Transparenz
Rechenmodell
Jede Zahl auf dieser Seite lässt sich nachvollziehen. Hier steht, wie sie zustande kommt.
1. Standort und Einstrahlung
Ihre Postleitzahl wird über die ersten beiden Ziffern auf eine von 95 Einstrahlungsregionen abgebildet. Jede Region trägt die langjährige Jahressumme der Globalstrahlung auf die Horizontale in kWh/m²·a sowie eine repräsentative geografische Breite.
Die Bandbreite in Deutschland reicht von rund 980 kWh/m²·a im Nordwesten bis etwa 1.200 kWh/m²·a im Alpenvorland. Diese 25 Prozent Unterschied gehen direkt in den Ertrag ein.
2. Solargeometrie
Für jeden Monat wird ein repräsentativer Tag gewählt und stündlich durchgerechnet. Aus Deklination, geografischer Breite und Stundenwinkel folgen Zenitwinkel und Einfallswinkel auf die geneigte Modulebene.
Der Tagesverlauf der klaren Atmosphäre dient nur als Form. Die absolute Höhe stammt aus der gemessenen Monatssumme, sodass das Jahresergebnis mit den Messdaten übereinstimmt.
3. Trennung in Direkt- und Diffusstrahlung
Aus dem Verhältnis der gemessenen Globalstrahlung zur extraterrestrischen Strahlung ergibt sich der Klarheitsindex. Über die Erbs-Korrelation folgt daraus der Diffusanteil — in Deutschland etwa 55 Prozent im Jahresmittel und über 85 Prozent im Dezember.
Diese Trennung ist entscheidend: Direktstrahlung profitiert stark von der richtigen Ausrichtung, Diffusstrahlung kaum. Ohne sie werden Nordausrichtungen systematisch zu schlecht und Südausrichtungen zu gut gerechnet.
4. Transposition auf die Modulebene
Beide Komponenten werden mit dem anisotropen Himmelsmodell nach Hay und Davies auf die geneigte Ebene übertragen. Es behandelt den zirkumsolaren Anteil der Diffusstrahlung wie Direktstrahlung und bildet damit den Ertragsgewinn geneigter Flächen realistischer ab als ein rein isotropes Modell.
Bodenreflexion wird mit einem Albedo von 0,2 berücksichtigt — relevant vor allem bei senkrechter Montage am Balkongeländer.
5. Verluste
- Zelltemperatur nach dem NOCT-Modell, Temperaturkoeffizient −0,36 %/K, mit monatlichen Mitteltemperaturen.
- Verschmutzung, Mismatch, Reflexion und Leitungsverluste als getrennte Faktoren je nach Anlagentyp.
- Wechselrichter-Wirkungsgrad und, bei Steckersolargeräten, die Abregelung an der Ausgangsleistungsgrenze — stündlich, nicht pauschal.
- Verschattung in vier Stufen von 0 bis 35 Prozent Jahresverlust.
6. Lastprofil und Eigenverbrauch
Ihr Jahresverbrauch wird über ein Stundenprofil verteilt, das vom Standardlastprofil H0 abgeleitet und in drei Belegungsmuster aufgefächert ist. Wärmepumpe und Elektroauto werden als separate Profile addiert.
Der Eigenverbrauch ist die stündliche Schnittmenge aus Erzeugung und Last. Weil typisierte Tagesgänge glatter sind als die Wirklichkeit, wird das Ergebnis mit einem Volatilitätsfaktor von 0,93 korrigiert; die Energiebilanz bleibt dabei geschlossen.
7. Speichersimulation
Ist ein Speicher vorhanden, wird der Tagesgang zweimal durchlaufen, damit sich der Ladezustand einschwingt. Überschuss lädt bis zur nutzbaren Kapazität, Unterdeckung entlädt — jeweils mit der Wurzel des Round-Trip-Wirkungsgrades je Richtung und einer Leistungsgrenze.
8. Wirtschaftlichkeit
Aus dem Energiefluss folgt der Zahlungsstrom. Für jedes Jahr wird der Nutzen mit der Preissteigerung hoch- und mit der Degradation heruntergerechnet, abzüglich Betriebskosten und etwaiger Ersatzinvestitionen.
Die Amortisation wird innerhalb des Jahres interpoliert. Der Kapitalwert diskontiert mit Ihrem Kalkulationszins. Der interne Zinsfuß wird per Bisektion als Nullstelle des Kapitalwerts bestimmt.
Genauigkeit und Grenzen
Datenquellen
- Deutscher Wetterdienst — Strahlungskarten, langjährige Mittel.
- PVGIS, Europäische Kommission, Joint Research Centre — Einstrahlung und Ertragsvergleich.
- BDEW — Standardlastprofil H0, Strompreisanalyse.
- Bundesnetzagentur — Monitoringbericht, Einspeisevergütungssätze.
- Statistisches Bundesamt — Energiepreise, Verbrauchsstrukturen.
- Umweltbundesamt — Emissionsfaktoren des deutschen Strommix.