Anwendungsfall-TCO: 5 MWp Freiflächen-PV für ein UK-Rechenzentrum

0. Urteil auf einen Blick

Antwort / Urteil (die entscheidende Kennzahl): NPV = £10,702,963 über einen 25-Jahres-Horizont bei einem realen Diskontsatz von 6,00 %. Diskontierter Payback = 4,94 Jahre; undiskontierter (einfacher) Payback = 4,19 Jahre; LCOE = £0,0987/kWh; IRR = 24,93 %. Anlage: 5 MWp Freiflächen-Photovoltaik aus kristallinem Silizium (repräsentatives Modul: LONGi LR7-72HGD-610M; repräsentativer Wechselrichter: Sungrow SG3125HV-MV). Standort: UK-Rechenzentrumsstandort (Arbeitsblatt-Benchmark: PVGIS-SARAH2-Gitterzelle Großraum Manchester). Horizont: 25 Jahre. Stichtag der Evidenz: 2026-01-15. Einschränkung: Alle Energie-/Erlösgrößen stammen aus den Modelleingaben in Abschnitt 2; die Werte reagieren sensibel auf die Steigerung der Netzstrompreise und den Eigenverbrauchsanteil (siehe Abschnitt 5).

1. Anwendungsfalldefinition

Ein Betreiber eines UK-Rechenzentrums evaluiert eine 5-MWp-Freiflächen-Photovoltaikanlage auf angrenzendem Land, um den tagsüber anfallenden Netzstromverbrauch zu kompensieren. Die Anlage ist auf die maximale IT-Tageslast des Standorts ausgelegt, wobei die Resterzeugung im Rahmen eines langfristigen PPA oder einer Direktleitung ins Netz eingespeist wird. Dieser Anwendungsfall konzentriert sich auf Capex/Opex-Aufbau, PPA-Stromerlöse, vermiedene Netzkosten und die TCO über 25 Jahre. Batteriespeicher oder Netzverstärkung sind nicht enthalten.

2. Eingabetabelle

Anlagenreferenz (repräsentative, öffentlich vermarktete Modelle):

• Module: LONGi LR7-72HGD-610M (Hi-MO 7, 610 Wp bifazial, BC-Zelle) — Datenblatt: https://www.longi.com/en/products/modules/hi-mo-7/lr7-72hgd-610m/.
• Wechselrichter (String, 5-MWp-Architektur): Sungrow SG3125HV-MV — Produktseite: https://en.sungrowpower.com/product/ut3200_3125_3000HV-MV.
• Alternativer Wechselrichter: Huawei SUN2000-330KTL-H1 (String) — Datenblatt: https://support.huawei.com/enterprise/en/doc/EDOC1100061371.
• Alternatives Modul: Jinko Solar Tiger Neo N-type JKM610N-78HL4-BDV — Datenblatt: https://www.jinkosolar.com/en/site/tigerneo.

Die Wahl von Modul/Wechselrichter bestimmt den technischen Rahmen, nicht aber die finanziellen Modelleingaben in Abschnitt 2; die Kosten-/Ertragswerte in Abschnitt 2 sind szenario-bezogen, nicht OEM-spezifisch.

3. Transparente TCO-Formel

Jährliche Cashflow-Komponenten (reale £), bewertet zu Jahresbeginn:

Erzeugung in Jahr n (kWh):

G(n) = Kapazität × Spezifischer Ertrag × (1 − Degradation)⁽ⁿ⁻¹⁾

Eigenverbrauchsanteil (vermiedene Netzimporte):

SC(n) = G(n) × Eigenverbrauchsanteil

Einspeiseanteil:

EX(n) = G(n) × (1 − Eigenverbrauchsanteil)

Netzeinsparung (vermiedene Importe) in Jahr n:

GS(n) = SC(n) × Netzpreis × (1 + gGrid)⁽ⁿ⁻¹⁾

Einspeiseerlöse in Jahr n:

EI(n) = EX(n) × Einspeisevergütung × (1 + gGrid)⁽ⁿ⁻¹⁾

O&M-Kosten Jahr n:

OM(n) = Kapazität × OpCost × (1 + gOpx)⁽ⁿ⁻¹⁾

Versicherungskosten Jahr n:

IN(n) = Kapazität × InsCost × (1 + gOpx)⁽ⁿ⁻¹⁾

Pachtkosten Jahr n:

LL(n) = LandHa × LandRate × (1 + gOpx)⁽ⁿ⁻¹⁾

Wechselrichtertausch in Jahr 15:

IR(15) = £180.000

Netto-Cashflow Jahr n (1 ≤ n ≤ 25):

CF(n) = GS(n) + EI(n) − OM(n) − IN(n) − LL(n) − [IR(15) wenn n = 15 sonst 0]

Net Present Value (NPV) der TCO (positiv = Nettonutzen über 25 Jahre, abzüglich Capex):

NPV = −Capex + Σ_n=1..25 CF(n) / (1 + r)ⁿ

Levelised Cost of Energy (LCOE):

LCOE = [Capex + Σ_n=1..25 (OPEX(n) / (1+r)ⁿ)] ÷ Σ_n=1..25 (G(n) / (1+r)ⁿ)

wobei OPEX(n) = OM(n) + IN(n) + LL(n) + [IR(15) wenn n = 15 sonst 0]. Der Diskontfaktor folgt der End-of-Year-Konvention (Annuitätenansatz konstanter Zahlungen über jährliche Diskontierung).

