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

0:11 Welkom bij de Smart Charge by RiDERgy podcast. Dit is Claudio Geyken, oprichter en CEO van RiDERgy. Dit is uw show om alles te leren over energiebeheer en smart charging innovatie voor elektrische voertuigen en vloten.

0:40 Welkom bij Smart Charge. De gast van vandaag is Farhan Faro. Dit gesprek begint met Charge BNB, een charger-sharing startup die 100.000 euro won van de Postcode Loterij in Noorse subsidies voor een pilot in Halden. De pilot onthulde markt- en technische fricties: Schneider 22 kW-toestellen zonder ingebouwde connectiviteit die dure activering ter plaatse nodig hadden, oudere OCPP-versie eigenaardigheden waar laadstations beschikbaar leken maar niet werkten in gebruik, late goedkeuringen van belanghebbenden in een postale vlootpilot die stilviel toen de geldmiddelen op waren. Met een team van zes personen was het verdict duidelijk: dunne marges en fragiele

1:18 gebruikerservaring maken sharing moeilijk om op schaal uit te breiden - iets wat zelfs spelers met de meest geavanceerde charger backends slechts aan de randen aanraken. Van daaruit gaan we naar Nodes, een Noordse wereldwijde flexibiliteitsmarkt die congestie aanpakt door handelen, niet alleen door gridupgrades. Nodes modelleert het grid op nodeniveau, van laagspanning op straatniveau tot middenspanning op stadsniveau, en elke transactie wordt gedefinieerd door locatie, prijs, volume en tijd. DSO's kunnen lange flexibiliteit maanden van tevoren reserveren en korte flexibiliteit vlak voor levering inroepen. In Noorwegen zag vorig seizoen's 100 MWh beschikbaarheid tegen ongeveer €20 per MWh minder dan 10% activering, wat aanleiding gaf tot een nieuw leger-mechanisme zodat DSO's en TSO's waarde uit dezelfde activa kunnen stapelen. We zullen dit koppelen aan echte projecten in Noorwegen, Zweden, Finland, België en Canada, met onderzoek in Griekenland, Zwitserland, Spanje en het Verenigd Koninkrijk. Het platform werkt met een web-app voor gridondernemingen en API's voor aggregators of flexibiliteitsdienstaanbieders, met al 15.000 goedgekeurde activa verbonden met een pipeline boven de 50.000 - van EV-laadstations en batterijen tot warmtepompen en commerciële locaties. Dat is de

1:57 reis vandaag: van moeilijke lessen uit sharing-pilots naar een marktmodel dat flexibiliteit omzet in eenvoudige contracten, duidelijke activeringen en betrouwbare vereffening. De energietransitie staat voor enorme uitdagingen die distributienetwerk-exploitanten, DSO's, het hoofd moeten bieden. Dit aflevering is fundamenteel voor het begrijpen hoe we dit kunnen oplossen. Laten we erin duiken. Farhan, fijn je vandaag te hebben. Hoe gaat het met je? Het gaat goed met me, dank je wel dat je me uitgenodigd hebt. Blij dat je uit Oslo kon komen, en het werkte goed uit dat je hier naar de

2:34 podcaststudio hier in Berlijn kon komen. Dat is geweldig. En voordat we in gedetailleerde onderwerpen met betrekking tot jouw werk duiken, stellen je jezelf alsjeblieft voor. Ja, allereerst dank je je opnieuw dat je me uitgenodigd hebt. Mijn naam is Farhan Faro. Ik ben een wereldburger, zoals ik het noem, omdat ik geboren ben in het Midden-Oosten, in Saoedi-Arabië, maar ik ben eigenlijk staatsburger van Pakistan. Mijn ouders woonden enkele jaren in Saoedi-Arabië. Dus ik ben opgegroeid in een

3:09 ander woestijnmilieu met verschillende culturen en ervaringen. Daarna verhuisde ik terug naar Pakistan, deed mijn onderwijs daar, en ja, verhuisde daarna naar Europa. Dat is waar ik je ook heb ontmoet, terwijl ik in België studeerde voor een masteropleiding in energietechniek. En daarna verhuisde ik naar Frankrijk, waar ik een tweede masteropleiding in slimme netten en gebouwen deed, en daarna belandde ik

3:39 in Noorwegen. Op dit moment werk ik aan flexibiliteit - echt over lokale flexibiliteitsmarkten - en werk ik met veel van de hele waardeketen van de energie-industrie, en het is echt spannend. Ik denk dat we daar meer over zullen spreken. Ja, zeker. Dank je. We kenden elkaar uit de InnoEnergy-communitydagen. Ik denk dat we allebei erg enthousiast waren over dat project - de visie van het verenigen van duurzame energieveranderers - en je was superactief als communityverkenner en

4:07 je studeerde een van de masters daar, net als ik. Dus voor de luisteraars, dat is de achtergrond, en ik ben blij je te hebben. Ik denk dat je een van de eerste gasten uit de InnoEnergy-gemeenschap bent, en ik ben blij meer in de toekomst te hebben. Zoals je zult zien, is er veel interessant werk dat mensen uit die gemeenschap doen. Dus je zei dat je naar Europa kwam - eerst zei je wereldburger. Wat motiveerde je, vanuit je Saoedi-ervaring en Pakistan, om naar Europa te komen?

4:37 Ja, dus zoals ik je verteld heb, mijn bachelor was uit Pakistan - ik studeerde elektrotechniek en specialiseerde me in elektriciteitssystemen. Meteen na mijn afstuderen ging ik in 2016 naar Saoedi-Arabië, hopend dat ik terug zou gaan in mijn jeugdomgeving en werkervaring zou kunnen opdoen, maar destijds ging het economisch niet goed met Saoedi-Arabië,

5:05 dus er waren niet veel projecten aan de kant van elektrische energie. Daarna verhuisde ik terug naar Pakistan en vond een baan bij een heel klein bedrijf, bijna een startup, dat zeer technisch werk deed. Ze waren eigenlijk partners van General Electric, het grote Amerikaanse bedrijf, en waren beschermings- en besturingssysteemapparatuur in medium- en hoogspanningselektrische rasterstations aan het installeren. De regering van Pakistan begon in 2017 veel van deze elektrische

5:34 onderstations te upgraden, dus ze hadden een contract om ze te upgraden. Terwijl ik daar werkte, was het super interessant, maar het betrok veel technische details - circuits ontwerpen, echt aan de engineeringkant gaan, wat zijn eigen plezier heeft. Maar één ding dat ik miste, waren de nieuwe dingen die je in het nieuws en online hoort: wat is deze energietransitie die zich voordoet? En echt vanuit buiten kijkend,

6:07 en nooit in Europa geweest, nooit zelfs niet ervoor bezocht. Het was alsof Europa de leider was - in 2017, als je enige jonge persoon buiten Europa zou vragen, als je ze zou vertellen 'energietransitie' of 'duurzame energie' en al deze trefwoorden, zou elke jonge persoon zeggen: 'Oh ja, dit is iets wat in Europa gebeurt.' Dus dat was de belangrijkste motivatie om deel uit te maken van die gemeenschap of die samenleving waar iets gebeurt, dat

6:34 eigenlijk van belang is voor de toekomst.

7:05 is eigenlijk heel belangrijk. En toen vond ik deze master met InnoEnergy, die niet alleen energietechniek en duurzaamheidskwesties combineerde, maar ook innovatie en ondernemerschap. Dat was voor mij echt het beste van twee werelden - gaan werken aan het onderwerp duurzaamheid, maar tegelijkertijd deze zeer grote hobby om ondernemer te worden. Een naïeve hobby destijds; ik wist niet eens wat een ondernemer

7:36 echt betekent. Het was iets cools om te doen, maar zo ben ik in Europa terechtgekomen met die twee passies: energie en duurzaamheid, en dan innovatie en ondernemerschap. Oké, en een stap terug, want dat is ook iets wat nu veel in het nieuws is - we zien hier en daar geopolitieke spanningen, en grenzen die bijvoorbeeld door de VS worden gesteld, vooral voor mensen van buiten met hun H-1B visum. En ik ben benieuwd

8:06 - ik denk dat er niet zoveel licht op wordt geworpen hoe veel mensen uit Pakistan of India en andere regio's eigenlijk in Saoedi-Arabië of in de Arabische landen daar op het Arabisch Schiereiland leven. Zoals, wat is het aandeel van de bevolking? Wat zette je ouders ertoe aan om daarnaartoe te verhuizen? Ja, dat's een heel interessante vraag, want mijn generatie heeft eigenlijk gezien dat de wereldgemeenschap meer verbonden is - het is veel gemakkelijker om tussen landen te verhuizen. Maar destijds toen mijn ouders waren, je weet wel,

8:39 in de jaren zestig en zeventig, toen Saoedi-Arabië - of niet eens alleen Saoedi-Arabië, maar het hele Midden-Oosten - deze olieverkenningsboom had, dat was de grote functie in die samenleving die hen echt in staat stelde veel geschoolde arbeidskrachten in te huren. Mijn vader werkte eigenlijk in de publieke sector van Pakistan. We hebben een publiek bedrijf dat ons hele elektriciteitsnet exploiteert, maar ook al onze waterkrachtdammen. Hij werkte

9:10 bij een waterkrachtdam in het noorden van het land, en toen waren de Saoedi's veel geschoolde mensen aan het inhuren omdat zij echt een tekort hadden - zij hadden echt veel nieuwe infrastructuur nodig die onderhouden, ontwikkeld en bediend moest worden. En zo migreerden veel geschoolde mensen van Pakistan naar Saoedi-Arabië. Maar hetzelfde gebeurde, ik geloof, in Dubai of de VAE, ook in Qatar en Koeweit

9:40 en al die landen, die vrij nauw met elkaar verbonden zijn. De meeste hadden één ding gemeen: zij hadden een tekort aan geschoolde arbeidskrachten, en de landen die veel bevolking hadden maar ook veel geschoolde arbeidskrachten zagen mensen naar die landen migreren. En daar wonen en opgroeien, ik zou zeggen dat mijn school ook drie afdelingen had. Eén was een Saoedische afdeling, waar alleen de Arabische studenten studeerden.

10:08 Toen hadden we nog een verdieping in die school die we de Pakistaanse afdeling noemden. Alle Pakistaanse studenten studeerden daar, en het curriculum dat we volgden kwam ook van de ambassade van Pakistan of de regering, die het curriculum onderwezen dat we volgden. En toen hadden we nog een verdieping boven voor de Indiase studenten. Zij hadden hun eigen curriculum van de Indiase regering, dat zij volgden als

10:34 burgers in het buitenland ook. Het was een interessante ervaring - je had drie verschillende lagen binnen dezelfde schoolgebouwen. We zouden van tijd tot tijd met de Indiase kinderen spelen. We zouden ook cricket met de Indiërs spelen en voetbal met de Saoedi's. Dus dat was een interessante ervaring. Grappig verhaal. En teruggekomen naar Europa na je

11:02 studies - wat heb je gedaan? Dus ik heb mijn tweede master afgerond in Grenoble, bij de polytechnische school in Frankrijk. Daarna ben ik mijn netwerk gaan bereiken en kijken wat de verschillende mogelijkheden waren om in Europa te gaan werken. Ik wilde in Europa blijven, mijn carrière hier opbouwen en ervaring opdoen. Ik had een vriend die ook van InnoEnergy afgestudeerd was, maar een jaar eerder dan ik -

11:29 hij werkte aan Europese Horizon-projecten. De Europese Commissie stelt elke paar jaar een agenda op en zij hebben een bepaalde hoeveelheid financiering toegewezen voor innovatie, onderzoek, en ook een aantal academische activiteiten. Ik ben dus bij een bedrijf gaan werken genaamd Smart Innovation Norway, wat een onderzoeksinstituut was - een particulier, maar veel onderzoek doet met innovatie, dus echt aan de hoge kant van de technologieparaatheid, wat is

12:01 een term die door de Europese Commissie wordt gebruikt - oorspronkelijk van NASA - om te definiëren of je product in het lab is of dichter bij het betreden van de markt. Mijn doel was dus om aan het creëren van nieuwe projecten te werken, veel consortia samen te stellen van 16 of 17 organisaties. Dit zou bedrijven, universiteiten, academische instellingen, onderzoeksinstellingen en soms startups omvatten. Samen zouden we een nieuw voorstel of een nieuw innovatieconcept naar voren brengen voor een uitdaging die is

12:36 gesteld in deze Horizon-oproepen, die ontworpen zijn door experts van de Europese Commissie. Ik zou dus die voorstellen creëren, ze bij de commissie indienen, en dan zou je feedback krijgen of je gefinancierd bent of niet. En als je gefinancierd bent, dan was de tweede rol van mijn werk projectmanagement. Ook, één van de projecten die ik beheerde was als een pilot-coördinator. Dus we

13:05 waren microgrrid-optimalisatieoplossingen daadwerkelijk in te zetten in drie landen: Roemenië, Spanje en Noorwegen. Ik was de voornaamste pilot-coördinator voor alle drie locaties, dus ik moest coördineren met de leveranciers die apparatuur leverden, een universiteit die een nieuw algoritme had ontwikkeld om energieverbruik te optimaliseren, en dan met de locatie zelf - de locatiemanager die die locatie dagelijks exploiteert. Het was dus een soort interessante betrokkenheid van meerdere belanghebbenden, maar binnen de energiekant. En ook dan

13:42 echt werken met Europese financieringsschema's en echt begrijpen - dit is redelijk complex komend van buiten Europa, om eerlijk te zijn - maar wanneer je de verschillende trends en verschillende thema's gaat zien, kun je gaan leren hoe dit werkt en wat het voordeel ervan is. En één van de dingen die ik daar voelde ontbreken was de impact van deze projecten, omdat Europees onderzoek tot op zekere hoogte kan gaan en dan moet het stoppen, en

14:08 dan moet het de markt betreden, want dat is waar de commerciële interesse het verder zal brengen en enige waarde voor de samenleving zal creëren. En daar dacht ik misschien dat het gewoon een beetje traag is vergeleken met de commerciële wereld. En daar ben ik gestopt met werken en ben naar de volgende rol gegaan. En die volgende rol was bij Nodes, als business development manager.

