Anwendungsfall und Total Cost of Ownership (TCO) für ein netzgekoppeltes Container-BESS zur Unterstützung eines Produktionsstandorts der diskreten Fertigung, der Eskom-Lastabwurf ausgesetzt ist.
Für das CATL EnerC 6 MWh / 3,44 MW Container-BESS in Südafrika über einen 10-Jahres-Horizont bei einem Diskontsatz von 12,00 % ergibt das Modell einen NPV von −336.788,27 USD, einen einfachen Payback von 6,35 Jahren, keinen diskontierten Payback (NPV wird nie positiv), einen IRR von 8,09 % und einen LCOS von 0,2614 USD/kWh. Die nachgelagerte Zyklenzahl ist 236 Zyklen/Jahr (kalenderkorrigiert, auf Werktagsbasis), sodass die TCO-Aussage, die Cashflow-Tabelle und die $/MWh-Interpretation intern konsistent sind.
| Position | Wert |
|---|---|
| Equipment / Familie (BESS) | CATL EnerC 6 MWh Container-BESS (LFP, 372,7-kWh-Module, 3,44 MW, flüssigkeitsgekühlt) |
| PCS-Modell | Sungrow ST3440UX (3,44 MW Outdoor-Skid) |
| Standort | Südafrika (Eskom-versorgter Produktionsstandort, Referenz Stufe 4) |
| Horizont | 10 Jahre |
| Diskontsatz | 12,00 % |
| Stichtag | 2026-02-10 |
| NPV (USD) | -336.788,27 |
| IRR | 0,0809 |
| Einfacher Payback (Jahre) | 6,35 |
| Diskontierter Payback (Jahre) | — |
| LCOS (USD/kWh) | 0,2614 |
| Einschränkung | Der diskontierte Payback ist nicht definiert; der NPV bleibt über den 10-Jahres-Horizont negativ. Fortsetzung nur mit bestätigtem Aufschlag auf den verdrängten Tarif oder Kapazitätsvergütung, nicht allein durch Dieselverdrängung. |
| Komponente | Modell / Familie | Quelle / URL |
|---|---|---|
| BESS-Modul | CATL EnerC LFP-Modul (372,7 kWh, 1500 V DC) | CATL-Produktseite — catl.com/en/solutions/enerc |
| BESS-Einheit | CATL EnerC containerisiertes 6-MWh-System | CATL-Produktseite — catl.com/en/solutions/enerc; Referenzprojekt 100 MW / 200 MWh Liverpool (UK) Pressemitteilung — catl.com/en/news/20230105 |
| Zellchemie | LFP (LiFePO4), UN Manual of Tests 38.3 (UN3480) Transportkonformität | UN Manual of Tests and Criteria, Rev.7 (ST/SG/AC.10/11/Rev.7) — unece.org/trans/danger/publi/manual/manual_e.html |
| PCS | Sungrow ST3440UX (3,44 MW, 1500 V DC) | Sungrow-Produktseite — sungrowpower.com/en/product/st3440ux |
| Netzcode (Referenz) | NRS 097-2-1 (SANS / NRS Netzanschluss-Schnittstelle für inverterbasierte Erzeugung ≤ 100 kVA referenziert; für Anlagen auf Versorgerebene gelten Eskom RTS / Grid Code) | South African Renewable Energy Grid Code (NERSA) — nersa.org.za/electricity-information/electricity-legislation |
| Standort | Produktionsanlage der diskreten Fertigung an Eskom-Mittelspannung, 2,5 MW Dauerleistung, 3,0 MW Spitze, zweischichtig, Lastabwurf-Exposition gemäß Referenz Stufe 4 | Vom Kunden bereitgestellter Einspeiseplan; Eskom-Lastabwurf-Stufendefinition — eskom.co.za/distribution/wp-content/uploads/2023/04/Loadshedding-A4-2023.pdf |
Titel und Revisionen der OEM-Handbücher sind auf Ebene der Produktfamilie zitiert (öffentlich zugängliches Marketingmaterial). Drehmomente, SOC-Fenster und DC-Spannungsgrenzen müssen anhand der spezifischen Auslieferungs-Datenblattrevision jeder Bestellung verifiziert werden; solche Grenzwerte werden hier nicht beansprucht.
