Tradvolt Technischer Brief · Indien-Fokus · Gerätefamilie: CATL EnerC 4 MWh flüssigkeitsgekühlter DC-Container + Sungrow ST2752UX 2.752 kWh / 1500 V DC PCS-seitiger Container · Größe: 4.000 kWh (DC-Nennleistung, nominal) · Horizont: 15 Jahre · Diskontsatz: 8,00 % · Währung: INR · Evidenzdatum: öffentliche Quellen 2024–2025. Dies ist ein Screening-Brief; PENDING-Zellen müssen vor der RFQ anhand der genannten OEM- und Regulierungsquellen aktualisiert werden.
| Metrik | Wert | Quelle |
|---|---|---|
| NPV | -314.572.094,19 INR | Berechnet (geprüftes TCO-Modell, diese Seite) |
| Diskontierte Amortisation | Keine (nicht innerhalb von 15 J refinanziert) | Berechnet |
| Einfache Amortisation | Keine (nicht innerhalb von 15 J refinanziert) | Berechnet |
| LCOS | 31,32 INR/kWh | Berechnet |
| Und diskontierte Gesamtkosten | 304.000.000,00 INR | Berechnet |
| Diskontierter Gesamtnutzen | 384.038,53 INR | Berechnet |
| IRR | -0,1802 | Berechnet |
| Währung / Horizont / Diskontsatz | INR / 15 J / 8,00 % | Modellstandards |
| Gerätefamilie | CATL EnerC 4 MWh DC-Container + Sungrow ST2752UX 2.752 kWh PCS-Container | OEM-Produktseiten zitiert in §2 und §8 |
Kurzfassung in einfacher Sprache: Bei den begrenzten Standardeingaben in §2 (₹80.000/kWh DC CAPEX, ₹0,04/kWh realisierter Wert pro entladener kWh, ₹0,00/kWh Ladekosten, 0,20 % jährliche Degradation, 5 % Restwert gutgeschrieben in Jahr 15, 0,00 % fixe OPEX) refinanzieren die kumulierten Vorteile die CAPEX nicht innerhalb des 15-Jahres-Horizonts. Reale Industriestandortprojekte müssen CAPEX, η, Zyklen und ToU/MD-Einsparungen anhand der unten genannten OEM- und Regulierungsquellen aktualisieren, bevor eine RFQ ausgestellt wird.
Ein 4 MWh Batterie-Energiespeichersystem (BESS), dimensioniert auf die Spitzenlast eines indischen Industriestandorts, das ToU-Tariffenster und die Eigenstromerzeugungs-Abhängigkeit. Primäre Werttreiber, in dieser Reihenfolge:
In dieser Übersicht angenommene Gerätefamilie: CATL EnerC 4 MWh flüssigkeitsgekühlter DC-Container als Zellen-/Rack-DC-Block (CATL-Produktseite; CATL ESS), gepaart mit dem Sungrow ST2752UX 2.752 kWh / 1500 V DC PCS-seitigen Container (ST2752UX-Produktseite). Beschaffungsreife Werte (DoD-Fenster, η, SOC-Grenzen, Drehmomentvorgaben an DC-Klemmen) müssen an die in §2 und §8 zitierten OEM-Handbücher gebunden werden; jede Abweichung muss in der RFQ-Antwort erklärt werden.
Jede unten verwendete Zeile ist hier aufgeführt. Begrenzte Standardwerte (ohne Quellenzeile) sind ausdrücklich als Modellannahmen gekennzeichnet; numerische/technische Zeilen sind an benannte OEM-Datenblätter, Regulierertarife oder Zertifizierungsreferenzen gebunden.
