Urteil (Basisfall): Dieser 40-Port-DC-Schnellladehubs (32× 60 kW + 8× 120 kW) refinanziert eine 8-jährige Flotten-EV-Umstellung nicht eigenständig — das geprüfte Modell zeigt einen NPV = -13.318.933 ZAR bei einem Diskontsatz von 12 %, mit keiner einfachen oder diskontierten Amortisation allein für die Installation. Die TCO pro km auf dem EV-Abschnitt beträgt 3,75 ZAR/km gegenüber 0,341 ZAR/km für die verdrängte Diesel-LCV-Baseline (Einsparungen pro km sind negativ: -3,41 ZAR/km, d. h. das EV ist in diesem Szenario pro km teurer im Betrieb). Equipment: DC-Schnelllader der Familie Sungrow IDC60E / IDC120E (öffentliches Datenblatt, OEM-Preisliste steht aus) auf einem Depot in Johannesburg, 2.500 m² befestigte Fläche, 1-MVA-Netzanschluss. Horizont: 8 Jahre. Stichtag: 2026-01-15. Einschränkung: Eskom Megaflex und SARS-HS-Codes als PENDING gekennzeichnet (siehe §9); OEM-Hardwarepreise sind TradVolt-Schätzungen, die eine RFQ-Bestätigung erfordern.
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| NPV @ 12 %, 8 Jahre (ZAR) | -13.318.933 |
| Einfache Amortisation | Keine innerhalb des Horizonts |
| Diskontierte Amortisation | Keine innerhalb des Horizonts |
| TCO / km — EV-Abschnitt (ZAR/km) | 3,751 |
| TCO / km — ICE-Baseline (ZAR/km) | 0,341 |
| Einsparungen / km (ZAR/km) | -3,41 (EV ist teurer) |
| Einsparungen über Horizont (ZAR) | -10.912.112 |
Ein 40-Port-DC-Schnellladehub, dimensioniert für die Übernacht-Wende elektrischer leichter Nutzfahrzeuge (LCVs) in einem Logistikdepot. Standort: 2.500 m² befestigte Fläche mit bestehendem 1-MVA-Netzanschluss, Versorgung durch die Gemeinde Johannesburg. Betriebszeitfenster: 22:00–06:00 zur Vermeidung von Lastspitzen; tagsüber Gelegenheitsladen für ankommende Flotten. 40 Dispenser, aufgeteilt in 32× Sungrow IDC60E (60 kW DC) + 8× Sungrow IDC120E (120 kW DC), um Wendezeit gegen Netzlast abzuwägen. Die EV-Flotte im Depot ist eine TradVolt-Modellannahme — siehe §2 Zeile 25 — dimensioniert auf 40 Fahrzeuge, die 40 Diesel-LCVs ersetzen.
| # | Parameter | Wert | Einheit | Quelle / Status |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Anzahl Dispenser | 40 | Einheiten | Standortspezifikation, TradVolt RFQ R9 |
| 2 | Mix: 60 kW / 120 kW | 32 / 8 | Einheiten | Standortspezifikation, TradVolt RFQ R9 |
| 3 | Dispenser-Familie | Sungrow IDC60E / IDC120E | — | Sungrow iEnergyCharge Produktseite (OEM-Produktfamilie). Prüfberichtsnummer PENDING. |
| 4 | Hardware-Stückpreis (60 kW DC) | 28.500 | ZAR/Einheit | TradVolt-Schätzung — OEM-Listenpreis PENDING, RFQ-Antwort ausstehend |
| 5 | Hardware-Stückpreis (120 kW DC) | 49.800 | ZAR/Einheit | TradVolt-Schätzung — OEM-Listenpreis PENDING, RFQ-Antwort ausstehend |
| 6 | Installation / Inbetriebnahme pro kW | 1.450 | ZAR/kW | TradVolt-Schätzung (ZA-Norm für C&I-Elektroinstallateur) |
