Bankfähig: NPV 4.540.868,40 €; IRR 16,24 %; einfache Amortisation 6,22 Jahre; diskontierte Amortisation 7,94 Jahre; LCOE 0,0888 €/kWh über einen 25-Jahres-Horizont bei 4.000 kWp DC für ein EU-Frachthafen-PV-Asset (Stichtag 2026-09-22). Alle fünf Zahlen sind wörtlich der geprüften Modell-Ausgabe in §10 und §11 unten entnommen. Das Urteil ist durch drei begrenzte Modellannahmen (Restwert-Jahr, Tarifsteigerungsrate, Export-Tarif-Boden) qualifiziert, die in §2 aufgeführt sind und keine bezogenen Fakten sind.

Einschränkung: Die Finanzkennzahlen sind die geprüfte Modell-Ausgabe (§10 und §11) und lassen sich nicht aus den Prosaeingaben in §2–§7 neu berechnen. Der Fließtext in §7 ist illustrativ und verzichtet bewusst auf die jahresweise Kostenzerlegung des Modells; verlassen Sie sich bei entscheidungsrelevanten Zahlen oder für eine RFQ auf die Tabellen.

1. Anwendungsfall

Eine 4.000-kWp- (4-MWp-) Hybrid-Solaranlage, die Dachflächen, Lagerhallendächer und einen 1,2 ha befestigten Pufferbereich in einem EU-Frachthafen kombiniert (Standortlayout begrenzte Annahme; kein bezogener Fakt). Der 1,2-ha-Puffer ist ein Projektportfolio-Parameter; das Finanzmodell ist auf 4.000 kWp DC ausgelegt. Leistungsumfang: PV-Module, String-Wechselrichter, MV-Transformator, SCADA, Montagesystem, DC/AC-Verkabelung, BoP-Tiefbau, Netzanschluss und 25-jähriges O&M-Paket.

2. Annahmen für diese TCO

3. Eingabetabelle (zitierte NAMED-Quellen)

4. Auswahl der Gerätemodelle/-familien (R12)

Hinweis zu Grenzwert-Zitaten: Drehmomentwerte, maximale Systemspannung (1.500 V DC), max. Reihensicherung und der Wechselrichter-Austauschzeitpunkt (Jahr-12-Reserve) stammen alle aus den oben zitierten OEM-Handbüchern. Handbuch-Revisionsnummern werden hier bewusst nicht angegeben, da Hersteller Updates herausgeben; die Revision wird in der RFQ-Phase gegen das tatsächlich gelieferte Handbuch bestätigt.

5. Capex-Aufbau (informativ; Gesamtsumme ist durch §10 fixiert)

Das geprüfte Modell bucht Capex in Höhe von 3.697.600 € in Jahr 0 (siehe Zeile „Year 0, Cost" der Cashflow-Tabelle in §11). Die folgende Aufschlüsselung ist eine einmalige Abstimmung, keine Alternativzahl — Capex nicht daraus neu ableiten.

• Capex_Kern = 4.000 kWp × 620 EUR/kWp = 2.480.000 EUR (gemäß §3 Zeile „Module + inverter + mounting capex").
• BoP = 4.000 kWp × 140 EUR/kWp = 560.000 EUR (gemäß §3 Zeile „BoP, MV transformer, grid connection").
• Tiefbau = 4.000 kWp × 45 EUR/kWp = 180.000 EUR (gemäß §3 Zeile „Civil works").
• Zwischensumme = 2.480.000 + 560.000 + 180.000 = 3.220.000 EUR.
• EPC-Margenaufschlag = 3.220.000 × 1,08 = 3.477.600 EUR (gemäß §3 Zeile „Developer EPC margin", 8 %).
• Entwicklung, Genehmigung, Netzstudien als feste Buchführungsposition (nicht pro kWp skaliert) stimmt den Restbetrag auf den geprüften Jahr-0-Capex von 3.697.600 EUR ab.

Capex wird dann direkt auf die Modell-Ausgabe skaliert. Die Modell-Ausgabe ist maßgeblich; diese Aufschlüsselung dient nur dazu, dem Leser zu zeigen, wie die §3-Eingaben verdrahtet sind.

6. Jährliche Opex (informativ)

• Feste O&M = 4.000 × 12 = 48.000 EUR/Jahr (gemäß §3 Zeile „Fixed O&M").
• Versicherung = 4.000 × 3 = 12.000 EUR/Jahr (gemäß §3 Zeile „Insurance").
• Verschmutzung + Reinigung = 4.000 × 4 = 16.000 EUR/Jahr (gemäß §3 Zeile „Annual soiling + cleaning").
• Jahr-1-Baseline-Opex = 48.000 + 12.000 + 16.000 = 76.000 EUR/Jahr.
• Inflation wird innerhalb des geprüften Modells angewandt — siehe §11-Cashflow-Tabelle für jahresweise Kosten. Leiten Sie aus §11 keine flachen 76.000 €/Jahr ab; die Tabelle ist die Quelle.
• Wechselrichter-Austauschreserve Jahr 12 = 4.000 × 60 = 240.000 EUR (gemäß §2 Zeile „Inverter replacement reserve"); zusammen mit der Baseline-Opex dieses Jahres ergibt sich die in §11 sichtbare Jahr-12-Spitze.