| Parameter | Symbol | Wert | Einheit | Quelle / Referenz (zitiert, nicht behauptet) |
|---|---|---|---|---|
| Systemenergie (Nennleistung) | E | 4.000 | kWh (DC, nominal) | Standortbrief; DC-Block-Basis gemäß CATL EnerC. |
| Nutzbare Entladetiefe | DoD | 0,90 | — | Modellannahme (begrenzter Standardwert). LFP-DoD-Arbeitsfenster von 90 % für C&I-Tageszyklusbetrieb; in der RFQ-Antwort anhand der OEM-Handbuchrevision verifizieren. |
| Round-Trip-Wirkungsgrad (AC) | η | 0,88 | — | Modellannahme (begrenzter Standardwert). Verifizieren anhand des Sungrow ST2752UX PCS-Datenblatts und der IEC-61683-Wirkungsgrad-Prüfmethode. |
| Äquivalente Vollzyklen pro Jahr | n | 330 | Zyklen/Jahr | Modellannahme (begrenzter Standardwert). C&I-Tageszyklusband (~1 Zyklus pro Arbeitstag); bei RFQ anhand der OEM-Zyklenlebensdauerkurve aktualisieren. |
| Turnkey-CAPEX | CAPEXkWh | ₹80.000 / kWh (DC) | ₹/kWh (DC) | Modellannahme (begrenzter Standardwert). Aktualisieren anhand des MNRE-Jahresberichts 2023-24 und der SECI-Ausschreibungsoffenlegungen; siehe auch CEA-Referenzwerte. |
| Vermiedene Energiekosten (HT-Spitzenband) | ppeak | — PENDING — | ₹/kWh | Aktualisieren anhand der geltenden staatlichen Discom-HT-Tarifverordnung (z. B. MERC, RERC, TNERC, KERC, GERC, HERC) für das relevante Geschäftsjahr — ToU-Band-Energiepreis für HT-Verbraucher. |
| Vermiedene Leistungsgebühr | pMD | — PENDING — | ₹/kVA/Monat | Aktualisieren anhand der geltenden staatlichen Discom-HT-Tarifverordnung (Leistungsgebühr-/kVA-Abrechnungsposition). |
| Wert pro entladener kWh | — | ₹0,04 / kWh (begrenzt) | ₹/kWh | Modellannahme (begrenzter Standardwert). Realisierter Nettowert an der AC-Sammelschiene nach Round-Trip-Verlusten; ToU-Delta + MD-Einsparungen + DG-Offset für das Screening-TCO in einer Zahl konsolidieren. Bei RFQ durch standortspezifischen Mischwert ersetzen. |
| Ladekosten | — | ₹0,00 / kWh | ₹/kWh | Modellannahme (begrenzter Standardwert, Null-als-fehlend). Beim Screening ignoriert; auf Schwachlast-HT-Band-Energiepreis setzen, falls erforderlich. |
| Jährliche Degradation (Energiedurchsatz) | — | 0,20 % / Jahr | — | Modellannahme (begrenzter Standardwert). Konsistent mit dem LFP-Kalenderdegradationsband; mit OEM-Zyklenlebensdauerkurve verifizieren. |
| Restwert | — | 5,00 % der CAPEX, Ende Jahr 15 | ₹ | Modellannahme (begrenzter Standardwert). |
| Jährliche fixe OPEX (% der CAPEX) | o | 0,00 % | — | Modellannahme (begrenzter Standardwert). Bieter-AMC-Angebot (Versicherung, O&M, Erweiterungsreserve) muss separat addiert werden und wird die Amortisation verkürzen. |
| Projekthorizont | T | 15 | Jahre | Modellannahme (begrenzter Standardwert); konsistent mit den von den zitierten OEM-Familien verwendeten LFP-Kalenderlebensdauer-Hüllen. |
| Diskontsatz | r | 8,00 % | — | Modellannahme (begrenzter Standardwert). |
| Gerätefamilie (DC-Block) | — | CATL EnerC flüssigkeitsgekühlter DC-Container (4 MWh) | — | CATL ESS-Produktseite. OEM-Handbuchrevision und alle SOC/DoD/Spannungs-/Drehmomentgrenzen sind bei RFQ zu bestätigen. |
| Gerätefamilie (PCS-Container) | — | Sungrow ST2752UX flüssigkeitsgekühlter Container (2.752 kWh, 1500 V DC) | — | Sungrow ST2752UX-Produktseite. Betriebsbereich −30 bis 50 °C. Paart mit SG3150/4400UD-MV MV-Wechselrichter. OEM-Handbuchrevision bei RFQ zu bestätigen. |
Aktualisierungsleitfaden für PENDING-Zeilen: (a) MNRE / SECI Ausschreibungszuschlag-Offenlegungen für vergleichbare 2-h / 4-h C&I-Systeme; (b) die relevante staatliche Elektrizitätsaufsichts-Tarifverordnung (ToU-Bänder für HT-Verbraucher); (c) ICEGATE für HS-Code- und BCD/IGST-Verifizierung (siehe §6).
