Hvor meget strøm vil mit solcelleanlæg reelt producere? Dette spørgsmål står centralt i enhver rentabilitetsberegning. Svaret er mere komplekst end et simpelt kig på modulets datablad – for den angivne effekt i wattpeak (Wp) gælder kun under ideelle laboratorieforhold ved 1.000 W/m² indstråling og 25 °C celletemperatur.

I praktisk drift påvirker talrige faktorer udbyttet: placeringen med dens specifikke solindstråling, modulernes orientering og hældning, eventuel skygge, temperatureffekter og de installerede komponenters effektivitet. Denne artikel forklarer disse sammenhænge, præsenterer beregningsformlerne og viser, hvilke faktorer der har størst indflydelse på elproduktionen.

---

Grundformlen for udbytteberegning

Årsudbyttet fra et PV-anlæg følger af den indfaldende solenergi ganget med en kæde af effektivitetsfaktorer og korrektionskoefficienter:

E = G × A × η_Modul × η_Inv × η_Kabel × k_Temp × k_Orient × k_Skygge

Variabel	Betydning	Typisk interval
E	Årsudbytte	780–930 kWh/kWp
G	Global stråling	900–1.050 kWh/(m²·år)
A	Aktivt modulareal	m²
ηModul	Moduleffektivitet	18–23%
ηInv	Invertereffektivitet	95–98%
ηKabel	Kabeleffektivitet	98–99%
kTemp	Temperaturfaktor	0,94–0,97
kOrient	Orienteringsfaktor	0,70–1,00
kSkygge	Skyggefaktor	0,80–1,00

Formlen illustrerer: hver faktor ganges med de andre. Et tab på 5% ét sted og 10% et andet giver ikke 15% samlet tab, men 0,95 × 0,90 = 0,855, altså 14,5%. Med mange små tab akkumuleres denne effekt betydeligt.

---

Fysiske principper

Den globale stråling G består af tre komponenter:

G = G_direkte + G_diffus + G_reflekteret

Direkte stråling rejser i lige linje fra solen til jordoverfladen. Den dominerer ved klar himmel og leverer den højeste intensitet. Diffus stråling opstår ved spredning fra luftmolekyler, aerosoler og skyer. I Danmark udgør denne ca. 50–55% af årstotalen på grund af det ofte overskyet vejr. Reflekteret stråling (albedo) reflekteres fra omgivelserne og bidrager særligt ved lyse overflader.

Regionale forskelle

I Danmark varierer den årlige globale stråling mellem 900 kWh/m² i Nordjylland og 1.050 kWh/m² på Bornholm. Selvom værdierne er lavere end i Sydeuropa, kompenserer de lave temperaturtab og de ekstremt lange sommerdage delvist for den lavere indstråling.

Region	Global stråling	Specifikt udbytte*
Nordjylland	900–950 kWh/m²	780–830 kWh/kWp
Midtjylland	930–980 kWh/m²	810–860 kWh/kWp
Sønderjylland, Fyn	950–1.000 kWh/m²	830–880 kWh/kWp
Sjælland (København)	980–1.020 kWh/m²	850–900 kWh/kWp
Bornholm	1.000–1.050 kWh/m²	870–930 kWh/kWp

*Ved optimal sydorientering og 40° hældning

Datagrundlag for beregningen

Vores solberegner bruger strålingsdata fra PVGis-databasen fra Europa-Kommissionen. Disse er baseret på satellitmålinger og vejrmodeller over en periode på mere end 10 år. For enhver placering i Europa leverer PVGis den gennemsnitlige globale stråling – differentieret efter direkte og diffus komponent samt pr. måned.

---

Indfaldsvinklen

Strålingen, der rammer et modul, afhænger af vinklen mellem solstrålerne og moduloverfladen. Når solen står vinkelret på moduloverfladen, modtages maksimal energi. Ved flade vinkler fordeles samme strålingseffekt over et større areal – intensiteten pr. kvadratmeter falder proportionalt med cosinus til indfaldsvinklen.

I_Modul = I_Sol × cos(θ)

hvor θ er vinklen mellem solstrålerne og modulets normal.

Optimal orientering i Danmark

For maksimalt årsudbytte i Danmark er en sydorientering med 40–45° hældning optimal. Danmarks nordlige beliggenhed (55–57° N) kræver en stejlere hældning for at kompensere for den lave solhøjde. Denne geometri optimerer både sommer- (høj solstand, lange dage) og vinterudbyttet (lav solstand, korte dage).