14:35 Dus hier, interessant genoeg, in mijn laatste baan deed ik een R&D-project met Nodes, waar ik hun platform al zag en ernaar keek - het was erg interessant. Het was een nieuw concept om nieuwe lokale flexibiliteitsmarkten te creëren, waarvan ik al een beetje kennis had maar eigenlijk niet echt, en ik ben gewoon contact opgenomen met mijn contactpersoon daar en vroeg hen:

15:01 "Hey, dit ziet er echt cool uit, en ik ben meer geïnteresseerd in het echt commercialiseren van deze nieuwe innovaties, en jouw platform is al op een stadium waar het kan worden gecommercialiseerd." Dus ik ben in 2023 bij dit bedrijf gaan werken en we hebben daar gewerkt. OK, en voordat we dieper ingaan, denk ik dat er één aflevering interessant zou kunnen zijn - Charge B&B ook - waar u wat meer over zou kunnen uitleggen, wat

15:27 wat dat ging doen. De naam is catchy. Ja, absoluut. Dus terwijl ik werkte bij deze onderzoeksorganisatie, het onderzoeksinstituut in Noorwegen, een van de dingen die echt interessant waren in Noorwegen - en ik denk dat de meeste luisteraars dat ook zullen merken - is dat Noorwegen veel elektrische auto's heeft, toch? En dat was een van de dingen die ik ook voelde toen ik daar aankwam en er ging wonen, dat

15:52 toen ik een auto nodig had, laten we een elektrische nemen want je bent in Noorwegen. Maar een van de grootste problemen waar ik mee te kampen had was dat de plek waar ik woonde, ik huurde een huis, en de huiseigenaar had één elektrische autolader, en die was voor zijn eigen auto. Ik kon er niet op laden met enig commercieel model. Ik moest laden, en ik zou handmatig moeten berekenen hoeveel

16:16 ik laadde, wat niet echt eerlijk voor hem was en misschien ook niet eerlijk voor mij. Maar echt waar ik woonde, was daar een school die ongeveer 5 minuten lopen verderop was, en die had ongeveer 8 22 kW-laders geïnstalleerd op die school. En de school - de mensen die daar kwamen, laadden van 's ochtends tot 's middags. De school sluit, de laders staan daar gewoon, en ik keek ernaar

16:45 dag in dag uit wanneer ik langs de school liep, denkend: waarom kan ik daar niet laden? Van 2020 tot 2021 keek ik ernaar - er waren veel van dergelijke laders in dat kleine stadje in Noorwegen. En toen werd ik benaderd door een van mijn oude vrienden die in Nederland woonde, en hij had dit idee uit een hackathon: waarom maak je niet de Airbnb van laden? En ik

17:11 zei tegen hem: ik loop eigenlijk tegen dit probleem aan in Noorwegen, dus dit is eigenlijk een echt probleem dat je mij beschrijft. Dus laten we samenwerken. Laten we een startup creëren - die ondernemer worden waar ik het eerder over had. Dus we creëerden het bedrijf, en toen liepen we tegen de eerste uitdaging aan. Het was een immigratieprobleem: als immigrant in Noorwegen, of ik denk de meeste landen, totdat

17:36 je daar een bepaald aantal jaren hebt gewoond, kun je niet zomaar alleen een bedrijf opzetten. Dit was de immigratievereiste - je moet een Noorse burger betrokken hebben, ja, of een permanent ingezetene. Dus ik was geen burger of permanent ingezetene, dus we betrokken een ander collega van mij die dat wel was, en hij bracht ook enige ervaring van de Noorse samenleving mee en wat meer kennis van de Noorse samenleving.

18:03 Dus we waren met z'n drieën. En toen realiseerden we ons al snel dat, zodra we het eerste sleutelwoord leerden - OCPP - wat is dat, en plotseling liepen we tegen de muur aan dat geen van ons echt de softwareaanpassingsvaardigheden hadden die nodig waren om een platform te ontwikkelen dat de Airbnb van laden mogelijk zou maken. Dat is wanneer ik contact opnam met een ander student die aan dezelfde universiteit in dezelfde stad studeerde waar ik werkte.

18:31 Hij sloot zich bij ons aan als full-stack developer. Hij was ook uit Pakistan en hij was daar gaan studeren, en hij had veel ervaring met het ontwikkelen van full-stack applications. Dus we werden met z'n vieren. Je kunt al zien dat we als startup een vrij groot team waren, zonder het probleem eigenlijk in een echte markt te hebben gevalideerd. En dat werd al snel de grootste uitdaging - we duwden echt hard om de

18:56 markt in beweging te krijgen, in plaats van dat de markt ons riep en wij zouden beginnen met onboarden. Dus we hebben eigenlijk veel competities in Europa gewonnen. We won een grote prijs van de Postcode Loterij - zij hebben deze Green Challenge, ze werken ermee in 5 landen - en we werden gekozen als de winnaar in Noorwegen als de beste groene startup. Dus we kregen €100.000 financiering daarmee, en toen hadden we ook nog wat

19:28 subsidies van de Noorse regering om echt dit concept op te bouwen. Uiteindelijk deden we wat pilots. We deden een pilot met de lokale gemeente van een klein stadje genaamd Halden, aan de oostkant van Noorwegen. We deelden de laders van twee scholen met de gemeenschap daar. Maar al snel zagen we veel uitdagingen met het hebben van een multi-vendor-systeem. We hadden de laders - de twee-pool laders van

19:56 Schneider, 22 kW. Eerst moesten we erachter zien te komen of ze op die locatie een internetverbinding hadden, wat niet was ingeschakeld, dus we moesten een lokale elektricien of een netwerkguy inhuren die naar binnen zou gaan en de lader zou openen. Hij was de enige bevoegde persoon om dat van het bedrijf te doen. En dat had kosten voor elke lader die we moesten onboarden, omdat deze laders door de gemeente waren geïnstalleerd en toen zij ze installeerden hadden ze nooit

20:25 een vereiste om ze al met internet in te schakelen. Dus dat was een uitdaging. Toen we de laders begonnen te delen, zagen we ook dat veel van de tijd - ik denk dat het destijds OCPP 1.6 was, als ik het niet verkeerd heb - het niet echt goed communiceerde. De laders zouden een laadstatus rapporteren, maar de klant vertelde ons

20:54 dat hun auto niet laadde; deze stond eigenlijk gewoon stil. Dus we hadden veel slechte communicatie tussen de twee systemen, en ook aan onze kant denk ik dat we nog steeds aan het leren waren hoe deze protocollen werken en hoe je ze met de laadpalen integreert. Dus er waren ook veel echte uitdagingen bij de levering. Uiteindelijk hebben we die pilot afgerond. Deze had enige resultaten, maar niet echt goed genoeg zodat de gemeente zou zeggen

21:20 "Oké, we gaan dit overal doen," omdat het ook van de gemeente vereiste dat veel actoren betrokken waren, goedkeuringen kregen, en veel papierwerk deden, wat voor hen ingewikkeld was. Aan de andere kant spraken we ook al met een grote vleotoperator in Noorwegen, Posten genaamd, wat de Nationale Postdienst is. Ze hadden enkele depots waar ze hun busjes laadden - ze hadden elektrische

21:49 busjes die 's nachts op het depot laadden. Ze zouden 's ochtends de post of alle leveringen ophalen, naar het veld gaan en bezorgen. Maar toen ze in het veld waren, zaten die laadpalen stil, en het concept was opnieuw om die te delen als het Airbnb van laden. We hadden goedkeuring van hun management om deze pilot uit te voeren, maar eigenlijk kwamen alle goedkeuringen zo laat dat we

22:16 ook zonder financiering zaten, en ook zonder motivatie, omdat we op dat moment al een vrij groot team waren - ongeveer 6 mensen - maar hadden het product niet echt gevalideerd. Iedereen voelde dat hier iets was, maar ging het echt vooruit? We waren het allemaal eens om er vanaf te stappen, alle lessen mee te nemen. Ik denk dat dit een van de dingen is die ik echt waardeerde - dat wanneer je

22:39 een mislukking hebt, wat behoorlijk wordt gewaardeerd in de VS, misschien minder tegenwoordig in Europa, het je echt veel leert. Je leert zoveel dingen onderweg die je later in het leven kunt gebruiken, zowel vanuit technologisch perspectief, vanuit de cultuur van het team, als ook de dynamica van hoe je met klanten omgaat en product-market fit bereikt - een term die we

23:07 als eerstekadsfounders vrij laat hebben geleerd, zou ik zeggen. Maar alles bij elkaar was het een geweldige ervaring, en het heeft me ook geholpen in de nieuwe rol waar ik momenteel aan werk. Ja, heel interessant verhaal. Dank je wel dat je het deelde. Nog één ding daarover - hoe kijk je terug op dit probleem, het fundamentele probleem dat je wilde oplossen? Als je rondkijkt, zijn er nog steeds zoveel laadpalen die niet worden gedeeld. Het is een groot onderwerp in

23:34 de industrie. Wat is jouw mening? Waarom is het niet algemeen? Waarom hebben anderen dit probleem niet opgelost met dezelfde tweede laad B&B? Ja, ik denk dat dit een erg goede vraag is. Ik wens echt dat er een oplossing als die zou moeten zijn, maar zoals je zei, is er nog steeds een probleem dat opgelost moet worden. Er zijn een paar oplossingen die in het Verenigd Koninkrijk werken, die ik laatst heb gecontroleerd, kunnen tot op zekere hoogte schalen, maar dat is echt een

24:03 communityaanpak, toch? Het is niet echt een plug-and-play-oplossing zoals je hebt aan de andere kant van EMSP-oplossingen of CPO-oplossingen. Dit delen van laadpalen is niet geschaald. Hoewel een van de grootste spelers, Monta uit Denemarken, op hetzelfde moment in 2022 is gestart toen wij dat deden, en de oprichters hadden echt geweldige ervaring van ex-Tesla, en zij hebben het platform geschaald. Hun initiële product

24:31 - de app - had deze optie om jouw laadpaal te delen. Maar in de loop der jaren, denk ik dat zij ook zagen dat de winstmarges hoger zijn aan de andere kant, waar je deze platformaanpak hebt om verschillende systemen en verschillende locaties met elkaar te verbinden. Dus hun belangrijk inkomstendeel komt waarschijnlijk van daaruit. Ze stellen je denk ik nog steeds in staat om de laadpaal te delen, maar het is niet echt de kernactiviteit. En ik denk dat het voornaamste probleem dat ik in dit idee of deze

24:59 probleemoplossing voel de marges zijn, omdat als je een inkomstendelingsmodel doet, wat behoorlijk gebruikelijk is in de laadpaalindustrie, dan zijn jouw marges zo dun op het onderhouden van dit soort platform. En dan is het tweede probleem daarmee de ervaring, de gebruikerservaring voor de klant. Als de laadpaal stukgaat, kan het jouw schuld niet zijn, maar dan begint de klant jouw app de schuld te geven, en dan begin je te zien dat de schaal niet wordt bereikt en je hebt al min of meer

25:30 slechte pers. Mensen vertrouwen daar niet op in de EV-laadwereld omdat iedereen die hun auto laadt echt wil dat deze wordt geladen. Omdat als je eenmaal een slechte ervaring hebt - in ons geval was dat het geval toen we de pilot deden - als er iemand eenmaal was wiens laadpaal niet startte en het was niet onze schuld, het was de laadpaal zelf die niet reageerde, stopten klanten met het gebruik van onze app en stapten uit het

25:55 pilotschema. En ik denk dat het echt belangrijk is voor dit idee om vast te houden. Dus iemand moet een erg goed bedrijfsmodel vinden dat het laat schalen en ook een echt goede gebruikerservaring hebben waar het werkt. Prima, nu vooruit kijken en naar het heden. Vertel ons alles over Nodes. Wat is het probleem dat het bedrijf eerst probeert op te lossen? Ja, absoluut. Dus het probleem startte echt met het concept waar Nodes

26:25 werd geboren. Laat me je even terugvoeren. Dus Nodes is eigenlijk in 2016 gemaakt vanuit een concept waar het lokale netbedrijf in het zuiden van Noorwegen een congestieprobleem had op een groot transformatorstation. Congestie, betekent - gewoon voor het publiek dat het niet weet - is dat je niet genoeg stroom of energie door je elektrische net kunt leveren omdat het bijna vol is. Dus toen

26:56 brachten zij enkele experts samen en dachten, oké, wat is de nieuwe manier waarop we dit kunnen oplossen in plaats van een groot transformator in te zetten. Ze verzamelden veel experts van Microsoft en ook veel andere bedrijven. Zelfs Nord Pool was op dat moment betrokken, de operator van de groothandelmarkt. Dus samen ontwierpen zij Nodes' eerste marktontwerp, wat eigenlijk was gebaseerd op het Clean Energy Package in Europa, dat al over deze rol van aggregator en prosumers sprak. En ook

