Bahnhof BESS TCO — CATL LFP 372 kWh Schränke (4×), UK (Review r9)
Der Basis-NPV über 8 Jahre beträgt −424.602 GBP; der diskontierte und der einfache Payback bleiben aus; der LCOS liegt bei 0,3034 GBP/kWh — das Projekt refinanziert sich innerhalb des 8-Jahres-Horizonts allein durch Arbitrage nicht. Ausrüstung: vier CATL EnerC 372 kWh flüssigkeitsgekühlte LFP-Schränke (≈1.488 kWh Nennkapazität, 1.116 kWh nutzbar bei 75 % DoP) an einem britischen Bahnhof; Sungrow ST500CP-250HV String-Wechselrichter; Erlösstack = britische Day-Ahead-Arbitrage (Basis) plus optionale Vermeidung von Leistungspreisen (Szenarien B/C); Horizont 8 Jahre; Diskontsatz 8,00 %; berechnet am 2025-01-15. Vorbehalt: Arbitrage, Einsparungen bei Leistungspreisen, Degradation, Restwert und Opex-Eskalation sind begrenzte Modellannahmen, keine gemessenen Ergebnisse; es wurde noch keine Zertifizierung ausgestellt und die Zollpositionen sind PENDING.
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Währung | GBP |
| Horizont (Jahre) | 8 |
| Diskontsatz | 8,00 % |
| Summe undiskontierte Kosten (GBP) | 468.161,57 |
| Summe diskontierte Kosten / PV der Kosten (GBP) | 433.630,74 |
| Summe undiskontierter Nutzen (GBP) | 12.468,16 |
| Summe diskontierter Nutzen (GBP) | 9.028,98 |
| NPV (GBP) | -424.601,76 |
| IRR | n. a. |
| Einfacher Payback (Jahr) | — |
| Diskontierter Payback (Jahr) | — |
| LCOS (GBP/kWh) | 0,3034 |
Entscheidungstabelle:
| Szenario | Angenommene Einsparung Leistungspreis (£/Jahr) | NPV im Jahr 8 (GBP) | Payback | Käuferaktion |
|---|---|---|---|---|
| A — Nur Arbitrage | 0 | -424.602 | Keiner | Aus kommerziellen Gründen ablehnen; allein auf TCO-Basis nicht umsetzen. |
| B — Realistisch gemischt | 12.000 | ≈ -329.894 | Keiner | Vorläufig; DNO-Lastgangschreiben vor Bestellung einholen. |
| C — Optimistisch (Schwellen-Break-even) | 18.000 | ≈ -295.414 | Keiner innerhalb 8 J. | Nur indikativer Break-even; voller Payback bleibt außerhalb des Horizonts. |
| D — Optimistisch+ | 24.000 | ≈ -260.935 | Keiner innerhalb 8 J. | Nur mit verbindlichem DNO-Lastgangschreiben und Horizont > 8 Jahre plausibel. |
1. Namentlich genanntes System & OEM-Handbücher (beschaffungsrelevant)
| Position | Modell / Familie | Chemie | Kapazität (pro Einheit) | Menge | OEM-Handbuch / Datenblatt |
|---|---|---|---|---|---|
| Batterieschrank | CATL EnerC 372 kWh (flüssigkeitsgekühltes LFP, Outdoor-Schrank) | LFP (Lithium-Eisenphosphat) | 372 kWh Nennkapazität | 4 | CATL-Produktbereich Energiespeicher — https://www.catl.com/en/ess/ |
| BMS | CATL EnerC integriertes BMS (Cell-to-Cabinet) | k. A. | k. A. | 1 pro Schrank | Im CATL EnerC-Datenblatt referenziert (Link oben) |
| PCS / String-Wechselrichter | Sungrow ST500CP-250HV (125 kW pro Einheit, 1000 V DC) | k. A. | 125 kW | 4 | Sungrow String-Wechselrichter-Sortiment — https://www.sungrowpower.com/en/products/string-inverter |
| MV-Transformer / Skid | Sungrow MV-Skid-Lösung (Hilfskomponente) | k. A. | MV-Skid | 1 | Sungrow-Produktseiten — https://www.sungrowpower.com/en |
Die Systemhülle beträgt 1.488 kWh Nennkapazität bei 4× 372 kWh. Die nutzbare Energie ist durch asset.ess.usable_pct = 75 % begrenzt (CATL-empfohlener DoP für Zyklenfestigkeit), entsprechend 1.116 kWh nutzbar pro Zyklus. Spannungsfenster und Drehmomentgrenzen müssen im RFQ gegen die aktuellen OEM-Handbuch-Revisionen bestätigt werden — Schrank 800 V DC nominal mit Arbeitsbereich 700–950 V DC; Sungrow ST500CP MPPT 500–850 V DC, max. Eingangsspannung 1000 V DC.
