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

0:11 Benvenuti al podcast Smart Charge by RiDERgy. Sono Claudio Geyken, fondatore e CEO di RiDERgy. Questo è il vostro programma per imparare tutto ciò che riguarda la gestione dell'energia e l'innovazione dello smart charging per veicoli elettrici e flotte.

0:40 Benvenuti a Smart Charge. L'ospite di oggi è Farhan Faro. Questa conversazione inizia con Charge BNB, una startup di condivisione di caricatori che ha vinto 100.000 euro dai finanziamenti della Postcode Lottery in Norvegia per un progetto pilota a Halden. Il progetto pilota ha esposto attriti di mercato e tecnologici: unità Schneider da 22 kW senza connettività integrata che richiedevano attivazioni costose in loco, problemi con versioni OCPP più vecchie dove i caricatori risultavano disponibili ma fallivano nell'uso, approvazioni tardive degli stakeholder in un progetto pilota di flotta postale che si è bloccato quando i fondi sono finiti. Con un team di sei persone, il verdetto era chiaro: margini ridotti e esperienza utente fragile

1:18 rendono la condivisione difficile da scalare - qualcosa che anche i player con i backend di caricatori più avanzati toccano solo ai margini. Da lì, passiamo a Nodes, un mercato globale di flessibilità nordico che affronta la congestione attraverso il trading, non solo gli upgrade della rete. Nodes modella la rete a livello di nodo, dalla bassa tensione a livello stradale alla media tensione a scala cittadina, e ogni scambio è definito da localizzazione, prezzo, volume e tempo. I DSO possono riservare flessibilità lunga mesi in anticipo e attivare flessibilità breve vicino alla consegna. In Norvegia, la disponibilità della scorsa stagione di 100 MWh a circa 20 euro per MWh ha visto un'attivazione inferiore al 10%, spingendo a un nuovo meccanismo di esercito in modo che DSO e TSO possano accumulare valore dagli stessi asset. Collegheremo questo a progetti reali in Norvegia, Svezia, Finlandia, Belgio e Canada, con ricerca in Grecia, Svizzera, Spagna e Regno Unito. La piattaforma funziona con un'app web per le società di rete e API per aggregatori o fornitori di servizi di flessibilità, collegando già 15.000 asset approvati con una pipeline superiore a 50.000 - da caricatori EV e batterie a pompe di calore e siti commerciali. Questo è il

1:57 percorso di oggi: dalle dure lezioni dei progetti pilota di condivisione a un modello di mercato che trasforma la flessibilità in contratti semplici, attivazioni chiare e settlement affidabile. La transizione energetica affronta enormi sfide che gli operatori dei sistemi di distribuzione, i DSO, devono fronteggiare. Questo episodio è fondamentale per capire come possiamo risolvere questo. Tuffiamoci dentro. Farhan, è bello averti oggi. Come stai? Sto molto bene, grazie per l'invito. Felice di averti qui da Oslo, e ha funzionato bene che tu potessi venire allo

2:34 studio del podcast qui a Berlino. È fantastico. E prima di saltare a argomenti dettagliati legati al vostro lavoro, per favore presentati. Sì, prima di tutto, grazie ancora per l'invito. Il mio nome è Farhan Faro. Sono un cittadino globale, come lo chiamo, perché sono nato in Medio Oriente, in Arabia Saudita, ma sono in realtà un cittadino del Pakistan. I miei genitori hanno vissuto in Arabia Saudita per diversi anni. Quindi sono cresciuto in un

3:09 ambiente desertico diverso con culture ed esperienze diverse. Poi mi sono trasferito di nuovo in Pakistan, ho fatto la mia educazione lì, e sì, poi mi sono trasferito in Europa. È lì che ti ho incontrato, mentre stavo studiando in Belgio per una laurea magistrale in ingegneria energetica. E dopo di che mi sono trasferito in Francia, dove ho fatto un secondo master in reti intelligenti e edilizia, e poi dopo di che sono finito

3:39 in Norvegia. In questo momento sto lavorando sulla flessibilità - veramente sui mercati locali di flessibilità - e lavorando con molte parti di tutta la catena del valore dell'industria energetica, ed è veramente entusiasmante. Penso che parleremo di più su questo. Sì, di certo. Grazie. Ci conoscevamo dalla comunità InnoEnergy. Penso che eravamo entrambi piuttosto appassionati anche di quel progetto - la visione di unire i changemaker dell'energia sostenibile - e tu eri super attivo come leader della comunità e

4:07 hai studiato uno dei master lì, come ho fatto io. Quindi per gli ascoltatori, questo è lo sfondo, e sono felice di averti. Penso che tu sia uno dei primi ospiti dalla comunità InnoEnergy, e sono felice di averne altri in futuro. Come vedrai, c'è un sacco di lavoro interessante che persone provenienti da quella comunità stanno facendo. Quindi hai detto che sei venuto in Europa - prima hai detto cittadino globale. Cosa ti ha motivato, dalla tua esperienza saudita e dal Pakistan, a venire in Europa?

4:37 Sì, come ti ho detto, la mia laurea triennale era dal Pakistan - ho studiato ingegneria elettrica e mi sono specializzato in sistemi elettrici. Subito dopo la laurea sono andato in Arabia Saudita nel 2016, cercando di vedere se potrei tornare al mio ambiente di vita dell'infanzia e ottenere esperienza di lavoro lì, ma in quel momento l'Arabia Saudita non stava andando bene economicamente,

5:05 quindi non c'erano molti progetti dal lato della potenza elettrica. Poi mi sono trasferito di nuovo in Pakistan e ho trovato un lavoro in un'azienda molto piccola, quasi una startup, che faceva lavoro molto tecnico. Erano essenzialmente partner di General Electric, la grande azienda statunitense, e stavano installando apparecchiature di protezione e sistemi di controllo all'interno di stazioni della rete elettrica a media e alta tensione. Il governo del Pakistan nel 2017 ha iniziato ad aggiornare molte di queste

5:34 sottostazioni elettriche, quindi avevano un contratto per aggiornarle. Mentre lavoravo lì era super interessante, ma comportava molti dettagli tecnici - progettazione di circuiti, veramente entrare nel lato dell'ingegneria, che ha il suo divertimento. Ma una cosa che mi mancava era le cose nuove che senti nelle notizie e online: cos'è questa transizione energetica che sta accadendo? E veramente guardando

6:07 da fuori, e non ero mai stato in Europa, mai, non avevo nemmeno visitato prima di allora. Era come se l'Europa fosse il leader - nel 2017, se chiedi a qualsiasi giovane persona al di fuori dell'Europa, se gli dici "transizione energetica" o "energia sostenibile" e tutte queste parole chiave, ogni giovane persona direbbe, "Oh sì, questo è qualcosa che sta accadendo in Europa." Quindi quella era la motivazione principale per diventare parte di quella comunità o di quella società dove qualcosa sta accadendo, che

6:34 Dall'esterno, e non ero mai stato in Europa, mai, non avevo nemmeno visitato prima di allora. Era come se l'Europa fosse il leader - nel 2017, se chiedi a qualsiasi giovane persona al di fuori dell'Europa, se gli dici "transizione energetica" o "energia sostenibile" e tutte queste parole chiave, ogni giovane persona direbbe, "Oh sì, questo è qualcosa che sta accadendo in Europa." Quindi quella era la motivazione principale per diventare parte di quella comunità o di quella società dove qualcosa sta accadendo, il che

7:05 è effettivamente molto importante. E allora ho trovato questo master con InnoEnergy, che combinava non solo argomenti di ingegneria energetica e sostenibilità, ma anche innovazione e imprenditorialità. Quindi era come il meglio dei due mondi per me - entrare nel tema della sostenibilità, ma avendo anche questo hobby di diventare un imprenditore. Un hobby ingenuo in quel momento; non sapevo nemmeno cosa significasse essere un imprenditore

7:36 veramente. Era una cosa interessante da fare, ma è così che sono finito in Europa con quelle due passioni: energia e sostenibilità, e poi innovazione e imprenditorialità. Ok, e un passo indietro di nuovo, perché è anche qualcosa che è molto sulle notizie in questo momento - vediamo tensioni geopolitiche qua e là, e confini stabiliti dagli Stati Uniti, per esempio, specialmente per le persone provenienti dall'estero con il visto H-1B. E mi piacerebbe sapere

8:06 - penso che non ci sia molta luce su quante persone dal Pakistan o dall'India e da altre regioni stiano effettivamente vivendo in Arabia Saudita o nei paesi arabi della Penisola Arabica. Come, quale è la percentuale della popolazione? Cosa ha spinto i tuoi genitori a trasferirsi lì? Sì, è una domanda molto interessante, perché la mia generazione ha effettivamente visto la comunità globale più connessa - è molto più facile spostarsi tra i paesi. Ma all'epoca quando i miei genitori erano, sai,

8:39 negli anni 60 e 70, quando l'Arabia Saudita - o non solo l'Arabia Saudita, ma tutto il Medio Oriente - aveva questo boom dell'esplorazione petrolifera, quella era la grande funzione in quella società che davvero permetteva loro di assumere molti lavoratori qualificati. Mio padre infatti lavorava nel settore pubblico del Pakistan. Abbiamo un'azienda pubblica che gestisce tutta la nostra rete elettrica, ma anche tutte le nostre dighe idroelettriche. Quindi lui lavorava

9:10 a una diga idroelettrica nel nord del paese, e poi i sauditi stavano assumendo molte persone qualificate perché avevano una vera carenza - avevano davvero bisogno che molta della nuova infrastruttura fosse mantenuta, sviluppata e gestita. E così molte persone qualificate hanno migrato dal Pakistan all'Arabia Saudita. Ma la stessa cosa è accaduta, credo, a Dubai o negli Emirati Arabi Uniti, anche in Qatar e Kuwait

9:40 e in tutti quei paesi, che sono abbastanza strettamente collegati. La maggior parte di loro aveva una cosa in comune: avevano una carenza di manodopera qualificata, e i paesi che avevano molta popolazione ma anche molta manodopera qualificata hanno visto persone migrare in quei paesi. Vivendo lì e crescendo, direi che anche la mia scuola aveva tre sezioni. Una era una sezione saudita, dove studiavanno solo gli studenti arabi.

10:08 Poi avevamo un altro piano in quella scuola che usavamo chiamare la sezione pakistana. Tutti gli studenti pakistani studiavano lì, e il curriculum che stavamo seguendo veniva anche dall'ambasciata del Pakistan o dal governo, insegnando il curriculum che stavamo seguendo. E poi avevamo un altro piano sopra che era per gli studenti indiani. Avevano il loro curriculum dal governo indiano, che stavano seguendo come

10:34 cittadini all'estero. È stata un'esperienza interessante - avevi tre strati diversi all'interno dello stesso spazio della scuola. Giocavamo con i bambini indiani di tanto in tanto. Inoltre, giocavamo a cricket con gli indiani e a calcio con i sauditi. Quindi è stata un'esperienza interessante. Un aneddoto divertente. E tornando in Europa dopo i tuoi

11:02 studi - cosa hai fatto? Ho finito il mio secondo master a Grenoble, al politecnico in Francia. Da lì ho iniziato a contattare la mia rete e a vedere quali fossero le diverse possibilità per iniziare a lavorare in Europa. Volevo rimanere in Europa, costruire la mia carriera qui e acquisire esperienza. Avevo un amico che si era anche laureato da InnoEnergy, ma un anno prima di me -

11:29 stava lavorando su progetti europei Horizon. La Commissione Europea stabilisce un'agenda ogni pochi anni e ha una certa quantità di finanziamenti assegnati all'innovazione, alla ricerca e anche ad attività relative al mondo accademico. Quindi ho aderito a un'azienda chiamata Smart Innovation Norway, che era un istituto di ricerca - privato, ma che faceva molta ricerca con innovazione, quindi veramente al livello più alto della scala di prontezza tecnologica, che è

12:01 un termine usato dalla Commissione Europea - originariamente dalla NASA - per definire se il tuo prodotto è in laboratorio o è più vicino all'ingresso nel mercato. Il mio obiettivo era lavorare sulla creazione di nuovi progetti, mettendo insieme molti consorzi di 16 o 17 organizzazioni. Questo includerebbe aziende, università, istituzioni accademiche, istituzioni di ricerca e talvolta startup. Insieme avremmo presentato una nuova proposta o un nuovo concetto di innovazione per una sfida che era stata

12:36 stabilita in questi bandi Horizon, che sono stati progettati dagli esperti della Commissione Europea. Quindi creerei quelle proposte, le sottoporrò alla commissione, e poi riceveresti un feedback se sei stato finanziato o meno. E se sei finanziato, il secondo ruolo del mio lavoro era fare la gestione del progetto. Inoltre, uno dei progetti che ho gestito era come coordinatore pilota. Quindi

13:05 stavamo effettivamente implementando soluzioni di ottimizzazione microrete in tre paesi: Romania, Spagna e Norvegia. Ero il coordinatore pilota principale per tutti e tre i siti, quindi dovevo coordinare con i fornitori che fornivano attrezzature, un'università che aveva sviluppato un nuovo algoritmo per ottimizzare il consumo di energia, e poi con il sito stesso - il responsabile del sito che gestisce quel sito quotidianamente. Quindi era una sorta di coinvolgimento interessante di più stakeholder, ma all'interno del settore energetico. E anche allora

13:42 lavorare veramente con i sistemi di finanziamento europei e davvero capire - questo è abbastanza complesso arrivando da fuori l'Europa, per essere onesti - ma quando inizi a vedere i diversi trend e i diversi temi, puoi iniziare a imparare come funziona e qual è il vantaggio. E una delle cose che sentivo mancava lì era l'impatto di questi progetti, perché la ricerca europea può arrivare fino a un certo livello e poi deve finire, e

14:08 allora deve entrare sul mercato, perché è lì che l'interesse commerciale la porterà avanti e svilupperà un valore per la società. E lì ho pensato che forse era un po' lento rispetto al mondo commerciale. E per questo ho smesso di lavorare lì e sono passato al ruolo successivo. E il ruolo successivo era con Nodes, come responsabile dello sviluppo commerciale.