7. Jahresertrag und Degradationsprofil (informativ)

Referenzertrag Jahr 1: kWp × spezifischer Ertrag × PR = 4.000 × 1.150 × 0,82 = 3.772.000 kWh (gemäß §3 Zeile „Specific yield" × §2 „Performance ratio"). Das geprüfte Modell wendet eine lineare Degradation von 0,5 %/Jahr an (gemäß §3 Zeile „Module degradation") und einen Eigenverbrauchsanteil von 70 % (gemäß §2); die jahresweise Energiespalte in §11 ist die maßgebliche Ausgabe. Die illustrative ausgearbeitete Ertragstabelle aus früheren Entwürfen wurde entfernt, sodass die einzige im Umfang enthaltene Energiezahl die §11-Tabelle ist.

8. Lebenszeit-TCO-Zusammenfassung (maßgebliche Zahlen)

Die geprüfte Modell-Ausgabe ist in §10 (Zusammenfassung) und §11 (jahresweise) dargestellt. Der Fließtext hier verweist auf die korrekten Zeilen dieser Tabellen; er reproduziert keine separate geschlossene Ableitung.

• Gesamte undiskontierte Kosten (Lebenszeit): 6.371.902,78 € — TCO-Zusammenfassung, Zeile „Total undiscounted cost".
• Diskontierte Gesamtkosten (Barwert der Kosten): 4.990.580,64 € — TCO-Zusammenfassung, Zeile „PV of costs".
• Gesamter undiskontierter Nutzen: 19.474.359,48 € — TCO-Zusammenfassung, Zeile „Total undiscounted benefit".
• Diskontierter Gesamtnutzen: 9.531.449,04 € — TCO-Zusammenfassung, Zeile „Total discounted benefit".
• NPV: 4.540.868,40 € — TCO-Zusammenfassung, Zeile „NPV".
• LCOE (maßgeblich, aus Modell): 0,0888 €/kWh — TCO-Zusammenfassung, Zeile „LCOE".

9. Mini-Zertifikatsblock zu Normen

10. TCO-Zusammenfassung (berechnete Tabelle — maßgeblich)

11. Jahresweiser Cashflow (berechnete Tabelle — maßgeblich)

12. Urteil

• Basisfall: NPV 4,54 Mio. €, IRR 16,24 %, einfache Amortisation 6,22 Jahre, diskontierte Amortisation 7,94 Jahre, LCOE 0,0888 €/kWh — bankfähig unter einer PPA-Struktur mit 70 % Eigenverbrauch.
• Capex-Streuung dominiert die Amortisation: die Wechselrichter-Reserve in Jahr 12 (240.000-€-Klumpen, skaliert auf Jahr-12-Kosten von 334.496,45 € in §11) ist die einzige wesentliche Jahr-für-Jahr-Diskontinuität; alles andere ist inflationsgetriebene Opex.
• Sensitivitätsvorbehalt: der Sensitivitätsdurchlauf des älteren Entwurfs berechnete die Amortisation aus einer anderen Annahme konstanter Opex neu und wird daher hier nicht reproduziert. Eine korrekte Sensitivität erfordert die erneute Ausführung des geprüften Modells; nicht aus dem Basisfall interpolieren.
• Restwert: das Modell bucht null Restwert (begrenzter Standard in §2, Modellschlüssel residual_value.year = n. z.). Falls für Projektfinanzierung ein Veräußerungs- oder Stilllegungsguthaben erforderlich ist, bitten Sie diese, es als Modelleingabe hinzuzufügen — nicht nachträglich hier einbauen.

13. HS-Code-Block (ZOLLSÄTZE ALS PENDING MARKIERT)

Anleitung zur Abfrage (vor jeder verlässlichen Verwendung obiger Zahlen lesen): (1) Öffnen Sie die TARIC-Datenbank der Europäischen Kommission unter ec.europa.eu/taxation_customs/dds2/taric/taric_consultation.jsp?Lang=en; (2) geben Sie den 8-stelligen CN-Code aus der Tabelle ein; (3) lesen Sie den vollständigen TARIC-Maßnahmenstapel für den Bestimmungsmitgliedstaat (Drittlandszoll, vertraglicher Zoll, Aussetzungen, ggf. Antidumping, Agrarkomponente); (4) gleichen Sie ihn mit dem nationalen Zolltarif des Mitgliedstaats und etwaigen hafenspezifischen Bindungen ab.

Haftungsausschluss: Es wird kein Zollsatz als Fakt behauptet. Sätze sind als PENDING markiert und müssen via TARIC für den jeweiligen Bestimmungsmitgliedstaat, das Vertragsdatum und den Ursprung der Waren bestätigt werden. tradvolt.com erteilt keine verbindliche Zollberatung.

14. RFQ CTA

Um ein Hafentaugliches RFQ-Paket anzufordern, verwenden Sie das TradVolt-RFQ-Formular unter dem kanonischen Site-Pfad:

RFQ anfordern — Frachthafen Solar 4 MWp EU

15. Quellen (R3)