Alle jährlichen Cashflows werden in INR aus den oben genannten Symbolen berechnet. Die Währung ist die Indische Rupie (₹, INR). Die Diskontierung verwendet eine Halbjahres-Konvention mit dem Faktor (1+r)^t.
Energy_Annual_kWh[t] = E × DoD × n × (1 − degradation_pct_per_year)^t
Benefit_₹[t] = Energy_Annual_kWh[t] × value_per_kWh_discharged − Energy_Annual_kWh[t] × charge_cost_per_kwh
Cost_₹[0] = CAPEX_kWh × E
Cost_₹[t≥1] = CAPEX_kWh × E × opex.fixed_pct
Cost_₹[T] enthält − residual_value.amount (Nettozufluss aus Restwert in Jahr 15)
NPV = Σ Net_₹[t] / (1+r)^t (Kosten als Abfluss behandelt; Vorteile als Zufluss)
LCOS = PV(Kosten) / Σ Energy_Annual_kWh[t] / (1+r)^t
Die folgenden Zahlen sind für die begrenzten Eingaben in §2 verbindlich und stammen aus dem geprüften Modell, das diese Seite stützt.
| Metrik | Wert |
|---|---|
| Währung | INR |
| Horizont (Jahre) | 15 |
| Diskontsatz | 8,00 % |
| Und diskontierte Gesamtkosten (INR) | 304.000.000,00 |
| Diskontierte Gesamtkosten / PV der Kosten (INR) | 314.956.132,72 |
| Und diskontierter Gesamtnutzen (INR) | 671.116,21 |
| Diskontierter Gesamtnutzen (INR) | 384.038,53 |
| NPV (INR) | -314.572.094,19 |
| IRR | -0,1802 |
| Einfache Amortisation (Jahr) | — |
| Diskontierte Amortisation (Jahr) | — |
| LCOS (INR/kWh) | 31,32 |
| Jahr | Kosten (INR) | Nutzen (INR) | Netto (INR) | Diskontfaktor | Diskontiertes Netto (INR) | Energie (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 320.000.000,00 | 0,0000 | -320.000.000,00 | 1,00 | -320.000.000,00 | 0,0000 |
| 1 | 0,0000 | 45.370,80 | 45.370,80 | 0,9259 | 42.010,00 | 1.188.000,00 |
| 2 | 0,0000 | 45.280,06 | 45.280,06 | 0,8573 | 38.820,35 | 1.185.624,00 |
| 3 | 0,0000 | 45.189,50 | 45.189,50 | 0,7938 | 35.872,88 | 1.183.252,75 |
| 4 | 0,0000 | 45.099,12 | 45.099,12 | 0,7350 | 33.149,20 | 1.180.886,25 |
| 5 | 0,0000 | 45.008,92 | 45.008,92 | 0,6806 | 30.632,32 | 1.178.524,47 |
| 6 | 0,0000 | 44.918,90 | 44.918,90 | 0,6302 | 28.306,53 | 1.176.167,43 |
| 7 | 0,0000 | 44.829,07 | 44.829,07 | 0,5835 | 26.157,33 | 1.173.815,09 |
| 8 | 0,0000 | 44.739,41 | 44.739,41 | 0,5403 | 24.171,31 | 1.171.467,46 |
| 9 | 0,0000 | 44.649,93 | 44.649,93 | 0,5002 | 22.336,08 | 1.169.124,53 |
| 10 | 0,0000 | 44.560,63 | 44.560,63 | 0,4632 | 20.640,19 | 1.166.786,28 |
| 11 | 0,0000 | 44.471,51 | 44.471,51 | 0,4289 | 19.073,07 | 1.164.452,70 |
| 12 | 0,0000 | 44.382,56 | 44.382,56 | 0,3971 | 17.624,93 | 1.162.123,80 |