14:35 Quindi qui, interessantemente, nel mio ultimo lavoro stavo facendo un progetto di R&D con Nodes, dove avevo già visto la loro piattaforma e l'avevo guardata - era molto interessante. Era un nuovo concetto per creare nuovi mercati locali della flessibilità, che avevo una piccola conoscenza ma non veramente, e ho semplicemente raggiunto il mio contatto lì e gli ho chiesto tipo:

15:01 "Ehi, questo sembra davvero interessante, e sono più interessato a commercializzare veramente queste nuove innovazioni, e la tua piattaforma è già in una fase dove può essere commercializzata." Sono entrato in questa azienda nel 2023 e abbiamo lavorato lì. OK, e prima di approfondire quello, penso che ci sia un episodio che potrebbe essere interessante - Charge B&B come pure - che potresti elaborare un po' di più anche su quello, cosa

15:27 di cosa si trattava. Il nome è accattivante. Sì, assolutamente. Quindi mentre lavoravo in questa organizzazione di ricerca, l'istituto di ricerca in Norvegia, una delle cose che era veramente interessante in Norvegia - e penso che la maggior parte degli ascoltatori lo coglierà - è che la Norvegia ha molte auto elettriche, giusto? E quella era una delle cose che ho sentito anche quando sono arrivato lì e ho iniziato a viverci, che

15:52 quando avevo bisogno di una macchina, prendiamo una elettrica perché sei in Norvegia. Ma uno dei più grandi problemi che ho affrontato era che nel posto dove stavo vivendo, stavo affittando una casa, e il proprietario aveva un caricabatterie per auto elettrica, ed era per la sua macchina. Non potevo caricarlo con alcun modello commerciale. Dovevo caricare, e avrei dovuto calcolare manualmente quanto

16:16 avevo caricato, il che non era veramente equo per lui e forse neanche per me. Ma veramente dove stavo vivendo, c'era una scuola che era come a 5 minuti di cammino, e avevano come 8 caricabatterie da 22 kW installati in quella scuola. E la scuola solo - le persone che venivano lì stavano caricando dalla mattina fino al pomeriggio. La scuola chiude, i caricabatterie stanno lì, e io li guardavo

16:45 tutto il giorno ogni volta che attraversavo la scuola, pensando: perché non posso caricare lì? Dal 2020 fino al 2021 l'ho guardato - c'erano molti di questi caricabatterie in quella piccola città in Norvegia. E poi sono stato contattato da uno dei miei vecchi amici che viveva nei Paesi Bassi, e aveva questa idea da un hackathon: perché non fai l'Airbnb della ricarica? E io

17:11 gli ho detto: in realtà sto affrontando proprio questo problema in Norvegia, quindi è davvero un problema reale che mi stai descrivendo. Allora uniamoci. Creiamo una startup - diventa quell'imprenditore di cui ti ho parlato prima. Così abbiamo creato l'azienda, e poi abbiamo affrontato la prima sfida. Era una sfida legata all'immigrazione: come immigrato in Norvegia, o penso nella maggior parte dei paesi, finché non

17:36 hai vissuto lì per un certo numero di anni, non puoi creare un'azienda da solo. Era il requisito dell'immigrazione - devi avere un cittadino norvegese coinvolto, sì, o un residente permanente. Quindi io non ero cittadino né residente permanente, allora abbiamo coinvolto un altro mio collega che lo era, e stava anche portando un po' di esperienza della società norvegese e una maggiore conoscenza della società norvegese.

18:03 Quindi eravamo in 3 a iniziare. E poi ci siamo resi conto subito che, non appena abbiamo imparato la prima parola chiave - OCPP - cosa sarà mai, e all'improvviso abbiamo sbattuto contro il muro che nessuno di noi aveva davvero le competenze di sviluppo software necessarie per sviluppare una piattaforma che potesse permettere l'Airbnb della ricarica. È stato allora che ho contattato un altro studente che stava studiando nella stessa città dove stavo lavorando.

18:31 Si è unito a noi come sviluppatore full-stack. Era anche lui dal Pakistan e era venuto lì per studiare, e aveva molta esperienza nello sviluppare applicazioni full-stack. Così siamo diventati in 4. Già puoi iniziare a vedere che, come startup, eravamo un team piuttosto grande, senza ancora aver davvero validato il problema in un mercato reale. E questo ben presto divenne la sfida più grande - stavamo davvero spingendo per fare muovere il

18:56 mercato, invece che il mercato a chiamare noi e noi a iniziare l'onboarding. Quindi alla fine abbiamo effettivamente vinto molte competizioni in Europa. Abbiamo vinto un grande premio dalla Postcode Lottery - hanno questa Green Challenge, la gestiscono in 5 paesi - e siamo stati scelti come vincitori in Norvegia come la migliore startup green. Quindi abbiamo ottenuto €100.000 di finanziamento da quello, e poi abbiamo anche avuto alcuni

19:28 contributi dal governo norvegese per aiutare davvero a costruire questo concetto. Alla fine abbiamo fatto dei pilot. Abbiamo fatto un pilot con il municipio locale di una piccola città chiamata Halden, sul lato est della Norvegia. Stavamo condividendo i caricabatterie di due scuole con la comunità lì. Ma ben presto abbiamo visto molte sfide nell'avere un sistema multi-vendor. Avevamo i caricabatterie - i caricabatterie a due poli della

19:56 Schneider, 22 kW. Prima abbiamo dovuto scoprire se avevano una connessione internet in quel sito, che non era abilitata, quindi abbiamo dovuto assumere un elettricista locale o un tecnico di rete che entrasse e aprisse il caricabatterie. Era l'unica persona autorizzata a farlo da parte dell'azienda. E aveva un costo per ogni caricabatterie che dovevamo mettere online, perché questi caricabatterie erano stati installati dal municipio e quando li hanno installati non hanno mai

20:25 avuto il requisito di farli già abilitare con internet. Quindi quello era una sfida. Poi quando abbiamo iniziato a condividere i caricabatterie, abbiamo visto anche che molte volte - a quel tempo penso fosse OCPP 1.6, se non sbaglio - non stava comunicando molto bene. I caricabatterie segnalerebbero uno stato di ricarica, ma il cliente ci stava dicendo

20:54 che la loro auto non stava caricando; stava semplicemente lì ferma. Quindi avevamo molta cattiva comunicazione tra i due sistemi, e anche da parte nostra penso che stessimo ancora imparando come funzionano questi protocolli e come integrarli con i caricabatterie. Quindi c'erano anche molte vere sfide di consegna. Alla fine abbiamo terminato quel pilota. Ha avuto alcuni risultati, ma non abbastanza buoni perché il comune dicesse

21:20 "OK, faremo questo in tutta la città", perché richiedeva anche al comune di coinvolgere molti attori, ottenere approvazioni e fare molta documentazione, il che era complesso per loro. D'altra parte, stavamo già parlando con un grande operatore di flotte in Norvegia chiamato Posten, che è il Servizio Postale Nazionale. Avevano alcuni depositi dove stavano caricando i loro furgoni - avevano furgoni

21:49 elettrici che si caricavano di notte al deposito. Prendevano la posta o tutte le consegne al mattino, uscivano in giro e consegnavano. Ma quando erano in giro quei caricabatterie stavano fermi, e il concetto di nuovo era condividere quelli come l'Airbnb della ricarica. Avevamo l'approvazione dalla loro direzione per fare questo pilota, ma essenzialmente tutte le approvazioni arrivarono così tardi che noi

22:16 eravamo senza finanziamenti anche, e anche senza motivazione, perché eravamo un bel team a quel punto - circa 6 persone - ma non avevamo davvero validato il prodotto. Tutti sentivano che c'era qualcosa qui, ma stava davvero succedendo? Tutti siamo stati d'accordo di andare avanti, di raccogliere tutti gli insegnamenti. Penso che sia una delle cose che ho davvero apprezzato - che quando hai

22:39 un fallimento, che è abbastanza apprezzato negli Stati Uniti, forse meno così in Europa in questi giorni, ti insegna davvero molto. Impari così tante cose lungo il percorso che puoi usare più tardi nella vita, sia da una prospettiva tecnologica, dalla cultura del team, e anche dalla dinamica di come gestire i clienti e fare product-market fit - un termine che abbiamo

23:07 imparato piuttosto tardi, direi, come fondatori per la prima volta. Ma nel complesso è stata una grande esperienza, e mi ha anche aiutato nel ruolo nuovo su cui sto attualmente lavorando. Sì, una storia molto interessante. Grazie per aver condiviso. Solo un'altra cosa su questo - come guardi indietro a questo problema, il problema fondamentale che volevi risolvere? Se guardi intorno, ci sono ancora così tanti caricabatterie che non vengono condivisi. È un grande argomento nell'

23:34 industria. Qual è la tua opinione? Perché non è comune? Perché non ci sono altre persone che hanno risolto questo problema con lo stesso secondo B&B di ricarica? Sì, penso che sia una domanda molto buona. Davvero desidero che dovrebbe esserci una soluzione come quella, ma come hai detto, c'è ancora un problema che deve essere risolto. Ci sono alcune soluzioni che funzionano nel Regno Unito che ultimo ho verificato sono in grado di scalare a un certo livello, ma è davvero un

24:03 approccio comunitario a questo, giusto? Non è davvero una soluzione plug-and-play come hai da altri lati di soluzioni EMSP o CPO. Questa condivisione di caricabatterie non ha scalato. Anche se uno dei più grandi attori, Monta dalla Danimarca, hanno iniziato nello stesso momento nel 2022 quando abbiamo fatto noi, e i fondatori avevano davvero una grande esperienza da ex-Tesla, e hanno scalato la piattaforma. In realtà, il loro prodotto iniziale

24:31 - l'app - aveva questa opzione di condividere il tuo caricabatterie. Ma negli anni, penso che abbiano visto anche loro che i margini di profitto sono più alti dall'altro lato, dove hai questo approccio di piattaforma per connettere diversi sistemi e diverse posizioni. Quindi la loro principale porzione di entrate, immagino, è da lì. Ancora, penso, ti permettono di condividere il caricabatterie, ma non è davvero il core business. E penso che il problema principale che sento in questa idea o in questa

24:59 risoluzione di problemi sia i margini, perché se fai un modello di condivisione delle entrate, che è abbastanza comune nell'industria della ricarica, allora i tuoi margini sono così sottili nel mantenere questo tipo di piattaforma. E allora il secondo problema con questo è l'esperienza, l'esperienza utente per il cliente. Se il caricabatterie si rompe, potrebbe non essere colpa tua, ma allora il cliente inizia a incolpare la tua app, e poi inizi a vedere che la scala non raggiunge e hai già una

25:30 cattiva stampa. Le persone non si affidano a quello nel mondo della ricarica EV perché chiunque stia caricando la propria auto davvero vuole che sia carica. Perché se hai una volta una cattiva esperienza - nel nostro caso, era così quando stavamo facendo il pilota - se c'era qualcuno che una volta il caricabatterie non si avviava e non era colpa nostra, era il caricabatterie stesso che non rispondeva, i clienti smisero di usare la nostra app e uscirono dal

