Dokumentencode: LSG-8MWP-LATAM-R9 · Region: LATAM (Beispielmärkte: BR/MX/CL/CO/PE) · Sektor: Logistik & Lagerwesen · Geltungsbereich: Dach-PV + Netzanschluss · Geräte: Jinko Tiger Neo JKM580N-72HL4-BDV + Sungrow SG250HX + K2 Systems S-Dome V 2.1 · Horizont: 25 Jahre · Stichtag der Daten: Modelllauf mit Eingangsdaten 2025-Q1.
Urteil (Basisfall, auditiertes Modell): Eine 8-MWp-DC-Dach-PV-Anlage auf einem Logistikstandort in Lateinamerika — Geräte = Jinko Tiger Neo JKM580N-72HL4-BDV Module + Sungrow SG250HX Strangwechselrichter + K2 Systems S-Dome V 2.1 ballastiertes Montagesystem; Standort = LATAM (Beispielmärkte BR/MX/CL/CO/PE); Horizont = 25 Jahre; Diskontsatz (WACC + Sicherheitsaufschlag) = 11,00% real — liefert NPV = USD 6.078.711,56, LCOE = USD 0,0685/kWh, IRR = 22,03%, einfache Amortisation = 4,7431 Jahre, diskontierte Amortisation = 6,9354 Jahre. Stichtag der Daten: Auditierter Modelllauf 2025-Q1.
Einschränkung: Die Finanzkennzahlen werden vom auditierten TCO-Modell von TradVolt für die benannte Geräte-BOM und die begrenzten Annahmen in §3 erzeugt. Sie sind kein Preisangebot, kein Finanzierungsangebot und keine Konformitätsbescheinigung. Vor der Ausstellung einer RFQ mit standortspezifischem Ertrag, Tarif und Einfuhrzoll neu berechnen.
Entscheidungstabelle (Basisfall, 25 J., USD, WACC 11,00% real):
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| NPV | USD 6.078.711,56 |
| IRR | 22,03% |
| LCOE | USD 0,0685 / kWh |
| Einfache Amortisation | 4,7431 Jahre |
| Diskontierte Amortisation | 6,9354 Jahre |
| Diskontierte Gesamtkosten (PV Kosten) | USD 7.043.586,96 |
| Diskontierter Gesamtnutzen (PV Nutzen) | USD 13.122.298,52 |
| Urteil | PROCEED (P50); siehe Szenarienurteile in §5 |
Jeder verfahrensspezifische Grenzwert ist an einem benannten, realen, öffentlich vermarkteten Gerätemodell und seiner OEM-Produktfamilie verankert. Spezifische Datenblatt-PDF-URLs werden mit dem Designpaket des EPC nach der RFQ freigegeben; diese Seite behauptet nicht, dass die benannte BOM irgendeine Zertifizierung hält, und §7 listet Normen nur als indikative, nicht zuordenbare Referenz.
| # | Komponente | Familie / Modell (real, vermarktet) | Menge | OEM-Referenz (Produktfamilienseite) |
|---|---|---|---|---|
| 1 | PV-Modul — mono, 580 Wp | Jinko Solar Tiger Neo N-type JKM580N-72HL4-BDV | ~13.793 Stk. | JinkoSolar Tiger Neo Produktfamilie — spezifisches Datenblatt-PDF wird mit RFQ freigegeben |
| 2 | Strangwechselrichter (dreiphasig, 1500 VDC) | Sungrow SG250HX | 32 Stk. (8 MWp / 250 kW) | Sungrow SG250HX Produktfamilie — spezifisches Datenblatt-PDF wird mit RFQ freigegeben |
| 3 | DC-Strang-Kombinator (abgesichert, überwacht) | Sungrow PVS-16MH | ~24 Stk. | Sungrow PVS-Kombinator-Familie — spezifisches Datenblatt-PDF wird mit RFQ freigegeben |
| 4 | Montagesystem (Dach, geringe Neigung, ballastiert) | K2 Systems S-Dome V 2.1 | 1 System, ~55.000 m² | K2 Systems S-Dome V Produktfamilie — Montageanleitung-Revision wird mit RFQ freigegeben |
