Methodik & Berechnungsgrundlagen
Transparenz ist uns wichtig. Auf dieser Seite dokumentieren wir alle Berechnungsmethoden, Formeln, Datenquellen und Annahmen, die in unseren PV-Rechnern und Tools zum Einsatz kommen.
Letzte Aktualisierung: 29. Januar 2026 · Version 1.0
1. Datenquellen
Unsere Berechnungen basieren auf folgenden wissenschaftlich anerkannten Datenquellen:
PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System)
Primäre Datenquelle für standortspezifische Einstrahlungs- und Ertragsdaten. PVGIS wird vom Joint Research Centre (JRC) der Europäischen Kommission betrieben und bereitgestellt.
- API-Version: v5.2
- Strahlungsdatenbank: PVGIS-SARAH2 (Satellitenbasiert, Abdeckung Europa/Afrika/Asien)
- Zelltechnologie: Kristallines Silizium (crystSi)
- Abgefragte Daten: Jahres- und Monatserträge (kWh/kWp), Globalstrahlung (kWh/m²), Standardabweichung
- Quelle: re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools
Fraunhofer ISE
Referenzdaten für Moduleffizienzen, Technologievergleiche und aktuelle Marktdaten der deutschen Photovoltaik-Industrie.
Bundesnetzagentur / Marktstammdatenregister
Offizielle EEG-Einspeisevergütungssätze und regulatorische Rahmenbedingungen für Deutschland.
OpenStreetMap / Nominatim
Geocoding-Dienst zur Umwandlung von Postleitzahlen in geografische Koordinaten (Breitengrad, Längengrad) für die PVGIS-Abfrage.
2. Ertragsberechnung
Modulfläche und Systemleistung
Die Systemleistung wird aus der verfügbaren Dachfläche berechnet:
Nutzbare Fläche = Dachfläche × 0,80 (80 % Nutzungsanteil)
Modulanzahl = ⌊Nutzbare Fläche / 1,7 m²⌋
Systemleistung (kWp) = (Modulanzahl × Modulleistung) / 1000
Der Nutzungsanteil von 80 % berücksichtigt Dachfenster, Schornsteine, Gauben, Abstände zum Dachrand und Verschattungszonen. Die Standard-Modulfläche von 1,7 m² entspricht einem typischen 60-/72-Zellen-Modul aktueller Bauart.
Jahres- und Monatsertrag
Der spezifische Ertrag wird direkt von PVGIS für den konkreten Standort abgefragt. Die Berechnung berücksichtigt Neigung, Ausrichtung und Systemverluste:
Systemverluste (%) = 100 − Wechselrichter-Wirkungsgrad (%)
Jahresertrag (kWh) = PVGIS_E_y × Systemleistung × (1 − Verschattung/100)
Monatsertrag (kWh) = PVGIS_E_m × Systemleistung × (1 − Verschattung/100)
Spezifischer Ertrag (kWh/kWp) = Jahresertrag / Systemleistung
Dabei ist PVGIS_E_y der von PVGIS berechnete Jahresertrag pro kWp installierter Leistung
und PVGIS_E_m der entsprechende Monatswert. Die Verschattung wird als gleichmäßiger
prozentualer Abzug angewendet (Bereich: 0–50 %).
Mehrdachflächen-Berechnung
Bei mehreren Dachflächen wird jede Fläche separat mit eigener PVGIS-Abfrage (individuelle Neigung und Ausrichtung) berechnet. Die Ergebnisse werden anschließend aggregiert:
Gesamtleistung = Σ Flächenleistung_i
Gesamtertrag = Σ Flächenertrag_i
Monatsertrag[m] = Σ Flächenmonatsertrag_i[m]
3. Wirtschaftlichkeitsanalyse
Jährliche Einsparung (Jahr 1)
Eigenverbrauch (kWh) = Jahresertrag × Eigenverbrauchsanteil
Netzeinspeisung (kWh) = Jahresertrag − Eigenverbrauch
Einsparung Eigenverbrauch (€) = Eigenverbrauch × Strompreis
Einspeisevergütung (€) = Netzeinspeisung × Einspeisevergütungssatz
Jährliche Einsparung (€) = Einsparung Eigenverbrauch + Einspeisevergütung
25-Jahres-Projektion
Für jedes Jahr der 25-jährigen Betrachtungsperiode werden folgende Faktoren dynamisch berücksichtigt:
Degradationsfaktor = (1 − Degradationsrate)^(Jahr − 1)
Strompreis_Jahr = Strompreis × (1 + Strompreissteigerung)^(Jahr − 1)
Ertrag_Jahr = Jahresertrag × Degradationsfaktor
Einsparung_Jahr = f(Ertrag_Jahr, Strompreis_Jahr, Einspeisevergütung)
Kumulierte Einsparung = Σ Einsparung_i − Gesamtinvestition
Amortisationsdauer
Die Amortisationsdauer ist das erste Jahr, in dem die kumulierten Einsparungen die Gesamtinvestition übersteigen.
