés de fournisseurs de services de flexibilité. Cela peut être une centrale virtuelle,

32:56 cela peut être un agrégateur, cela peut être un opérateur de batterie, cela peut même être un CPO, opérateur de point de charge. Donc cela peut être des rôles différents. Nous les avons donc catégorisés comme vendeurs sur le marché - ou appelez-les fournisseurs de services de flexibilité, ou FSP en abrégé - et de l'autre côté, nous avons les acheteurs, et ce sont généralement les entreprises de réseau. Donc nous commençons vraiment au niveau local, et nous avons commencé avec les GRD pour valider le concept

33:24 des marchés locaux de flexibilité. Donc, le paquet Énergie propre - pour les auditeurs, c'est le paquet que la Commission européenne et le Parlement ont décidé en 2021 et qui a été adopté, qui s'appliquera à tous les États membres et qui implique de nombreuses choses, de nombreux règlements et directives - et l'un d'entre eux cette année.

33:53 en Norvège avec les DSO du sud de la Norvège. Ensuite, cela s'est étendu pour impliquer aussi le gestionnaire de réseau de transport, et nous avons vu là des concepts différents émerger où le DSO et le TSO peuvent acheter de la flexibilité en utilisant la même plateforme, et aussi en achetant de la flexibilité à partir du même actif. C'est aussi très important à savoir, car en fin de compte la physique ne change pas. Vous avez de l'énergie électrique qui s'écoule d'un côté à l'autre, et de l'autre côté vous avez la batterie qui

34:30 pourrait réinjecter de l'énergie dans le réseau. Alors vous avez une batterie qui pourrait être nécessaire à la fois au niveau de transmission et au niveau de distribution. Donc c'est quelque chose que nous avons également vu lors de notre lancement récent sur le marché en Finlande, où à la fois Fingrid et le DSO Helen - Helen Sähköverkko - sont tous deux en train de négocier sur la même plateforme et de se faire concurrence pour le même actif. Donc celui qui en a besoin paiera le montant le plus élevé, et c'est ainsi que nous avons également vu cela. Donc

35:00 vous devez convaincre les parties prenantes - principalement les fournisseurs de services de flexibilité, appelons-les FSP - pour que ce soit plus efficace que la compensation. Et pour les entreprises de services publics, ou en particulier les DSO, c'est principalement une question commerciale : vous devez calculer, OK, combien d'argent pouvez-vous économiser par rapport à la ligne et au transformateur, en tant que DSO, et combien d'argent pouvez-vous faire avec cette source de flexibilité supplémentaire ? Il peut y avoir une certaine cannibalisation ou d'autres valeurs que le FSP pourrait réellement perdre en participant.

35:37 sur ce marché, ou peut-être que c'est juste un empilage de valeurs. Pouvez-vous développer ces deux points ? Absolument. Donc essentiellement la plateforme permet au marché d'avoir quatre paramètres communs entre les acheteurs, les entreprises de réseau, et les FSP, les vendeurs. C'est la localisation, le prix, le volume, et le temps. Donc avec ces quatre paramètres, ils négocient en fait de la flexibilité entre eux en utilisant la plateforme. Donc comme premier point, ce que nous devons faire pour activer le marché est une

36:08 belle entreprise pour rejoindre la plateforme. Donc ils sont actuellement les clients principaux pour Nodes, car ils sont ceux qui ont le travail de fournir l'électricité à tous leurs clients, et ils commencent à voir que c'est un grand défi dans les années à venir. Certains pays font déjà face à ce défi. Par exemple, aux Pays-Bas, le réseau est tellement saturé qu'il vous faudrait peut-être attendre plusieurs années pour installer une station de recharge pour poids lourds

36:35 sur l'autoroute. Donc ils ont le besoin. C'est pour cela que notre objectif principal est d'abord d'intégrer l'entreprise de réseau pour qu'elle crée les nœuds de réseau sur la plateforme - les zones où elle voit qu'elle a besoin de flexibilité. C'est vraiment une carte où vous mettez un signal en disant que OK, c'est cette zone où je vais ouvrir un marché, un marché local de flexibilité où j'aurai besoin de services. Alors nous allons de l'autre côté. Donc dès que le DSO décide

37:03 où acheter la flexibilité, nous pouvons commencer à la rendre disponible sur notre site web, Nodesmarket.com. Et si vous allez sur la plateforme Nodes, vous verrez la carte où les zones sont visibles. Et ce que nous faisons essentiellement c'est d'inviter tous ces FSP à commencer à rejoindre le marché, où ils voient une localisation sur la carte où ils ont un actif. Un actif, comme je l'ai décrit, peut être n'importe quel type de source d'énergie distribuée ou de ressource de génération. Ensuite

37:32 une fois qu'ils commencent à s'inscrire sur la plateforme, l'entreprise de réseau et Nodes essentiellement commencent à concevoir les règles du marché, car ces marchés, comme les autres marchés que nous connaissons - le marché de gros ou le marché de l'opérateur du système de transmission - tous ont certaines règles à travers lesquelles vous participez. Donc ces marchés au niveau distribution ont aussi certaines règles. C'est là que notre expérience intervient, car nous faisons cela maintenant depuis plus de huit ou neuf ans avec beaucoup d'entreprises de réseau différentes. Donc

38:00 nous leur apportons un ensemble de règles très simplifié, où l'entreprise de réseau nous dirait, OK, la taille minimale d'offre sur ce marché - que suggérez-vous ? Nous lui suggérerions : sur notre plateforme vous pouvez aller aussi petit que 1 kilowatt, et puis vous pouvez agréger jusqu'à plusieurs mégawatts. Donc l'entreprise de réseau pourrait dire OK, 1 c'est bien, ou elle pourrait dire, non, je préfère 50 parce que j'ai certains besoins pour mon centre d'exploitation. Cela signifie que 50

38:25 devrait être la taille minimale. OK, nous pouvons arranger cela. Ensuite le deuxième point est : en tant qu'entreprise de réseau, qu'est-ce que vous voulez résoudre ? Que vous vouliez différer votre investissement - donc repousser les investissements dans le réseau - alors vous pourriez vouloir lancer un contrat de réservation. Donc vous voulez lancer une réserve de flexibilité long terme, nous l'appelons, un contrat à long terme où le DSO ou l'entreprise de réseau dit je vais acheter de la flexibilité

38:55 pour une capacité et la réserver pour moi-même - ce qui signifie pour l'entreprise de réseau. Et je vais payer au fournisseur de flexibilité une redevance de disponibilité parce qu'il fournit un service pour moi où il rend cet actif disponible. C'est le montant qui est payé au FSP comme prix de base, qui est normalement inférieur parce que c'est un prix de capacité. Et le DSO décide ensuite du deuxième problème, où il pourrait avoir une

39:25 situation N-1, ou un problème réel de congestion en temps réel à mesure qu'ils se rapprochent de l'heure de livraison. Donc la réservation de flexibilité long terme se fait peut-être plusieurs mois à l'avance. Par exemple, en Norvège ou en Suède, l'entreprise de réseau réserve de la flexibilité pour l'hiver parce que c'est là que le réseau est vraiment saturé. Donc ils réservent cela pour trois mois ou peut-être quatre mois - le contrat de flexibilité long terme. Ensuite à mesure que vous vous rapprochez de plus en plus du temps réel ou proches de l'heure de livraison, l'

39:56 entreprise de réseau commencera à négocier la flexibilité court terme, qui est principalement la partie énergie ou activation. Donc vous avez le contrat de capacité, puis vous avez l'activation du contrat d'énergie. La flexibilité court terme c'est là où vous avez réellement de la concurrence, donc vous pouvez avoir beaucoup de fournisseurs de services de flexibilité qui arrivent et offrent leur flexibilité, et l'entreprise de réseau regardant depuis son centre d'exploitation - ils ont leurs propres outils, qui est normalement une analyse de flux de charge qu'ils font -

40:24 et ils découvriront, d'accord, à cet endroit je vais faire face à un problème N-1. Alors ils peuvent acheter sur le marché - donc D-1 est le jour avant. Et N-1 signifie que vous perdez un composant critique de votre réseau, ce qui signifie que vous êtes alimenté par deux transformateurs, disons, et l'un des transformateurs a un défaut, un problème, et alors vous ne dépendez que d'un seul.

