Sollten Flotten die Elektrifizierung um die Stromversorgung herum planen?

Für Logistikbetreiber bieten Elektrofahrzeuge einen wesentlichen Weg zu Betriebseinsparungen sowie zu Klima- und Nachhaltigkeitszielen, doch Power-Engpässe bremsen die Elektrifizierung weiterhin aus. Jamie Aspin, Business Development Manager bei Eclipse Power Networks, erklärt, wie Flottenmanager ihre elektrische Flotte auf Kurs halten können.

Es besteht ein großer ökologischer Imperativ, Flotten auf Elektro umzustellen – Im Jahr 2023 waren Straßenfahrzeuge für mehr als ein Viertel (26%) aller Emissionen im Vereinigten Königreich verantwortlich, und ein Drittel davon stammte von Bussen, HGVs und Lieferwagen.

Unternehmen haben ebenfalls eigene kommerzielle und strategische Anreize für die Elektrifizierung. Ob zur Erreichung von Umwelt- und Nachhaltigkeitszielen oder unter Druck, Emissionen für die Scope-3-Bilanz der Kunden zu reduzieren – Speditions- und Logistikbetreiber können durch frühe Einführung von Elektrofahrzeugen einen strategischen Vorteil erlangen. Dabei besteht auch das Potenzial, niedrigere Betriebskosten, verbesserte Fahrzeugleistung und vereinfachte Wartungspläne zu realisieren.

Doch trotz des enormen Potenzials von Elektro-HGV-Flotten stehen Betreiber vor erheblichen Hindernissen bei der Umsetzung. Fragen zu Anfangsinvestitionen und Restwerten schrecken Investitionen ab, während undurchsichtige Gesamtkosten-Daten die Rechtfertigung erschweren. Gleichzeitig stellen fehlende Depot- und Opportunitäts-Ladeinfrastruktur grundlegende Probleme für Flottenbetreiber dar, die elektrifizieren möchten.

Das Leistungsprinzip

Im Gegensatz zu einer typischen Auto- oder Lieferwagenflotte erfordern Elektro-HGVs erhebliche Infrastruktur-Upgrades. Mit einer Batteriekapazität, die bis zum Zehnfachen eines Lieferwagens reicht, benötigen Betreiber, die eine eHGV-Flotte über Nacht umrüsten wollen, DC-Lader, die bis zu mehreren Hundert Kilowatt pro Fahrzeug bereitstellen können. Für eine Flotte von acht eHGVs könnte dies eine maximale Leistungsanforderung von mehreren Megawatt (MW) bedeuten, ohne das Lade-Management zur Reduzierung des Spitzenwerts.

Selbst das wird für bestimmte Anwendungen nicht ausreichen, insbesondere bei sehr kurzen Turnaround-Zeiten oder wenn eine Flotte die Nutzung der Transportmittel maximieren soll – zum Beispiel, wenn dasselbe Fahrzeug mit mehreren Fahrern über 24 Stunden eingesetzt wird. Hier werden wahrscheinlich Megawatt-Skalierungsladeanlagen (MCS) erforderlich sein, mit einzelnen Ladegeräten bis zu 3,75 MW – genug, um eine eHGV so schnell umzurüsten, wie sie wieder aufgeladen werden kann.

Obwohl Fördermittel für Depot-Ladestationen durch das Depot-Ladeprogramm verfügbar sind, liegen die Leistungsanforderungen für DC-Lader – insbesondere MCS – deutlich über der Kapazität, die typischerweise an Bus- oder Logistikdepots ans Netz angeschlossen ist. Die meisten Anlagen wurden lange vor der Verbreitung von Elektrofahrzeugen gebaut und verfügen über Stromanschlüsse für typische leichte industrielle Lasten: Heizung, Beleuchtung oder Kühlung. Daher sind erhebliche Netzanschluss- und Infrastruktur-Upgrades notwendig, bevor sie mehrere DC- oder MCS-Lader unterstützen können.

Und hier liegt das eigentliche Problem. Trotz Marktregulierungen dauert es in der Regel mehrere Jahre, um eine Mehr-Megawatt-Anbindung zu sichern – notwendig, um eine kleine Flotte von eHGVs zu laden – was die Elektrifizierungspläne der Organisationen verzögert und die Netto-Null-Ziele des Vereinigten Königreichs gefährdet.

Diese Netzprobleme erscheinen oft wie eine unüberwindbare Barriere, besonders wenn man die Kosten berücksichtigt. Zum Beispiel kenne ich ein Unternehmen mit einer Netzanschlussleistung von vier Megawatt (technisch vier Megavolt-Ampere, MVA), das insgesamt 12 MVA benötigt, um die eHGV-Lader zu versorgen. Es wurde von seinem Verteilnetzbetreiber (DNO) mit 15 Millionen Pfund für die erforderliche 8-MVA-Aufrüstung angeboten, mit einem Anschlussdatum in sechs Jahren.