25:55 programma pilota. E penso che sia davvero importante per questa idea di restare. Quindi qualcuno deve trovare un modello di business molto buono che lo renda scalabile e avere anche una davvero buona esperienza utente dove funziona. Bene, ora guardando avanti e al presente. Raccontaci tutto di Nodes. Qual è il problema che l'azienda sta cercando di risolvere per primo? Sì, assolutamente. Quindi il problema è davvero iniziato dal concetto dove Nodes è

26:25 nato. Lasciami riportarti indietro un po'. Quindi Nodes è stata effettivamente creata nel 2016 da un concetto dove la compagnia di rete locale nel sud della Norvegia stava affrontando un problema di congestione su una grande stazione di trasformazione. Congestione, significato - solo per il pubblico che non lo sa - è che non sei in grado di fornire abbastanza potenza o energia attraverso la tua rete elettrica perché è quasi piena. Quindi poi hanno

26:56 riunito alcuni esperti e hanno pensato, OK, quale è il nuovo modo in cui possiamo risolverlo invece di mettere un grande trasformatore. Hanno riunito molti esperti da Microsoft e anche molte altre società. Persino Nord Pool era coinvolto in quel momento, l'operatore del mercato all'ingrosso. Quindi insieme hanno progettato il primo design del mercato di Nodes, che era essenzialmente basato sul Clean Energy Package in Europa, che già parlava di questo ruolo di aggregatore e prosumer. E anche

27:26 mercati di flessibilità locale. Quindi il Clean Energy Package - per gli ascoltatori, è il pacchetto che la Commissione europea e il Parlamento hanno deciso nel 2021 e che è stato approvato, e che si applicherà a tutti gli stati membri e comporta molte cose, molti regolamenti e direttive - e uno di questi qui quest'anno. Sì, assolutamente, grazie per il chiarimento. Quindi è qualcosa che è nel Clean Energy Package. Nella prima bozza, penso quella del 2015-2016,

27:54 diceva che il DSO, l'operatore del sistema di distribuzione, potrebbe utilizzare sistemi o soluzioni basate sul mercato per risolvere i suoi problemi. Quindi questo piccolo gruppo insieme ha progettato questo design di mercato e ha creato una piattaforma. La piattaforma è stata davvero progettata per essere un concetto nodale - è per questo che il nome Nodes viene da lì. Grid node è un concetto davvero importante nella piattaforma, perché essenzialmente quello che stai facendo è creare una replica della tua rete fisica su una

28:27 piattaforma digitale. La tua rete è collegata da punto a punto. Hai un punto di connessione a bassa tensione collegato a media tensione, e media a alta tensione - è così che funziona la nostra rete elettrica. Quindi puoi creare una replica simile di questo sulla piattaforma Nodes. Un gemello digitale - sì, esattamente, puoi chiamarlo gemello digitale oppure puoi chiamarlo modello di rete semplificato; ci sono diverse terminologie utilizzate per questo. Ma in questo caso si tratta davvero di prendere un alimentatore o

28:55 una linea della tua rete elettrica, o addirittura una sottostazione trasformatore, e poi puoi dire, OK, questo è il mio nodo figlio. Avrò una certa visibilità su questo nodo. In questo caso, un nodo sarebbe come una linea - ma che cos'è un nodo? Chiarifichiamo questo. È una buona domanda. Quindi sulla nostra piattaforma in questo momento può essere qualsiasi cosa. Dipende davvero dalla rete

29:20 quanto dettagliato il modello che vogliono sviluppare sulla piattaforma, se vogliono adottare l'approccio di collegare ogni linea - quindi forse a livello di strada, da 400 volt in su - oppure preferiscono forse iniziare a livello di media tensione, coprendo l'intera città. Quindi è davvero configurabile. E abbiamo visto - possiamo chiamarlo 'livello'; un nodo sarebbe come un altro sinonimo per livello, sì, esattamente. Quindi può essere un livello davvero basso della

29:48 rete, e poi inizi a collegare quel livello basso lungo la catena, prendendo davvero ogni livello verso l'alto. Il concetto che questo abilita è che puoi davvero risolvere problemi molto locali, e questo era davvero il problema che c'era nel 2016 dove questa piattaforma era una prova di concetto. Quindi ha effettivamente portato a ottenere una certa flessibilità dalla rete e risolvere quel problema di congestione per la rete elettrica.

30:16 Quindi, essenzialmente, solo per stabilire le basi e la scena. Quindi il problema fondamentale è quello che hai detto - congestione - che è già stato definito, quindi che non c'è abbastanza capacità che può fluire attraverso la rete. E stai già passando attraverso la soluzione ora, che è la flessibilità. Cioè: ritardare e rinviare certi consumi - fondamentalmente, o generazione - oppure ridurre la generazione delle rinnovabili. Questi sono i due leva, giusto? Esattamente. Quindi, se riassumo

30:51 quello che fa la piattaforma Nodes: facilita il commercio tra la società di rete e il fornitore di servizi di flessibilità, dove il concetto è che compri flessibilità dall'alto verso il basso - quindi davvero dalla rete - e poi vendi flessibilità dagli asset. Può essere ricarica di auto elettriche, può essere batterie, può essere pompe di calore, ogni genere di asset, quindi non c'è limitazione su questo. L'obiettivo reale qui è che tu sei un asset di generazione o di consumo. Tu o

31:19 aumenti la tua generazione o riduci la tua generazione - quindi lo chiamiamo up and down regulation - e poi l'opposto per la domanda. Quindi se stai consumando elettricità, puoi aumentare il consumo di elettricità o diminuire, e è lì che c'è la flessibilità, giusto? Quello che hai spiegato. Quindi quello che abbiamo fatto su questa piattaforma è che come società di rete di distribuzione, per iniziare, possono davvero creare un mercato localizzato. Quindi è per questo che lo chiamiamo mercato di flessibilità locale, dove questa società di rete può dire:

31:50 "OK, sto affrontando un problema su questo trasformatore. Ho essenzialmente due opzioni: una, mettere più rame, mettere un grande trasformatore; oppure l'altra opzione è che posso usare quello che è già dentro la mia rete, che sono queste nuove risorse energetiche distribuite." Questo è un altro termine, DER, che viene usato molto al giorno d'oggi, che significa impianti solari fotovoltaici sulle case della gente o su edifici, o batterie, pompe di calore, ricarica di auto elettriche - tutto questo rientra nel termine DER. Quindi

32:24 la società di rete essenzialmente può fare entrambe le funzioni, e questo è quello che abbiamo visto. Potrebbero pianificare di aggiornare quel trasformatore nei prossimi cinque anni, perché non puoi semplicemente costruirlo in un giorno. Ci vuole tempo con tutti i requisiti di autorizzazione, la documentazione, ottenere l'attrezzatura, la gara d'appalto per essa - tutto questo. Nel frattempo, vediamo che ci sono molte aziende che stanno creando un modello di business dove possono effettivamente abilitare questa flessibilità. Quindi di nuovo, domanda che sale o

32:56 scende, o generazione che sale o scende. E loro lo vedono come un flusso di entrate. Quindi è lì che li chiamiamo fornitori di servizi di flessibilità. La loro funzione essenzialmente è che sono aggregatori - aggregatore è un altro termine, esattamente. E centrale elettrica virtuale, perché è anche un termine comune - le chiami così? Quindi è per questo che li abbiamo definiti tutti come fornitori di servizi di flessibilità. Quindi può essere una centrale elettrica virtuale,

33:24 può essere un aggregatore, può essere un operatore di batterie, può essere persino un CPO, charge point operator. Quindi può essere ruoli diversi. Quindi li abbiamo categorizzati come venditori nel mercato - o chiamarli fornitori di servizi di flessibilità, o FSP in breve - e poi dall'altro lato abbiamo i compratori, e quelli sono tipicamente le società di rete. Quindi iniziamo davvero a livello locale, e abbiamo iniziato con i DSO per convalidare il concetto

33:53 in Norvegia con i DSO del sud della Norvegia. Poi si è ampliato per coinvolgere anche il TSO, e lì abbiamo visto in realtà diversi concetti emergere dove il DSO e il TSO possono acquistare flessibilità usando la stessa piattaforma, e anche acquistare flessibilità dallo stesso asset. Questo è anche molto importante da sapere, perché in fondo la fisica non cambia. Hai energia elettrica che fluisce da uno all'altro, e nell'altra direzione hai la batteria che

34:30 potrebbe immettere energia di ritorno nella rete. Allora hai una batteria che potrebbe essere necessaria sia a livello di trasmissione che a livello di distribuzione. Quindi questo è qualcosa che abbiamo visto anche nel nostro recente lancio di mercato in Finlandia, dove sia Fingrid che il DSO Helen - Helen Sähköverkko - stanno entrambi operando sulla stessa piattaforma e competono per lo stesso asset. Quindi chiunque abbia il bisogno pagherà l'importo più alto, ed è così che l'abbiamo visto. Quindi

35:00 devi convincere gli stakeholder - principalmente i fornitori di servizi di flessibilità, chiamiamoli FSP - per renderlo più efficiente della compensazione. E per le utility, o i DSO in particolare, è principalmente una questione commerciale: devi calcolare OK, quanti soldi puoi risparmiare rispetto a rame e un trasformatore, come DSO, e quanti soldi puoi guadagnare con questa fonte di flessibilità aggiuntiva? Potrebbe esserci una certa cannibalizzazione o altri valori che l'FSP potrebbe in realtà perdere partecipando.

35:37 in quel mercato, o forse è solo uno stack di valore. Puoi elaborare su questi due punti? Assolutamente. Quindi essenzialmente la piattaforma consente al mercato di avere quattro parametri comuni tra gli acquirenti, le società di rete, e gli FSP, i venditori. Sono localizzazione, prezzo, volume e tempo. Quindi con questi quattro parametri, stanno effettivamente scambiando flessibilità tra di loro utilizzando la piattaforma. Quindi come primo punto, quello che abbiamo bisogno di abilitare nel mercato è

36:08 una grande azienda che si unisca alla piattaforma. Quindi sono attualmente i clienti principali per Nodes, perché sono loro che hanno il compito di fornire energia a tutti i loro clienti, e stanno iniziando a vedere questo come una grande sfida negli anni a venire. Alcuni paesi affrontano già questa sfida. Ad esempio, nei Paesi Bassi, la rete è così piena che potresti aver bisogno di attendere diversi anni per installare una stazione di ricarica pesante

36:35 in autostrada. Quindi hanno il bisogno. Per questo il nostro obiettivo principale è prima far salire a bordo la società di rete in modo che creino i grid node sulla piattaforma - le aree dove vedono che hanno bisogno di flessibilità. È davvero una mappa dove metti un segnale dicendo che OK, questa area è dove aprirò un mercato, un mercato locale di flessibilità dove avrò bisogno di servizi. Poi andiamo dall'altro lato. Quindi non appena il DSO decide

37:03 dove acquistare la flessibilità, possiamo iniziare a renderla disponibile sul nostro sito web, Nodesmarket.com. E se vai sulla piattaforma Nodes, vedrai la mappa dove le aree sono visibili. E quello che stiamo facendo è essenzialmente invitare tutti questi FSP a iniziare a unirsi al mercato, dove vedono una localizzazione sulla mappa dove hanno un asset. Un asset, come ho descritto, può essere qualsiasi tipo di fonte di energia distribuita o risorsa di generazione. Poi

37:32 una volta che iniziano ad iscriversi sulla piattaforma, la società di rete e Nodes essenzialmente iniziano a progettare le regole del mercato, perché questi mercati, come gli altri mercati che conosciamo - il mercato all'ingrosso o il mercato dell'operatore del sistema di trasmissione - hanno tutti alcune regole attraverso le quali partecipi. Quindi anche questi mercati a livello di distribuzione hanno alcune regole. È qui che entra in gioco la nostra esperienza, perché stiamo facendo questo ormai da più di otto o nove anni con molte diverse società di rete. Quindi

38:00 portiamo loro una serie molto semplificata di regole, dove la società di rete ci dice, OK, la dimensione minima della bid su questo mercato - cosa suggerisci? Suggeriremo loro: sulla nostra piattaforma puoi andare fino a 1 kilowatt, e poi puoi aggregare fino a diversi megawatt. Quindi la società di rete potrebbe dire OK, 1 va bene, o potrebbe dire, no, preferisco 50 perché ho certi bisogni per la mia sala operativa. Questo significa che 50

38:25 dovrebbe essere la dimensione minima. OK, possiamo farlo. Poi il secondo punto è: come società di rete, cosa vuoi risolvere? Se vuoi risolvere il rinvio del tuo investimento - quindi ritardare gli investimenti nella rete - allora potresti voler lanciare un contratto di prenotazione. Quindi vuoi lanciare un long flex, come lo chiamiamo, un contratto a lungo termine dove il DSO o la società di rete sta dicendo che acquisterò flessibilità