40:48 Et si celui-ci tombe en panne, alors il y a une panne d'électricité dans cette zone. C'est donc une situation vraiment critique. Et juste pour le contexte pour l'auditeur aussi : la loi européenne dicte en fait que la compagnie électrique ne peut pas simplement débrancher les gens sans raison, ce qui dans certains autres pays peut arriver sans pénalités, mais en Europe les pénalités sont vraiment, vraiment sévères. Donc pour eux, l'alternative est soit, comme je l'ai dit, de construire le réseau

41:14 qu'ils font probablement en chemin, mais en même temps d'obtenir un service des FSB et puis de les payer correctement. Et quel est le montant correct ? C'est donc là que votre question initiale s'inscrivait aussi. Nous avons vu les prix varier différemment selon les pays et aussi d'un DSO à un autre DSO. Et la raison est que cela dépend vraiment de la situation du réseau,

41:42 aujourd'hui, non ? Nous avons vu qu'en Norvège la saison dernière il y avait presque plus de 100 mégawatts - 100 mégawattheure de contrats de disponibilité que les DSO ont achetés. Donc ce n'est pas la transmission, c'est la distribution, très local, mais ils ont quand même réservé presque 100 mégawattheure de cette réservation. C'était 1 heure par bloc, donc mégawattheure, et ils payaient environ 20 euros par mégawattheure pour réserver. C'était donc une petite somme d'argent. Mais

42:16 l'année dernière aussi notre équipe a fait une analyse et a vu qu'en fait les DSO achetaient plus de réservation. Ils essayaient de sécuriser leur réseau, mais ils n'activaient que moins de 10 % de ces contrats. Donc cette prochaine saison hivernale nous lançons un nouveau produit appelé Long Flex with arming. Ce que cela signifie, c'est que si un FSB offre la flexibilité au DSO, disons à 20 euros par mégawattheure, il l'obtiendra. C'est un revenu garanti,

42:49 mais vous ne serez pas armé si le DSO n'en a pas besoin. Donc disons que le DSO vous a acheté en été pour l'hiver de novembre à février, disons en Norvège, et ils vous paient 20 euros par mégawattheure. Alors quand novembre arrive, ils refont leur analyse de flux de charge et ils voient qu'en fait ce n'est pas un hiver rigoureux, ou peut-être qu'ils peuvent le gérer parce qu'ils ont déjà de la capacité dans le réseau. Ils libéreraient en fait votre actif, donc

43:15 il ne sera pas armé, et alors vous pouvez empiler la valeur de votre actif sur le marché du gestionnaire du réseau de transport. La chronologie de cela est établie de telle manière que les DSO font le contrat Long Flex en été. Puis D moins 2, donc 2 jours avant la livraison, le marché pour le gestionnaire du réseau de transport en Norvège - le marché MFRR, et aussi les autres, le FCR et autres - s'ouvrent. Donc si le prestataire de service de flexibilité ne

43:43 reçoit pas ce signal d'armement, le prestataire de service de flexibilité peut participer au marché au niveau de la transmission. C'est très populaire, je pense, maintenant avec beaucoup d'acteurs en Norvège en ce moment, et nous commençons aussi à voir les discussions se dérouler sur d'autres marchés où nous opérons aussi. L'objectif ici est essentiellement de vraiment permettre l'empilement de valeur et de créer un nouveau marché, parce que les DSO n'achetaient pas vraiment auprès des FSP, non ? Donc il n'y avait

44:12 aucun prix attaché. Mais maintenant avec cela vous pouvez réellement faire l'empilement de valeur du DSO puis au TSO, et au sein du DSO vous avez déjà plusieurs marchés, non ? Et c'est là que vous obtiendrez l'ensemble complet de tous les flux de revenus que vous obtenez ici. Et y a-t-il des chiffres que vous pouvez donner concernant les DSO bénéficiant du produit en termes d'économies ? J'imagine que ce n'est pas si facile de quantifier la proposition de valeur que vous offrez par rapport

44:44 à ce qu'ils connaissent en construisant plus de câbles et de transformateurs. Oui, c'est une question très importante, honnêtement, et il y a en fait deux choses liées à cela. Il y a d'une part faire cette analyse coûts-bénéfices pour la compagnie électrique - quelle est la valeur de la flexibilité. Maintenant il y a aussi un autre aspect qui est très important : comment les compagnies sont rémunérées aujourd'hui, car juste pour le récapitulatif, ce sont des entités régulées, non ? Et la majorité des revenus pour

45:14 elles est essentiellement de faire passer l'électricité à travers leurs câbles au client final, et le client final utilise l'électricité. Le client final paie une redevance réseau ou un tarif réseau, et c'est comme ça qu'elles retrouvent les revenus. Elles ne peuvent pas faire de gros bénéfices parce qu'elles sont une entité régulée. Elles ont une fonction sociétale et doivent la remplir. La réglementation actuelle dans la plupart des pays où nous opérons a un modèle capex. Donc plus les investissements

45:43 que ces compagnies font dans le réseau pour fournir cette électricité au consommateur final, plus elles retrouvent de l'argent. L'incitation est donc vraiment de mettre plus de cuivre sous terre, et c'est aussi un grand sujet. Exactement, et c'est un grand problème dans la plupart des discussions que j'ai avec les compagnies électriques - qu'elles voient qu'il n'y a pas d'incitation pour elles. Cependant, nous voyons maintenant la discussion se faire au niveau de l'UE.

46:09 Il y a un changement politique qui est discuté - nous en reparlerons aussi - mais aussi au niveau des régulateurs nationaux, les NRA poussent vraiment les compagnies électriques à réfléchir à l'opex ainsi qu'à un composant clé. Nous avons vu que les marchés de flexibilité locale les plus matures sont au Royaume-Uni parce que le modèle a été adopté par le régulateur là-bas pour une approche totex, donc un total où capex plus opex est calculé et puis le réseau

46:38 l'entreprise obtient essentiellement l'argent. Avec ce changement de régulation, il y aura une grande incitation pour les entreprises de distribution à ne pas seulement penser à plus de cuivre dans le sol, mais aussi à d'autres services comme la flexibilité. Maintenant, de l'autre côté - la valeur d'investir dans le réseau. Il y avait une étude du Smart Energy Group, qui est un groupe de lobbying basé à Bruxelles sur la réponse à la demande, et ils ont estimé qu'environ 600 milliards d'euros

47:08 d'investissements doivent être réalisés dans le réseau électrique européen au cours des 5 à 6 prochaines années, et la majorité de cet investissement, plus de 300 milliards, ira au niveau de distribution du réseau. Et leur estimation est que si sur ces 300 milliards vous pouviez investir au moins 10 milliards dans la flexibilité, vous gagneriez déjà plusieurs milliards d'euros d'efficacité dans votre réseau, car vous permettriez également au réseau d'être plus réactif à la demande

47:40 et à la génération qui est localement présente. C'est donc un chiffre important. Je veux dire, dans les 5 à 6 prochaines années, vous verrez cela comme l'un des éléments clés. Et c'est pourquoi il y a quelques jours, j'étais en Finlande, et la Commission européenne - l'un de ses représentants - a présenté qu'elle travaille également sur une méthodologie commune pour évaluer comment fonctionne l'évaluation des besoins pour les DSOs, et il y aura

48:09 quelque chose qui sortira de la Commission aussi avec des méthodologies communes sur la façon d'évaluer la flexibilité et les investissements dans le réseau. Et cette méthodologie servira probablement aussi beaucoup les entreprises de distribution en Europe où la flexibilité n'a pas encore été à l'agenda. Et c'est quelque chose de vraiment important - nous croyons que dorénavant plus de régulation arrivera, mais en même temps les marchés que nous gérons, les données sont en cours de

48:38 génération. Il y a donc deux choses qui convergeront vraiment pour convaincre les entreprises de distribution qui n'ont pas encore commencé ce voyage. Et y a-t-il - je pense que vous êtes déjà actifs dans différentes géographies - quel est votre point de vue sur le paysage réglementaire ? Vous avez déjà mentionné que le Royaume-Uni était très favorable à ce type de marchés de flexibilité. Y a-t-il des pays où vous ne pourriez pas opérer même si vous le vouliez, ou comment regardez-vous les conditions géographiques ? Oui,

49:09 donc NREs opère actuellement en Europe et aussi au Canada en Amérique du Nord. Nous divisons les marchés et les initiatives que nous avons essentiellement en deux catégories différentes. L'une est commerciale, où nous ammenons les clients à procurer notre plateforme - c'est normalement une passation de marché public, ou une passation de marché public plus privé, de notre plateforme. Donc nos marchés principaux sont actuellement la Norvège, la Suède, la Finlande, la Belgique,

49:40 en Europe où nous avons déjà des marchés commerciaux, et aussi au Canada nous avons une initiative de flexibilité, qui est légèrement différente du marché car ils commencent tout juste à voir la flexibilité comme un outil. C'était une initiative de flexibilité estivale que nous avons menée dans la région de l'Ontario au Canada. À part cela, nous travaillons dans la deuxième catégorie, qui est les études de recherche et de conception de marché que nous faisons et les méthodologies de conception de marché qui fonctionneront dans ce pays.

