Wie hoch ist der NPV des 6-MWp-Logistikpark-PV-Projekts im Basisszenario?

NPV = 6.683.610,00 EUR über 25 Jahre bei 6 % Diskont, mit IRR = 16,84 %, einfacher Amortisation = 6,01 Jahre, diskontierter Amortisation = 7,60 Jahre, LCOE = 0,0874 EUR/kWh.

Welcher HS-Code gilt für die Module?

Kristalline Silizium-PV-Module werden in der Regel unter HS 8541.43 (CN 85414300) eingereiht. Der EU-MFN-Zollsatz beträgt 0 % auf dieser Position; etwaige zum Zeitpunkt der Zollabfertigung geltende Anti-Dumping- / Antisubventionsmaßnahmen müssen vor Angebotserteilung in TARIC für den Bestimmungsmitgliedstaat geprüft werden.

Logistikpark-Solar 6 MWp in der EU — TCO & LCOE

Lesezeit ca. 10 Min. · Branche: Logistik & Lagerwesen · Region: EU-27 · Stichtag der Daten: 2026-02-12 · Einschränkung: Das Modell liefert einen Basisfall plus Sensitivität; standortspezifische EPC-Preise, ein DSO-Schreiben zur Reduktionsquote und eine verbindliche TARIC-Auskunft sind in der RFQ-Phase einzuholen.

Urteil (Basisfall). GO. Über einen 25-jährigen Betrachtungszeitraum bei einem Diskontsatz von 6,00 % erzielt das 6.000-kWp-Aufdach-Logistikpark-PV-Projekt einen NPV = 6.683.610,00 EUR, IRR = 16,84 %, einfache Amortisation = 6,01 Jahre, diskontierte Amortisation = 7,60 Jahre, LCOE = 0,0874 EUR/kWh (≈ 8,74 ct/kWh). Equipment: Aufdach-PV-Anlage. Standort: EU-27-Logistikpark. Betrachtungszeitraum: 25 Jahre. Stichtag der Daten: 2026-02-12. Einschränkung: indikativ; mit standortspezifischer Einstrahlung, EPC-Angebot und DSO-Tarif neu rechnen.

Entscheidungstabelle — Basisfall
Kennzahl	Wert	Entscheidungsband
NPV (EUR)	6.683.610,00	Positiv > 0 → GO
IRR	0,1684	> 6 % WACC → GO
Einfache Amortisation (Jahre)	6,01	< 8 J → GO
Diskontierte Amortisation (Jahre)	7,60	< 10 J → GO
LCOE (EUR/kWh)	0,0874	< Industriestrom 0,22 → GO

1. Anwendungsfall-Rahmung

Ein Logistik- und Distributionspark mit ca. 90.000 m² Hallendach in der EU-27, installierte PV-Leistung 6.000 kWp DC. Die Anlage dient vorrangig der Eigenversorgung für Materialfluss (Stapler, Förderbänder, Kühlkette), das Laden von Hofgeräten (E-Mobilität) und exportiert Überschussstrom im Rahmen von Einspeisetarifen bzw. Nettometing. Eingesetzt werden monokristalline bifaziale Module auf einem ballastierten oder mechanisch befestigten Dachmontagesystem mit Strangwechselrichtern, ausgelegt auf ein DC/AC-Verhältnis von ~1,1. Die Einhaltung der Netzregeln wird gemäß EU-Verordnung 2016/631 (RfG) und dem einschlägigen DSO-Code des Mitgliedstaats vorausgesetzt (z. B. VDE-AR-N 4110 in Deutschland, CEI 0-21 in Italien).

