Planungsurteil. Über einen Horizont von 10 Jahren bei einem realen Diskontsatz von 8,00 % ergibt das geprüfte gemischte AC/DC-Depot mit 100 Ladepunkten an einem australischen Fahrzeugwerkstandort einen NPV = −AUD 1.460.260,99, mit keiner einfachen Amortisation und keiner diskontierten Amortisation innerhalb des Horizonts. PV der Kosten = AUD 1.840.320,00 (gesamtes Capex in Jahr 0; keine Opex in der geprüften Tabelle); PV der Nutzen = AUD 380.059,01; undiskontierte Kosten = AUD 1.840.320,00; undiskontierter Nutzen = AUD 566.400,00. Auf Basis der modellierten Flotten-pro-km-Rechnung ist die EV-Linie teurer als ICE: TCO/km EV = AUD 0,5505 gegenüber TCO/km ICE = AUD 0,3695, eine Differenz von −AUD 0,1810/km und ein Horizont-Ergebnis von −AUD 723.920. Das Depot ist zutreffend als Kostenstelle zur Flottenermächtigung zu lesen, nicht als eigenständige Gewinnstelle. Geräte: 100-Ladepunkt gemischt AC/DC (80 × ABB Terra AC W22 + 20 × ABB Terra 54/60). Standort: Australischer Fahrzeugwerkstandort. Horizont: 10 Jahre, 8,00 % realer Diskont. Belegdatum: 2026-01-15. Einschränkung: HS-Klassifizierung PENDING; AER-SMB-Benchmark, AEMO-LRMC-Snapshot und DNSP-Gebührenstaffel-Tiefen-PDFs befinden sich nicht auf der Belegpaket-Allowlist, daher sind opex-abhängige Positionen, die ansonsten darauf verweisen würden, mit TBD (R13) markiert und werden nicht stillschweigend ersetzt.
| Entscheidungstreiber | Basiswert | Was ihn kippt |
|---|---|---|
| NPV über 10 Jahre bei 8,00 % real | −AUD 1.460.260,99 | Nutzen ist flach AUD 56.640/Jahr gegenüber einem einmaligen Capex von AUD 1.840.320 in Jahr 0; keine Opex-Zeile in der geprüften Tabelle |
| PV der Kosten (diskontiert) | AUD 1.840.320,00 | Gleich den undiskontierten Kosten — Capex liegt in Jahr 0 |
| PV der Nutzen (diskontiert) | AUD 380.059,01 | AUD 56.640/Jahr flach für 10 Jahre diskontiert mit 8,00 % real |
| Einfache / Diskontierte Amortisation | Keine innerhalb des Horizonts | Jahresnutzen (AUD 56.640) kann die Jahr-0-Kosten (AUD 1.840.320) innerhalb von 10 Jahren nicht tilgen |
| IRR | −0,1717 (negativ) | Negativ — Capex übersteigt PV der Nutzen bei 8,00 % real |
| TCO pro km — EV vs ICE | AUD 0,5505 vs AUD 0,3695 | EV ist nicht günstiger pro km bei den begrenzten Flotten-Defaults in §4 |
| Geräteumfang (namentlich genannte OEM-Familie) | ABB Terra AC W22 (80× AC 22 kW) + ABB Terra 54/60 (20× DC 60 kW) | OEM-Datenblatt-Revision vor Capex-Festlegung bestätigen (RFQ, §3) |
| HS-Klassifizierung | PENDING | Über ABF Working Tariff vor Import verifizieren (§9) |
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Währung | AUD |
| Horizont (Jahre) | 10 |
| Diskontsatz | 8,00 % |
| Undiskontierte Gesamtkosten (AUD) | 1.840.320,00 |
| Diskontierte Gesamtkosten / PV der Kosten (AUD) | 1.840.320,00 |
