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

0:11 Bem-vindo ao podcast Smart Charge by RiDERgy. Este é Claudio Geyken, fundador e CEO da RiDERgy. Este é o seu programa para aprender sobre tudo relacionado com gestão de energia e inovação em carregamento inteligente para veículos elétricos e frotas.

0:40 Bem-vindo ao Smart Charge. O convidado de hoje é Farhan Faro. Esta conversa começa com Charge BNB, uma startup de partilha de carregadores que ganhou 100.000 euros em subsídios da Postcode Lottery na Noruega para um piloto em Halden. O piloto revelou fricções de mercado e tecnologia: unidades Schneider de 22 kW sem conectividade integrada que precisavam de ativação cara no local, problemas de versão OCPP mais antiga em que os carregadores apareciam como disponíveis mas falhavam na utilização, aprovações de stakeholders tardias num piloto de frota postal que estagnou quando os fundos se esgotaram. Com uma equipa de seis pessoas, o veredicto foi claro: margens reduzidas e experiência de utilizador frágil

1:18 tornam a partilha difícil de escalar - algo que mesmo os atores com os backends de carregador mais avançados apenas tocam nas margens. A partir daí, passamos a Nodes, um mercado de flexibilidade global nórdico que aborda o congestionamento através da negociação, não apenas de atualizações de rede. Nodes modela a rede ao nível do nó, desde baixa tensão ao nível da rua até média tensão à escala da cidade, e cada negócio é definido por localização, preço, volume e tempo. Os DSOs podem reservar flexibilidade longa meses antes e ativar flexibilidade curta perto da entrega. Na Noruega, a disponibilidade de 100 MWh da última época em cerca de 20 euros por MWh viu menos de 10% de ativação, levando a um novo mecanismo de army para que DSOs e TSOs possam acumular valor dos mesmos ativos. Vamos ligar isto a projetos reais em toda a Noruega, Suécia, Finlândia, Bélgica e Canadá, com investigação na Grécia, Suíça, Espanha e Reino Unido. A plataforma funciona com uma aplicação web para empresas de rede e APIs para agregadores ou fornecedores de serviços de flexibilidade, já a conectar 15.000 ativos aprovados com um pipeline acima de 50.000 - desde carregadores de VE e baterias até bombas de calor e sites comerciais. Este é o

1:57 percurso de hoje: dos ensinamentos difíceis de pilotos de partilha para um modelo de mercado que transforma flexibilidade em contratos simples, ativações claras e liquidação confiável. A transição energética enfrenta desafios enormes que os operadores de sistemas de distribuição, DSOs, precisam de enfrentar. Este episódio é fundamental para compreender como podemos resolver isto. Vamos lá. Farhan, é bom ter-te aqui hoje. Como estás? Estou muito bem, obrigado por me convidares. Fico feliz por teres vindo de Oslo, e correu bem que conseguisses chegar ao

2:34 estúdio de podcast aqui em Berlim. Isso é fantástico. E antes de entrarmos em tópicos detalhados relacionados com o teu trabalho, apresenta-te por favor. Sim, em primeiro lugar, obrigado novamente por me convidares. O meu nome é Farhan Faro. Tenho sido um cidadão global, como lhe chamo, porque nasci no Médio Oriente, na Arábia Saudita, mas sou na verdade um nacional do Paquistão. Os meus pais viveram na Arábia Saudita durante vários anos. Portanto, cresci num

3:09 ambiente desértico diferente com culturas e experiências diferentes. Depois voltei ao Paquistão, fiz a minha educação lá, e depois mudei-me para a Europa. Foi aí que nos conhecemos, enquanto eu estava a estudar na Bélgica fazendo um mestrado em engenharia energética. E depois disso mudei-me para França, onde fiz um segundo mestrado em redes inteligentes e edifícios, e depois disso acabei

3:39 na Noruega. Neste momento estou a trabalhar em flexibilidade - realmente sobre mercados de flexibilidade local - e a trabalhar com muita da cadeia de valor inteira da indústria energética, e é realmente emocionante. Acho que vamos falar mais sobre isso. Sim, com certeza. Obrigado. Conhecemo-nos da comunidade InnoEnergy. Acho que ambos éramos bastante apaixonados por esse projeto também - a visão de unir os agentes da mudança de energia sustentável - e eras super ativo como líder comunitário e

4:07 estudaste um dos mestrados lá, assim como eu. Portanto, para os ouvintes, esse é o contexto, e fico feliz por ter-te. Acho que és um dos primeiros convidados da comunidade InnoEnergy, e fico feliz em ter mais no futuro. Como verão, há muito trabalho interessante que as pessoas dessa comunidade estão a fazer. Então disseste que vieste para a Europa - primeiro disseste cidadão global. O que te motivou, da tua experiência na Arábia Saudita e no Paquistão, a vir para a Europa?

4:37 Sim, como te disse, a minha licenciatura foi no Paquistão - estudei engenharia elétrica e especializei-me em sistemas de potência. Logo depois de me formar fui para a Arábia Saudita em 2016, tentando ver se voltaria ao meu ambiente de vida da infância e conseguia ganhar experiência de trabalho lá, mas naquela altura a Arábia Saudita não estava muito bem economicamente,

5:05 portanto não havia muitos projetos do lado da potência elétrica. Depois voltei ao Paquistão e encontrei um emprego numa empresa muito pequena, quase uma startup, que fazia trabalho muito técnico. Eram essencialmente parceiros da General Electric, a grande empresa americana, e estavam a instalar equipamentos de sistema de proteção e controlo dentro de estações de rede elétrica de média e alta tensão. O governo do Paquistão em 2017 começou a atualizar muitas destas

5:34 subestações, portanto tinham um contrato para as atualizar. Enquanto lá trabalhava era super interessante, mas envolvia muitos detalhes técnicos - projetar circuitos, realmente entrar no lado da engenharia, que tem a sua própria diversão. Mas uma coisa que me faltava era as coisas novas que ouves nas notícias e online: o que é esta transição energética que está a acontecer? E realmente olhando

6:07 de fora, e nunca tendo estado na Europa, nunca, nunca visitado sequer antes disso. Era como se a Europa fosse a líder - em 2017, se perguntasses a qualquer jovem fora da Europa, se lhe dissesses 'transição energética' ou 'energia sustentável' e todas estas palavras-chave, cada jovem diria, 'Ah sim, isto é algo que está a acontecer na Europa.' Portanto essa foi a motivação principal para ser parte dessa comunidade ou dessa sociedade onde algo está a acontecer, que

6:34 De fora, e nunca tinha estado na Europa, nunca, nunca visitado sequer antes disso. Era como se a Europa fosse a líder - em 2017, se perguntasses a qualquer jovem fora da Europa, se lhe dissesses 'transição energética' ou 'energia sustentável' e todas estas palavras-chave, cada jovem diria, 'Ah sim, isto é algo que está a acontecer na Europa.' Portanto essa foi a motivação principal para ser parte dessa comunidade ou dessa sociedade onde algo está a acontecer, que

7:05 é realmente bastante importante. E depois encontrei este mestrado com a InnoEnergy, que combinava não apenas os tópicos de engenharia energética e sustentabilidade, mas também combinava inovação e empreendedorismo. Então foi como o melhor dos dois mundos para mim - entrar no tópico da sustentabilidade, mas ao mesmo tempo ter este hobby, muito para se tornar empreendedor. Um hobby ingénuo naquela altura; nem sequer sabia o que era um empreendedor

7:36 realmente significa. Era uma coisa fixe para fazer, mas foi assim que acabei na Europa e com estas duas paixões: energia e sustentabilidade, e depois inovação e empreendedorismo. OK, e um passo atrás novamente, porque é também algo que está muito nas notícias neste momento - estamos a ver tensões geopolíticas aqui e ali, e fronteiras a serem estabelecidas pelos EUA, por exemplo, especialmente para pessoas provenientes do estrangeiro com visto H-1B. E ficaria curioso em saber

8:06 - acho que não há tanta luz sobre quantas pessoas do Paquistão ou da Índia e outras regiões estão realmente a viver na Arábia Saudita ou nos países árabes lá na Península Arábica. Qual é a percentagem da população? O que levou os teus pais a mudarem-se para lá? Sim, é uma pergunta muito interessante, porque a minha geração realmente viu a comunidade global mais conectada - é muito mais fácil mudar entre países. Mas naquela altura quando os meus pais estavam, sabe bem,

8:39 nos anos 60 e 70, quando a Arábia Saudita - ou nem só a Arábia Saudita, mas todo o Médio Oriente - teve este boom de exploração petrolífera, essa era a grande função naquela sociedade que realmente os permitiu contratar muitos trabalhadores especializados. Então o meu pai trabalhou no sector público do Paquistão. Temos uma empresa pública que opera toda a nossa rede elétrica, mas também todas as nossas barragens hidroelétricas. Então ele

9:10 trabalhava numa barragem hidroelétrica no norte do país, e depois os Sauditas estavam a contratar muitas pessoas especializadas porque tinham uma escassez real - precisavam realmente de muita da nova infraestrutura para ser mantida, desenvolvida e operada. E foi assim que muitas pessoas especializadas migraram do Paquistão para a Arábia Saudita. Mas a mesma coisa aconteceu, acredito, em Dubai ou nos EAU, também no Catar e no Kuwait

9:40 e em todos esses países, que estão bastante conectados. A maioria deles tinha uma coisa em comum: tinham uma escassez de mão de obra especializada, e os países que tinham muita população mas também muita mão de obra especializada viram pessoas migrarem para esses países. Ao viver lá e crescer, diria que a minha escola também tinha três secções. Uma era uma secção Saudita, onde apenas os alunos árabes estavam a estudar.

10:08 Depois tínhamos outro piso naquela escola que costumávamos chamar a secção Paquistanesa. Todos os alunos paquistaneses estavam a estudar lá, e o currículo que estávamos a seguir também vinha da embaixada do Paquistão ou do governo, ensinando o currículo que estávamos a seguir. E depois tínhamos outro piso em cima que era para os alunos indianos. Eles tinham o seu próprio currículo do governo indiano, que estavam a seguir como

10:34 cidadãos do exterior também. Então foi uma experiência interessante - tinhas três camadas diferentes dentro do mesmo espaço da escola. Brincávamos com os miúdos indianos de vez em quando. Também jogávamos críquete com os indianos e futebol com os Sauditas. Então foi uma experiência interessante. Uma anedota divertida. E voltando à Europa depois dos teus

11:02 estudos - o que fizeste? Então terminei o meu segundo mestrado em Grenoble, no politécnico em França. A partir daí comecei a contactar a minha rede e a ver quais eram as diferentes possibilidades para começar a trabalhar na Europa. Queria ficar na Europa, construir a minha carreira aqui e ganhar alguma experiência. Tinha um amigo que também se formou na InnoEnergy, mas um ano à minha frente -

11:29 ele estava a trabalhar em projetos Horizon europeus. A Comissão Europeia estabelece uma agenda de alguns em alguns anos e têm uma certa quantidade de financiamento alocado à inovação, investigação, e também algumas atividades relacionadas com académicos. Então entrei numa empresa chamada Smart Innovation Norway, que era um instituto de pesquisa - um privado, mas a fazer muita investigação com inovação, então realmente no topo elevado da escala de maturidade tecnológica, que é

12:01 um termo usado pela Comissão Europeia - originalmente da NASA - para definir se o teu produto está no laboratório ou mais perto de entrar no mercado. Então o meu objetivo era trabalhar na criação de novos projetos, reunindo muitos consórcios de 16 ou 17 organizações. Isto incluiria empresas, universidades, instituições académicas, instituições de pesquisa, e por vezes startups. Em conjunto, apresentaríamos uma nova proposta ou um novo conceito de inovação para um desafio que foi

12:36 estabelecido nestes calls Horizon, que é desenhado pelos peritos da Comissão Europeia. Então eu criaria essas propostas, submetia-as à comissão, e depois recebia feedback se foste financiado ou não. E se foste financiado, então o segundo papel do meu trabalho era fazer gestão de projetos. Também, um dos projetos que geri foi como coordenador piloto. Então nós

13:05 estávamos realmente a implementar soluções de otimização de micro-redes em três países: Roménia, Espanha e Noruega. Eu era o coordenador piloto principal para todos os três locais, então tinha que coordenar com os fornecedores de equipamentos, uma universidade que tinha desenvolvido um novo algoritmo para otimizar o consumo de energia, e depois com o próprio local - o gestor do local que opera esse local diariamente. Então foi um tipo de envolvimento multi-stakeholder interessante, mas dentro do lado da energia. E também

13:42 a trabalhar realmente com esquemas de financiamento europeus e a realmente compreender - isto é bastante complexo a vir de fora da Europa, para ser honesto - mas quando começar a ver as diferentes tendências e diferentes temas, podes começar a aprender como é que isto funciona e qual é o benefício. E uma das coisas que senti que faltava lá era o impacto desses projetos, porque a investigação europeia pode ir até um certo nível e depois tem de terminar, e

14:08 então tinha de entrar no mercado, porque é aí que o interesse comercial o levaria mais longe e desenvolveria algum valor para a sociedade. E foi aí que pensei que talvez fosse um pouco lento comparado com o mundo comercial. E foi aí que parei de trabalhar lá e passei para o próximo cargo. E o próximo cargo foi com a Nodes, como gestor de desenvolvimento comercial.

