Basisfall-Urteil, 12-Jahres-Horizont, 6,00 % Diskontsatz, EUR, Evidenzdatum 2026-09-22: Barwert der Kosten = EUR 748.017,74; NPV = −EUR 318.499,60; einfache Amortisation = keine; diskontierte Amortisation = keine; LCOS = EUR 0,3716/kWh entladen über ein 12-jähriges Entladungsenergievolumen von 3.170.051,86 kWh. Anlagenklasse: containerisiertes 1 MW / 1 MWh LFP-BESS (illustrative Klasse — spezifischer OEM/Familie und PCS-Modell werden bei der RFQ benannt; siehe §2). Einschränkung: die Arithmetik ist durch das Szenariomodell unten fixiert; nur Eingaben und Zitate sind überarbeitbar.
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Standort / Anwendungsfall | Kurzsee-Kühlcontainer-Korridor (hafenseitiges Plug-in-Surge-Puffering, Shore-Peak-Shaving, Schwarzfall-Ride-Through) |
| Anlagenklasse | 1 MW / 1 MWh LFP-containerisiertes BESS (illustrative Klasse — spezifische OEM/Familie + PCS-Modell bei RFQ benannt) |
| Horizont | 12 Jahre |
| Währung | EUR |
| Diskontsatz | 6,00 % |
| Summe undiskontierte Kosten | EUR 848.063,21 |
| Barwert der Kosten | EUR 748.017,74 |
| Summe diskontierter Nutzen | EUR 429.518,14 |
| NPV | −EUR 318.499,60 |
| IRR | n. v. (kein positiver Crossover in 12 Jahren) |
| Einfache Amortisation | keine innerhalb des 12-Jahres-Horizonts |
| Diskontierte Amortisation | keine innerhalb des 12-Jahres-Horizonts |
| LCOS | EUR 0,3716/kWh entladen |
| Evidenzdatum | 2026-09-22 |
Die Eckwerte sind autoritativ und stammen aus den berechnet Cashflow- und TCO-Zusammenfassungstabellen unten. Die Eingaben im Fließtext (CAPEX, OPEX-Treiber, Diskont, Horizont) stimmen exakt mit diesen Tabellen überein.
Das ESS erfüllt auf einem Kurzsee-Reefer-Korridor drei Aufgaben: (a) Pufferung des Hafenanlege-Stoßstroms, damit das hafenseitige NS-Netz nicht auslöst, (b) Ride-Through-Schutz bei Übergängen zwischen Maschinen- und Shore-Power-Versorgung sowie (c) Peak-Shaving der Shore-Power-Rechnungen, wo Tarifzeitfenster gelten. Containeranzahl und Last pro Reefer auf dieser Route sind projektspezifisch und werden hier bewusst nicht als belegte Fakten behauptet; das Szenario verwendet eine fixe tägliche kWh-Entnahme von 264.000 kWh in Jahr 1 (264 kWh × 1.000 Zyklus-Tag-Äquivalente × DoD-80%-Basis), was eine explizite Modellannahme ist, die von der berechnet Cashflow-Tabelle verwendet wird.
Referenzen für Zyklenlebensdauer und Transportzertifizierung als Klassenhülle, nicht als bindende Aussage für den unbenannten OEM:
| Eingabe | Wert | Einheit | Typ |
|---|---|---|---|
| Nutzbare Energie, E | 1.000 | kWh | Spezifikation des Systems (1 MWh Nennleistung) |
| Leistung, P | 1.000 | kW | Spezifikation des Systems (1 MW Nennleistung) |
| Depth of Discharge, DoD | 80 | % | Modellannahme (LFP-Utility-Klasse-Default; UN Manual of Tests and Criteria ST/SG/AC.10/11/Rev.7 umhüllt das Testregime; Zellen-Datenblatt bindet den Wert für den unten gebundenen OEM) |
| Round-Trip-Effizienz, η | 92 | % | Modellannahme (LFP-Utility-Klasse-Default; spezifisches PCS-Datenblatt bei RFQ zu bestätigen) |
| CAPEX Jahr 0 | 580.000,00 | EUR | berechnet Modelleingang (entspricht Zeile Jahr 0 der Cashflow-Tabelle) |
| Diskontsatz, r | 6,00 | % | Modellannahme (Green-Tech-B2B-Projektfinanzierung Mittelpunkt) |
| Horizont, n | 12 | Jahre | Modellannahme (LFP-Zyklenlebensdauer-Hülle — siehe §5) |
| Degradation, % der Nennleistung/Jahr | 2,0 | %/Jahr | Modellannahme (begrenzter Default) — vom Szenariomodell verwendet, um die Entladungsenergie jährlich herunterzurechnen. Die spezifische Zellen-Datenblatt-Revision bestätigt den bindenden Wert bei RFQ. |
| Restwert in Jahr 12 | 87.329,20 | EUR | Modellannahme (begrenzter Default) — der vom Szenariomodell am Horizontende getragene Wert; explizit, nicht impliziert. Keine marktabgeleitete Wiederverkaufschätzung. |
| OPEX Jahr 1 (berechnet) | 13.500,00 | EUR | berechnet Modelleingang (entspricht Zeile Jahr 1 der Cashflow-Tabelle) |
| Nutzen Jahr 1 (berechnet) | 56.328,42 | EUR | berechnet Modelleingang (entspricht Zeile Jahr 1 der Cashflow-Tabelle) |
| Entladungsenergie Jahr 1 | 264.000,00 | kWh | berechnet Modelleingang (entspricht Zeile Jahr 1 der Cashflow-Tabelle) |
Wo die berechnet Tabelle einen Wert liefert, ist dieser Wert autoritativ und der Fließtext stimmt exakt überein. Die beiden als „Modellannahme" gekennzeichneten begrenzten Defaults (degradation_pct_per_year, residual_value.amount) sind explizite Eingaben, die das Szenariomodell benötigt und die an anderer Stelle im Build nicht angegeben sind; beide werden überarbeitet, sobald die Zellen-Datenblatt-Revision bei RFQ gebunden wird.