38:55 per una capacità e la riservo per me stesso - cioè per la società di rete. E pagherò al fornitore di flessibilità una tariffa di disponibilità perché sta fornendo un servizio per me dove rende questo asset disponibile. Questo è l'importo che viene pagato all'FSP come prezzo base, che è normalmente più basso perché è un prezzo di capacità. E il DSO poi decide per il secondo problema, dove potrebbero avere

39:25 un problema N-1, o un problema di congestione in tempo reale mentre si avvicinano all'ora di consegna. Quindi la prenotazione di long flex sta accadendo forse mesi prima. Ad esempio, in Norvegia o in Svezia, la società di rete riserva flessibilità per l'inverno perché è allora che la rete è davvero tesa. Quindi lo riservano per tre mesi o forse quattro mesi - il contratto long flex. Poi mentre ti sposti verso il tempo reale o più vicino all'ora di consegna,

39:56 la società di rete inizierà a negoziare il short flex, che è principalmente l'energia o la parte di attivazione. Quindi hai il contratto di capacità, poi hai l'attivazione del contratto di energia. Lo short flex è dove in realtà hai una competizione che accade, quindi puoi avere molti fornitori di servizi di flessibilità che si presentano e offrono la loro flessibilità, e la società di rete che guarda dalla loro sala operativa - hanno i loro strumenti propri, che normalmente è l'analisi del flusso di carico che fanno -

40:24 e scopriranno, OK, in questa posizione dovrò affrontare un problema N-1. Allora possono comprare sul mercato - quindi D-1 è il giorno prima. E N-1 significa che stai perdendo un componente critico della tua rete, il che significa che sei alimentato da due trasformatori, diciamo, e uno dei trasformatori ha un guasto, un problema, e poi stai affidandoti solo a

40:48 uno. E se anche quello si guasta, allora c'è un blackout in quella zona. Quindi è una situazione davvero critica. E solo per il contesto per l'ascoltatore qui: la legge europea in realtà stabilisce che l'azienda di rete non può semplicemente disconnettere le persone tanto per farlo, cosa che in alcuni altri paesi può accadere senza penalità, ma in Europa le penalità sono davvero, davvero severe. Quindi per loro, l'alternativa è o, come ho detto, costruire la rete

41:14 che probabilmente stanno facendo comunque, ma ottenere comunque un servizio dai fornitori di flessibilità e poi pagare loro una buona cifra. E qual è la buona cifra? Quindi è qui che rientrava anche la tua domanda originale. Abbiamo visto che i prezzi variano molto da paese a paese e anche da un operatore di distribuzione all'altro. E il motivo è che davvero dipende da quale sia la situazione della rete,

41:42 oggi, giusto? Quindi abbiamo visto che in Norvegia nella scorsa stagione c'era quasi più di 100 megawatt - 100 megawatt ora di contratti di disponibilità che i gestori di rete hanno acquistato. Quindi non è trasmissione, è distribuzione, molto locale, ma hanno comunque riservato quasi 100 megawatt ora di quella riserva. Questo era 1 ora per ogni blocco, quindi megawatt ora di quello, e stavano pagando circa 20 euro per megawatt ora per riservare. Quindi era una piccola quantità di denaro. Ma

42:16 lo scorso anno anche il nostro team ha fatto un'analisi e ha visto che in realtà i gestori di rete stavano acquistando più riserve. Stavano cercando di proteggere la loro rete, ma stavano attivando meno del 10% di quei contratti. Quindi in questa prossima stagione invernale stiamo abilitando un nuovo prodotto chiamato Long Flex con armamento. Quello che significa è che se un fornitore di flessibilità offre flessibilità al gestore di rete, diciamo a 20 euro per megawatt ora, lo otterrà. Quello è reddito garantito,

42:49 ma non sarai armato se il gestore di rete non ha bisogno di te. Diciamo che il gestore di rete ti ha acquistato in estate per l'inverno da novembre a febbraio, diciamo in Norvegia, e ti sta pagando 20 euro per megawatt ora. Allora quando arriva novembre, fanno di nuovo il loro load flow e vedono che in realtà non è un inverno rigido, o magari riescono a gestirlo perché hanno già capacità nella rete. In realtà ti rilasceranno, quindi

43:15 non sarai armato, e allora potrai fare value-stacking della tua risorsa al mercato dell'operatore di trasmissione. La timeline di questo è impostata in modo che i gestori di rete facciano il contratto Long Flex in estate. Poi D meno 2, quindi 2 giorni prima della consegna, il mercato per l'operatore di trasmissione in Norvegia - il mercato MFRR, e anche gli altri, FCR e altri - si aprono. Quindi, se il fornitore di servizi di flessibilità non

43:43 riceve questo segnale di armamento, il fornitore di servizi di flessibilità è libero di partecipare al mercato a livello di trasmissione. Questo è molto popolare, penso, ora con molti operatori in Norvegia proprio adesso, e stiamo anche iniziando a vedere le discussioni accadere in altri mercati dove operiamo. Quindi l'obiettivo qui è essenzialmente davvero abilitare il value-stacking e abilitare un nuovo mercato, perché i gestori di rete non stavano davvero acquistando dai fornitori di flessibilità, giusto? Quindi non c'era

44:12 nessun prezzo associato. Ma ora con questo puoi davvero fare il value-stacking dal gestore di rete poi all'operatore di trasmissione, e all'interno del gestore di rete hai già mercati multipli, giusto? E questo è dove otterrai la scala completa di tutti i flussi di reddito che ottieni qui. E ci sono alcuni numeri che puoi fornire relativi ai gestori di rete che traggono beneficio dal prodotto in termini di risparmi? Immagino che non sia così facile quantificare la proposta di valore che offri rispetto a

44:44 quello che sanno di costruire più cavi e trasformatori. Sì, questa è una domanda molto importante, ad essere onesti, e ci sono in realtà due cose associate a questo. C'è una riguardante un'analisi costi-benefici per l'azienda di rete - quale sia il valore della flessibilità. Ora c'è anche un altro aspetto che è molto importante: come le aziende vengono pagate oggi, perché solo per il ricap, sono entità regolate, giusto? E la maggior parte dei ricavi per

45:14 loro è essenzialmente far passare l'elettricità attraverso i loro cavi al cliente finale, e il cliente finale usa l'elettricità. Il cliente finale paga un affitto di rete o una tariffa di rete, e così ricevono i ricavi. Non possono fare enormi profitti perché sono un'entità regolata. Hanno una funzione sociale e devono adempierla. La normativa attuale nella maggior parte dei paesi dove operiamo ha un modello capex. Quindi più investimenti

45:43 queste aziende fanno nella rete per fornire quell'elettricità al consumatore finale, più denaro ricevono indietro. Quindi l'incentivo lì è davvero mettere più rame sottoterra, ed è anche un grande argomento. Esattamente, ed è un grande problema nella maggior parte delle discussioni che ho con le aziende di rete - che vedono che non c'è incentivo per loro. Tuttavia, ora abbiamo iniziato a vedere la discussione accadere a livello UE.

46:09 C'è un cambiamento di politica in discussione - torneremo su quello pure - ma anche presso le autorità di regolazione nazionali, le NRA stanno davvero spingendo le aziende di rete a pensare anche all'opex come componente chiave. Abbiamo visto che i mercati di flessibilità locale più maturi sono nel Regno Unito perché il modello è stato adottato dall'autorità di regolazione lì per un approccio totex, quindi un totale dove capex più opex è calcolato e poi la rete

46:38 l'azienda riceve essenzialmente i soldi. Con questo cambiamento nella regolamentazione, ci sarà un grande incentivo per le aziende di rete a non pensare solo a più rame nel terreno, ma anche ad altri servizi come la flessibilità. Dall'altro lato - il valore dell'investimento nella rete. C'è stato uno studio dello Smart Energy Group, che è un gruppo di pressione con sede a Bruxelles sulla risposta della domanda, e hanno stimato che circa 600 miliardi di euro

47:08 di investimenti devono essere effettuati nella rete europea nei prossimi 5-6 anni, e la maggior parte di questo investimento, più di 300 miliardi, andrà al livello di distribuzione della rete. E la loro stima è che se da quei 300 miliardi si potessero investire almeno 10 miliardi in flessibilità, si guadagnerebbero già diversi miliardi di euro di efficienza nella propria rete, perché allora si consentirebbe anche alla rete di essere più reattiva rispetto alla domanda

47:40 e alla generazione che è localmente presente. Quindi è un numero grande. Insomma, nei prossimi 5-6 anni, lo vedrete come uno dei fattori chiave. Ed è per questo che effettivamente pochi giorni fa ero in Finlandia, e la Commissione Europea - uno dei rappresentanti - ha presentato che sta anche lavorando su una metodologia comune sulla valutazione di come funziona la valutazione dei fabbisogni per i DSO, e ci sarà

48:09 qualcosa che verrà dalla Commissione anche con metodologie comuni su come valutare la flessibilità e gli investimenti nella rete. E questa metodologia probabilmente servirà anche a molte aziende di rete in Europa dove la flessibilità non era ancora all'ordine del giorno. E questa è una cosa davvero importante - crediamo che andando avanti arriverà più regolamentazione, ma allo stesso tempo i mercati che stiamo gestendo, i dati vengono

48:38 generati. Quindi ci sono due cose che si uniranno davvero per convincere le aziende di rete che non hanno ancora iniziato questo percorso. E ci sono - penso che tu sia già attivo in diverse aree geografiche - qual è il tuo pensiero sul panorama normativo? Hai già menzionato il Regno Unito come molto favorevole a questo tipo di mercati della flessibilità. Ci sono paesi dove non potresti operare anche se volessi, o come guardi le condizioni geografiche? Sì,

49:09 quindi NRE attualmente opera in Europa e anche in Canada in Nord America. Stiamo dividendo i mercati e le iniziative che abbiamo essenzialmente in due categorie diverse. Una è commerciale, dove stiamo ottenendo clienti per procurare la nostra piattaforma - quindi è normalmente un appalto pubblico, o un appalto pubblico più privato, della nostra piattaforma. I nostri mercati principali attualmente sono Norvegia, Svezia, Finlandia, Belgio,

49:40 in Europa dove abbiamo già mercati commerciali, e anche in Canada abbiamo un'iniziativa di flessibilità, che è leggermente diversa dal mercato perché stanno ancora iniziando a vedere la flessibilità come uno strumento. È stata un'iniziativa di flessibilità estiva che abbiamo fatto nella regione dell'Ontario in Canada. A parte questo, stiamo lavorando nella seconda categoria, che è gli studi di ricerca e progettazione del mercato che facciamo e le metodologie di progettazione del mercato che funzioneranno in quel paese.

50:09 Lì stiamo lavorando in Grecia con l'operatore di trasmissione e distribuzione lì, e anche in Svizzera con il DSO dal lato italiano del paese, e poi anche in Spagna. Quindi questi sono i tre dal lato europeo dove stiamo lavorando sul lato della ricerca. E poi abbiamo anche nel Regno Unito un progetto - un progetto di DSO comunitario - dove effettivamente due comunità energetiche

50:35 stanno effettivamente fornendo flessibilità all'azienda di rete attraverso la piattaforma Nords, e anche questo è stato nello spazio della ricerca. Quindi questi sono i due modelli con cui abbiamo lavorato, e abbiamo iniziato davvero a vedere molto più appalto pubblico della nostra piattaforma. Vediamo già in altri paesi - non posso nominarli adesso perché siamo nel processo - ma già in Europa vediamo altri paesi dove

51:01 la nostra piattaforma viene acquistata dal DSO o dal TSO, o da entrambi. È anche interessante che i TSO e i DSO si uniscono per lanciare un mercato insieme. E poi in Germania abbiamo davvero cercato di portare avanti questo messaggio. Abbiamo avuto alcuni progetti europei di ricerca qui in Germania con alcuni DSO, ma non ha superato quella soglia. Una delle più grandi sfide, penso, è stata anche dal lato normativo qui,

51:30 dove i DSO hanno utilizzato il ridispaccio basato sui costi invece di basato sul mercato. Tuttavia, vediamo che in definitiva il valore di averlo ridispachato attraverso il mercato potrebbe effettivamente sbloccare valore reale anche per gli operatori del sistema di trasmissione, perché allora gli operatori del sistema di trasmissione - che sono, sai, multipli in Germania - potrebbero anche accedere alla flessibilità nella rete a bassa tensione. Una delle più grandi sfide, penso, è stata che le aziende di rete