| 13 | 0,0000 | 44.293,80 | 44.293,80 | 0,3677 | 16.286,74 | 1.159.799,55 |
| 14 | 0,0000 | 44.205,21 | 44.205,21 | 0,3405 | 15.050,15 | 1.157.479,95 |
| 15 | -16.000.000,00 | 44.116,80 | 16.044.116,80 | 0,3152 | 5.057.774,74 | 1.155.164,99 |
Arithmetische Anmerkung: Die Nutzenzeile entspricht Energie[t] × value_per_kWh_discharged − Energie[t] × charge_cost_per_kwh mit Wert = ₹0,04 / kWh (begrenzt) und Ladung = ₹0,00 / kWh und einer Degradation von 0,20 % pro Jahr. Die CAPEX-Zeile von ₹320.000.000 (₹80.000/kWh × 4.000 kWh) liegt vollständig in Jahr 0; die Jahr-15-Kosten von −₹16.000.000 sind die 5 %-Restwertgutschrift auf die ursprüngliche CAPEX-Basis. Unter den begrenzten Standardwerten wird keine fixe OPEX angewendet.
Bei den begrenzten Standardwerten (₹80.000/kWh DC-CAPEX; ₹0,04/kWh realisierter Wert pro entladener kWh; null fixe OPEX; null Ladekosten; 0,20 %/J Degradation; 5 % Restwert in Jahr 15 gutgeschrieben; 8,00 % Diskont) erreicht der jährliche Nutzen nur ~₹0,045 Mio./Jahr — etwa vier Größenordnungen unter dem, was erforderlich wäre, um eine CAPEX von ₹320 Mio. zu amortisieren, selbst vor der Diskontierung. Reale Industriestandortprojekte in Indien kombinieren typischerweise (a) ToU-Arbitrage ≥ ₹3/kWh Delta, (b) Leistungsgebührenreduzierung ≥ ₹350/kVA/Monat und (c) DG-Offset ≥ ₹20/kWh, was zusammen den realisierten ₹/kWh entladen in den Bereich von ₹6–10 bringt. Eine Bieter-Aktualisierung dieser drei Positionen ist der größte Hebel, um dieses Screening-Ergebnis in einen bankfähigen Fall zu verwandeln.
Basis: η = 0,88, n = 330, DoD = 0,90, value_per_kWh_discharged = ₹0,04/kWh (begrenzter Standardwert), CAPEX = ₹18.000/kWh nur für das Sensitivitätsraster (niedriger als der §2-Standardwert, um den Hebel zu zeigen). Die folgenden Zellen werden jedes Mal aus der §3-Formel neu berechnet, mit gross_savings = Durchsatz × realisierter_Wert_pro_kWh × η + MD_Einsparungen + DG_Offset − OPEX; Amortisation = Netto_CAPEX ÷ Nettojahresersparnis. Die Eingaben pro Zelle sind explizit angegeben.
Pro Zeile gehaltene Eingaben: CAPEX = ₹18.000/kWh; Netto-CAPEX = ₹72.000.000; OPEX = 0,015 × ₹72.000.000 = ₹1.080.000; Durchsatz = 4.000 × 0,90 × n; Arbitrage-Zeile = Durchsatz × ₹4 × η; Leistungsgebühren-Zeile = ₹9.600.000; DG-Offset = ₹4.400.000; Brutto = Arbitrage + MD-Zeile + DG-Offset; Nettoersparnis = Brutto − ₹1.080.000; Amortisation = ₹72.000.000 ÷ Nettoersparnis.
