Energiekosten steigen für den Logistiksektor
Die Energielandschaft im Vereinigten Königreich verändert sich unter den Füßen des Logistiksektors und eine relativ unbekannte Veränderung, die am 1. April begann.
Seit Jahrzehnten profitiert die Branche von einer Phase der Deindustrialisierung, in der Energie relativ reichlich vorhanden war und die Netzkapazität selten eine Einschränkung darstellte. Heute jedoch haben wir eine neue Normalität erreicht: Betreiber müssen nun einen Anstieg der Stromnachfrage (getrieben durch Lagerautomatisierung und Flottenelektrifizierung) bewältigen, während das Netz Schwierigkeiten hat, intermittierende erneuerbare Erzeugung zu integrieren.
Was ändert sich?
Um eine geschätzte Summe von 70 Milliarden Pfund in Netz-Upgrades in den nächsten fünf Jahren zu finanzieren, hat sich der Mechanismus zur Berechnung der Transmissionskosten für Unternehmen grundlegend geändert. Früher konnten Finanz- und Betriebsteams Kosten durch einfache Energieeffizienzmaßnahmen oder durch Reduzierung des Verbrauchs während Spitzenzeiten mindern. Diese Flexibilität ist im Wesentlichen weggefallen.
Nach Ofgems Targeted Charging Review wurden die meisten Gebühren für die Nutzung des Transportsystems (TNUoS) von der tatsächlichen Verbrauchsmenge entkoppelt. Seit 2022 wurden sie durch eine feste tägliche Gebühr ersetzt, bekannt als Transmission Demand Residual (TDR). Diese strukturelle Änderung hat die Art und Weise, wie Kosten im Logistiksektor anfallen, erheblich verändert.
Bestätigte TDR-Gebühren sind für viele gewerbliche Nutzer im Durchschnitt um 65 % gestiegen. Für 24/7-Erfüllzentren ist dies eine feste Gebühr, die 365 Tage im Jahr erhoben wird, unabhängig davon, ob die Betriebe mit voller Kapazität oder reduziertem Durchsatz laufen.
Wie Spitzenlastspitzen höhere Kosten verursachen
Für gewerbliche und industrielle Organisationen, die große Verteilzentren betreiben, liegt die eigentliche Herausforderung im „Bändersystem“, das zur Berechnung dieser festen Gebühren verwendet wird. Ob eine Anlage als Niederspannung (LV) oder Hochspannung (HV) klassifiziert ist, wird anhand ihrer vertraglich vereinbarten Importkapazität zugewiesen: der maximalen Menge an Strom, die sie aus dem Netz ziehen darf.
Insbesondere bei automatisierter Logistik ist die Stromnachfrage selten konstant. Stattdessen zeichnet sie sich durch scharfe, intensive Spitzen aus: der morgendliche Ansturm, wenn eine Flotte elektrischer Lieferwagen mit dem Laden beginnt, oder der Moment, wenn ein Hochgeschwindigkeitsförderer und Sortiersystem online geht.
Unter dem neuen TNUoS-Kostenerstattungsregime können diese kurzen Spitzen langfristige finanzielle Folgen haben.
Wenn eine Anlage ihre maximale Importkapazität nur für gelegentliche Spitzen benötigt, wird sie in ihrer zugewiesenen TDR-Band festgesetzt. Das bedeutet, dass sie jeden Tag des Jahres eine hohe Grundgebühr zahlt, selbst während Urlaubszeiten oder Wartungsfenstern, wenn das Lager ruhig ist.
Was viel weniger bekannt ist, ist die Tatsache, dass die Reduzierung dieser vereinbarten Kapazität nicht einfach ist. Das aktuelle TDR-Preissystem ist für die nächsten 5 Jahre festgelegt. Wenn Betreiber ihre vertraglich vereinbarte Netzkapazität reduzieren, um ihre festen Gebühren zu senken, ändert sich der TDR-Gebührensatz nicht – es sei denn, sie reduzieren ihre Kapazität um mehr als 50 %. Für ein großes Verteilzentrum macht dies eine inkrementelle Optimierung, wie das Kürzen einiger hundert kVA, um in eine niedrigere Band zu gelangen, praktisch unmöglich. Das Ergebnis ist ein „Kapazitätsbindungseffekt“: Logistikstandorte werden für ihre Spitzenkapazität belastet, die sie nur für kurze Zeit nutzen, aber daran gehindert, sie flexibel oder rechtzeitig anzupassen.
