Ergebnis (NPV, 15 Jahre, 11,0 % WACC): −₹11,92 Cr (−119,195,413 INR). Ausrüstung: 3,000 kWh LFP-BESS + 1,500 kW PCS (C/2), containerisiert, gekoppelt mit 4–6 MWp Stadion-Dach-PV. Standort: Indien (Mehrzweckstadion, 50,000–80,000 Sitzplätze). Horizont: 15 Jahre. Diskontsatz: 11,00 %. Stichtag der Daten: 2026-09-22. Einschränkung: nur indikative TCO; kein Zoll, keine FCAS-Erlöse, kein Gutschrift für Investitionskosten einer Broadcast-USV enthalten. Begrenzte Annahmen sind mit [Annahme] gekennzeichnet. Das geprüfte Modell hat alle unten aufgeführten Werte festgelegt; bitte nicht neu berechnen.
| Entscheidungspunkt | Wert |
|---|---|
| Ausrüstung / Umfang | 3,000 kWh LFP-BESS + 1,500 kW PCS, containerisiert, gekoppelt mit 4–6 MWp Stadion-Dach-PV |
| Standort | Indien |
| Horizont | 15 Jahre |
| Diskontsatz | 11,00 % |
| NPV | −119,195,413 INR (−₹11,92 Cr) |
| IRR | −0,2277 |
| Einfache Amortisation | Keine innerhalb des Horizonts |
| Diskontierte Amortisation | Keine innerhalb des Horizonts |
| LCOS | 25,6213 INR/kWh (Modellausgabe, Nennerbasis nicht offengelegt) |
| Total undiscounted cost | 166,790,125 INR |
| Total undiscounted benefit | 49,840,096 INR |
| PV der Kosten | 143,997,714 INR |
| PV der Nutzen | 24,802,301 INR |
| Empfehlung | CAPEX nicht allein auf Basis von Arbitrage + Leistungspreis-Management freigeben; Beschaffung auf ein Zeitfenster mit gestapelten Erlösen (CERC Ancillary, staatliches Demand Response, USV-CAPEX-Verdrängung) oder auf einen niedrigeren BESS-₹/kWh verschieben. |
RFQ für ein 3 MWh Stadion-ESS anfragen
| Parameter | Wert | Anmerkungen |
|---|---|---|
| Standortprofil | Mehrzweckstadion, 50,000–80,000 Sitzplätze | Cricket- / Fußballspieltage + Konzerte |
| Kritische Teilsysteme | Broadcast-Last, Flutlicht, HLK-Kühler, EV-Ladegeräte, USV, Anzeigetafeln | Abendveranstaltungen treiben die Abendlast |
| Lastverlauf | Abendspitze, ca. 1,2–1,6 MW anhaltend über 4–6 h | Tagsüber Schwachlast an spielfreien Tagen |
| Angegebene Batteriegröße | 3,000 kWh / 1,500 kW (C/2) | Entspricht dem 2-h-Utility-ToU-Spitzenfenster |
| Primäre Werttreiber | ToU-Arbitrage, Peak Shaving, Steigerung des PV-Eigenverbrauchs, Dieselvermeidung, Broadcast-qualitative Ride-Through | Gestapelte Erlöse werden nur qualitativ berücksichtigt |
| Standortbedingungen | Städtische Fläche, Brandschutz-Abstandsflächen, Geräuschgrenzen bei Abendveranstaltungen | Containerisiertes LFP bevorzugt |
| Funktion | Benanntes öffentliches Modell (real, öffentliches Datenblatt) | Herstellernachweis |
|---|---|---|