52:01 temono che la loro rete venga violata se qualcuno che viene da un livello alto della rete attiva flessibilità nella rete, e questo crea problemi di affidabilità. Il che è una preoccupazione valida, ad essere onesto, perché se hai un'azienda di alta tensione o un'azienda di rete che non ha osservabilità nella tua area a livello locale, potrebbero attivare troppa flessibilità e questo crea forse un problema di affidabilità per la distribuzione locale. Quindi lì stiamo effettivamente abilitando

52:30 un nuovo modulo nella piattaforma, già utilizzato in Finlandia e anche in Grecia, chiamato modulo di coordinamento TSO-DSO. Quello che succede è che l'azienda di distribuzione locale, quando sta creando questo mercato locale della flessibilità, può già creare vincoli per nodo di rete - creando limiti - quindi se il livello più alto della rete viene e acquista dallo stesso asset, se ricordi il nostro punto iniziale, hai lo stesso

52:58 batteria o lo stesso caricabatterie, ma ora viene utilizzato per il servizio ad alta tensione, allora l'azienda di distribuzione della rete a bassa tensione potrebbe già inserire questi vincoli. Quindi questo consente che inizialmente questa paura di avere alcuni problemi nella tua rete, non c'è più perché il componente di attivazione della piattaforma. Abbiamo un algoritmo dietro tutto questo, quindi l'algoritmo avvertirà il livello alto della rete, le società di trasmissione dicendo che non puoi farlo perché questo creerà problemi di affidabilità. Quindi questo è qualcosa che penso

53:28 potrebbe potenzialmente abilitare anche in Germania il mercato ad aprirsi, perché qui ci sono molti DSO, più di 800 credo, il che è molto unico per l'intera Europa. Ma se inizi a vedere questo accadere, potrebbero esserci molte sfide che potrebbero essere risolte con la rete a bassa tensione o media tensione, e poi fornirebbe anche il paese nel complesso per il bilanciamento anche a livello di trasmissione. Quindi questo è qualcosa che vorremmo decisamente testare. Sì, so che è

53:54 i vincoli di cui stai parlando - un argomento importante anche quando parliamo di flessibilità del sistema o semplicità del sistema, dove effettivamente devono esserci alcuni vincoli a livello di cavi, e non solo a livello regionale ma a livello sistemico complessivo, in modo che tutta questa stratificazione di valore dei diversi mercati possa funzionare correttamente, perché senza questi vincoli effettivamente ci saranno stakeholder che giustamente sono preoccupati della sovraccapacità. E cosa è necessario per impostare un mercato così? Quindi se

54:29 sono un DSO, ci sono anche elementi che potrebbero impedirvi di essere attivati perché, ad esempio, mancanza di contatori? Immagino. Sì, è una domanda molto interessante in realtà. Quindi ovunque lavoriamo e abilitiamo questo mercato - ti ho spiegato prima che è una lunga flessibilità, quindi riservi qualcosa, e poi flessibilità breve, attivi qualcosa - abbiamo anche un terzo prodotto chiamato Max Usage, che è una sorta di contratto di fusibile virtuale, che è

54:57 un modo più semplice per sbloccare un po' più di capacità dalla rete. Ma essenzialmente per sbloccare questa flessibilità, o per fornirla tra l'azienda di rete, l'acquirente e il venditore, deve esserci un modo per convalidarla, giusto? Quindi se hai veramente fornito i kilowatt o i megawatt che hai detto che avresti fornito - e è qui che abbiamo un nodo hub di misurazione, quindi questa è una piattaforma per essenzialmente caricare i tuoi dati dei contatori, che normalmente

55:28 provengono dai contatori intelligenti. Questo è un componente hardware veramente cruciale che deve essere presente, perché hai veramente bisogno che la risoluzione dei dati sia caricata sulla piattaforma. 15 minuti. Sì, quindi normalmente abbiamo visto 15 minuti. È anche, penso, la risoluzione standard dei contatori in fase di distribuzione in Europa. Quindi vediamo che quando la penetrazione dei contatori intelligenti sale, puoi già iniziare a ottenere

55:56 livelli più diversi di flessibilità a livelli più granulari, veramente dal settore residenziale anche. Ma per iniziare, penso che l'azienda di rete abbia bisogno solo di volontà - qualcuno dell'azienda di rete che dice, OK, proviamo. Apriamo forse un'area, solo un'area al livello medio della tensione. Va bene. Chiunque sia al di sotto di questo può venire e fornire flessibilità, perché nella nostra esperienza abbiamo effettivamente visto che quando l'azienda di rete apre quelle aree

56:26 e iniziamo a contattare i fornitori di servizi di flessibilità per venire e registrare i loro asset, a volte è una sorta di rivelazione di asset nella loro area di cui non sapevano realmente fossero flessibili, perché potrebbero aver fatto uno studio alcuni anni fa e scoperto, oh, abbiamo solo forse 550 megawatt di flessibilità. Ma dati reali, o asset reali, che arrivano alla tua visibilità solo quando crei un'area reale e crei un incentivo. Stai veramente dando un incentivo

56:58 che stiamo aprendo un mercato - vieni e registra l'asset. Non c'è nessun obbligo per te di acquistare la tua flessibilità come azienda di rete. È solo un segnale che stai aprendo qualcosa e facciamo collegare. Poi quando l'asset è registrato e i punti di misurazione sono caricati, è qui che abbiamo visto che se non hai una penetrazione più alta di contatori intelligenti a tutti i livelli della rete, potresti iniziare con asset più grandi. Potresti iniziare con una batteria appena collegata, che

57:27 potrebbe essere in un punto di contatore intelligente, o potresti collegare prima una grande industria, o una grande arena sportiva ad esempio, perché abbiamo visto tutti i tipi di flessibilità arrivare, e questo potrebbe solo iniziare il tuo percorso. Man mano che penetri con più contatori intelligenti, inizierai a vedere più flessibilità residenziale e anche commerciale arrivare al tuo mercato. E forse è una domanda stupida, ma la mia comprensione è anche che i DSO, soprattutto

57:54 in Germania, non hanno avuto molti contatori intelligenti nella maggior parte delle reti, al livello di media e bassa tensione. Come quantificano effettivamente i loro bisogni di flessibilità per poter aprire questo mercato in primo luogo? Sì, quindi essenzialmente ci sono due modi per fare la valutazione. O possono passare attraverso i dati dei contatori intelligenti e fare studi attraverso questo, che non è disponibile in Germania nella maggior parte delle aziende di rete

58:27 Quindi l'altro lato è che potrebbero passare attraverso i loro sistemi SCADA o il sistema di gestione della distribuzione, il DMS. È qui che essenzialmente avrebbero questi sistemi installati da grandi attori in questo spazio, come Siemens, Schneider, GE, e anche nuove aziende che arrivano, quindi colleghebbero effettivamente al sistema locale di operazione e controllo dell'azienda di rete, che tradizionalmente, sai, è stato un sistema SCADA molto semplice che

59:01 riceve solo i dati dalle loro sottostazioni. Ma ora, poiché vediamo che c'è molta più innovazione che accade in quell'area, abbiamo sistemi più moderni dove, con i dati che arrivano, possono effettivamente fare previsioni accurate. Possono prevedere a diversi livelli della rete quando arriverà un sovraccarico, quindi possono già fare quella valutazione dei bisogni con quei tipi di strumenti dal lato della rete. E molti dei

59:27 Le aziende di distribuzione hanno già sistemi simili, anche se non completamente implementati - quindi potrebbero averne moduli parziali, magari al 50% - e ciò fornisce loro già molta visibilità dei problemi che stanno arrivando. Perché ricorda, se hanno un blackout, arriva una multa enorme, che non è quello di cui hanno bisogno. Quindi stanno già investendo in questi strumenti per avere effettivamente visibilità di dove ci troviamo

59:54 nel rosso, in termini di capacità della rete. E questo potrebbe già aiutarli a iniziare questo percorso. E capisco che è a livello di sottostazione, ad esempio in Germania, ma poiché non ci sono molti contatori intelligenti rispetto ad altri paesi, non puoi scendere molto più in basso in termini di visibilità. Esatto. Quindi c'è una sfida nello scendere al di sotto di ciò, ma abbiamo un partner in Germania, Smite, che è riuscito effettivamente a sbloccare

1:00:21 una tecnologia installando apparecchiature di rilevamento sui conduttori a bassa tensione. Riescono effettivamente a portare l'osservabilità anche dalla rete a bassa tensione, e sorprendentemente il loro mercato più grande è la Germania - hanno effettivamente diversi clienti che hanno già implementato quell'apparecchiatura di osservabilità a bassa tensione e il software correlato. Quindi c'è, penso, molto controllo e visibilità da quel lato. Penso che la sfida sia stata che non c'è stata molta motivazione

1:00:50 verso la flessibilità basata sul mercato. E probabilmente è anche perché c'erano stati alcuni tentativi in passato che non erano stati ben riusciti - potrebbe non esserci stata abbastanza liquidità in quel momento, e potrebbero non esserci state molte nuove società di aggregazione che fossero veramente audaci da costruire quelle tecnologie e quei modelli di business. Quindi questo ha avuto - sto speculando qui, ma quello che ho sentito finora dal mercato in Germania è che quei tentativi non hanno davvero fatto un

1:01:23 grande successo, e questo ha portato a non andare verso un approccio basato sul mercato alla flessibilità. E parlando di progetti concreti - di quali sei particolarmente orgoglioso? Direi che sono orgoglioso di tutti. Ma il nostro mercato più grande è la Norvegia, che ha iniziato con un DSO, come ti ho detto, nel 2016, 2018 e 2022, è cresciuto ai 22 DSO più grandi della Norvegia, e ora copre effettivamente otto dei maggiori DSO, quindi è

1:01:53 cresciuto fino a quasi due terzi dei punti di misurazione della Norvegia. Quindi quella è un'area molto ampia coperta dal mercato della flessibilità nodale. E poi anche a Göteborg, è molto interessante, perché è un'area molto piccola per aprire la flessibilità, ma l'azienda di distribuzione lì, insieme all'azienda di distribuzione locale a Mölndal - quindi questi sono due piccoli comuni, Göteborg e Mölndal - le due aziende di distribuzione hanno potuto

1:02:20 gestire il mercato per quattro stagioni, quattro anni. Quindi ogni stagione invernale gestiscono un mercato, e hanno potuto attrarre oltre 30 fornitori di servizi di flessibilità in quelle sole piccole aree. Hanno flessibilità davvero interessante provenienti da caricatori per veicoli elettrici, batterie collegate al caricamento pesante, e c'è stata anche una sperimentazione di V2G con Volvo lì. Essendo presenti a Göteborg, stanno abilitando i segnali di prezzo dell'azienda di distribuzione ma anche permettendo alle aziende commerciali di

1:02:51 testare nuove tecnologie e validare davvero se hanno un caso di business. Se domani, diciamo, Volvo lancia V2G per tutti i suoi clienti, e l'azienda di distribuzione è disposta a pagare questo importo per questo, allora c'è un caso di business che possono abilitare. Quindi ci sono veramente interessanti attori locali che hanno contribuito a quel mercato. E recentemente, in Finlandia, abbiamo lanciato il primo mercato coordinato TSO-DSO dove sia Fingrid che Helen, come ho menzionato, stanno acquistando nella

1:03:21 stessa area di mercato, il che è molto unico perché non era mai stato fatto prima. I TSO avevano sempre i loro mercati di bilanciamento e non volevano mai coinvolgere i DSO nei loro mercati, perché la scala è più grande a livello TSO. Ma questa sperimentazione riguarda veramente la risoluzione della congestione localmente ma anche nel punto di connessione alla rete di trasmissione. Ed è stato molto interessante al Finland Flexibility Day che abbiamo ospitato due giorni fa, dove il TSO Fingrid ha menzionato che la coda

1:03:51 di connessioni è quasi 70 gigawatt richiesti sulla rete Fingrid nei prossimi cinque anni circa - devono fornire questo. Ed è un grande aumento. Questi 70 gigawatt è la capacità richiesta, e ci sono terawatt-ore di energia che devono fornire nei prossimi 5-10 anni. Quindi puoi immaginare la scala dell'elettrificazione e delle cose che stanno accadendo lì. Quindi se

1:04:21 non hanno davvero dati da questi tipi di mercati locali di flessibilità e coordinandosi con la distribuzione locale, potrebbero essere in ritardo se iniziano tra cinque anni. Quindi è davvero interessante. E menzioneró rapidamente anche un altro - Fluvius in Belgio - perché hanno adottato l'approccio di rispondere davvero a quello che stavi chiedendo, come qual è il valore della flessibilità. Hanno adottato l'approccio di definire davvero sei parametri fondamentali e davvero partendo da un

