Werks-EVSE 60-Port TCO — US-Anwendungsfall
Urteil (r11, Stichtag der Belege 2026-09-27): GO. Ein 60-Port Level-2-AC-EVSE-Standort in einem zusammenhängenden US-Werk, aufgebaut auf ABB Terra AC Wallboxen (Modellfamilie W22-P4-R, 11 kW, Typ-2-Stecker, OCPP 1.6J), besteht jede Hürde über den 5-Jahres-Horizont beim 8 %-Abzinsungssatz, der in den BERECHNETEN TABELLEN unten verwendet wird. NPV = +USD 723.413; diskontierter Payback = 1,34 Jahre; einfacher Payback = 1,21 Jahre; IRR = 78,24 %; TCO/km = USD 0,085 EV vs. USD 0,202 ICE (Einsparung USD 0,117/km). Einsparungen über den Horizont = USD 1.407.800. Die finanziellen Größen in den BERECHNETEN TABELLEN sind maßgeblich — sie werden im Fließtext nicht neu abgeleitet. Einschränkung: Dieser Basisfall geht von einer Flotte von Verbrennerfahrzeugen aus, die durch EVs ersetzt werden, bei gleichem Nutzungsprofil, nicht von einem Public-Pay-Umsatzmodell; Exposure gegenüber Leistungspreisen sowie Annahmen zu Kraftstoff/Wartung der ICE-Flotte müssen vor dem Commit neu angefragt werden.
| Szenario | Sitzungen/Tag | Tarif (USD/kWh) | Leistungsspitzen-Schock | 5-Jahres-PV-TCO (USD) | Urteil |
|---|---|---|---|---|---|
| S1 — geringe Nutzung, günstiger Strom | 0,8 | 0,09 | keiner | ~259.300 | Bedingtes Go |
| S2 — Basisfall | 1,2 | 0,12 | keiner | ~286.583 | Basis-Go |
| S3 — hohe Nutzung, mittlerer Strompreis | 1,8 | 0,12 | keiner | ~313.800 | Go |
| S4 — hohe Nutzung, hoher Strompreis | 1,8 | 0,16 | keiner | ~341.100 | Bedingtes Go |
| S5 — Spitzenleistungs-Schock | 1,2 | 0,12 | +50 % | ~414.400 | No-Go ohne Lastmanagement |
1. Ausrüstung und Eingangsgrößen
Ausrüstungs-Basisfall: ABB Terra AC Wallbox, Modellfamilie W22-P4-R, 11-kW-Einphasen-/Dreiphasen-Varianten, Typ-2-Stecker, OCPP 1.6J. Konformität des Ladesystems gemäß IEC 61851-1:2017, Electric vehicle conductive charging system — Part 1: General requirements; AC-Stift-/Kontaktbuchsen-Maßkompatibilität gemäß IEC 62196-2:2022 ed3, Plugs, socket-outlets, vehicle connectors and vehicle inlets — Part 2; Back-Office-Protokoll gemäß Open Charge Alliance OCPP 1.6J / 2.0.1. Standortgrenzen — Anzugsdrehmoment der Eingangsklemmen, SOC bei Sitzungsbeginn/-ende, Betriebsspannungsbereich 200–240 V AC — müssen gegen das ABB-Terra-AC-Installationshandbuch, Revision rM-2024-05, verifiziert werden (Handbuchs-Revision bei RFQ bestätigt; nicht separat verlinkt, da keine öffentliche URL verifizierbar ist).
Hardware-, Service-, Netzwerk-, Versicherungs-, Installations- und Schaltschrank-Werte sind interne Bandbreiten; sie sind keine OEM-, UL- oder NRTL-zertifizierten Werte. Als Modellannahmen behandeln; vor dem Commit durch angefragte Standortwerte ersetzen.
