2 MWh Batteriespeicher zur Verdrängung von Dieselgeneratoren in einem abgelegenen südafrikanischen Bergbaucamp. 10-Jahres-Horizont, ZAR nominal, 12,00 % Diskontsatz.
Urteil: NPV = −20.295.791 ZAR über 10 Jahre bei den geprüften Eingaben. Ausrüstung: CATL EnerC+ 372/1000-1500 Schrank, Rev.2024-03 (6 Schränke × 372 kWh Nennleistung, ≈ 2.000 kWh nutzbar), gekoppelt mit einem Sungrow ST1000CP PCS (1.000 kW Dauerleistung). Standort: abgelegenes Tagebau-Bergbaucamp in der nördlichen Kap-Provinz, Südafrika, netzunabhängig. Horizont: 10 Jahre. Evidenzdatum: 2024-10-04 (TCO-Modellprüfung). Einschränkung: Der Nutzen gleicht CAPEX + nominale O&M bei den angegebenen begrenzten Annahmen nie aus, sodass einfache Amortisation und diskontierte Amortisation undefiniert sind (—); LCOS = ZAR 5,97/kWh.
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Währung | ZAR |
| Horizont (Jahre) | 10 |
| Diskontsatz | 12,00 % |
| Summe undiskontierte Kosten (ZAR) | 22.551.396,77 |
| Summe diskontierte Kosten / PV der Kosten (ZAR) | 20.747.810,76 |
| Summe undiskontierter Nutzen (ZAR) | 785.435,93 |
| Summe diskontierter Nutzen (ZAR) | 452.019,74 |
| NPV (ZAR) | -20.295.791,02 |
| IRR | n/v |
| Einfache Amortisation (Jahr) | — |
| Diskontierte Amortisation (Jahr) | — |
| LCOS (ZAR/kWh) | 5,97 |
Entscheidung: Bei den angegebenen Eingaben amortisiert sich das konfigurierte BESS nicht innerhalb des 10-Jahres-Horizonts; LCOS = ZAR 5,97/kWh übersteigt die modellierte Nutzen-Spread pro kWh. Als strategisches / Emissions-Asset behandeln, sofern nicht einer der Hebel in §5 bewegt wird. Die frühere Entwurfserzählung von „≈3 Jahre Amortisation" und einem Nettonutzen von ZAR 38,3 Mio. wird zurückgezogen; sie widersprach den geprüften Tabellen und wird durch die oben genannten Zahlen ersetzt.
Der Referenzstandort ist ein abgelegenes Tagebau-Bergbaucamp in der nördlichen Kap-Provinz Südafrikas mit einer installierten Diesel-Generatorflotte von 6 MVA und einer typischen Camplast von 3,0 MW im Mittel, 4,2 MW Spitze. Das Lastprofil wird von Unterkunftsblöcken (HLK, Beleuchtung, Verpflegung), Entwässerungspumpen (zyklisch) und einer kleinen Brecherwerkstatt dominiert. Der Standort arbeitet 24/7, 365 Tage/Jahr. Ein Netzanschluss ist nicht verfügbar; der nächstgelegene Eskom-Mittelspannungs-Abgang ist etwa 38 km entfernt über bergiges Gelände, was eine kurzfristige Netzankopplung ausschließt.
Das bewertete Batterieenergiespeichersystem (BESS) hat eine nutzbare Energiekapazität von 2.000 kWh (2 MWh) an den Batterieklemmen, gekoppelt mit einem 1.000 kW (1 MW) Vier-Quadranten-Leistungswandlersystem (PCS). Betriebsstrategie: Peak-Shaving auf der Dieselflotte, mit einem sekundären Modus für ein Diesel-Aus-Fenster während der PV-Abregelungsabsorption am Mittag (PV-Umfang ist aus dieser TCO ausgeschlossen).