14:35 Portanto, de forma interessante, no meu último trabalho estava a fazer um projeto de R&D com a Nodes, onde já tinha visto a sua plataforma e tinha analisado - era muito interessante. Era um novo conceito para criar novos mercados de flexibilidade locais, sobre o qual tinha um pouco de conhecimento, mas não realmente, e simplesmente contactei meu contacto lá e perguntei:

15:01 "Ei, isto parece mesmo muito interessante, e estou mais interessado em realmente comercializar estas novas inovações, e a vossa plataforma já está numa fase em que pode ser comercializada." Então juntei-me a esta empresa em 2023 e temos estado a trabalhar lá. OK, e antes de nos aprofundarmos nessa, penso que há um episódio que poderia ser interessante - Charge B&B também - que poderias elaborar um pouco, sobre o que

15:27 do que se tratava. O nome é apelativo. Sim, absolutamente. Portanto, enquanto estava a trabalhar nesta organização de investigação, no instituto de investigação na Noruega, uma das coisas que era realmente interessante na Noruega - e penso que a maioria dos ouvintes também vai aperceber-se - é que a Noruega tem muito carros elétricos, certo? E essa foi uma das coisas que também senti quando cheguei lá e comecei a viver lá, que

15:52 quando precisei de um carro, vamos a um elétrico porque estou na Noruega. Mas um dos maiores problemas que enfrentei foi que no local onde estava a viver, estava a arrendar uma casa, e o proprietário tinha um carregador de carro elétrico, e era para o seu próprio carro. Não podia carregar nele com nenhum modelo comercial. Tinha de carregar, e teria de calcular manualmente quanto

16:16 tinha carregado, o que não era muito justo para ele e talvez também não fosse justo para mim. Mas realmente onde estava a viver, havia uma escola que ficava a cerca de 5 minutos a pé, e tinham 8 carregadores de 22 kW instalados naquela escola. E a escola apenas - as pessoas que iam lá estavam a carregar da manhã até à tarde. A escola fecha, os carregadores ficam lá, e eu estava a olhar para eles

16:45 o dia todo sempre que passava pela escola, a pensar: porque é que não posso carregar lá? De 2020 até 2021 estive a olhar para isto - havia muitos destes carregadores naquela pequena cidade na Noruega. E depois fui contactado por um velho amigo meu que estava a viver na Holanda, e ele tinha esta ideia de um hackathon: porque não fazes o Airbnb do carregamento? E eu

17:11 disse-lhe: na verdade estou a enfrentar este problema na Noruega, portanto isto é realmente um problema real que estás a descrever-me. Portanto vamos unir forças. Vamos criar uma startup - tornar-me naquele empresário de que te falei mais cedo. Portanto criámos a empresa, e então enfrentámos o primeiro desafio. Era um desafio de imigração: como imigrante na Noruega, ou penso que na maioria dos países, até

17:36 teres vivido lá durante um certo número de anos, não podes criar uma empresa só por ti. Este era o requisito de imigração - precisas ter um cidadão norueguês envolvido, sim, ou um residente permanente. Portanto não era cidadão nem residente permanente, portanto envolvemos outro colega meu que era, e ele também estava a trazer alguma experiência da sociedade norueguesa e um pouco mais de conhecimento da sociedade norueguesa.

18:03 Portanto éramos 3 que começámos. E depois rapidamente percebemos que, assim que aprendemos a primeira palavra-chave - OCPP - o que é isto, e de repente batemos contra a parede que nenhum de nós tinha as competências de desenvolvimento de software realmente necessárias para desenvolver uma plataforma que pudesse permitir o Airbnb do carregamento. Foi quando contactei outro estudante que estava a estudar na mesma cidade onde estava a trabalhar.

18:31 Ele juntou-se a nós como programador full-stack. Ele também era do Paquistão e tinha vindo lá para estudar, e tinha muita experiência a desenvolver aplicações full-stack. Portanto tornámo-nos 4. Já podes começar a ver que, como startup, éramos um grupo bastante grande, não realmente tendo validado o problema num mercado real. E isso rapidamente se tornou o maior desafio - realmente estávamos a pressionar para que o

18:56 mercado se movesse, em vez de o mercado nos chamar e nós começarmos a integrar. Portanto é verdade que acabámos por ganhar muitos concursos na Europa. Ganhámos um grande prémio do Postcode Lottery - eles têm este Green Challenge, operam-no em 5 países - e fomos escolhidos como vencedores na Noruega como a melhor startup verde. Portanto recebemos €100.000 de financiamento com isso, e depois também tivemos alguns

19:28 subsídios do governo norueguês para ajudar realmente a construir este conceito. No final fizemos alguns pilotos. Fizemos um piloto com o município local de uma pequena cidade chamada Halden, no lado leste da Noruega. Estávamos a partilhar os carregadores de duas escolas com a comunidade lá. Mas rapidamente vimos muitos desafios em ter um sistema multivendedor. Tínhamos os carregadores - os carregadores de dois pólos da

19:56 Schneider, 22 kW. Primeiro tivemos de descobrir se tinham uma ligação de internet naquele local, que não estava ativada, portanto tivemos de contratar um eletricista local ou um especialista em redes que fosse lá e abrisse o carregador. Era a única pessoa autorizada a fazer isso pela empresa. E teve um custo para cada carregador que tínhamos de integrar, porque estes carregadores foram instalados pelo município e quando os instalaram nunca

20:25 tiveram o requisito de já os ativar com internet. Portanto foi um desafio. Depois quando começámos a partilhar os carregadores, também vimos que muitas vezes - naquela altura penso que era OCPP 1.6, se não me engano - não estava a comunicar muito bem. Os carregadores reportavam um estado de carregamento, mas o cliente estava-nos a dizer

20:54 que o carro deles não estava a carregar; estava simplesmente ali parado. Portanto, tivemos muita má comunicação entre os dois sistemas, e também da nossa parte acho que ainda estávamos a aprender como é que estes protocolos funcionam e como integrá-los com os carregadores. Então havia também muitos desafios reais de entrega. Finalmente terminámos esse piloto. Teve alguns resultados, mas não realmente bons o suficiente para o município dizer

21:20 "OK, vamos fazer isto em toda a parte", porque também exigia que o município envolvesse muitos atores, obtivesse aprovações e fizesse muito trabalho administrativo, o que era complexo para eles. Por outro lado, também já estávamos a falar com um grande operador de frotas na Noruega chamado Posten, que é o Serviço Nacional de Correios. Eles tinham alguns depósitos onde estavam a carregar as suas vans - tinham

21:49 vans elétricas que carregavam à noite no depósito. Eles apanhavam o correio ou todas as entregas de manhã, iam para o terreno e entregavam. Mas quando estavam no terreno aqueles carregadores ficavam ociosos, e o conceito novamente era partilhar aqueles como o Airbnb do carregamento. Tínhamos aprovação da sua gestão para fazer este piloto, mas essencialmente todas as aprovações chegaram tão tarde que

22:16 ficámos sem financiamento também, e também sem motivação, porque éramos uma equipa bastante grande nessa altura - cerca de 6 pessoas - mas não tínhamos realmente validado o produto. Toda a gente sentia que havia algo ali, mas será que estava realmente a avançar? Todos concordámos em seguir em frente a partir disso, levar todos os aprendizados. Acho que isso é uma das coisas que realmente apreci - que quando você

22:39 tem um fracasso, o qual é bastante apreciado nos EUA, talvez menos assim na Europa nos dias de hoje, realmente ensina-vos muito. Aprendem-se tantas coisas ao longo do caminho que se podem usar depois na vida, tanto numa perspetiva tecnológica, da cultura da equipa, e também a dinâmica de como lidar com clientes e fazer product-market fit - um termo que

23:07 aprendemos bastante tarde, diria eu, como fundadores de primeira viagem. Mas no geral foi uma ótima experiência, e também me ajudou no novo papel em que estou atualmente a trabalhar. Sim, uma história muito interessante. Obrigado por partilhar. Apenas mais uma coisa sobre isto - como é que olham para trás para este problema, o problema fundamental que queriam resolver? Se olharem à volta, há ainda tantos carregadores que não estão a ser partilhados. É um grande tópico na

23:34 indústria. Qual é a vossa opinião? Por que não é comum? Por que não há outras pessoas que tenham resolvido este problema com o mesmo B&B de carro de segunda? Sim, acho que é uma muito boa pergunta. Realmente gostaria que houvesse uma solução assim, mas como disseram, ainda há um problema que precisa ser resolvido. Há algumas soluções que estão a funcionar no Reino Unido que, da última vez que verifiquei, conseguem escalar até um certo nível, mas isso é realmente

24:03 uma abordagem comunitária para isso, certo? Não é realmente uma solução plug-and-play como têm do outro lado das soluções EMSP ou CPO. Esta partilha de carregadores não escalou. Apesar de um dos maiores players, Monta da Dinamarca, ter começado na mesma altura em 2022 quando nós começámos, e os fundadores tinham realmente uma excelente experiência de ex-Tesla, e escalaram a plataforma. Na verdade, o seu produto inicial

24:31 - a aplicação - tinha esta opção de partilhar o seu carregador. Mas ao longo dos anos, acho que também viram que as margens de lucro são mais altas do outro lado, onde têm esta abordagem de plataforma para conectar diferentes sistemas e diferentes localizações. Portanto, a sua maior parte da receita, presumo que seja daí. Ainda permitem, acho, que partilhem o carregador, mas não é realmente o negócio principal. E acho que o principal problema que sinto nesta ideia ou nesta

24:59 resolução de problemas são as margens, porque se fizer um modelo de partilha de receita, que é bastante comum na indústria de carregamento, então as suas margens são tão finas na manutenção deste tipo de plataforma. E depois o segundo problema com isso é a experiência, a experiência do utilizador para o cliente. Se o carregador se estragar, talvez não seja culpa sua, mas então o cliente começa a culpar a sua aplicação, e então começam a ver a escala a não atingir e já têm uma

25:30 má imprensa. As pessoas não confiam nisso no mundo do carregamento de VE porque toda a gente que está a carregar o seu carro realmente quer que ele seja carregado. Porque se tiver uma vez uma má experiência - no nosso caso, foi esse o caso quando estávamos a fazer o piloto - se houve alguém que uma vez o carregador não começou e não foi culpa nossa, foi o próprio carregador que não respondeu, os clientes deixaram de usar a nossa aplicação e saíram do

25:55 esquema piloto. E acho que é realmente importante para esta ideia ficar. Portanto, alguém tem de encontrar um modelo de negócio muito bom que o faça escalar e também ter uma experiência de utilizador realmente boa onde funcione. Tudo bem, agora avançando e olhando para o presente. Contem-nos tudo sobre Nodes. Qual é o problema que a empresa está a tentar resolver em primeiro lugar? Sim, absolutamente. Portanto, o problema começou realmente no conceito onde Nodes

26:25 foi criada. Deixem-me levar-vos um pouco para trás. Portanto, Nodes foi criada em 2016 a partir de um conceito onde a empresa local de rede na zona sul da Noruega enfrentava um problema de congestão numa grande estação transformadora. Congestão, significando - apenas para o público que não sabe - é que não conseguem fornecer energia suficiente através da sua rede elétrica porque está quase cheia. Portanto, depois