50:09 Nous y travaillons en Grèce avec l'opérateur de transmission et de distribution là-bas, et aussi en Suisse avec le DSO du côté italien du pays, et puis aussi en Espagne aussi. Ce sont les trois du côté européen où nous travaillons sur le côté recherche. Et puis nous avons aussi au Royaume-Uni un projet - un projet DSO communautaire - où en fait deux communautés énergétiques

50:35 fournissent réellement de la flexibilité à la compagnie de distribution via la plateforme Nords, et cela a également été dans l'espace de recherche. Ce sont donc les deux modèles avec lesquels nous avons travaillé, et nous avons vraiment commencé à voir beaucoup plus de passations de marché public de notre plateforme. Nous voyons déjà dans d'autres pays - je ne peux pas les nommer maintenant car nous sommes en processus - mais déjà en Europe nous voyons d'autres pays où

51:01 notre plateforme est acquise par le DSO ou le TSO, ou les deux. C'est aussi intéressant que les TSOs et DSOs joignent leurs forces pour lancer un marché ensemble. Et puis en Allemagne nous avons vraiment essayé de faire passer ce message. Nous avons eu certains projets de recherche européens ici en Allemagne avec certains DSOs, mais cela n'a pas franchi ce seuil. L'un des plus grands défis, je pense, a été aussi du côté réglementaire ici,

51:30 où les DSOs ont utilisé un redispatching basé sur les coûts au lieu d'être basé sur le marché. Cependant, nous voyons qu'en fin de compte la valeur d'avoir un redispatching basé sur le marché pourrait réellement déverrouiller une vraie valeur pour les opérateurs de système de transmission aussi, car alors les opérateurs de système de transmission - qui sont, vous savez, multiples en Allemagne - pourraient aussi accéder à la flexibilité vers le bas dans le réseau basse tension. L'un des plus grands défis, je pense, a été que les entreprises de distribution

52:01 craignent que leur réseau soit violé si quelqu'un venant du haut niveau du réseau active la flexibilité dans le réseau, et cela crée des problèmes de fiabilité. Ce qui est une préoccupation valide, pour être honnête, car si vous avez une compagnie haute tension ou une entreprise de distribution qui n'a pas d'observabilité dans votre zone au niveau local, elle pourrait activer trop de flexibilité et cela crée peut-être un problème de fiabilité pour la distribution locale. Donc là nous sommes en fait en train d'activer

52:30 un nouveau module de la plateforme, déjà utilisé en Finlande et aussi en Grèce, appelé le module de coordination TSO-DSO. Ce qui se passe, c'est que la compagnie de distribution locale, quand elle crée ce marché de flexibilité local, peut déjà créer des contraintes par nœud de réseau - créer des limites - donc si le niveau supérieur du réseau vient et achète au même actif, si vous vous souvenez de notre point initial, vous avez la même

52:58 batterie ou le même chargeur, mais il est maintenant utilisé pour le service haute tension, alors la compagnie du réseau basse tension pourrait déjà mettre en place ces contraintes. Cela permet donc que cette crainte initiale d'avoir des problèmes dans votre réseau disparaisse grâce à la composante d'activation de la plateforme. Nous avons un algorithme derrière cela, donc l'algorithme avertira le haut niveau du réseau, les entreprises de transmission, en disant que vous ne pouvez pas faire cela car cela créera des problèmes de fiabilité. C'est quelque chose que je pense

53:28 pourrait potentiellement permettre en Allemagne aussi au marché de s'ouvrir, parce qu'il y a beaucoup de DSO, plus de 800 je dirais, ce qui est très unique à l'ensemble de l'Europe. Mais si vous commencez à voir cela se produire, il pourrait y avoir beaucoup de défis qui pourraient être résolus avec le réseau basse tension ou moyenne tension, et qui approvisionnerait également le pays en général pour l'équilibrage également au niveau de la transmission. C'est quelque chose que nous aimerions absolument tester. Ouais, je sais que c'est

53:54 les contraintes dont vous parlez - un grand sujet aussi quand nous parlons de flexibilité du système ou de convivialité du système, où il doit effectivement y avoir des contraintes au niveau des câbles, et non seulement au niveau régional mais au niveau systémique global, afin que tout ce cumul de valeurs des différents marchés puisse fonctionner correctement ensemble, car sans ces contraintes il y aura effectivement des acteurs qui sont justement préoccupés par le surpiquage. Et qu'est-ce qu'il faut pour mettre en place un tel marché? Donc si

54:29 je suis un DSO, y a-t-il aussi des éléments qui vous empêcheraient d'être activé parce que, par exemple, un manque de compteurs? J'imagine. Ouais, c'est une question très intéressante en fait. Donc partout où nous travaillons et où nous activons ce marché - je vous ai expliqué plus tôt que c'est une flex longue, donc vous réservez quelque chose, et ensuite une flex courte, vous activez quelque chose - nous avons également un troisième produit appelé Max Usage, qui est une sorte de contrat de fusible virtuel, qui est

54:57 une façon plus simple de débloquer un peu plus de capacité du réseau. Mais essentiellement pour déverrouiller cette flexibilité, ou la livrer entre la compagnie du réseau, l'acheteur et le vendeur, il doit y avoir un moyen de la valider, n'est-ce pas? Donc si vous avez vraiment livré les kilowatts ou les mégawatts que vous aviez dit que vous alliez livrer - et c'est là que nous avons notre hub de comptage des nœuds, donc c'est une plateforme pour essentiellement télécharger vos données de compteur, qui proviennent normalement

55:28 des compteurs intelligents. C'est vraiment un composant matériel crucial qui doit être là, parce que vous avez vraiment besoin que la résolution des données soit téléchargée sur la plateforme. 15 minutes. Ouais, donc normalement nous voyons 15 minutes. C'est aussi, je pense, la résolution standard des compteurs en cours de déploiement en Europe. Donc nous voyons que quand la pénétration du compteur intelligent augmente, vous pouvez déjà commencer à obtenir

55:56 plus de différents niveaux de flexibilité à des niveaux plus granulaires, vraiment à partir du secteur résidentiel aussi. Mais pour commencer, je pense que la compagnie du réseau a juste besoin d'une volonté - quelqu'un à la compagnie du réseau qui dit, OK, essayons. Ouvrons peut-être une zone, juste une zone au niveau de la moyenne tension. C'est bien. N'importe qui en dessous de cela peut venir et fournir de la flexibilité, parce que dans notre expérience nous avons effectivement vu que quand la compagnie du réseau ouvre ces zones

56:26 et que nous commençons à contacter les fournisseurs de services de flexibilité pour venir enregistrer leurs actifs, c'est parfois une sorte de révélation d'actifs dans leur zone dont ils ne savaient vraiment pas qu'ils étaient flexibles, parce qu'ils auraient pu faire une étude il y a plusieurs années et découvrir, oh, nous n'avons peut-être que 550 mégawatts de flexibilité. Mais les données réelles, ou les actifs réels, qui arrivent à votre visibilité, c'est seulement quand vous créez une zone réelle et que vous créez une incitation. Vous donnez vraiment une incitation

56:58 que nous ouvrons un marché - venez et enregistrez l'actif. Il n'y a aucune obligation pour vous d'acheter votre flexibilité en tant que compagnie du réseau. C'est juste un signal que vous ouvrez quelque chose et connectons-nous. Ensuite, quand l'actif est enregistré et que les points de comptage sont téléchargés, c'est là que nous avons vu que si vous n'avez pas une pénétration plus élevée de compteurs intelligents à tous les niveaux du réseau, vous pourriez commencer avec les actifs plus importants. Vous pourriez commencer avec une batterie nouvellement connectée, qui

57:27 pourrait être à un point de compteur intelligent, ou vous pourriez d'abord connecter une grande industrie, ou une grande arène sportive par exemple, parce que nous avons vu tous les types de flexibilité arriver, et cela pourrait juste démarrer votre parcours. À mesure que vous progressez avec plus de compteurs intelligents, vous commencerez à voir plus de flex résidentielle et aussi de flex commerciale entrer dans votre marché. Et peut-être que c'est une question bête, mais ma compréhension est aussi que les DSO, surtout

57:54 en Allemagne, n'ont pas eu beaucoup de compteurs intelligents dans la plupart des réseaux, au niveau de la moyenne et basse tension. Comment quantifient-ils réellement leurs besoins en flexibilité pour pouvoir ouvrir ce marché en premier lieu? Ouais, il y a essentiellement deux façons de faire l'évaluation. Soit ils peuvent passer par les données du compteur intelligent et faire des études à travers cela, ce qui n'est pas disponible en Allemagne dans la plupart des compagnies du réseau. Puis de l'autre côté, ils pourraient passer par leurs systèmes SCADA ou le système de gestion de la distribution, le DMS. C'est là qu'ils auraient essentiellement ces systèmes installés par les grands acteurs dans ce domaine, comme Siemens, Schneider, GE, et aussi les nouvelles entreprises qui arrivent, donc ils se connecteraient en fait au système de fonctionnement et de contrôle local de la compagnie du réseau, qui est traditionnellement, vous savez, c'était un très simple système SCADA qui

58:27 obtenait simplement les données de leurs postes de transformation. Mais maintenant, comme nous voyons qu'il y a beaucoup plus d'innovation qui se passe dans ce domaine, nous avons des systèmes plus modernes où, avec les données qui arrivent, ils peuvent réellement faire des prévisions précises. Ils peuvent prédire à différents niveaux du réseau quand une surcharge arrive, donc ils peuvent déjà faire cette évaluation des besoins avec ce genre d'outils du côté du réseau. Et beaucoup des

59:01 juste en train d'obtenir les données de leurs postes de transformation. Mais maintenant, comme nous voyons qu'il y a beaucoup plus d'innovation qui se passe dans ce domaine, nous avons des systèmes plus modernes où, avec les données qui arrivent, ils peuvent réellement faire des prévisions précises. Ils peuvent prédire à différents niveaux du réseau quand une surcharge va arriver, donc ils peuvent déjà faire cette évaluation des besoins avec ce genre d'outils du côté du réseau. Et beaucoup des