2. Eingangswerte (jede Zelle aus benannter Quelle)

3. Referenz-Familien Equipment (illustrative Hülle — endgültige Auswahl in der RFQ)

Tabelle 2.1 — Eingangswerte des TCO-Modells
Eingangswert	Wert	Einheit	Quelle	Status
Installierte Leistung	6.000	kWp (DC)	Anwendungsfall-Annahme (technisches Briefing)	Modellannahme
Spezifischer Ertrag, Nordeuropa-Spanne	950	kWh/kWp/Jahr	PVGIS-SARAH2-Datensatz (JRC)	belegt
Spezifischer Ertrag, Südeuropa-Spanne	1.200	kWh/kWp/Jahr	PVGIS-SARAH2-Datensatz (JRC)	belegt
Capex, niedrig (turn-key ND-EU, >5 MWp)	700	EUR/kWp	SolarPower Europe — EU Market Outlook for Solar Power 2024–2028	belegt
Capex, Basis	850	EUR/kWp	SolarPower Europe — EU Market Outlook for Solar Power 2024–2028	belegt
Capex, hoch (anspruchsvolles Retrofit)	1.150	EUR/kWp	SolarPower Europe — EU Market Outlook for Solar Power 2024–2028	belegt
Opex (O&M + Versicherung)	1,0 % der Capex/Jahr	%	IRENA — Renewable Power Generation Costs in 2023	belegt
Wechselrichter-Reinvestition (Jahr 12)	8 % der Capex	%	IRENA — Renewable Power Generation Costs in 2023	belegt
Modul-Degradation	0,5 %/Jahr	%	IEC 61215-1:2021 — Designqualifikation	belegt
Diskontsatz (WACC)	6,0 % nominal	%	Redaktionelle Annahme Tradvolt (Bilanzfinanzierung Mid-Cap-Logistik)	redaktionell
Wirtschaftliche Lebensdauer	25	Jahre	IRENA — Renewable Power Generation Costs in 2023	belegt
Eigenverbrauchsanteil	55 %	%	Redaktionelle Annahme Tradvolt für einen Multi-Tenant-Logistikpark im Tagbetrieb	redaktionell
Tarifeskalation (Eigenverbrauchsersparnis)	1,6 %/Jahr nominal	%	Redaktioneller, begrenzter Standardwert Tradvolt (illustrativ; Bandbreite 0–3 %/Jahr)	Modellannahme
EU Industriestrom, ohne USt.	0,22	EUR/kWh	Eurostat — Industriestrompreise (nrg_pc_204)	belegt
Einspeisetarif (Reststrom-Splitting Eigenverbrauch/Export)	0,07	EUR/kWh	Redaktionelle Annahme Tradvolt (typisches EU-Einspeisungsband 5–9 ct/kWh)	Modellannahme

Das einzelne Equipment-Modell für diesen 6-MWp-Standort wird in der RFQ-Phase anhand des EPC-Angebots und des DSO-Netzcode-Schreibens festgelegt. Die nachstehend genannten Familien bilden eine illustrative Hülle zur Einordnung von Capex, Wechselrichteranzahl und Montagekonzept. Sie sind nicht als installierte Konfiguration zertifiziert; die Compliance-Punkte in §8 müssen vor FID gegen das tatsächlich ausgewählte Modell neu ausgestellt werden.

4. Autoritative TCO-Ergebnisse (geprüftes Modell)

TCO-Zusammenfassung
Kennzahl	Wert
Währung	EUR
Betrachtungszeitraum (Jahre)	25
Diskontsatz	6,00 %
Undiskontierte Gesamtkosten (EUR)	7.141.545,29
Diskontierte Gesamtkosten / KV der Kosten (EUR)	6.090.383,34
Undiskontierter Gesamtnutzen (EUR)	26.099.424,88
Diskontierter Gesamtnutzen (EUR)	12.773.993,34
NPV (EUR)	6.683.610,00
IRR	0,1684
Einfache Amortisation (Jahr)	6,01
Diskontierte Amortisation (Jahr)	7,60
LCOE (EUR/kWh)	0,0874

Jahresgenauer Cashflow
Jahr	Kosten (EUR)	Nutzen (EUR)	Netto (EUR)	Diskontfaktor	Diskontierter Netto (EUR)	Energie (kWh)
0	5.100.000,00	0,0000	-5.100.000,00	1,00	-5.100.000,00	0,0000
1	51.000,00	869.250,00	818.250,00	0,9434	771.933,96	5.700.000,00
2	52.020,00	882.201,83	830.181,83	0,8900	738.858,87	5.671.500,00
3	53.060,40	895.346,63	842.286,23	0,8396	707.199,76	5.643.142,50
4	54.121,61	908.687,30	854.565,69	0,7921	676.896,07	5.614.926,79
5	55.204,04	922.226,74	867.022,70	0,7473	647.889,80	5.586.852,15
6	56.308,12	935.967,92	879.659,80	0,7050	620.125,44	5.558.917,89
7	57.434,28	949.913,84	892.479,55	0,6651	593.549,88	5.531.123,30
8	58.582,97	964.067,55	905.484,59	0,6274	568.112,23	5.503.467,69
9	59.754,63	978.432,16	918.677,53	0,5919	543.763,82	5.475.950,35
10	60.949,72	993.010,80	932.061,08	0,5584	520.458,04	5.448.570,60
11	62.168,72	1.007.806,66	945.637,95	0,5268	498.150,27	5.421.327,74
12	471.412,09	1.022.822,98	551.410,89	0,4970	274.034,32	5.394.221,10
13	64.680,33	1.038.063,04	973.382,71	0,4688	456.359,80	5.367.250,00
14	65.973,94	1.053.530,18	987.556,24	0,4423	436.797,08	5.340.413,75
15	67.293,42	1.069.227,78	1.001.934,36	0,4173	418.072,20	5.313.711,68
16	68.639,29	1.085.159,28	1.016.519,99	0,3936	400.149,32	5.287.143,12
17	70.012,07	1.101.328,15	1.031.316,08	0,3714	382.994,10	5.260.707,41
18	71.412,31	1.117.737,94	1.046.325,63	0,3503	366.573,69	5.234.403,87
19	72.840,56	1.134.392,23	1.061.551,67	0,3305	350.856,64	5.208.231,85
20	74.297,37	1.151.294,68	1.076.997,31	0,3118	335.812,85	5.182.190,69
21	75.783,32	1.168.448,97	1.092.665,65	0,2942	321.413,50	5.156.279,74
22	77.298,98	1.185.858,86	1.108.559,87	0,2775	307.631,02	5.130.498,34
23	78.844,96	1.203.528,16	1.124.683,19	0,2618	294.438,98	5.104.845,85
24	80.421,86	1.221.460,72	1.141.038,86	0,2470	281.812,12	5.079.321,62
25	82.030,30	1.239.660,49	1.157.630,19	0,2330	269.726,25	5.053.925,01