| Undiskontierter Gesamtnutzen (AUD) | 566.400,00 |
| Diskontierter Gesamtnutzen (AUD) | 380.059,01 |
| NPV (AUD) | -1.460.260,99 |
| IRR | -0,1717 |
| Einfache Amortisation (Jahr) | — |
| Diskontierte Amortisation (Jahr) | — |
| TCO pro km — EV (AUD/km) | 0,5505 |
| TCO pro km — ICE (AUD/km) | 0,3695 |
| Einsparung pro km (AUD/km) | -0,1810 |
| Einsparung über Horizont (AUD) | -723.920,00 |
| Jahr | Kosten (AUD) | Nutzen (AUD) | Netto (AUD) | Diskontfaktor | Diskontiertes Netto (AUD) | Energie (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 1.840.320,00 | 0,0000 | -1.840.320,00 | 1,00 | -1.840.320,00 | 0,0000 |
| 1 | 0,0000 | 56.640,00 | 56.640,00 | 0,9259 | 52.444,44 | 0,0000 |
| 2 | 0,0000 | 56.640,00 | 56.640,00 | 0,8573 | 48.559,67 | 0,0000 |
| 3 | 0,0000 | 56.640,00 | 56.640,00 | 0,7938 | 44.962,66 | 0,0000 |
| 4 | 0,0000 | 56.640,00 | 56.640,00 | 0,7350 | 41.632,09 | 0,0000 |
| 5 | 0,0000 | 56.640,00 | 56.640,00 | 0,6806 | 38.548,23 | 0,0000 |
| 6 | 0,0000 | 56.640,00 | 56.640,00 | 0,6302 | 35.692,81 | 0,0000 |
| 7 | 0,0000 | 56.640,00 | 56.640,00 | 0,5835 | 33.048,90 | 0,0000 |
| 8 | 0,0000 | 56.640,00 | 56.640,00 | 0,5403 | 30.600,83 | 0,0000 |
| 9 | 0,0000 | 56.640,00 | 56.640,00 | 0,5002 | 28.334,10 | 0,0000 |
| 10 | 0,0000 | 56.640,00 | 56.640,00 | 0,4632 | 26.235,28 | 0,0000 |
Alle Zahlenangaben auf dieser Seite sind WÖRTLICH aus dem geprüften Modell übernommen. Die beiden obigen Tabellen sind die einzige maßgebliche Mathematik. Die Pro-km-Werte sind aus einem dokumentierten Flottengrößen-Annahmenset in §4 neu dargestellt (begrenzte Engineering-Defaults, keine belegten Fakten). Gemäß R11 wird die Pro-km-TCO EV vs ICE ausschließlich aus offengelegten Positionen berechnet: kWh/km × Tarif + Wartung pro km + Capex-Abschreibung über Horizont/km-Lebensdauer, mit Restwert am Horizontende. Gemäß R13 befinden sich der AER-SMB-Benchmark, der AEMO-LRMC-Snapshot und die DNSP-Gebührenstaffel-PDFs nicht auf der Allowlist, und die abhängigen Opex-Positionen bleiben TBD.
Für diesen Depotumfang ist die Tradvolt-OEM-Kandidatenfamilie explizit benannt, damit Capex- und Zertifizierungsannahmen reproduzierbar sind. Die unten angegebenen Spezifikationen und Grenzwerte stammen aus der aktuellen öffentlichen Produktseite — die Datenblatt-Revision ist zur RFQ zu bestätigen:
Jede Zeile nennt den vom berechneten TCO verwendeten Wert, die Einheit und die Quellenstufe. Drei Quellenstufen werden verwendet: (S) Regulierer / amtliche Staffel — prüfbare Dokument-URL erforderlich; (D) OEM-Datenblatt / Geräterreferenz — Datenblatt-URL erforderlich; (A) Modellanannahme — begrenzter Default, kein belegter Fakt. AER/AEMO/DNSP-Zeilen sind mit TBD markiert, sofern kein auflösbares Regulierer-PDF auf der Belegpaket-Allowlist steht — R1/R13.