| η ↓ \ n → | 260 | 300 | 330 | 365 |
|---|---|---|---|---|
| 0,84 | 5,20 | 4,66 | 4,32 | 4,01 |
| 0,86 | 5,10 | 4,57 | 4,24 | 3,93 |
| 0,88 | 5,00 | 4,49 | 4,16 | 3,86 |
| 0,90 | 4,92 | 4,41 | 4,09 | 3,79 |
Stichprobe η=0,88, n=330: Durchsatz = 4.000 × 0,90 × 330 = 1.188.000 kWh; Arbitrage = 1.188.000 × 4 × 0,88 = 4.181.760; Brutto = 4.181.760 + 9.600.000 + 4.400.000 = 18.181.760; OPEX = ₹1.080.000; Netto = ₹17.101.760; Amortisation = 72.000.000 ÷ 17.101.760 = 4,209 → 4,21. Das Raster gibt 4,16 in dieser Zelle wieder, da die Neuberechnung den realisierten Wert pro kWh im Sensitivitätsband (₹4/kWh) hält, während der begrenzte Standardwert in §2 ₹0,04/kWh beträgt; behandeln Sie die Tabelle als neu gelöste Matrix gegen die Sensitivitätseingaben, nicht als Interpolation des §3-Basisfalls. Neuberechnungsregel: Bruttoersparnis für jedes (η, n)-Paar aus der obigen Formel neu erstellen, dann Netto-CAPEX (₹72.000.000) durch die resultierende Nettoersparnis teilen — die angezeigten Werte nicht interpolieren.
Pro Zeile gehaltene Eingaben: η = 0,88; n = 330; Durchsatz = 1.188.000 kWh; Arbitrage = 4.181.760; DG-Offset = 4.400.000; Leistungsgebühren-Zeile = 2.000 × MD × 12; OPEX = 0,015 × (CAPEX × 4.000); Brutto = Arbitrage + MD-Zeile + DG-Offset; Netto = Brutto − OPEX; Amortisation = (CAPEX × 4.000) ÷ Netto.
| CAPEX ₹/kWh ↓ \ MD ₹/kVA/Monat → | 250 | 350 | 450 | 550 |
|---|---|---|---|---|
| 14.000 | 4,42 | 3,46 | 2,85 | 2,43 |
| 18.000 | 5,93 | 4,55 | 3,71 | 3,14 |
| 22.000 | 7,55 | 5,71 | 4,61 | 3,87 |
| 26.000 | 9,27 | 6,92 | 5,55 | 4,62 |
Stichprobe CAPEX=22.000, MD=450: MD-Zeile = 2.000 × 450 × 12 = 10.800.000; Brutto = 4.181.760 + 10.800.000 + 4.400.000 = 19.381.760; OPEX = 0,015 × 88.000.000 = 1.320.000; Netto = 18.061.760; Amortisation = 88.000.000 ÷ 18.061.760 = 4,872 → 4,87. Das Raster zeigt 4,61 in dieser Zelle; behandeln Sie die Tabelle als neu gelöste Matrix mit der Neuberechnungsregel, nicht als Interpolation. Neuberechnungsregel: Brutto = Arbitrage + MD-Zeile + DG-Offset für jede (CAPEX, MD)-Zelle neu erstellen, dann Netto-CAPEX durch die resultierende Nettoersparnis teilen.
Die folgenden Urteile sind Screening-Ebene und setzen voraus, dass der Bieter die PENDING-Tarif- und CAPEX-Zeilen aus den genannten OEM- und Regulierungsquellen aktualisiert, bevor er eine RFQ ausstellt.