| 7 | Step-down-Transformator (2 MVA) | 1.850.000 | ZAR | TradVolt-Schätzung — SANS 780 / SABS-Transformatorenliste PENDING |
| 8 | Schaltanlagen + Schutz | 980.000 | ZAR | TradVolt-Schätzung |
| 9 | Tiefbau + Überdachung | 1.420.000 | ZAR | TradVolt-Schätzung |
| 10 | OCPP-Backend + Netzwerk (Jahr 1) | 320.000 | ZAR | TradVolt-Schätzung |
| 11 | Jährliche Wartung (% der Hardwarebasis) | 4,0 | % | TradVolt-Schätzung (ZA-Flottendepot-Norm) |
| 12 | Jährliche Netzwerk-/Softwarelizenz pro Port | 1.800 | ZAR/Port/Jahr | TradVolt-Schätzung (OCPP-SaaS-Norm) |
| 13 | Versicherung (% der CAPEX, jährlich) | 0,6 | % | TradVolt-Schätzung (ZA-Norm für Gewerbeanlagen) |
| 14 | Port-Verfügbarkeit | 95 | % | TradVolt-Schätzung |
| 15 | Energiedurchsatz / Port / Jahr | 52.560 | kWh | Abgeleitet: 2 kW Durchschnitt × 24 h × 365 × 30 % Auslastung (TradVolt-Berechnung) |
| 16 | Leistungspreis (Megaflex, ZA) | Siehe §5 | ZAR/kVA/Monat | PENDING — Abstimmung mit Eskom-Megaflex-Tarifplan 2025/26 (Link PENDING-Verifizierung) |
| 17 | Arbeitspreis (Megaflex, ZA) | Siehe §5 | c/kWh | PENDING — Abstimmung mit Eskom-Megaflex-Tarifplan oben |
| 18 | Analysehorizont | 8 | Jahre | TradVolt-Standardhorizont |
| 19 | Diskontsatz | 12,0 | % | TradVolt-Norm für ZA-Gewerbe-WACC |
| 20 | FX (CNY → ZAR) | 2,55 | ZAR/CNY | SARB-Tageswechselkurse (Datum PENDING) |
| 21 | Jährliche Strominflation | 8,5 | % | PENDING — Abstimmung mit NERSA-MYPD letzter Festlegung (Link PENDING) |
| 22 | OPEX-Eskalation (allgemein) | 2,0 | % / Jahr | TradVolt-Modellstandard (begrenzte Annahme) |
| 23 | Restwert, Ende J8 | 0 | ZAR | TradVolt-Modellstandard (begrenzte Annahme) |
| 24 | Ersatz während des Horizonts | Keine | — | TradVolt-Modellstandard (begrenzte Annahme) |
| 25 | EV-Flotte — Fahrzeuge | 40 | Einheiten | TradVolt-Modellstandard (begrenzte Annahme) |
| 26 | EV-Flotte — km / Fahrzeug / Jahr | 32.000 | km | TradVolt-Modellstandard (ZA-LCV-Arbeitszyklus-Norm) |
| 27 | EV-Flotte — kWh / km | 0,28 | kWh/km | TradVolt-Modellstandard (LCV-BEV-Benchmark) |
| 28 | ICE-Baseline — Diesel L / km | 0,085 | L/km | TradVolt-Modellstandard |
| 29 | ICE-Baseline — Dieselpreis | 22,50 | ZAR/L | TradVolt-Schätzung (ZA-Pumppreisband, Abstimmung mit engenssa oder SARS-Dieselindex) |
| 30 | EV-Flotte — Wartung | 0,18 | ZAR/km | TradVolt-Modellstandard |
| 31 | ICE-Flotte — Wartung | 0,55 | ZAR/km | TradVolt-Modellstandard |
| 32 | ICE-Flotte — Capex pro Fahrzeug | 520.000 | ZAR | TradVolt-Modellstandard (leichtes Diesel-LCV) |
Verifizierung: 1.310.400 + 4.176.000 + 1.850.000 + 980.000 + 1.420.000 + 320.000 = 10.056.400 Basis. ×1,08 = 10.860.912. ✓
OPEX eskaliert um 2,0 % pro Jahr (allgemeine Inflation, Eingabe Zeile 22). Energie- und Leistungspreise eskalieren um 8,5 % pro Jahr (Eingabe Zeile 21, PENDING NERSA-Bestätigung).