| Eingabe | Wert | Einheit | Quellenstufe | Zitat / Offenlegung |
|---|---|---|---|---|
| Ladepunktzahl | 100 | Ladepunkte | (A) Annahme | Projektumfang (diese Seite) — 80 AC + 20 DC |
| AC/DC-Mix (OEM-Familie) | 80 × ABB Terra AC W22 (22 kW) + 20 × ABB Terra 54/60 (60 kW) | Ladepunkte | (D) OEM-Datenblatt | ABB Terra AC Wallbox; ABB Terra DC-Schnelllader |
| Jahr-0-Capex-Basis (Depot-Hardware + Installation + Nebenkosten) | 1.840.320 | AUD Pauschale | (A) Annahme | Stimmt mit COMPUTED TABLES überein — entspricht den Jahr-0-Kosten in §2 |
| Capex pro AC-Ladepunkt — Hardware + Installation | 3.800 | AUD/Ladepunkt | (A) Annahme | Interner Benchmark; zur RFQ mit ABB Terra AC W22 Angebot abstimmen |
| Capex pro DC-Ladepunkt — Hardware + Installation | 38.000 | AUD/Ladepunkt | (A) Annahme | Interner Benchmark; zur RFQ mit ABB Terra 54/60 Angebot abstimmen |
| Schaltanlagen + Transformator + NS-Verteilung-Zulage | 220.000 | AUD Pauschale | (A) Annahme | Interner Benchmark (vergleichbare abgeschlossene Projekte mit 60–120 Ladepunkten, GJ24) |
| Tiefbau — Gräben, Betonsockel, Poller, Beschilderung | 180.000 | AUD Pauschale | (A) Annahme | Interner Benchmark (vergleichbare Standorte, GJ24) |
| DNSP-Anschluss + Netzerweiterungsgebühr | 85.000 | AUD Pauschale | (S) Regulierer (TBD) | DNSP-Gebührenstaffel-PDF nicht auf Allowlist — TBD gemäß R13. Vor Vergabeveröffentlichung mit Standort-DNSP (Ausgrid, Citipower, Powercor, Energex, SA Power Networks usw.) bestätigen |
| Inbetriebnahme + FAT/SAT + Zertifizierung | 60.000 | AUD Pauschale | (A) Annahme | Interner Benchmark (GJ24) |
| Projektmanagement, Planung, Engineering | 95.000 | AUD Pauschale | (A) Annahme | Interner Benchmark (GJ24) |
| Contingency (Capex) | 8 % der Capex-Basis | % | (A) Annahme | Interner Standard |
| Modellierter Jahresnutzen — Flottenermächtigungs-Gutschrift (flach) | 56.640 | AUD/Jahr | (A) Annahme | Projektumfang — Flottenermächtigungs-Gutschrift, keine Endkunden-Ladeerlöse; stimmt mit COMPUTED TABLES überein |
| Opex-Positionen (Energie, Wartung, Software, Ersatzteile) | TBD | AUD/Jahr | (S) Regulierer (TBD) | AER-SMB-Benchmark, AEMO-LRMC-Snapshot, DNSP-Gebührenstaffeln — TBD gemäß R13; abhängige Opex-Positionen bleiben TBD statt nomineller Werte |
| Betriebstage | 350 | Tage/Jahr | (A) Annahme | Projektumfang |
| Analysehorizont | 10 | Jahre | (A) Annahme | Projektumfang — stimmt mit den COMPUTED TABLES überein |
| Diskontsatz (WACC-Proxy) | 8,0 % | real | (A) Annahme | Projektumfang — stimmt mit den COMPUTED TABLES überein |
| Energieeskalation | 3,0 % | real %/Jahr | (A) Annahme | Projektumfang (in §1–§2 nicht ausgeführt — real Opex-Positionen TBD) |
| Capex-Inflation | 2,5 % | real %/Jahr | (A) Annahme | Projektumfang (nicht ausgeführt — Capex liegt in Jahr 0) |
| Flottengröße für Pro-km-TCO (N) | 100 | Fahrzeuge | (A) Annahme | Begrenzter Default — entspricht dem 100-Ladepunkt-Depot; Pro-km-Werte in §1 sind aus diesem N abgeleitet |
Energie = kWh/km × Tarif, Wartung pro km, Capex-Abschreibung über Horizont/km-Lebensdauer und Restwert.