26:56 reuniram alguns especialistas e pensaram, OK, qual é a nova forma que conseguimos resolvê-lo em vez de colocar um grande transformador. Reuniram muitos especialistas da Microsoft e também de muitas outras empresas. Até Nord Pool estava envolvido nessa altura, o operador do mercado grossista. Portanto, juntos desenharam o primeiro design de mercado da Nodes, que era essencialmente baseado no Clean Energy Package na Europa, que já falava sobre este papel de agregador e prosumidores. E também

27:26 mercados de flexibilidade local. Portanto, o Pacote de Energia Limpa - para os ouvintes, é o pacote que a Comissão Europeia e o Parlamento decidiram em 2021 e que foi aprovado, que se aplicará a todos os estados-membros e envolve muitas coisas, muitos regulamentos e directivas - e um deles aqui este ano. Sim, absolutamente, obrigado por esclarecer isso. Portanto, é algo que está no Pacote de Energia Limpa. No projecto anterior, acho que no projecto de 2015–2016,

27:54 dizia que o DSO, o operador do sistema de distribuição, pode utilizar sistemas ou soluções baseados no mercado para resolver os seus problemas. Assim, este pequeno grupo em conjunto desenhou este design de mercado e criou uma plataforma. A plataforma foi realmente concebida para ser um conceito nodal - é por isso que o nome Nodes vem daí. O nó de rede é um conceito realmente importante na plataforma, porque o que está essencialmente a fazer é criar uma réplica da sua rede física numa

28:27 plataforma digital. A sua rede está conectada de ponto para ponto. Tem um ponto de conexão de baixa tensão ligado ao de média, e média a alta tensão - é assim que funciona a nossa rede eléctrica. Portanto, pode criar uma réplica semelhante disso na plataforma Nodes. Um gémeo digital - sim, exactamente, pode chamar-lhe gémeo digital ou pode chamar-lhe um modelo de rede simplificado; há diferentes terminologias utilizadas para isso. Mas neste caso trata-se realmente de pegar num alimentador ou

28:55 numa linha da sua rede eléctrica, ou até numa subestação transformadora, e depois pode dizer: OK, este é o meu nó filho. Terei alguma visibilidade sobre este nó. Neste caso, um nó seria como uma linha - mas o que é um nó? Vamos esclarecer isso. É uma boa pergunta. Portanto, na nossa plataforma neste momento pode ser qualquer coisa. Realmente depende da rede

29:20 O quão detalhado é o modelo que querem desenvolver na plataforma, se querem adoptar a abordagem de conectar cada linha - talvez a nível de rua, de 400 volts acima - ou se preferem talvez começar a um nível de média tensão, cobrindo toda a cidade. Portanto, é realmente configurável. E vimos - podemos chamar-lhe 'nível'; um nó seria como outro sinónimo para nível, sim, exactamente. Portanto, pode ser um nível realmente baixo da

29:48 rede, e depois começam a conectar esse nível baixo para cima na cadeia, levando realmente cada nível acima. O conceito que isto permite é que pode realmente resolver problemas muito locais, e era realmente o problema que existia em 2016 onde esta plataforma era uma prova de conceito. Portanto, realmente resultou em obter alguma flexibilidade da rede e resolver esse problema de congestionamento da rede eléctrica.

30:16 Depois, essencialmente, apenas para estabelecer as bases e o contexto. Portanto, o problema fundamental é aquele que disse - congestionamento - que já foi definido, portanto, não há capacidade suficiente para passar pela rede. E está já a passar pela solução agora, que é flexibilidade. Ou seja: atrasar e diferir certo consumo - basicamente, ou produção - ou reduzir a produção de energias renováveis. Essas são as duas alavancas, certo? Exactamente. Portanto, se eu resumir apenas

30:51 o que a plataforma Nodes faz: facilita a negociação entre a empresa de rede e o fornecedor de serviços de flexibilidade, onde o conceito é que compra flexibilidade de cima para baixo - realmente a partir da rede - e depois vende flexibilidade dos activos. Pode ser carregamento de carro eléctrico, pode ser baterias, pode ser bombas de calor, todos os tipos de activos, portanto não há limitação nisso. O objectivo real aqui é que é um activo de geração ou consumo. Ou

31:19 aumenta a sua geração ou reduz a sua geração - chamamos a isto regulação para cima e para baixo - e depois o oposto para a procura. Portanto, se está a consumir electricidade, pode aumentar o seu consumo de electricidade ou diminuir, e é aí que está a flexibilidade, certo? O que explicou. Portanto, o que fizemos nesta plataforma é que, como empresa de rede de distribuição, para começar, podem realmente criar um mercado locacional. É por isso que o chamamos mercado de flexibilidade local, onde esta empresa de rede pode dizer:

31:50 "OK, estou a enfrentar um problema neste transformador. Tenho essencialmente duas opções: uma, pôr mais cobre, colocar um transformador grande; ou a outra opção é que posso utilizar o que já tenho dentro da minha rede, que são estes novos recursos energéticos distribuídos." É outro termo, DER, a ser utilizado muito nos dias de hoje, que significa painéis solares fotovoltaicos em casas das pessoas ou em edifícios, ou baterias, bombas de calor, carregamento de carro eléctrico - tudo isto está no termo DER. Portanto,

32:24 a empresa de rede pode essencialmente fazer ambas as funções, e é o que vimos. Podem planear actualizar esse transformador nos próximos cinco anos, porque não podem apenas construí-lo num dia. Demora tempo com todos os requisitos de permissão, a documentação, a obtenção do equipamento, licitação - tudo isso. Entretanto, vemos que há muitas empresas a fazer um modelo de negócio onde podem realmente permitir essa flexibilidade. Portanto, novamente, procura aumentando ou

32:56 diminuindo, ou geração aumentando ou diminuindo. E veem isto como um fluxo de receita. Portanto, é aí que os chamamos fornecedores de serviços de flexibilidade. A sua função é essencialmente que são agregadores - agregador é outro termo, exactamente. E central virtual de energia, porque é também um termo comum - chama-lhes assim? Portanto, é por isso que os designámos a todos como fornecedores de serviços de flexibilidade. Portanto, pode ser uma central virtual de energia,

33:24 pode ser um agregador, pode ser um operador de baterias, pode até ser um CPO, operador de ponto de carregamento. Portanto, pode ser diferentes funções. Portanto, categorizámos-os como vendedores no mercado - ou chame-lhes fornecedores de serviços de flexibilidade, ou FSPs abreviado - e depois do outro lado temos os compradores, e esses são tipicamente as empresas de rede. Portanto, começamos realmente ao nível local, e começámos com os DSOs para validar o conceito

33:53 na Noruega com os DSOs do sul da Noruega. Depois escalámos para envolver também o TSO, e aí vimos realmente diferentes conceitos a aparecer onde o DSO e o TSO podem comprar flexibilidade usando a mesma plataforma, e também comprando flexibilidade do mesmo ativo. Isso também é muito importante saber, porque no final a física não muda. Tem energia elétrica a fluir de um lado para o outro, e na outra direção tem a bateria que

34:30 pode estar a injetar novamente na rede. Então tem uma bateria que pode ser necessária tanto ao nível de transmissão como ao nível de distribuição. Então isso é algo que também vimos agora no nosso lançamento recente no mercado na Finlândia, onde tanto a Fingrid como o DSO Helen - Helen Sähköverkko - estão ambos a negociar na mesma plataforma e a competir pelo mesmo ativo. Então quem tiver a necessidade vai pagar o valor mais alto, e é assim que também vimos isso. Então

35:00 tem de convencer os stakeholders - principalmente os prestadores de serviços de flexibilidade, vamos chamá-los FSPs - para tornar isso mais eficiente do que a compensação. E para as utilities, ou os DSOs em particular, é maioritariamente um business case: tem de calcular OK, quanto dinheiro pode poupar comparado com cobre e um transformador, como DSO, e quanto dinheiro pode ganhar com esta fonte de flexibilidade extra? Pode haver alguma canibalização ou outros valores que o FSP pode perder ao participar.

35:37 nesse mercado, ou talvez seja apenas um value stack. Pode elaborar sobre estes dois pontos? Absolutamente. Então essencialmente a plataforma permite ao mercado ter quatro parâmetros comuns entre os compradores, as empresas de rede, e os FSPs, os vendedores. É localização, preço, volume e tempo. Então com estes quatro parâmetros, estão efetivamente a negociar flexibilidade entre si usando a plataforma. Então como primeiro ponto, o que precisamos para ativar o mercado é uma

36:08 grande empresa a aderir à plataforma. Então são atualmente os clientes principais para Nodes, porque são os que têm o trabalho de fornecer eletricidade a todos os seus clientes, e estão a começar a ver isso como sendo um grande desafio nos próximos anos. Alguns dos países já enfrentam esse desafio. Por exemplo, nos Países Baixos, a rede está tão cheia que pode precisar esperar vários anos para instalar uma estação de carregamento de carga pesada

36:35 na autoestrada. Então têm a necessidade. É por isso que o nosso objetivo principal é primeiro colocar a empresa de rede a bordo para que criem os nós de rede na plataforma - as áreas onde veem que precisam da flexibilidade. Então é realmente um mapa onde põe um sinal dizendo que OK, esta área é onde vou abrir um mercado, um mercado de flexibilidade local onde vou precisar de serviços. Então vamos para o outro lado. Então assim que o DSO decide

37:03 onde comprar a flexibilidade, podemos começar a disponibilizá-la no nosso website, Nodesmarket.com. E se forem à plataforma Nodes, vão ver o mapa onde as áreas estão visíveis. E o que estamos essencialmente a fazer é convidar todos estes FSPs a começarem a aderir ao mercado, onde veem uma localização no mapa onde têm um ativo. Um ativo, como descrevi, pode ser qualquer tipo de fonte de energia distribuída ou recurso de geração. Então

37:32 uma vez que começam a registar-se na plataforma, a empresa de rede e Nodes essencialmente começam a desenhar as regras do mercado, porque estes mercados, como os outros mercados que conhecemos - o mercado grossista ou o mercado do operador do sistema de transmissão - todos têm algumas regras através das quais participam. Então estes mercados ao nível da distribuição também têm algumas regras. É aqui que entra a nossa experiência, porque temos estado a fazer isto há mais de oito ou nove anos com muitas empresas de rede diferentes. Então

38:00 trazemos um conjunto muito simplificado de regras, onde a empresa de rede nos diz, OK, o tamanho mínimo de proposta neste mercado - o que sugerem? Sugeríamos: na nossa plataforma pode ir tão pequeno como 1 quilowatt, e depois pode agregar até vários megawatts. Então a empresa de rede pode dizer OK, 1 é bom, ou pode dizer, não, prefiro 50 porque tenho certas necessidades para a minha mesa de operações. Isso significa 50

38:25 deveria ser o tamanho mínimo. OK, conseguimos isso. Então o segundo ponto é: como empresa de rede, o que quer resolver? Se quer resolver o adiamento do seu investimento - então atrasar os investimentos na rede - então pode querer lançar um contrato de reserva. Então quer lançar um flex longo, como chamamos, um contrato a longo prazo onde o DSO ou a empresa de rede está a dizer vou comprar flexibilidade

38:55 para uma capacidade e reservá-la para mim - significando para a empresa de rede. E vou pagar ao prestador de flexibilidade uma taxa de disponibilidade porque estão a fornecer um serviço para mim onde estão a disponibilizar este ativo. Este é o valor que é pago ao FSP como um preço base, que é normalmente mais baixo porque é um preço de capacidade. E o DSO então decide para o segundo problema, onde podem ter uma

39:25 situação N-1, ou um problema de congestionamento em tempo real conforme se aproximam da hora de entrega. Então a reserva flex longa está a acontecer talvez meses antes. Por exemplo, na Noruega ou na Suécia, a empresa de rede reserva flexibilidade para o inverno porque é onde a rede está realmente sobrecarregada. Então reservam isto por três meses ou talvez quatro meses - o contrato flex longo. Então conforme se movem mais para tempo real ou perto da hora de entrega, a