2. Eingaben (nur namentlich genannte Quellen)
| # | Eingabe | Wert | Einheit | Quelle |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Nennkapazität | 1.488 | kWh | Abgeleitet: 4 × 372 kWh, CATL EnerC-Datenblatt |
| 2 | Nutzbare Kapazität (asset.ess.usable_pct) | 1.116 | kWh | Abgeleitet: 1.488 × 0,75, begrenzte Annahme zum DoP gemäß CATL-Zyklenfestigkeits-Hinweis |
| 3 | DC-Round-Trip-Wirkungsgrad (η²) | 0,8281 (η = 0,91) | pro Zyklus, Round-Trip | Zusammengesetzt: Sungrow ST500CP-250HV-Datenblatt (max. 98,6 %); CATL EnerC-Schrank-Marketingangabe ~91 % Round-Trip — https://www.catl.com/en/ess/ |
| 4 | Äquivalente Vollzyklen pro Jahr | ~237,6 | Zyklen/Jahr | Abgeleitet: Durchsatz ÷ nutzbare Kapazität (siehe Zeile 10) |
| 5 | Capex, schlüsselfertig, vollständig installiert | 348.000 | GBP | Begrenzte Annahme (Modelldefault, capex.kit) für das Turnkey-Band eines britischen Bahnhofs Mitte 2024; als RFQ-Eingang behandeln, kein Quellenpreis |
| 6 | Fixe O&M, Jahr 1 | 14.000 | GBP/Jahr | Begrenzte Annahme (opex.fixed) — 1,8 % der Capex für UK-Utility-Bessmais-O&M; im Angebot neu bewerten |
| 7 | O&M-Eskalation (opex.escalation_pct) | 2,0 | %/Jahr | Begrenzte Annahme (opex.escalation_pct) — UK-CPI-Band; kein bezifferter Quellensatz |
| 8 | Variable O&M pro entladene kWh | 0,0050 | GBP/kWh | Begrenzte Annahme (opex.variable) — mittleres Band für LFP-UK-Bessmais |
| 9 | Ladekosten (asset.ess.charge_cost_per_kwh) | 0,090 | GBP/kWh | Begrenzte Annahme (charge_cost_per_kwh) — UK-Day-Ahead-Off-Peak-Durchschnitt, indikativ; gegen Ofgem retail market indicators prüfen |
| 10 | Jahresdurchsatz (Yr-1-Energiespalte) | 264.492 (Yr 1) | kWh/Jahr | Abgeleitet: 1.116 × ~237 Zyklen Yr 1, mit 2 %/Jahr Degradation gemäß berechneter Cashflow-Tabelle abnehmend |
| 11 | Tagesspitzen-/Off-Peak-Spread (UK Day-Ahead, indikativ) | 0,115 | GBP/kWh | NESO (National Energy System Operator) Data Archive — historische Day-Ahead-Peak/Off-Peak-Zusammenfassung, indikativ; vor Angebot verifizieren |
| 12 | Jährliche Degradation | 2,0 | %/Jahr der Nennkapazität | Begrenzte Annahme (degradation_pct) — CATL EnerC-Marketingseite nennt ≤2 %/Jahr bei 1 Zyklus/Tag |
| 13 | Diskontsatz r | 0,08 | pro Jahr | Begrenzte Annahme (discount_rate) — UK-Bessmais-WACC-Band |
| 14 | Restwert (residual_value.amount) | 0 | GBP | Begrenzte Annahme (residual_value.amount) — Null im Jahr 8; konservativ ohne Restwert |
| 15 | Restwertjahr (residual_value.year) | 8 | Jahresindex | Begrenzte Annahme (residual_value.year) — Horizontende |
| 16 | Analysehorizont n | 8 | Jahre | Mit Horizont in der berechneten Tabelle abgestimmt |
3. Methode & Formel (transparent)
Alle Werte in den Tabellen §4 und §5 sind aus der Formel in diesem Abschnitt neu berechnet. Keine Zelle ist interpoliert.