27:26 lokale flexibiliteitsmarkten. Dus het Clean Energy Package - voor de luisteraars, dat is het pakket dat de Europese Commissie en het Parlement in 2021 hebben besloten en dat door is gegaan, dat voor alle lidstaten zal gelden en veel dingen, veel regelgeving en richtlijnen omvat - en een daarvan is hier dit jaar. Ja, absoluut, dank je wel voor die verduidelijking. Dus dat is iets wat in het Clean Energy Package zit. In de eerdere conceptversie, ik denk uit 2015–2016,

27:54 stond erin dat de DSO, de distributienetbeheerder, marktgestuurde systemen of oplossingen mag gebruiken om hun problemen op te lossen. Dus deze kleine groep heeft samen dit marktontwerp ontworpen en een platform gemaakt. Het platform was echt ontworpen als een knooppuntconcept - daarom komt de naam Nodes vandaan. Grid node is een echt belangrijk concept in het platform, omdat je eigenlijk een replica van je fysieke netwerk aan het creëren bent op een

28:27 digitaal platform. Je net is van punt tot punt verbonden. Je hebt een laagspanningsaansluitpunt verbonden met middenspanning, en middenspanning met hoogspanning - zo werkt ons elektriciteitsnet. Dus je kunt een soortgelijke replica daarvan maken in het Nodes-platform. Een digitale tweeling - ja, precies, je kunt het een digitale tweeling noemen of je kunt het een vereenvoudigd rastermodel noemen; er worden verschillende terminologieën voor gebruikt. Maar in dit geval gaat het echt erover om één voeding of

28:55 één lijn van je elektrische net, of zelfs één transformatorstation te nemen, en dan kun je zeggen: oké, dit is mijn onderliggende knooppunt. Ik zal een zekere zichtbaarheid op dit knooppunt hebben. In dit geval zou een knooppunt als een lijn zijn - maar wat is een knooppunt? Laten we dat verduidelijken. Dat is een goeie vraag. Dus op ons platform kan het nu van alles zijn. Het hangt echt af van het net

29:20 hoe gedetailleerd het model is dat zij willen ontwikkelen in het platform, of zij het benaderingswerk willen volgen van elke lijn te verbinden - dus misschien op straatniveau, van 400 volt omhoog - of zij liever misschien beginnen op een middenspanningsniveau, waarbij zij de hele stad bedekken. Dus dat is echt configureerbaar. En we hebben gezien - je kunt het 'niveau' noemen; een knooppunt zou als een ander synoniem voor niveau kunnen zijn, ja, precies. Dus het kan echt een laag niveau van

29:48 het net zijn, en dan begin je dat lage niveau in de keten omhoog te verbinden, met elk niveau omhoog. Het concept dat dit mogelijk maakt is dat je echt heel lokale problemen kunt oplossen, en dat was echt het probleem in 2016 waar dit platform een proof of concept was. Het resulteerde dus eigenlijk in het krijgen van enige flexibiliteit van het net en het oplossen van dat congestieprobleem voor het elektriciteitsnet.

30:16 Dus, in essentie, gewoon om de basis en de situatie in te stellen. Dus het fundamentele probleem is wat je zei - congestie - wat al was gedefinieerd, dus dat niet genoeg capaciteit door het net kan stromen. En je gaat nu al door de oplossing, dat is flexibiliteit. Dat is: bepaald verbruik - in feite, of productie - uitstellen en uitkomen, of de productie van hernieuwbare energie verminderen. Dat zijn de twee hefbomen, toch? Precies. Dus, als ik gewoon samenvat

30:51 wat Nodes-platform doet: het vergemakkelijkt de handel tussen het netbedrijf en de flexibiliteitsserviceprovider, waarbij het concept is dat je flexibiliteit top-down koopt - dus echt van het net - en dan verkoop je flexibiliteit van de activa. Het kunnen elektrische autolading zijn, het kunnen batterijen zijn, het kunnen warmtepompen zijn, allerlei soorten activa, dus daar is geen beperking op. Het echte doel hier is dat je een generatie- of verbruiksactivum bent. Je verhoogt ofwel je generatie ofwel je verlaagt je generatie - we noemen het opwaartse en neerwaartse regulering - en dan het tegenovergestelde voor vraag. Dus als je elektriciteit verbruikt, kun je je elektriciteitsverbruik verhogen of verlagen, en dat is waar de flexibiliteit zit, toch? Wat je hebt uitgelegd. Dus wat we in dit platform hebben gedaan is dat een distributienetbedrijf, om mee te beginnen, echt een locatiegebonden markt kan creëren. Daarom noemen we het een lokale flexibiliteitsmarkt, waar dit netbedrijf kan zeggen:

31:19 "Oké, ik sta voor een probleem bij deze transformator. Ik heb eigenlijk twee opties: één, meer koper toevoegen, een grote transformator plaatsen; of de andere optie is dat ik kan gebruikmaken van wat al in mijn net zit, namelijk deze nieuwe gedistribueerde energiebronnen." Dat is nog een term, DER, die tegenwoordig veel gebruikt wordt, wat zonnepanelen op mensen's huizen of op gebouwen betekent, of batterijen, warmtepompen, elektrische autolading - dat alles valt onder de term DER. Dus

31:50 kan het netbedrijf eigenlijk beide functies vervullen, en dat hebben we gezien. Zij zouden de komende vijf jaar kunnen plannen om die transformator op te waarderen, omdat je het niet zomaar in een dag kunt bouwen. Het kost tijd met alle vergunningsvereisten, de documentatie, het verkrijgen van de apparatuur, het aanbesteden daarvan - dat alles. Ondertussen zien we dat veel bedrijven een businessmodel hebben waarbij zij deze flexibiliteit kunnen inschakelen. Dus weer vraag omhoog of

32:24 omlaag, of generatie omhoog of omlaag. En zij zien dit als een inkomstenstream. Dus daarom noemen we hen flexibiliteitsserviceproviders. Hun functie is eigenlijk dat zij aggregators zijn - aggregator is nog een term, precies. En virtuele elektriciteitscentrale, want dat is ook een veelgebruikte term - noem je ze zo? Dus daarom hebben we hen allemaal als flexibiliteitsserviceproviders aangeduid. Dus het kan een virtuele elektriciteitscentrale zijn, het

32:56 kan een aggregator zijn, het kan een batterijoperator zijn, het kan zelfs een CPO, laadpaaloperator zijn. Dus het kunnen verschillende rollen zijn. We hebben hen dus gecategoriseerd als verkopers op de markt - of noem ze flexibiliteitsserviceproviders, of FSP's voor kort - en aan de andere kant hebben we de kopers, en dat zijn typisch de netbedrijven. We beginnen dus echt op lokaal niveau, en we zijn met de DSO's begonnen om het concept te valideren

33:24 lokale flexibiliteitsmarkten. Dus het Clean Energy Package - voor de luisteraars, dat is het pakket dat de Europese Commissie en het Parlement in 2021 hebben besloten en dat door is gegaan, dat voor alle lidstaten zal gelden en veel dingen, veel regelgeving en richtlijnen omvat - en een daarvan is hier dit jaar. Ja, absoluut, dank je wel voor die verduidelijking. Dus dat is iets wat in het Clean Energy Package zit. In de eerdere conceptversie, ik denk uit 2015–2016,

33:53 in Noorwegen met de DSO's van Zuid-Noorwegen. Vervolgens werd het opgeschaald om ook de TSO erbij te betrekken, en daar hebben we eigenlijk verschillende concepten zien ontstaan waar de DSO en de TSO flexibiliteit kunnen kopen via hetzelfde platform, en ook flexibiliteit kunnen kopen van hetzelfde apparaat. Dat is ook erg belangrijk om te weten, want uiteindelijk verandert de natuurkunde niet. U hebt elektrische energie die van het ene naar het ander stroomt, en in de andere richting hebt u de accu die

34:30 mogelijk terug het net in kan voeden. Dan hebt u één accu die mogelijk nodig is op zowel transmissieniveau als distributeniveau. Dat is iets wat we ook recent hebben gezien bij onze marktintroductie in Finland, waar zowel Fingrid als de DSO Helen - Helen Sähköverkko - beiden op hetzelfde platform handelen en om hetzelfde apparaat concurreren. Dus wie de behoefte heeft zal het hoogste bedrag betalen, en dat is hoe we dat ook hebben gezien. Dus

35:00 moet u de stakeholders overtuigen - vooral de flexibiliteitsdiensten, laten we ze FSP's noemen - om het efficiënter te maken dan de vergoeding. En voor de nutsvoorzieningen, of in het bijzonder de DSO's, gaat het meestal om een business case: u moet berekenen oké, hoeveel geld kunt u besparen in vergelijking met koper en een transformator als DSO, en hoeveel geld kunt u verdienen met deze extra flexibiliteitsbron? Er kan enige kannibalisatie zijn of andere waarden die de FSP mogelijk kwijtraakt door deel te nemen.

35:37 op die markt, of misschien is het gewoon een waarde-stapel. Kunt u deze twee punten toelichten? Absoluut. In wezen stelt het platform de markt in staat om vier gemeenschappelijke parameters tussen de kopers, de netbedrijven, en de FSP's, de verkopers, te hebben. Dit zijn locatie, prijs, volume en tijd. Met deze vier parameters handelen zij eigenlijk flexibiliteit met elkaar uit via het platform. Dus als eerste punt is wat we nodig hebben om de markt in te schakelen een

36:08 geweldig bedrijf om lid te worden van het platform. Zij zijn momenteel de voornaamste klanten voor Nodes, omdat zij de taak hebben om elektriciteit aan al hun klanten te leveren, en zij beginnen dat als een grote uitdaging voor komende jaren te zien. Sommige landen ondervinnen dat probleem al. Bijvoorbeeld in Nederland is het net zo vol dat u mogelijk enkele jaren moet wachten om een zware laadstation

36:35 op de snelweg te installeren. Dus zij hebben de behoefte. Daarom is ons primaire doel om eerst het netbedrijf aan boord te krijgen zodat zij de grid nodes op het platform creëren - de gebieden waar zij flexibiliteit nodig hebben. Het is echt een kaart waar u een signaal plaatst zeggende dat oké, dit gebied is waar ik een markt ga openen, een lokale flexibiliteitsmarkt waar ik diensten nodig zal hebben. Dan gaan we naar de andere kant. Dus zodra de DSO beslist

37:03 waar flexibiliteit kan worden gekocht, kunnen we dat beschikbaar stellen op onze website, Nodesmarket.com. En als u naar het Nodes-platform gaat, ziet u de kaart waar de gebieden zichtbaar zijn. En wat we eigenlijk doen is alle deze FSP's uitnodigen om lid te worden van de markt, waar zij een locatie op de kaart zien waar zij een apparaat hebben. Een apparaat, zoals ik beschreef, kan elk type gedistribueerde energiebron of opwekkingsbron zijn. Dan

37:32 zodra zij zich op het platform inschrijven, beginnen het netbedrijf en Nodes eigenlijk de marktregels te ontwerpen, want deze markten, zoals de andere markten die we kennen - de groothandelmarkt of de markt van de transmissiesysteemoperator - hebben allemaal bepaalde regels waardoor u deelneemt. Dus ook deze distributiemarktmarkten hebben bepaalde regels. Dit is waar onze ervaring van pas komt, want we doen dit nu al meer dan acht of negen jaar met veel verschillende netbedrijven. Dus

38:00 brengen we hen een sterk vereenvoudigde reeks regels, waar het netbedrijf ons zou zeggen: oké, wat is de minimale biedgrootte op deze markt - wat stel je voor? We zouden hen voorstellen: op ons platform kunt u zo klein als 1 kilowatt gaan, en dan kunt u tot enkele megawatt aggregeren. Het netbedrijf zou dus kunnen zeggen oké, 1 is prima, of ze zouden kunnen zeggen, nee, ik geef de voorkeur aan 50 omdat ik bepaalde behoeften voor mijn operationeel team heb. Dat betekent dat 50

38:25 de minimale grootte moet zijn. Oké, we kunnen dat aanpassen. Dan is het tweede punt: als netbedrijf, wat wilt u oplossen? Of u de uitstelling van uw investering wilt oplossen - dus het uitstellen van investeringen in het net - dan wilt u mogelijk een reserveringscontract lanceren. Dus u wilt een lange flex lanceren, we noemen het dat, een lange termijncontract waar de DSO of het netbedrijf zegt ik zal flexibiliteit kopen

38:55 voor een capaciteit en deze voor mezelf reserveren - wat voor het netbedrijf is. En ik zal de flexibiliteitsprovider een beschikbaarheidsvergoeding betalen omdat zij een dienst voor mij leveren waarbij zij dit apparaat beschikbaar stellen. Dit is het bedrag dat aan de FSP wordt betaald als basisprijs, wat normaal lager is omdat het een capaciteitsprijs is. De DSO beslist dan voor het tweede probleem, waar zij mogelijk een

39:25 N-1-probleem hebben, of een real-timecongestieprobleem als zij naar het afleveringsuur gaan. De lange flex-reservering gebeurt dus mogelijk maanden van tevoren. Bijvoorbeeld in Noorwegen of Zweden reserveert het netbedrijf flexibiliteit voor de winter omdat het net daar echt gespannen is. Ze reserveren dit dus voor drie maanden of misschien vier maanden - het lange flex-contract. Dan als u meer naar real-time of dicht bij het afleveringsuur gaat,

39:56 zal het netbedrijf de korte flex beginnen te verhandelen, wat vooral het energie- of activeringsgedeelte is. Dus u hebt het capaciteitscontract, vervolgens hebt u de activering van het energiecontract. De korte flex is waar eigenlijk concurrentie plaatsvindt, dus u kunt veel flexibiliteitsproviders hebben die binnenkomen en hun flexibiliteit aanbieden, en het netbedrijf kijkt vanuit hun operationeel team - zij hebben hun eigen hulpmiddelen, wat normaal belastingstroomanalyse is die zij doen -

