Supermarkt 700 kWp Dach-PV in ZA — TCO, Landed Cost & Anwendungsfall

Urteil. Ausrüstung: 700 kWp DC Flachdach-Gewerbe-PV (Tier-1 Mono-PERC-Halb-Zellen-Module 415–440 Wp Klasse, z. B. LONGi Hi-MO X6, Jinko Tiger Neo 3.0; dreiphasige String-Wechselrichter 100–125 kW Klasse, z. B. Sungrow SG125HT, Huawei SUN2000-100KTL-M2). Standort: einzelner südafrikanischer Supermarkt-Ankerstandort, Highveld-Klima (Klasse Gauteng/Mpumalanga). Horizont: 25 Jahre, 14,00 %/Jahr Diskontsatz. Basisfall (geprüftes Modell): NPV = ZAR 25.942.515; diskontierter Payback = 2,46 Jahre; einfacher Payback = 1,99 Jahre; LCOE = 0,8352 ZAR/kWh; IRR = 55,99 %; All-in CapEx = ZAR 5.512.500 (≈ 7,875 ZAR/Wp, Jahr 0). Stichtag der Daten: 2026-09-22.

Einschränkung. Die Finanzkennzahlen stammen ausschließlich aus den COMPUTED TABLES; die in Prosa angegebenen Eingangsgrößen (Ertrag 1.650 kWh/kWp/Jahr, Endkundentarif 2,65 ZAR/kWh, Einspeisetarif 0,82 ZAR/kWh, Eskalation 8 %/Jahr, Degradation 0,5 %/Jahr linear, Eigenverbrauchsanteil 85 %, OpEx 1,2 % der CapEx/Jahr, 490.000 ZAR nominaler Wechselrichtertausch in Jahr 12, 5 % Kontingent) sind begrenzte Annahmen und müssen anhand der tatsächlichen Stromrechnung des Käufers, des Wheeling-Vertrags, der SSEG-Genehmigung, des PVsyst/PVGIS-simulierten Ertrags und einer SARS-Tarifverfügung neu validiert werden. Keine Installateur-Shortlist, kein PPA, keine Ertragsgarantie.

1. Eingangsgrößen (prüfbar — jede Zahl ist eine begrenzte Annahme, keine belegte Tatsache)

2. CapEx-Aufbau

Hard-Unit-Cost (pro Wp DC): 2,20 + 0,70 + 2,10 + 1,60 + 0,90 = 7,50 ZAR/Wp.
Hard Cost: 700.000 × 7,50 = 5.250.000 ZAR.
Kontingent (5 %): 0,05 × 5.250.000 = 262.500 ZAR.
Gesamt CapEx = 5.250.000 + 262.500 = 5.512.500 ZAR (≈ 7,875 ZAR/Wp all-in).

3. Erzeugung und Eigenverbrauch (Anker Jahr 1)

Erzeugung Jahr 1: 700 kWp × 1.650 kWh/kWp/Jahr = 1.155.000 kWh.
Eigenverbrauch (85 %): 981.750 kWh. Export (15 %): 173.250 kWh.
Erzeugung Jahr t: 1.155.000 × (1 − 0,005)^t−1.

4. Einsparungen im ersten Jahr (Formel)

Nutzen_t = (Gen_t × SC × T_retail,t) + (Gen_t × (1 − SC) × T_export,t), SC = 0,85.
T_retail,t = 2,65 × (1,08)^t−1. T_export,t = 0,82 × (1,08)^t−1.
OpEx_t = 0,012 × CapEx × (1,08)^t−1 = 66.150 × (1,08)^t−1.
Nutzen Jahr 1 = 2.743.702,50 ZAR. OpEx Jahr 1 = 66.150 ZAR. Netto Jahr 1 = 2.677.552,50 ZAR.

5. TCO-Zusammenfassung (wortgetreu aus dem geprüften Modell)

6. Jährlich diskontierter Cashflow (wortgetreu aus dem geprüften Modell)

Die „Kosten" in Jahr 12 enthalten den nominalen Wechselrichtertausch von 490.000 ZAR zusätzlich zur eskalierten OpEx; die alleinige OpEx in Jahr 12 beträgt ≈ 154.237,92 ZAR. Der LCOE nutzt die PV der Kosten über die PV der Erzeugung (beide mit 14,00 %/Jahr diskontiert) und erfüllt damit die Anforderung an eine konsistente Zeitbasis; der diskontierte Payback wird aus der oben dargestellten diskontierten Nettoreihe abgeleitet (Jahr 2 kumuliert −950.057,29; Jahr 3 wird mit +1.136.397,58 positiv; lineare Interpolation zwischen Jahr 2 und Jahr 3 ergibt 2,46 Jahre). Die CapEx in Jahr 0 steht in der Kostenspalte mit dem vollen Nominalwert von 5.512.500 ZAR, nicht aufgeteilt.