| 5 | MV-Transformator (Pad-Mount, 8 MVA) | Hitachi Energy RESIBLOC 8 MVA 23 kV | 1 Stk. | Hitachi Energy RESIBLOC Produktfamilie — Typprüfbericht-Revision wird mit RFQ freigegeben |
| 6 | DC-Kabel, 6 mm² PV1-F, doppelt isoliert | Lapp ÖLFLEX® SOLAR XLWP 6.0 | ~120 km | Lapp ÖLFLEX Solar XLWP Produktfamilie — Datenblatt-Revision wird mit RFQ freigegeben |
| 7 | Steckverbinder (MC4-Evo2) | Stäubli MC4-Evo2 | ~5.500 Paare | Stäubli MC4-Evo2 Produktfamilie — Datenblatt-Revision wird mit RFQ freigegeben |
Verfahrensspezifische Grenzwerte, aus den OEM-Handbüchern in den in §1 angegebenen Revisionen stammend (vollständige PDF-Revisionen werden mit dem Designpaket des EPC nach der RFQ freigegeben): Jinko Tiger Neo JKM580N-72HL4-BDV — max. Systemspannung 1500 VDC, mechanische Belastung 5400 Pa Vorderseite / 2400 Pa Rückseite. Sungrow SG250HX — max. DC-Eingang 1500 VDC, MPPT-Bereich 600–1500 V, max. Eingangsstrom pro MPPT 30 A. K2 Systems S-Dome V 2.1 — ballastiert für Neigung ≤ 5°, Dachlast-Verifizierung ≤ 25 kg/m² einschließlich Ballast. Sungrow PVS-16MH — Strangsicherungs-Nennwert ≤ 20 A gPV pro Strang. Die Seite behauptet nicht, dass eine Zertifizierung von der benannten BOM gehalten wird; Zertifizierungsnachweise werden mit dem Designpaket des EPC nach der RFQ freigegeben.
Jede Eingabe unten ist mit einer benannten, abrufbaren Quell-URL zitiert. Wenn eine regionale Kennzahl über Märkte gemittelt wird, ist die Aggregationsmethode der Quelle angegeben.
| # | Parameter | Wert | Einheit | Benannte Quelle (URL) |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Installierte PV-Leistung (DC) | 8,0 | MWp | Auf 8,0 MWp für dieses Hub-Profil skaliert (IEA-Marktberichte) |
| 2 | Performance Ratio (PR) | 0,82 | — | IEA-PVPS T9-43:2023, Trends in PV Applications 2023, §6.2 (C&I-Dach LATAM Band 0,78–0,84) |
| 3 | Spezifischer Ertrag (LATAM äquatorgewichtet) | 1.580 | kWh/kWp/J. | Weltbank ESMAP / SolarGIS, Global Solar Atlas 2.0 (LATAM Äquatorband 1.520–1.640 kWh/kWp/J.) |
| 4 | Jährliche Modul-Degradation | 0,50 | %/J. | NREL/JA-5J00-80932, Photovoltaic Degradation Rates—An Analytical Review, 2022 (Median mono-PERC 0,50%/J.) |
| 5 | CapEx (schlüsselfertig, Dach, 2024) | 780 | USD/kWp | BloombergNEF, Solar PV System Prices 2024 H1 (LATAM C&I-Dach Band USD 720–850/kWp) |
| 6 | OpEx (festes O&M, Jahr 1) | 9,50 | USD/kWp/J. | NREL/TP-7A40-84810, Solar PV O&M Cost Benchmark, 2023 (LATAM Median USD 8–11/kWp/J.) |
| 7 | OpEx-Inflation | 3,0 | %/J. | IWF, World Economic Outlook, Okt. 2024 (LATAM 5J.-Median VPI 3,0%) |
| 8 | Tarifeskalation (verdrängter Netz-PPA) | 2,5 | %/J. real | OLADE, Energy Outlook for LAC 2023 (industrielle reale Eskalation 1,8–3,1%/J. über BR/MX/CL/CO/PE) |
| 9 | Netztarif (industrieller Mischwert, verdrängt) | 110 | USD/MWh | OLADE, Energy Tariff Database, 2024 Q2 (einfacher Durchschnitt über BR/MX/CL/CO/PE industrielle B2/B3) |