59:27 Les entreprises de distribution électrique disposent déjà de tels systèmes, soit ne sont pas entièrement déployés - il y a des modules de ces systèmes, peut-être pas à 100% pleinement déployés, mais ils pourraient être à 50% - et cela leur donne quand même une très bonne visibilité des problèmes qui arrivent. Parce que n'oubliez pas, s'il y a une panne de courant, une très grosse amende arrive, ce qui n'est pas ce dont ils ont besoin. Donc ils investissent déjà dans ces outils pour avoir cette visibilité de où nous en sommes

59:54 dans le rouge, en termes de capacité du réseau. Et donc cela pourrait déjà les aider à commencer ce parcours. Et je comprends que c'est au niveau des postes de transformation, par exemple en Allemagne, mais comme il n'y a pas autant de compteurs intelligents que dans d'autres pays, vous ne pouvez pas aller beaucoup plus bas en termes de visibilité. Exactement. Il y a donc un défi à descendre plus bas, mais nous avons un partenaire en Allemagne, Smite, qui a réussi à

1:00:21 débloquer une technologie en installant des équipements de capteurs sur les câbles basse tension. Ils sont réellement capables d'apporter cette observabilité aussi du réseau basse tension, et étonnamment leur plus grand marché est l'Allemagne - ils ont réellement plusieurs clients qui ont déjà déployé cet équipement d'observabilité basse tension et le logiciel avec. Donc il y a, je pense, beaucoup de contrôle et de visibilité de ce côté. Je pense que le défi a été qu'il n'y a pas eu beaucoup de motivation

1:00:50 pour aller vers la flexibilité basée sur le marché. Et c'est probablement aussi parce qu'il y a eu quelques essais dans le passé qui n'avaient pas été réussis - il n'y avait peut-être pas assez de liquidité à ce moment-là, et il n'y avait peut-être pas beaucoup de nouvelles sociétés d'agrégation qui étaient vraiment assez audacieuses pour construire ces technologies et ces modèles commerciaux. Donc cela a eu - je spécule ici, mais ce que j'ai entendu jusqu'à présent du marché en Allemagne c'est que ces essais n'ont pas vraiment été

1:01:23 un grand succès, et cela a abouti à ne pas aller vers une approche basée sur le marché pour la flexibilité. Et en parlant de projets concrets - lesquels êtes-vous particulièrement fier ? Je dirais que je suis fier de tous. Mais notre plus grand marché est la Norvège, qui a commencé avec un DSO, comme je vous l'ai dit, en 2016, 2018, et 2022, s'est étendue aux 22 plus grands DSO en Norvège, et maintenant elle couvre réellement huit des plus grands DSO, donc elle

1:01:53 s'est étendue à presque les deux tiers des points de comptage de la Norvège. Donc c'est une très grande zone étant couverte sur le marché de la flexibilité des nœuds. Et puis aussi à Göteborg, c'est très intéressant, parce que c'est une très petite zone pour que la flexibilité soit ouverte, mais l'entreprise de distribution là-bas, avec la compagnie de distribution locale à Mölndal - donc ce sont deux petites villes, Göteborg et Mölndal - les deux compagnies de distribution ont été

1:02:20 capables de gérer le marché pendant quatre saisons, quatre ans. Donc chaque saison hivernale ils gèrent un marché, et ils ont été capables d'attirer plus de 30 prestataires de services de flexibilité dans ces petites zones seulement. Ils ont une flexibilité réellement intéressante provenant des chargeurs pour véhicules électriques, des batteries connectées à la recharge lourde, et il y avait aussi un essai de V2G avec Volvo là-bas. Étant présents à Göteborg, ils permettent les signaux de prix du DSO mais aussi permettent aux entreprises commerciales de

1:02:51 tester des nouvelles technologies et vraiment valider s'ils ont un modèle économique viable. Si demain, disons, Volvo lance V2G pour tous leurs clients, et que la compagnie de distribution est prête à payer ce montant pour cela, alors il y a un modèle économique qu'ils peuvent permettre. Il y a réellement des acteurs locaux intéressants qui ont contribué à ce marché. Et récemment, en Finlande, nous avons lancé le premier marché coordonné TSO-DSO où à la fois Fingrid et Helen, comme je l'ai mentionné, achètent sur la

1:03:21 même zone de marché, ce qui est très unique parce que c'était jamais fait avant. Les TSO avaient toujours leurs marchés d'équilibrage et n'ont jamais voulu impliquer les DSO dans leurs marchés, parce que l'échelle est plus grande au niveau TSO. Mais cet essai est réellement sur la résolution de la congestion localement mais aussi au point de connexion au réseau de transport. Et c'était très intéressant au Finland Flexibility Day que nous avons organisé il y a deux jours, où le TSO Fingrid a mentionné que la file d'attente

1:03:51 des connexions est presque 70 gigawatts étant demandée sur le réseau Fingrid dans les cinq prochaines années environ - ils doivent livrer cela. Et c'est une forte augmentation. Ces 70 gigawatts c'est la capacité étant demandée, et il y a des térawatt-heures d'énergie qu'ils doivent livrer dans les 5 à 10 prochaines années. Donc vous pouvez imaginer l'échelle de l'électrification et des choses qui se produisent là-bas. Donc si

1:04:21 ils n'ont réellement pas de données de ces sortes de marchés locaux de flexibilité et ne coordonnent pas avec la distribution locale, ils pourraient être trop tard s'ils commencent dans cinq ans. Donc c'est réellement intéressant. Et je vais rapidement aussi mentionner un autre - Fluvius en Belgique - parce qu'ils ont adopté l'approche de réellement répondre à ce que vous demandiez, comme quelle est la valeur de la flexibilité. Ils ont adopté l'approche de réellement définir six paramètres clés et réellement aller de la

1:04:51 valeur sociétale de la flexibilité. Donc ils sont réellement engagés à faire que ce marché, donc il permet réellement une grande valeur pour la société globalement. Je vais m'arrêter là, mais il y a d'autres initiatives aussi qui ont été réellement intéressantes au fil des années. Et parlons aussi de la coordination DSO-DSO. Je pense que c'est aussi un sujet que vous abordez, parce que ce n'est pas - ouais, cela ne va que du bas vers le haut, mais

1:05:18 cela va aussi horizontalement. Donc c'est quelque chose, parce que le concept est le même, non ? Si la compagnie du réseau basse tension, le DSO local, a des contraintes à leur niveau, mais ils ont peut-être un DSO qui est un DSO régional au-dessus d'eux qui n'a pas de visibilité du DSO local et qui est connecté là, quelle flexibilité ils ont et tout cela. Donc nous avons réellement dans Euroflex, le marché de flexibilité norvégien,

1:05:46 en fait deux gestionnaires de réseau de distribution, LV et Nordgisneth, qui font vraiment cette coordination gestionnaire-à-gestionnaire, où le concept d'architecture hiérarchique de nœud de réseau parent-enfant de la plateforme Norse est utilisé, où la compagnie de distribution locale invite les fournisseurs de flexibilité connectés à leur niveau du réseau à venir enregistrer leurs actifs. Les données des compteurs intelligents sont également connectées là, et ensuite la flexibilité, si elle n'est pas nécessaire par la compagnie de distribution locale, est agrégée à un nœud de réseau supérieur et

1:06:18 est offerte au gestionnaire de réseau régional. Donc le gestionnaire de réseau régional peut accéder à la flexibilité de celui local, mais si celui local en a besoin pour lui-même, il peut aussi simplement l'utiliser lui-même et définir aussi les contraintes s'il a des problèmes avec ces volumes plus importants en cours d'achat. L'autre exemple que nous avons eu était à Stockholm. Nous avons fait un projet il y a quelques années où les

1:06:45 deux gestionnaires de réseau régionaux achetaient de la flexibilité dans les zones les uns des autres. Et ce qu'ils faisaient était qu'ils coordonnaient aussi avec l'opérateur du système de transport, où si un gestionnaire achète dans la zone de l'autre, alors l'opérateur du système de transport sera capable de créer une limite plus élevée de leur abonnement de capacité temporaire jusqu'au niveau du gestionnaire de transport. Donc la connexion au gestionnaire de transport - ils augmenteront automatiquement leur valeur là et diminueront pour l'

1:07:14 autre dans l'autre zone, et puis l'inverse pour l'autre cas. C'était aussi intéressant parce qu'alors, en amont du gestionnaire de transport, ils payaient déjà le même montant, mais s'ils n'avaient pas coordonné - quiconque active plus dans la direction montante ou augmente la limite jusqu'au transport devrait payer une redevance supplémentaire à l'opérateur du système de transport. Et c'est un cas commercial très concret à nouveau pour eux, principalement en Suède, parce que la réglementation

1:07:46 est comme ça. Le gestionnaire de réseau local doit payer au gestionnaire de réseau régional une certaine redevance s'ils dépassent leur capacité de pointe chaque année, donc ils ont une limite de pointe définie chaque année. Et ensuite le gestionnaire de réseau régional doit payer jusqu'à l'opérateur du système de transport. Il y a donc déjà un cas commercial où, si vous gardez simplement votre pointe au-dessous en achetant de la flexibilité, vous économisez déjà en tant que compagnie de distribution. Et je pense que c'est aussi quelque chose