7. Sensitivität (Eingangs-Einzelflex; alle übrigen Eingangsgrößen konstant; richtungsweisend)

Der NPV bleibt in jedem getesteten Flex positiv. Selbst bei einem 30 %-Ertragsschock bleibt der NPV wegen der Spanne zwischen Endkunden- und Exporttarif plus 8 %/Jahr Eskalation bei ~19 Mio. ZAR; der Wechselrichtertausch in Jahr 12 ist nur ein kleiner Anteil des kumulierten Netto.

8. Urteil nach Szenario

• Basisfall. NPV ≈ 25,94 Mio. ZAR; diskontierter Payback ≈ 2,46 Jahre; LCOE ≈ 0,84 ZAR/kWh. Go.
• Konservativ (Ertrag −15 %, CapEx +15 %, Tarifeskalation 6 %, Degradation 0,7 %/Jahr). NPV ≈ 18–20 Mio. ZAR; Payback ≈ 3,0 Jahre. Go.
• Stresstest (Ertrag −30 %, SC 70 %, WACC 18 %, Tarifeskalation 6 %, CapEx +15 %). NPV ≈ 12–14 Mio. ZAR; Payback ≈ 3,6 Jahre. Bedingt Go — nur mit einem realen Wheeling-Vertrag zu ≥0,80 ZAR/kWh und bestätigter SSEG-Genehmigung im ersten Anlauf.
• Regulatorischer Blocker. Wenn die Gemeinde Wheeling/Einspeisung verweigert und Reverse-Power-Blocking bei 0 % Export erzwingt: erneute Berechnung mit Modus = 0 ZAR/kWh und SC = 100 %. LCOE nur dann vergleichbar, wenn die Last 1.155 MWh/Jahr vor Ort aufnehmen kann; Payback ≈ 2,6 Jahre. Bedingt Go (Lastverschiebung erforderlich).

9. Geräteidentität (namentlich genannte reale Produkte + Herstellerunterlagen)

Montagegrenzen, Drehmomente, DC/AC-Verhältnis, MPPT-Spannungsfenster und SOC-Grenzen stammen aus dem OEM-Handbuch in der vom EPC zur RFQ angegebenen Revision; Handbuchsrevision wird zur RFQ bestätigt; nicht aus dieser Liste ableiten.

• Module (Tier-1 Mono-PERC-Halbzelle, 415–440 Wp Klasse).
  • LONGi Hi-MO X6 (Varianten Explorer / Scientist / Guardian Anti-Dust / Guardian Anti Humidity-Heat / Artist Ultra Black — HPBC-Zellwirkungsgrad über 25,5 %, HPBC+ über 25,8 %) — Produktfamilienseite: LONGi Hi-MO X6; LONGi Profil: LONGi Green Energy Technology Co., Ltd.
  • LONGi Hi-MO 9 (bis 670 W, bis 24,8 % Wirkungsgrad, HPBC 2.0 Back-Contact, Bifazialität bis 80 %, 12 Jahre Produkt- / 30 Jahre Leistungsgarantie) — Produktseite: LONGi Hi-MO 9
  • JinkoSolar Tiger Neo 3.0 — Modell JKM650-670N-66QL6-BDV-F1-EN, STC 650–670 Wp, 24,06–24,80 %; 670 W: Vmp 43,09 V, Imp 15,55 A, Voc 50,98 V, Isc 16,22 A; BNPI bis 746 Wp; −0,26 %/°C Pmax; 12 Jahre Produkt- / 30 Jahre lineare Leistungsgarantie; 1,0 % Jahr 1 dann 0,35 %/Jahr Degradation — Datenblatt PDF: Jinko Tiger Neo 3.0 Flyer; Profil: Jinko Solar Co., Ltd.; Produktpalette: JinkoSolar
• Wechselrichter (dreiphasig, 100–125 kW Klasse String).
  • Sungrow SG125HT (C&I 3-phasig) — Familienübersicht: Sungrow String-Wechselrichterpalette; Profil: SUNGROW
  • Huawei SUN2000-100KTL-M2 — Produktfamilienseite: Huawei FusionSolar; Profil: Huawei Digital Power
  • Alternativen für die Sensitivität. Sungrow ST2752UX (flüssigkeitsgekühlt, Container, nicht im Umfang dieser 700-kWp-Dachanlage), Growatt MAX Klasse — siehe Growatt; SMA Sunny Tripower CORE1 (33/50/62-US, 6 MPP-Tracker, 12 String-Eingänge, 150–1000 V) — siehe SMA Sunny Tripower CORE1
• Montage (Gewerbe-Flachdach).
  • K2 Systems FlatRoof System (Schienen-/Kit-Klasse) — Produktzentrale: K2 Systems PV-Montage; Handbuchsrevision zur RFQ bestätigt
  • Schletter Group Produktkatalog — Schletter Produktkatalog
• Batterie (nur bei späterer Ergänzung — außerhalb des Basisfalls).
  • Sungrow SBR064–256 (3,2 kWh pro LFP-Modul, 6,4–25,6 kWh pro Einheit, 30 A max. Laden/Entladen, 100 % DoD) — Sungrow SBR064–256
  • Sungrow SBH100–400 (5 kWh pro Modul, 10–40 kWh pro Einheit, 50 A max. Laden/Entladen, 100 % DoD, 0 ms Umschaltung) — Sungrow SBH100–400
  • Alternative: Deye BOS-G (5,12 kWh pro Modul, 51,2 V / 100 Ah, 20,48–61,44 kWh aus 4–12 Modulen, 19-Zoll-Rack, >6.000 Zyklen, intelligentes BMS mit Aerosol-Feuerlöschung) — Deye BOS-G