Kapitalwert (NPV)
NPV = −Gesamtinvestition + Σ (Einsparung_Jahr / (1 + Inflationsrate)^Jahr)
Der Diskontierungszinssatz entspricht der angenommenen Inflationsrate.
Rendite (ROI nach 25 Jahren)
ROI (%) = (Gesamteinsparung_25_Jahre / Gesamtinvestition) × 100
Gesamtinvestition
Gesamtinvestition = Anlagenkosten + (Batteriekapazität × Kosten_pro_kWh)
4. Degradationsmodell
Die Leistungsminderung der Solarmodule über die Lebensdauer wird mit einem exponentiellen Degradationsmodell berechnet:
Leistung_Jahr = Nennleistung × (1 − Degradationsrate)^(Jahr − 1)
Bei der Standard-Degradationsrate von 0,5 % pro Jahr beträgt die verbleibende Leistung nach 25 Jahren ca. 88,7 % der Ausgangsleistung (11,3 % Gesamtverlust). Dieser Wert entspricht den Garantiebedingungen der meisten Modulhersteller und den Messungen von Fraunhofer ISE.
5. Eigenverbrauch
Der Eigenverbrauchsanteil wird als fester Prozentsatz des Jahresertrags modelliert:
Eigenverbrauch (kWh) = Jahresertrag × Eigenverbrauchsanteil (%)
Netzeinspeisung (kWh) = Jahresertrag − Eigenverbrauch
Der Standardwert von 30 % entspricht einem typischen Haushalt ohne Batteriespeicher. Mit Speicher sind typischerweise 50–70 % erreichbar. Der Wert ist vom Nutzer im Bereich 0–100 % einstellbar.
6. Elektromobilität
Jährlicher EV-Verbrauch
Tagesverbrauch (kWh) = (Tagesstrecke / 100) × Effizienz (kWh/100 km)
Jahresverbrauch (kWh) = Tagesverbrauch × 365
Solar-Abdeckungsrate
Die Berechnung verwendet ladeverhaltensspezifische Basisraten:
| Ladeverhalten | Basisrate |
|---|---|
| Sofort laden | 25 % |
| Solar-optimiert | 65 % |
| Nachtladung | 5 % |
Der tatsächlich solar gedeckte Anteil wird begrenzt durch die verfügbare Solarenergie nach Abzug des Haushaltseigenverbrauchs.
7. Wärmepumpe
Elektrischer Verbrauch
Elektrischer Jahresverbrauch = Wärmebedarf (kWh) / COP
Der Coefficient of Performance (COP) gibt das Verhältnis von erzeugter Wärme zu eingesetzter elektrischer Energie an. Standard: COP 3,5 (Bereich: 2,5–6,0).
Monatliche Verteilung
Der Wärmebedarf wird in Heizung (84 %) und Warmwasser (16 %) aufgeteilt. Die Heizlast folgt einer saisonalen Verteilung:
| Monat | Jan | Feb | Mär | Apr | Mai | Jun | Jul | Aug | Sep | Okt | Nov | Dez |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Heizfaktor | 0,15 | 0,14 | 0,11 | 0,06 | 0,02 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,02 | 0,08 | 0,12 | 0,14 |
| Solar-Deckung | 10 % | 15 % | 25 % | 40 % | 60 % | 80 % | 80 % | 80 % | 55 % | 30 % | 15 % | 10 % |
Die saisonalen Solar-Deckungsraten bilden den typischen Sommer/Winter-Mismatch ab: Im Sommer ist viel Solarstrom verfügbar, aber wenig Heizbedarf; im Winter umgekehrt.
8. CO₂-Einsparung
CO₂-Einsparung/Jahr (kg) = Jahresertrag (kWh) × CO₂-Faktor (g/kWh) / 1000
CO₂-Einsparung Lebensdauer (kg) = CO₂-Einsparung/Jahr × 25
Bäume-Äquivalent = CO₂-Einsparung/Jahr / 22 kg
Die CO₂-Faktoren berücksichtigen den länderspezifischen Strommix. Ein Baum absorbiert durchschnittlich ca. 22 kg CO₂ pro Jahr (Quelle: Umweltbundesamt).
9. Länderspezifische Parameter
| Parameter | Deutschland | Österreich | Schweiz |
|---|---|---|---|
| Strompreis | 35 ct/kWh | 30 ct/kWh | 28 Rp/kWh |
| Einspeisevergütung | 8,11 ct/kWh (≤10 kWp) | 9,5 ct/kWh (marktbasiert) | 10 Rp/kWh |
| CO₂-Faktor | 380 g/kWh | 120 g/kWh | 30 g/kWh |
| Vergütungsmodell | EEG 2024 (gestaffelt) | ÖMAG (marktbasiert) | Einmalvergütung (EIV) |
Deutsche EEG-Staffelung: ≤10 kWp: 8,11 ct/kWh · >10–40 kWp: 7,03 ct/kWh · >40–100 kWp: 5,74 ct/kWh · >100 kWp: 5,74 ct/kWh.