| Utility-/containerisiertes LFP-BESS, flüssigkeitsgekühlt (ESS-Kern) | Sungrow PowerTitan2.0 — 2,500 kW / 5,015 kWh pro 20-ft-Container; max. AC-Leistung 2,520 kW; DC 1500 V; Betrieb −30 °C bis 50 °C; 15 cm Geräteabstand; ≥100 MWh Stationsfläche ca. 1,200 m² | Sungrow PowerTitan2.0 Produktseite (dimensioniert auf 3 MWh / 1,5 MW Envelope; Datenblatt-Rev. zur RFQ bestätigt) |
| Utility-/containerisiertes LFP-BESS, Einzelgeräte-Datenblattreferenz | Sungrow ST2752UX — 2,752 kWh flüssigkeitsgekühlter Container, 1500 V DC, Betrieb −30 °C bis 50 °C; kombinierbar mit SG3150/4400UD-MV MV-Skid | Sungrow ST2752UX Produktseite (Datenblatt-Rev. zur RFQ bestätigt) |
| PV-Module (Stadion-Dach 4–6 MWp) | LONGi Hi-MO 9 — bis zu 670 W, bis zu 24,8 % Wirkungsgrad (HPBC 2.0 Back-Contact); 12 Jahre Produktgarantie, 30 Jahre Leistungsgarantie; Bifazialität bis zu 80 % | LONGi Hi-MO 9 Produktseite (Modul-SKU zur RFQ bestätigt) |
| PV-Module — alternative Datenblattreferenz | Jinko Solar Tiger Neo 3.0 — 670 W Leistung bei 24,8 % Modulwirkungsgrad, TOPCon-Zellen | JinkoSolar Tiger Neo 3.0 Produktseite (Modul-SKU zur RFQ bestätigt) |
| Residential / C&I String-Wechselrichter Referenz (C&I-Hybrid; Größenfamilie) | Sungrow SH5/6/8/10/12T 3-phasig-Hybrid — 5–12 kW, 400 V, 1000 V PV max, 98 % max. Wirkungsgrad, 200 % DC/AC-Überdimensionierung, 2 MPPT, 0 ms Umschaltung, IP65/C5, AFCI 2.0; kombinierbar mit SBH100-400 / SBR064-256 Batterien | Sungrow SH5/6/8/10/12T Produktseite (Datenblatt-Rev. der Hybrid-Wechselrichterfamilie zur RFQ bestätigt; Datenblatt des C&I 1500 V String-Wechselrichters zur RFQ anzufordern) |
| PV-seitiger kommerzieller String-Wechselrichter (Referenz) | Fronius Verto 25.0 — 3-phasig, Multi-MPPT (Verto-Familie 15–33,3) | Fronius Verto 25.0 Datenblattseite (Handbuch-Rev. zur RFQ bestätigt) |
| PV-seitiger kommerzieller String-Wechselrichter (alternative) | SMA Sunny Tripower CORE1 — 33-US / 50-US / 62-US; 6 unabhängige MPP-Tracker; 12 direkte String-Eingänge; 150–1000 V | SMA Sunny Tripower CORE1 Produktseite (Handbuch-Rev. zur RFQ bestätigt) |
| EV-Ladegeräte (Standort-Ausstattung) | Schneider Electric EVlink Pro DC 120 kW — EVD1S120TBB (CCS2 + CCS2, 3,6 m Kabel mit CMS; Bereich 120–180 kW) | Schneider EVlink Pro DC 120 kW Produktseite (Datenblatt-Rev. zur RFQ bestätigt) |
| PV-Montage (Dach) | K2 Systems Schienen-/Klemm-Kit — nur Familie | K2 Systems (Handbuch-Revision zur RFQ bestätigt) |
Die Werte von 6,000 Zyklen bis 80 % Kapazitätserhalt und 92 % AC-AC Round-Trip-Wirkungsgrad, die im Modell verwendet werden, sind typische OEM-Datenblattwerte für prismatische LFP-Zellen im Utility-Maßstab bei 25 °C, 1C/1C, 90 % DoD. Sie werden hier nicht neu abgeleitet; das Modell verwendet sie als feste Eingaben. Eine konkrete CATL / EVE / Sungrow-Datenblatt-Revision muss über das RFQ-Formular für jeden bankfähigen Lauf angefordert werden.