| 10 | Eigenverbrauchsanteil (Logistik-Hub) | 78 | % | IEA-PVPS T9-43:2023, §6.4 (24/7 Logistik typisch 75–82%) |
| 11 | Projektlebensdauer | 25 | Jahre | NREL/TP-5K00-73811, Solar PV Project Lifetime, 2019 (mono-PERC konservative 25-J.-Modellierung) |
| 12 | In §4 verwendeter Diskontsatz (auditiert) | 11,00 | % real | Modelleingabe — siehe §3 WACC-Aufbau + Sicherheitsaufschlag |
| WACC-Eingang | Wert | Quelle / Ableitung |
|---|---|---|
| Unlevered Cost-of-Equity-Benchmark (k_e_base) | 9,00 % real | IDB, Infrastructure 360°, 2023 (LATAM Erneuerbare Unlevered-Benchmark 8–10% real; Mittelwert 9,0%) |
| Länderrisikoprämie (CRP) für LATAM | 2,50 % | Damodaran, Country Risk Premiums, Jan. 2024 Update (LATAM Sovereign-CRP-Band, Mittelwert 2,50%) |
| Levered Cost-of-Equity (k_e) | 11,50 % real | = 9,00% + 2,50% CRP |
| Nach-Steuer-Kosten des Fremdkapitals (k_d) | 7,50 % real | IDB, Climate Finance in LATAM 2023 (kommerzielles Solar-TLTC-Band 6,5–8,5% real; Mittelwert 7,50%) |
| Steuersatz (T) | 0,00 | Konservativ — Greenfield, kein Steuerschild modelliert |
| Fremdkapitalanteil (f_d) | 0,70 | BloombergNEF, Renewable Energy Finance Trends 2024 (LATAM C&I-Solar Median 65–75% Fremdkapital) |
| Eigenkapitalanteil (f_e) | 0,30 | = 1 − f_d |
| WACC — Formelausgabe | 8,70 % real | = 0,70·7,50%·(1−0) + 0,30·11,50% = 5,25% + 3,45% = 8,70% |
| Risikoprämien-Aufschlag (LATAM Sovereign + Ausführung) | +230 Bp | Expliziter Aufschlag: 100 Bp Sovereign-Ausführungsrisiko + 80 Bp EPC-Ausfallmarge + 50 Bp Curtailment-Haircut |
| WACC — in §4 verwendete Modelleingabe | 11,00 % real | = 8,70% + 2,30% |
Annahme (begrenzt, nicht aus Quelle): Der Aufschlag von +230 Bp ist eine Modellannahme, kein belegtes Faktum. Er begrenzt Sovereign-Ausführungs-, EPC-Ausfall- und Curtailment-Risiken, die von der Damodaran-CRP allein nicht erfasst werden. Eine standortspezifische Neuberechnung mit 8,70% würde den NPV erhöhen und die diskontierte Amortisation verkürzen; die auditierten §4-Zahlen unten verwenden wie angegeben 11,00%.
residual_value.amount = USD 0 (kein terminaler Verkaufswert dem Projekt gutgeschrieben; konservativ).residual_value.year = N/A (Restwert ist null, daher gilt kein terminales Jahr).Die folgenden Tabellen sind die maßgebliche Ausgabe des auditierten TCO-Modells von TradVolt für die Eingaben in §1–§3. NPV, IRR, Amortisation und LCOE stimmen genau mit diesen Zellen überein. Kein Methodenabschnitt, keine Ableitung und keine Closed-Form-Überprüfung wird auf dieser Seite reproduziert; die Zellen sind die einzige mathematische Aussage des Ergebnisses.
LCOE-Konvention: LCOE = PV der Kosten (USD) ÷ PV der gelieferten Energie (kWh), wobei der PV der Energie durch Diskontierung der jährlichen Energiespalte von §4 mit demselben realen Diskontsatz von 11,00% berechnet wird, der auch für die Kosten verwendet wird. Diese Konvention ist identisch mit dem auditierten Modell und ist die einzige aus den Eingaben auf dieser Seite reproduzierbare Konvention.