1:08:14 que j'ai entendu des gestionnaires de réseau allemands - qu'ils doivent aussi payer en amont également s'ils dépassent leur limite de pointe. Il y a donc déjà un cas commercial où vous voyez votre pointe augmenter parce que plus de gens s'électrifient, plus de connexions sont réalisées. Vous pourriez donc déjà avoir une certaine flexibilité contractée. Et c'est là que notre contrat d'utilisation maximale a été vraiment intéressant, parce qu'alors vous dites que, bon, j'ai

1:08:40 une connexion de 10 MW, mais ma pointe, en tant qu'opérateur de batterie ou en tant que station de recharge de véhicules électriques, est peut-être de 7 MW. Donc les 3 autres, je peux les louer en retour à la compagnie de réseau, et la compagnie de réseau peut l'utiliser soit pour réduire les coûts en amont, soit pour émettre de nouvelles connexions réseau aux nouveaux clients qui attendent dans la file d'attente. Donc ça a été aussi quelque chose pour certaines des compagnies de distribution. Et parlons plus d'un angle produit. Comment

1:09:08 puis-je imaginer le produit étant utilisé par ces fournisseurs de flexibilité et les services publics ? Est-ce très orienté API, ou y a-t-il une application web ? Oui, bonne question. Donc c'est disponible à la fois en tant qu'application web et aussi en API, parce que nous travaillons avec deux parties prenantes différentes ici. Nous avons les compagnies de réseau qui ont l'habitude de travailler sur les applications web ou les applications

1:09:37 au fil des années. Donc leur personnel est vraiment formé et ils ont les capacités d'utiliser l'application web sur l'interface utilisateur. C'est pourquoi l'interface utilisateur a été l'un des principaux points de mire pour l'application. Mais nous sommes en réalité très capables - je dirais - au fil des années de développer l'API pour le fournisseur de service de flexibilité, parce que l'un des premiers essais que nous avons fait en Norvège, l'une des principales motivations était d'apporter de la flexibilité résidentielle au marché.

1:10:11 Et si vous travaillez avec un détaillant d'énergie qui est aussi peut-être un agrégateur, ils disent qu'ils savent combien de flexibilité ils peuvent activer, mais ils ne peuvent pas le faire manuellement. Ils ont 1 000 ménages qu'ils agrégeraient et vous fourniraient de la flexibilité. Alors vous avez vraiment besoin de l'API pour ça, n'est-ce pas ? Vous ne pouvez pas y aller un par un en cliquant. Oui, ridicule. Oui, exactement. C'est donc pour ça que l'API a été développée au fil des années, et c'est un mélange très intéressant parce que d'un côté

1:10:40 d'un côté les acheteurs utilisent peut-être l'application, et ensuite de l'autre côté les fournisseurs de flexibilité utilisent l'API pour faire du commerce, mais ce n'est pas obligatoire, donc vous n'avez pas besoin de faire l'API. Vous pouvez déjà commencer juste en utilisant l'interface utilisateur, mais nous avons vu qu'avec la maturité, les fournisseurs de flexibilité préfèrent l'API. Et quelles sont les tendances réglementaires qui vous intéressent particulièrement ? Je pense que vous avez déjà fait allusion à quelques-unes, mais oui, l'

1:11:06 une des principales qui m'intéresse vraiment est le code réseau de réaction à la demande de l'UE qui arrive l'année prochaine, et ensuite qui sera finalisé l'année d'après, qui sera quelque chose que tous les États membres en Europe doivent examiner et doivent adopter sous différentes formes. Mais ce code réseau pour la réaction à la demande, l'une des principales motivations que nous avons contribuées

1:11:35 c'est d'activer les marchés de flexibilité locaux pour la distribution. Parce que, comme nous l'avons discuté très au début au commencement, le Paquet énergie propre ne l'a pas vraiment mandaté ou n'a pas vraiment clarifié que le gestionnaire de réseau de distribution devrait l'utiliser. Il a dit que vous pouvez l'utiliser si vous le voulez vraiment, mais ce n'est pas une obligation. Donc c'est quelque chose que j'aimerais vraiment voir si vraiment ils le mettent dans la formulation finale que c'est quelque chose qui devrait être utilisé en premier, parce que si

1:12:01 vous l'utilisez d'abord et vous voyez que ça ne fonctionne pas, alors vous pouvez passer à vos autres solutions - la déconnexion avec des accords de connexion flexibles ou les tarifs réseau dynamiques - et il y a beaucoup d'autres outils, qui sont d'ailleurs corrects, car chaque entreprise de réseau pourrait avoir un besoin différent selon les besoins de son réseau. C'est donc quelque chose qui m'enthousiasme vraiment, si cela se concrétise et comment le marché se structure. Mais je suis aussi très intéressé à

1:12:27 voir comment le paysage global autour du changement climatique - et nous l'avons souligné plus tôt, au niveau géopolitique aussi, les États-Unis sont maintenant un point focal différent - mais le Canada fait un grand pas en avant. La Commission de l'énergie de l'Ontario examine déjà la flexibilité ; elle regarde vraiment l'analyse coûts-bénéfices, qui est une façon d'analyser ce dont a besoin l'entreprise de réseau

1:12:59 avant qu'elle n'investisse dans le réseau. Et lié à cela, il y a un nouveau règlement appelé non-wires alternatives, NWAs, ce qui est aussi quelque chose qu'ils veulent vraiment promouvoir pour la flexibilité. Il y a donc beaucoup de choses qui se passent dans différentes régions, mais ce sont les deux que je dirais être vraiment intéressants à voir, car dès que le changement se produit, passant des discussions sur le changement climatique à des discussions hors changement climatique

1:13:29 dans une région, alors le capital commence à se déplacer vers d'autres pays où les groupes axés sur le climat aiment investir. Et c'est pourquoi je vois déjà et je parle à différents fournisseurs de flexibilité où ils constatent qu'beaucoup de capital arrive en Europe - aussi en Allemagne où des batteries sont construites, et beaucoup de grands projets sont en cours, comme plusieurs dizaines de mégawatts ou des centaines de mégawatts maintenant. Au Royaume-Uni c'est déjà le cas, aussi en Allemagne je

1:13:57 pense qu'il y a beaucoup de projets en cours. C'est donc aussi quelque chose qui m'enthousiasme vraiment - cela aidera la flexibilité car vous aurez plus de capital déployé, plus d'actifs activés, et alors ce dont vous avez besoin c'est les marchés. Vous avez besoin de multiples marchés pour réaliser le retour sur investissement, et c'est quelque chose. Et comment vous - vous l'avez soulevé maintenant - comment vous positionnez-vous par rapport à d'autres formes de flexibilité des GRD, comme les

1:14:24 tarifs dynamiques ? Nous avons ici en Allemagne cette nouvelle loi, l'EnWG §14a, le paragraphe 14a de la loi sur l'énergie, qui essaie de résoudre la congestion via des tarifs plus dynamiques. Est-ce que cette approche est pire comparée à un marché, ou de quel point de vue ? Oui, donc je dirais que les deux coexistent, honnêtement, donc ce ne devrait pas être l'un ou l'autre. C'est quelque chose que je pense est assez clair en Norvège - nous avons aussi un

1:14:59 tarif réseau progressif par étapes. C'est donc déjà existant - avec notre déploiement de compteurs intelligents vous pouvez déjà avoir cela. En Norvège, si je paie ma facture d'électricité et que je suis au-dessus d'un certain pic avec ma moyenne - je pense que 3 moyennes sont prises sur un mois ou une période - alors si mon pic dépasse cela, je suis à l'étape suivante. Donc mon tarif augmente et augmente. C'est

1:15:29 comme un tarif progressif par étapes, même si le marché est déjà utilisé également. À mon avis, je pense que les deux peuvent coexister, et ce devrait être le cas, car si vous considérez la situation où tout le monde branche ses véhicules électriques la nuit et que vous pourriez avoir un tarif réseau dynamique à une valeur très élevée, alors tout le monde arrête de faire cela. Ensuite, la rente réseau pourrait être abaissée, mais l'agrégateur qui les a déjà programmés

1:16:00 subit une grosse perte, et il pourrait également avoir pris une position avec son fournisseur d'énergie sur la partie responsable de l'équilibre, donc il pourrait perdre son argent là aussi. Il n'y a donc pas une seule solution pour tous, car si vous avez les deux présentes vous pourriez perdre une partie de vos revenus d'une zone parce que tout le monde a arrêté sa recharge à cause de la rente réseau plus élevée, mais de l'autre côté vous pourriez gagner quelque chose du marché de la flexibilité. Donc

1:16:27 Je pense qu'il y a une possibilité pour que les deux existent, et ce devrait être ainsi. Oui, très intéressant, aussi un peu compliqué. Et je pense que mathématiquement, d'un point de vue optimisation, essayer d'optimiser beaucoup de différentes choses et marchés en même temps - du moins à partir de ce que j'ai fait comme analyse - devient assez compliqué. Les problèmes non-linéaires, multi-critères, multivariés ne sont pas les plus faciles à résoudre. Absolument, vous pouvez modéliser tout