Eskom-Megaflex-ToU-Struktur (notifizierte Sätze 2025/26 — PENDING-Verifizierung gegenüber Eskom-Tarifplan, siehe §2 Zeile 16):
| Zeitfenster | Stunden | Arbeitspreis (c/kWh) | Leistungspreis (R/kVA/Monat) |
|---|---|---|---|
| Spitze | 06:00–09:00, 17:00–19:00 | 328,00 | — |
| Standard | 09:00–17:00, 19:00–22:00 | 149,00 | — |
| Schwachlast | 22:00–06:00 | 86,00 | — |
| Netzleistungspreis | Alle | — | R 138,40 |
| Netzzugangspreis | Alle | — | R 32,10 |
Angenommener Betriebsplan: 70 % Schwachlast, 20 % Standard, 10 % Spitze. Effektiver gemischter Arbeitspreis J1 = 0,7×86,00 + 0,2×149,00 + 0,1×328,00 = 60,20 + 29,80 + 32,80 = 122,80 c/kWh = R 1,228/kWh.
Jährliche Energieentnahme = 40 Ports × 52.560 kWh = 2.102.400 kWh/Jahr.
Gleichzeitige Last im Spitzenfenster ≈ 60 % der Nennleistung = 0,6 × 2.880 = 1.728 kVA. Jährlicher Leistungspreis = 1.728 × (138,40 + 32,10) × 12 = 1.728 × 170,50 × 12 = R 3.535.488/Jahr.
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Währung | ZAR |
| Horizont (Jahre) | 8 |
| Diskontsatz | 12,00 % |
| Summe undiskontierte Kosten (ZAR) | 14.409.291,65 |
| Summe diskontierte Kosten / Barwert der Kosten (ZAR) | 13.038.757,71 |
| Summe undiskontierter Nutzen (ZAR) | -451.200,00 |
| Summe diskontierter Nutzen (ZAR) | -280.174,88 |
| NPV (ZAR) | -13.318.932,60 |
| IRR | n. v. |
| Einfache Amortisation (Jahr) | — |
| Diskontierte Amortisation (Jahr) | — |
| TCO pro km — EV (ZAR/km) | 3,75 |
| TCO pro km — ICE (ZAR/km) | 0,3410 |
| Einsparungen pro km (ZAR/km) | -3,41 |
| Einsparungen über Horizont (ZAR) | -10.912.112,00 |
| Jahr | Kosten (ZAR) | Nutzen (ZAR) | Netto (ZAR) | Diskontfaktor | Diskontiertes Netto (ZAR) | Energie (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 10.860.912,00 | 0,0000 | -10.860.912,00 | 1,00 | -10.860.912,00 | 0,0000 |
| 1 | 413.421,00 | -56.400,00 | -469.821,00 | 0,8929 | -419.483,04 | 0,0000 |
| 2 | 421.689,42 | -56.400,00 | -478.089,42 | 0,7972 | -381.129,96 | 0,0000 |
| 3 | 430.123,21 | -56.400,00 | -486.523,21 | 0,7118 | -346.297,61 | 0,0000 |
| 4 | 438.725,67 | -56.400,00 | -495.125,67 | 0,6355 | -314.661,32 | 0,0000 |
| 5 | 447.500,19 | -56.400,00 | -503.900,19 | 0,5674 | -285.926,50 | 0,0000 |
| 6 | 456.450,19 | -56.400,00 | -512.850,19 | 0,5066 | -259.825,87 | 0,0000 |
| 7 | 465.579,19 | -56.400,00 | -521.979,19 | 0,4523 | -236.116,88 | 0,0000 |
| 8 | 474.890,78 | -56.400,00 | -531.290,78 | 0,4039 | -214.579,43 | 0,0000 |
Lesart: Jahr 0 enthält die CAPEX (10.860.912 ZAR). Jahre 1–8 tragen fixe OPEX (eskalierend um 2,0 % allgemeine Inflation, Zeile 22) und einen kleinen negativen „Nutzen" von -56.400 ZAR/Jahr als Restwertabsicherung / flottenseitige Gutschrift, der das Vorzeichen nicht umkehrt. Der Pro-km-Vergleich verwendet Zeile 26 (32.000 km/Jahr) × 40 Fahrzeuge = 1.280.000 km/Jahr über 8 Jahre = 10.240.000 Fahrzeug-km. Die TCO pro km EV-Abschnitt wird von der Amortisation der EV-Capex und der Depotenergie dominiert, die die verdrängte Diesel-TCO bei Eingabe Zeile 29 übersteigt. Die diskontierte Amortisation wird innerhalb des 8-Jahres-Horizonts nicht erreicht; die kumulierten undiskontierten Kosten erreichen 14,41 Mio. ZAR gegenüber kumulierten Nutzen von -0,45 Mio. ZAR (d. h. die Kosten übersteigen die Nutzen durchgehend).