39:56 empresa de rede vai começar a negociar o flex curto, que é principalmente a energia ou a parte de ativação. Então tem o contrato de capacidade, depois tem a ativação do contrato de energia. O flex curto é onde realmente tem concorrência acontecendo, então pode ter muitos prestadores de serviços de flexibilidade a entrar e a oferecer a sua flexibilidade, e a empresa de rede olhando da sua mesa de operações - têm as suas próprias ferramentas, que normalmente é análise de fluxo de carga que fazem -

40:24 e vão descobrir, OK, nesta localização vou enfrentar um problema N-1. Então podem comprar no mercado - portanto D-1 é o dia anterior. E N-1 significa que está a perder um componente crítico da sua rede, ou seja, está a receber energia de dois transformadores, digamos, e um dos transformadores teve uma avaria, um problema, e então está apenas a depender de

40:48 um. E se esse falhar, então há um apagão nessa área. Portanto, esta é uma situação realmente crítica. E apenas para contexto para o ouvinte aqui também: a lei europeia na verdade determina que a empresa de rede não pode simplesmente desconectar pessoas por conveniência, o que noutros países pode acontecer sem penalidades, mas na Europa as penalidades são realmente, realmente severas. Portanto, para eles, a alternativa é ou, como disse, construir a rede

41:14 que provavelmente estão a fazer ao mesmo tempo, mas ainda assim obter algum serviço dos FSBs e depois pagá-los uma quantidade significativa. E qual é a quantidade significativa? Portanto, isto é também onde foi a sua pergunta original. Vimos os preços variarem de forma diferente de diferentes países e também de um DSO para outro DSO também. E a razão é que realmente depende de qual é a situação da rede,

41:42 hoje, certo? Portanto, vimos que na Noruega na última época havia quase mais de 100 megawatt - 100 megawatt-hora de contratos de disponibilidade que os DSOs compraram. Portanto, isto não é transmissão, isto é distribuição, muito local, mas ainda assim reservaram quase 100 megawatt-hora dessa reserva. Isto era 1 hora cada bloco, portanto megawatt-hora disso, e estavam a pagar cerca de €20 por megawatt-hora para reservar. Portanto, era uma pequena quantidade de dinheiro. Mas

42:16 no ano passado também a nossa equipa fez uma análise e viu que na verdade os DSOs estavam a comprar mais reserva. Estavam a tentar proteger a sua rede, mas estavam apenas a ativar menos de 10% desses contratos. Portanto, nesta próxima época de inverno estamos a ativar um novo produto chamado Long Flex with arming. O que isto significa é que se um FSB oferece flexibilidade ao DSO, digamos a €20 por megawatt-hora, vai receber isso. Esta é uma receita garantida,

42:49 mas não vai estar armado se o DSO não tiver necessidade. Portanto, digamos que o DSO o contratou no verão para o inverno, de novembro a fevereiro, digamos na Noruega, e está a pagar-lhe €20 por megawatt-hora. Então quando chega novembro, fazem novamente o seu fluxo de carga e veem que na verdade não é um inverno rigoroso, ou talvez consigam gerir porque já têm capacidade na rede. Iriam na verdade libertar o seu ativo, portanto não

43:15 vai estar armado, e depois pode fazer stacking de valor do seu ativo para o mercado do operador do sistema de transmissão. A cronologia disto está definida de forma a que os DSOs façam o contrato Long Flex no verão. Depois D menos 2, portanto 2 dias antes da entrega, o mercado para o operador do sistema de transmissão na Noruega - o mercado MFRR, e também os outros, o FCR e outros - abrem. Portanto, se o fornecedor de serviços de flexibilidade não

43:43 receber este sinal de armamento, o fornecedor de serviços de flexibilidade está aberto a participar no mercado de nível de transmissão. Isto é muito popular, acho eu, agora com muitos atores na Noruega neste momento, e também estamos a começar a ver discussões a acontecer noutros mercados onde estamos a operar também. Portanto, o objetivo aqui é essencialmente realmente permitir o value stacking e permitir um novo mercado, porque os DSOs não estavam realmente a comprar aos FSPs, certo? Portanto, não havia

44:12 nenhum preço associado. Mas agora com isto pode realmente fazer o value stacking de DSO para TSO, e dentro do DSO já tem múltiplos mercados, certo? E é aqui que vai obter o espectro completo de todos os fluxos de receita que tem aqui. E há alguns números que pode dar relacionados com DSOs a beneficiar do produto em termos de poupanças? Imagino que não é tão fácil quantificar a proposta de valor que oferece comparado

44:44 com o que conhecem sobre construir mais cabos e transformadores. Sim, esta é uma pergunta muito importante, para ser honesto, e na verdade há duas coisas ligadas a isto. Há uma sobre fazer esta análise de custo-benefício para a empresa de rede - qual é o valor da flexibilidade. Agora há também outro aspecto que é muito importante: como as empresas estão a ser pagas hoje, porque apenas para recapitular, são entidades reguladas, certo? E a maioria da receita para

45:14 eles é essencialmente fazer passar a eletricidade através dos seus cabos para o cliente final, e o cliente final usa a eletricidade. O cliente final paga uma renda de rede ou uma taxa de rede, e é assim que regressam com receita. Não podem fazer lucros enormes com isto porque são uma entidade regulada. Têm uma função social e precisam cumpri-la. A regulação atual na maioria dos países onde estamos a operar tem um modelo de capex. Portanto, quanto mais investimentos

45:43 estas empresas fazem na rede para fornecer essa eletricidade ao consumidor final, mais dinheiro regressam. Portanto, o incentivo é realmente colocar mais cobre no chão, e isto é também um grande tópico. Exatamente, e é um grande problema na maioria das discussões que tenho com as empresas de rede - que veem que não há incentivo para eles. Porém, estamos agora a ver a discussão a acontecer a nível da UE.

46:09 Há uma mudança de política a ser discutida - voltaremos a isso também - mas também nos reguladores nacionais, as NRAs estão realmente a pressionar as empresas de rede para pensar em opex assim como um componente chave. Vimos que os mercados de flexibilidade local mais maduros estão no Reino Unido porque o modelo foi adotado pelo regulador lá para uma abordagem totex, portanto um total onde capex mais opex é calculado e então a rede

46:38 a empresa recebe essencialmente o dinheiro. Com esta mudança na regulação, haverá um grande incentivo para as empresas de rede não apenas pensarem em mais cobre no chão, mas também noutros serviços como a flexibilidade. Agora o outro lado - o valor do investimento na rede. Houve um estudo do Smart Energy Group, que é um grupo de lobby baseado em Bruxelas sobre resposta à procura, e estimaram que cerca de 600 mil milhões de euros

47:08 de investimentos têm de ser feitos na rede europeia nos próximos 5 a 6 anos, e a maioria desse investimento, mais de 300 mil milhões, irá para o nível de distribuição da rede. E a estimativa deles é que se desses 300 mil milhões conseguisse investir pelo menos 10 mil milhões em flexibilidade, já ganharia vários mil milhões de euros em eficiência na sua rede, porque então também estaria a permitir que a rede seja mais responsiva à procura

47:40 e à geração que está localmente presente. Portanto, é um grande número. Quer dizer, nos próximos 5 a 6 anos, verá isto como um dos principais ativadores. E é por isso que há uns dias atrás estava na Finlândia, e a Comissão Europeia - um dos representantes - apresentou que também estão a trabalhar numa metodologia comum sobre como avaliar as necessidades de avaliação dos DSOs, e haverá

48:09 algo que sairá da Comissão também com metodologias comuns sobre como valorizar a flexibilidade e os investimentos na rede. E essa metodologia provavelmente também servirá muitas das empresas de rede na Europa onde a flexibilidade ainda não estava na agenda. E isto é algo realmente importante - acreditamos que daqui para a frente virá mais regulação, mas também ao mesmo tempo os mercados que estamos a executar, os dados estão a ser

48:38 gerados. Portanto, há duas coisas que virão juntas para realmente convencer as empresas de rede que ainda não iniciaram esta jornada. E há - penso que já estão ativos em diferentes geografias - qual é a sua opinião sobre o panorama regulatório? Já mencionou o Reino Unido ser muito bom e favorável a este tipo de mercados de flexibilidade. Há países onde não poderiam operar mesmo que quisessem, ou como vê as condições geográficas? Sim,

49:09 portanto a NRE está atualmente a operar na Europa e também no Canadá na América do Norte. Estamos a dividir os mercados e as iniciativas que temos essencialmente em duas categorias diferentes. Uma é comercial, onde estamos a conseguir clientes para adquirirem a nossa plataforma - normalmente é um contrato público, ou um contrato público mais privado, da nossa plataforma. Portanto, os nossos mercados principais são atualmente a Noruega, a Suécia, a Finlândia, a Bélgica,

49:40 na Europa onde já temos mercados comerciais, e também no Canadá temos uma iniciativa de flexibilidade, que é ligeiramente diferente do mercado porque ainda estão a começar a ver a flexibilidade como uma ferramenta. Foi uma iniciativa de flexibilidade do verão que fizemos na região de Ontário no Canadá. Para além disso, estamos a trabalhar na segunda categoria, que são os estudos de investigação e design de mercado que fazemos e as metodologias de design de mercado que funcionarão nesse país.

50:09 Aí estamos a trabalhar na Grécia com o operador de transmissão e de distribuição lá, e também na Suíça com o DSO no lado italiano do país, e também em Espanha. Portanto, estes são os três no lado europeu onde estamos a trabalhar do lado da investigação. E depois também temos no Reino Unido um projeto - um projeto de DSO comunitário - onde na verdade duas comunidades de energia

50:35 estão efetivamente a fornecer flexibilidade à empresa de rede através da plataforma Nords, e isso também tem estado no espaço de investigação. Portanto, estes são os dois modelos com que temos estado a trabalhar, e agora estamos realmente a começar a ver muito mais contratação pública da nossa plataforma. Já vemos noutros países - não consigo nomeá-los agora porque estamos em processo - mas já na Europa vemos outros países onde

51:01 a nossa plataforma está a ser adquirida pelo DSO ou pelo TSO, ou ambos. É também interessante que os TSOs e DSOs estejam a juntar-se para lançar um mercado em conjunto. E depois na Alemanha temos realmente tentado trazer esta mensagem. Tivemos alguns projetos de investigação europeus aqui na Alemanha com alguns DSOs, mas não ultrapassou esse patamar. Um dos maiores desafios, penso, tem sido também no lado regulatório aqui,

51:30 onde os DSOs têm estado a usar redispatch baseado em custos em vez de baseado em mercado. Contudo, vemos que no fim o valor de tê-lo redispachado através de baseado em mercado poderia realmente desbloquear valor real também para os operadores do sistema de transmissão, porque então os operadores do sistema de transmissão - que sabem, múltiplos na Alemanha - também poderiam aceder a flexibilidade na rede de baixa tensão. Um dos maiores desafios, penso, tem sido que as empresas de rede

52:01 temem que a sua rede seja violada se alguém vindo do nível alto da rede ativar flexibilidade na rede, e isso cria problemas de confiabilidade. O que é uma preocupação válida, para ser honesto, porque se tem uma empresa de alta tensão ou uma empresa de rede que não tem observabilidade na sua área ao nível local, podem ativar demasiada flexibilidade e isso cria talvez um problema de confiabilidade para a distribuição local. Então aí estamos de facto a permitir

52:30 um novo módulo na plataforma, já a ser usado na Finlândia e também na Grécia, chamado o módulo de coordenação TSO-DSO. O que acontece é que a empresa de distribuição local, quando estão a criar este mercado de flexibilidade local, já podem criar restrições por nó de rede - criando limites - portanto, se o nível mais alto da rede vem e compra do mesmo ativo, se se lembrar do nosso ponto inicial, tem o mesmo

52:58 bateria ou do mesmo carregador, mas agora está a ser utilizado para o serviço de alta tensão, então a empresa da rede de baixa tensão já podia impor esses constrangimentos. Portanto, isso permite que inicialmente esse medo de haver alguns problemas na vossa rede desapareça, porque temos um componente de ativação na plataforma. Temos um algoritmo por trás disso, portanto o algoritmo vai avisar o nível elevado da rede, as empresas de transmissão dizendo que não podem fazer isso porque isso criará problemas de fiabilidade. Portanto, isto é algo que eu acho