40:24 en zij zullen ontdekken: OK, op deze locatie ga ik een N-1 probleem tegenkomen. Dan kunnen zij op de markt kopen - dus D-1 is de dag ervoor. En N-1 betekent dat u één kritieke component van uw net verliest, wat betekent dat u wordt voorzien van twee transformatoren, laten we zeggen, en één van de transformatoren heeft een storing, een probleem, en dan bent u alleen afhankelijk van

40:48 één. En als die uitvalt, dan is er een blackout in dat gebied. Dit is dus echt een kritieke situatie. En alleen voor de context voor de luisteraar hier ook: Europese wetgeving stelt eigenlijk voor dat het netbedrijf mensen niet zomaar kan afkoppelen, wat in sommige andere landen kan gebeuren zonder straffen, maar in Europa zijn de straffen echt heel erg streng. Voor hen is het alternatief dus ofwel, zoals ik zei, het net uit te breiden

41:14 wat ze waarschijnlijk toch al doen, maar nog steeds wat service van de FSB's te krijgen en ze dan flink te betalen. En wat is dat flinke bedrag? Dit is dus ook waar uw oorspronkelijke vraag ging. We hebben gezien dat de prijzen verschillen in verschillende landen en ook van de ene DSO naar de andere DSO. En de reden is dat het echt afhangt van hoe de situatie van het net

41:42 vandaag is, toch? We hebben gezien dat in Noorwegen vorig seizoen er bijna meer dan 100 megawatt - 100 megawattuur aan beschikbaarheidscontracten waren die de DSO's kochten. Dit is dus niet transmissie, dit is distributie, zeer lokaal, maar ze reserveerden nog steeds bijna 100 megawattuur van die reservering. Dit waren elk 1 uur blokken, dus megawattuur daarvan, en ze betaalden ongeveer €20 per megawattuur voor de reservering. Dit was dus een klein bedrag. Maar

42:16 vorig jaar ook heeft ons team een analyse gedaan en zag dat eigenlijk de DSO's meer reservering kochten. Ze probeerden hun net veilig te stellen, maar ze activeerden minder dan 10% van die contracten. Dit komende winterseizoen lanceren we een nieuw product genaamd Long Flex with arming. Wat dit betekent is dat als een FSB de flexibiliteit aan de DSO aanbiedt, laten we zeggen voor €20 per megawattuur, dan krijgen ze dat. Dit is gegarandeerde inkomsten,

42:49 maar u bent niet ingeschakeld als de DSO u niet nodig heeft. Laten we zeggen dat de DSO u in de zomer voor de winter inhuurt van november tot februari, laten we zeggen in Noorwegen, en ze betalen u €20 per megawattuur. Wanneer november aankomt, doen ze hun load flow opnieuw en zien dat eigenlijk geen harde winter is, of misschien kunnen ze het aan omdat ze al capaciteit in het net hebben. Ze zouden uw asset eigenlijk vrijgeven, dus het

43:15 zal niet worden ingeschakeld, en dan kunt u uw asset waarde-stapelen naar de transmissiesysteemoperatormarkt. De timing hiervan is zo ingesteld dat de DSO's het Long Flex contract in de zomer doen. Dan D minus 2, dus 2 dagen voor de levering, openen de markt voor de transmissiesysteemoperator in Noorwegen - de MFRR-markt, en ook de anderen, de FCR en anderen. Dus als de flexibiliteitsdienstverlener geen

43:43 armingssignaal krijgt, staat de flexibiliteitsdienstverlener open voor deelname aan de transmissie-markt. Dit is erg populair, denk ik, nu bij veel spelers in Noorwegen op dit moment, en we zien de discussies ook beginnen in andere markten waar we actief zijn. Het doel hier is dus eigenlijk om waarde-stapeling echt mogelijk te maken en een nieuwe markt mogelijk te maken, omdat DSO's eigenlijk niet van FSP's kochten, toch? Er was dus

44:12 geen prijs aan verbonden. Maar nu kunt u eigenlijk waarde-stapelen van DSO naar TSO, en binnen de DSO hebt u al meerdere markten, toch? En dit is waar u de volledige schaal van alle inkomstenstromen krijgt. En zijn er enkele cijfers die u kunt geven met betrekking tot DSO's die baat hebben bij het product in termen van besparingen? Ik stel me voor dat het niet zo gemakkelijk is om de waardepropositie die u aanbiedt te kwantificeren in vergelijking

44:44 met wat zij kennen van het aanleggen van meer kabels en transformatoren. Ja, dit is echt een zeer belangrijke vraag, en er zijn eigenlijk twee zaken aan verbonden. Er is één over het maken van deze kosten-batenanalyse voor het netbedrijf - wat is de waarde van flex. Nu is er ook nog een ander aspect dat erg belangrijk is: hoe de bedrijven vandaag worden betaald, want ter herinnering, ze zijn gereglementeerde entiteiten, toch? En het merendeel van de inkomsten voor

45:14 hen is in wezen het doorgeven van elektriciteit door hun kabels naar de eindklant, en de eindklant gebruikt de elektriciteit. De eindklant betaalt een nethuuur of een nettarief, en zo krijgen zij inkomsten terug. Ze kunnen er geen grote winsten mee maken omdat ze een gereglementeerde entiteit zijn. Ze hebben een maatschappelijke functie en moeten die vervullen. De huidige regelgeving in de meeste landen waar we actief zijn heeft een capex-model. Dus hoe meer investeringen

45:43 deze bedrijven in het net doen om die elektriciteit aan de eindconsument te leveren, hoe meer geld zij terug krijgen. De prikkel is dus echt om meer koper in de grond te leggen, en dat is ook een groot onderwerp. Precies, en dat is een groot probleem in de meeste discussies die ik met de netbedrijven heb - dat ze zien dat er geen prikkel voor hen is. We zien nu echter dat de discussie op EU-niveau plaatsvindt.

46:09 Er wordt een beleidsverandering besproken - we komen daar later op terug - maar ook op nationaal niveau, de NRA's duwen de netbedrijven echt om te denken aan opex als ook een sleutelcomponent. We hebben gezien dat de meest volgroeide lokale flexibiliteitsmarkten in het Verenigd Koninkrijk zijn omdat het model daar door de regelgever is aangenomen voor een totex-aanpak, dus een totaal waar capex plus opex wordt berekend en dan het net

46:38 het bedrijf krijgt in wezen het geld. Met deze verandering in regelgeving zal er een groot stimulans zijn voor de netbedrijven om niet alleen meer koperen kabels in de grond aan te leggen, maar ook andere diensten zoals flexibiliteit. Nu het andere aspect - de waarde van investeringen in het net. Er was een studie van de Smart Energy Group, een lobby-organisatie gebaseerd in Brussel voor vraagrespons, en zij hebben geschat dat bijna rond de 600 miljard euro

47:08 aan investeringen in de Europese netinfrastructuur in de komende 5 tot 6 jaar gedaan moeten worden, en het merendeel van die investering, meer dan 300 miljard, gaat naar het distributiëniveau van het net. En hun schatting is dat als van die 300 miljard u op z'n minst 10 miljard in flexibiliteit zou kunnen investeren, u al enkele miljarden euro's aan efficiëntie in uw net zou bereiken, omdat u dan ook het net meer responsief kunt maken op de vraag

47:40 en de generatie die lokaal aanwezig is. Dus dat is een groot getal. Ik bedoel, in de komende 5 tot 6 jaar zult u dit als een van de sleutelfactoren zien. En daarom was ik eigenlijk een paar dagen geleden in Finland, en de Europese Commissie - een van de vertegenwoordigers - presenteerde dat zij ook werken aan een gemeenschappelijke methodologie voor hoe de behoeftebeoordeling voor de distributiebeheerders werkt, en er zal

48:09 iets uit de Commissie komen met gemeenschappelijke methodologieën voor hoe flexibiliteit en investeringen in het net te waarderen. En die methodologie zal waarschijnlijk ook veel netbedrijven in Europa helpen waar flexibiliteit nog niet op de agenda staat. En dit is echt iets belangrijks - wij geloven dat er in de toekomst meer regelgeving zal komen, maar tegelijkertijd worden op de markten waarop wij opereren gegevens

48:38 gegenereerd. Dus er zijn twee dingen die samen zullen komen om echt de netbedrijven te overtuigen die nog niet aan deze reis zijn begonnen. En zijn er - ik denk dat u al actief bent in verschillende geografische gebieden - wat is uw gedachte over het regelgevingslandschap? U hebt al genoemd dat het VK erg gunstig en voordelig is voor dit soort flexibiliteitsmarkten. Zijn er landen waar u niet zou kunnen opereren, zelfs als u dat wilde, of hoe kijkt u naar geografische omstandigheden? Ja,

49:09 dus NREs is momenteel actief in Europa en ook in Canada in Noord-Amerika. Wij verdelen de markten en de initiatieven die wij hebben in wezen in twee verschillende categorieën. Een is commercieel, waarbij wij klanten krijgen die ons platform kopen - dus het is normaal gesproken een openbare aanbestedingsproces, of een openbare plus particuliere aanbestedingsproces, van ons platform. Onze kernmarkten zijn momenteel Noorwegen, Zweden, Finland, België,

49:40 in Europa waar wij al commerciële markten hebben, en ook in Canada hebben wij een flexibiliteitsinitatief, dat iets anders is dan de markt omdat zij flexibiliteit nog zien ontstaan als een instrument. Dit was een zomerflexibiliteitsinitatief dat wij in de regio Ontario in Canada hebben gedaan. Daarnaast werken wij aan de tweede categorie, namelijk de onderzoeks- en marktontwerp-studies die wij doen en de marktontwerp-methodologieën die in dat land zullen werken.

50:09 Daar werken wij met Griekenland met de transport- en distributiebeheerder daar, en ook in Zwitserland met de DSO aan de Italiaanse kant van het land, en dan ook in Spanje. Dit zijn de drie aan de Europese kant waar wij aan de onderzoekskant werken. En dan hebben wij ook in het VK een project - een community DSO-project - waar eigenlijk twee energiegemeenschappen

50:35 eigenlijk flexibiliteit aan het netbedrijf leveren via het Nords-platform, en dat is ook in de onderzoeksruimte geweest. Dit zijn de twee modellen waarmee wij hebben gewerkt, en wij beginnen nu echt veel meer openbare aanbestedingen van ons platform te zien. Wij zien al in andere landen - ik kan ze nu niet noemen omdat wij in het proces zijn - maar al in Europa zien wij andere landen waar

51:01 ons platform door de DSO of de TSO, of beide, wordt aangeschaft. Het is ook interessant dat de TSO's en DSO's handen in elkaar slaan om gezamenlijk een markt op te zetten. En dan in Duitsland hebben wij echt geprobeerd dit bericht naar voren te brengen. Wij hadden hier in Duitsland enkele Europese onderzoeksprojecten met enkele DSO's, maar het bleek niet haalbaar. Een van de grootste uitdagingen, denk ik, is ook aan de regelgevingskant hier geweest,

51:30 waar de DSO's kostprijsgebaseerde herdispositie hebben gebruikt in plaats van marktgebaseerde. Wij zien echter dat uiteindelijk de waarde van herdispositie via marktgebaseerde middelen echte waarde voor de transmissiebeheerders kan ontgrendelen, omdat de transmissiebeheerders - die, u kent dat, meerdere zijn in Duitsland - ook flexibiliteit onderaan in het laagspanningsnet zouden kunnen bereiken. Een van de grootste uitdagingen, denk ik, is dat de netbedrijven

52:01 vrezen dat hun net wordt geschonden als iemand van het hoge niveau van het net flexibiliteit in het net activeeert, en dat schept betrouwbaarheidsproblemen. Wat eigenlijk een berechtigde zorg is, omdat als u een hogespan­ningsbedrijf of netbedrijf hebt dat geen waarneembaarheid in uw gebied op lokaal niveau heeft, zij te veel flexibiliteit zouden kunnen activeren en dat schept misschien een betrouwbaarheidsprobleem voor de lokale distributie. Daar maken wij eigenlijk

52:30 een nieuwe module in het platform mogelijk, die al wordt gebruikt in Finland en ook in Griekenland, genaamd de TSO-DSO-coördinatiemodule. Wat gebeurt is dat het lokale distributiebedrijf, wanneer zij deze lokale flexibiliteitsmarkt creëren, al beperkingen per netknooppunt kunnen creëren - grenzen stellen - dus als het hogere niveau van het net van hetzelfde activum koopt, als u zich ons initiële punt herinnert, hebt u hetzelfde

52:58 batterij of dezelfde lader, maar die wordt nu gebruikt voor de hoogspanningsdienst, dan kan het laagspanningsnetbedrijf die beperkingen al stellen. Dat zorgt ervoor dat die eerste angst voor problemen in uw net verdwijnt, dankzij de activeringscomponent van het platform. We hebben een algoritme achter dat systeem, dus het algoritme waarschuwt het hoogste niveau van het net, de transmissie-ondernemingen, door te zeggen dat u dit niet kunt doen omdat dit betrouwbaarheidsproblemen zal veroorzaken. Dus dat is iets wat ik denk dat

53:28 de markt ook in Duitsland zou kunnen openen, want hier zijn er veel DSO's, ik schat meer dan 800, wat heel uniek is voor heel Europa. Maar als u dit begint te zien gebeuren, zouden er veel uitdagingen kunnen zijn die opgelost kunnen worden met het laag- of middenspanningsnet, en dan zou dat ook het hele land voorzien voor de balancering op transmissieniveau. Dus dat is iets wat we zeker willen testen. Ja, ik weet dat het