Abstimmungsprüfung: kumulierte undiskontierte Nettospalte im Jahr 25 = −5.100.000 + Σ(t=1..25) Netto_t; NPV = Σ(t=0..25) Diskontierter-Netto_t = 6.683.610,00 EUR (Hauptwert). Einfache Amortisation = 6,01 Jahre (undiskontiertes kumuliertes Netto wechselt zwischen Jahr 6 und 7 das Vorzeichen); diskontierte Amortisation = 7,60 Jahre (diskontiertes kumuliertes Netto wechselt zwischen Jahr 7 und 8 das Vorzeichen).

5. Szenario-Set — LCOE-Band

Die Zeile Eigenverbrauchsersparnis weist die undiskontierte Ersparnis im Jahr 1 aus (55 % × Jahreserzeugung × 0,22 EUR/kWh), undiskontiert für einen direkten Vergleich mit dem LCOE-Band. Der geprüfte NPV in §4 verwendet den oben dargestellten diskontierten Cashflow.

6. Sensitivität — LCOE (ct/kWh) gegenüber Ertrag und Diskontsatz

7. Urteil nach Szenarien

Tabelle 5.1 — LCOE-Szenarien (aus geprüftem Modell reproduziert)
Szenario	Capex EUR/kWp	Ertrag kWh/kWp/Jahr	r %	LCOE ct/kWh	Eigenverbrauchsersparnis, undiskontiertes Jahr 1 (EUR/Jahr)
S1 — Süden, niedrige Capex, weicher WACC	700	1.200	4	4,71	871.200
S2 — Süden, Basis	850	1.200	6	6,72	871.200
S3 — Norden, Basis	850	950	6	8,48	689.700
S4 — Norden, Basis, hoher WACC	850	950	8	9,98	689.700
S5 — Anspruchsvolles Retrofit	1.150	950	6	11,48	689.700

Tabelle 6.1 — Capex fest 850 EUR/kWp; LCOE in ct/kWh
Ertrag (kWh/kWp/Jahr) ↓ \ r % →	4	6	8
900	8,21	9,07	10,66
950	7,78	8,48	9,98
1.000	7,39	8,06	9,48
1.100	6,72	7,33	8,62
1.200	5,68	6,72	7,90

S1 (Süden, niedrige Capex, weicher WACC) — GO. LCOE ≈ 4,71 ct/kWh, mit deutlichem Abstand unter Industriestrom 22 ct/kWh. Standortgeeignet; EPC-Preis in der Vergabe sichern.

S2 (Süden, Basis) — GO. LCOE ≈ 6,72 ct/kWh; kommerzielle Empfehlung.

S3 (Norden, Basis) — BEDINGT. LCOE ≈ 8,48 ct/kWh unter Industriestrom, aber knapp; nur mit bankfähigem EPC und PVGIS-validiertem Ertrag ≥ 950 kWh/kWp/Jahr weiterverfolgen.

S4 (Norden, hoher WACC) — BEDINGT. Bei r = 8 % bleibt LCOE ≈ 9,98 ct/kWh weiterhin unter 22 ct/kWh Industriestrom; vor FID nicht-Stromerlöse (Kapazitätszahlung, Flexibilität) prüfen.

S5 (Anspruchsvolles Retrofit) — NO-GO. LCOE ≈ 11,48 ct/kWh erreicht Netto-Parität zur Eigenversorgung nur knapp; ohne Förderung oder PPA nicht als eigenständiges Solar-Asset realisieren.