Afvigelsen fra optimum kan kvantificeres med orienteringsfaktoren k_Orient:

Orientering	Hæld. 10°	Hæld. 30°	Hæld. 45°	Hæld. 60°
Syd (0°)	0,92	0,98	1,00	0,96
SØ/SV (±45°)	0,92	0,94	0,93	0,87
Øst/Vest (±90°)	0,89	0,85	0,78	0,67
Nord (180°)	0,84	0,65	0,54	0,43

Øst-vest-orientering: et særligt tilfælde

Øst-vest-systemer på flade tage genererer 10–15% mindre årsudbytte end sydorienterede systemer, men tilbyder fordele:

Elproduktionen fordeles jævnere over dagen. Mens et sydvendt system producerer en høj top omkring middag, leverer øst-vest-systemer mere om morgenen og aftenen. Dette øger egetforbruget ved typiske belastningsprofiler og reducerer netbelastning og indfødings-toppe.

---

Hvorfor skygge er kritisk

Skygge er den mest undervurderede udbyttedræber. I modsætning til mange andre tab påvirker delvis skygge ikke udbyttet proportionalt – det kan drastisk reducere udbyttet fra en hel modulstreng.

Årsagen ligger i seriekoblingen: solcellepaneler kobles i strenge, hvorigennem den samme strøm løber. Et delvist skyggelagt modul begrænser strømmen i hele strengen. En skygge på 10% af moduloverfladen kan forårsage udbyttetab på 30–50%, hvis der ikke træffes modforanstaltninger.

Typer af skygge

Horisontskygge fra terræn, bakker eller fjerne bygninger rammer alle moduler ens og er forudsigelig. Den reducerer primært udbyttet i morgen- og aftentimer, når solen står lavt.

Nær skygge fra skorstene, kviste, antenner eller træer skaber skarpe skygger, der kun rammer dele af systemet. Disse lokale skygger bevæger sig med solens position og kan ramme forskellige moduler på forskellige tidspunkter.

Selvskygge opstår ved opstillede systemer på flade tage, når rækkeafstanden vælges for lille. Særligt om vinteren ved lave solhøjder skygger forreste modulrækker for de bagerste.

Bypass-dioder og deres begrænsninger

Moderne moduler indeholder bypass-dioder, der elektrisk omgår skyggelagte celleområder. Et typisk 60-cellers modul har tre bypass-dioder, der hver kan omgå 20 celler. Når én celle er skyggelagt, omgås en tredjedel af modulet – strømmen løber uden om det skyggelagte område, men produktionen fra denne tredjedel af modulet går tabt.

Bypass-dioden forhindrer hotspots og modulskader, men kan kun begrænse, ikke forhindre, udbyttetabet.

Skyggeanalyse

En præcis skyggeanalyse er essentiel for udbytteberegningen. Vores solberegner muliggør indtastning af skyggeobjekter og beregner deres indvirkning på årsudbyttet – tidsopløst for hver måned og time på dagen.

---

Fysisk baggrund

Solceller er baseret på halvledere, hvis elektriske egenskaber afhænger af temperaturen. Ved stigende temperatur øges ladningsbærernes termiske bevægelse i krystalgitteret. Dette fører til øget rekombination af elektroner og huller, før de kan strømme som strøm.

Effekten viser sig primært i den reducerede tomgangsspænding U_OC. Temperaturkoefficienten for spænding i krystallinske siliciumceller er typisk –0,3%/K. Kortslutningsstrømmen I_SC stiger let med temperaturen (+0,05%/K), men spændingseffekten dominerer.

Temperaturkoefficienter

Effekt-temperaturkoefficienten γ (gamma) angiver, hvor meget moduleffekten falder pr. Kelvin temperaturstigning over 25 °C:

Modulteknologi	Temperaturkoefficient γ
Monokrystallin PERC	–0,35 til –0,40%/K
Polykrystallin	–0,40 til –0,45%/K
TOPCon	–0,30 til –0,35%/K
Heterojunction (HJT)	–0,25 til –0,30%/K
Tyndfilm CdTe	–0,20 til –0,25%/K

I Danmark med sit kølige klima er temperaturtabene relativt lave. Det kølige, vindomsuste vejr sikrer god modulkøling.