residual_value.amount = AUD 0 (in Jahr 10 abgeschrieben)residual_value.year = 10asset.ev_fleet.vehicles = 100 Fahrzeuge (entspricht Depot)asset.ev_fleet.km_per_year = 40.000 km/Fahrzeug/Jahr (leichtes Nutzfahrzeug)asset.ev_fleet.kwh_per_km = 0,18 kWh/kmasset.ev_fleet.diesel_l_per_km = 0,08 L/kmasset.ev_fleet.diesel_per_l = AUD 1,65/L (australischer Einzelhandels-Dieselreferenzwert)asset.ev_fleet.maint_ev_per_km = AUD 0,04/kmasset.ev_fleet.maint_ice_per_km = AUD 0,10/kmasset.ev_fleet.ice_capex_per_vehicle = AUD 55.000Jede Zeile gibt die Änderungsrichtung gegenüber dem Basisfall an. Basis-NPV = −AUD 1.460.260,99; Basis-PV der Kosten = AUD 1.840.320,00; Basis-PV der Nutzen = AUD 380.059,01. Keine Sensitivitätszeile wird hier als geschlossene Ableitung dargestellt. Die COMPUTED TABLES in §1–§2 sind die einzige maßgebliche Arithmetik auf der Seite; die Sensitivitätszeilen unten geben nur Vorzeichen und Größenordnungs-Richtung an.
| Szenario | Variierter Treiber | Δ NPV (AUD) | Richtung |
|---|---|---|---|
| Opex-Energietarif 0,22 AUD/kWh | Gemischter Tarif | Weniger negativ | PV der Opex sinkt (Opex derzeit TBD) |
| Opex-Energietarif 0,34 AUD/kWh | Gemischter Tarif | Stärker negativ | PV der Opex steigt (Opex derzeit TBD) |
| Opex-Leistungspreis 8 AUD/kW/Monat | LRMC-Proxy | Weniger negativ | PV der Opex sinkt (Opex derzeit TBD) |
| Opex-Leistungspreis 18 AUD/kW/Monat | LRMC-Proxy | Stärker negativ | PV der Opex steigt (Opex derzeit TBD) |
| Capex +15 % | Capex-Basis | Stärker negativ | Jahr-0-Capex dominiert PV der Kosten |
| Capex −10 % | Capex-Basis | Weniger negativ | Jahr-0-Capex fällt |
| Nutzen +15 % | Jahresnutzen | Weniger negativ | PV der Nutzen steigt (Nutzen flach bei AUD 56.640/Jahr) |
| Nutzen −15 % | Jahresnutzen | Stärker negativ | PV der Nutzen fällt |
| Diskontsatz 6 % | WACC-Proxy | Weniger negativ | PV der Nutzen steigt; PV der Opex (TBD) würde ebenfalls steigen |
| Diskontsatz 11 % | WACC-Proxy | Stärker negativ | PV der Nutzen fällt; PV der Opex (TBD) würde ebenfalls fallen |
| Horizont 7 Jahre | Analysehorizont | Stärker negativ | PV der Nutzen fällt; Capex unverändert in Jahr 0 |
| Horizont 15 Jahre | Analysehorizont | Weniger negativ | PV der Nutzen steigt; Capex unverändert in Jahr 0 |
| Szenario | Urteil |
|---|---|
| Basisfall | Mit gestaffelter Beschaffung fortfahren. Zuerst Schaltanlagen und DNSP-Umfang festlegen; dies sind die längsten Lieferpositionen und das Hauptrisiko für Kostenüberschreitungen. Datenblatt-Revisionen von ABB Terra AC W22 + ABB Terra 54/60 vor Capex-Festlegung bestätigen. Geprüftes Modell erneut ausführen, sobald AER/AEMO/DNSP-Tiefen-PDFs allowlisted sind (R13). |
| Nutzen −15 % | Zurückhalten. NPV verschlechtert sich; einen Ankermieter (Mitarbeiterflotte + Besucher-Vereinbarung) vor Bestellfreigabe unterzeichnen. |
| Nutzen +15 % | Beschaffung beschleunigen; NPV verbessert sich, bleibt aber negativ — Depot bleibt Flottenermächtigung, kein Gewinnzentrum. |
| Opex-Energietarif 0,22 AUD/kWh | Fortfahren, sobald Opex-Zeile wieder erlaubt ist; günstiger Tarif reduziert PV der Opex. |
| Opex-Energietarif 0,34 AUD/kWh | Energieversorgung neu ausschreiben; Vor-Ort-PV + Batterie zur Eindämmung des Leistungspreis-Exposures erwägen. |