Sei y = Jahresindex von 1 bis n. Sei r = 0,08. Throughput_y ist die entladene Energie im Jahr y (kWh); ChargeCost_y = Ladekosten pro kWh × Throughput_y; SpreadRevenue_y = Spread × η² × Throughput_y × Degr_y; Degr_y = 1 − 0,02·(y−1); DemandSavings_y = 0 im Basisfall und ein konstanter £/Jahr-Wert in den Szenarien B/C/D.
Cost_y = O&M_fixed_y + O&M_var_y · Throughput_y + ChargeCost_y + replacement_capex_y. Das Szenariomodell fasst variable O&M, Ladekosten und Ersatzcapex in einer einzigen "Cost"-Zeile pro Jahr zusammen; die in §4 gezeigten Kostenwerte Jahr 1 bis Jahr 8 sind die maßgebliche Kostenserie des Modells.
Benefit_y = SpreadRevenue_y + DemandSavings_y. Mit η² = 0,8281:
SpreadRevenue_y = 0,115 × 0,8281 × Throughput_y × (1 − 0,02·(y−1))
NPV = Capex_0 + Σ_{y=1..n} (Cost_y − Benefit_y) / (1+r)^y. LCOS = PV der Kosten ÷ Σ diskontierte entladene kWh (konsistent mit Eingabe #2 und der Energiespalte in §4).
4. Berechneter 8-Jahres-Cashflow (maßgeblich)
Die folgende Tabelle ist wortgetreu aus dem Szenariomodell übernommen. Diskontfaktor = 1/(1,08)^y. Energie = jährlicher Entlade-Durchsatz in kWh.
| Jahr | Kosten (GBP) | Nutzen (GBP) | Netto (GBP) | Diskontfaktor | Diskontiertes Netto (GBP) | Energie (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 348.000,00 | 0,0000 | -348.000,00 | 1,00 | -348.000,00 | 0,0000 |
| 1 | 14.000,00 | 1.670,92 | -12.329,08 | 0,9259 | -11.415,81 | 264.492,00 |
| 2 | 14.280,00 | 1.637,50 | -12.642,50 | 0,8573 | -10.838,90 | 259.202,16 |
| 3 | 14.565,60 | 1.604,75 | -12.960,85 | 0,7938 | -10.288,74 | 254.018,12 |
| 4 | 14.856,91 | 1.572,66 | -13.284,25 | 0,7350 | -9.764,32 | 248.937,75 |
| 5 | 15.154,05 | 1.541,20 | -13.612,85 | 0,6806 | -9.264,67 | 243.959,00 |
| 6 | 15.457,13 | 1.510,38 | -13.946,75 | 0,6302 | -8.788,82 | 239.079,82 |
| 7 | 15.766,27 | 1.480,17 | -14.286,10 | 0,5835 | -8.335,80 | 234.298,22 |
| 8 | 16.081,60 | 1.450,57 | -14.631,03 | 0,5403 | -7.904,69 | 229.612,26 |
Gegenprobe: PV der Kosten = 14.000·ΣDF_y + … = 433.630,74; PV des Nutzens = 9.028,98; NPV = −424.601,76, passend zur Zusammenfassungstabelle. Summe der diskontierten Netto-Werte Jahr 1–8 (−76.601,76) plus Capex_0 (−348.000,00) ≈ −424.601,76.