| Eingabe | Einheit | Wert | Grundlage |
|---|---|---|---|
| Turnkey LFP-BESS-Kosten (Utility-Maßstab, ≥2 h) | ₹/kWh | 26,000 | [Annahme] — begrenzte Entwicklerannahme |
| PCS + MV-Transformator-Skid | ₹/kW | 7,500 | [Annahme] — begrenzte Entwicklerannahme |
| EPC, BoS, EMS, SCADA (% der Batterie) | ₹/kWh | 9,000 | [Annahme] |
| Grundstück & Netzanschluss | ₹/kWh | 3,000 | [Annahme] |
| Fixe O&M | ₹/kWh/Jahr | 500 | [Annahme] |
| Augmentation (Kalenderjahr 8, 20 % Kapazität) | ₹ | innerhalb der Tabelle berechnet | [Annahme] zu Tranchengröße und Zeitpunkt |
| Zyklenfestigkeit bis 80 % (Modelleingabe) | Zyklen | 6,000 | Typischer OEM-Datenblattwert; Produktdatasheet zur RFQ |
| Round-Trip-Wirkungsgrad (Modelleingabe) | % | 92 % (AC-AC) | Typischer OEM-Datenblattwert; Produktdatasheet zur RFQ |
| ToU-Arbitrage-Spread (Winter gewichtet) | ₹/kWh | 4,50 | [Annahme] — begrenzte Entwicklerannahme; standortspezifische DISCOM-Tarifverordnung maßgeblich |
| Einsparungen Leistungspreis / Spitzenlastreduktion | ₹/kW/Jahr | 2,800 | [Annahme] — begrenzte Entwicklerannahme |
| Jährliche Zyklen | Zyklen/Jahr | 320 | [Annahme] |
| WACC (nach Steuern, Projektfinanzierung) | % | 11,00 % | [Annahme] |
| Projektlaufzeit | Jahre | 15 | Einschließlich Augmentation in Jahr 8 |
| Degradation — nutzbarer % des Nennwerts (asset.ess.usable_pct) | % | begrenzter Standard je Modell | [Annahme] — begrenzt; LCOS-Nennerbasis nicht separat offengelegt |
| Anlagen-Degradation — kWh-Nennwert (%/Jahr intern im Modell) | %/Jahr | 2,0 | [Annahme] — begrenzt; in der Cashflow-Tabelle als jährlich sinkende kWh-Spalte sichtbar |
| Ladeenergiekosten (asset.ess.charge_cost_per_kwh; ZERO-AS-MISSING) | ₹/kWh | 0,00 | [Annahme] — begrenzt; ZERO-AS-MISSING (d. h. Spread-Wert ist bereits netto Ladetarif); jeder Wert > 0 würde den Nutzen verringern |
| Restwert (Endjahr 15) | ₹ | 0 | [Annahme] — begrenzt; Restwert = 0 |
| LCOS-Nennerbasis | — | Modellausgabe, Basis nicht offengelegt | [Annahme] — begrenzt; LCOS wird mit 25,6213 INR/kWh ausgewiesen, Nennerbasis (gelieferte kWh vs. entladene kWh vs. Nenn-kWh) im geprüften Modell nicht separat abgestimmt |
| Undiscounted cost reconciliation (166,790,125 INR) | ₹ | Summe = CAPEX (125,250,000) + Summe der jährlichen OPEX-Zeilen + Augmentation-Tranche in Jahr 8 (15,600,000 nominal eingebettet in den Jahreskosten 8 von 17,323,028.50) | [Annahme] — begrenzt; Abstimmung gegen CAPEX + OPEX + Augmentation-Summe in der geprüften Tabelle nicht separat ausgewiesen |
asset.ess.usable_pct ist ein begrenzter Modellstandard; LCOS wird mit 25,6213 INR/kWh ausgewiesen, ohne die vom geprüften Modell verwendete Nennerbasis offenzulegen. Die total undiscounted cost von 166,790,125.37 INR ist die Modellausgabe; die Summe aus CAPEX + OPEX + Augmentation ist in der geprüften Tabelle nicht separat ausgewiesen. Diese Eingaben sind Modellstandards, keine Quellenfakten; sie sind die Stellhebel, die den endgültigen NPV innerhalb des Modell-Envelopes bestimmen.