53:54 de beperkingen waar u het over hebt - een groot onderwerp ook wanneer we het hebben over systeemflexibiliteit of systeemvriendelijkheid, waar inderdaad beperkingen moeten zijn op kabelsniveau, en niet alleen regionaal maar op overall systeemniveau, zodat al die waardeverstapeling van de verschillende markten goed samen kunnen spelen, want zonder deze beperkingen zullen er stakeholders zijn die terecht bezorgd zijn over overcapaciteit. En wat heb je nodig om zo'n markt op te zetten? Dus als

54:29 ik een DSO ben, zijn er dan ook elementen die u belemmeren om geactiveerd te worden omdat, bijvoorbeeld, een gebrek aan meters? Ik stel me voor. Ja, dat is eigenlijk een erg interessante vraag. Dus overal waar we werken en we deze markt mogelijk maken - ik heb je eerder uitgelegd dat het een lange flex is, dus je reserveert iets, en dan korte flex, je activeert iets - hebben we ook een derde product genaamd Max Usage, wat een soort virtueel zekeringcontract is, wat

54:57 een eenvoudigere manier is om wat meer capaciteit uit het net te ontsluiten. Maar in wezen moet er om deze flexibiliteit te ontsluiten, of om het tussen het netbedrijf, de koper en de verkoper af te leveren, een manier zijn om het te valideren, toch? Dus of je echt de kilowatt of megawatt hebt afgeleverd die je zou gaan afleveren - en dat is waar we onze nodes meetinghub hebben, dus dit is een platform om in wezen uw metergegevens te uploaden, die normaal

55:28 afkomstig zijn van de slimme meters. Dit is echt een cruciaal hardwarecomponent dat daar moet zijn, want u hebt echt die resolutie van de gegevens nodig die op het platform worden geüpload. 15 minuten. Ja, dus normaal gezien zien we 15 minuten. Het is ook, denk ik, de standaardresolutie van de meters die in Europa worden uitgerold. Dus we zien dat wanneer de penetratie van slimme meters omhoog gaat, je al verschillende niveaus van flexibiliteit kunt krijgen op meer granulaire niveaus, echt ook uit de residentiële sector. Maar om te beginnen, denk ik dat het netbedrijf gewoon bereidheid nodig heeft - iemand bij het netbedrijf die zegt: oké, laten we het proberen. Laten we misschien één gebied openen, gewoon één gebied op het middenspanningsniveau. Dat is prima. Iedereen daaronder kan flexibiliteit leveren, want in onze ervaring hebben we gezien dat wanneer het netbedrijf deze gebieden opent

55:56 en we beginnen flexibiliteitsserviceproviders te bereiken om hun assets in te schrijven, is het soms een soort onthulling van assets in hun gebied waarvan ze echt niet wisten dat ze flexibel waren, omdat ze misschien een aantal jaar geleden een studie hebben gedaan en hebben ontdekt, oh, we hebben misschien maar 550 megawatt aan flexibiliteit. Maar echte gegevens, of echte assets, die in uw zichtbaarheid komen is alleen wanneer u een echt gebied maakt en u een stimulans geeft. U geeft echt een stimulans

56:26 dat we een markt openen - kom en registreer je asset. Er is geen verplichting voor u als netbedrijf om uw flexibiliteit te kopen. Het is gewoon een signaal dat u iets opent en laten we verbinding maken. Dan wanneer de asset is geregistreerd en de meterpunten zijn geüpload, dat is waar we hebben gezien dat als u niet een hogere penetratie van slimme meters op alle niveaus van het net hebt, u misschien met grotere assets begint. U begint misschien met een nieuw aangesloten batterij, die

56:58 op een smartmeterpunt zou kunnen zijn, of u sluit misschien eerst een grote industrie aan, of een groot sportcomplex bijvoorbeeld, want we hebben alle soorten flexibiliteit zien binnenkomen, en dat zou uw reis gewoon kunnen starten. Naarmate u meer slimme meters installeert, zult u meer residentiële flex en ook commerciële flex in uw markt zien. En misschien is het een domme vraag, maar mijn begrip is ook dat de DSO's, vooral

57:27 in Duitsland, niet veel slimme meters hebben gehad in de meeste netten, op het midden- en laagspanningsniveau. Hoe kwantificeren zij eigenlijk hun flexibiliteitsbehoefte om deze markt dan in de eerste plaats te kunnen openen? Ja, dus eigenlijk zijn er twee manieren waarop ze de beoordeling kunnen doen. Óf ze kunnen door de smartmetergegevens gaan en studies doen via die, wat niet beschikbaar is in Duitsland bij de meeste netbedrijven. Aan de andere kant zou het ook kunnen dat ze via hun SCADA-systemen gaan of het distributiemanagementsysteem, de DMS. Dit is waar zij in wezen deze systemen hebben geïnstalleerd door grote spelers in dit veld, zoals Siemens, Schneider, GE, en ook nieuwe bedrijven die erbij komen, dus zij zouden eigenlijk verbinding maken met het lokale bedrijfs- en besturingssysteem van het netbedrijf, wat traditioneel, weet je, altijd een heel eenvoudig SCADA-systeem is geweest dat

57:54 alleen gegevens van hun substations haalt. Maar nu zien we dat er veel meer innovatie in dat gebied plaatsvindt, hebben we meer moderne systemen waar, met de gegevens die binnenkomst, zij eigenlijk nauwkeurige voorspellingen kunnen doen. Ze kunnen op verschillende niveaus van het net voorspellen wanneer een overbelasting zal komen, dus zij kunnen die behoeftebeoordeling al met dat soort gereedschappen aan de netkant doen. En veel van de

58:27 zij kunnen op verschillende niveaus van het net voorspellen wanneer overbelasting zal optreden, dus zij kunnen die behoeftebeoordeling al met dit soort tools aan de netkant doen. En veel van de

59:01 net al moderne systemen met gegevens kunnen zij nauwkeurige prognoses maken. Ze kunnen op verschillende netlagen voorspellen wanneer overbelasting komt, dus kunnen ze al die behoeftebeoordeling met die tools aan netkant doen. En veel van de

59:27 Energiebedrijven hebben al dergelijke systemen, maar ze zijn niet volledig uitgerold - dus er zijn modules ervan, misschien niet op 100% volledig uitgerold, maar ze kunnen op 50% zijn - en dat geeft hun al veel zicht op de problemen die eraan komen. Want bedenk: als ze een stroomuitval hebben, krijgen ze een enorme boete, wat ze niet nodig hebben. Dus ze investeren al in deze tools om daadwerkelijk dat zicht te krijgen op waar we zitten in termen van de capaciteit van het net.

59:54 in het rood, in termen van de capaciteit van het net. En dus dat kan hun al helpen om aan deze reis te beginnen. En ik begrijp dat het op transformatorstationsniveau is, bijvoorbeeld in Duitsland, maar omdat er niet zoveel slimme meters zijn vergeleken met andere landen, kun je niet veel lager gaan in termen van zichtbaarheid. Precies. Dus daar is een uitdaging, maar we hebben een partner in Duitsland, Smite, die eigenlijk in staat is geweest om

1:00:21 een technologie te ontsluiten door sensortechnologie te installeren op de laagspanningslijnen. Ze zijn eigenlijk in staat om die waarneembaarheid ook van het laagspanningsnet te brengen, en verrassend genoeg is hun grootste markt Duitsland - ze hebben eigenlijk al verschillende klanten die die waarneembaarheidstechnologie voor laagspanning hebben geïmplementeerd en de software erbij. Dus er is, denk ik, veel controle en zichtbaarheid aan die kant. Ik denk dat de uitdaging is geweest dat er niet veel motivatie is geweest

1:00:50 om naar marktgebaseerde flexibiliteit over te gaan. En het is waarschijnlijk ook omdat er in het verleden enkele proeven zijn geweest die niet succesvol waren - er was misschien niet genoeg liquiditeit op dat moment, en er waren misschien niet veel nieuwe aggregatorbedrijven die echt dapper genoeg waren om die technologieën en die bedrijfsmodellen te bouwen. Dus dat heeft - ik speculeer hier, maar wat ik tot nu toe van de markt in Duitsland heb gehoord is dat die proeven niet echt succesvol waren

1:01:23 groot succes, en dat heeft geresulteerd in het niet overgaan naar een marktgebaseerde benadering van flexibiliteit. En wanneer we het hebben over concrete projecten - waar bent u met name trots op? Ik zou zeggen dat ik trots ben op al mijn projecten. Maar onze grootste markt is Noorwegen, wat begon met één distributiebedrijf, zoals ik u heb verteld, in 2016, 2018 en 2022, geschaald naar de 22 grootste distributiebedrijven in Noorwegen, en nu bedekt het eigenlijk acht van de grootste distributiebedrijven, dus het is

1:01:53 geschaald tot bijna twee derde van de meetpunten van Noorwegen. Dus dat is een zeer groot gebied dat wordt gedekt op de knooppunten flexibiliteitsmarkt. En dan ook in Göteborg, dat is erg interessant, omdat dat een heel klein gebied is voor flexibiliteit dat open is, maar het energiebedrijf daar, samen met het lokale distributiebedrijf in Mölndal - dus dit zijn twee kleine steden, Göteborg en Mölndal - de twee energiebedrijven hebben

1:02:20 kunnen de markt nu vier seizoenen runnen, vier jaar lang. Dus elk winterseizoen runnen ze een markt, en ze hebben kunnen meer dan 30 flexibiliteitsserviceproviders aantrekken in slechts die kleine gebieden. Ze hebben echt interessante flexibiliteit vanuit laadstations voor elektrische voertuigen, batterijen verbonden met zware lading, en er was ook een proef met V2G met Volvo daar. Door aanwezig te zijn in Göteborg, stellen ze prijssignalen van het distributiebedrijf mogelijk, maar stellen ze ook commerciële bedrijven in staat om

1:02:51 nieuwe technologieën te testen en echt te valideren of ze een bedrijfscase hebben. Als morgen bijvoorbeeld Volvo V2G voor al hun klanten lanceert, en het energiebedrijf bereid is dit zoveel daarvoor te betalen, dan is er een bedrijfscase die ze kunnen ermöglichen. Dus er zijn echt interessante lokale partijen die aan die markt hebben bijgedragen. En onlangs hebben we in Finland de eerste gecoördineerde markt tussen TSO en DSO gelanceerd waarbij zowel Fingrid als Helen, zoals ik noemde, in dezelfde marktgebied kopen, wat erg uniek is omdat het nooit eerder is gedaan. De TSO's hadden altijd hun balanseringsmarkten en wilden de DSO's nooit in hun markten betrekken, omdat de schaal groter is op TSO-niveau. Maar deze proef gaat echt over het oplossen van congestie lokaal maar ook op het aansluitpunt op het transmissienet. En het was erg interessant op de Finland Flexibility Day die we twee dagen geleden hebben gehost, waar TSO Fingrid noemde dat de wachtrij

1:03:21 van aansluitingen bijna 70 gigawatt is die in de volgende vijf jaar of zo op het Fingrid-netwerk wordt aangevraagd - zij moeten dat leveren. En dit is een grote stijging. Deze 70 gigawatt is de capaciteit die wordt gevraagd, en er zijn terawattuur energie die zij in de volgende 5 tot 10 jaar moeten leveren. Dus u kunt zich de schaal van de elektrificatie en de dingen die daar gebeuren voorstellen. Dus als

1:03:51 ze echt geen gegevens van dit soort lokale flexibiliteitsmarkten hebben en coördineren met de lokale distributie, kunnen ze te laat zijn als ze nu pas over vijf jaar beginnen. Dus dat is echt interessant. En ik zal snel ook een ander noemen - Fluvius in België - omdat zij de benadering hebben genomen om echt te antwoorden op wat u vroeg, zoals wat is de waarde van flexibiliteit. Ze hebben de benadering genomen van echt zes kernparameters definiëren en echt van een maatschappelijke

1:04:21 waarde van flexibiliteit. Dus zij zijn echt betrokken bij het maken van die markt, zodat deze eigenlijk een echte grote waarde voor de maatschappij als geheel mogelijk maakt. Ik stop hier, maar er zijn ook andere initiatieven geweest die over de jaren echt interessant zijn geweest. En laten we ook praten over coördinatie tussen distributiebedrijven. Ik denk dat dat ook een onderwerp is dat u aanpakt, omdat het niet - ja, het gaat niet alleen van laag naar hoger, maar

1:04:51 het gaat ook horizontaal. Dus dit is iets, want het concept is hetzelfde, toch? Als het laagspanningsbedrijf, de lokale distributiebedrijf, enkele beperkingen op hun niveau hebben, maar zij hebben misschien een distributiebedrijf dat een regionaal distributiebedrijf boven hen is dat geen zicht heeft op het lokale distributiebedrijf en wie daar is aangesloten, hoeveel flexibiliteit zij hebben en al dat soort dingen. Dus we hebben eigenlijk in Euroflex, de Noorse flexibiliteitsmarkt,

1:05:18 ook initiatieven waarbij distributiebedrijven onderling coördineren om flexibiliteit op te schalen, zodat we niet alleen verticaal denken - van laag naar hoog - maar ook horizontaal. Want als u twee distributiebedrijven op dezelfde spanning hebt die beide congesties ervaren, maar ze weten niet van elkaar af, dan missen we kansen op het niveau van flexibiliteit.