4. Ausgearbeitete Arithmetik — 25-Jahres-Zeitplan (Basis-Szenario)

Erzeugung Jahr 1: G(1) = 5.000 kWp × 975 kWh/kWp = 4.875.000 kWh/Jahr (PR bereits im spezifischen Ertrag berücksichtigt).

Eigenverbrauch Jahr 1: SC(1) = 4.875.000 × 0,85 = 4.143.750 kWh.

Einspeisung Jahr 1: EX(1) = 4.875.000 × 0,15 = 731.250 kWh.

Netzeinsparung Jahr 1: GS(1) = 4.143.750 × £0,245 = £1.015.218,75/Jahr.

Einspeiseerlöse Jahr 1: EI(1) = 731.250 × £0,082 = £59.962,50/Jahr.

O&M Jahr 1: OM(1) = 5.000 × £14 = £70.000/Jahr.

Versicherung Jahr 1: IN(1) = 5.000 × £5 = £25.000/Jahr.

Pacht Jahr 1: LL(1) = 10 × £900 = £9.000/Jahr.

Netto-CF Jahr 1: CF(1) = £1.015.218,75 + £59.962,50 − £70.000 − £25.000 − £9.000 = £971.181,25.

TCO-Zusammenfassung Basis-Szenario (Modellausgabe, maßgeblich)

25-Jahres-Cashflow (Modellausgabe, maßgeblich)

NPV (Basis, 6 % real) = £10.702.963,15. LCOE (real, 25 Jahre levelisiert) = £0,0987/kWh. Diskontierter Payback = 4,94 Jahre; einfacher (unddiskontierter) Payback = 4,19 Jahre.

Diskontsatz-Sensitivität

5. Sensitivitätstabelle

Einzelparametrische Sensitivitäten gegenüber dem Basis-NPV. Jede Zeile rechnet das Gesamtmodell mit dem jeweiligen Eingabewert neu. Keine Interaktionseffekte.

Größte einzelne Treiber: Netzpreis-Eskalation und Eigenverbrauchsanteil. Die Capex-Varianz hat in dieser Größenordnung den geringsten NPV-Effekt (~£630k Schwankung bei ±15 % Capex).

6. Urteil je Szenario

Szenario A — Konservativ (niedriger Ertrag + geringerer Eigenverbrauch)

Eingaben: spezifischer Ertrag 877,5 kWh/kWp, Eigenverbrauch 70 %, Netzeskalation 1,5 %/Jahr real, Diskontsatz 8 % real. Mit derselben Formel neu berechnet: NPV ≈ £4,6 Mio. Diskontierter Payback ≈ 6,4 Jahre. Einfacher Payback ≈ 5,9 Jahre. Urteil: weiterhin NPV-positiv, Payback innerhalb von 7 Jahren; vertretbar für Vorstände, die abwärtsresiliente Projekte bevorzugen.

Szenario B — Basis

Eingaben: wie Tabelle in Abschnitt 2. NPV = £10.702.963. LCOE = £0,0987/kWh. Diskontierter Payback = 4,94 Jahre; einfacher Payback = 4,19 Jahre. Urteil: stark. Die LCOE liegt deutlich unter dem Netzbezugspreis von £0,245/kWh, sodass das Projekt auch ohne Förderung die Vermeidungskosten-Hürde nimmt.

Szenario C — Upside (hoher Ertrag + 100 % Eigenverbrauch)

Eingaben: spezifischer Ertrag 1.072,5 kWh/kWp (günstiger Standort auf südlicher UK-Breite), 100 % Eigenverbrauch (lastangepasster PPA ohne Netzeinspeisung). Neu berechnet: NPV ≈ £16,8 Mio.; LCOE ≈ £0,090/kWh. Diskontierter Payback ≈ 3,7 Jahre; einfacher Payback ≈ 3,4 Jahre. Urteil: bester Fall; abhängig von Netzanschluss und Tageslastprofil.

Szenario D — Stress (Capex +20 %, keine Einspeiseerlöse)

Eingaben: Capex £5.040.000, Einspeisevergütung £0,00 (Abregelung angenommen). Neu berechnet: NPV ≈ £6,6 Mio. Diskontierter Payback ≈ 6,3 Jahre; einfacher Payback ≈ 5,5 Jahre. Urteil: Projekt weiterhin positiv; die Einspeiseerlöse sind ein nennenswerter, aber nicht entscheidender Margenhebel.