| Kennzahl | Wert |
|---|---|
| Währung | INR |
| Horizont (Jahre) | 15 |
| Diskontsatz | 11,00 % |
| Total undiscounted cost (INR) | 166,790,125.37 |
| Total discounted cost / PV of costs (INR) | 143,997,714.46 |
| Total undiscounted benefit (INR) | 49,840,095.60 |
| Total discounted benefit (INR) | 24,802,301.42 |
| NPV (INR) | -119,195,413.04 |
| IRR | -0,2277 |
| Einfache Amortisation (Jahr) | — |
| Diskontierte Amortisation (Jahr) | — |
| LCOS (INR/kWh) | 25,62 |
| Jahr | Kosten (INR) | Nutzen (INR) | Netto (INR) | Diskontfaktor | Diskontiertes Netto (INR) | Energie (kWh) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | 125,250,000.00 | 0.0000 | -125,250,000.00 | 1.00 | -125,250,000.00 | 0.0000 |
| 1 | 1,500,000.00 | 3,812,869.57 | 2,312,869.57 | 0.9009 | 2,083,666.27 | 864,000.00 |
| 2 | 1,530,000.00 | 3,736,612.17 | 2,206,612.17 | 0.8116 | 1,790,935.94 | 846,720.00 |
| 3 | 1,560,600.00 | 3,661,879.93 | 2,101,279.93 | 0.7312 | 1,536,437.77 | 829,785.60 |
| 4 | 1,591,812.00 | 3,588,642.33 | 1,996,830.33 | 0.6587 | 1,315,373.99 | 813,189.89 |
| 5 | 1,623,648.24 | 3,516,869.49 | 1,893,221.25 | 0.5935 | 1,123,534.66 | 796,926.09 |
| 6 | 1,656,121.20 | 3,446,532.10 | 1,790,410.89 | 0.5346 | 957,226.78 | 780,987.57 |
| 7 | 1,689,243.63 | 3,377,601.45 | 1,688,357.82 | 0.4817 | 813,211.75 | 765,367.82 |
| 8 | 17,323,028.50 | 3,310,049.42 | -14,012,979.08 | 0.4339 | -6,080,602.91 | 750,060.46 |
| 9 | 1,757,489.07 | 3,243,848.44 | 1,486,359.36 | 0.3909 | 581,054.69 | 735,059.25 |
| 10 | 1,792,638.85 | 3,178,971.47 | 1,386,332.61 | 0.3522 | 488,244.83 | 720,358.07 |
| 11 | 1,828,491.63 | 3,115,392.04 | 1,286,900.41 | 0.3173 | 408,312.03 | 705,950.91 |
| 12 | 1,865,061.46 | 3,053,084.20 | 1,188,022.73 | 0.2858 | 339,585.40 | 691,831.89 |
| 13 | 1,902,362.69 | 2,992,022.51 | 1,089,659.82 | 0.2575 | 280,602.94 | 677,995.25 |
| 14 | 1,940,409.95 | 2,932,182.06 | 991,772.12 | 0.2320 | 230,086.00 | 664,435.34 |
| 15 | 1,979,218.14 | 2,873,538.42 | 894,320.28 | 0.2090 | 186,916.83 | 651,146.64 |
CAPEX in Jahr 0 = 125,250,000 INR (konsistent mit Cashflow-Zeile 0). Die Jahreskosten 8 in Höhe von 17,323,028.50 INR sind die Augmentation-Tranche zuzüglich der laufenden OPEX dieses Jahres, wie im geprüften Modell hinterlegt. Diskontfaktoren sind 1/(1,11)t.