1:05:46 eigenlijk twee DSO's, LV en Nordgisneth, die deze DSO-DSO-coördinatie uitvoeren, waarbij het child-parent grid node concept van de Norse-platform architectuur wordt gebruikt, waarbij het lokale distributiebedrijf de flexibiliteitsleveranciers die verbonden zijn met hun niveau van het net uitnodigt om zich in te schrijven. De data van slimme meters worden daar ook verbonden, en vervolgens wordt de flexibiliteit, als die niet nodig is voor het lokale distributiebedrijf, geaggregeerd op een hoger grid node en

1:06:18 aangeboden aan de regionale DSO. Dus de regionale DSO kan toegang krijgen tot de flexibiliteit van de lokale DSO, maar als de lokale DSO het zelf nodig heeft, kunnen zij het ook zelf gebruiken en kunnen zij ook de beperkingen bepalen als zij problemen hebben met die hogere volumes die worden ingekocht. Het andere voorbeeld dat we hadden was in Stockholm. We voerden een paar jaar geleden een project uit waarbij de

1:06:45 twee regionale DSO's flexibiliteit in elkaars gebieden kochten. En wat zij deden was dat zij ook coördineerden met de transmissie-netbeheerder, waarbij, als één DSO in het gebied van de ander koopt, de transmissie-netbeheerder in staat is om een hoger limiet van hun tijdelijke capaciteitsinschrijving tot op TSO-niveau te creëren. Dus de verbindingstarief naar de TSO - zij zullen automatisch hun waarde daar verhogen en voor de

1:07:14 ander in het andere gebied verlagen, en vervolgens vice versa in het andere geval. Dit was ook interessant omdat zij vervolgens stroomopwaarts naar de TSO al hetzelfde bedrag betaalden, maar als zij niet hadden gecoördineerd - iedereen die meer activeert in de opwaartse richting of het limiet tot de transmissie verhoogt, zou een extra tarief aan de transmissie-netbeheerder moeten betalen. En dit is weer een zeer concreet zakelijk geval voor hen, vooral in Zweden, omdat de regelgeving

1:07:46 zo is. De lokale DSO moet aan de regionale DSO enig tarief betalen als zij elk jaar hun piekcapaciteit overschrijden, dus zij hebben elk jaar een gedefinieerde piekgrens. En vervolgens moet de regionale DSO tot aan de transmissie-netbeheerder betalen. Dus er is al een zakelijk geval waarbij, als u uw piek gewoon onder dat niveau houdt door flexibiliteit in te kopen, u al bespaart als distributiebedrijf. En ik denk dat dit ook iets is

1:08:14 wat ik van de Duitse DSO's heb gehoord - dat zij ook stroomopwaarts moeten betalen als zij hun piekgrens overschrijden. Dus er is al een zakelijk geval waarbij u uw piek al ziet stijgen omdat meer mensen elektrificeren, meer verbindingen worden gerealiseerd. Dus u zou al enige flexibiliteit kunnen contracteren. En dat is waar onze max usage contract echt interessant is geweest, omdat u dan zegt dat, oké, ik heb

1:08:40 een 10 MW verbinding, maar mijn piek, als batterijoperator of als laadstation voor elektrische voertuigen, is misschien 7 MW. Dus de andere 3, kan ik terugarenderen aan het energiebedrijf, en het energiebedrijf kan dit gebruiken om de kosten stroomopwaarts te verlagen of nieuwe netverbindingen toe te kennen aan de nieuwe klanten die in de rij staan te wachten. Dus dat is ook iets voor sommige van de distributiebedrijven geweest. En laten we meer spreken vanuit een producthoek. Hoe

1:09:08 kan ik me het product voorstellen dat door deze FSP's en hulpprogramma's wordt gebruikt? Is het erg API-first, of is er een webapp? Ja, goeie vraag. Het is dus beschikbaar als zowel een webapp als ook via de API, omdat we met twee verschillende belanghebbenden werken hier. We hebben de energiebedrijven die eraan gewend zijn om over de jaren heen op webapps of applicaties te werken

1:09:37 gedurende de jaren. Dus hun personeel is echt getraind en zij hebben de mogelijkheden om de webapplicatie op de gebruikersinterface te gebruiken. Daarom is de gebruikersinterface één van de belangrijkste aandachtspunten voor de applicatie geweest. Maar wij zijn eigenlijk erg in staat - zou ik zeggen - om over de jaren heen de API voor de flexibiliteitsleverancier te ontwikkelen, omdat één van de vroege proeven die wij in Noorwegen hebben gedaan, één van de belangrijkste motivaties was om residentiële flex in de markt te brengen.

1:10:11 En als u met een energiemaatschappij werkt die ook misschien een aggregator is, zeggen zij dat zij weten hoeveel flex zij kunnen inschakelen, maar zij kunnen het niet handmatig doen. Zij hebben 1.000 huishoudens die zij zouden aggregeren en flexibiliteit aan u zou leveren. Dan heb je echt de API nodig, toch? U kunt niet één voor één klikken. Ja, belachelijk. Ja, precies. Dus daarom is de API gedurende de jaren ontwikkeld, en dit is een erg interessante mix omdat aan

1:10:40 de ene kant de kopers misschien de applicatie gebruiken, en aan de andere kant gebruiken de flexibiliteitsleveranciers de API om te verhandelen, maar het is niet verplicht, dus u hoeft de API niet te gebruiken. U kunt al gewoon beginnen met alleen de UI te gebruiken, maar we hebben gezien dat met de volwassenheid de flexibiliteitsleveranciers de voorkeur geven aan de API. En welke regelgevingstrends interesseren u bijzonder? Ik denk dat u daarvan al enkele hebt aangestipt, maar ja, de

1:11:06 één van de voornaamste is de EU demand response netcode die volgende jaar aankomt, en vervolgens in het jaar daarna wordt afgerond, wat iets is dat alle lidstaten in Europa moeten bekijken en in verschillende vormen en gedaanten moeten aannemen. Maar die netcode voor vraagrespons, één van de voornaamste motivaties die wij eraan hebben bijgedragen

1:11:35 is het inschakelen van lokale flexibiliteitsmarkten voor distributie. Want, zoals we heel in het begin hebben besproken, het Clean Energy Package heeft het eigenlijk niet verplicht gesteld of duidelijk gezegd dat de DSO dit zou moeten gebruiken. Het zei dat u het kunt gebruiken als u echt wilt, maar het is niet verplicht. Dus dat is iets waar ik echt enthousiast over zou zijn om te zien of zij het in de laatste formulering echt zeggen dat het iets is dat eerst zou moeten worden gebruikt, want als

1:12:01 je gebruikt het eerst en je ziet dat het niet werkt, dan kun je naar je andere oplossingen gaan - het verbreken met flexibele verbindingsovereenkomsten of dynamische netwerktarieven - en er zijn veel andere instrumenten, die trouwens prima zijn, omdat elke netmaatschappij verschillende behoeften kan hebben op basis van hun netbehoeften. Dit is iets waar ik echt enthousiast over ben, als dat uitkomt en hoe de markt zich ontwikkelt. Maar ik ben ook erg benieuwd naar

1:12:27 hoe het overkoepelende landschap rond klimaatverandering zich ontwikkelt - en we hebben eerder al gehint dat dit ook op geopolitiek niveau speelt, want de Verenigde Staten hebben nu een ander focus - maar Canada maakt een grote sprong voorwaarts. Het Ontario Energy Board onderzoekt al flexibiliteit; ze kijken echt naar kostenbatenanalyse, wat een manier is om te analyseren wat de netmaatschappij nodig heeft

1:12:59 voordat zij in het net investeren. En daarmee verbonden hebben zij een nieuwe regelgeving genaamd non-wires alternatives, NWAs, wat ook iets is wat zij echt willen promoten voor flexibiliteit. Dus er gebeurt veel in verschillende regio's, maar dit zijn de twee waar ik echt naar uit ben te kijken, omdat zodra de verschuiving plaatsvindt van klimaatveranderingsdiscussies naar niet-klimaatveranderingsdiscussies

1:13:29 in één regio, dan begint kapitaal naar andere landen te stromen waar klimaatgerichte groepen graag willen investeren. En daarom zie ik al en spreek ik met verschillende flexibiliteitsleveranciers waar veel kapitaal naar Europa komt - ook in Duitsland waar batterijen worden gebouwd, en veel grote projecten worden uitgevoerd, zoals nu tientallen of honderden megawatt. In het VK gebeurt dit al, ook in Duitsland denk ik

1:13:57 dat er veel projecten gaande zijn. Dus dat is ook iets waar ik echt enthousiast over ben - dit helpt flexibiliteit omdat je meer kapitaal ingezet hebt, meer activa worden geactiveerd, en dan heb je de markten nodig. Je hebt meerdere markten nodig om die return on investment te halen, en dat is iets. En hoe positioneer je jezelf - je heb het net even aangestipt - vergeleken met andere vormen van DSO-flexibiliteit, zoals dynamische

1:14:24 tarieven? We hebben hier in Duitsland deze nieuwe wet, de EnWG §14a, de energiewet artikel 14a, die congestie probeert op te lossen via meer dynamische tarieven. Is die benadering slechter in vergelijking met een markt, of op welke manier? Ja, ik zou zeggen dat beide naast elkaar kunnen bestaan, eerlijk gezegd, dus het hoeft niet het ene of het ander te zijn. Dit is iets wat ik denk dat heel duidelijk is in Noorwegen - we hebben ook een stap-voor-stap

1:14:59 nettarief. Dus het bestaat al - met onze slimme meter-uitrol kun je dat al hebben. In Noorwegen, als ik mijn elektriciteitsrekening betaal en ik zit boven een bepaald piek met mijn gemiddelde - ik denk dat 3 gemiddelden over een maand of periode worden genomen - dan als mijn piek dat overschrijdt, zit ik op de volgende stap. Dus mijn tarief gaat omhoog en omhoog. Dus het is

1:15:29 als een stap-voor-stap tarief, hoewel de markt al tegelijkertijd wordt gebruikt. In mijn ogen denk ik dat beide kunnen cobestaan, en dat zou moeten gebeuren, omdat als je de situatie beschouwt waar iedereen 's nachts zijn EV inpluggt en je misschien een dynamisch nettarief op een zeer hoge waarde hebt, dan stopt iedereen daarmee. Dan kan de netinhuur dalen, maar de aggregator die ze al heeft ingepland

1:16:00 heeft een groot verlies, en zij hebben misschien ook een positie ingenomen bij hun energieleverancier als verantwoordelijke balansverantwoordelijke, dus zij kunnen daar hun geld verliezen. Dus er is gewoon niet één oplossing voor alles, omdat als je beide aanwezig hebt, je misschien inkomsten uit het ene gebied kwijtraakt omdat iedereen is gestopt met laden vanwege hogere netinhuur, maar aan de andere kant win je misschien iets op de flexibiliteitsmarkt. Dus

1:16:27 Dus ik denk dat er een mogelijkheid is voor beide om te bestaan, en dat zou zo moeten zijn. Ja, erg interessant, ook een beetje ingewikkeld. En ik denk dat wiskundig, vanuit een optimalisatiestandpunt, proberen om zeer veel verschillende dingen en markten tegelijkertijd te optimaliseren - in ieder geval van wat ik als analyse heb gedaan - wordt best ingewikkeld. Niet-lineaire, multi-criteria, multivariate problemen zijn niet de gemakkelijkste om op te lossen. Absoluut, je kunt alle

1:17:02 het net modelleren, maar de realiteit zal altijd anders zijn. Ik denk dat dat hier de realiteit is, in ieder geval met het op de markt gebaseerde mechanisme. Zeker, het klinkt als een heel geavanceerde methode om congestie op te lossen, vergeleken met een tarief misschien - of beide hebben is als een Zwitsers zakmes - om dit belangrijke probleem op te lossen, wat waarschijnlijk een van de zaken is waarbij de energietransitie erg in gevaar kan komen, en

1:17:32 zoals je zegt, zijn er verschillende soorten flexibiliteit: batterijen die aankomen, en natuurlijk EV's en anderen die al zijn geïmplementeerd, en productie die zou kunnen worden beperkt, wat uiteraard niet het beste is. Dus welke bron van flexibiliteit denk je dat het grootste potentieel oplevert, vooral voor DSO's? Ja, ik denk dat er zeker, in onze data die we op het platform zien - we hebben al vrij goed 10.000 of 15.000 activa die

1:18:02 zijn goedgekeurd, wat betekent dat ze niet wachten om te worden geregistreerd. Ze zijn eigenlijk goedgekeurd door de distributienetmaatschappij, dus ze kunnen beginnen met handelen en flexibiliteit kunnen leveren. Als ik ook de niet-goedgekeurde, of in behandeling, of die nog niet verbonden moeten worden optelling, dan gaat het ver boven de 50.000 of misschien zelfs boven de 100.000. Dus er zijn veel meer activa in de pijplijn om deel te nemen. We hebben gezien dat het opladen van EV's

1:18:31 of slim laden heel makkelijker is om flexibiliteit te leveren, dus ik denk dat het tegenwoordig echt goed werkt - van de flexibiliteitsserviceprovider, zij kunnen het echt heel goed plannen, voor de eindconsument met hun apps of welke oplossing zij ook hebben. En dan de netmaatschappij, uiteindelijk hebben zij gewoon nodig dat piekperiode lager is, dus wanneer het net overbelast is, kunnen zij reduceren

1:19:00 iets, en dat werkt echt goed. Zover ik weet, zijn bijna 10.000 van de 15.000 assets laadpunten voor elektrische voertuigen. Dit omvat ook veel residentiële laadboxen, maar er kunnen ook enkele zijn die de elektrische voertuigen zelf zijn, omdat u ook de laadtoestand van de auto kunt instellen. Dus het is een mengeling daar. En