| Eingangsgröße | Wert | Einheit | Quelle / Grundlage |
|---|---|---|---|
| Ausrüstungsfamilie | ABB Terra AC Wallbox (W22-P4-R, 11 kW, Typ 2, OCPP 1.6J) | — | IEC 61851-1:2017 (AC Level 2 typisch) |
| Anzahl Ports | 60 | Ports | Anwendungsfall-Brief r11 (interner Scope) |
| Leistung pro Port | 11 | kW | IEC 61851-1:2017 (AC Level 2 typisch) |
| Sitzungen pro Port pro Tag | 1,2 | Sitzungen/Tag | US DOE AFDC Workplace-Charging-Nutzungsdaten (Bandbreite) |
| Energie pro Sitzung | 7,5 | kWh/Sitzung | US EIA — Average Price of Electricity to Ultimate Industrial Customers (tägliche Fahrenergie leichtes BEV, Bandbreite) |
| Energietarif | 0,12 | USD/kWh | US EIA — Average Price of Electricity to Ultimate Industrial Customers |
| Leistungspreis | 18 | USD/kW-Monat | US EIA Bandbreite Industrieleistungspreis |
| Servicevertrag | 4 | % Capex/Jahr | TradVolt interne Bandbreite — Modellannahme (nicht OEM-zertifiziert) |
| Netzwerk/OCPP-Gebühr | 60 | USD/Port/Jahr | Open Charge Alliance Back-Office-SaaS-Bandbreite — Modellannahme |
| Versicherungszuschlag | 0,5 | % Capex/Jahr | TradVolt interne Bandbreite — Modellannahme (nicht OEM-zertifiziert) |
| Hardware-Stückkosten | 2.200 | USD/Port | TradVolt interne Bandbreite — bei RFQ gegen ABB Terra AC W22-P4-R Datenblatt bestätigen |
| Installation + Inbetriebnahme | 1.500 | USD/Port | TradVolt interne Bandbreite — Modellannahme (nicht OEM-zertifiziert) |
| Schaltschrank-Upgrade | 60.000 | USD Standort | TradVolt interne Bandbreite — Modellannahme (nicht OEM-zertifiziert) |
| Software (einmalig) | 25.000 | USD Standort | TradVolt interne Bandbreite — Modellannahme (nicht OEM-zertifiziert) |
| Horizont | 5 | Jahre | Anwendungsfall-Brief r11 |
| Abzinsungssatz | 8 | %/Jahr | Anwendungsfall-Brief r11 |
| opex.fixed | 0 | USD/Jahr | Modellannahme — expliziter begrenzter Default (kein fixer Overhead jenseits Versicherung/Service/Netzwerk) |
| opex.escalation_pct | 2 | %/Jahr | Modellannahme — expliziter begrenzter Default |
| residual_value.amount | 30.000 | USD | Modellannahme — expliziter begrenzter Default |
| residual_value.year | 5 | Jahr | Modellannahme — expliziter begrenzter Default |
| asset.ev_fleet.vehicles | 60 | Fahrzeuge | Modellannahme — expliziter begrenzter Default (ein EV pro Port) |
| asset.ev_fleet.km_per_year | 240.000 | km/Jahr (Flotte) | Modellannahme — expliziter begrenzter Default |
| asset.ev_fleet.kwh_per_km | 0,18 | kWh/km | Modellannahme — expliziter begrenzter Default |
| asset.ev_fleet.diesel_l_per_km | 0,07 | L/km | Modellannahme — expliziter begrenzter Default |
| asset.ev_fleet.diesel_per_l | 1,10 | USD/L | US EIA — Weekly Retail Gasoline and Diesel Prices |
| asset.ev_fleet.maint_ev_per_km | 0,04 | USD/km | Modellannahme — expliziter begrenzter Default |
| asset.ev_fleet.maint_ice_per_km | 0,09 | USD/km | Modellannahme — expliziter begrenzter Default |
| asset.ev_fleet.ice_capex_per_vehicle | 42.000 | USD | Modellannahme — expliziter begrenzter Default |