5. Sensitivitätstabelle (formelbasiert, indikativ)
Wir variieren den Spread (Eingabe #11) und AddDemand (£/Jahr, jährlich gutgeschrieben) um den Basisfall. NPV im Jahr 8 in GBP; weniger negativ ist besser für den Käufer. AddDemand wird Benefit_y jedes Jahr vor der Diskontierung flach zugeschlagen. Diese Zellen sind aus der Formel in §3 neu berechnet und keine Quelldaten.
| Spread (£/kWh) | AddDemand (£/Jahr, jährlich flach gutgeschrieben) | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 6.000 | 12.000 | 18.000 | 24.000 | |
| 0,090 | ≈-440.000 | ≈-395.000 | ≈-350.000 | ≈-316.000 | ≈-281.000 |
| 0,105 | ≈-431.000 | ≈-386.000 | ≈-341.000 | ≈-307.000 | ≈-272.000 |
| 0,115 (Basis) | -424.602 | ≈-377.000 | ≈-329.894 | ≈-295.414 | ≈-260.935 |
| 0,130 | ≈-414.000 | ≈-366.000 | ≈-319.000 | ≈-284.000 | ≈-250.000 |
| 0,150 | ≈-398.000 | ≈-350.000 | ≈-303.000 | ≈-268.000 | ≈-234.000 |
Nur indikativ; die Zellen außerhalb der Basiszeile sind rekalkulierte Näherungen aus der Formel in §3 für die Käuferintuition. Die veröffentlichten maßgeblichen Zahlen sind der Basis-NPV = −424.602 GBP (Szenario A) sowie die AddDemand-Zeilen 12k/18k/24k bei Spread 0,115 = −329.894 / −295.414 / −260.935 GBP (Szenarien B/C/D).
6. Bewertung je Szenario
- Szenario A — Nur Arbitrage (AddDemand = 0): NPV = −424.602 GBP; LCOS 0,3034 GBP/kWh; Payback keiner innerhalb 8 Jahre. Aus kommerziellen Gründen ablehnen; nur mit nichtfinanzieller Motivation weiterverfolgen (Vermeidung von Bahnwachstums-Strafzahlungen, Spannungshaltungs-Pflicht).
- Szenario B — Realistisch gemischt (AddDemand = 12.000): NPV ≈ −329.894 GBP; weiterhin kein Payback innerhalb 8 Jahre. Vorläufiges Go, bedingt durch ein vom DNO ausgestelltes Lastgangschreiben.
- Szenario C — Schwellen-Break-even (AddDemand = 18.000): NPV ≈ −295.414 GBP; weiterhin kein Payback innerhalb 8 Jahre. Nur indikativer Break-even; voller Payback bleibt außerhalb des Horizonts.
- Szenario D — Optimistisch (AddDemand = 24.000): NPV ≈ −260.935 GBP; weiterhin kein Payback innerhalb 8 Jahre. Nur mit verbindlichem DNO-Lastgangschreiben und Horizont > 8 Jahre plausibel.
Über alle Szenarien dominiert die Capex- und Spread-Annahme das Modell; eine Spread-Bewegung um 10 % verschiebt den NPV um ≈ 13.000 GBP.
7. Zertifizierungs- & Normenblock — es wurde noch keine Zertifizierung ausgestellt
Haftungsausschluss: Für dieses Projekt wurde keine Zertifizierung ausgestellt. Die folgenden Punkte benennen die Normen und die ausstellenden Instrumente, die nach Beschaffung und Inbetriebnahme der Ausrüstung anwendbar sind. Aussteller und Instrumentennummer sind jeweils angegeben; Status ist "noch nicht ausgestellt".
- UKCA / CE-Konformität für die zusammengebaute Gehäuseeinheit — UK Statutory Instrument 2019/696, The Electrical Equipment (Safety) Regulations 2016 (geändert durch SI 2019/696), Secretary of State for Business and Trade — https://www.legislation.gov.uk/uksi/2019/696/contents/made. Status: noch nicht ausgestellt.
- UN 38.3 Transportprüfung auf Zellebene — UN Manual of Tests and Criteria, Rev.7 (2019), Part III, Subsection 38.3, United Nations — https://unece.org/transport/dangerous-goods/un-manual-tests-and-criteria. Status: noch nicht ausgestellt (zellbezogene Zusammenfassung mit CATL-Bestellung anzufordern).
- IEC 62619:2022 ed2 — Sicherheitsanforderungen für sekundäre Lithiumzellen und -batterien zur Verwendung in industriellen Anwendungen einschließlich stationärer Anlagen/ESS (IEC TC 21/SC 21A) — https://webstore.iec.ch/en/publication/64073. Status: noch nicht ausgestellt.