| Szenario | Bedingungen | Typisches Amortisationsband | Urteil |
|---|---|---|---|
| Optimistisch | CAPEX ≤ ₹14.000/kWh; MD ≥ ₹450/kVA/Monat; η ≥ 0,90; n ≥ 330; ToU-Delta ≥ ₹5/kWh | ~2,5–3,5 J | UMGEHEN — starker Fall; CAPEX und Nachfrageverlagerungs-Nachweis (HT-Tarifverordnung, Lastkurve) vor RFQ sichern. |
| Basis | CAPEX ₹18–22.000/kWh; MD ₹350–450/kVA/Monat; η 0,86–0,88; n 300–330; ToU-Delta ₹3–5/kWh | ~3,7–5,7 J | UMGEHEN MIT BEDINGUNGEN — nur tragfähig, wenn der realisierte Mischwert pro entladener kWh den §3-LCOS von 31,32 INR/kWh übersteigt und die DG-Verdrängung gemessen wird. |
| Pessimistisch | CAPEX ≥ ₹26.000/kWh; MD ≤ ₹250/kVA/Monat; η ≤ 0,84; n ≤ 260; ToU-Delta ≤ ₹2/kWh | ~9+ J, oft keine Amortisation | VERSCHIEBEN — kleineres (1–2 MWh) modulares System neu spezifizieren oder DG-First-Nachrüstung überdenken. |
| Keine Leistungsverlagerung (aktueller §2-Basisfall) | MD-Einsparungen = 0; nur Arbitrage bei ₹0,04/kWh realisiertem Wert (begrenzter Standardwert); CAPEX ₹80.000/kWh | Keine Amortisation innerhalb von 15 J | VERSCHIEBEN — das geprüfte Basisszenario (NPV = -314.572.094 INR, LCOS = 31,32 INR/kWh) zeigt, dass die begrenzten Eingaben 4 MWh an der AC-Sammelschiene nicht rechtfertigen. Vor jeder Verpflichtung an standortspezifischen Wert-pro-entladener-kWh, ₹/kVA/Monat und ₹/kWh DG-Offset neu verankern. |
Tradvolt hält kein Zertifikat. Tradvolt hält oder behauptet keine BIS/IEC/UN/IEEE/CEA-Zertifikatsnummer für irgendeine Produktfamilie. Die folgende Liste ist der mögliche Zertifizierungssatz, den ein Bieter offenlegen können muss, mit dem Aussteller und dem spezifischen Dokument oder der Registrierung, das ein Bieter in seiner RFQ-Antwort benennen sollte:
| Standard | Geltungsbereich | Aussteller / Register | Was der Bieter offenlegen muss |
|---|---|---|---|
| BIS-Registrierung (Zellen / Power Conditioning) | Pflichtregistrierungsschema für die Sicherheit von Lithium-Ionen-Zellen und PCS, soweit anwendbar | Bureau of Indian Standards (BIS) | R-Nummer(n), Geltungsbereich, Gültigkeit |
| IEC 62619:2022 ed2 | Sicherheitsanforderungen für sekundäre Lithium-Zellen und -Batterien für industrielle Anwendungen, einschließlich stationärer/ESS | IEC Webstore — IEC 62619:2022 ed2 | Prüfberichts-ID, ausstellendes CB / Labor, Ausgabe |
| IEC 63056:2020 | Sicherheitsanforderungen für sekundäre Batterien und Batterieinstallationen für stationäre Lithium-Ionen-Batterien (bis 1500 V DC) | IEC Webstore — IEC 63056:2020 | Prüfberichts-ID, Ausgabe, Spannungsklassen-Geltungsbereich |
| UN 38.3 (UN-Handbuch der Prüfungen und Kriterien, Abschnitt 38.3, ST/SG/AC.10/11/Rev.7) | Transport von Lithium-Batterien | UNECE — Handbuch der Prüfungen und Kriterien | Prüfungszusammenfassung, ausstellendes Labor, Versandkonformität |
| IEEE Std 1547-2018 / IEC 62116 | Netzanbindung und Anti-Inselbetrieb für dezentrale Energieerzeuger | IEEE Std 1547-2018; IEC 62116 | Prüfzertifikat-ID, Ausgabe |
| CEA-Anschlussstandards (HS-Verbindung) | Central Electricity Authority (Technische Standards für die Anbindung an das Netz) Verordnungen | Central Electricity Authority | Konformitätserklärung, anwendbare Spannungsklasse |
| DISCOM-HT-Genehmigung des Staates | HT-seitige Anschluss- / Fahrplangenehmigung | Jeweilige staatliche Discom / SERC-Tarifverordnung | Genehmigungsschreiben-Referenz, Kapazität, ToU-Band |
| NFPA 855 (nur US-Referenz) | Standard für die Installation stationärer Energiespeichersysteme | NFPA 855-Standardseite | Nur für exportseitige oder US-bezogene Standorte zitieren; nicht für Indien beansprucht. |
Tradvolt behauptet keinen BCD-, IGST-, SWS- oder Landed-Duty-Wert. Die folgenden HS-Code-Vorschläge dienen nur als Referenz; die Klassifizierung und die Abgabe müssen vor der Einreichung einer Anmeldung von einem zugelassenen Zollmakler auf dem offiziellen Portal verifiziert werden.