Modultemperatur i drift

Celletemperaturen under drift ligger betydeligt over omgivelsestemperaturen. Et mørkt modul absorberer ca. 80% af den indfaldende stråling og omsætter kun 20% til elektricitet – resten bliver til varme.

Modultemperaturen kan tilnærmelsesvist beregnes:

T_Modul = T_Omgivelse + k × G

hvor k er en faktor, der afhænger af monteringssituationen:

• Fritstående, godt ventileret: k ≈ 0,025 K·m²/W
• På tag med ventilation: k ≈ 0,030 K·m²/W
• Integreret i tag uden luftspalte: k ≈ 0,050 K·m²/W

Ved 1.000 W/m² indstråling og 18 °C omgivelsestemperatur (typisk dansk sommerdag) når et godt ventileret tagmodul ca. 48 °C, et integreret modul op til 68 °C.

Temperaturtab over året

Temperaturfaktoren k_Temp beskriver den gennemsnitlige udbyttereduktion over året:

k_Temp = 1 + γ × (T_Modul,gns – 25 °C)

I Danmark er den strålingsvægtede gennemsnitlige modultemperatur relativt lav:

• Landsgennemsnit: k_Temp = 1 + (–0,0038) × (38 – 25) = 0,951 (tab ~4,9%)

Fordel ved det danske klima: De lave temperaturtab kompenserer delvist for den lavere indstråling. Den konstante vind, særligt ved kysterne, sikrer ekstra modulkøling og optimerer udbyttet. Desuden betyder de ekstremt lange sommerdage (op til 17 timers dagslys i juni), at sommerproduktionen er højere end indstrålingen alene ville antyde.

---

Faktor 5: Inverter og effektelektronik

Inverterens funktioner

Inverteren er det centrale bindeled mellem PV-generatoren og elnettet. Dens hovedopgaver:

1. DC/AC-konvertering: Omformning af jævnstrøm fra modulerne til netkonforme vekselstrøm (230 V, 50 Hz)
2. MPP-tracking: Kontinuerlig søgning efter modulernes optimale arbejdspunkt
3. Netovervågning: Overholdelse af spændings- og frekvensgrænser, frakobling ved netfejl
4. Monitorering: Registrering og overførsel af udbyttedata

Invertereffektivitet

Invertereffektiviteten η_Inv er ikke konstant, men afhænger af belastningen. I dellasteområdet (under 20% af nominel effekt) falder effektiviteten, fordi elektronikkens egenforbrug forbliver konstant, mens den behandlede effekt falder.

Belastningspunkt	Typisk effektivitet
5% belastning	88–92%
10% belastning	93–95%
20% belastning	95–97%
50% belastning	96–98%
100% belastning	95–97%

Den europæiske effektivitet η_EU er et vægtet gennemsnit, der tager højde for en PV-installations typiske belastningsprofil.

Højkvalitets-invertere opnår europæiske effektiviteter på 97–98%, budgetenheder 94–96%.

MPPT: Maximum Power Point Tracking

Solcellepaneler har en ikke-lineær strøm-spændingskarakteristik. Maximum Power Point (MPP) er arbejdspunktet med maksimal effekt – og dette skifter konstant med indstråling og temperatur. Inverterens MPPT-algoritme søger kontinuerligt efter dette optimale arbejdspunkt.

Kvaliteten af MPPT-tracking varierer mellem producenter og påvirker direkte udbyttet. Højkvalitets-invertere opnår MPPT-effektiviteter over 99,5%. Forskellene bliver særligt tydelige ved delvis skygge: simple algoritmer kan sidde fast i lokale effektmaksima, mens moderne enheder scanner hele spændingsområdet for at finde det globale maksimum.

Til anlæg med flere tagflader eller delvis skygge anbefales invertere med flere uafhængige MPPT-indgange.

Øvrige systemtab

Tabskilde	Typisk værdi	Årsag
DC-side kabling	0,5–2%	Ohmske tab, forbindelser
AC-side kabling	0,2–0,5%	Linjetab til måleren
Mismatch	0,5–2%	Forskellige moduleffekter i strengen
Tilsmudsning	2–4%	Støv, pollen, fugleekskrementer
Reflektion	1–2%	Tab ved flade indfaldsvinkler
Nedetid	0,5–1%	Vedligeholdelse, fejl, netudfald

Systemudbyttet eller Performance Ratio (PR) opsummerer alle tab mellem moduludgang og netindfødning. Veldesignede anlæg opnår PR-værdier på 80–87%.