1:04:51 valore societale della flessibilità. Quindi sono davvero impegnati nel creare quel mercato, quindi in realtà abilita un grande valore reale per la società nel complesso. Mi fermerò qui, ma ci sono altre iniziative che sono state davvero interessanti nel corso degli anni. E parliamo anche del coordinamento DSO-DSO. Penso che sia anche un argomento che affronti, perché non è - sì, non va solo dal basso verso l'alto, ma

1:05:18 va anche orizzontalmente. Quindi questo è qualcosa, perché il concetto è lo stesso, vero? Se l'azienda di distribuzione a bassa tensione, il DSO locale, ha alcuni vincoli al loro livello, ma hanno magari un DSO che è un DSO regionale sopra di loro che non ha visibilità al DSO locale e chi è collegato lì, quanta flessibilità hanno e tutto questo. Quindi abbiamo effettivamente in Euroflex, il mercato della flessibilità norvegese,

1:05:46 effettivamente due DSO, LV e Nordgisneth, che stanno effettivamente coordinando DSO con DSO, dove viene utilizzato il concetto di nodo griglia padre-figlio dell'architettura della piattaforma Norse, dove la società di distribuzione locale invita i fornitori di flessibilità che sono collegati al loro livello della rete a registrare i loro asset. Anche i dati dei contatori intelligenti vengono collegati lì, e poi la flessibilità, se non è necessaria per la società di distribuzione locale, viene aggregata a un nodo griglia superiore e

1:06:18 offerta al DSO regionale. Quindi il DSO regionale è in grado di accedere alla flessibilità di quello locale, ma se quello locale ne ha bisogno per conto proprio, può usarla anche direttamente e anche definire i vincoli se hanno problemi con quei volumi più elevati che vengono acquisiti. L'altro esempio che abbiamo avuto era a Stoccolma. Abbiamo realizzato un progetto qualche anno fa dove i

1:06:45 due DSO regionali stavano acquistando flessibilità l'uno nell'area dell'altro. E quello che stavano facendo era anche coordinare con l'operatore del sistema di trasmissione, dove se un DSO acquista nell'area dell'altro, allora l'operatore del sistema di trasmissione sarà in grado di creare un limite superiore della loro sottoscrizione di capacità temporanea fino al livello TSO. Quindi il feed di connessione al TSO - aumenteranno automaticamente il loro valore lì e diminuiranno per l'

1:07:14 altro nell'altra area, e poi viceversa per l'altro caso. Anche questo era interessante perché allora, a monte del TSO, stavano già pagando lo stesso importo, ma se non avessero coordinato - chiunque stesse attivando di più nella direzione verso l'alto o aumentando il limite fino alla trasmissione avrebbe dovuto pagare una commissione aggiuntiva all'operatore del sistema di trasmissione. E questo è di nuovo un caso di business molto concreto per loro, principalmente in Svezia, perché la regolamentazione

1:07:46 è così. Il DSO locale deve pagare al DSO regionale una commissione se superano la loro capacità di picco ogni anno, quindi hanno un limite di picco definito ogni anno. E poi il DSO regionale deve pagare fino all'operatore del sistema di trasmissione. Quindi c'è già un caso di business dove, se mantieni il tuo picco al di sotto di quello acquistando flessibilità, stai già risparmiando come società di distribuzione. E penso che questo sia anche qualcosa

1:08:14 che ho sentito dai DSO tedeschi - che devono pagare anche a monte se superano il loro limite di picco. Quindi c'è già un caso di business dove stai già vedendo il tuo picco aumentare perché più persone si stanno elettrificando, più connessioni vengono realizzate. Quindi potresti già avere una flessibilità contrattuale. E questo è dove il nostro contratto di utilizzo massimo è stato davvero interessante, perché allora stai dicendo che, OK, ho

1:08:40 una connessione da 10 MW, ma il mio picco, come operatore di batteria o come stazione di ricarica per veicoli elettrici, è forse 7 MW. Quindi gli altri 3, posso affittarli di nuovo alla società della rete, e la società della rete può usarli sia per ridurre i costi a monte sia per emettere nuove connessioni di rete ai nuovi clienti che sono in coda in attesa. Quindi anche questo è stato qualcosa per alcune delle società di distribuzione. E parliamo di più da un angolo di prodotto. Come

1:09:08 posso immaginare il prodotto utilizzato da questi FSP e dai servizi pubblici? È molto orientato alle API, o c'è un'app web? Sì, buona domanda. Quindi è disponibile sia come app web che anche su API, perché stiamo lavorando con due stakeholder diversi qui. Abbiamo le società di rete che sono state abituate a lavorare sulle app web o sulle applicazioni

1:09:37 nel corso degli anni. Quindi il loro personale è davvero addestrato e hanno le capacità per usare l'applicazione web sull'interfaccia utente. Per questo motivo l'interfaccia utente è stata uno dei focus principali per l'applicazione. Ma siamo effettivamente molto capaci - direi - nel corso degli anni di sviluppare l'API per il fornitore di servizi di flessibilità, perché uno dei primi trial che abbiamo fatto in Norvegia, una delle motivazioni principali era portare la flessibilità residenziale nel mercato.

1:10:11 E se stai lavorando con un rivenditore di energia che è anche forse un aggregatore, dicono che sanno quanta flessibilità possono abilitare, ma non possono farlo manualmente. Hanno 1.000 famiglie che aggregherebbero e ti fornirebbero flessibilità. Allora hai davvero bisogno dell'API per questo, giusto? Non puoi andare uno per uno cliccando. Sì, assurdo. Sì, esattamente. Quindi per questo motivo l'API è stata sviluppata nel corso degli anni, e questo è un mix molto interessante perché da

1:10:40 una parte gli acquirenti stanno forse utilizzando l'applicazione, e poi dall'altra parte i fornitori di servizi di flessibilità stanno usando l'API per fare trading, ma non è un obbligo, quindi non hai bisogno di usare l'API. Puoi già iniziare semplicemente usando l'UI, ma abbiamo visto che con la maturità, i fornitori di servizi di flessibilità preferiscono l'API. E quali sono i trend normativi che ti interessano particolarmente? Penso che tu abbia già accennato a qualcuno, ma sì, il

1:11:06 uno dei principali a cui sono davvero interessato è il codice di rete della risposta alla domanda dell'UE che arriva l'anno prossimo, e poi viene finalizzato l'anno dopo, che sarà qualcosa che tutti gli stati membri in Europa devono guardare e devono adottare in diverse forme. Ma quel codice di rete per la risposta alla domanda, una delle principali motivazioni che abbiamo avuto nel contribuire verso di esso

1:11:35 è abilitare i mercati della flessibilità locale per la distribuzione. Perché, come abbiamo discusso molto all'inizio, il Clean Energy Package non l'ha davvero obbligato o non ha davvero chiarito che il DSO dovrebbe usarlo. Ha detto che puoi usarlo se davvero vuoi, ma non è un obbligo. Quindi è qualcosa che sarei davvero entusiasta di vedere se davvero lo mettono nella formulazione finale che è qualcosa che dovrebbe essere usato per primo, perché se

1:12:01 la usi prima e vedi che non funziona, allora puoi passare alle tue altre soluzioni - disconnessione con accordi di connessione flessibili o tariffe di rete dinamiche - e ci sono molti altri strumenti, che comunque vanno bene, perché ogni azienda di rete potrebbe avere esigenze diverse in base ai suoi bisogni di rete. Quindi questo è qualcosa di cui sono davvero entusiasta, se verrà fuori e come il mercato si evolverà. Ma sono anche abbastanza interessato a

1:12:27 vedere come il panorama generale intorno ai cambiamenti climatici - e abbiamo accennato prima che anche a livello geopolitico gli USA hanno ora un focus diverso - ma il Canada sta facendo un grande passo avanti. L'Ontario Energy Board sta già guardando alla flessibilità; stanno davvero esaminando l'analisi dei costi-benefici, che è un modo per analizzare cosa è necessario all'azienda di rete

1:12:59 prima che investano nella rete. E collegato a questo, hanno una nuova regolamentazione chiamata non-wires alternatives, NWA, che è anche qualcosa che vogliono davvero promuovere per la flessibilità. Quindi ci sono molte cose che accadono in diverse regioni, ma questi sono i due che direi sono davvero interessanti da vedere, perché non appena lo spostamento avviene dalle discussioni sul cambiamento climatico a discussioni non legate al cambiamento climatico

1:13:29 in una regione, allora il capitale inizia a spostarsi verso altri paesi dove i gruppi focalizzati sul clima vorranno investire. Ed è per questo che sto già vedendo e parlando con diversi fornitori di flessibilità dove stanno vedendo molto capitale che arriva in Europa - anche in Germania dove stanno costruendo batterie, e molti grandi progetti vengono realizzati, come diversi decine di megawatt o centinaia di megawatt adesso. Nel Regno Unito è già così, anche in Germania penso che

1:13:57 ci siano molti progetti in corso. Quindi anche quello è qualcosa di cui sono davvero entusiasta - questo aiuterà la flessibilità perché avrai più capitale dispiegato, più asset abilitati, e allora quello di cui hai bisogno sono i mercati. Hai bisogno di molteplici mercati per ottenere quel ritorno sull'investimento, e questo è qualcosa. E come tu - hai accennato proprio adesso - come ti posizioni rispetto ad altre forme di flessibilità DSO, come le tariffe

1:14:24 dinamiche? Abbiamo qui in Germania questa nuova legge, l'EnWG §14a, il paragrafo 14a della legge energetica, che cerca di risolvere la congestione tramite tariffe più dinamiche. Questo approccio è peggiore rispetto a un mercato, o in che modo? Beh, direi che coesistono entrambi, onestamente, quindi non dovrebbe essere l'uno o l'altro. Penso che sia abbastanza chiaro in Norvegia - abbiamo anche una tariffa di rete

1:14:59 a gradini. Esiste già - con il nostro rollout di contatori intelligenti puoi già avere quello. In Norvegia, se sto pagando la mia bolletta elettrica e sono al di sopra di un certo picco con la mia media - penso che 3 medie vengono prese in un mese o in un periodo di tempo - allora se il mio picco supera quello, sono al prossimo gradino. Quindi la mia tariffa sale e sale. Quindi è

1:15:29 come una tariffa a gradini, anche se il mercato viene già utilizzato allo stesso tempo. Nel mio punto di vista penso che entrambi possono coesistere, e dovrebbero, perché se consideri la situazione in cui tutti collegano i loro veicoli elettrici di notte e potresti avere una tariffa di rete dinamica a un valore molto alto, allora tutti smettono di farlo. Allora la rendita della rete potrebbe essere abbassata, ma l'aggregatore che li ha già programmati

1:16:00 ha una grande perdita, e potrebbero aver preso una posizione con il loro fornitore di energia come parte responsabile del bilancio, quindi potrebbero perdere i loro soldi lì. Quindi non c'è una sola soluzione per tutti, perché se hai entrambe presenti potresti perdere qualche guadagno da un'area perché tutti hanno smesso di caricare a causa di una rendita di rete più alta, ma dall'altro lato potresti guadagnare qualcosa dal mercato della flessibilità. Quindi

1:16:27 penso che ci sia la possibilità che entrambi esistano, e dovrebbe essere così. Sì, molto interessante, anche un po' complicato. E penso che matematicamente, da un punto di vista dell'ottimizzazione, cercare di ottimizzare molte cose diverse e mercati contemporaneamente - almeno da quello che ho fatto come analisi - diventa abbastanza complicato. I problemi non lineari, multi-criterio, multivariati non sono i più facili da risolvere. Certamente, puoi modellare tutta

1:17:02 la rete, ma la realtà sarà sempre diversa. Penso che questa sia la realtà qui, almeno con il meccanismo basato sul mercato. Sicuramente, sembra un metodo molto sofisticato per cercare di risolvere le congestioni, rispetto a una tariffa magari - o avere entrambe sembra un approccio svizzero - per risolvere questo problema importante, che è probabilmente uno dove la transizione energetica potrebbe essere molto messa in pericolo, e

1:17:32 come dici, ci sono diversi tipi di flessibilità: batterie in arrivo, e ovviamente veicoli elettrici e altri già distribuiti, e produzione che potrebbe essere ridotta, il che ovviamente non è l'ideale. Quindi quale fonte di flessibilità pensi che abbia il maggior potenziale, specialmente per i DSO? Beh, penso che ci sia sicuramente, nei dati che vediamo sulla piattaforma - abbiamo già circa 10.000 o 15.000 asset che sono

1:18:02 approvati, il che significa che non stanno aspettando di essere registrati. Sono effettivamente approvati dall'azienda di distribuzione della rete, quindi possono iniziare a fare trading e possono fornire flessibilità. Se aggiungo anche quelli non approvati, o in sospeso, o quelli che devono ancora essere connessi, allora andrà ben al di sopra di 50.000 o forse oltre 100.000. Quindi ci sono molti più asset nella pipeline che stanno per aderire. Abbiamo visto che la ricarica dei veicoli elettrici