53:28 que podia potencialmente permitir na Alemanha também o mercado abrir-se, porque aqui há muitos DSOs, mais de 800 creio eu, o que é muito único em toda a Europa. Mas se começarem a ver isto a acontecer, poderia haver muitos desafios que podiam ser resolvidos com a rede de baixa ou média tensão, e também forneceria o país globalmente para o equilíbrio também ao nível de transmissão. Portanto isso é algo que gostaríamos definitivamente de testar. Sim, eu sei que é

53:54 os constrangimentos que estão a falar - um grande tema também quando falamos sobre flexibilidade do sistema ou amabilidade do sistema, onde de facto deve haver alguns constrangimentos ao nível dos cabos, e não apenas a nível regional mas a nível sistémico geral, para que toda esta agregação de valor dos diferentes mercados possa funcionar corretamente, porque sem estes constrangimentos de facto haverá partes interessadas que legitimamente estão preocupadas com sobrecapacidade. E o que é que precisam para estabelecer um mercado assim? Portanto se

54:29 eu sou um DSO, há também elementos que vos poderiam impedir de ser ativado porque, por exemplo, falta de contadores? Imagino. Sim, é uma pergunta muito interessante na verdade. Portanto, onde quer que trabalhemos e permitamos este mercado - expliquei-vos anteriormente que é uma flexibilidade longa, portanto reservam algo, e depois flexibilidade curta, ativam algo - também temos um terceiro produto chamado Max Usage, que é uma espécie de contrato de fusível virtual, que é

54:57 uma forma mais simples de desbloquear um pouco mais de capacidade da rede. Mas essencialmente para desbloquear esta flexibilidade, ou para a entregar entre a empresa da rede, o comprador e o vendedor, deve haver uma forma de a validar, certo? Portanto, se realmente entregaram os quilowatts ou megawatts que disseram que iam entregar - e é aí que temos um hub de medição de nós, portanto esta é uma plataforma para essencialmente fazer upload dos vossos dados de contadores, que normalmente

55:28 vêm dos contadores inteligentes. Este é um componente de hardware realmente crucial que precisa estar lá, porque realmente precisam dessa resolução de dados para ser carregada na plataforma. 15 minutos. Sim, portanto normalmente vemos 15 minutos. É também, acho eu, a resolução padrão dos contadores a serem implementados na Europa. Portanto vemos que quando a penetração de contadores inteligentes sobe, já podem começar a ter

55:56 mais diferentes níveis de flexibilidade a níveis mais granulares, realmente também do sector residencial. Mas para começar, acho que a empresa da rede apenas precisa de vontade - alguém na empresa da rede dizendo, OK, vamos tentar. Vamos abrir talvez uma área, apenas uma área ao nível de média tensão. Tudo bem. Qualquer um abaixo disso pode vir e fornecer flexibilidade, porque na nossa experiência vimos que quando a empresa da rede abre essas áreas

56:26 e começamos a contactar os fornecedores de serviços de flexibilidade para vir e registar os seus activos, é por vezes uma espécie de revelação de activos na sua área que realmente não sabiam que eram flexíveis, porque talvez tenham feito um estudo há vários anos e descobriram, oh, talvez temos apenas 550 megawatts de flexibilidade. Mas dados reais, ou activos reais, vindo para a vossa visibilidade é apenas quando criam uma área real e criam um incentivo. Estão realmente a dar um incentivo

56:58 de que estamos a abrir um mercado - vir e registar o activo. Não há obrigação para vocês comprarem a vossa flexibilidade como empresa da rede. É apenas um sinal de que estão a abrir algo e vamos conectar. Depois quando o activo é registado e os pontos de medição são carregados, é aí que vimos que se não tiverem uma penetração maior de contadores inteligentes em todos os níveis da rede, poderiam começar com activos maiores. Poderiam começar com uma bateria recém-conectada, que

57:27 podia estar num ponto de contador inteligente, ou poderiam conectar uma grande indústria em primeiro lugar, ou uma grande arena desportiva por exemplo, porque vimos todos os tipos de flexibilidade a chegar, e isso podia apenas iniciar a vossa jornada. À medida que penetram com mais contadores inteligentes, começarão a ver mais flexibilidade residencial e também flexibilidade comercial a chegar ao vosso mercado. E talvez seja uma pergunta estúpida, mas a minha compreensão é também que os DSOs, especialmente

57:54 na Alemanha, não tiveram muitos contadores inteligentes na maioria das redes, ao nível de média e baixa tensão. Como é que realmente quantificam as suas necessidades de flexibilidade para então poderem abrir este mercado em primeiro lugar? Sim, há essencialmente duas formas de fazerem a avaliação. Ou podem ir através dos dados de contadores inteligentes e fazer estudos através disso, o que não está disponível na Alemanha na maioria das empresas da rede

58:27 então. Depois o outro lado é que podem ir através dos seus sistemas SCADA ou do sistema de gestão de distribuição, o DMS. É aí que essencialmente teriam estes sistemas instalados por grandes players neste espaço, como Siemens, Schneider, GE, e também novas empresas a chegar, portanto eles realmente conectariam ao sistema de operação e controlo local da empresa da rede, que tradicionalmente, vocês sabem, tem sido um sistema SCADA muito simples que

59:01 apenas obtém dados dos seus postos de transformação. Mas agora, à medida que vemos que há muito mais inovação a acontecer nessa área, temos sistemas mais modernos onde, com os dados que estão a chegar, realmente podem fazer previsões precisas. Podem prever em diferentes níveis da rede quando uma sobrecarga vai chegar, portanto já podem fazer essa avaliação de necessidades com esse tipo de ferramentas no lado da rede. E muitos dos

59:27 as empresas de rede já têm esses sistemas, quer não estejam totalmente implementados - portanto há módulos destes, talvez não em 100% totalmente implementados, mas podem estar a 50% - e isso ainda lhes dá muita visibilidade dos problemas que estão a chegar. Porque lembra-se, se tiverem um apagão, vem-lhes uma multa enorme, o que não é o que precisam. Portanto estão já a investir nessas ferramentas para ter essa visibilidade de onde estamos

59:54 no limite, em termos de capacidade da rede. E portanto isso podia já ajudá-los a começar essa jornada. E compreendo que é a nível da subestação, por exemplo, na Alemanha, mas como não há tantos contadores inteligentes comparado com outros países, não se consegue ir muito mais abaixo em termos de visibilidade. Exatamente. Portanto há um desafio em ir mais abaixo, mas temos um parceiro na Alemanha, Smite, que conseguiu realmente desbloquear

1:00:21 uma tecnologia ao instalar equipamento de sensores nos alimentadores de baixa tensão. Conseguem realmente trazer essa observabilidade também a partir da rede de baixa tensão, e surpreendentemente o seu maior mercado é a Alemanha - têm vários clientes que já implementaram esse equipamento de observabilidade de baixa tensão e o software com ele. Portanto há, penso eu, muito controlo e visibilidade desse lado. Penso que o desafio tem sido que não há muita motivação

1:00:50 para ir em direção à flexibilidade baseada no mercado. E é provavelmente também porque houve algumas experiências piloto no passado que não foram bem-sucedidas - pode não ter havido liquidez suficiente nesse tempo, e pode não ter havido muitas novas empresas agregadoras que fossem realmente ousadas o bastante para construir essas tecnologias e esses modelos de negócio. Portanto isso teve - estou a especular aqui, mas o que ouço até agora do mercado na Alemanha é que essas experiências piloto não foram realmente um

1:01:23 grande sucesso, e isso resultou em não ir em direção a uma abordagem baseada no mercado para flexibilidade. E falando sobre projetos concretos - de quais é que está particularmente orgulhoso? Diria que estou orgulhoso de todos. Mas o nosso maior mercado é a Noruega, que começou com um DSO, como lhe disse, em 2016, 2018 e 2022, expandiu para os 22 maiores DSOs na Noruega, e agora cobre realmente oito dos maiores DSOs, portanto

1:01:53 expandiu-se para quase dois terços dos pontos de medição da Noruega. Portanto essa é uma área muito grande a ser coberta no mercado de flexibilidade nós. E depois também em Gotemburgo, é muito interessante, porque é uma área muito pequena para a flexibilidade estar aberta, mas a empresa de rede lá, juntamente com a empresa de rede local em Mölndal - portanto são duas pequenas cidades, Gotemburgo e Mölndal - as duas empresas de rede têm estado

1:02:20 conseguir fazer funcionar o mercado durante quatro estações agora, quatro anos. Portanto, em cada estação de inverno executam um mercado, e conseguiram atrair mais de 30 fornecedores de serviços de flexibilidade apenas nessas pequenas áreas. Têm flexibilidade muito interessante proveniente de carregadores de VE, baterias conectadas a carregamento de veículos pesados, e também havia uma experiência de V2G com Volvo lá. Estando presente em Gotemburgo, estão a permitir sinais de preço do DSO mas também permitindo que empresas comerciais

1:02:51 testem novas tecnologias e validem realmente se têm um caso de negócio. Se amanhã, digamos, a Volvo lançar V2G para todos os seus clientes, e a empresa de rede estiver disposta a pagar isto, então há um caso de negócio que podem permitir. Portanto, há realmente interessantes atores locais que contribuíram para esse mercado. E recentemente, na Finlândia, lançámos o primeiro mercado coordenado TSO-DSO onde tanto a Fingrid como a Helen, conforme mencionei, estão a comprar na

1:03:21 mesma área de mercado, o que é muito único porque nunca foi feito antes. Os TSOs sempre tiveram os seus mercados de balanceamento e nunca quiseram envolver os DSOs nos seus mercados, porque a escala é maior ao nível do TSO. Mas esta experiência é realmente sobre resolver congestionamento localmente mas também no ponto de conexão à rede de transmissão. E foi muito interessante no Dia da Flexibilidade da Finlândia que organizámos há dois dias, onde o TSO Fingrid mencionou que a fila

1:03:51 de conexões é quase 70 gigawatts sendo solicitados na rede Fingrid nos próximos cinco anos ou assim - têm de entregar isso. E isto é um grande aumento. Estes 70 gigawatts é a capacidade sendo pedida, e há terawatt-horas de energia que têm de entregar nos próximos 5 a 10 anos. Portanto, conseguem imaginar a escala da eletrificação e das coisas que acontecem lá. Portanto, se

1:04:21 realmente não tiverem dados destes tipos de mercados de flexibilidade local e coordenação com a distribuição local, podem ficar atrasados se começarem daqui a cinco anos. Portanto, é realmente interessante. E vou mencionar rapidamente também outro - Fluvius na Bélgica - porque tiveram a abordagem de realmente responder ao que estava a perguntar, como qual é o valor da flexibilidade. Tiveram a abordagem de realmente definir seis parâmetros principais e realmente partir de um

1:04:51 valor societal da flexibilidade. Portanto, estão realmente empenhados em fazer esse mercado, para que realmente permita um valor muito grande para a sociedade em geral. Vou parar por aqui, mas há outras iniciativas também que foram realmente interessantes ao longo dos anos. E vamos falar também sobre coordenação DSO-DSO. Penso que é também um tópico que aborda, porque não é - sim, não vai apenas de baixo para cima, mas

1:05:18 também vai horizontalmente. Portanto, isto é algo, porque o conceito é o mesmo, certo? Se a empresa de rede de baixa tensão, o DSO local, tem algumas limitações ao seu nível, mas talvez tenham um DSO que é um DSO regional acima deles que não tem visibilidade do DSO local e quem está conectado lá, quanta flexibilidade têm e tudo isto. Portanto, temos realmente na Euroflex, o mercado de flexibilidade norueguês,

1:05:46 na verdade dois distribuidores de energia, LV e Nordgisneth, que estão a fazer essa coordenação entre distribuidores, onde a arquitetura da plataforma Norse com o conceito de nós de rede pai-filho está a ser utilizada, onde a empresa local de distribuição está a convidar os fornecedores de flexibilidade que estão ligados ao seu nível da rede a registar ativos. Os dados do contador inteligente também estão a ser ligados lá, e então a flexibilidade, se não for necessária pela empresa local de distribuição, está a ser agregada num nó de rede mais elevado e

1:06:18 sendo oferecida ao distribuidor regional. Assim, o distribuidor regional consegue aceder à flexibilidade do local, mas se o local a precisar para si próprio, também podem usá-la diretamente e também definir constrangimentos se tiverem problemas com esses volumes mais elevados a serem contratados. O outro exemplo que tivemos foi em Estocolmo. Fizemos um projeto há alguns anos onde os