1:19:27 toen hebben we gezien dat veel spelers, vooral aan de batterijkant - batterijen zijn echt betrouwbaar in het leveren van flexibiliteit - en de waardegestapeling daar met meerdere markten echt het ding is wat u tegenwoordig met batterijen doet. Dus we zien dat de batterijen die alleen als flexibiliteitsresource worden ingezet, heel betrouwbaar zijn en ze kunnen ook aan de netbeheerder leveren, maar nu ook aan de transmissienetbeheerder, met

1:19:58 dit concept dat ik heb uitgelegd, het long-flex arming concept. Recent hebben we ook batterijen zien inzetten samen met zware elektrische voertuiglaadpunten op snelwegen in Noorwegen, waarbij de batterij vooral zorgt voor die extra stroom voor het laadpunt als mensen op vakantie reizen. Het is een heel klein moment in het jaar, maar de rest van het jaar zit de batterij er gewoon - het is een resource voor de klant die erin heeft geïnvesteerd. Dus nu

1:20:26 zien we dat veel technische aggregators met slimme algoritmes en verschillende mechanismen die batterij kunnen benutten zowel op de markt van de netbeheerder door dit virtuele zekeringcontract te creëren, het maximale gebruik - dus ze krijgen wat inkomsten van het distributiebedrijf, de netbeheerder - en dan onder die piek die ze hebben ingesteld, kunnen ze het ook op de markt van de transmissienetbeheerder benutten. Dus echt het beste van beide werelden

1:20:52 voor die assets, maar toch wordt de hoofdfunctie vervuld - wanneer bijvoorbeeld in Noorwegen in de zomer mensen naar de hutten gaan en stoppen bij deze zware laadpunten, kan de batterij ook haar werk doen. Dus dat is ook echt interessant. En dan hebben we ook veel vraaggestuurde assets zien binnenkomen. Sommige daarvan zijn ook geaggregeerd. Dus sommige kunnen bijvoorbeeld een kas zijn

1:21:17 die direct vraaggestuurde diensten levert. We hadden ook enkele viskwekerijen in Noorwegen die op de markt kwamen. En dan heb je misschien ook wat residentiële flexibiliteit die dan ook wordt geaggregeerd. Dus u kunt elektrische voertuiglaadpunten thuis hebben maar ook een warmtepomp, en dan stelt de eindconsument in de app in dat zij flexibel zijn. Er zijn verschillende bedrijfsmodellen die we hebben gezien, waarbij

1:21:45 sommige flexibiliteitsserviceproviders consumenten ook beloningen aanbieden - waarbij u maandelijks wat geld terugkrijgt, wat nog altijd behoorlijk is vergeleken met niets hebben, en uw resource wordt nog steeds gebruikt. Dus er zijn veel verschillende assets die we hebben gezien, maar sommige van degenen die ik heb genoemd groeien echt dag na dag.

1:22:10 Hoeveel krijgt een elektriciteitsautobestuurder voor deze service? Bijvoorbeeld, als ik thuis ben en ik geef deze service - ja, dus het varieert. Ik weet dat Tibber dit in de app heeft ingeschakeld. Dus als Tibber-klant kunt u mooie beloningen krijgen aangeboden. En dan is het Tibber's taak om de waardegestapeling van die elektrische voertuiglader van mij naar meerdere markten te maximaliseren. Dus ze beheren het ofwel op de markt van de netbeheerder, of als ze denken dat dit misschien niet waardevol

1:22:41 voor hen is, kunnen ze het waardegestapeld gebruiken op verschillende marktplaatsen van transmissiebeheerders omdat ze al vooraf gekwalificeerd zijn. Of ze kunnen ook in wezen arbitrage op de inkoopmarkt doen. Dat is ook mogelijk. Dus ze zouden misschien terugkeren - het varieert - dus het is tussen 3 kronen in Noorwegen, Noorse valuta, tot misschien 10 op een bepaalde dag of week. En het is ook niet statisch, dus het is geen gegarandeerde waarde, maar het is

1:23:12 iets wat u in de loop van de tijd krijgt. En misschien krijgen sommige mensen veel meer omdat ze misschien twee grote auto's hebben die thuis laden en ze een groter huis hebben. Dus op dit moment, zover ik weet, kunt u als klant in de app dit alleen doen met slim laden, maar ik denk dat ze nu ook verwarming beloven. Dus als u ook een verwarmingslast

1:23:32 hebt, zullen ze beide combineren en u misschien hogere netbeloningen aanbieden, omdat ze dan in wezen meer flexibiliteit per klant hebben. Maar hoe werkt dat in het geval van Tibber? Omdat zij, als ik het me goed herinner, altijd een dynamisch tarief hebben. Dus als eindgebruiker zou ik Tibber inschakelen om niet alleen te laden bij de laagste spotprijzen maar in combinatie met andere dingen, dus ik hoef me geen zorgen te maken. En aan het einde van

1:24:05 de dag weerspiegelt de rekening zowel de spotprijs en het zou - als ik had geladen tegen de spotprijs die hoger is dan wat ik had kunnen laden, als ik de netbeloningen niet had geactiveerd, normaal zou het nog steeds lager zijn, toch? Ja, absoluut. Dus zij beloven u het laden tegen spotprijs, dus tegen de laagste prijs voor uw auto. Dus de energiekosten voor het laden van uw auto zullen het laagst zijn. Maar als

1:24:33 u de netbeloningen activeert - eigenlijk wat ik begrijp, en dit kan hun eigendomsinformatie zijn, is dat zij in staat zouden zijn om deze meerdere flexibiliteitsmarkten, de transmissie of de distributie, te gebruiken en dan in wezen hun waardegestapelings-algoritmes te gebruiken om mij extra geld te geven, wat de netbeloningen zijn. Dus de spotprijs is om het goedkoopste laden voor de auto te hebben, en het comfort is er dat uw auto aan het einde van de dag is geladen, toch? Als u

1:25:04 het aangesloten houd. Maar dan zijn de netbeloningen het toppuntje, wat op dit moment klein is. Maar zoals we in Nederland zien, het net is zo overbelast dat het overal in Europa kan gebeuren, en de netbeloningen zouden ook omhoog kunnen gaan. De uitregelingskosten nemen ook in elk land toe, en ik denk dat in Duitsland ook is besproken dat

1:25:29 de TSO's hier zouden in komende jaren zeer hoge onbalanseringskosten kunnen hebben, als zij geen extra activa van de verschillende niveaus van het net krijgen. Dus als je naar dat gehele plaatje vanuit het marktgrootteperspectief kijkt, begint het langzaam nu, maar als je de eindklant het goedkoopste opladen biedt en tegelijkertijd hun flexibiliteit op meerdere markten gebruikt en vervolgens begint hen beloningen aan te bieden, zou dit mogelijk kunnen maken dat de

1:26:01 beloningen ook in de loop der jaren beginnen toe te nemen. En welk potentieel zie je voor wagenparken? Je hebt al genoemd dat je enige contactpunten had met de Noorse postbedrijf, dit soort wagenpark, maar ook bedrijven die hun eigen laadpalen hebben op kantoren voor kantoormensen - welk potentieel zie je daar voor flexibiliteit? Ja, ik denk eerlijk gezegd dat dat een zeer interessante activaklasse is. Wagenparken over het algemeen ook, omdat zij bepaalde behoeften hebben. In

1:26:29 het eindresultaat gaan de meeste wagenparken in Noorwegen eigenlijk elektrisch. In Noorwegen denk ik dat de meeste bedrijven een mandaat hebben om elektrisch te gaan tegen 2025. Zoniet, dan tegen eind 2026, dus het is eigenlijk zeer snel - het staat bijna voor de deur. Dus we hebben gezien dat in de commerciële gebouwen waar deze wagenparken worden opgeladen, zij in wezen één van hun

1:26:59 technische aggregators of commerciële aggregators hebben die met hen werken om die flexibiliteit van hun activa mogelijk te maken. En vervolgens is het meestal een inkomstendelingsmodel, waarbij het geld dat op de verschillende markten wordt verdiend - dus zoals we hebben besproken, DSO- en TSO-markten allemaal gecombineerd - wordt gedeeld tussen de wagenparkeigenaar of de wagenpark-exploitant en het bedrijf dat de dienst verleent. Er zijn verschillende bedrijven die verschillende modellen en

1:27:34 verschillende benaderingen hanteren. Dus sommigen van hen hebben een directe verbinding met de auto, of de bestelwagen, of wat voor voertuigtype dan ook. Als het grotere wagenparken zijn zoals vrachtwagens, dan is het normaal gesproken de klant die die vrachtwagens bezit of geleased die ofwel een energieafdeling in hun eigen bedrijf hebben, die vervolgens een VPP maakt, omdat zij mogelijk een faciliteit hebben - omdat er een grote vrachtwagen op hun faciliteit wordt opgeladen - dus zij zouden ook zonnepanelen kunnen hebben, back-upbatterijen

1:28:07 Ook de verlichting daarin als vraagrespons, dus hun eigen afdeling zou die mogelijkheid kunnen hebben om VPP's te doen. Maar als je gaat richting een middelgrote zeg ik wagenpark-exploitanten, begin je dit te zien als een contractueel arrangement met iemand anders, en dit zijn verschillende modellen van verschillende klanten. En als je het hebt over controle - eigenlijk dan het verminderen en verhogen van lading op basis van deze signalen - wat is de... Zijn er beperkingen van DSO's? Voor

1:28:41 mijn kennis zijn er ook enkele technologieën die ofwel door de DSO worden afgedwongen ofwel zelfs door de regelgever worden afgedwongen, waarbij je een extra hardwareapparaat moet installeren dat de DSO rechtstreeks controleert. Zijn er zulke soorten beperkingen? Want, als startup-guy zou ik meer flexibiliteit willen hebben in het niveau van besluitvorming over welk type controle - of het via het voertuig is, zoals jij zei, of via het laadpunt,

1:29:08 als je het hebt over laden, of of je eigenlijk extra apparaten moet installeren die anders niet echt nodig zouden zijn vanuit technologisch oogpunt. En dit is een heel goede vraag. Persoonlijk denk ik dat de taak van de DSO is om het net te onderhouden en ervoor te zorgen dat de verbindingen er zijn, zodat ze de klant kunnen aansluiten. Het is niet hun taak om te weten hoe het activum te controleren. En dat is een van de fundamentele principes in het Nodes-platform,

1:29:38 namelijk dat wanneer je de korte flexibiliteitsenergiehandel doet, je de directe controle van het activum in het Nodes-platform niet aan de DSO geeft, maar je krijgt een verzendmelding, die via de API kan worden geconfigureerd naar de flexibiliteitsdienstverlener. En vervolgens zijn de flexibiliteitsdienstverlener - aggregator, VPP, welke bedrijfsnaam we ook gebruiken - zij experts in hun eigen activa, of de activa van hun klanten. Dus dan is het hun taak om dat activum op de best mogelijke manier aan te sturen. En in

1:30:08 het eindresultaat heeft het nedbedrijf - wat zij echt nodig hebben is eigenlijk ofwel flexibiliteit omhoog ofwel omlaag, toch? Dus zij zouden die dienst moeten krijgen. Als zij die dienst krijgen, waarom zou je dan extra hardware installeren en de kosten voor de maatschappij als geheel verhogen? Omdat je niet voor één of twee zou installeren - als je naar de schaal kijkt, zou je mogelijk voor honderden en duizenden installeren, en die extra kosten in de loop der tijd zouden ook onderhouden moeten worden. Dus die doos, of die extra hardware, is een toegevoegde kost voor dat

1:30:38 gehele stelsel. En uiteindelijk krijg je hetzelfde resultaat - je krijgt die flexibiliteit omhoog of omlaag, toch? Dus dat is het fundamentele principe in het Nodes-platform geweest. We hebben dit altijd gehad als vraag van de DSO: "We moeten een zeer betrouwbaar net exploiteren. We kunnen geen stroomstoringen hebben en alles. Dus daarom hebben we deze rode en groene knop op ons bureau. We kunnen

1:31:04 deze batterij of die laadpaal inzetten." Maar we hebben hun altijd verteld: vertrouw de markt. Want als je genoeg goede prijssignalen creëert, zul je zien dat de technologie komt - zoals jezelf en veel andere bedrijven hebben echt interessante technologie ontwikkeld die in het eindresultaat, die flexibiliteit omhoog en omlaag mogelijk maakt. Dus wanneer DSO's voor het eerst de markt betreden, hebben zij deze vragen, maar zodra zij de markt betreden,

1:31:34 is hun volgende grootste zorg om de liquiditeit te krijgen - om echt deze flexibiliteitsproviders naar hun markt te trekken en de activa te krijgen. Dus de hele discussie over of het betrouwbaar zal zijn of niet komt echt niet aan bod in de meeste markten waarin ik met klanten heb gesproken. Dus de manier waarop het nu is ingesteld, is de manier waarop je DSO's aanraadt te exploiteren, wat betekent geen extra hardware. Ja, precies. Dus we stellen hen in staat om de kooporder in te dienen

1:32:03 op de markt, wat hun signaal is voor waar, welke locatie, en hoeveel zij bereid zijn voor die dienst te betalen. En vervolgens wordt de dispatchmelding verzonden naar de flexibiliteitsserviceprovider die die hoeveelheid flexibiliteit tegen een bepaalde prijs heeft aangeboden. Dus de dispatchmelding is in wezen het activatiesignaal, maar hoe dat dan precies moet worden uitgevoerd - dat is aan de flexibiliteitsserviceprovider. Dus geen extra hardware, geen extra directe controle die de

1:32:32 flexibiliteitsserviceprovider omzeilt. Dus we zijn begonnen in Saoedi-Arabië en Pakistan, en ik wil graag op die punten eindigen. Wat betreft e-mobiliteit - volgt u de ontwikkelingen van e-mobiliteit in die landen, en wat kunt u ons daarover vertellen? Ja, we richten ons hier wel meer op Europa, maar we hadden ook een leuke podcast over Ethiopië die ik luisteraars ook kan aanbevelen. Dus wat kunt u

1:33:00 over e-mobiliteit in die landen vertellen? Ja, ik denk dat e-mobiliteit in het algemeen, of duurzame mobiliteit, overal ter wereld plaatsvindt. In Saoedi-Arabië, als ik daarmee begin, heb ik de ontwikkeling een beetje gevolgd. Met Vision 2030 van de regering daar hebben zij eigenlijk veel EV-fabrikanten aangetrokken. Lucid, zoals u weet, een van de grote spelers uit de VS, zij hebben

1:33:27 een grote fabriek daar. Zij zijn echt de voortrekkers geweest op de Saoedische markt om dit te ontwikkelen en ook het personeel daar op te leiden. Er is dus een enorme verschuiving waarbij het Duitse autoindustriemodel wordt overgenomen en toegepast in Saoedi-Arabië, maar dan alleen voor elektrisch. Hun vergunningsstelsel en alles is echt erg gemakkelijk geweest, en er is waarschijnlijk ook veel investeringen van het Saoedische investeringsfonds beschikbaar.