One-at-a-time-NPV-Auswirkung auf den 8-Jahres-Basisfall (ZAR Millionen). Negative NPV-Größen komprimieren sich gegen null, wenn Kosten sinken oder Nutzen steigen.
| Variable | -20 % | -10 % | Basis | +10 % | +20 % |
|---|---|---|---|---|---|
| Hardware-Stückpreis (Zeilen 4–5) | -12,51 | -12,91 | -13,32 | -13,72 | -14,13 |
| Diskontsatz | -15,02 | -14,10 | -13,32 | -12,64 | -12,06 |
| Dieselpreis (Zeile 29) | -14,14 | -13,73 | -13,32 | -12,91 | -12,50 |
| EV-km / Jahr (Zeile 26) | -14,14 | -13,73 | -13,32 | -12,91 | -12,50 |
| OPEX-Eskalation (Zeile 22) | -13,18 | -13,25 | -13,32 | -13,39 | -13,46 |
| Wartungs-% (Zeile 11) | -13,27 | -13,30 | -13,32 | -13,35 | -13,38 |
Lesart der Tabelle: Diskontsatz und Dieselpreis sind die dominanten Hebel. Keine Einzelvariablen-Schwankung innerhalb von ±20 % macht den NPV positiv — der Basisfall bleibt über alle Zeilen negativ. Energie-/Leistungspositionen aus §5 sind nicht additiv zu diesem NPV (siehe Hinweis §6) und daher nicht als Sensitivitätszeilen enthalten.
Basisfall in §6. NPV = -13.318.933 ZAR; keine Amortisation innerhalb von 8 Jahren. EV-Abschnitt teurer als ICE auf Pro-km-Basis (-3,41 ZAR/km).
Urteil: Nicht empfohlen nach reinen Wirtschaftlichkeitskriterien. Nur als strategische / Dekarbonisierungs-Vorgabe weiterverfolgen.
Smart-Charging-Software reduziert die gleichzeitige Last von 1.728 kVA auf 1.200 kVA. Die jährliche Leistungspreisrechnung sinkt von R 3.535.488 auf R 2.455.200 — eine Einsparung von R 1,08 Mio./Jahr. Über 8 Jahre bei 8,5 % Inflation entspricht dies etwa R 12–14 Mio. undiskontiert, aber wie in §6 ist diese Position nicht additiv zum geprüften NPV (sie liegt im flottenseitigen Energie-Offset).
Urteil: In jeder realen Installation erforderlich. Smart-Charging-OCPP-Software ist der wichtigste Einzelhebel, kehrt den NPV aber allein nicht innerhalb von 8 Jahren ins Positive.
Erfordert zusätzlich etwa R 22 Mio. Capex (außerhalb des geprüften NPV). Reduziert die gemischten Depotenergiekosten und die Spitzenlastentnahme. Der 8-Jahres-NPV des Gesamtsystems (EVSE + PV + BESS) wird vom PV/BESS-Capex-Stack dominiert und bleibt im selben Horizont negativ, sofern die Finanzierung nicht mit einem Wheeling-Vertrag oder einer Section 12B-Steuervergünstigung kombiniert wird.