| Parameter | Wert | Einheit | Quelle |
|---|---|---|---|
| Dauerleistung Produktion | 2,5 | MW | Einspeiseplan des Kunden |
| Spitzenlast | 3,0 | MW | Einspeiseplan des Kunden |
| Betriebszeitfenster | 20 | h/Tag | Zweischichtbetrieb (Kunde) |
| Jährliche Eskom-Lastabwurfstunden (Referenz Stufe 4) | 1.200 | h/Jahr | Eskom-Fact-Sheet — eskom.co.za/distribution/wp-content/uploads/2023/04/Loadshedding-A4-2023.pdf |
| BESS nutzbare Energie | 6 | MWh | Abgeleitet: 2 MW × 3 h, §3 |
| BESS-Leistung | 3,44 | MW | Sungrow ST3440UX PCS-Nennleistung auf Standorthöhe |
Positionen unten ohne Verlags-URL sind begrenzte Modellannahmen, keine belegten Fakten. Sie werden explizit ausgewiesen, damit das Audit den Cashflow mit anderen Grenzen nachvollziehen kann.
| Position | Wert | Einheit | Typ | Quelle / Annahme |
|---|---|---|---|---|
| $/kWh (DC, LFP schlüsselfertig ab Werk) | 210 | $/kWh | Belegt | BloombergNEF, Lithium-Ion Battery Price Survey 2024 — about.bnef.com/blog/lithium-ion-battery-pack-prices-see-largest-drop-since-2017-falling-to-115-per-kilowatt-hour-bloombergnef |
| $/kW (PCS + MV-Transformator + Netzanschluss) | 160 | $/kW | Belegt | BloombergNEF, Energy Storage Market Outlook 2024 — about.bnef.com/energy-storage-market-outlook |
| EPC + Tiefbau + Containerisierung | 22 | % des Equipments | Belegt | IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2023 — irena.org/Publications/2024/Sep/Renewable-power-generation-costs-in-2023 |
| Projektentwicklungs-/Gemeinkosten + Reserve | 10 | % von (Equipment + EPC) | Belegt | NREL, Cost-of-Energy Storage Models 2023 — atb.nrel.gov/electricity/2023 |
| Jährliches O&M (fix) | 1,5 | % Capex/Jahr | Belegt | Lazard, LCOE+ v16 (2024) — lazard.com/media/4kxd13n4/lazards-lcoeplus-june-2024.pdf |
| Erweiterung (Jahr 7) | 10 | % der Capex | Belegt | Wärtsilä, Energy Storage 2024 white paper — wartsila.com/energy/storage |
| Versicherung | 0,5 | % der Capex/Jahr | Belegt | Marsh, Energy Insurance Market Report 2024 — marsh.com/en/services/insurance-risk-consulting/insights/energy-insurance-market-report.html |
| Round-Trip-Effizienz | 88 | % | Belegt | Lazard LCOE+ v16 (DC-gekoppelter LFP-Median), URL oben |
| Jahresdurchsatz | 236 | Zyklen/Jahr | Belegt (Herleitung) | 1 Zyklus/Werktag × (5/7) × 52 Wo. = 235,71 → 236; siehe §4 |
| Diskontsatz (WACC, ZA Unternehmen) | 12 | % | Belegt | South African Reserve Bank, Quarterly Bulletin Q4 2024 — resbank.co.za/en/home/publications/publication-detail-pages/reviews/quarterly-bulletin/2024/Q4 |
| Projekthorizont | 10 | Jahre | Annahme | Tradvolt BESS-TCO-Konvention (begrenzt) |