Angesichts langer Wartezeiten und der enormen Investitionen sind Flottenbetreiber oft gezwungen, ihre Elektrifizierungspläne aufzugeben oder zu verschieben. Das ist sehr einschränkend und kann dazu führen, dass sie komplexeres Flottenmanagement betreiben müssen, da potenzielle Upgrades für Elektrofahrzeuge vom Zeitpunkt abhängen, wann das Depot mehr Strom erhält.

Eine erfolgreiche Strategie

Trotz dieser realen Herausforderungen können HGV-Betreiber kreative Wege finden, um die Hindernisse zu beseitigen und ihre Reise zur elektrischen Flotte zu beschleunigen. Ein ausgezeichneter Ansatz bei langen Warteschlangen für Upgrades ist die Nutzung der vollen Kapazität der bestehenden Verbindung. Durch die Installation von Batteriespeichersystemen (BESS) können Flottenbetreiber Energie aus dem Netz speichern, wenn das Depot ruhig ist, und Batteriestrom sowie Netzstrom gemeinsam nutzen, um Elektrofahrzeuge bei Rückkehr zu laden. Idealerweise reduziert die Integration erneuerbarer Energiequellen die Abhängigkeit vom Netz und senkt sowohl Energiekosten als auch Emissionen.

Wenn die Bereitschaft zur Investition in die Strominfrastruktur fehlt – oder der Depot-Raum für BESS oder erneuerbare Energien begrenzt ist – könnten Betreiber Partnerschaften mit Energieentwicklern in Betracht ziehen. Dies ist besonders in Gebieten mit bedeutendem Potenzial für erneuerbare Energien oder Umgestaltungen vorteilhaft, wo Generatoren und Nachfrager über ein privates Elektrizitäts-Mikronetz verbunden werden können. Dies bietet den Generatoren einen direkten Kunden und dem Kunden eine verbesserte Versorgung für das Depot, wobei beide Parteien erhebliche Verteilungsgebühren über die Laufzeit des Projekts einsparen.

Ein kleines Mikronetzprojekt könnte bestehende Netzanschlüsse nutzen, doch eine Partnerschaft mit einem Generator könnte auch den Zeitrahmen für eine viel größere Anschluss- oder Upgrade-Option verbessern. Unter den TMO4+-Reformen von Ofgem werden Anschlüsse für Erzeugungsprojekte priorisiert, die „bereit und notwendig“ sind. In der Praxis bedeutet dies, dass bestimmte Erzeugungsprojekte deutlich frühere Anschlussdaten erhalten als einzelne Nachfrager.

Weniger langer Weg

Doch die Planung und Umsetzung kreativer Netzanschluss- und Mikronetzprojekte erfordert tiefgehendes Fachwissen und Flexibilität, die bei den DNOs oft fehlen. Deshalb ist die Zusammenarbeit mit unabhängigen Verteilnetzbetreibern (IDNOs) und Anschlussanbietern (ICPs) ein wesentlicher Bestandteil, um die Elektrifizierung voranzutreiben.

IDNOs ermöglichen es Flottenbetreibern, auf das Fachwissen und die Innovationen zuzugreifen, die sie benötigen, um Herausforderungen bei der Depot-Stromversorgung zu lösen und den Weg zur Flottenelektrifizierung zu beschleunigen. Sie können eine breitere Palette technischer Lösungen vorschlagen und akzeptieren als DNOs, was innovative Ansätze erlaubt, die Zeit, Geld oder Platz sparen können – beispielsweise durch eine kompaktere Umspannstation im Depot.

Ein weiterer, oft bedeutender Kostenvorteil besteht darin, dass IDNOs die Verteilungsanlagen „übernehmen“, sie nach Inbetriebnahme und Inbetriebnahme in Eigentum nehmen und eine Kapitalbeteiligung am Projekt leisten, wodurch die Anfangskosten gesenkt werden. Zudem können IDNOs die Elektrifizierungspläne durch gestufte Leistungs-Upgrades unterstützen – eine ideale Möglichkeit, Kapazitäten entsprechend dem eigenen Elektrifizierungsplan zu erhöhen und hohe Anschlusskosten zu vermeiden, die noch nicht vollständig genutzt werden.

Nicht alle IDNOs sind gleich, und nur wenige verfügen über die Expertise, um fortschrittliche Infrastrukturprojekte wie Mikronetze und private Netze umzusetzen. Die Wahl des richtigen Partners ist entscheidend, um das beste Ergebnis bei der Elektrifizierung zu erzielen; dabei gilt es, Zeit und Kosten gegen die unbestreitbaren Vorteile der Umstellung auf eine elektrische Flotte abzuwägen.