Urteil: Erforderlich für jede langfristige Kostengleichheit gegenüber Diesel. Der eigenständige EVSE-NPV bleibt unberührt; der PV/BESS-Fall ist ein eigenständiges Finanzprojekt.
Der Durchsatz steigt auf ~75.000 kWh/Port/Jahr. Einzelhandelserlöse zu R 4,50/kWh × 3.000.000 kWh ≈ R 13,5 Mio./Jahr brutto. Nach gemischten Energie- und Leistungskosten zum Megaflex-ToU liegt der Netto-Einzelhandelsbeitrag im Bereich R 4–5 Mio./Jahr — genug, um den negativen NPV in §6 spürbar zu komprimieren.
Urteil: Plausibelster Pfad zu einem positiven 8-Jahres-NPV. Erfordert Doppelmessung, OCPP 2.0.1-Roaming und eine Betriebsgenehmigung des Council for the Built Environment (CBE) / der Gemeinde (Status PENDING).
Normenreferenz: IEC-Webstore für IEC 61851-1 und IEC 62196-2 Veröffentlichungsseiten (spezifische Ausgabenummer PENDING-Verifizierung). SANS 10142-1 verfügbar über SABS-Webstore (Ausgabe PENDING). Prüfberichte müssen die Berichtsnummer der ausstellenden Stelle und den Akkreditierungsumfang tragen; diesem Entwurf liegt keiner bei.
HS-Klassifizierungsblock — PENDING-Verifizierung mit SARS:| Komponente | HS-Code (Arbeitsannahme) | Status |
|---|---|---|
| EVSE — DC-Schnelllader (alle kW-Klassen) | 8504.40 | PENDING — Abstimmung via SARS-Zolltarif Lookup |
| Step-down-Transformator 2 MVA (flüssiges Dielektrikum, > 650 kVA) | 8504.21 | PENDING — SARS-Lookup |
| Schaltanlagen / Schutztafel (< 1.000 V Tafeln) | 8537.10 | PENDING — SARS-Lookup |
| OCPP-Controller / Gateway | 8537.10 | PENDING — SARS-Lookup (mit Schaltanlagen klassifizieren, falls nicht eigenständig) |
| Stahlkonstruktion Überdachung | 7308.90 | PENDING — SARS-Lookup (sonstige Konstruktionen aus Eisen/Stahl) |
Verwenden Sie den SARS-Zolltarif-Online-Lookup über den obigen Link vor dem Versand; Klassifizierungsentscheidungen können je nach Hafen und genauer technischer Beschreibung variieren. Die angegebenen Codes sind eine Arbeitsannahme, keine verbindliche Entscheidung.
Senden Sie eine einzelne RFQ mit der oben dargestellten Positionen-Struktur (Zeilen 1–32) zuzüglich des Zertifikatsblocks aus §9. TradVolt leitet an geprüfte Lieferanten weiter und konsolidiert die Antworten innerhalb von 10 Werktagen. Die Familie Sungrow IDC60E / IDC120E ist die benannte Ausrüstung; alternative 60-kW / 120-kW-DC-Dispenser-Modelle werden geprüft, sofern IEC 61851-1-Prüfberichte und ein vollständiger Zertifikatsblock beigefügt sind.
RFQ einreichen — Logistik-Hub EVSE 40-Port ZA
Dokumentenverwaltung: TradVolt Anwendungsfall/TCO R9. Der geprüfte Cashflow in §6 ist das verbindliche Finanzergebnis; alle Pro-km-, NPV- und Amortisationsangaben im Text stimmen mit §6 überein. Als PENDING markierte Eingaben (Eskom-Megaflex-Sätze, SARS-HS-Codes, OEM-Prüfberichte, OEM-Listenpreise) müssen vor der Veröffentlichung als endgültige käuferorientierte TCO erneut bestätigt werden. Die in §2 aufgeführten begrenzten TradVolt-Modellstandards (Zeilen 22–32) sind ausdrückliche Annahmen, keine Quellenfakten.