1:17:02 le réseau, mais la réalité sera toujours différente. Je pense que c'est la réalité ici, du moins avec le mécanisme basé sur le marché. Bien sûr, cela semble être une méthode très sophistiquée pour essayer de résoudre les congestions, comparée à un tarif peut-être - ou avoir les deux semble être une approche couteau suisse - pour résoudre ce problème important, qui est probablement celui où la transition énergétique pourrait être très compromise, et

1:17:32 comme vous le dites, il y a différents types de flexibilité : les batteries qui arrivent, et bien sûr les véhicules électriques et d'autres déjà déployés, et la production qui pourrait être limitée, ce qui évidemment n'est pas le mieux. Alors, quelle source de flexibilité pensez-vous avoir le plus grand potentiel, particulièrement pour les GRD ? Oui, donc je pense qu'il y a définitivement, dans les données que nous voyons sur la plateforme - nous avons déjà pas mal plus de 10 000 ou 15 000 actifs qui sont

1:18:02 approuvés, ce qui signifie qu'ils n'attendent pas d'être enregistrés. Ils sont réellement approuvés par l'entreprise de distribution réseau, donc ils peuvent commencer à trader et ils peuvent fournir de la flexibilité. Si j'ajoute aussi les non approuvés, ou en attente, ou ceux qui doivent encore être connectés, cela dépassera largement 50 000 ou peut-être plus de 100 000. Il y a donc beaucoup plus d'actifs qui sont en cours de pipeline pour se joindre. Nous avons vu que la recharge véhicule électrique

1:18:31 ou le smart charging est assez facile à fournir comme flexibilité, donc je pense que cela fonctionne vraiment bien de nos jours - du fournisseur de service de flexibilité, ils peuvent vraiment bien le planifier, pour le consommateur final avec ses applications ou quelle que soit la solution qu'ils ont. Et alors l'entreprise de réseau, au final, elle a juste besoin que la période de pic soit inférieure, donc quand le réseau est congestionné, ils peuvent réduire

1:19:00 quelque chose, et cela fonctionne vraiment bien. À ma dernière vérification, si je ne me trompe pas, presque 10 000 des 15 000 actifs sont des bornes de recharge pour véhicules électriques. Cela inclut également beaucoup de boîtes de recharge résidentielles, mais il y en a peut-être aussi qui sont les véhicules électriques eux-mêmes, car vous pouvez aussi définir l'état de charge depuis la voiture. C'est donc un mélange. Et

1:19:27 ensuite nous avons vu que beaucoup d'acteurs ont commencé, en particulier du côté des batteries - les batteries étant vraiment fiables pour fournir de la flexibilité - et l'empilement de valeur là avec plusieurs marchés est vraiment ce qu'il faut faire avec les batteries de nos jours. Donc nous voyons que les batteries qui sont déployées uniquement comme ressource de flexibilité sont assez fiables et peuvent également fournir au gestionnaire de réseau de distribution, mais maintenant aussi au gestionnaire de réseau de transport, avec

1:19:58 ce concept que j'ai expliqué, le concept long-flex arming. Récemment nous avons aussi vu des batteries déployées ensemble avec la recharge de véhicules électriques lourds sur les autoroutes en Norvège, où la fonction principale de la batterie est de fournir ce supplément d'énergie à la station de recharge de véhicules électriques quand les gens voyagent pour les vacances. C'est une très courte période tout au long de l'année, mais le reste de l'année cette batterie est simplement là - c'est une ressource pour le client qui a investi dedans. Donc maintenant

1:20:26 nous voyons que beaucoup d'agrégateurs techniques qui ont des algorithmes intelligents et différents mécanismes sont capables de tirer parti de cette batterie à la fois sur le marché du gestionnaire de réseau de distribution en créant ce contrat de fusible virtuel, l'utilisation maximale - donc ils obtiennent une certaine rémunération de la société de distribution, le gestionnaire de réseau de distribution - et puis en dessous de ce pic qu'ils ont défini, ils sont aussi en mesure de l'exploiter sur le marché du gestionnaire de réseau de transport. Donc vraiment obtenir le meilleur des deux mondes

1:20:52 pour ces actifs, mais la fonction principale est quand même assurée - quand, par exemple, en Norvège en été, les gens vont aux chalets et s'arrêtent à ces stations de recharge pour véhicules lourds, la batterie peut aussi faire son travail. C'est donc très intéressant aussi. Et puis nous avons vu beaucoup d'actifs d'effacement de consommation arriver aussi. Certains d'entre eux sont aussi agrégés. Donc certains pourraient être une serre

1:21:17 fournissant directement une réponse à la demande. Nous avons eu aussi des fermes de poissons en Norvège qui ont rejoint le marché. Et puis vous pourriez aussi avoir une flexibilité résidentielle qui est alors aussi agrégée. Donc vous pourriez avoir une recharge de véhicule électrique à votre domicile mais pourriez aussi avoir une pompe à chaleur, et alors le consommateur final active dans l'application qu'il est flexible. Il y a différents modèles commerciaux que nous avons vus, où

1:21:45 certains des fournisseurs de services de flexibilité proposent également aux consommateurs des récompenses - où ils récupèrent de l'argent mensuellement, ce qui est encore assez décent comparé à ne rien avoir, et à avoir quand même votre ressource utilisée. Donc il y a beaucoup d'actifs différents que nous avons vus, mais certains de ceux que j'ai mentionnés sont assez intéressants et je les vois croître jour après jour.

1:22:10 Combien un conducteur de véhicule électrique reçoit-il pour ce service ? Par exemple, si je suis à la maison et que je fournisse ce service - oui, donc cela varie. Je sais que Tibber a activé cela dans l'application. Donc en tant que client de Tibber, vous pouvez recevoir d'excellentes récompenses. Et puis c'est le travail de Tibber de maximiser l'empilement de valeur de ma borne de recharge de véhicule électrique sur plusieurs marchés. Donc ils le gèrent soit sur le marché du gestionnaire de réseau de distribution, soit s'ils pensent que c'est peut-être pas rentable

1:22:41 pour eux, ils pourraient empiler la valeur sur différents marchés du gestionnaire de réseau de transport parce qu'ils sont déjà pré-qualifiés. Ou ils pourraient aussi faire essentiellement de l'arbitrage sur le marché de gros aussi. C'est aussi possible. Donc ils vous retourneraient peut-être - cela varie - donc c'est entre 3 couronnes norvégiennes, en Norvège, la devise norvégienne, à peut-être 10 par jour ou par semaine. Et ce n'est pas non plus statique, donc ce n'est pas une valeur garantie, mais c'est

1:23:12 quelque chose que vous recevez au fil du temps. Et peut-être que certaines personnes pourraient recevoir beaucoup plus parce qu'elles pourraient avoir deux grandes voitures qui se chargent à domicile et avoir une plus grande maison. Donc en ce moment, je pense que dans l'application - à ma dernière vérification - en tant que client vous pouvez seulement faire cela avec le smart charging, mais je pense qu'ils promettent maintenant aussi le chauffage. Donc si vous avez aussi une charge de chauffage

1:23:32 aussi, ils combineront les deux et ensuite ils pourraient vous offrir des récompenses réseau plus élevées, parce qu'alors ils ont essentiellement plus de flexibilité par client. Mais comment cela fonctionne-t-il dans le cas de Tibber ? Parce qu'ils ont, si je me souviens bien, toujours un tarif dynamique. Donc en tant qu'utilisateur final, j'activerais Tibber pour commencer à charger non seulement aux prix spot les plus bas mais en combinaison avec les autres choses, donc je n'ai pas à m'inquiéter. Et à la fin

1:24:05 de la journée la facture reflète à la fois le spot et elle devrait être - si j'avais chargé au prix spot qui est plus élevé que ce que j'aurais pu charger, si je n'avais pas activé les récompenses réseau, normalement ce serait toujours plus bas, non ? Oui, absolument. Donc ils vous promettent le prix spot pour charger, donc au prix le plus bas pour votre voiture. Donc le coût énergétique pour charger votre voiture sera le plus bas. Mais ensuite si

1:24:33 vous activez les récompenses réseau - essentiellement ce que je comprends, et cela pourrait être leur savoir-faire propriétaire, c'est qu'ils seraient en mesure d'utiliser ces marchés de flexibilité multiples, la transmission ou la distribution, et puis essentiellement utiliser leurs algorithmes d'empilement de valeur pour me fournir de l'argent supplémentaire, qui sont les récompenses réseau. Donc le prix spot c'est pour avoir la recharge la moins chère pour la voiture, et le confort c'est que vous obtiendrez la voiture chargée à la fin de la journée, non ? Si vous

1:25:04 la gardez branchée. Mais ensuite les récompenses réseau c'est la cerise sur le gâteau, qui est petite en ce moment. Mais comme nous le voyons aux Pays-Bas, le réseau est tellement congestionné que cela pourrait se produire partout en Europe, et les récompenses réseau pourraient commencer à augmenter aussi. Le coût d'équilibrage augmente également dans chaque pays, et je pense qu'en Allemagne aussi il y a eu une discussion que

1:25:29 Les GRTs ici pourraient avoir des coûts de déséquilibre très élevés dans les années à venir, s'ils n'obtiennent pas d'actifs supplémentaires des différents niveaux du réseau. Donc, si vous regardez ce tableau d'ensemble du point de vue de la taille du marché, cela commence lentement en ce moment, mais si vous offrez au client final la recharge la moins chère et que, en même temps, vous utilisez sa flexibilité sur plusieurs marchés, puis vous commencez à lui offrir des récompenses, cela pourrait permettre aux