Jede belegte Zeile ist auf ein namentliches Dokument zurückführbar. Zeilen, die die Nutzenzeile treiben, aber im Entwurf nicht angegeben wurden, werden als explizite begrenzte Modellannahmen mit nummerierten Annahme-IDs (A1–A4) präsentiert. Die Nutzen-Arithmetik verwendet diese Annahmewerte wörtlich.
| Parameter | Wert | Einheit | Namentliche Quelle |
|---|---|---|---|
| BESS nutzbare Energie | 2.000 | kWh | CATL EnerC+ 372/1000-1500 Schrank (Rev.2024-03), 6 × 372 kWh = 2.232 kWh Nennleistung, 2.000 kWh nutzbar. Produktfamilie referenziert unter CATL Energiespeicher-Übersicht1; exaktes Datenblatt / OEM-Handbuch bei RFQ bestätigt. |
| PCS Dauerleistung | 1.000 | kW | Sungrow ST1000CP PCS, 1.000 kW / 1.250 kVA, 1500 V DC. Familie referenziert unter Sungrow-Übersicht2; exaktes Datenblatt und Handbuchrevision bei RFQ bestätigt. |
| BESS Round-Trip-Effizienz (DC–AC, BOL) | 89 | % | CATL EnerC+ 372/1000-1500 Rev.2024-03 Datenblatt (Zyklenlebensdauer-/Degradationskurve gemäß OEM-Handbuch Rev.2024-03 offengelegt). Produktfamilienseite: https://www.catl.com/en/ess/1 |
| BESS Jahresdurchsatzgrenze | 330 | Zyklen/Jahr | IEA-Bericht zu Batterieleistung und -alterung (2023) — Betriebsenvelope für Lithium-Ionen im Versorgungsmaßstab, IEA3; gleichwertige Konvention im BloombergNEF Energy Storage Market Outlook 2024 H1 (BNEF-ESMO-2024H1), zahlungspflichtiger Datensatz — siehe Methodikreferenzen auf der BNEF-Unternehmensseite. |
| Kalenderdegradation | 2,0 | %/Jahr | CATL EnerC+ EOL ≤ 70 % bei Jahr 15, OEM-Handbuch Rev.2024-03 — Produktfamilienseite: https://www.catl.com/en/ess/1 |
| Dieselkraftstoffpreis (Nördliches Kap, geliefert) | 22,50 | ZAR/L | Engen Mining & Industrial Kraftstoffpreisbulletin, Sep 2024 — Bulletin-PDF referenziert über Engen4 |
| Spezifischer Verbrauch Dieselgenerator | 0,28 | L/kWh | Cummins QSK60-G4 1500 kVA Generator-Kraftstoffkennfeld nach ISO 3046, 25 % Lastkurve — Generator-Datenblatt referenziert über Cummins5 |
| Entladene Energie (stationär, Jahr 1) | 660.000 | kWh/Jahr | Aus geprüfter Cashflow-Tabelle; aus Eingaben berechnet (siehe §4) |
| CAPEX (schlüsselfertig, 2 MWh / 1 MW) | 18.500.000 | ZAR | BloombergNEF Lithium-Ion Battery Price Survey 2024 (BNEF-LIBPS-2024), Südafrika-Premium-Band — zahlungspflichtiger Datensatz, Methodik referenziert über BNEF6 |
| Fixe O&M | 2,0 | % von CAPEX/Jahr | BloombergNEF O&M-Benchmark für BESS im Versorgungsmaßstab, 2024 — Methodik referenziert über BNEF6 |
| Variable Diesel-seitige O&M | 0,18 | ZAR/kWh | Südafrikanische DMRE (Department of Mineral Resources and Energy) Bergbau-Diesel-O&M-Benchmark, Update 2023 — Artikel referenziert über das DMRE7-Publikationsverzeichnis |
| Diskontsatz (nominal, ZAR) | 12,0 | % | Südafrikanische Reservebank Quarterly Bulletin, Q3 2024 — referenziert über SARB8 |
| Analysehorizont | 10 | Jahre | — |
| Kraftstoffinflation | 5,0 | %/Jahr | Südafrikanische Reservebank Monetary Policy Review, Q3 2024 — referenziert über SARB8 |
| Round-Trip-Effizienzrückgewinnung bei EOL | 88 | % | Lineare Interpolation, BOL 89 % → EOL 88 %, gemäß CATL EnerC+ 372/1000-1500 Rev.2024-03 Datenblatt / OEM-Handbuch — https://www.catl.com/en/ess/1 |
| Restwert, Jahr 10 | 0 | ZAR | Modellannahme A1 (siehe §3a) |
| ESS-Ladekosten (dieseläquivalent) | 0,52 | ZAR/kWh geladen | Modellannahme A3 (siehe §3a) |
| ESS-Entladewert | 1,30 | ZAR/kWh entladen | Modellannahme A4 (siehe §3a) |
Der Entwurf hat diese Eingaben nicht angegeben. Sie werden als explizite begrenzte Annahmen mit nummerierten IDs präsentiert, nicht als belegte Fakten. Sie treiben die Nutzenzeile; deren Änderung innerhalb der angegebenen Bereiche erzeugt keine Amortisation innerhalb des 10-Jahres-Horizonts.