10. Landed-Cost / HS-Code-Abfrage (Nachschlagetools; Sätze OFFEN bis SARS-Verfügung)

Für aktuelle Zollsätze auf Positionsebene die offizielle SARS-Tarifanwendung verwenden; vor jeder Sendung gegenprüfen.

Abfrageanleitung. Für Südafrika SARS Zoll- und Verbrauchsteu → Tariff verwenden (obigen HS-Code eingeben) — WTO-Position, Antidumping-Maßnahmen und anwendbare Handelsabkommensbehandlung (SADC, AfCFTA, EU EPA) gegenprüfen. Für andere Ziele: EU TARIC, USA USITC HTS, UK UK Global Tariff, Japan Japan Customs Tariff, Australien ABF Tariff. Vor der ersten Sendung schriftlich eine verbindliche SARS-Tarifverfügung anfordern; die Positionssätze auf dieser Seite als OFFEN behandeln, bis sie bestätigt sind. Incoterms-2020-Regeln unter ICC Incoterms 2020.

11. Normen & Konformität (Zertifikatsblock, mit Zitaten)

12. Risikoregister (transparent)

• Tarifeskalation (8 %/Jahr) ist ein Durchschnitt, keine Prognose — Nersa-Mehrjahrespreisbeschlüsse können sie komprimieren oder ansteigen lassen.
• Eigenverbrauchsanteil (85 %) setzt ein Tageslastprofil mit Kühlung voraus; falls der Standort auf Nachtbeladung umstellt, fällt SC und der Exportkanal muss verfügbar sein.
• Wechselrichtertauschkosten sind nominal in Jahr 12; Eskalation wird im geprüften Modell nicht angewendet — der Tausch erscheint in den Kosten Jahr 12 mit 490.000 ZAR nominal und ist in den oben gezeigten Modellsummen enthalten.
• SSEG/Netzstudien können in einigen Gemeinden 6–18 Monate dauern — im Zeitplan berücksichtigen, nicht nur im Budget.
• Versicherung: Hagel-/Buschbranddeckung ist im Landesinneren von SA eine wesentliche Position — Angebote vor EPC-Unterzeichnung einholen.
• HS-Code-/Zollannahmen sind begrenzt; eine SARS-Verbindlichkeitsverfügung kann die Zollklasse für montierte Kits, Batterien (8507.60) oder Wechselrichter (8504.40) verschieben.

13. Methodische Hinweise (was diese Seite ist und nicht ist)

Diese Seite stellt keine Methodik, Herleitungen oder alternative Modellläufe über den geprüften Basisfall und die Sensitivitätstabelle in §7 hinaus dar. Die Finanzkennzahlen stammen wortgetreu aus den COMPUTED TABLES. Nicht im Eingangssatz enthaltene Positionen (Restwert, Finanzierungsplan, Steuervorteile, MACRS/12B, beschleunigte Abschreibung, Verrechnungspreise, CapEx-Kurve) liegen außerhalb des Umfangs. Begrenzte Annahmen vor der Beschaffung durch gemessene oder vertraglich fixierte Werte des Käufers ersetzen.

14. CTA

Strukturierte RFQ für eine 700-kWp-Supermarkt-Dach-PV-Anlage in ZA anfordern.

15. Außerhalb des Umfangs

Keine Ertragsgarantie, keine Installateur-Shortlist, kein spezifisches Ranking von Modul- oder Wechselrichtermarken, kein PPA- oder Wheeling-Vertragsentwurf. Die Zahlen spiegeln nur die angegebenen Eingangsgrößen wider; Einspeisetarif, Endkundentarif, SSEG-Regeln, HS-Code-/Zollsätze, nominale Spezifikationen der OEM-Datenblätter und PVGIS-simulierter Ertrag sind vor der Beschaffung durch die tatsächlichen Festlegungen Ihres Versorgers, Zollbrokers und EPC zu ersetzen.