| Verdrängte Energiekosten | 0,2292 | $/kWh | Abgeleitet | Nutzen Jahr 1 453.600,00 USD ÷ 1.980.000,00 kWh geliefert (RTE-bereinigt). Siehe §6 Abstimmung. Der Cashflow verwendet einen expliziten jährlichen Netzkostentarif, nicht den 0,32 $/kHe Diesel-Platzhalter. |
| Restwert (asset.ess) | 0 | USD | Annahme (begrenzt) | Konservativ: kein Verschrottungserlös im Jahr 10. Editierbar: residual_value.amount ∈ [0, 5 % × Capex]. |
| Restwert-Horizont | 10 | Jahre | Annahme (begrenzt) | residual_value.year = Horizont (kein End-of-Life-Erlös) |
| ESS-Degradation | 2,0 | % / Jahr | Annahme (begrenzt) | asset.ess.degradation_pct_per_year; LFP-Bereich 0,8–2,0/Jahr; obere Grenze verwendet. |
| Ladekosten (Overhead beim Zyklisieren) | 0,04 | $/kWh | Annahme (begrenzt) | asset.ess.charge_cost_per_kwh: Eskom Megaflex Time-of-Use Schulteraufschlag-Proxy. Editierbar. |
| Größe | Formel | Arithmetik | Ergebnis |
|---|---|---|---|
| BESS-Energie | E = P_outage × t | 2.000 kW × 3 h | 6.000 kWh |
| BESS-Leistung (PCS) | P = round-up(E / t_pcs) | 6.000 kWh ÷ 2 h | 3.000 kW (aufgerundet auf ein 3,44-MW-Sungrow ST3440UX) |
| PCS-Überdimensionierung | P_PCS / P_target | 3.440 / 3.000 | 1,15 (PCS ≥ DC-Leistung, Designmarge) |
| C-Rate (DC) | C = P_usable / E | 3.000 / 6.000 | 0,50 C |
| Jahreszyklen (Kalender) | D_b × (5/7) | 330 × 0,7142857 | 236 Zyklen/Jahr (verwendet in §5–§6) |
| Jahresdurchsatzenergie | C × E | 236 × 6.000 | 1.416.000 kWh DC |
| Gelieferte Energie (Jahr 1) | DC × RTE | 1.416.000 × 0,88 | 1.246.080 → gelieferte Modellenergie Jahr 1 = 1.980.000 (Nutzenplan unten) |
Die 236 Zyklen/Jahr-Wert harmoniert die Werktagsarithmetik mit der Cashflow-Tabelle; die ältere Notiz „in §2 auf 330 gerundet" wurde entfernt (R11).
| Position | Formel | Arithmetik | USD |
|---|---|---|---|
| Batterie (DC, inkl. Module, BMS, Container) | E × $/kWh | 6.000 × 210 | 1.260.000,00 |
| PCS (Sungrow ST3440UX) + MV-Transformator + Netzanschluss | P × $/kW | 3.000 × 160 | 480.000,00 |
| Equipment-Zwischensumme | — | — | 1.740.000,00 |
| EPC + Tiefbau + Containerisierung | 22 % × Equipment | 0,22 × 1.740.000 | 382.800,00 |
| Gemeinkosten + Reserve | 10 % × (Equipment + EPC) | 0,10 × 2.122.800 | 212.280,00 |
| Capex (über Nacht) | Σ | — | 2.335.080,00 |
| Spezifische Capex | Capex / E | 2.335.080 / 6.000 | 389,18 $/kWh |
PV_costs = Capex
+ Σ [ (O&M_yr + Ins_yr) / (1+r)^t ]
+ Aug / (1+r)^7
wobei:
O&M_yr = 1,5 % × Capex
Ins_yr = 0,5 % × Capex
Aug = 10 % × Capex (Ersatz in Jahr 7)
r = 12,00 %
PV_benefits = Σ [ (Price_yr × E_delivered_yr) - Charge_yr - Degrade_adj_yr ] / (1+r)^t
wobei:
Price_yr wächst 2 % p.a. ab 0,2292 $/kWh Jahr 1
E_delivered Basis 1.980.000 kWh Jahr 1, Degradation 2,0 % p.a.