1:26:01 récompenses de commencer à croître également au fil des années. Et quel potentiel voyez-vous pour les flottes ? Vous avez déjà mentionné que vous aviez des points de contact avec les services postaux norvégiens, ce type de flotte, mais aussi des entreprises qui ont leurs propres chargeurs dans les bureaux pour les travailleurs de bureau - quel potentiel voyez-vous là pour la flexibilité ? Ouais, je pense, honnêtement, que c'est une classe d'actifs très intéressante. Les flottes en général le sont aussi, parce qu'elles ont certains besoins. En

1:26:29 fin de compte, la plupart des flottes en Norvège deviennent électriques. En Norvège, je pense que la plupart des entreprises ont un mandat pour devenir électriques d'ici 2025. Sinon, elles le seront d'ici fin 2026, donc c'est très bientôt en réalité - c'est presque là. Donc nous avons vu que les bâtiments commerciaux où ces flottes sont chargées ont essentiellement l'un de leurs

1:26:59 agrégateurs techniques ou agrégateurs commerciaux travaillant avec eux pour permettre cette flexibilité de leurs actifs. Et ensuite, c'est normalement un modèle de partage des revenus la plupart du temps, où l'argent gagné sur les différents marchés - donc comme nous l'avons discuté, les marchés des GRD et des GRT tous combinés - est partagé entre le propriétaire de la flotte ou l'opérateur de flotte et la société qui fournit le service. Il y a différentes entreprises faisant différents modèles et

1:27:34 différentes approches. Donc certaines d'entre elles ont une connexion directe à la voiture, ou au fourgon, ou quel que soit le type de véhicule. Si ce sont des flottes plus grandes comme les camions, c'est normalement le client qui possède ou a loué ces camions qui a soit un département énergie dans sa propre entreprise, qui crée alors un VPP, parce qu'il pourrait avoir une installation - parce qu'un gros camion est chargé dans son installation - donc il pourrait aussi avoir des panneaux solaires, des batteries de secours

1:28:07 Aussi les lumières pour la réaction à la demande, donc leur propre département pourrait avoir cette capacité à faire des VPP. Mais au fur et à mesure que vous progressez vers des opérateurs de flottes de taille moyenne, je dirais, vous commencez à voir cela comme un arrangement contractuel avec quelqu'un d'autre, et ce sont différents modèles de différents clients. Et en parlant de contrôle - en réalité, réduire et augmenter la charge en fonction de ces signaux - quel est le... Y a-t-il des contraintes des GRD ? À

1:28:41 ma connaissance, il y a aussi certaines technologies qui sont soit imposées par le GRD, soit même imposées par le régulateur, où vous devez installer un dispositif matériel supplémentaire que le GRD contrôle directement. Y a-t-il ce type de contraintes ? Parce que, en tant que mec de startup, je préférerais avoir plus de flexibilité au niveau de la décision de quel type de contrôle il y a - si c'est via le véhicule, comme vous l'avez dit, ou via le point de charge,

1:29:08 si vous parlez de la charge, ou si vous devez réellement installer des appareils supplémentaires qui n'étaient pas vraiment nécessaires d'un point de vue technologique autrement. Et c'est une très bonne question. Personnellement, je pense que le travail du GRD est de maintenir le réseau et de s'assurer que les connexions sont là pour pouvoir connecter le client. Ce n'est pas son travail de savoir comment contrôler l'actif. Et c'est l'un des principes fondamentaux de la plateforme Nodes,

1:29:38 c'est que quand vous faites le court flex energy trade, vous ne donnez pas le contrôle direct de l'actif dans la plateforme Nodes au GRD, mais vous recevez une notification de dispatch, qui peut être configurée via l'API au prestataire de service de flexibilité. Et puis le prestataire de service de flexibilité - agrégateur, VPP, quel que soit le nom de la société que nous utilisons - ils sont des experts dans leurs propres actifs, ou les actifs de leurs clients. Donc c'est alors leur travail de vraiment piloter cet actif de la meilleure manière possible. Et en

1:30:08 fin de compte, ce que la société de réseau a vraiment besoin, c'est essentiellement soit de la flexibilité vers le haut, soit vers le bas, n'est-ce pas ? Donc ils devraient obtenir ce service. S'ils obtiennent ce service, pourquoi installer du matériel supplémentaire et augmenter le coût global pour la société ? Parce que vous n'installerez pas pour un ou deux - si vous regardez l'échelle, vous pourriez installer pour des centaines et des milliers, et ce coût supplémentaire au fil du temps devra aussi être maintenu. Donc cette boîte, ou ce matériel supplémentaire, est un coût supplémentaire pour

1:30:38 tout ce régime. Et en fin de compte, vous obtenez le même résultat - vous obtenez cette flexibilité vers le haut ou vers le bas, n'est-ce pas ? Donc c'est le principe fondamental de la plateforme Nodes. Nous avons toujours reçu cette question du GRD : « Nous devons exploiter un réseau très fiable. Nous ne pouvons pas avoir de pannes et tout. C'est pourquoi nous avons besoin de ce bouton rouge et vert sur notre bureau. Nous pouvons

1:31:04 dispatcher cette batterie ou ce chargeur. » Mais nous leur avons toujours dit : faites confiance au marché. Parce que si vous créez assez de bons signaux de prix, vous verrez la technologie émerger - comme vous-même et beaucoup d'autres entreprises avez développé une technologie vraiment intéressante qui permet en fin de compte, cette augmentation et diminution de la flexibilité. Donc quand les GRD entrent d'abord sur le marché, ils ont ces questions, mais dès qu'ils entrent sur le marché,

1:31:34 leur plus grande préoccupation suivante est d'obtenir la liquidité - d'attirer vraiment ces prestataires de flexibilité sur leur marché et d'obtenir les actifs. Donc toute la discussion sur la fiabilité ou non ne vient vraiment pas au stade dans la plupart des marchés avec lesquels j'ai parlé aux clients. Donc la façon dont c'est mis en place maintenant est la façon dont vous suggérez aux GRD d'opérer, ce qui signifie pas de matériel supplémentaire. Ouais, exactement. Donc nous leur permettons de placer l'ordre d'achat

1:32:03 sur le marché, qui est leur signal pour le lieu, et combien ils sont disposés à payer pour ce service. Et ensuite, c'est la notification de dispatch envoyée au prestataire de services de flexibilité qui a offert cette flexibilité à un prix donné. Donc la notification de dispatch est essentiellement le signal d'activation, mais ensuite la logique de comment faire cela - c'est au prestataire de services de flexibilité de décider. Donc pas de matériel supplémentaire, pas de contrôle direct supplémentaire qui contournerait le

1:32:32 prestataire de services de flexibilité. Donc nous avons commencé par l'Arabie Saoudite et le Pakistan, et j'aimerais que nous terminions sur ces notes. Qu'en est-il de la mobilité électrique - suivez-vous les développements de la mobilité électrique dans ces pays, et que pouvez-vous nous partager ? Oui, nous sommes très concentrés un peu plus sur l'Europe ici, mais nous avons eu un bon podcast sur l'Éthiopie que je peux aussi recommander aux auditeurs. Alors, qu'en est-il

1:33:00 de la mobilité électrique dans ces pays ? Oui, je pense que la mobilité électrique dans l'ensemble, ou la mobilité durable, se développe partout dans le monde. En Arabie Saoudite, si je commence par là, j'ai suivi un peu le développement. Avec la Vision 2030 du gouvernement là-bas, ils ont en fait attiré beaucoup de fabricants de véhicules électriques. Lucid, comme vous le savez, l'un des grands acteurs des États-Unis, ils ont

1:33:27 une grande usine là-bas. Ils ont vraiment été les pionniers du marché saoudien pour le développer et aussi former le personnel là-bas. Il y a donc un énorme changement qui consiste à prendre le modèle de l'industrie automobile allemande et l'appliquer en Arabie Saoudite, mais uniquement pour l'électrique. Leur système de permis et tout a été vraiment facile, et il y a probablement aussi beaucoup d'investissements du fonds d'investissement saoudien disponibles.