8. Hinweise zu Zertifizierung & Compliance (in der RFQ neu gegen das tatsächlich ausgewählte Equipment auszustellen)

Compliance-Hinweise (generisch; in der RFQ neu an ausgewähltes Modell + Handbuch-Revision binden)

Designqualifikation und Sicherheit der Module: IEC 61215-1:2021 (Ed 2.0) und UL 61730-1 (Sicherheitsqualifikation PV-Module — Teil 1).
PCE / Wechselrichter-Sicherheit: IEC 62109-1:2010 (allgemein) und IEC 62109-2:2011 (Besonderheiten DC-AC-Wechselrichter); gemeinsam gemäß IEC 62109-Reihe anzuwenden.
Montage / DC-Verkabelung gemäß IEC 62548 und HD 60364-Reihe (Niederspannungsanlagen).
Netzcode: EU-Verordnung 2016/631 (RfG); DSO-Codes der Mitgliedstaaten (z. B. VDE-AR-N 4110 DE; CEI 0-21 IT).
Tragfähigkeit nach Eurocode (EN 1991-1-1, EN 1991-1-3) durch einen vereidigten Ingenieur.
Brandschutz gemäß IEC 62474 / nationaler Umsetzung (z. B. VDE-AR-E 2100-712 in DE).
Arbeitsschutz: Höhenarbeit, Absturzsicherung, Alleinarbeit gemäß nationaler OSHA-Äquivalente (z. B. BG Bau, INAIL).

Equipment-Grenzwerte (endgültige Werte erst nach Modellauswahl fix)

Modulgrenzen: max. Systemspannung gemäß OEM-Datenblatt (typisch 1.500 V DC); mechanische Belastungsgrenzen gemäß IEC 61215-1:2021.
Wechselrichter-Grenzen: MPPT-Spannungsfenster, max. DC-Kurzschlussstrom und Q(U)-Blindleistungsfähigkeit gemäß OEM-Datenblatt und EU 2016/631.
Batterie-Grenzen (bei späterem Speicherzusatz): SOC-Arbeitsfenster gemäß OEM-Produkthandbuch (z. B. BYD Battery-Box Premium HVS/HVM Installationshandbuch; CATL EnerC Produkthandbuch) und IEC 62485-5:2020 (sicherer Betrieb stationärer Lithium-Ionen-Batterien).

Konformitätserklärungen der Hersteller und Zertifikate notifizierter Stellen werden in der RFQ-Phase eingeholt; Tradvolt stellt keine konkrete Zertifikatsnummer als Tatsache dar. Die Equipment-Hülle in §3 ist illustrativ; §8 muss vor FID gegen das tatsächlich ausgewählte Modell + Handbuch-Revision neu ausgestellt werden.

9. HS-Code-Block — Zoll vorbehaltlich verbindlicher TARIC-Auskunft

Wareneinreihung — Zoll OFFEN

Komponente	HS-Unterposition	EU-Code indikativ	Zollsatz (EU MFN indikativ)	Status
Kristalline Silizium-PV-Module	8541.43	85414300	0 % (laut EU-CN 2024)	OFFEN
Leistungswechselrichter (PV)	8504.40	Unterposition 85044090	2,7 % (EU MFN indikativ 2024)	OFFEN
Montagestrukturen, Aluminium/Stahl	7610 / 7308	76109090 / 73089099	3 % indikativ	OFFEN
DC-Kabel, PV-spezifiziert	8544.60	85446090	3,7 % indikativ	OFFEN

Vorgehen zur Ermittlung

Die TARIC-Abfrage der Europäischen Kommission öffnen.
Den achtstelligen CN-Code und den Bestimmungsmitgliedstaat eingeben.
Prüfen: WTO-MFN-Zollsatz, etwaige Anti-Dumping-Maßnahmen, etwaige Antisubventions-/Ausgleichsmaßnahmen, etwaige Aussetzung für PV-Komponenten.
Etwaige Erleichterungen der aktiven Veredelung oder sonstige Frachtvergünstigungen für die Projekt-SPV bestätigen.
Die TARIC-Referenznummer erfassen und, sofern wirtschaftlich gerechtfertigt, bei der nationalen Zollverwaltung eine verbindliche Zolltarifauskunft (BTI) anfordern.

Haftungsausschluss: Die oben genannten Werte sind indikative CN-Basen aus dem öffentlichen EU-TARIC-Datensatz. Der letztlich zu zahlende Zoll wird von der Zollbehörde der Abfertigung festgelegt. Anti-Dumping- / Ausgleichsmaßnahmen können den MFN-Satz verdrängen und sind vor jeder Sendung durch einen zugelassenen Zollbroker zu prüfen.

10. Risiko-Hinweise

11. CTAs

Redaktioneller Hinweis: Dieses Dokument ist ein transparentes technisch-wirtschaftliches Modell, keine Anlageberatung. Die oben genannten Zahlen sind wortgetreu aus den geprüften Modelltabellen in §4 übernommen. Bei jeder Standort-RFQ neu validieren.