Die Augmentation in Jahr 8 ist das größte negative Cashflow-Ereignis in der Tabelle (−₹1,40 Cr nominal, −₹60,8 L diskontiert); es ist zugleich das Jahr, in dem ein aufgeschobenes CAPEX-Szenario den Nutzen über eine zusätzliche Periode compoundiert hätte. Das Ersetzen der Augmentation-Tranche durch eine Strategie mit aufgeschobenem neuen Stack (d. h. Akzeptanz einer höheren Zyklen-Degradation nach Jahr 8 im Gegenzug für das Überspringen der Tranche) ist der wichtigste kostenseitige Hebel innerhalb desselben Modell-Envelopes.
| Norm / Instrument | Aussteller | Kennung / Pfad | Status in diesem Szenario |
|---|---|---|---|
| IEC 62619:2022 ed2 — Safety requirements for secondary lithium cells and batteries for use in industrial applications incl. stationary/ESS (TC 21/SC 21A) | IEC | IEC 62619:2022 ed2 Veröffentlichungsseite (IEC Webstore) | Zell-Level-Konformität — auf Datenblatt-Revision zur RFQ bestätigen |
| IEC 63056:2020 — Safety requirements for secondary lithium cells and batteries for use in electrical energy storage systems (up to 1500 V DC) | IEC | IEC 63056:2020 Veröffentlichungsseite (IEC Webstore) | Stationäre ESS-Konformität — auf Datenblatt-Revision zur RFQ bestätigen |
| IEC 62109-1:2010 — Safety of power converters for use in PV power systems, Part 1: General requirements (TC 82) | IEC | IEC 62109-1:2010 Veröffentlichungsseite (IEC Webstore) | PV-PCS-Sicherheit — auf Datenblatt-Revision zur RFQ bestätigen |
| IEC 62109-2:2011 — Safety of power converters for use in PV power systems, Part 2: Particular requirements for inverters (TC 82) | IEC | IEC 62109-2:2011 Veröffentlichungsseite (IEC Webstore) | Verwendet gemeinsam mit IEC 62109-1 — auf Datenblatt-Revision zur RFQ bestätigen |
| IEC 62485-5:2020 — Safety requirements for secondary batteries and battery installations, Part 5: Safe operation of stationary lithium-ion batteries (TC 21, 76 pp) | IEC | IEC 62485-5:2020 Veröffentlichungsseite (IEC Webstore) | Anlagen-Level-Konformität stationäre Li-Ion — auf Datenblatt-Revision zur RFQ bestätigen |
| UL 1973 — Batteries for Use in Stationary and Motive Auxiliary Power Applications | UL | UL 1973 Produktseite (UL Shop) | Modul-Level-Konformität — zur RFQ bestätigen |
| UL 9540A — Standard for Test Method for Evaluating Thermal Runaway Fire Propagation in BESS | UL | UL 9540A Serviceseite (UL) | Erforderlich für dicht bebaute urbane Standorte in Indien; konkrete Zertifikats-ID steht aus — ohne Inhaber-ID keine pauschale Aussage „verpflichtend für urbane Stadion-Standorte" treffen |
| NFPA 855 — Standard for the Installation of Stationary Energy Storage Systems | NFPA | NFPA 855 Normungsentwicklungsseite | Referenznorm für Standortauswahl — Anwendbarkeit der aktuellen Ausgabe zur RFQ bestätigen |
| UL 61730-1 — PV Module Safety Qualification, Part 1 | UL | UL 61730-1 Produktseite (UL Shop) | PV-Modulsicherheit — auf Datenblatt-Revision zur RFQ bestätigen |
| IEEE 1547-2018 — Standard for Interconnection and Interoperability of DER with Associated Electric Power Systems Interfaces | IEEE | IEEE 1547-2018 Normenseite | DER-Anschluss-Konformität — auf Datenblatt-Revision zur RFQ bestätigen |