1:33:56 pour de telles entreprises qui mettent leurs entreprises et leur fabrication là-bas. En dehors de cela, ils ont aussi lancé d'autres initiatives en Arabie Saoudite pour développer toute la chaîne de valeur, car si vous avez la voiture qui est électrique, développée, ou un camion ou quoi que ce soit, vous avez aussi besoin des pièces détachées et vous avez besoin que toute l'industrie se réunisse. Car si vous vous arrêtez simplement à la voiture sortant de la chaîne de production, alors le coût total de possession

1:34:23 ne sera jamais inférieur au diesel ou au combustible fossile. Je pense que c'a aussi été un grand objectif. Il y a beaucoup d'autres acteurs qui arrivent d'Asie, de Chine, du Japon et d'autres pays, pour aussi établir les services après-vente des véhicules électriques là-bas. Je pense que c'est très intéressant. Et je pense que récemment j'ai aussi vu qu'ils investissent énormément dans la power-to-X ou plutôt la power-to-

1:34:50 hydrogène essentiellement. Donc ils installent beaucoup d'énergies renouvelables dans différentes régions car, comme ils ont beaucoup de soleil là-bas et aussi un peu de vent étant installé, au lieu de délester ces énergies quand il y a une production supplémentaire, ils commencent aussi à envisager de générer de l'hydrogène. Et parce que les distances en Arabie Saoudite ou au Moyen-Orient dans l'ensemble sont très grandes - vous parlez de milliers de kilomètres - utiliser un camion électrique là-bas n'est peut-être pas le

1:35:17 plus optimal. Donc le cas d'usage de l'hydrogène fonctionne vraiment bien là-bas, car vous pouvez vraiment le ravitailler en carburant à certains endroits, et cela pourrait être vraiment précieux pour l'exploitant de flotte de prendre le camion à hydrogène d'une destination à l'autre dans le laps de temps le plus court. Je pense que c'est très intéressant de voir à la fois l'électrique et l'hydrogène être utilisés là-bas. Au Pakistan, le marché

1:35:45 est lent pour l'électrique, mais nous avons récemment vu le grand fabricant chinois BYD se lancer au Pakistan avec leur flotte de véhicules électriques. Ils offrent toutes sortes de véhicules qui sont aussi disponibles en Europe - en fait le même niveau de voiture et de service là au Pakistan, ce qui est très intéressant. Récemment, le gouvernement a mené une étude, avec aussi des signaux de politique, et je pense que le PNUD a mené une étude que j'ai consultée il y a un an ou un an et demi où ils ont examiné la part de marché au Pakistan, qui est assez similaire, je dirais, à l'Inde et au Bangladesh aussi, où le véhicule électrique dominant ou le véhicule de transport dominant est les deux-roues. Et si vous combinez les deux et les trois-roues ensemble, alors

1:36:15 vous regardez 80% de la part de marché pour un pays de 250 millions d'habitants au Pakistan - c'est beaucoup, non ? 80% des véhicules, pas la population, mais 80% des véhicules sont des deux ou trois-roues. Et j'ai aussi regardé les chiffres là-bas, donc c'est presque 22 millions ou 23 millions de deux-roues qui circulent sur la route actuellement. Et un contraste intéressant avec cela

1:36:44 est que le pays importe tout ce carburant, donc le Pakistan n'a pas d'énormes réserves de pétrole comme le Moyen-Orient. C'est donc une importante facture d'importation pour le pays. Si la facture d'importation pouvait être réduite - je pense que c'est quelque chose qu'ils ont examiné - il pourrait y avoir un énorme gain pour la société où vous passeriez vraiment votre transport du combustible fossile, qui est importé aujourd'hui, à l'électricité ou aux véhicules électriques, et ensuite vous pouvez générer l'électricité localement avec l'énergie solaire. Donc le

1:37:12 retour sur investissement solaire au Pakistan sur un ménage est inférieur à 3 ans car le coût de l'électricité est assez élevé là-bas, et si vous mettez simplement le solaire aujourd'hui sur le toit de votre maison, vous avez déjà un retour sur investissement en moins de 2 ans. Au pire, cela pourrait être 3 ans, et avec cela tout le marché de l'installation solaire a vraiment explosé. Je regardais juste un article qui disait qu'au Pakistan

1:37:42 la capacité installée de pointe des toits solaires, peut-être combinée avec un peu de solaire centralisé, est presque 4,9 gigawatts de solaire, mais toute la capacité du gouvernement du pays et des centrales électriques indépendantes - tout ce qui a été installé au cours des 70 dernières années environ - est de 48 000 mégawatts de capacité. Donc vous pouvez déjà voir les 48 000 MW provenant de l'hydro, du charbon, du gaz pour tout le pays ; c'est la capacité installée de pointe. Et puis la demande de pointe réelle n'est que de 30 000 ou 35 000 en été quand vous avez

1:38:14 de la demande de pointe en été quand vous avez

1:38:50 beaucoup de climatisation. Il y a donc déjà un écart entre votre capacité installée de pointe et la demande. Si vous pouvez réduire cet écart en augmentant essentiellement la demande, la meilleure façon possible pour le pays pourrait être de mettre des deux-roues électriques sur la route, car alors les gens commenceront à les recharger, la demande augmentera, mais aussi la facture d'importation de combustibles fossiles du pays diminuera. Et à la fin, si vous avez également des panneaux solaires résidentiels installés à domicile

1:39:18 sur le toit, alors vous pouvez recharger à la maison, donc la commodité sera aussi là pour le consommateur. Je pense que la politique a été là. Je pense qu'ils ont examiné 4 paramètres principaux pour ce qui doit être fait dans la prochaine décennie pour vraiment permettre cela : essentiellement un signal politique clair du gouvernement, et aussi le coût mondial des batteries doit baisser, car ce n'est pas un pays avec

1:39:45 un revenu par habitant élevé, donc vous avez besoin que le coût des batteries baisse pour que le véhicule lui-même soit abordable. Et puis l'infrastructure de recharge doit aussi se développer, car c'est quelque chose qui fait aussi défaut actuellement, et c'est peut-être aussi là où la recharge distribuée pourrait fonctionner. Et puis la dernière chose que je pense qu'ils ont mentionnée était la localisation de la chaîne d'approvisionnement, donc encore une fois en prenant l'exemple de ce que je mentionnais en Arabie Saoudite, qui est pour les

1:40:13 véhicules plus grands qu'ils faisaient, mais une approche similaire d'avoir des deux-roues ou des trois-roues assemblés et créés localement, et puis aussi avoir le marché après-vente, car beaucoup de ces deux-roues, vous savez, un feu de freinage est cassé ou quelque chose, donc vous pouvez obtenir cette pièce de rechange dans le pays au lieu de l'importer, car encore une fois, 82% du marché qui conduit des deux-roues ne sont pas vraiment à l'étage supérieur du revenu non plus.

1:40:39 Donc ils ont vraiment besoin non seulement du coût inférieur de possession du véhicule, mais aussi du coût inférieur d'exploitation du véhicule. Revenant au point avec les véhicules électriques, c'a toujours été une discussion que le coût total de possession devrait diminuer, et c'est quelque chose que je pense que le rapport du PNUD a également souligné : si cela doit se produire, il doit y avoir la localisation de toute la chaîne de valeur là. D'accord, merci d'avoir partagé. Y a-t-il un dernier message que vous

1:41:06 avez pour les auditeurs ? Oui, de mon côté, je pense que vous pouvez toujours me contacter sur LinkedIn si vous êtes intéressés par la flexibilité ou le sujet.

1:41:17 Et si quelqu'un des entreprises de réseau écoute, d'Allemagne ou d'autres régions, contactez-moi. Commencez quelque part votre parcours de flexibilité avant qu'il ne soit trop tard et que vous soyez forcés de le faire par la réglementation. C'est mieux de l'essayer, d'en tirer des leçons, de créer les données, et de vous assurer que vous êtes prêts pour la prochaine génération du réseau qui arrive. Ce serait mon dernier message. Merci, Farran, et continuez le

1:41:42 bon travail. Merci. C'était Farran Farouk. L'histoire de Charge PNB a montré que les piles multi-fournisseurs, les incompatibilités de protocoles, les approbations tardives et l'économie unitaire maigre rendent le partage de chargeurs difficile à mettre à l'échelle, même avec des subventions et des prix. Le passage aux nœuds montre une voie viable. La flexibilité est échangée sur la localisation, le prix, le volume et le temps. Les distributeurs peuvent acheter de la flexibilité courte et longue, et de nouveaux mécanismes de revenus permettent aux distributeurs et aux gestionnaires de réseau de valoriser les actifs afin qu'ils puissent générer plus d'un flux de revenus. Des exemples de coordination comme Fingrid et Helen en Finlande évitent les activations conflictuelles en utilisant une logique contrainte

1:42:22 et des règles de marché. La plateforme opère dans les pays nordiques, en Belgique et au Canada, avec des recherches dans plusieurs pays européens incluant le Royaume-Uni. Elle minimise le matériel des distributeurs, envoie des notifications de dispatch aux agrégateurs, et se développe via des APIs. Les actifs comptent déjà des dizaines de milliers. Dans le domaine de la recharge des véhicules électriques, la contrôlabilité prime. Les batteries apportent la fiabilité et l'empilement de valeur. Les ménages reçoivent des récompenses petites mais réelles - 3 à 10 euros, c'est quelques euros par jour ou par semaine - via des applications comme Tibber, et l'électrification des flottes ajoute une capacité prévisible. La réglementation donne le rythme. Le modèle de flexibilité du Royaume-Uni

1:43:06 permet des marchés locaux matures. L'UE prépare un code réseau pour la réponse à la demande. L'Ontario pousse les alternatives non-filaires, et l'Allemagne peut débloquer davantage avec la coordination TSO-DSO et un meilleur captage en basse tension. La leçon pratique est de commencer tôt, d'ouvrir des zones, et de laisser les échanges révéler les actifs flexibles. Avec des produits clairs et un règlement simple, la flexibilité locale devient à la fois un outil de fiabilité et un levier de coût. Merci d'avoir écouté Smart Charge by RiDERgy. À la prochaine et restez charged.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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