Österreichs niedriger CO₂-Faktor (120 g/kWh) spiegelt den hohen Wasserkraftanteil wider. Die Schweiz hat mit 30 g/kWh den niedrigsten Wert durch den dominierenden Wasser- und Kernkraftanteil.
10. Annahmen & Standardwerte
Folgende Standardwerte werden verwendet, wenn der Nutzer keine eigenen Werte eingibt:
| Parameter | Standardwert | Bereich |
|---|---|---|
| Modulleistung | 420 Wp | 100–600 Wp |
| Modulfläche | 1,7 m² | fest |
| Nutzungsanteil Dachfläche | 80 % | fest |
| Wechselrichter-Wirkungsgrad | 96 % | 85–99 % |
| Batteriekosten | 800 €/kWh | 200–2.000 €/kWh |
| Eigenverbrauchsanteil | 30 % | 0–100 % |
| Degradationsrate | 0,5 %/Jahr | 0–2 %/Jahr |
| Strompreissteigerung | 3 %/Jahr | 0–15 %/Jahr |
| Inflationsrate | 2 % | 0–10 % |
| Betrachtungszeitraum | 25 Jahre | fest |
| Tagesstrecke (EV) | 40 km | 5–200 km |
| EV-Effizienz | 18 kWh/100 km | 10–40 kWh/100 km |
| Wärmebedarf | 15.000 kWh/Jahr | 1.000–100.000 kWh/Jahr |
| Wärmepumpen-COP | 3,5 | 2,5–6,0 |
11. Genauigkeit & Unsicherheit
Die berechneten Ergebnisse sind Schätzungen und unterliegen folgenden Unsicherheiten:
- PVGIS-Strahlungsdaten: ±3–8 % je nach Standort und Jahr. PVGIS nutzt Satellitendaten (SARAH2), die über 10+ Jahre gemittelt werden.
- Verschattung: Wird als pauschaler Prozentsatz modelliert, nicht als detaillierte Schattensimulation. Für komplexe Verschattungssituationen empfehlen wir eine Vor-Ort-Analyse.
- Eigenverbrauch: Das vereinfachte Modell (fester Prozentsatz) bildet nicht das tatsächliche Lastprofil des Haushalts ab. Reale Werte können abweichen.
- Finanzielle Projektion: Strompreise, Inflation und regulatorische Rahmenbedingungen können sich über 25 Jahre erheblich ändern. Die Projektion verwendet lineare Annahmen.
- Wärmepumpe: Der COP variiert in der Realität mit der Außentemperatur (Jahresarbeitszahl). Das Modell verwendet einen festen Durchschnittswert.
Empfehlung: Unsere Berechnungen dienen als erste Orientierung. Für eine verbindliche Planung empfehlen wir die Beratung durch einen qualifizierten Fachbetrieb.
12. Validierung
Unsere Berechnungen werden wie folgt validiert:
- PVGIS-Vergleich: Die Ertragsberechnungen werden regelmäßig gegen die offizielle PVGIS-Weboberfläche und Referenzstandorte gegengeprüft.
- Branchenbenchmarks: Wirtschaftlichkeitsberechnungen werden mit veröffentlichten Daten des Fraunhofer ISE (Studie „Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland") abgeglichen.
- Automatisierte Tests: Umfangreiche Unit- und Integrationstests stellen die mathematische Korrektheit aller Formeln sicher.
- Plausibilitätsprüfung: Ergebnisse werden gegen typische Werte für die DACH-Region geprüft (z. B. spezifischer Ertrag 800–1.200 kWh/kWp in Deutschland).
13. Versionierung
Änderungen an der Berechnungsmethodik werden hier dokumentiert:
| Version | Datum | Änderung |
|---|---|---|
| 1.0 | Januar 2026 | Erstveröffentlichung mit PVGIS v5.2, Wirtschaftlichkeitsanalyse, EV- und Wärmepumpen-Integration |
14. Wissenschaftliche Referenzen
- European Commission, Joint Research Centre (JRC): Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS). re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools
- Fraunhofer ISE: Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland. ise.fraunhofer.de
- Bundesnetzagentur: EEG-Förderung und Einspeisevergütung. bundesnetzagentur.de
- Umweltbundesamt: CO₂-Emissionsfaktoren für den deutschen Strommix. umweltbundesamt.de
- BSW Solar (Bundesverband Solarwirtschaft): Marktdaten und Statistiken. solarwirtschaft.de
15. Kontakt & Rückfragen
Haben Sie Fragen zu unserer Methodik oder möchten Sie auf einen Fehler hinweisen? Wir freuen uns über Ihr Feedback:
- E-Mail: kontakt@solantiq.example.com
- Betreff: „Methodik-Rückfrage"
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