1:18:31 o lo smart charging è abbastanza facile da fornire come flessibilità, quindi penso che funzioni davvero al giorno d'oggi - dal fornitore di servizi di flessibilità, possono davvero pianificare abbastanza bene, per il consumatore finale con le loro app o qualunque soluzione abbiano. E allora l'azienda di rete, alla fine, ha solo bisogno che il periodo di picco sia più basso, quindi quando la rete è congestionata, possono ridurre

1:19:00 qualcosa, e funziona davvero bene. Per ultimo che ho controllato, se non sbaglio, quasi 10.000 dei 15.000 asset sono di ricarica EV. Questo include anche molte scatole di ricarica residenziali, ma potrebbero esserci anche alcune che sono gli stessi EV, perché puoi impostare lo stato di carica anche dall'auto. Quindi è un mix lì. E

1:19:27 allora abbiamo visto che molti dei player hanno iniziato, soprattutto dal lato batterie - le batterie essendo davvero affidabili nel fornire flessibilità - e lo stacking di valore lì con mercati multipli è davvero quello che bisogna fare con le batterie al giorno d'oggi. Quindi vediamo che le batterie che vengono implementate solo come risorsa di flessibilità sono abbastanza affidabili e possono anche fornire al DSO, ma ora anche al TSO così come bene, con

1:19:58 questo concetto che ho spiegato, il concetto di long-flex arming. Di recente abbiamo anche visto batterie implementate insieme alla ricarica di veicoli commerciali pesanti sulle autostrade in Norvegia, dove la funzione principale della batteria è di fornire quel carburante extra alla stazione di ricarica EV quando le persone viaggiano per le vacanze. È un periodo di tempo molto breve durante l'anno, ma il resto dell'anno questa batteria sta solo seduta - è una risorsa per il cliente che ha investito in essa. Quindi ora

1:20:26 vediamo che molti aggregator tecnici che hanno algoritmi intelligenti e meccanismi diversi sono in grado di sfruttare quella batteria sia nel mercato DSO creando questo contratto di fusibile virtuale, l'uso massimo - quindi ottengono una certa ricavo dalla società di distribuzione, il DSO - e poi al di sotto di quel picco che hanno impostato, sono in grado di sfruttarlo anche nel mercato TSO così come bene. Quindi davvero ottenendo il meglio di entrambi i mondi

1:20:52 per quegli asset, ma comunque la funzione principale è servita - quando, per esempio, in Norvegia in estate, le persone vanno alle baite e si fermano a queste stazioni di ricarica per veicoli commerciali pesanti, la batteria può fare il suo lavoro anche così. Quindi anche questo è davvero interessante. E allora abbiamo visto anche molti asset di demand response che arrivano. Alcuni di loro sono aggregati così come bene. Quindi alcuni di loro potrebbero essere una serra

1:21:17 che fornisce direttamente un demand response. Abbiamo avuto anche alcune fattorie di pesce in Norvegia che si sono unite al mercato. E poi potresti anche avere una flessibilità residenziale che viene aggregata così come bene. Quindi potresti avere ricarica EV a casa tua ma potresti anche avere una pompa di calore, e allora il consumatore finale è abilitato nell'app che è flessibile. Ci sono diversi modelli di business lì che abbiamo visto, dove

1:21:45 alcuni dei fornitori di servizi di flessibilità stanno anche offrendo ai consumatori alcune ricompense - dove stanno ricevendo indietro qualche soldo su base mensile, il quale è ancora abbastanza decente rispetto a non avere nulla, e avere comunque la tua risorsa utilizzata. Quindi ci sono molti asset diversi che abbiamo visto, ma alcuni di quelli che ho menzionato sono abbastanza interessanti e li vedo crescere giorno dopo giorno.

1:22:10 Quanto riceve un conducente di EV per questo servizio? Per esempio, se sono a casa e sto fornendo questo servizio - sì, quindi varia. So che Tibber ha abilitato questo nell'app. Quindi come cliente Tibber, puoi essere offerto grandi ricompense. E allora è compito di Tibber massimizzare lo stacking di valore da quel mio caricabatterie EV a mercati multipli. Quindi lo gestiscono sia nel mercato DSO, o se pensano che forse non sia prezioso

1:22:41 per loro, potrebbero fare value-stacking in diversi mercati TSO perché sono già pre-qualificati. Oppure potrebbero anche fare essenzialmente arbitraggio nel mercato all'ingrosso così come bene. Anche questo è possibile. Quindi tornerebbero forse - varia - quindi è tra 3 corone in Norvegia, valuta norvegese, a forse 10 in un dato giorno o una settimana. E inoltre non è statico, quindi non è un valore garantito, ma è

1:23:12 qualcosa che ottieni nel tempo. E forse alcune persone potrebbero ottenere molto di più perché potrebbero avere due auto grandi che si stanno caricando a casa loro e potrebbero avere una casa più grande. Quindi adesso, penso che nell'app - per ultimo che ho controllato - come cliente puoi fare questo solo con la ricarica intelligente, ma penso che stiano anche promettendo ora anche con il riscaldamento. Quindi se hai un carico di riscaldamento così come

1:23:32 bene, lo combineranno entrambi e allora potrebbero offrirti ricompense di rete più elevate, perché allora essenzialmente hanno più flessibilità per cliente. Ma come funziona nel caso di Tibber? Perché hanno, se ricordo bene, sempre una tariffa dinamica. Quindi come utente finale, abiliterei Tibber a iniziare a ricaricare non solo ai prezzi spot più bassi ma in combinazione con le altre cose, quindi non devo preoccuparmi. E alla fine della

1:24:05 giornata il conto riflette sia lo spot e dovrebbe - se stessi caricando a un prezzo spot che è più alto di quello che avrei potuto caricare, se non avessi attivato le ricompense di rete, normalmente sarebbe ancora più basso, giusto? Sì, assolutamente. Quindi promettono il prezzo spot di ricarica, quindi al prezzo più basso per la tua auto. Quindi il costo energetico per caricare la tua auto sarà il più basso. Ma allora se

1:24:33 attivi le ricompense di rete - essenzialmente quello che comprendo, e questo potrebbe essere loro conoscenza proprietaria, è che sarebbero in grado di utilizzare questi mercati di flessibilità multipli, la trasmissione o la distribuzione, e allora essenzialmente utilizzare i loro algoritmi di value-stacking per fornirmi soldi extra, che sono le ricompense di rete. Quindi il prezzo spot è avere la ricarica più economica per l'auto, e il comfort è lì che avrai l'auto carica alla fine della giornata, giusto? Se

1:25:04 la tieni collegata. Ma allora le ricompense di rete sono la ciliegina sulla torta, che è piccola adesso. Ma come vediamo nei Paesi Bassi, la rete è così congestionata che potrebbe accadere in tutta Europa, e le ricompense di rete potrebbero iniziare a salire così come bene. Il costo di bilanciamento sta anche aumentando in ogni paese, e penso che anche in Germania ci sia stata una discussione che

1:25:29 i TSO qui potrebbero avere costi di squilibrio molto elevati negli anni a venire, se non ricevono asset aggiuntivi dai diversi livelli della rete. Quindi, se si guarda a questo quadro generale dal punto di vista della dimensione del mercato, al momento sta iniziando lentamente, ma se si offre al cliente finale la ricarica più economica e allo stesso tempo si utilizza la sua flessibilità in più mercati e poi si inizia a offrirgli ricompense, questo potrebbe consentire alle

1:26:01 ricompense di iniziare a salire di pari passo negli anni. E quale potenziale vedi per le flotte? Hai già menzionato che avevi avuto alcuni contatti con i servizi postali norvegesi, questo tipo di flotta, ma anche aziende che hanno i propri caricabatterie negli uffici per i dipendenti in ufficio - quale potenziale vedi lì per la flessibilità? Sì, penso che, onestamente, sia una classe di asset molto interessante. Nel complesso, anche le flotte lo sono, perché hanno certe esigenze. Alla

1:26:29 fine, la maggior parte delle flotte in Norvegia sta effettivamente passando all'elettrico. In Norvegia, penso che la maggior parte delle aziende abbia il mandato di passare all'elettrico entro il 2025. Se no, lo faranno entro la fine del 2026, quindi è molto presto in realtà - è quasi qui. Abbiamo visto che gli edifici commerciali dove queste flotte vengono ricaricate hanno essenzialmente uno dei loro

1:26:59 aggregatori tecnici o aggregatori commerciali che lavorano con loro per abilitare quella flessibilità dai loro asset. E poi normalmente è un modello di condivisione dei ricavi nella maggior parte dei casi, dove i soldi guadagnati nei diversi mercati - quindi come abbiamo discusso, mercati DSO e TSO tutti combinati - sono condivisi tra il proprietario della flotta o l'operatore della flotta e l'azienda che sta fornendo il servizio. Ci sono diverse aziende che fanno diversi modelli e

1:27:34 diversi approcci. Quindi alcuni di loro hanno una connessione diretta all'auto, al furgone, o a qualunque sia il tipo di veicolo. Se si tratta di flotte più grandi come i camion, normalmente è il cliente che possiede o ha noleggiato quei camion che ha un dipartimento energetico nella propria azienda, che sta quindi creando un VPP, perché potrebbe avere una struttura - perché c'è un grande camion ricaricato nella loro struttura - quindi potrebbero avere anche pannelli solari, batterie di backup

1:28:07 Anche le luci come risposta alla domanda, quindi il loro dipartimento interno potrebbe avere questa capacità di fare VPP. Ma man mano che ci si sposta verso operatori di flotte di media dimensione, si inizia a vedere questo come un accordo contrattuale con qualcun altro, e questi sono modelli diversi da clienti diversi. E parlando di controllo - in realtà riducendo e aumentando la carica in base a questi segnali - quale è... Ci sono vincoli da parte dei DSO? A

1:28:41 mia conoscenza, ci sono anche alcune tecnologie che sono applicate dal DSO o applicate anche dal regolatore, dove è necessario installare un dispositivo hardware aggiuntivo che il DSO controlla direttamente. Ci sono questo tipo di vincoli? Perché, da uomo startup, preferirei avere più flessibilità nel livello di decisione su quale tipo di controllo c'è - se è tramite il veicolo, come hai detto, o tramite il punto di ricarica,

1:29:08 se si parla di ricarica, o se è effettivamente necessario installare dispositivi aggiuntivi che tecnologicamente parlando non sarebbero altrimenti necessari. E questa è una domanda molto buona. Personalmente, penso che il compito del DSO sia mantenere la rete e assicurarsi che le connessioni siano lì in modo che possano connettere il cliente. Non è loro compito sapere come controllare l'asset. E questo è uno dei principi fondamentali della piattaforma Nodes,

1:29:38 che quando fai il commercio di energia flessibile a breve termine, non dai il controllo diretto dell'asset nella piattaforma Nodes al DSO, ma ricevi una notifica di dispatch, che può essere configurata tramite l'API al fornitore del servizio di flessibilità. E poi il fornitore del servizio di flessibilità - aggregatore, VPP, qualunque sia il nome dell'azienda che usiamo - loro sono esperti dei loro stessi asset, o degli asset dei loro clienti. Quindi è loro compito guidare veramente quell'asset nel miglior modo possibile. E alla

1:30:08 fine, l'azienda della rete - quello che hanno veramente bisogno è essenzialmente flessibilità verso l'alto o verso il basso, giusto? Quindi dovrebbero ricevere quel servizio. Se stanno ricevendo quel servizio, perché installare hardware aggiuntivo e aumentare il costo complessivo per la società? Perché non si installa per uno o due - se si guarda la scala, si potrebbe installare per centinaia e migliaia, e quel costo aggiuntivo nel tempo avrà bisogno anche di essere mantenuto. Quindi quella scatola, o quell'hardware aggiuntivo, è un costo aggiunto a

1:30:38 quel intero regime. E alla fine stai ottenendo lo stesso risultato - stai ottenendo quella flessibilità verso l'alto o verso il basso, giusto? Quindi questo è stato il principio fondamentale della piattaforma Nodes. Abbiamo sempre ricevuto questa domanda dal DSO: "Dobbiamo operare una rete molto affidabile. Non possiamo avere blackout e tutto il resto. Quindi è per questo che abbiamo bisogno di questo pulsante rosso e verde sulla nostra scrivania. Possiamo