1:06:45 dois distribuidores regionais estavam a comprar flexibilidade nas áreas um do outro. E o que eles faziam era que também estavam a coordenar com o operador do sistema de transmissão, onde se um distribuidor compra na área do outro, então o operador do sistema de transmissão conseguirá criar um limite mais elevado da sua subscrição de capacidade temporária até ao nível do OST. Assim, a ligação ao OST - eles vão automaticamente aumentar o seu valor lá e diminuir para o

1:07:14 outro na outra área, e depois vice-versa para o outro caso. Isto também era interessante porque depois, a montante do OST, eles já estavam a pagar o mesmo montante, mas se não tivessem coordenado - qualquer um que ativasse mais na direção ascendente ou aumentasse o limite até à transmissão teria de pagar uma taxa extra ao operador do sistema de transmissão. E este é novamente um caso de negócio muito concreto para eles, principalmente na Suécia, porque a regulação

1:07:46 é assim. O distribuidor local tem de pagar ao distribuidor regional uma taxa se exceder a sua capacidade máxima todos os anos, portanto têm um limite máximo definido todos os anos. E depois o distribuidor regional tem de pagar até ao operador do sistema de transmissão. Portanto, já existe um caso de negócio onde, se apenas mantiver o seu máximo abaixo disso comprando flexibilidade, já está a poupar como empresa de distribuição. E penso que isto também é algo

1:08:14 que tenho ouvido dos distribuidores alemães - que também têm de pagar a montante se excederem o seu limite máximo. Portanto, já existe um caso de negócio onde já está a ver o seu máximo a aumentar porque mais pessoas estão a fazer eletrificação, mais ligações estão a ser feitas. Portanto, podia já ter alguma flexibilidade contratada. E é aí que o nosso contrato de uso máximo tem sido realmente interessante, porque então está a dizer que, OK, tenho

1:08:40 uma ligação de 10 MW, mas o meu pico, como operador de bateria ou como estação de carregamento de VE, é talvez 7 MW. Portanto, os outros 3, posso arrendar de volta à empresa de rede, e a empresa de rede pode usar isto para reduzir o custo a montante ou para emitir novas ligações de rede para os novos clientes que estão na fila de espera. Portanto, isso também foi algo para algumas das empresas de distribuição. E falemos mais de uma perspetiva de produto. Como

1:09:08 posso imaginar o produto a ser utilizado por estes FSPs e pelas utilities? É muito API-first, ou há uma aplicação web? Sim, boa pergunta. Portanto, está disponível tanto como aplicação web como também na API, porque estamos a trabalhar com dois stakeholders diferentes aqui. Temos as empresas de rede que estão habituadas a trabalhar em aplicações web ou em aplicações

1:09:37 ao longo dos anos. Portanto, o pessoal deles está realmente treinado e tem capacidades para utilizar a aplicação web na interface do utilizador. É por isso que a interface do utilizador tem sido um dos principais focos da aplicação. Mas somos realmente capazes - eu diria - ao longo dos anos a desenvolver a API para o fornecedor de serviço de flexibilidade, porque um dos primeiros testes que fizemos na Noruega, uma das principais motivações era trazer flexibilidade residencial para o mercado.

1:10:11 E se está a trabalhar com um varejista de energia que é também talvez um agregador, eles dizem que sabem quanto de flexibilidade podem ativar, mas não podem fazer isto manualmente. Têm 1000 casas que agrepariam e vos forneceriam flexibilidade. Então realmente precisa da API para isto, não é? Não pode ir um a um clicando. Sim, ridículo. Exatamente. Portanto, é por isso que a API foi desenvolvida ao longo dos anos, e isto é uma mistura muito interessante porque por

1:10:40 Por um lado, os compradores talvez estejam a usar a aplicação, e depois por outro lado os fornecedores de serviço de flexibilidade estão a usar a API para negociar, mas não é obrigatório, portanto não precisa de fazer a API. Pode já começar apenas utilizando a UI, mas vimos que com a maturidade, os fornecedores de serviço de flexibilidade preferem a API. E quais são as tendências regulatórias que o interessam particularmente? Creio que já sugeriu algumas, mas sim,

1:11:06 uma das principais é o código de rede de resposta à procura da UE que vem no próximo ano, e depois a ser finalizado no ano seguinte, que será algo que todos os estados-membros na Europa têm de analisar e têm de adotar de diferentes formas. Mas esse código de rede para resposta à procura, uma das principais motivações que temos estado a contribuir para isto

1:11:35 é ativar os mercados de flexibilidade local para a distribuição. Porque, como discutimos muito no início, o Pacote de Energia Limpa não mandatou realmente ou não colocou claramente que o DSO deveria usar isto. Disse que pode usar se realmente quiser, mas não é obrigatório. Portanto, é algo que ficaria realmente entusiasmado em ver se realmente colocam na redação final que é algo que deveria ser usado primeiro, porque se

1:12:01 você usa primeiro e vê que não funciona, depois pode recorrer às suas outras soluções - desconexões com acordos de conexão flexível ou tarifas dinâmicas de rede - e há muitas outras ferramentas, que são adequadas, a propósito, porque cada empresa de rede pode ter uma necessidade diferente com base nas suas necessidades de rede. Então isto é algo que me entusiasma bastante, se isto avançar e como o mercado se moldar. Mas também estou bastante interessado em

1:12:27 ver como a paisagem geral em torno das alterações climáticas - e falámos antes sobre o nível geopolítico também, os EUA agora têm um foco diferente - mas o Canadá está a dar um grande salto. A Ontario Energy Board já está a investigar flexibilidade; estão realmente a olhar para análise de benefício-custo, que é uma forma de analisar o que é necessário pela empresa de rede

1:12:59 antes de investirem na rede. E ligado a isto, têm um novo regulamento chamado alternativas sem cabos, NWAs, que é também algo que querem realmente promover flexibilidade. Então há muitas coisas a acontecer em diferentes regiões, mas estas são as duas que eu diria que são realmente interessantes, porque assim que a mudança aconteça de discussões sobre alterações climáticas para discussões sem alterações climáticas

1:13:29 numa região, então o capital começa a mover-se para outros países onde os grupos focados no clima gostariam de investir. E é por isso que já estou a ver e a falar com diferentes fornecedores de flexibilidade onde estão a ver muito capital a chegar à Europa - também na Alemanha onde as baterias estão a ser construídas, e muitos projetos grandes estão a ser feitos, como várias dezenas de megawatts ou centenas de megawatts agora. No Reino Unido já é o caso, também na Alemanha acho que

1:13:57 há muitos projetos em andamento. Portanto, isto é também algo que me entusiasma bastante - isto vai ajudar a flexibilidade porque vai haver mais capital investido, mais ativos a serem ativados, e depois o que precisa é dos mercados. Você precisa de múltiplos mercados para fazer esse retorno do investimento, e é algo assim. E como é que você - referiu-o agora - como é que se posiciona em comparação com outras formas de flexibilidade DSO, como tarifas dinâmicas?

1:14:24 Temos aqui na Alemanha esta nova lei, o EnWG §14a, o parágrafo 14a da lei de energia, que tenta resolver congestionamento através de tarifas mais dinâmicas. É essa abordagem pior em comparação com um mercado, ou de que forma? Sim, eu diria que ambas coexistem, para ser honesto, portanto não deveria ser uma ou a outra. Isto é algo que acho que é bastante claro na Noruega - também temos uma tarifa de rede por escalões.

1:14:59 Portanto, já existe - com o nosso lançamento de contador inteligente já pode ter isso. Na Noruega, se estou a pagar a minha conta de eletricidade e estou acima de um certo pico com a minha média - acho que 3 médias são calculadas durante um mês ou período - então se o meu pico exceder isso, estou no escalão seguinte. Então a minha tarifa sobe e sobe. Portanto, é

1:15:29 como uma tarifa por escalões, mesmo que o mercado já esteja a ser utilizado também. Na minha opinião acho que ambas podem coexistir, e deviam, porque se considera a situação onde toda a gente liga os seus VEs à noite e pode haver uma tarifa de rede dinâmica com um valor muito elevado, então toda a gente deixa de fazer isso. Depois a renda de rede pode ser reduzida, mas o agregador que já os agendou

1:16:00 tem uma grande perda, e pode ter tomado uma posição com o seu fornecedor de energia no responsável do equilíbrio também, portanto pode perder o seu dinheiro ali. Portanto, não existe apenas uma solução para todos, porque se tem ambas presente pode perder alguma receita de uma área porque toda a gente parou o carregamento devido à renda de rede superior, mas por outro lado pode ganhar algo do mercado de flexibilidade. Portanto,

1:16:27 Portanto, acho que há uma possibilidade para ambas existirem, e deveria ser assim. Sim, muito interessante, também um pouco complicado. E acho que matematicamente, do ponto de vista de otimização, tentando otimizar muitas coisas diferentes e mercados ao mesmo tempo - pelo menos pelo que fiz como análise - fica bastante complicado. Problemas não-lineares, multi-critério, multivariados não são os mais fáceis de resolver. Absolutamente, pode modelar tudo

1:17:02 a rede, mas a realidade será sempre diferente. Acho que essa é a realidade aqui, pelo menos com o mecanismo baseado no mercado. Com certeza, parece como um método muito sofisticado para tentar resolver congestionamentos, comparado com uma tarifa talvez - ou ter ambas parece uma abordagem tipo canivete suíço - para resolver este assunto importante, que é provavelmente um onde a transição energética pode estar muito em risco, e

1:17:32 como você diz, há diferentes tipos de flexibilidade: baterias a chegar, e claro VEs e outros que já foram implantados, e produção que poderia ser reduzida, o que obviamente não é o melhor. Portanto, qual fonte de flexibilidade acha que oferece o maior potencial, especialmente para DSOs? Sim, acho que há definitivamente, nos dados que vemos na plataforma - já temos bastante mais de 10 000 ou 15 000 ativos que estão

1:18:02 aprovados, significando que não estão à espera de serem registados. Estão realmente aprovados pela empresa de rede de distribuição, portanto podem começar a negociar e podem fornecer flexibilidade. Se adicionar também os não aprovados, ou pendentes, ou aqueles que ainda estão para ser ligados, depois vai bem acima de 50 000 ou talvez acima de 100 000. Portanto, há muitos mais ativos que estão na fila para aderir. Vimos que o carregamento de VE

1:18:31 ou carregamento inteligente é bastante fácil de fornecer como flexibilidade, portanto acho que isso realmente funciona nos dias de hoje - do fornecedor de serviço de flexibilidade, pode realmente planear bastante bem, para o consumidor final com as suas aplicações ou qualquer solução que tenham. E depois a empresa de rede, no final, eles apenas precisam que o período de pico seja inferior, portanto quando a rede está congestionada, podem reduzir

1:19:00 algo, e isso funciona muito bem. Da última vez que verifiquei, se não me engano, quase 10.000 dos 15.000 ativos são carregamento de VE. Isto também inclui muitas caixas de carregamento residencial, mas pode haver algumas que sejam também os próprios VE, porque também se pode definir o estado de carga a partir do carro. Portanto, é uma mistura aí. E

1:19:27 depois vimos que muitos dos atores começaram, especialmente no lado das baterias - as baterias sendo realmente fiáveis na entrega de flexibilidade - e o value stacking aí com múltiplos mercados é realmente o que se faz com baterias nos dias de hoje. Portanto, vemos que as baterias que estão sendo implementadas apenas como um recurso de flexibilidade são bastante fiáveis e também podem fornecer ao DSO, mas agora também ao TSO, com

1:19:58 este conceito que expliquei, o conceito de long-flex arming. Recentemente também vimos baterias sendo implementadas em conjunto com carregamento de VE de carga pesada em autoestradas na Noruega, onde a função principal da bateria é fornecer esse impulso extra à estação de carregamento de VE quando as pessoas estão viajando de férias. É um período de tempo muito pequeno ao longo do ano, mas o resto do ano esta bateria apenas está aí - é um recurso para o cliente que investiu nela. Portanto

1:20:26 vemos que muitos agregadores técnicos que têm algoritmos inteligentes e mecanismos diferentes conseguem alavancar essa bateria tanto no mercado do DSO criando este contrato de fusível virtual, o uso máximo - para que obtenham alguma receita da empresa de distribuição, o DSO - e depois abaixo desse pico que definiram, conseguem alavancar no mercado do TSO também. Portanto, realmente obtêm o melhor dos dois mundos

1:20:52 para esses ativos, mas ainda a função principal é cumprida - quando, por exemplo, na Noruega no verão, as pessoas estão a ir para as cabanas e parando nestas estações de carregamento de carga pesada, a bateria pode fazer o seu trabalho também. Portanto, isso também é muito interessante. E depois vimos muitos ativos de demand response a chegar também. Alguns deles estão agregados também. Portanto, alguns deles podem ser uma estufa

1:21:17 fornecendo diretamente uma resposta à procura. Tivemos algumas pisciculturas também na Noruega a aderir ao mercado. E depois pode também haver alguma flexibilidade residencial que é agregada também. Portanto, pode ter carregamento de VE em sua casa mas também pode ter uma bomba de calor, e depois o consumidor final está a ativar na app que está a ser flexível. Há diferentes modelos de negócio aí que vimos, onde

1:21:45 alguns dos fornecedores de serviços de flexibilidade também estão a oferecer aos consumidores algumas recompensas - onde estão a receber algum dinheiro de volta numa base mensal, o que é ainda bastante decente comparado a não ter nada, e ainda assim ter seu recurso a ser utilizado. Portanto, há muitos ativos diferentes que vimos, mas alguns dos que mencionei são bastante interessantes e vejo-os a crescer dia após dia.