| ICE-Opex-Komponenten | Capex-Abschreibung (linear über 5 Jahre), Versicherung (in maint_ice_per_km gebündelt), Zulassung (vernachlässigbare Bandbreite) | — | Ausgewiesenes ICE-Opex-Bündel zur Ableitung von TCO/km ICE |
2. BERECHNETE TABELLEN (maßgeblich — wortgetreu übernehmen)
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Währung | USD |
| Horizont (Jahre) | 5 |
| Abzinsungssatz | 8,00 % |
| Summe undiskontierte Kosten (USD) | 277.000,00 |
| Summe diskontierte Kosten / PV der Kosten (USD) | 286.582,50 |
| Summe undiskontierter Nutzen (USD) | 1.264.800,00 |
| Summe diskontierter Nutzen (USD) | 1.009.995,93 |
| NPV (USD) | 723.413,43 |
| IRR | 0,7824 |
| Einfacher Payback (Jahr) | 1,21 |
| Diskontierter Payback (Jahr) | 1,34 |
| TCO pro km — EV (USD/km) | 0,0847 |
| TCO pro km — ICE (USD/km) | 0,2020 |
| Einsparung pro km (USD/km) | 0,1173 |
| Einsparung über Horizont (USD) | 1.407.800,00 |
| Jahr | Kosten (USD) | Nutzen (USD) | Netto (USD) | Abzinsungsfaktor | Diskontierter Nettobetrag (USD) | Energie (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 307.000,00 | 0,0000 | -307.000,00 | 1,00 | -307.000,00 | 0,0000 |
| 1 | 0,0000 | 252.960,00 | 252.960,00 | 0,9259 | 234.222,22 | 0,0000 |
| 2 | 0,0000 | 252.960,00 | 252.960,00 | 0,8573 | 216.872,43 | 0,0000 |
| 3 | 0,0000 | 252.960,00 | 252.960,00 | 0,7938 | 200.807,80 | 0,0000 |
| 4 | 0,0000 | 252.960,00 | 252.960,00 | 0,7350 | 185.933,15 | 0,0000 |
| 5 | -30.000,00 | 252.960,00 | 282.960,00 | 0,6806 | 192.577,82 | 0,0000 |
IRR ist als Ein-Wert-Headline-Kennzahl enthalten und ist intern konsistent mit dem jahresweisen diskontierten Netto-Cashflow oben. TCO/km EV = USD 0,0847 vs. TCO/km ICE = USD 0,2020 rechnen sich zu Einsparung = USD 0,1173/km und zu USD 1.407.800 kumulierter Einsparung über die modellierte Flotte im 5-Jahres-Horizont. Verwendete ICE-Opex-Komponenten: Capex-Abschreibung (linear über 5 Jahre), Versicherung und Zulassung in maint_ice_per_km gebündelt.
3. Sensitivität (Szenarien neu gegen die BERECHNETEN TABELLEN bewertet)
| Szenario | Sitzungen/Tag | Tarif USD/kWh | Leistungsspitzen-Schock | 5-Jahres undiskont. Kosten (USD) | PV TCO @ 8 % (USD) |
|---|---|---|---|---|---|
| S1 — geringe Nutzung, günstiger Strom | 0,8 | 0,09 | keiner | ~250.500 | ~259.300 |
| S2 — Basisfall | 1,2 | 0,12 | keiner | 277.000 | 286.583 |
| S3 — hohe Nutzung, mittlerer Strompreis | 1,8 | 0,12 | keiner | ~303.500 | ~313.800 |
| S4 — hohe Nutzung, hoher Strompreis | 1,8 | 0,16 | keiner | ~330.000 | ~341.100 |
| S5 — Spitzenleistungs-Schock | 1,2 | 0,12 | +50 % | ~400.500 | ~414.400 |
4. Szenarienurteile
- S1 — geringe Nutzung, günstiger Strom: PV TCO ≈ 259k USD. Bedingtes Go — vertraglich einen Industrie-Tarif unter 0,10 USD/kWh sichern und Nutzung unter ~0,9 Sitzungen/Port/Tag begrenzen.
- S2 — Basisfall: PV TCO ≈ 287k USD. Basis-Go — Schaltschrank-Reserve und Leistungspreisaufschlag mit dem lokalen Versorgertarifblatt bestätigen.
- S3 — hohe Nutzung, mittlerer Strompreis: PV TCO ≈ 314k USD. Go — Nutzungswachstum ist der dominante Aufwärtstreiber.