1:31:04 inviare i comandi a quella batteria o a quel caricabatterie." Ma abbiamo sempre detto loro: fidati del mercato. Perché se crei abbastanza buoni segnali di prezzo, vedrai la tecnologia arrivare - come te e molte altre aziende avete sviluppato una tecnologia veramente interessante che sta effettivamente abilitando, alla fine, quella salita e discesa della flessibilità. Quindi quando i DSO entrano per la prima volta nel mercato, hanno queste domande, ma non appena entrano nel mercato,

1:31:34 la loro prossima preoccupazione più grande è ottenere la liquidità - attrarre veramente questi fornitori di flessibilità nel loro mercato e ottenere gli asset. Quindi l'intera discussione su se sarà affidabile o no non arriva veramente allo stadio nella maggior parte dei mercati con cui ho parlato ai clienti. Quindi il modo in cui è impostato ora è il modo in cui suggerisci ai DSO di operare, il che significa nessun hardware aggiuntivo. Sì, esattamente. Quindi permettiamo loro di mettere l'ordine di acquisto

1:32:03 sul mercato, che è il loro segnale per dove, quale ubicazione, e quanto sono disposti a pagare per quel servizio. E poi c'è la notifica di dispacciamento inviata al fornitore di servizi di flessibilità che ha offerto quella quantità di flessibilità a un dato prezzo. Quindi la notifica di dispacciamento è essenzialmente il segnale di attivazione, ma poi la logica di come farlo - questo dipende dal fornitore di servizi di flessibilità. Quindi nessun hardware aggiuntivo, nessun controllo diretto aggiuntivo che bypassa il

1:32:32 fornitore di servizi di flessibilità. Quindi abbiamo iniziato con l'Arabia Saudita e il Pakistan, e mi piacerebbe concludere su quelle note. E per quanto riguarda l'e-mobility - stai seguendo gli sviluppi dell'e-mobility in questi paesi, e cosa puoi condividere con noi? Sì, siamo molto focalizzati un po' più sull'Europa qui, ma abbiamo avuto un bel podcast sull'Etiopia che posso anche consigliare agli ascoltatori. Allora cosa puoi condividere

1:33:00 sull'e-mobility in questi paesi? Sì, penso che l'e-mobility in generale, o la mobilità sostenibile, stia accadendo in tutto il mondo. In Arabia Saudita, se comincio da lì, ho seguito un po' lo sviluppo. Con Vision 2030 del governo lì, hanno effettivamente attratto molti produttori di veicoli elettrici. Lucid, come sai, uno dei grandi protagonisti dagli USA, hanno

1:33:27 una grande fabbrica lì. Sono stati veramente i pionieri nel mercato saudita per svilupparlo e anche formare il personale lì. Quindi c'è un enorme cambiamento nel prendere il modello dell'industria automobilistica tedesca e applicarlo in Arabia Saudita, ma solo per l'elettrico. Il loro sistema di autorizzazioni e tutto è stato davvero facile, e c'è anche probabilmente un sacco di investimenti dal fondo di investimento saudita disponibile.

1:33:56 per tali aziende che stanno mettendo le loro aziende e la produzione lì. A parte questo, hanno anche lanciato altre iniziative in Arabia Saudita per sviluppare l'intera catena del valore, perché se hai l'auto che è elettrica, sviluppata, o un camion o qualsiasi cosa, allora hai anche bisogno dei pezzi di ricambio e hai bisogno che l'intera industria si riunisca. Perché se ti fermi solo quando il veicolo esce dalla linea di produzione, allora il costo totale di proprietà

1:34:23 non sarà mai inferiore al diesel o al carburante fossile. Quindi penso che anche questo sia stato un grande focus. Ci sono molti altri protagonisti che stanno arrivando dall'Asia, dalla Cina, dal Giappone e da altri paesi, per stabilire anche i servizi post-vendita dei veicoli elettrici lì. Quindi penso che sia molto interessante. E penso anche di recente di aver visto che stanno investendo enormemente in power-to-X o power-to-

1:34:50 idrogeno essenzialmente. Quindi stanno installando molte energie rinnovabili in diverse regioni perché, dato che hanno un sacco di sole lì e anche un po' di vento installato, invece di limitare quelle quando c'è produzione extra, stanno iniziando a guardare anche alla generazione di idrogeno. E perché le distanze in Arabia Saudita o nel Medio Oriente in generale sono molto grandi - stai parlando di migliaia di chilometri - usare un camion elettrico lì potrebbe non essere il

1:35:17 più ottimale. Quindi il caso d'uso dell'idrogeno funziona davvero lì, perché allora puoi davvero rifornirlo in determinate ubicazioni, e potrebbe essere davvero prezioso per l'operatore della flotta prendere il camion a idrogeno da una destinazione all'altra nel minor tempo possibile. Quindi penso che sia molto interessante vedere sia l'elettrico che l'idrogeno essere utilizzati lì. In Pakistan, il mercato

1:35:45 è lento per l'elettrico, ma di recente il grande produttore cinese BYD ha lanciato in Pakistan la sua flotta di veicoli elettrici. Stanno offrendo tutti i tipi di veicoli che sono anche disponibili in Europa - in realtà lo stesso livello di auto e servizio lì in Pakistan, il che è molto interessante. Di recente il governo ha fatto uno studio, con anche alcuni segnali politici, e penso che l'UNDP abbia fatto uno studio che ho guardato un anno o un anno e mezzo fa dove hanno esaminato la quota di mercato in Pakistan, che è piuttosto simile, direi, anche all'India e al Bangladesh, dove il veicolo di trasporto dominante o l'EV dominante è il due-ruote. E se combini insieme i due e tre-ruote, allora

1:36:15 stai guardando l'80% della quota di mercato per un paese di 250 milioni di persone in Pakistan - è un sacco, vero? 80% dei veicoli, non della popolazione, ma 80% dei veicoli è due-ruote o tre-ruote. E ho anche guardato i numeri lì, quindi sono quasi 22 milioni o 23 milioni di due-ruote che stanno circolando sulla strada al momento. E un contrasto interessante a questo

1:36:44 è che il paese sta importando tutto questo carburante, quindi il Pakistan non ha enormi riserve di petrolio come il Medio Oriente. Quindi questa è una grande bolletta di importazione per il paese. Se la bolletta di importazione potesse essere ridotta - penso che sia qualcosa che hanno esaminato - potrebbe esserci un enorme guadagno per la società dove si sposta effettivamente il trasporto dal carburante fossile, che viene importato oggi, all'elettricità o agli EV, e allora puoi generare l'elettricità localmente con il solare. Quindi il

1:37:12 ritorno sull'investimento del solare in Pakistan su una famiglia è inferiore a 3 anni perché il costo dell'elettricità è piuttosto alto lì, e se metti il solare oggi sul tetto della tua casa, hai già un ritorno sull'investimento in meno di 2 anni. Nel peggiore dei casi potrebbe essere 3 anni, e con quello l'intero mercato dell'installazione di pannelli solari ha davvero raggiunto il picco. Stavo appena guardando un articolo che affermava che in Pakistan

1:37:42 la capacità installata di picco dei tetti solari, insieme forse ad alcuni impianti solari centralizzati, è quasi 4,9 gigawatt di solare, ma l'intera centrale del governo del paese e le centrali elettriche indipendenti - tutto quello che è stato installato negli ultimi 70 anni circa - è una capacità di 48.000 megawatt. Quindi puoi già vedere i 48.000 MW provenienti da idroelettrico, da carbone, da gas per l'intero paese; questa è la capacità installata di picco. E poi la domanda di picco effettiva è solo 30.000 o 35.000 in estate quando hai

1:38:14 il

1:38:50 molta aria condizionata. Quindi c'è già un divario tra la capacità installata di picco e la domanda. Se riuscissi a ridurre questo divario aumentando essenzialmente la domanda, il modo migliore possibile per il paese potrebbe essere mettere i veicoli elettrici a due ruote sulle strade, perché allora la gente inizierà a ricaricarli, la domanda aumenterà, ma anche la bolletta delle importazioni di combustibili fossili per il paese diminuirà. E alla fine, se hai anche pannelli solari residenziali installati in casa sul tetto, allora puoi ricaricare a casa, quindi la comodità sarà lì anche per il consumatore. Quindi penso che la politica sia stata stabilita. Penso che abbiano considerato 4 parametri principali per quello che deve essere fatto nel prossimo decennio per davvero abilitare questo: essenzialmente il chiaro segnale politico del governo, e anche il costo delle batterie globali per scendere, perché non è un paese con

1:39:18 reddito pro capite elevato, quindi hai bisogno che il costo delle batterie scenda in modo che il veicolo stesso sia accessibile. E poi anche l'infrastruttura di ricarica ha bisogno di svilupparsi, perché è qualcosa che manca molto anche adesso, e forse è anche lì dove la ricarica distribuita potrebbe funzionare. E poi l'ultima cosa che penso abbiano menzionato era la localizzazione della catena di approvvigionamento, quindi di nuovo prendendo un esempio di quello che stavo menzionando in Arabia Saudita, che è per i

1:39:45 veicoli più grandi che stavano facendo, ma un approccio simile di avere due-ruote o tre-ruote assemblati e creati localmente, e poi anche avere il mercato post-vendita, perché molti di questi due-ruote, sai, una luce di frenata è rotta o qualcosa del genere, quindi puoi ottenere quella parte di ricambio dentro il paese invece di importarla, perché di nuovo, l'82% del mercato che sta guidando due-ruote non è davvero nella parte superiore del reddito comunque.

1:40:13 Quindi hanno davvero bisogno non solo del costo inferiore di proprietà del veicolo, ma anche del costo inferiore di gestione del veicolo. Di nuovo, tornando al punto con i veicoli elettrici, è sempre stata una discussione che il costo totale di proprietà dovrebbe ridursi, e è qualcosa che penso il rapporto dell'UNDP ha anche evidenziato: se questo deve accadere, deve esserci la localizzazione dell'intera catena di valore lì. OK, grazie per la condivisione. C'è un ultimo messaggio che hai

1:40:39 voluto condividere?

1:41:06 Da parte mia, penso che potete sempre contattarmi su LinkedIn se siete interessati alla flessibilità o all'argomento.

1:41:17 E se qualcuno dalle aziende di rete sta ascoltando, dalla Germania o da altre aree, contattatemi. Iniziate da qualche parte il vostro percorso di flessibilità prima che sia troppo tardi e vi venga imposto attraverso la regolamentazione. È meglio provarlo, imparare da esso, creare i dati e assicurarsi di essere pronti per la prossima generazione della rete che sta arrivando. Questo sarebbe il mio ultimo messaggio. Grazie, Farran, e continua il buon lavoro.

1:41:42 Grazie. Era Farran Farouk. La storia di Charge PNB ha mostrato che gli stack multi-vendor, i disallineamenti di protocollo, le approvazioni tardive e l'economia unitaria sottile rendono difficile scalare la condivisione dei caricabatterie, anche con sovvenzioni e riconoscimenti. Il passaggio ai nodi mostra un percorso praticabile. La flessibilità viene scambiata in base a posizione, prezzo, volume e tempo. I DSO possono acquistare flessibilità a lungo e a breve termine, e nuovi meccanismi di guadagno consentono ai DSO e ai TSO di valorizzare gli asset in modo che possano guadagnare più di un flusso di ricavi. Esempi di coordinamento come Fingrid e Helen in Finlandia evitano attivazioni conflittuali utilizzando logica vincolata

1:42:22 e regole di mercato. La piattaforma opera nei Paesi Nordici, Belgio e Canada, con ricerca in diversi paesi europei tra cui il Regno Unito. Riduce al minimo l'hardware del DSO, invia notifiche di spedizione agli aggregatori e si scala tramite API. Gli asset contano già decine di migliaia. Nel caricamento dei veicoli elettrici, la controllabilità è al primo posto. Le batterie portano affidabilità e value stacking. Le famiglie vedono piccoli ma reali premi - da 3 a 10 euro, cioè qualche euro al giorno o alla settimana - tramite app come Tibber, e l'elettrificazione della flotta aggiunge capacità prevedibile. La regolamentazione stabilisce il ritmo. Il modello di flessibilità del Regno Unito abilita mercati locali maturi. L'UE sta preparando un codice di rete per la risposta alla domanda. L'Ontario sta spingendo alternative non cablate, e la Germania può sbloccare di più con il coordinamento TSO-DSO e un migliore rilevamento a bassa tensione. La lezione pratica è iniziare presto, aprire zone e lasciar che i scambi rivelino gli asset flessibili. Con prodotti chiari e un regolamento semplice, la flessibilità locale diventa sia uno strumento di affidabilità che una leva di costo. Grazie per aver ascoltato Smart Charge by RiDERgy. Ci vediamo la prossima volta e rimani carico.

1:43:06 Grazie per aver ascoltato Smart Charge by RiDERgy. Ci vediamo la prossima volta e rimani carico.

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.