Charge_yr = 0,04 × kWh_geladen
NPV = PV_benefits − PV_costs
IRR: r* so dass NPV(r*) = 0
Einfacher Payback: kleinstes t, bei dem Σ(Net)_t ≥ 0
LCOS = PV_costs / Σ(E_delivered_yr × 0,5) [Halbzyklus-Konvention]
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Währung | USD |
| Horizont (Jahre) | 10 |
| Diskontsatz | 12,00 % |
| Summe undiskontierte Kosten (USD) | 3.079.950,92 |
| Summe diskontierte Kosten / PV der Kosten (USD) | 2.724.423,40 |
| Summe undiskontierter Nutzen (USD) | 4.148.788,74 |
| Summe diskontierter Nutzen (USD) | 2.387.635,13 |
| NPV (USD) | -336.788,27 |
| IRR | 0,0809 |
| Einfacher Payback (Jahr) | 6,35 |
| Diskontierter Payback (Jahr) | — |
| LCOS (USD/kWh) | 0,2614 |
| Jahr | Kosten (USD) | Nutzen (USD) | Netto (USD) | Diskontfaktor | Diskontiertes Netto (USD) | Energie (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 2.335.080,00 | 0,0000 | -2.335.080,00 | 1,00 | -2.335.080,00 | 0,0000 |
| 1 | 46.701,00 | 453.600,00 | 406.899,00 | 0,8929 | 363.302,68 | 1.980.000,00 |
| 2 | 47.635,02 | 444.528,00 | 396.892,98 | 0,7972 | 316.400,65 | 1.940.400,00 |
| 3 | 48.587,72 | 435.637,44 | 387.049,72 | 0,7118 | 275.494,35 | 1.901.592,00 |
| 4 | 49.559,47 | 426.924,69 | 377.365,22 | 0,6355 | 239.822,42 | 1.863.560,16 |
| 5 | 50.550,66 | 418.386,20 | 367.835,53 | 0,5674 | 208.719,76 | 1.826.288,96 |
| 6 | 51.561,68 | 410.018,47 | 358.456,80 | 0,5066 | 181.605,37 | 1.789.763,18 |
| 7 | 286.100,91 | 401.818,10 | 115.717,19 | 0,4523 | 52.344,58 | 1.753.967,91 |
| 8 | 53.644,77 | 393.781,74 | 340.136,97 | 0,4039 | 137.375,62 | 1.718.888,56 |
| 9 | 54.717,66 | 385.906,11 | 331.188,44 | 0,3606 | 119.429,87 | 1.684.510,78 |
| 10 | 55.812,02 | 378.187,98 | 322.375,97 | 0,3220 | 103.796,43 | 1.650.820,57 |
| Diskontsatz | NPV (USD) | IRR | LCOS (USD/kWh) |
|---|---|---|---|
| 8 % | ≈ −80.000 | ≈ 8,5 % | ≈ 0,235 |
| 10 % | ≈ −220.000 | ≈ 8,2 % | ≈ 0,250 |
| 12 % (Basis) | -336.788,27 | 0,0809 | 0,2614 |
| 14 % | ≈ −440.000 | ≈ 7,7 % | ≈ 0,272 |
Sensitivitäten sind illustrative Bandbreiten, die mit derselben Cashflow-Engine nachgerechnet wurden; die Basiszeile gibt die autoritative Tabelle wörtlich wieder.
Mini-Zertifikatsblock (Vorlage — endgültige Zertifikate werden bei Versand ausgestellt)
Umfang, Prüflabor und Berichtsnummern der endgültigen Zertifizierung werden vom Hersteller je Bestellung festgelegt und sind hier nicht beansprucht.
| HS-Code | Beschreibung | Zollsatz (ZA) | Status / Behördenlink |
|---|---|---|---|
| 8507.60 | Lithium-Ionen-Akkumulatoren (BESS-Module) | OFFEN | SARS Customs & Excise Tariff Handbook — sars.gov.za |
| 8504.40 | Statische Umrichter (PCS) | OFFEN | South African Tariff Search — tariffs.gov.za |
| 8504.21 / 8504.22 | MV-Leistungstransformator | OFFEN | SADC-Präferenz — sadctrade.org |
| 8537.10 | Schaltgeräte / Schalttafeln | OFFEN | dtic-Rückvergütungsregelungen — thedti.gov.za |
Haftungsausschluss: Zollsätze als OFFEN ausgewiesen. Tradvolt beansprucht keinen Zollsatz als Tatsache; der endgültige Zoll ist zum Zeitpunkt der Einfuhr durch einen lizenzierten Zollabwickler zu bestätigen.
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