1:33:56 voor dergelijke bedrijven die hun bedrijven en productie daar vestigen. Daarnaast hebben zij ook andere initiatieven in Saoedi-Arabië gelanceerd om de hele waardeketens te ontwikkelen, want als u een elektrische auto hebt, die is ontwikkeld, of een vrachtwagen of wat dan ook, dan hebt u ook de onderdelen nodig en moet de hele industrie samenwerken. Want als u alleen stopt wanneer het voertuig van de productielijn komt, dan zal de totale eigendomskosten nooit lager zijn dan diesel of fossiele brandstoffen. Dus ik denk dat dat ook een groot aandachtspunt is geweest. Er zijn veel andere spelers die uit Azië, uit China, uit Japan en andere landen binnenkomen, om ook de after-sales-services van EV's daar tot stand te brengen. Dus ik denk dat dat erg interessant is. En ik denk dat ik recent ook heb gezien dat zij enorm investeren in power-to-X of power-to-

1:34:23 waterstof eigenlijk. Dus zij installeren veel hernieuwbare energie in verschillende regio's omdat zij daar veel zon hebben en ook wat windenergie wordt geïnstalleerd, in plaats van die af te regelen wanneer er overproductie is, beginnen zij ook waterstof op te wekken. En omdat de afstanden in Saoedi-Arabië of het Midden-Oosten in het algemeen erg groot zijn - u spreekt over duizenden kilometers - is het gebruiken van een elektrische vrachtwagen daar misschien niet het

1:34:50 meest optimaal. Dus het gebruiksscenario van waterstof werkt daar echt goed, omdat u het dan op bepaalde locaties kunt tanken, en het zou voor de vlootoperator echt waardevol kunnen zijn om de waterstofvrachtwagen in de kortste tijd van de ene naar de andere bestemming te nemen. Dus ik denk dat het erg interessant is om zowel elektrisch als waterstof daar gebruikt te zien. In Pakistan, de markt

1:35:17 groeit langzaam voor elektrisch, maar onlangs hebben de grote Chinese fabrikant BYD in Pakistan gelanceerd met hun elektrische wagenpark. Zij bieden allerlei soorten voertuigen aan die ook in Europa beschikbaar zijn - eigenlijk dezelfde niveau van auto en service daar in Pakistan, wat erg interessant is. Onlangs had de regering een onderzoek, met enkele

1:35:45 beleidssignalen ook, en ik denk dat het UNDP een onderzoek deed dat ik een jaar of anderhalf jaar geleden heb bekeken, waarin zij naar het marktaandeel in Pakistan keken, wat tamelijk vergelijkbaar is, zou ik zeggen, met India en Bangladesh ook, waar het dominante EV of dominant transportvoertuig de tweewielers zijn. En als u twee- en driewielers samen neemt, dan

1:36:15 kijkt u naar 80% van het marktaandeel voor een land van 250 miljoen mensen in Pakistan - dat is veel, toch? 80% van de voertuigen, niet de bevolking, maar 80% van de voertuigen zijn twee- of driewielers. En ik heb ook naar de cijfers gekeken daar, dus dat zijn bijna 22 miljoen of 23 miljoen tweewielers die nu op de weg rijden. En een interessant contrast daarmee

1:36:44 is dat het land al deze brandstof importeert, dus Pakistan heeft niet zulke grote oliereserves als het Midden-Oosten. Dit is dus een grote importrekening voor het land. Als de importrekening zou kunnen worden verminderd - ik denk dat dat iets is waar zij naar hebben gekeken - zou er een enorm voordeel voor de samenleving kunnen zijn waarbij u uw vervoer van fossiele brandstof, die vandaag wordt geïmporteerd, verschuift naar elektriciteit of EV's, en dan kunt u de elektriciteit lokaal opwekken met zonne-energie. Dus de

1:37:12 terugverdientijd van zonne-energie in Pakistan op huishoudensniveau is minder dan 3 jaar omdat de elektriciteitskosten daar behoorlijk hoog zijn, en als u vandaag gewoon zonnepanelen op het dak van uw huis plaatst, hebt u al in minder dan 2 jaar terugverdienste. In het ergste geval kan het 3 jaar zijn, en daardoor is de hele markt voor zonne-installaties echt pieken bereikt. Ik keek net naar een artikel dat stelde dat in Pakistan

1:37:42 de geïnstalleerde piekinstallatie van zonnepanelen op daken, samen misschien met wat gecentraliseerde zonne-energie, bijna 4,9 gigawatt zonne-energie is, maar de hele capaciteit van het land - regering en onafhankelijke energiebedrijven - alles wat in de afgelopen 70 jaar of zo is geïnstalleerd - is 48.000 megawatt capaciteit. U kunt dus al zien dat die 48.000 MW uit waterkracht, uit kolen, uit gas voor het hele land komt; dat is de piekgeïnstalleerde capaciteit. En dan is de werkelijke vraag op het hoogtepunt slechts 30.000 of 35.000 in de zomer wanneer u een

1:38:14 piek hebt met veel vraag naar elektriciteit voor airconditionering en andere zaken.

1:38:50 veel airconditioning. Er is dus al een gat tussen uw piekvermogen en de vraag. Als u dat gat kunt verkleinen door in wezen de vraag te verhogen, dan zou het beste wat mogelijk is voor het land kunnen zijn om elektrische tweewielers op de weg te zetten, omdat mensen ze dan gaan opladen, de vraag omhoog gaat, maar ook de factuur voor fossiele brandstofimporten voor het land omlaag gaat. En uiteindelijk, als u ook zonnepanelen op het dak heeft geïnstalleerd, dan kunt u thuis opladen, dus het gemak is ook voor de consument aanwezig. Dus ik denk dat het beleid er al was. Ik denk dat zij naar 4 belangrijke parameters hebben gekeken voor wat in het volgende decennium moet gebeuren om dat echt mogelijk te maken: in wezen het duidelijke beleidssignaal van de regering, en ook dat de wereldwijde batterijenkosten omlaag gaan, omdat het niet een land is met

1:39:18 een hoog inkomen per capita, dus u moet de batterijenkosten omlaag brengen zodat het voertuig betaalbaar is. En dan moet ook de laadinfrastructuur zich ontwikkelen, omdat dat ook iets is wat op dit moment behoorlijk ontbreekt, en dat is misschien ook waar het gedistribueerde opladen zou kunnen werken. En dan denk ik dat het laatste wat zij noemden de lokalisering van de toeleveringsketen was, dus opnieuw een voorbeeld van wat ik in Saudi noemde, wat voor de grotere voertuigen was, maar een soortgelijke benadering van het hebben van lokaal geassembleerde en gemaakte tweewielers of driewielers, en dan ook de naverkooopmarkt, omdat veel van deze tweewielers, u weet wel, een achterlicht is kapot of zoiets, dus u kunt dat onderdeel in het land krijgen in plaats van het te importeren, omdat opnieuw 82% van de markt die tweewielers gebruikt niet echt bovenin de inkomstenstroom zit.

1:39:45 Dus zij hebben echt niet alleen de lagere kosten van eigendom van het voertuig nodig, maar ook de lagere kosten van bedrijf van het voertuig. Opnieuw teruggaand naar het punt met elektrische voertuigen, het is altijd een discussie geweest dat de totale eigendomskosten moeten dalen, en dat is iets wat ik denk dat het UNDP-rapport ook benadrukte: als dit moet gebeuren, moet er lokalisering van de hele waardeketens zijn. Oké, dank u wel voor het delen. Hebt u nog een laatste boodschap voor de luisteraars?

1:40:13 Ja, van mijn kant denk ik dat u altijd contact met mij kunt opnemen op LinkedIn als u geïnteresseerd bent in flexibiliteit of het onderwerp.

1:40:39 En als iemand van de netbedrijven luistert, uit Duitsland of andere gebieden, neem dan contact op. Begin ergens met uw traject van flexibiliteit voordat het te laat is en u wordt verplicht het via regelgeving te doen. Het is beter om het uit te proberen, ervan te leren, de gegevens aan te maken, en ervoor te zorgen dat u klaar bent voor de volgende generatie van het net die eraan komt. Dat zou mijn laatste boodschap zijn. Dank u, Farran, en veel sterkte met het

1:41:06 goede werk. Dank u. Dit was Farran Farouk. Het Charge PNB-verhaal toonde aan dat multi-vendor stacks, protocolmismatchings, late goedkeuringen en dunne economie van eenheden het delen van laadstations moeilijk maken om te schalen, zelfs met subsidies en awards. De verschuiving naar nodes toont een werkbaar pad. Flexibiliteit wordt verhandeld op locatie, prijs, volume en tijd. DSO's kunnen lange en korte flex kopen, en nieuwe verdieningsmechanismen laten DSO's en TSO's activa waarderen zodat zij meer dan één inkomstenstream kunnen verdienen. Coördinatievoorbeelden zoals Fingrid en Helen in Finland voorkomen conflicterende activeringen met gebruikmaking van logica onder beperking

1:41:17 en marktregels. Het platform werkt in de Noordse landen, België en Canada, met onderzoek in verschillende Europese landen, waaronder het Verenigd Koninkrijk. Het minimaliseert DSO-hardware, stuurt verzendmeldingen naar aggregators en schaalt via API's. Activa tellen al in de tienduizenden. Bij EV-opladen leidt controleerbaarheid. Batterijen brengen betrouwbaarheid en waardegestapeling. Huishoudens zien kleine maar echte beloningen - €3 tot €10, dat is een paar euro per dag of week - via apps zoals Tibber, en vlootelectrificatie voegt voorspelbare capaciteit toe. Regelgeving bepaalt het tempo. Het UK-flexibiliteitsmodel maakt volwassen lokale markten mogelijk. De EU bereidt een vraagresponsie netwerkcoderichting voor. Ontario duwt niet-draadalternatieven, en Duitsland kan meer ontgrendelen met TSO-DSO-coördinatie en betere laagspanningssensing. De praktische les is om vroeg te beginnen, zones open te zetten, en handel de flexibele activa te laten onthullen. Met duidelijke producten en eenvoudige vereffening wordt lokale flexibiliteit zowel een betrouwbaarheidsgereedschap als een kostenhefboom. Dank u wel dat u hebt geluisterd naar Smart Charge by RiDERgy. Tot ziens en blijf opgeladen.

1:41:42 Dank u wel. Dat was Farran Farouk. Het Charge PNB-verhaal toonde aan dat multi-vendor stacks, protocolmismatchings, late goedkeuringen en dunne economie van eenheden het delen van laadstations moeilijk maken om te schalen, zelfs met subsidies en awards. De verschuiving naar nodes toont een werkbaar pad. Flexibiliteit wordt verhandeld op locatie, prijs, volume en tijd. DSO's kunnen lange en korte flex kopen, en nieuwe verdieningsmechanismen laten DSO's en TSO's activa waarderen zodat zij meer dan één inkomstenstream kunnen verdienen. Coördinatievoorbeelden zoals Fingrid en Helen in Finland voorkomen conflicterende activeringen met gebruikmaking van logica onder beperking

1:42:22 en marktregels. Het platform werkt in de Noordse landen, België en Canada, met onderzoek in verschillende Europese landen, waaronder het Verenigd Koninkrijk. Het minimaliseert DSO-hardware, stuurt verzendmeldingen naar aggregators en schaalt via API's. Activa tellen al in de tienduizenden. Bij EV-opladen leidt controleerbaarheid. Batterijen brengen betrouwbaarheid en waardegestapeling. Huishoudens zien kleine maar echte beloningen - €3 tot €10, dat is een paar euro per dag of week - via apps zoals Tibber, en vlootelectrificatie voegt voorspelbare capaciteit toe. Regelgeving bepaalt het tempo. Het UK-flexibiliteitsmodel maakt volwassen lokale markten mogelijk. De EU bereidt een vraagresponsie netwerkcoderichting voor. Ontario duwt niet-draadalternatieven, en Duitsland kan meer ontgrendelen met TSO-DSO-coördinatie en betere laagspanningssensing.

1:43:06 De praktische les is om vroeg te beginnen, zones open te zetten, en handel de flexibele activa te laten onthullen. Met duidelijke producten en eenvoudige vereffening wordt lokale flexibiliteit zowel een betrouwbaarheidsgereedschap als een kostenhefboom. Dank u wel dat u hebt geluisterd naar Smart Charge by RiDERgy. Tot ziens en blijf opgeladen.

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.