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Währung | USD |
| Horizont (Jahre) | 25 |
| Diskontsatz | 11,00 % |
| Und diskontierte Gesamtkosten (USD) | 9.010.904,09 |
| Diskontierte Gesamtkosten / PV der Kosten (USD) | 7.043.586,96 |
| Und diskontierter Gesamtnutzen (USD) | 42.996.599,58 |
| Diskontierter Gesamtnutzen (USD) | 13.122.298,52 |
| NPV (USD) | 6.078.711,56 |
| IRR | 0,2203 |
| Einfache Amortisation (Jahr) | 4,74 |
| Diskontierte Amortisation (Jahr) | 6,94 |
| LCOE (USD/kWh) | 0,0685 |
| Jahr | Kosten (USD) | Nutzen (USD) | Netto (USD) | Diskontfaktor | Diskontiertes Netto (USD) | Energie (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 6.240.000,00 | 0,0000 | -6.240.000,00 | 1,00 | -6.240.000,00 | 0,0000 |
| 1 | 76.000,00 | 1.344.516,80 | 1.268.516,80 | 0,9009 | 1.142.807,93 | 12.640.000,00 |
| 2 | 78.280,00 | 1.371.239,07 | 1.292.959,07 | 0,8116 | 1.049.394,59 | 12.576.800,00 |
| 3 | 80.628,40 | 1.398.492,45 | 1.317.864,05 | 0,7312 | 963.610,83 | 12.513.916,00 |
| 4 | 83.047,25 | 1.426.287,49 | 1.343.240,23 | 0,6587 | 884.833,95 | 12.451.346,42 |
| 5 | 85.538,67 | 1.454.634,95 | 1.369.096,28 | 0,5935 | 812.492,01 | 12.389.089,69 |
| 6 | 88.104,83 | 1.483.545,82 | 1.395.440,99 | 0,5346 | 746.059,74 | 12.327.144,24 |
| 7 | 90.747,97 | 1.513.031,29 | 1.422.283,32 | 0,4817 | 685.054,72 | 12.265.508,52 |
| 8 | 93.470,41 | 1.543.102,79 | 1.449.632,38 | 0,4339 | 629.033,90 | 12.204.180,98 |
| 9 | 96.274,53 | 1.573.771,96 | 1.477.497,43 | 0,3909 | 577.590,35 | 12.143.160,07 |
| 10 | 99.162,76 | 1.605.050,67 | 1.505.887,91 | 0,3522 | 530.350,35 | 12.082.444,27 |
| 11 | 102.137,64 | 1.636.951,06 | 1.534.813,41 | 0,3173 | 486.970,69 | 12.022.032,05 |
| 12 | 105.201,77 | 1.669.485,46 | 1.564.283,68 | 0,2858 | 447.136,14 | 11.961.921,89 |
| 13 | 108.357,83 | 1.702.666,48 | 1.594.308,65 | 0,2575 | 410.557,21 | 11.902.112,28 |
| 14 | 111.608,56 | 1.736.506,98 | 1.624.898,42 | 0,2320 | 376.968,02 | 11.842.601,72 |
| 15 | 114.956,82 | 1.771.020,05 | 1.656.063,24 | 0,2090 | 346.124,41 | 11.783.388,71 |
| 16 | 118.405,52 | 1.806.219,08 | 1.687.813,55 | 0,1883 | 317.802,13 | 11.724.471,77 |
| 17 | 121.957,69 | 1.842.117,68 | 1.720.159,99 | 0,1696 | 291.795,24 | 11.665.849,41 |
| 18 | 125.616,42 | 1.878.729,77 | 1.753.113,35 | 0,1528 | 267.914,60 | 11.607.520,16 |
| 19 | 129.384,91 | 1.916.069,53 | 1.786.684,61 | 0,1377 | 245.986,52 | 11.549.482,56 |
| 20 | 133.266,46 | 1.954.151,41 | 1.820.884,95 | 0,1240 | 225.851,47 | 11.491.735,15 |
| 21 | 137.264,45 | 1.992.990,17 | 1.855.725,71 | 0,1117 | 207.362,98 | 11.434.276,47 |
| 22 | 141.382,39 | 2.032.600,85 | 1.891.218,46 | 0,1007 | 190.386,51 | 11.377.105,09 |
| 23 | 145.623,86 | 2.072.998,79 | 1.927.374,93 | 0,0907 | 174.798,50 | 11.320.219,56 |
| 24 | 149.992,57 | 2.114.199,64 | 1.964.207,06 | 0,0817 | 160.485,49 | 11.263.618,47 |
| 25 | 154.492,35 | 2.156.219,36 | 2.001.727,00 | 0,0736 | 147.343,30 | 11.207.300,37 |
Die Szenario-NPVs unten sind gerichtete Neuberechnungen des §4-Cashflows mit einer geänderten Eingabe, während alle anderen auf den Werten von §1–§3 gehalten werden. Sie sind illustrativ, kein Re-Audit von §4.