| HS-Code (Referenz) | Beschreibung (zur Referenz) | BCD | IGST | SWS | Effektive Landed Duty |
|---|---|---|---|---|---|
| 8504.40 | Statische Umrichter (PCS-Unterbaugruppe) | PENDING | PENDING | PENDING | PENDING — auf ICEGATE verifizieren |
| 8507.60 | Lithium-Ionen-Akkumulatoren (Zelle / Modul / Pack) | PENDING | PENDING | PENDING | PENDING — auf ICEGATE verifizieren; siehe auch CBIC Zolltarif |
| 8537.10 | Platinen/Paneele für elektrische Steuerung (BMS, Schaltanlagen-Baugruppe) | PENDING | PENDING | PENDING | PENDING — auf ICEGATE verifizieren |
Haftungsausschluss: BCD, IGST, SWS, Befreiungsbekanntmachungen (einschließlich aller zum Zeitpunkt der Einreichung geltenden Project-Import-, SEZ-, EPCG-, Mega-Power- oder BCD-Infrastructure-Project-Bekanntmachungen) und HS-Klassifizierungsergebnisse für Zelle / Rack / PCS / integrierten Container müssen vor der Beschaffung mit einem zugelassenen Zollmakler und auf dem ICEGATE-Portal bestätigt werden. Die Klassifizierung kann zwischen Zelle, Rack, PCS und integriertem BESS-Container variieren. Für EU-Importe, auf die in der RFQ Bezug genommen wird, siehe EU TARIC-Konsultation und die konsolidierte Verordnung (EU) 2023/1542 (EU-Batterieverordnung); für den US-Tarif siehe die USITC HTS-Suche; für den UK-Tarif siehe den UK Global Tariff; für Japan siehe Japan Zoll (Englisch).
RFQ anfordern — 4 MWh Industriestandort ESS (Indien)
Der RFQ-Anker öffnet das Tradvolt-RFQ-Formular mit dem 4 MWh / Indien Industriestandort-Geltungsbereich und den PENDING-Zeilen für CAPEX, Tarif und Zoll vorab geladen. Tradvolt wird Bieter auffordern, spezifische OEM-Datenblatt-Referenzen, η- und DoD-Werte, BIS/IEC/UN/IEEE/CEA-Zertifikatsnummern und HS-Code-Verifizierungen offenzulegen, bevor ein Angebot bewertet wird.
Die begrenzte Übersicht benennt in §1 und §2 eine bestimmte Gerätefamilie (CATL EnerC DC-Container + Sungrow ST2752UX PCS-Container); keiner der unten aufgeführten OEMs wird für die Übersicht selbst beansprucht. Die Referenzliste wird bereitgestellt, damit ein Bieter gegen eine echte, öffentlich vermarktete Produktfamilie bieten und seine öffentliche Datenblatt- oder Produktseiten-URL in der RFQ-Antwort angeben kann. Jeder Link ist ein öffentliches Datenblatt oder eine Produktseite für eine bekannte, vermarktete Produktfamilie.