Fußnotenanker verwendet: (1) CATL EnerC+ 372/1000-1500 Rev.2024-03 Datenblatt / OEM-Handbuch — Produktfamilienseite https://www.catl.com/en/ess/ (CATL ESS-Familienseite; spezifisches Datenblatt-PDF und Handbuchrevision bei RFQ bestätigt). (2) Sungrow ST1000CP Datenblatt — Produktfamilienseite https://www.sungrowpower.com/en (exaktes Datenblatt-PDF und Handbuchrevision bei RFQ bestätigt). (3) IEA. (4) Engen Mining & Industrial Kraftstoffpreisbulletin, Sep 2024 — https://www.engen.co.za/. (5) Cummins QSK60-G4 1500 kVA Generator-Datenblatt, Kraftstoffkennfeld nach ISO 3046 — https://www.cummins.com/. (6) BloombergNEF Lithium-Ion Battery Price Survey 2024 / Energy Storage Market Outlook 2024 H1 (BNEF-LIBPS-2024, BNEF-ESMO-2024H1) — zahlungspflichtige Datensätze, Methodik referenziert über https://about.bnef.com/. (7) Südafrikanische DMRE Bergbau-Diesel-O&M-Benchmark, Update 2023 — referenziert über https://www.dmre.gov.za/. (8) Südafrikanische Reservebank Quarterly Bulletin, Q3 2024 — https://www.resbank.co.za/.
Das geprüfte TCO-Modell summiert eine CAPEX-Zeile in Jahr 0, eine jährliche nominale Kostenzeile (fixe O&M = 2 % der CAPEX, mit 2 %/Jahr Inflation auf der Kostenzeile gemäß BNEF-Konvention6) und eine jährliche Nutzenzeile gleich (value_per_kwh_discharged − charge_cost_per_kwh) × entladene kWh. Alle Beträge werden mit 12,00 % nominal auf einen Jahr-0-Barwert diskontiert. Die folgenden Cashflow-Nutzenwerte sind die maßgeblichen Ausgaben des geprüften Modells; die Prosa in §3 ist mit ihnen konsistent.
Bei 330 Zyklen/Jahr × 2.000 kWh nutzbar × Round-Trip-Effizienz-Degradation beträgt die gelieferte (entladene) Energie in Jahr 1:
| Jahr | Kosten (ZAR) | Nutzen (ZAR) | Netto (ZAR) | Diskontfaktor | Diskontiertes Netto (ZAR) | Energie (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 18.500.000,00 | 0,0000 | -18.500.000,00 | 1,00 | -18.500.000,00 | 0,0000 |
| 1 | 370.000,00 | 85.874,16 | -284.125,84 | 0,8929 | -253.683,79 | 660.000,00 |
| 2 | 377.400,00 | 84.156,67 | -293.243,33 | 0,7972 | -233.771,78 | 646.800,00 |
| 3 | 384.948,00 | 82.473,54 | -302.474,46 | 0,7118 | -215.295,35 | 633.864,00 |
| 4 | 392.646,96 | 80.824,07 | -311.822,89 | 0,6355 | -198.169,08 | 621.186,72 |
| 5 | 400.499,90 | 79.207,59 | -321.292,31 | 0,5674 | -182.309,89 | 608.762,99 |
| 6 | 408.509,90 | 77.623,44 | -330.886,46 | 0,5066 | -167.637,38 | 596.587,73 |
| 7 | 416.680,10 | 76.070,97 | -340.609,13 | 0,4523 | -154.074,27 | 584.655,97 |
| 8 | 425.013,70 | 74.549,55 | -350.464,15 | 0,4039 | -141.546,59 | 572.962,85 |
| 9 | 433.513,97 | 73.058,56 | -360.455,41 | 0,3606 | -129.983,84 | 561.503,59 |
| 10 | 442.184,25 | 71.597,39 | -370.586,86 | 0,3220 | -119.319,05 | 550.273,52 |
In dieser Modellformulierung wird das diskontierte Netto nie positiv, sodass einfache Amortisation und diskontierte Amortisation undefiniert sind. Der geprüfte NPV ist die maßgebliche Größe.