Die Lösung: Energiespeicherung und intelligentes „Peak Shaving“
Der Schlüssel zum Schutz der Margen ist ein Prozess, der als Peak Shaving bekannt ist. Anstatt sich auf das Netz zu verlassen, um kurzfristige Hochleistungsphasen zu bewältigen, greifen Betreiber zunehmend auf vor Ort installierte Batteriespeicher zurück, die als Puffer dienen. Das Batteriespeichersystem überwacht die Nachfrage eines Standorts in Echtzeit. Sobald es einen Anstieg erkennt, entlädt die Batterie sofort ihre eigene Energie. Dies „schneidet“ effektiv die Spitze der Netzlast ab und stellt sicher, dass ein Unternehmen nicht in den Bereich einer höheren Netzkapazität gerät, bei der die Folge – bei der nächsten TDR-Gebührenüberprüfung – bedeuten könnte, dass das Unternehmen in eine höhere, teurere TNUoS-Bandkategorie wechselt.
Grundsätzlich sollte diese Art des Demand-Managements in Echtzeit es den Betreibern ermöglichen, ihre Importkapazität sicher zu reduzieren und in eine niedrigere Gebührenband zu wechseln, ohne den Betrieb zu beeinträchtigen. Allerdings spiegelt sich dies nicht immer in den Kosten wider, die Unternehmen für die Nutzung des Übertragungsnetzes zahlen, selbst wenn Technologien wie Batteriespeicher nachweislich den Bedarf an knappen Netzkapazitäten verringern.
Dies führt zu einer deutlichen Diskrepanz: Der Logistiksektor wird dazu ermutigt, Flotten zu elektrifizieren und Lager zu automatisieren, während der regulatorische Rahmen es erschwert, die Technologien einzusetzen, die den Druck auf das Netz verringern würden. In der Praxis erfordert die groß angelegte Nutzung dieser Vorteile eine regulatorische Reform, um flexible, technologiegetriebene Nachfrageabbau-Maßnahmen anzuerkennen. Dadurch werden Energiekosten vorhersehbarer und leichter zu steuern.
Risiken mindern mit einer vollständig finanzierten Lösung
Jetzt ist die Zeit zu handeln. Das nächste TDR-Gebührensystem beginnt im April 2031. Die Bewertung der gebündelten Gebühren für die folgenden 5 Jahre basiert auf der Importkapazität eines Unternehmens im Januar 2029. Betreiber haben also weniger als 2 Jahre, um ihre Energiewirtschaft so weiterzuentwickeln, dass sie bis Ende 2028 nicht überkapazifiziert sind. Während die betriebliche Nutzung von Batteriespeichern klar ist, kann die erforderliche Investition in industrielle Speicher- und Solaranlagen für viele Logistikunternehmen eine Barriere darstellen. Hohe Zinssätze und konkurrierende Investitionsprioritäten schieben Energienetze oft nach unten auf die Prioritätenliste.
Anstatt eine Vorabinvestition zu verlangen, finanziert, baut und betreibt Wattstor vor Ort Batteriespeicher- und Solaranlagen vollständig. Das bedeutet, dass vom Betreiber keine Anfangsinvestitionen erforderlich sind. In der Praxis agiert Wattstor als technologiegetriebener Energielieferpartner, der die Energieversorgung des Standorts verwaltet und Netzstrom mit vor Ort erzeugter Energie kombiniert, um eine einheitliche, dynamische Tarifstruktur zu schaffen. Dieser Tarif folgt dem stündlichen Großhandelspreis im Vereinigten Königreich und bietet gleichzeitig einen garantierten Rabatt sowie eine feste Preisobergrenze für bis zu 25 Jahre.
Das Ergebnis: niedrigere Kosten und garantierte Betriebszeit
Dieser Ansatz bietet sofortige Vorteile. Peak Shaving reduziert die Exposition gegenüber höheren TNUoS-Bändern, während langfristige Preisgestaltung Schutz vor Marktschwankungen bietet. Entscheidend ist, dass Wattstor sowohl das technische als auch das finanzielle Risiko der Anlagen übernimmt, sodass Betriebsteams sich auf ihr Kerngeschäft konzentrieren können – Waren effizient bewegen und Durchsatz aufrechterhalten – während sie eine zuverlässige Stromversorgung sicherstellen.
Das Netz verändert sich, und die Kosten, nichts zu tun, werden bald stark steigen. Ohne Änderungen an den aktuellen Netzregeln werden viele Logistikbetreiber weiterhin für ungenutzte Kapazitäten zahlen, während sie keine Flexibilität bei der Nutzung der Lösungen entfalten können.
In einer Zeit, in der Netzanschlüsse begrenzt sind und die Stromnachfrage schnell steigt, würde die richtige Dimensionierung der Kapazitäten nicht nur die Kosten senken, sondern auch Kapazitäten wieder ins Netz einspeisen und die Elektrifizierung in der Branche vorantreiben. Logistikunternehmen, die in dieser nächsten Ära erfolgreich sein wollen, werden diejenigen sein, die Energie nicht mehr als unausweichliche Steuer betrachten, sondern als Werkzeug für Wettbewerbsvorteile.
