Ces avantages, associés à la diminution des coûts de stockage des batteries et à l’amélioration des performances des batteries, stimulent l’électrification des véhicules moyens et lourds.

Mais pour faire de ce nouveau monde électrifié une réalité, les gestionnaires de flotte et de durabilité doivent naviguer dans un nouveau labyrinthe de technologies, de choix d’infrastructure et de chaînes d’approvisionnement. Comme si cela n’était pas assez intimidant, ils doivent également considérer l’infrastructure électrique et de télécommunications comme une partie essentielle de leurs opérations.

Pourquoi passer à l’électrique ?

D’un océan à l’autre, les gestionnaires de flotte et de durabilité envisagent des programmes pilotes et lancent des flottes de véhicules électrifiés. Cela permettra d’atteindre plusieurs mesures critiques :

Atteindre des normes d’émissions strictes.

Selon Bloomberg, le secteur américain du commerce électronique et de la livraison consomme 5,4 millions de gallons de diesel par jour, ce que le calculateur d’équivalences de gaz à effet de serre équivaut à 55 000 tonnes métriques d’émissions de carbone. Pour résoudre ce problème, les régulateurs adoptent des réglementations strictes sur l’économie de carburant et les émissions, incitant les agences de transport en commun, les districts scolaires et les entreprises de commerce électronique et de livraison comme Amazon, FedEx et UPS à déployer des flottes plus propres et plus silencieuses.

Coûts d’exploitation et d’entretien réduits.

L’économie de carburant des flottes électriques est bien meilleure que celle de leurs homologues diesel – l’Institut d’étude de l’environnement et de l’énergie déclare que les bus électriques économisent 5 fois plus de carburant que les bus diesel fonctionnant sur le même itinéraire. En ce qui concerne le coût total de possession, un autobus scolaire électrique coûte 31 000 $ moins cher que le diesel, et un autobus de transport en commun électrique est 81 000 $ moins cher, selon WISPIRG. De plus, les progrès des capacités véhicule-réseau (V2G) permettront d’atténuer les pointes, de gérer la charge de la demande et de générer des flux de revenus à mesure que le flux d’énergie bidirectionnel et la numérisation des services publics progressent – la Clinton Global Initiative constate que les programmes pilotes montrent qu’un eBus V2G peut générer 6 100 $ par année.

Améliorer la sécurité et les conditions de travail.

Les transmissions électriques sont silencieuses et sans fumée, et sans moteur bruyant et vibrant pour distraire le conducteur, elles peuvent offrir plusieurs avantages de sécurité et de fonctionnement. En améliorant l’expérience du conducteur et en réduisant la fatigue du conducteur, les eFleets peuvent aider à améliorer la rétention des conducteurs. De plus, la télématique embarquée peut surveiller et collecter des données de vitesse, permettant aux gestionnaires d’encourager des habitudes de conduite sûres.

Les huit étapes

Pour aider à rendre ce processus aussi fluide, transparent et rentable que possible, Black & Veatch a conçu un cadre en huit étapes pour aider les gestionnaires de flotte et de durabilité à développer leurs stratégies d’infrastructure de recharge.

Étape 1. Définir la flotte et les besoins opérationnels

La définition des besoins de la flotte déterminera la capacité et les besoins opérationnels. Combien de véhicules électriques envisagent-ils d’employer ? Quels seront leurs cycles de service et leurs itinéraires ? Quand et où les véhicules seront-ils facturés ? Les options de facturation varient considérablement et peuvent inclure la facturation au dépôt, la facturation sur route, partagée et aux points de terminaison, ou une combinaison. Les gestionnaires doivent confirmer ces informations à l’avance pour développer un plan d’infrastructure qui répond aux besoins de capacité actuels et futurs.

Étape 2. Examiner et sélectionner les technologies

Les gestionnaires peuvent ensuite passer à la sélection des types de véhicules moyens et lourds pour leur flotte. Cela déterminera également la portée du réseau de tarification – par ex. les connecteurs de charge, les vitesses de charge et les capacités de mise en réseau – nécessaires pour répondre à la demande. Une fois le matériel en place, les gestionnaires peuvent alors envisager les solutions logicielles et réseau qui aideront à gérer la charge et les coûts et à intégrer les installations sur site et les ressources énergétiques distribuées (DER).

Étape 3. Analyser la charge de charge et la demande de puissance

Les flottes commerciales lourdes et moyennes reposent sur les technologies de charge rapide de niveau 2 et CC qui nécessitent d’énormes quantités d’énergie. Par exemple, une flotte de 56 bus électriques consomme environ 11 MWh/jour alors qu’une flotte de 542 bus pourrait demander 109 MWh/jour. Les gestionnaires doivent analyser leurs besoins énergétiques avant de déterminer quelles technologies fourniront une production et un stockage d’énergie sur site propres, résilients et sécurisés.

Étape 4. Mettre en œuvre la conception et la planification du site

L’ajout d’une charge de charge à haute puissance nécessitera des travaux de mise à niveau des équipements et des installations du bâtiment. La plupart des installations de recharge existantes seront modernisées, ce qui nécessitera un examen attentif de la disposition, de l’espace physique et de l’alimentation électrique. Pour ajouter de nouveaux sites, les gestionnaires doivent mettre en œuvre un processus de sélection de site éclairé pour aider à contrôler le calendrier et les coûts.

Étape 5. Coordonner avec les partenaires de services publics

Les gestionnaires doivent s’engager avec leurs partenaires de services publics le plus tôt possible au cours du processus de conception. Les gestionnaires, les intégrateurs technologiques et les services publics doivent travailler ensemble pour développer des feuilles de route de livraison d’électricité qui intègrent les programmes de services publics et les tarifs de charge, et calculent les économies en fonction des charges de charge futures. Les parties prenantes doivent planifier une capacité électrique à long terme, dans une perspective d’au moins cinq à dix ans, et anticiper les besoins futurs en infrastructure.

Étape 6. Demander un permis et des approbations

plus les installations sont grandes, plus l’emprise, les autorisations et les exigences en matière de permis sont complexes. De plus, le fait que bon nombre de ces nouveaux produits et technologies soient encore en évolution peut rendre encore plus difficile l’approbation des permis. Les autres documents requis peuvent inclure les déclarations d’impact environnemental de l’État, les accords et approbations interagences et les documents relatifs à l’équipement. De nombreux États s’efforcent d’accélérer ces processus.

Étape 7. Mises à niveau du réseau de distribution

L’ajout d’une charge de charge à haute puissance et de DER nécessitera des mises à niveau du réseau de distribution, voire de nouveaux équipements tels que des lignes d’alimentation et des sous-stations. Des mises à niveau substantielles augmenteront les coûts et le calendrier. En moyenne, un calendrier de livraison d’électricité sans mise à niveau du réseau dure environ huit mois, tandis qu’un calendrier avec mises à niveau du réseau (comme l’installation d’une nouvelle sous-station desservie par de nouvelles lignes de transport) peut durer 48 mois ou plus.

Étape 8. Obtenir l’équipement, construire et mettre en service

Une fois toutes les autorisations et tous les permis en place, la construction du site peut commencer. Le processus de construction sera de grande envergure, impliquant des travaux extérieurs (p. ex., forage, creusement de tranchées et pavage) et des travaux internes (p. Une fois la pleine puissance délivrée, la mise en service et les tests