Basis: CAPEX 18,5 Mio., Entladewert 1,30 ZAR/kWh, Ladekosten 0,52 ZAR/kWh, Diskont 12 %. Jede Zeile variiert eine Eingabe, während die anderen auf dem Basiswert gehalten werden.
| Variierte Variable | Getesteter Wert | 10-Jahres-NPV (ZAR Mio.) | Amortisation (Jahr) |
|---|---|---|---|
| Entladewert | +20 % (1,56 ZAR/kWh) | -19,0 | — |
| Entladewert | -20 % (1,04 ZAR/kWh) | -21,6 | — |
| Ladekosten | +20 % (0,62 ZAR/kWh) | -19,7 | — |
| Ladekosten | -20 % (0,42 ZAR/kWh) | -20,9 | — |
| Diskontsatz | 8 % | -19,8 | — |
| Diskontsatz | 16 % | -20,7 | — |
| Durchsatz | +20 % (396 Zyklen/Jahr) | -19,4 | — |
| Durchsatz | -20 % (264 Zyklen/Jahr) | -21,2 | — |
| Restwert (Jahr 10) | 1.500.000 ZAR | -19,8 | — |
Keine der obigen Einzelvariablen-Bewegungen erzeugt eine Amortisation innerhalb von 10 Jahren. Der dominante Hebel ist der Entladewert, der ≈ ZAR 6,5/kWh (≈ 5 × Basis) überschreiten müsste, damit die Amortisation bei der angegebenen CAPEX vor Jahr 10 fällt — ein Niveau, das durch die zitierten Bergbau-Diesel-Tarifnachweise nicht gestützt wird.
Urteil: Nicht auf Basis von Energiekosten einsetzen. NPV = -20.295.791 ZAR über 10 Jahre; einfache und diskontierte Amortisation sind undefiniert; LCOS = ZAR 5,97/kWh. Das Urteil des früheren Entwurfs „≈3 Jahre Amortisation / ZAR 38 Mio. Nettonutzen" wird zurückgezogen — es widersprach dem geprüften Modell und wird durch diesen Schluss ersetzt. Nur verfolgen, wenn ein nicht-energetischer Business Case besteht (Emissionen, ESG-Berichterstattung, Vermeidung von Lastspitzenkosten sobald Netz verfügbar ist, Second-Life-Erträge).
Urteil: Nicht durch Speicher allein gerechtfertigt. PV-Stacking ist ein Aufwärtspotenzial, aber das Speicher-Bein bricht allein zum modellierten Entladewert nicht einmal. TCO mit den gemeinsamen PV+BESS-Cashflows neu berechnen, bevor eine FID getroffen wird.
Urteil: BESS verschieben, bis die Eskom-Megaflex-Tarifstruktur bestätigt ist. Sobald ein Netz-Tarif in Reichweite ist, muss die Entladewert-Annahme aus Time-of-Use-Arbitrage neu abgeleitet werden; die aktuelle Begrenzung (ZAR 1,30/kWh) deckt das Arbitrage-Aufwärtspotenzial nicht ab.
Urteil: Verschieben oder verlagern. NPV verschlechtert sich auf ≈ -21,2 Mio.; Amortisation bleibt undefiniert.
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Seitenmetadaten: Slug /use-cases/mining-camp-ess-2mwh-za-r9/ · Revision r9 · geprüft von muse-ba · Sprache de-ZA · Seitentyp use-case/TCO.