| IEC 61851-1:2017 — Electric vehicle conductive charging system, Part 1 (TC 69) | IEC | IEC 61851-1:2017 Dokumentenseite (IEC Webstore) | Nur EV-Ladegerät-Teilsystem |
| UN 38.3 — Lithium battery transport tests | UNECE | UN Manual of Tests and Criteria (ST/SG/AC.10/11/Rev.7 und Änderungen) | Erforderlich für jeden See- / Lufttransport von Zellen — Reederei- / IATA-DGR-Konformität unter IATA-DGR-Programm |
| India BESS grid code (connectivity + safety) | Central Electricity Authority (CEA), MNRE | CBIC-Startseite und ICEGATE für Zollreferenzen; CEA „Guidelines on BESS Connectivity" als maßgebliches indisches netzseitiges Dokument zitiert (aktuelle Revision zur RFQ zu verifizieren) | Referenzdokument für Netzanschluss-Design — aktuelle Revision zur RFQ verifizieren |
| ISPM 15 — Wood packaging compliance for imports | IPPC | IPPC-ISPM-Normenliste | Erforderlich für alle Holzpaletten / Verschläge in der Importsendung |
| Clean Energy Council approved-battery list (Australia reference; SRES / network connection) | Clean Energy Council (Australien) | CEC Approved-Batteries-Liste | Referenzliste für äquivalente AU- / Indien-Modulklasse — Äquivalenz zur RFQ bestätigen |
Indien klassifiziert Lithium-Ionen-BESS-Komponenten in Kapitel 85 (Abschnitt XVI). Indikative Positionen (keine Zollfestlegung):
Die Zollbehandlung in Indien hängt ab von (a) ob die Zellen separat oder als Teil eines integrierten Racks importiert werden, (b) Ursprungsland (Korea / China / indisch-inländisch führen zu unterschiedlichen BCD-Ergebnissen, mit möglichen FTA- / EHTP- / SION-Wechselwirkungen) und (c) der anwendbaren Zollmitteilung unter CBIC. Die Zahlen auf dieser Seite enthalten keinen Zoll als Kostenposition. Für einen bankfähigen Lauf Klassifizierung und Zoll gegen den aktuellen CBIC-Zolltarif (Kapitel 85) und alle anwendbaren Mitteilungen vor Einreichung der Einfuhranmeldung bestätigen. Referenzpunkte:
Tradvolt gibt keinen Zollsatz als Tatsache an. Die oben aufgeführten HS-Codes sind illustrative Platzhalter; der endgültige Zoll ist vor Einreichung mit einem zugelassenen Zollbroker oder dem CHA des Käufers zu bestätigen.
RFQ für ein 3 MWh Stadion-ESS anfragen
Die Zahlen in diesem Dokument sind die geprüften Outputs des TCO-Modells für die Eingaben in Abschnitt 3. Sie stellen weder ein Angebot, eine Finanzberatung noch eine Zollentscheidung dar. Als [Annahme] gekennzeichnete Eingaben sind begrenzte Entwicklerannahmen, keine Quellenfakten. Die in Abschnitt 2 genannten Ausrüstungsnamen sind reale, öffentlich vermarktete Produkte mit den zitierten Datenblatt- oder Produktseiten; die maßgebliche Datenblatt-Revision für den bankfähigen Lauf muss über RFQ bestätigt werden. Alle Kosten-, Erlös- und Zertifizierungsangaben sollten vor jeder kommerziellen Verpflichtung gegen aktuelle Hersteller-Datenblätter, die anwendbare DISCOM-Tarifverordnung des Staates und aktuelle CBIC-Mitteilungen erneut geprüft werden. Tradvolt übernimmt keine Haftung für Entscheidungen, die auf Grundlage dieses Modells getroffen werden.
Evidenzpaket verifiziert am 2026-09-22. Autoritative berechnete Kennzahlen gemäß geprüftem Modell: NPV −119,195,413.04 INR; IRR −0,2277; LCOS 25,6213 INR/kWh (Modellausgabe, Nennerbasis nicht offengelegt).