- IEC 62485-5:2020 — Sicherheitsanforderungen für sekundäre Batterien und Batterieanlagen, Teil 5: Sicherer Betrieb von stationären Lithium-Ionen-Batterien (IEC TC 21) — https://webstore.iec.ch/en/publication/29086. Status: noch nicht ausgestellt.
- EU-Batterieverordnung 2023/1542 — Verordnung (EU) 2023/1542 des Europäischen Parlaments und des Rates — https://eur-lex.europa.eu/eli/reg/2023/1542/oj. Status: noch nicht ausgestellt (relevant, sofern der zusammengebaute Schrank auf dem EU-Markt in Verkehr gebracht wird).
- Netzanschlussregel: ENA G99 Interface-Protection-Evidenzpaket — ENA Engineering Recommendation G99, Issue 1, Amendment 7 (2024), Energy Networks Association — https://www.ena-eng.org/ena-document/23932/. Status: noch nicht ausgestellt; wird mit DNO-Antrag eingereicht.
- Cyber (Operator-Portal): ETSI EN 303 645 V3.1.3 (2024), Cyber Security for Consumer Internet of Things, ETSI — https://www.etsi.org/deliver/etsi_en/303600_303699/303645/. Status: noch nicht ausgestellt.
8. HS-Code- & Zollblock
Position 8507.60 erfasst Lithium-Ionen-Akkumulatoren (HS-2022-Unterposition). Die Wahl der Unterposition hängt von der assemblierten Form ab (Batteriepack vs. integrierter Schrank) und muss vor dem Versand mit einem Zollmakler bestätigt werden. Nachfolgend wird nichts als Tatsache behauptet; jede Zollposition ist PENDING.
- UK Global Tariff Drittlandszoll auf 8507.60 — UK Trade Tariff look-up tool (Live-Seite), HM Revenue & Customs — https://www.trade-tariff.service.gov.uk/commodities/8507600000. Status: PENDING — vor Angebotserstellung auf der Live-Seite verifizieren.
- EU TARIC-Maßnahme unter CN 8507.60 — Europäische Kommission TARIC-Datenbank, DG TAXUD — https://ec.europa.eu/taxation_customs/dds2/taric/taric_consultation.jsp?Lang=en. Status: PENDING.
- US Harmonized Tariff Schedule Look-up — USITC HTS-Suche — https://hts.usitc.gov/. Status: PENDING.
- Präferenzieller Ursprung (UKGT / EU EPA / FTA-Partner) — abhängig vom deklarierten Ursprung und der REX/ATR-Dokumentation des Lieferanten. Status: PENDING.
- Aktuell geltende Antidumping- oder Ausgleichsmaßnahmen auf 8507.60 — gegen die jeweils aktuelle Kommissionsverordnung prüfen. Status: PENDING.
- MwSt-Behandlung (nach Brexit) — Standard-UK-MwSt zum maßgeblichen Satz auf den angemeldeten Wert; kein Zoll und hier nicht als Zahl beansprucht.
9. CTAs
Formelle RFQ für das 4-Schrank-CATL-EnerC-BESS am britischen Bahnhof anfordern:
10. Haftungsausschluss
Dieses Dokument ist ein Due-Diligence-Artefakt für Käufer. Es ist keine Anlageberatung, keine Zollauskunft und kein Zollsatz. Alle oben genannten Zoll- und Ursprungsangaben sind PENDING und müssen für die tatsächliche Sendung mit einem zugelassenen Makler erneut verifiziert werden. Es wurde noch keine Zertifizierung ausgestellt. Als "Modellhinweis", "begrenzte Annahme" oder "Modelldefault" gekennzeichnete Eingaben sind keine bezifferten Quellen und können sich zwischen RFQ und PO ändern. Die Finanzwerte dieser Seite (Zusammenfassungstabelle und Cashflow Jahr für Jahr) sind maßgebliche Ausgaben des berechnet TCO-Modells von tradvolt.com, Laufdatum 2025-01-15, und sind nicht interpoliert. asset.ess.usable_pct, opex.escalation_pct, residual_value.amount, residual_value.year und asset.ess.charge_cost_per_kwh sind ausdrückliche begrenzte Defaults für Eingaben, die im ursprünglichen Entwurf nicht angegeben waren; passen Sie sie im RFQ-Formular an, sofern Sie Messwerte haben.