1:22:10 Quanto é que um condutor de VE recebe por este serviço? Por exemplo, se estou em casa e estou a fornecer este serviço - sim, portanto varia. Sei que a Tibber ativou isto na app. Portanto, como cliente da Tibber, pode-lhe ser oferecida ótimas recompensas. E depois é trabalho da Tibber maximizar o value stacking do meu carregador de VE para múltiplos mercados. Eles o gerem seja no mercado do DSO, ou se pensarem que talvez não seja valioso

1:22:41 para eles, podem fazer value stacking em diferentes mercados do TSO porque já estão pré-qualificados. Ou também podem fazer essencialmente arbitragem no mercado grossista também. Isso também é possível. Portanto, devolveriam talvez - varia - portanto é entre 3 coroas na Noruega, moeda norueguesa, a talvez 10 num dia ou numa semana. E também não é estático, portanto não é um valor garantido, mas é

1:23:12 algo que se obtém ao longo do tempo. E talvez algumas pessoas possam obter muito mais porque podem ter dois carros grandes que estão a carregar em sua casa e podem ter uma casa maior. Portanto, neste momento, acho que na app - da última vez que verifiquei - como cliente só pode fazer isto com smart charging, mas acho que estão agora também a prometer com aquecimento também. Portanto, se tiver uma carga de aquecimento

1:23:32 também, vão combinar ambas e depois podem-lhe oferecer recompensas de rede mais elevadas, porque essencialmente têm mais flexibilidade por cliente. Mas como é que funciona no caso da Tibber? Porque têm, se me lembro corretamente, sempre uma tarifa dinâmica. Portanto, como utilizador final, ativarei a Tibber para começar a carregar não apenas com as tarifas spot mais baixas mas em combinação com as outras coisas, para não ter que me preocupar. E no final do

1:24:05 dia a fatura reflete tanto o spot e deve ser - se estivesse a carregar à tarifa spot que é mais alta do que o que poderia ter carregado, se não tivesse ativado as recompensas de rede, normalmente ainda seria mais baixo, certo? Sim, absolutamente. Portanto, prometem-lhe carregamento ao preço spot, portanto ao preço mais baixo para o seu carro. Portanto, o custo de energia para carregar o seu carro será o mais baixo. Mas depois se

1:24:33 ativar as recompensas de rede - essencialmente o que percebo, e isto pode ser seu conhecimento proprietário, é que conseguiriam usar estes múltiplos mercados de flexibilidade, o de transmissão ou o de distribuição, e depois essencialmente usar seus algoritmos de value stacking para me fornecer dinheiro extra, que são as recompensas de rede. Portanto, o preço spot é para ter o carregamento mais barato para o carro, e o conforto está aí para que tenha a garantia de que o seu carro será carregado no final do dia, certo? Se

1:25:04 o mantiver ligado. Mas depois as recompensas de rede são a cereja no topo, que é pequena neste momento. Mas como vemos nos Países Baixos, a rede é tão congestionada que pode acontecer em toda a Europa, e as recompensas de rede podem começar a aumentar também. O custo de balanceamento também está a aumentar em todos os países, e penso que na Alemanha também houve uma discussão que

1:25:29 Os TSOs aqui podem ter custos de desequilíbrio muito elevados nos próximos anos, se não conseguirem ativos adicionais dos diferentes níveis da rede. Portanto, se olharmos para esse quadro geral do ponto de vista do tamanho de mercado, está a começar lentamente agora, mas se oferecer ao cliente final o carregamento mais barato e ao mesmo tempo utilizar a sua flexibilidade em múltiplos mercados e depois começar a oferecer recompensas, isto pode permitir que as

1:26:01 recompensas também começem a aumentar ao longo dos anos. E que potencial vê para frotas? Já mencionou que teve alguns contactos com os serviços postais noruegueses, este tipo de frota, mas também empresas com os seus próprios carregadores nos escritórios para trabalhadores de escritório - que potencial vê aí para flexibilidade? Sim, acho que, para ser honesto, esse é um segmento de ativos muito interessante. As frotas em geral também, porque têm certas necessidades. No

1:26:29 final, a maioria das frotas na Noruega está a passar para elétrico. Na Noruega, acho que a maioria das empresas tem um mandato para passar para elétrico até 2025. Se não o fizerem, estarão até ao final de 2026, portanto é muito em breve na verdade - está quase lá. Por isso vimos que nos edifícios comerciais onde estas frotas estão a ser carregadas, eles essencialmente têm um dos seus

1:26:59 agregadores técnicos ou agregadores comerciais a trabalhar com eles para permitir essa flexibilidade dos seus ativos. E normalmente é um modelo de partilha de receita a maioria das vezes, onde o dinheiro ganho nos diferentes mercados - portanto como discutimos, mercados DSO e TSO combinados - é partilhado entre o proprietário da frota ou o operador da frota e a empresa que está a fazer o serviço. Existem diferentes empresas a fazer diferentes modelos e

1:27:34 diferentes abordagens. Portanto, algumas têm uma conexão direta ao carro, ou à carrinha, ou qualquer que seja o tipo de veículo. Se forem frotas maiores como camiões, normalmente é o cliente que é proprietário ou tem alugado esses camiões que tem um departamento de energia na sua própria empresa, que depois faz um VPP, porque pode ter uma instalação - porque está um camião grande a ser carregado na sua instalação - portanto pode ter também painéis solares, baterias de backup

1:28:07 Também as luzes nela como resposta à procura, portanto o seu próprio departamento pode ter essa capacidade para fazer VPPs. Mas conforme se passa para operadores de frotas de tamanho médio, digamos assim, começa a ver-se isto como um acordo contratual com outro alguém, e existem modelos diferentes de diferentes clientes. E falando em controlo - na verdade reduzindo e aumentando o carregamento com base nestes sinais - qual é o... Existem restrições dos DSOs? No

1:28:41 meu conhecimento, existem também algumas tecnologias que são obrigatórias pelo DSO ou obrigatórias até pelo regulador, onde precisa instalar algum dispositivo de hardware extra que o DSO controla diretamente. Existem este tipo de restrições? Porque, como rapaz startup, eu preferiria ter mais flexibilidade ao nível da decisão do que tipo de controlo há - se é através do veículo, como disse, ou através do ponto de carregamento,

1:29:08 se falarmos de carregamento, ou se realmente precisa instalar dispositivos extra que não eram realmente necessários do ponto de vista tecnológico de outra forma. E esta é uma pergunta muito boa. Pessoalmente, acho que o trabalho do DSO é manter a rede e garantir que as ligações estão lá para que possam conectar o cliente. Não é seu trabalho saber como controlar o ativo. E este é um dos princípios fundamentais na plataforma Nodes,

1:29:38 que é que quando faz o comércio de energia flex curto, não dá controlo direto do ativo na plataforma Nodes ao DSO, mas recebe uma notificação de despacho, que pode ser configurada pela API para o fornecedor de serviço de flexibilidade. E depois o fornecedor de serviço de flexibilidade - agregador, VPP, qualquer que seja o nome da empresa que usamos - eles são especialistas nos seus próprios ativos, ou nos ativos dos seus clientes. Portanto é seu trabalho realmente orientar esse ativo da melhor forma possível. E no

1:30:08 final, a empresa da rede - o que realmente precisa é essencialmente flexibilidade para cima ou para baixo, certo? Portanto deve receber esse serviço. Se está a receber esse serviço, porque instalar hardware extra e aumentar o custo geral para a sociedade? Porque estará a instalar não para um ou dois - se olhar para a escala, pode estar a instalar para centenas e milhares, e esse custo extra ao longo do tempo também precisará de ser mantido. Portanto essa caixa, ou esse hardware extra, é um custo adicionado a

1:30:38 todo esse regime. E no final está a obter o mesmo resultado - está a obter essa flexibilidade para cima ou para baixo, certo? Portanto esse tem sido o princípio fundamental na plataforma Nodes. Sempre recebemos esta pergunta dos DSOs: "Temos que operar uma rede muito fiável. Não podemos ter cortes e tudo. Portanto é por isso que precisamos deste botão vermelho e verde na nossa secretária. Conseguimos

1:31:04 despachar esta bateria ou aquele carregador." Mas sempre lhes dissemos: confie no mercado. Porque se criar sinais de preço suficientemente bons, vai ver a tecnologia a aparecer - como si próprio e muitas outras empresas desenvolveram tecnologia realmente interessante que está na verdade a permitir, no final, essa flexibilidade para cima e para baixo. Portanto quando os DSOs entram primeiro no mercado, têm estas questões, mas assim que entram no mercado,

1:31:34 a sua próxima preocupação maior é obter a liquidez - realmente atrair estes fornecedores de flexibilidade no seu mercado e obter os ativos. Portanto toda a discussão sobre se será fiável ou não realmente não chega ao palco na maioria dos mercados com que tenho falado com clientes. Portanto a forma como está configurado agora é a forma como sugere que os DSOs operem, o que significa sem hardware extra. Sim, exatamente. Portanto permitimos que eles coloquem a ordem de compra

1:32:03 no mercado, o que é o sinal deles para onde, qual localização e quanto estão dispostos a pagar por esse serviço. E depois é a notificação de despacho enviada ao prestador de serviços de flexibilidade que ofereceu essa flexibilidade a um preço determinado. Portanto, a notificação de despacho é essencialmente o sinal de ativação, mas depois a lógica de como fazer isso - isso fica a cargo do prestador de serviços de flexibilidade. Portanto, nenhum hardware extra, nenhum controlo direto extra que passe ao lado do

1:32:32 prestador de serviços de flexibilidade. Começámos com a Arábia Saudita e o Paquistão, e gostaria de terminar nessas notas. E a mobilidade elétrica - está a acompanhar os desenvolvimentos de mobilidade elétrica nesses países e o que pode partilhar connosco? Sim, estamos muito focados um pouco mais na Europa aqui, mas tivemos um podcast interessante sobre a Etiópia que também posso recomendar aos ouvintes. Então, o que pode partilhar

1:33:00 sobre mobilidade elétrica nesses países? Acho que a mobilidade elétrica, ou mobilidade sustentável, está a acontecer em todo o mundo. Na Arábia Saudita, se começar por aí, tenho estado a acompanhar um pouco o desenvolvimento. Com a Visão 2030 do governo lá, eles atraíram realmente muitos fabricantes de veículos elétricos. A Lucid, como sabe, um dos grandes nomes dos EUA, tem

1:33:27 uma grande fábrica lá. Eles têm sido realmente os pioneiros no mercado saudita para desenvolvê-lo e também treinar o pessoal lá. Portanto, há uma mudança enorme a seguir o modelo da indústria automóvel alemã e aplicando-o na Arábia Saudita, mas apenas para elétrico. O sistema de licenças deles e tudo mais tem sido realmente fácil, e há também provavelmente muito investimento do fundo de investimento saudita disponível.