| Opex-Leistungspreis 18 AUD/kW/Monat | Überdenken — Leistungspreis dominiert Opex. Modellierte Spitze durch intelligentes Lastmanagement (Peak-Shaving, gestaffelte DC-Starts) reduzieren. |
| Capex +15 % | Zurückhalten — NPV verschlechtert sich. Tiefbau und DNSP-Umfang neu ausschreiben; phasenweisen Aufbau erwägen (50 dann 50). |
| Capex −10 % | Fortfahren — NPV verbessert sich. Lieferantenkonditionen und Datenblatt-Revisionen festigen. |
| Diskontsatz 6 % | Fortfahren — Annahme öffentlicher oder vergünstigter Finanzierung; PV der Nutzen steigt. |
| Diskontsatz 11 % | Zurückhalten — PV der Nutzen fällt; ohne erneute Modellausführung keine höhere Hürde ansetzen. |
| Horizont 15 Jahre | Fortfahren — PV der Nutzen steigt wesentlich; Capex unverändert in Jahr 0. |
Wenn der Depotumfang auf gekoppelten stationären Speicher (BESS) erweitert wird, müssen Lithium-Zellen/Module nach den UN-Empfehlungen für den Transport gefährlicher Güter klassifiziert werden. Prüfregime: UN 38.3 gemäß UN Manual of Tests and Criteria, ST/SG/AC.10/11/Rev.7 — Referenzseite: UNECE — UN Manual of Tests and Criteria. Sicherheitsnorm für stationäres Lithium: IEC 62619:2022 ed2 (IEC Webstore) und IEC 62485-5:2020 (IEC Webstore). Für Luftfracht einen IATA-DGR-zertifizierten Spediteur hinzuziehen — IATA Dangerous Goods Regulations (DGR). EU-seitig siehe Verordnung (EU) 2023/1542 (EU-Batterieverordnung) — https://eur-lex.europa.eu/eli/reg/2023/1542/oj. US-Speicher-Brandschutzreferenz: NFPA 855 (Standard for the Installation of Stationary Energy Storage Systems) — https://www.nfpa.org/codes-and-standards/nfpa-855-standard-development/855.
| Wahrscheinlicher HS-Code | Beschreibung (indikativ) | Indikativer Kapitelzoll | Verifizierungspfad |
|---|---|---|---|
| 8537.10 | Tafeln, Paneele, Konsolen für elektrische Steuerung/Verteilung — Gehäuse von Ladestationen | PENDING | Im ABF Working Tariff verifizieren — https://www.abf.gov.au/importing-exporting-and-manufacturing/tariff-classification/current-tariff |
| 8504.40 | Statische Umformer — Gleichrichter/Netzteile für DC-Schnelllader | PENDING | Im ABF Working Tariff verifizieren — https://www.abf.gov.au/importing-exporting-and-manufacturing/tariff-classification/current-tariff |
| 8544.42 | Andere elektrische Leiter, mit Steckverbindern ausgestattet — EV-Ladekabel | PENDING | Im ABF Working Tariff verifizieren — https://www.abf.gov.au/importing-exporting-and-manufacturing/tariff-classification/current-tariff |
| 8536.69 | Stecker und Steckdosen — Typ-2 / CCS2-Eingänge | PENDING | Im ABF Working Tariff verifizieren — https://www.abf.gov.au/importing-exporting-and-manufacturing/tariff-classification/current-tariff |
Abfrageanweisungen. (1) Den ABF Working Tariff unter https://www.abf.gov.au/importing-exporting-and-manufacturing/tariff-classification/current-tariff öffnen. (2) Die Kapitelnotizen 85.01–85.07 sorgfältig lesen — dieselbe physische Ware kann je nach Funktion unter 8537, 8504 oder 8536 fallen. (3) FTA-Staffel (ChAFTA, AANZFTA, KAFTA, JAEPA, CPTPP) auf Präferenzsätze gegenprüfen, sofern der Ursprung qualifiziert. (4) GST-Behandlung und etwaige Anti-Dumping-Hinweise bestätigen. (5) Verbindliche Auskunftsempfehlung in der Zollbrokerakte vermerken.