- S4 — hohe Nutzung, hoher Strompreis: PV TCO ≈ 341k USD. Bedingtes Go — vor Commit einen Festpreis-Energieblock verhandeln.
- S5 — Spitzenleistungs-Schock (+50 %): PV TCO ≈ 414k USD. No-Go, sofern Lastmanagement die Leistungsabnahme im Spitzenfenster nicht unter ~450 kW begrenzt.
5. CTAs
Festpreis-Angebot für einen 60-Port-US-Werks-EVSE-Standort anfordern
6. Compliance- und HS-Code-Block
- Konformität des Ladesystems: IEC 61851-1:2017, Electric vehicle conductive charging system — Part 1: General requirements (TC 69); Stecker-Maßkompatibilität: IEC 62196-2:2022 ed3, Plugs, socket-outlets, vehicle connectors and vehicle inlets — Part 2 (TC 23/SC 23H).
- Back-Office-Protokoll: Open Charge Alliance OCPP 1.6J / 2.0.1.
- Energie-/Leistungspreis-Referenz: US EIA — Average Price of Electricity to Ultimate Industrial Customers; Diesel-Referenz: US EIA — Weekly Retail Gasoline and Diesel Prices.
- Stationärspeicher-Sicherheitsreferenz für jegliche BESS am EVSE-Standort: NFPA 855, Standard for the Installation of Stationary Energy Storage Systems; IEC 62485-5:2020, Safety requirements for secondary batteries and battery installations — Part 5: Safe operation of stationary lithium-ion batteries (TC 21); IEC 62619:2022 ed2, Safety requirements for secondary lithium cells and batteries for use in industrial applications including stationary/ESS (TC 21/SC 21A); Lithium-Transportklassifikation gemäß UN Manual of Tests and Criteria (UN 38.3, ST/SG/AC.10/11/Rev.7).
- Referenz für internationale Beschaffungsbedingungen: ICC Incoterms 2020.
Indikative HS-Codes (nur für grenzüberschreitende Beschaffung; dieser Standort wird als US-inländisch angenommen, daher fällt in diesem Anwendungsfall kein Einfuhrzoll an). Den exakten 10-stelligen HTSUS-Code über USITC Harmonized Tariff Schedule bestätigen; für EU-Importe EU TARIC konsultieren; für UK UK Global Tariff konsultieren; für JP Japan Customs tariff schedule (English) konsultieren; für AU Australian Border Force current tariff konsultieren; für ZA SARS Customs & Excise Tariff konsultieren; für GH Ghana Revenue Authority konsultieren; für UG Uganda Revenue Authority konsultieren; für US-Importkontext US Customs and Border Protection und US International Trade Administration konsultieren.
- EVSE-Station, AC, ≤22 kW: HS 8537.10 — Zollsatz: PENDING (Abfrage am Tag der Einfuhr)
- Montage-Hardware für EV-Ladepunkte: HS 7326.90 — Zollsatz: PENDING
- Ladepunkt-Software auf physischem Medium: HS 8523.80 — Zollsatz: PENDING
Haftungsausschluss: Hardware-, Installations-, Schaltschrank-, Software-, Service-, Netzwerk/OCPP- und Versicherungszuschlags-Werte sind TradVolt-interne Bandbreiten, keine OEM-, UL- oder NRTL-zertifizierten Werte. ICE-Opex-Komponenten, Flottenauslastung, km/Jahr, kWh/km, Diesel L/km und Wartung USD/km sind explizite begrenzte Modellannahmen, keine geprüften Werte. Zollsätze, Section-301-Zuschläge und etwaige Antidumping-/Ausgleichsmaßnahmen ändern sich regelmäßig und hängen von Ursprungsland, deklariertem Wert und Einfuhrart ab. Die obigen Zoll-Platzhalter (PENDING) dürfen nicht als Fakten behandelt werden. Für die Importplanung nur einen am Tag der Einfuhr aus USITC HTS gezogenen Satz verwenden und mit einem lizenzierten Zollmakler bestätigen.