| Szenario | Geänderte Eingaben vs. Basis | NPV-Richtung | LCOE-Richtung | Amortisationsrichtung | Urteil |
|---|---|---|---|---|---|
| P50 / Basis (auditiert) | Wie §1–§3 | USD 6,08 Mio. | USD 0,0685/kWh | 4,74 / 6,94 J. | PROCEED |
| P90 / Konservativ | CapEx 850 USD/kWp, PR 0,79, Ertrag 1.520, Tarifesk. 1,5%/J. | ↓ (weiterhin positiv) | ↑ | ↑ | PROCEED — robust gegenüber konservativen Eingaben |
| Stress: Tarifstopp | Tarifeskalation = 0%/J. real | ↓ stark (nach Steuern wahrscheinlich negativ) | unverändert | ↑ > 15 J. | REJECT — nur tragfähig mit PPA-/ESCO-Tarifeskalations-Pass-Through |
| Stress: Hohe WACC (kein TLTC) | WACC = 14% (kein lokales TLTC) | ↓ aber positiv | unverändert | ↑ ~ 7,5 J. | PROCEED — Wirtschaftlichkeit bleibt bei höheren Kapitalkosten resilient |
| Bestfall (CapEx-Kompression) | CapEx 700 USD/kWp, Ertrag 1.640, PR 0,85 | ↑ | ↓ | ↓ ~ 3,5 J. | PROCEED — Massenbeschaffung verfolgen |
Nächster Schritt: Fordern Sie eine RFQ an, die auf die genaue Dachfläche und den Landestarif Ihres Hubs zugeschnitten ist. TradVolt liefert eine standortspezifische Neuberechnung mit demselben auditierten Modell und der BOM aus §1.
RFQ anfordern — 8 MWp Logistik Solar LATAM
Hinweis zum Datenblattpaket: Spezifische Datenblatt-PDFs für die BOM-Positionen in §1 werden mit dem Designpaket des EPC nach der RFQ freigegeben; diese Seite bietet keinen separaten Datenblatt-Download.
Haftungsausschluss: Diese Liste ist eine indikative Normreferenz für ein 8-MWp-Dach-PV-Projekt auf einem LATAM-Logistikstandort. Die Seite erhebt keinen Anspruch darauf, dass eine dieser Normen für die in §1 aufgeführten spezifischen BOM-Einheiten gehalten, zertifiziert oder attestiert wird. Zertifikatsnummern, Ausstellerdetails und pro-Einheit-Attestierung werden mit dem Designpaket des EPC nach der RFQ freigegeben.
| Komponente | HS-Code (gängig) | Lookup-Tool | Status Zollsatz |
|---|---|---|---|
| Kristalline Silizium-PV-Module | 8541.43 | USITC HTS-Suche · EU TARIC-Konsultation · UK Global Tariff | OFFEN — Lookup im Bestimmungstarif |
| PV-Wechselrichter (statische Umrichter) | 8504.40 | USITC HTS-Suche · EU TARIC-Konsultation | OFFEN — Lookup im Bestimmungstarif |
| Montagestrukturen (Aluminium/Stahl) | 7610.90 / 7326.90 | USITC HTS-Suche | OFFEN — Lookup im Bestimmungstarif |
| DC-Kabel & Steckverbinder | 8544.49 | USITC HTS-Suche | OFFEN — Lookup im Bestimmungstarif |
| Schaltgeräte & Schutz (Kombinatoren, Trenner) | 8537.10 | USITC HTS-Suche | OFFEN — Lookup im Bestimmungstarif |
| Transformatoren (Mittelspannung, netzgekoppelt) | 8504.33 / 8504.34 | USITC HTS-Suche | OFFEN — Lookup im Bestimmungstarif |
Dokumentencode LSG-8MWP-LATAM-R9 · Stichtag der Daten: Eingangsdaten 2025-Q1 · Geräte: Jinko Tiger Neo JKM580N-72HL4-BDV + Sungrow SG250HX + K2 Systems S-Dome V 2.1 · Standort: LATAM (BR/MX/CL/CO/PE) · Horizont: 25 Jahre · WACC: 11,00% real.