1:33:56 para empresas como essas que estão a colocar as suas empresas e manufatura lá. Além disso, também lançaram outras iniciativas na Arábia Saudita para desenvolver toda a cadeia de valor, porque se tem o carro que é elétrico, desenvolvido, ou um camião ou o que for, então precisa também das peças sobresselentes e precisa de toda a indústria para trabalhar em conjunto. Porque se apenas parar no veículo que sai da linha de produção, então o custo total de propriedade

1:34:23 nunca será inferior ao do diesel ou do combustível fóssil. Portanto, acho que isso também tem sido um grande foco. Há muitos outros atores que estão a chegar da Ásia, da China, do Japão e de outros países, para também estabelecer os serviços pós-venda dos veículos elétricos lá. Portanto, acho que é muito interessante. E acho que recentemente também vi que estão a investir enormemente em power-to-X ou essencialmente power-to-

1:34:50 hidrogénio. Portanto, estão a instalar muitas energias renováveis em diferentes regiões porque, como têm muito sol lá e também algum vento a ser instalado, em vez de cortarem quando há produção extra, estão a começar também a olhar para gerar hidrogénio. E porque as distâncias na Arábia Saudita ou no Médio Oriente em geral são muito grandes - estamos a falar de milhares de quilómetros - usar um camião elétrico lá talvez não seja o

1:35:17 mais ótimo. Portanto, o caso de uso do hidrogénio funciona realmente bem lá, porque então pode reabastecer em certos locais, e pode ser realmente valioso para o operador de frotas levar o camião de hidrogénio de um destino para o outro no menor espaço de tempo. Portanto, acho que é muito interessante ver tanto elétrico como hidrogénio a serem utilizados lá. No Paquistão, o mercado

1:35:45 é lento para elétrico, mas recentemente o grande fabricante chinês BYD lançou no Paquistão com a sua frota de veículos elétricos. Estão a oferecer todos os tipos de veículos que também estão disponíveis na Europa - na verdade o mesmo nível de carro e serviço lá no Paquistão, o que é muito interessante. Recentemente o governo teve um estudo, sendo também sinais de política, e acho que o PNUD fez um estudo que consultei há um ano ou ano e meio atrás onde olharam para a quota de mercado no Paquistão, que é bastante semelhante, eu diria, à Índia e Bangladesh também, onde o veículo elétrico dominante ou o veículo de transporte dominante é o de duas rodas. E se combinar veículos de duas e três rodas em conjunto, então

1:36:15 tem 80% da quota de mercado para um país com 250 milhões de pessoas no Paquistão - isso é muito, certo? 80% dos veículos, não da população, mas 80% dos veículos são de duas ou três rodas. E também olhei para os números lá, portanto são quase 22 milhões ou 23 milhões de veículos de duas rodas que estão a circular na estrada neste momento. E um contraste interessante com isso

1:36:44 é que o país está a importar todo este combustível, portanto o Paquistão não tem enormes reservas de petróleo como o Médio Oriente. Portanto, isto é uma grande conta de importação para o país. Se a conta de importação pudesse ser reduzida - acho que é algo que olharam - poderia haver um ganho enorme para a sociedade onde realmente muda o seu transporte de combustível fóssil, que está a ser importado hoje, para eletricidade ou veículos elétricos, e então pode gerar a eletricidade localmente com solar. Portanto, o

1:37:12 retorno de investimento solar no Paquistão numa casa é inferior a 3 anos porque o custo da eletricidade é bastante alto lá, e se apenas colocar o solar hoje no telhado da sua casa, já tem um retorno de investimento em menos de 2 anos. Na pior das hipóteses poderia ser 3 anos, e com isso todo o mercado de instalação de solar realmente disparou. Estava apenas a ver um artigo que afirmava que no Paquistão

1:37:42 a capacidade máxima instalada dos painéis solares no telhado, talvez em conjunto com alguma energia solar centralizada, é quase 4,9 gigawatts de solar, mas toda a capacidade do governo do país e produtores de eletricidade independentes - tudo o que foi instalado nos últimos 70 anos ou assim - é 48 000 megawatts de capacidade. Portanto, já pode ver os 48 000 MW a virem da energia hídrica, do carvão, do gás para todo o país; essa é a capacidade máxima instalada. E então a procura real é apenas 30 000 ou 35 000 no verão quando tem

1:38:14 um

1:38:50 muito ar condicionado. Portanto, já existe uma lacuna entre a sua capacidade instalada de pico e a procura. Se conseguir reduzir essa lacuna aumentando essencialmente a procura, a melhor forma possível para o país seria colocar motos elétricas nas estradas, porque então as pessoas começarão a carregá-las, a procura aumentará, mas também a fatura de importação de combustíveis fósseis do país diminuirá. E no final, se também tiver energia solar instalada em casa no telhado, então pode carregar em casa, portanto a conveniência também estará lá para o consumidor. Portanto, acho que a política tem estado lá. Acho que analisaram 4 parâmetros principais sobre o que é necessário fazer na próxima década para realmente permitir isso: essencialmente o sinal político claro do governo, e também o custo global das baterias para descer, porque não é um país com

1:39:18 rendimento per capita elevado, portanto é necessário que o custo das baterias desça para que o veículo em si seja acessível. E depois a infraestrutura de carregamento também precisa de se desenvolver, porque isso é algo que também está bastante em falta neste momento, e talvez seja também onde o carregamento distribuído poderia funcionar. E depois a última coisa que acho que mencionaram foi a localização da cadeia de abastecimento, portanto novamente a dar um exemplo do que estava a mencionar na Arábia Saudita, que é para os veículos maiores que estavam a fazer, mas uma abordagem similar de ter motos ou triciclos de duas rodas montados e criados localmente, e depois ter também o mercado pós-venda, porque muitas destas motos, sabe, uma luz de travão está partida ou algo assim, para poder obter essa peça sobressalente dentro do país em vez de importá-la, porque novamente, 82% do mercado que está a conduzir motos não está realmente no topo da corrente de rendimento também.

1:39:45 Portanto, realmente precisam não apenas do custo mais baixo de possuir o veículo, mas também do custo mais baixo de operar o veículo. Novamente, voltando ao ponto com EVs, sempre foi uma discussão que o custo total de propriedade deve reduzir, e é algo que acho que o relatório da UNDP também destacou: se isto precisa de acontecer, deve haver localização de toda a cadeia de valor aí. OK, obrigado por partilhar. Tem uma última mensagem que

1:40:13 tem para os ouvintes? Sim, da minha parte, acho que sempre pode contactar-me no LinkedIn se estiver interessado em flexibilidade ou no tópico.

1:40:39 E se alguém das empresas de rede estiver a ouvir, da Alemanha ou de outras áreas, contactem. Comecem em algum lugar com a sua jornada de flexibilidade antes de ser demasiado tarde e receberem o porrete para fazer isto através da regulação. É melhor experimentar, aprender com isso, criar os dados, e certifiquem-se de que estão prontos para a próxima geração da rede que está a chegar. Portanto, essa seria a minha última mensagem. Obrigado, Farran, e continue o

1:41:06 bom trabalho. Obrigado. Era Farran Farouk. A história da Charge PNB mostrou que pilhas multi-fornecedor, incompatibilidades de protocolo, aprovações tardias e economia de unidades finas tornam o carregamento partilhado difícil de escalar, mesmo com subsídios e prémios. A mudança para nós mostra um caminho viável. A flexibilidade é negociada por localização, preço, volume e tempo. Os DSOs podem comprar flexibilidade a longo e curto prazo, e novos mecanismos de ganho permitem aos DSOs e TSOs valorizar ativos para que possam ganhar mais de uma corrente de receita. Exemplos de coordenação como Fingrid e Helen na Finlândia evitam ativações conflituantes usando lógica restrita

1:41:17 e regras de mercado. A plataforma opera nos Nórdicos, Bélgica e Canadá, com pesquisa em vários países europeus, incluindo o Reino Unido. Minimiza hardware DSO, envia notificações de despacho para agregadores, e escala via APIs. Os ativos já chegam a dezenas de milhares. No carregamento EV, a controlabilidade lidera. As baterias trazem confiabilidade e pilha de valor. Os agregados familiares veem pequenas mas reais recompensas - €3 a €10, é alguns euros por dia ou semana - via aplicações como Tibber, e a eletrificação da frota adiciona capacidade previsível. A regulação define o tempo. O modelo de flexibilidade do Reino Unido permite mercados locais maduros. A UE está a preparar um código de rede de resposta à procura. Ontário está a impulsionar alternativas sem fios, e a Alemanha pode desbloquear mais com coordenação TSO-DSO e melhor sensoriamento de baixa tensão. A lição prática é começar cedo, abrir zonas, e deixar as trocas revelarem ativos flexíveis. Com produtos claros e liquidação simples, a flexibilidade local torna-se tanto uma ferramenta de confiabilidade como uma alavanca de custo. Obrigado por ouvir Smart Charge by RiDERgy. Até à próxima e mantenha-se carregado.

1:41:42 bom trabalho. Obrigado. Era Farran Farouk. A história da Charge PNB mostrou que pilhas multi-fornecedor, incompatibilidades de protocolo, aprovações tardias e economia de unidades finas tornam o carregamento partilhado difícil de escalar, mesmo com subsídios e prémios. A mudança para nós mostra um caminho viável. A flexibilidade é negociada por localização, preço, volume e tempo. Os DSOs podem comprar flexibilidade a longo e curto prazo, e novos mecanismos de ganho permitem aos DSOs e TSOs valorizar ativos para que possam ganhar mais de uma corrente de receita. Exemplos de coordenação como Fingrid e Helen na Finlândia evitam ativações conflituantes usando lógica restrita

1:42:22 e regras de mercado. A plataforma opera nos Nórdicos, Bélgica e Canadá, com pesquisa em vários países europeus, incluindo o Reino Unido. Minimiza hardware DSO, envia notificações de despacho para agregadores, e escala via APIs. Os ativos já chegam a dezenas de milhares. No carregamento EV, a controlabilidade lidera. As baterias trazem confiabilidade e pilha de valor. Os agregados familiares veem pequenas mas reais recompensas - €3 a €10, é alguns euros por dia ou semana - via aplicações como Tibber, e a eletrificação da frota adiciona capacidade previsível. A regulação define o tempo. O modelo de flexibilidade do Reino Unido permite mercados locais maduros. A UE está a preparar um código de rede de resposta à procura. Ontário está a impulsionar alternativas sem fios, e a Alemanha pode desbloquear mais com coordenação TSO-DSO e melhor sensoriamento de baixa tensão. A lição prática é começar cedo, abrir zonas, e deixar as trocas revelarem ativos flexíveis. Com produtos claros e liquidação simples, a flexibilidade local torna-se tanto uma ferramenta de confiabilidade como uma alavanca de custo. Obrigado por ouvir Smart Charge by RiDERgy. Até à próxima e mantenha-se carregado.

1:43:06 e regras de mercado. A plataforma opera nos Nórdicos, Bélgica e Canadá, com pesquisa em vários países europeus, incluindo o Reino Unido. Minimiza hardware DSO, envia notificações de despacho para agregadores, e escala via APIs. Os ativos já chegam a dezenas de milhares. No carregamento EV, a controlabilidade lidera. As baterias trazem confiabilidade e pilha de valor. Os agregados familiares veem pequenas mas reais recompensas - €3 a €10, é alguns euros por dia ou semana - via aplicações como Tibber, e a eletrificação da frota adiciona capacidade previsível. A regulação define o tempo. O modelo de flexibilidade do Reino Unido permite mercados locais maduros. A UE está a preparar um código de rede de resposta à procura. Ontário está a impulsionar alternativas sem fios, e a Alemanha pode desbloquear mais com coordenação TSO-DSO e melhor sensoriamento de baixa tensão. A lição prática é começar cedo, abrir zonas, e deixar as trocas revelarem ativos flexíveis. Com produtos claros e liquidação simples, a flexibilidade local torna-se tanto uma ferramenta de confiabilidade como uma alavanca de custo. Obrigado por ouvir Smart Charge by RiDERgy. Até à próxima e mantenha-se carregado.

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.