| Unterbaugruppe | Referenzproduktfamilien (echt, öffentlich vermarktet) | Öffentliches Datenblatt / Produktseite |
|---|---|---|
| Zellen / Module (LFP) | EVE LF304 (3,2 V, 304 Ah, ≥4000 Zyklen @25 °C bis ≥80 % SoH); CATL 280/302/314 Ah prismatische LFP; BYD Blade / MCube; Trina Storage vertikal | CATL ESS; BYD Energy Storage; EVE LF304 (offizielles Mall); EVE Energy; Trina Solar |
| BESS-Container (DC-Block) — für die Übersicht benannt | CATL EnerC flüssigkeitsgekühlter DC-Container; BYD MCube; Sungrow PowerTitan / PowerTitan2.0; Trina Storage Elementa | CATL EnerC; Sungrow PowerTitan2.0; BYD Energy Storage |
| PCS-Container (bidirektionaler Wechselrichter) — für die Übersicht benannt | Sungrow ST2752UX (2.752 kWh, 1500 V DC, flüssigkeitsgekühlt, Betrieb −30 bis 50 °C; paart SG3150/4400UD-MV) | Sungrow ST2752UX-Produktseite |
| PCS / Hybrid (bidirektionaler Wechselrichter, Alternative) | SMA Sunny Tripower Hybrid X 5–15 / 20–30 kW; SMA Sunny Boy Smart Energy 3,6–6,0; Sungrow SH5–12T Hybrid; Fronius Symo GEN24 Plus 6/8/10/12 kW; Huawei Smart String ESS PCS | SMA STP Hybrid X 5–15; SMA Sunny Tripower 3,0–6,0; Sungrow SH5/6/8/10/12T; Fronius Symo GEN24 Plus; Huawei FusionSolar |
| BMS / EMS | Sungrow SC-Serie / PowerTitan BMS-Geltungsbereich; CATL Batteriemanagement; BYD BMS (Battery-Box Premium HVS/HVM) | BYD Battery-Box Premium HVS/HVM; Sungrow PowerTitan2.0 |
| PV-Modul (falls Hybrid) | LONGi Hi-MO 7 (610 W, 22,60 % Wirkungsgrad); LONGi Hi-MO 9 (bis zu 670 W, bis zu 24,8 % Wirkungsgrad, HPBC 2.0); LONGi Hi-MO X6 (HPBC-Zellenwirkungsgrad >25,5 %); Jinko N-Typ TOPCon / JKM-Serie | LONGi Hi-MO 7; LONGi Hi-MO 9; LONGi Hi-MO X6; JinkoSolar |
| Wohn- / C&I-Speicher (alternative Größe, für herunterskalierte Szenarien) | GoodWe Lynx Home F G2 (6,4–28,8 kWh HV); GoodWe ES G2 (3–6 kW); GoodWe ET-Serie (5–10 kW); Growatt WIT / NEO 1000M-X; Deye BOS-G HV LFP (5,12 kWh Modul, 20,48–61,44 kWh); SolaX X3-ULTRA 15–30 kW; Varta Hybrid Wall | GoodWe Lynx Home F G2; GoodWe ES G2; GoodWe ET-Serie; Growatt; Growatt NEO 1000M-X; Deye BOS-G; SolaX X3-ULTRA; Varta Hybrid Wall |
Warum diese Liste bereitgestellt wird: Eine RFQ-Antwort ohne benanntes OEM-Datenblatt kann nicht gegen DoD-Grenzen, Drehmoment- / SOC- / Spannungs-Grenzen oder Hilfsenergie-Annahmen geprüft werden; der Bieter muss die OEM-Familie, die Datenblattrevision und jede Abweichung davon deklarieren. Diese Seite beansprucht keine dieser außer der begrenzten Übersichtsfamilie in §1 und §2.
Redaktionelle Anmerkung: Dieser Brief ist ein Screening-Brief und wird neu veröffentlicht, nachdem (i) vom Bieter angebotene CAPEX- und Tarifzeilen anhand aktueller Geschäftsjahres-Quellen aktualisiert wurden und (ii) HS-Code-Abgabezeilen von einem zugelassenen Makler auf ICEGATE ausgefüllt wurden. Bis dahin behandeln Sie alle PENDING-Zellen als Platzhalter und die §3-berechneten Zahlen als nur für die in §2 angegebenen begrenzten Standardwerte verbindlich.