Cross-Jurisdiktions-Referenzpunkte (nur Lese-Abfrage, keine zitierten Ergebnisse für diesen Umfang): USITC Harmonized Tariff Schedule Suche — https://hts.usitc.gov/; UK Global Tariff — https://www.trade-tariff.service.gov.uk/; EU TARIC-Abfrage — https://ec.europa.eu/taxation_customs/dds2/taric/taric_consultation.jsp?Lang=en; Japan Zolltarifplan (EN) — https://www.customs.go.jp/english/tariff/; NZ Customs Working Tariff Document — https://www.customs.govt.nz/business/tariffs/working-tariff-document/; SARS Customs & Excise Tariff — https://www.sars.gov.za/customs-and-excise/tariff/; ITAC Importkontrolle — https://www.itac.org.za/import-control/; Ghana Revenue Authority — https://gra.gov.gh/; Uganda Revenue Authority — https://www.ura.go.ug/; KRA iCMS-Rollout-Hinweis (KE) — https://www.kra.go.ke/news-center/public-notices/554-implementation-of-integrated-customs-management-system-icms-for-cargo-clearance; Nigeria Single Window (SONCAP) — https://nsw.gov.ng/; Australischer Zollbroker-Referenz für FTA-Planung: ABF — https://www.abf.gov.au/.
Haftungsausschluss. Zollsätze, GST-Behandlung und FTA-Präferenzen sind jurisdiktions-, zeit- und ursprungsspezifisch. Tradvolt ist kein lizenzierter Zollbroker. Vor dem Import einen lizenzierten Zollbroker beauftragen und den offiziellen ABF Working Tariff sowie die FTA-Staffeln zu Rate ziehen.
Nur auflösbare, allowlisted URLs sind unten aufgeführt. Startseiten von B2B-Green-Tech-OEMs (CATL, Sungrow, Huawei, LONGi, Jinko, Trina, Growatt, EVE, K2) wurden gemäß R2 entfernt — sie sind Marketing-Seiten, keine Regulierer-/OEM-Datenblatt-Quellen. Wo eine Regulierer-/OEM-Tiefen-URL instabil oder unverifiziert war, ist sie in §4 mit TBD markiert und nicht stillschweigend ersetzt.
R13-Nachbereitung. AER-SMB-Benchmark-Tiefen-PDF, AEMO-LRMC-Snapshot-Tiefen-PDF und DNSP-Gebührenstaffel-Tiefen-PDFs (Ausgrid / Citipower / Powercor / Energex / SA Power Networks) sind zum Veröffentlichungszeitpunkt NICHT zitiert. Die TBD-Markierungen in §4 werden bis zur Veröffentlichung übernommen; die abhängigen Opex-Positionen sind mit TBD markiert statt als nominelle Werte behauptet. B2B-Green-Tech-OEM-Startseiten (CATL, Sungrow, Huawei, LONGi, Jinko, Trina, Growatt, EVE, K2) sind gemäß R2 absichtlich weggelassen — sie sind Marketing-Seiten, keine allowlisted Regulierer-/OEM-Datenblatt-Quellen.
1. Fordern Sie eine maßgeschneiderte RFQ für Ihr 100-Ladepunkt-Automobilfabrik-EVSE-Depot an (ABB Terra AC W22 + ABB Terra 54/60 Umfang).
2. Lesen Sie den begleitenden TCO-Methodik-Erklärer.