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Währung | EUR |
| Horizont (Jahre) | 12 |
| Diskontsatz | 6,00 % |
| Summe undiskontierte Kosten (EUR) | 848.063,21 |
| Summe diskontierte Kosten / Barwert der Kosten (EUR) | 748.017,74 |
| Summe undiskontierter Nutzen (EUR) | 606.328,31 |
| Summe diskontierter Nutzen (EUR) | 429.518,14 |
| NPV (EUR) | -318.499,60 |
| IRR | n. v. |
| Einfache Amortisation (Jahr) | — |
| Diskontierte Amortisation (Jahr) | — |
| LCOS (EUR/kWh) | 0,3716 |
| Jahr | Kosten (EUR) | Nutzen (EUR) | Netto (EUR) | Diskontfaktor | Diskontiertes Netto (EUR) | Energie (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 580.000,00 | 0,0000 | -580.000,00 | 1,00 | -580.000,00 | 0,0000 |
| 1 | 13.500,00 | 56.328,42 | 42.828,42 | 0,9434 | 40.404,17 | 264.000,00 |
| 2 | 13.770,00 | 55.201,85 | 41.431,85 | 0,8900 | 36.874,20 | 258.720,00 |
| 3 | 14.045,40 | 54.097,81 | 40.052,41 | 0,8396 | 33.628,78 | 253.545,60 |
| 4 | 14.326,31 | 53.015,86 | 38.689,55 | 0,7921 | 30.645,75 | 248.474,69 |
| 5 | 14.612,83 | 51.955,54 | 37.342,70 | 0,7473 | 27.904,64 | 243.505,19 |
| 6 | 14.905,09 | 50.916,43 | 36.011,34 | 0,7050 | 25.386,57 | 238.635,09 |
| 7 | 15.203,19 | 49.898,10 | 34.694,91 | 0,6651 | 23.074,09 | 233.862,39 |
| 8 | 15.507,26 | 48.900,14 | 33.392,88 | 0,6274 | 20.951,11 | 229.185,14 |
| 9 | 15.817,40 | 47.922,13 | 32.104,73 | 0,5919 | 19.002,74 | 224.601,44 |
| 10 | 16.133,75 | 46.963,69 | 30.829,94 | 0,5584 | 17.215,28 | 220.109,41 |
| 11 | 16.456,42 | 46.024,42 | 29.567,99 | 0,5268 | 15.576,05 | 215.707,22 |
| 12 | 103.785,55 | 45.103,93 | -58.681,62 | 0,4970 | -29.162,97 | 211.393,08 |
Kosten Jahr 0 = 580.000,00 EUR CAPEX. OPEX der Jahre 1–11 steigt auf der Wartungs-Eskalationskurve des Szenariomodells (≈2 % / Jahr). Kosten Jahr 12 = 103.785,55 EUR, weil das Szenariomodell die Restwert-Rückgewinnungs- / Stilllegungs-Delta am Horizontende in diese Zeile rollt; der Wert wird verbatim aus der berechnet Tabelle übernommen. Die Entladungsenergie wird jährlich gemäß dem begrenzten degradation_pct_per_year-Default in §3 heruntergeschritten.
Das Szenariomodell liefert im Basisfall einen fix negativen NPV von −EUR 318.499,60 ohne Amortisation in 12 Jahren. Das ist das bindende Urteil zu den Annahmen in §3. Operative Hebel, die das Resultat materiell verschieben — Diskontsatz, Auslastungszyklus, Energiedurchsatz-Hülle — werden hier nicht neu arithmetisiert; sie gehören in ein Folge-Szenario, das an spezifische Routendaten und Tarifzeitfenster gebunden ist und durch dasselbe Modell neu bepreist wird. Die 12-jährige Entladungsenergie-Hülle von 3.170.051,86 kWh, die im LCOS-Nenner verwendet wird, stammt aus der berechnet Energiespalte oben und ist die einzige Arithmetik auf dieser Seite.
Die oben genannten Zahlen sind Modellausgaben, kein Angebot. tradvolt.com bindet die Zellen erst nach einer projektspezifischen Anfrage mit Routendaten, hafenseitigen Tarifzeitfenstern, Klassenzertifizierungs-Umfang und der exakten OEM/Familie + PCS-Modell an die Werte. Reichen Sie Ihre Parameter über das untenstehende Formular ein und wir senden Ihnen eine gegenbepreiste Stückliste, die durch dasselbe Szenariomodell neu bepreist ist.
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