7. Mini-Zertifizierungs- / Compliance-Block

• UK-Planungsrecht: Freiflächen-PV über 50 MW erfordert NSIP (TCPA 2008 s.14(1)(a)); unter 50 MW erfolgt die Planung lokal nach Town and Country Planning Act (TCPA) 1990. Bauleitpläne der lokalen Behörden (z. B. LPAs in England & Wales) gelten. Immer mit der zuständigen LPA abstimmen. Referenz: Town and Country Planning Act 2008, s.14.
• G98/G99: G98 für Typ A (≤16 A/Phase), G99 für Typ B/C/D darüber — für Wechselrichter >5 MW gilt G99 über das DNO-Anschlussverfahren. Referenz: ENA G99 Issue 1 Amendment 4 (2024).
• IEC-Modul-Zertifizierungen für die Ausschreibung: IEC 61215 (c-Si Designqualifikation), IEC 61730 (Sicherheit), IEC 62804 (PID-Beständigkeit). Lieferantenprüfberichte sind chargenweise zu bestätigen. Referenz: IEC 61215-1:2021, IEC 61730-1:2016, IEC TS 62804-1:2015.
• Umwelt: Environmental Impact Assessment (EIA) voraussichtlich erforderlich oberhalb von 5 ha (oder je nach LPA-Screening); BNG (Biodiversity Net Gain, in England seit Februar 2024 verpflichtend nach Environment Act 2021) — aktuellen DEFRA-Metrik prüfen. Referenz: Environment Act 2021.
• Wechselrichter: G99-Konformität und entsprechende DNO-Abnahme.
• End-of-Life: Produktverantwortung — PV-Module fallen nun unter die WEEE-Regelungen UK; Registrierung des Herstellers beim entsprechenden System erforderlich.
• UN-Handbuch der Prüfungen als Referenz für die Transportklassifizierung (Li-Ionen-BESS nicht Bestandteil dieses Anwendungsfalls, aber zur Beschaffungs-Sensibilisierung aufgeführt): UN Manual of Tests and Criteria, 7th revised edition (ST/SG/AC.10/11/Rev.7).

8. HS-Code- & Zollsatz-Block

Referenz-HS-Codes für typische Beschaffungspositionen:

Lookup-Anleitung: Besuchen Sie den UK Government Trade Tariff Service unter gov.uk/trade-tariff (oder die offizielle gov.uk Customs Handling of Import & Export Freight (CDS) Tarifabfrage). Geben Sie den oben angegebenen 10-stelligen Warencode ein; der angezeigte Drittlandszollsatz ist maßgeblich. Für Präferenzursprung (z. B. EU, CPTPP) erneut mit entsprechendem Präferenzkennzeichen abfragen und die Ursprungserklärung/Lieferantenerklärung des Lieferanten beifügen.

Haftungsausschluss: Alle Zollsätze in dieser Tabelle sind als PENDING gekennzeichnet und müssen zum Zeitpunkt der Beschaffung anhand des aktuellen Trade Tariff Service bestätigt werden.

9. RFQ & Download

25-Jahres-Cashflow als CSV herunterladen (stabile ID: tco-data-center-solar-5mwp-uk-r9.csv).

Modell-PDF herunterladen (Annahmen + ausgearbeitete Arithmetik) (stabile ID: tco-model-data-center-solar-5mwp-uk-r9.pdf).

10. Methodik & Einschränkungen

• Diese Seite ist eine Anwendungsfall-TCO-Studie, kein Preisangebot. Alle Kostenbänder stammen aus öffentlichen UK/europäischen Benchmarks, die inline zitiert sind; die Werte schwanken je nach Beschaffungszeitpunkt, FX und Modulverfügbarkeit.
• Reales Modell. Über die in Abschnitt 2 genannten Eskalationsraten hinaus wird keine Inflation auf Erlöse oder Opex angewendet.
• Der Diskontsatz ist real nach Steuern, 6,00 % im Basis-Szenario. Betreiber mit abweichendem WACC sollten die Diskontsatz-Sensitivität in Abschnitt 4 nachrechnen.
• Der Eigenverbrauchsanteil wird über 25 Jahre konstant bei 85 % gehalten. Betreiber, die einen sinkenden Auslastungsfaktor des Rechenzentrums erwarten, sollten mit einer abnehmenden Eigenverbrauchsreihe neu testen.
• Als PENDING markierte Zoll-/Tarifwerte müssen zum Zeitpunkt der Beschaffung bestätigt werden; HS-Code-Zeilen sind auf Warenebene und können durch den Zollbroker neu klassifiziert werden.
• End-of-Life-WEEE-Compliance-Kosten sind nicht modelliert.