---

Forenklet udbytteberegning

Til et hurtigt skøn er formlen med det specifikke udbytte tilstrækkelig:

E = P × Y_f

Variabel	Betydning	Enhed
E	Årsudbytte	kWh/år
P	Systemeffekt	kWp
Yf	Specifikt udbytte (Final Yield)	kWh/kWp

Det specifikke udbytte Y_f kombinerer alle påvirkningsfaktorer i én værdi. Det svarer til fuldlasttimerne – den tid, systemet hypotetisk skulle køre på nominel effekt for at generere årsudbyttet.

---

Beregningseksempel: 5 kWp-anlæg i København

Inputdata:

• Placering: København (55,7° N, 12,6° Ø)
• Systemeffekt: 5 kWp (12 moduler à 415 Wp)
• Modulareal: 20,6 m² (12 × 1,72 m²)
• Moduleffektivitet: 24,1%
• Orientering: Syd (azimut 180°), hældning 40°
• Skygge: Minimal, 1% årligt tab
• Modultype: Monokrystallin TOPCon (γ = –0,32%/K)
• Inverter: η_EU = 97,5%, 2 MPPT

Trin 1: Global stråling på skråt plan Global horisontal stråling på stedet: 1.000 kWh/m²·år Orienteringsfaktor for Syd/40°: 1,00 Stråling på moduloverflade: 1.000 × 1,00 = 1.000 kWh/m²·år

Trin 2: Temperaturtab Strålingsvægtet gennemsnitlig modultemperatur: 38 °C Temperaturtab: –0,32%/K × (38 – 25) K = –4,2% Temperaturfaktor: k_Temp = 0,958

Trin 3: Systemtab

• Inverter: η_Inv = 0,975
• DC-kabling: η_Kabel = 0,985
• Mismatch: 0,99
• Skygge: k_Skygge = 0,99
• Tilsmudsning: 0,97
• Reflektion: 0,98

Systemfaktor: 0,975 × 0,985 × 0,99 × 0,99 × 0,97 × 0,98 = 0,894

Trin 4: Årsudbytte Teoretisk udbytte: 1.000 kWh/m² × 20,6 m² × 0,241 = 4.965 kWh Reelt udbytte: 4.965 × 0,958 × 0,894 = 4.254 kWh/år Specifikt udbytte: 4.254 ÷ 5 = 851 kWh/kWp

Performance Ratio: 4.254 ÷ (1.000 × 20,6 × 0,241) = 85,7%

---

Udbytte over året

Elproduktionen fra et PV-anlæg følger solens position og er ulige fordelt over året:

Måned	Andel af årsudbytte	Typisk udbytte (5 kWp)
Januar	1–2%	45–85 kWh
Februar	3–4%	130–170 kWh
Marts	6–8%	255–340 kWh
April	10–12%	425–510 kWh
Maj	14–16%	595–680 kWh
Juni	15–17%	640–725 kWh
Juli	14–16%	595–680 kWh
August	12–14%	510–595 kWh
September	8–10%	340–425 kWh
Oktober	4–5%	170–215 kWh
November	2–3%	85–130 kWh
December	1–2%	45–85 kWh

Ca. 80% af årsudbyttet falder mellem april og september. Juni er typisk den måned med højest udbytte takket være de ekstremt lange dage (op til 17 timers dagslys).

---

Overvåg og valider udbyttet

Efter idriftsættelse skal det reelle udbytte regelmæssigt sammenlignes med prognoserne. Afvigelser under 10% er normale og skyldes vejrvariationer. Større afvigelser indikerer problemer:

• Systematisk lavt udbytte: Tilsmudsning, suboptimalt systemdesign, inverterfejl
• Pludselig udbyttefald: Defekt modul, kabelbrud, invertersvigt
• Sæsonbestemt afvigelse: Ny skyggekilde (vokset træ, ny bygning)

Moderne invertere tilbyder overvågning via app eller webportal. Registrering af strengstrømme muliggør fejllokalisering ned til modulniveau.

---

Hvorfor Excel ikke kan erstatte en rigtig solcelleberegner

Mange anlægsplanlæggere forsøger at beregne PV-udbyttet med selvbyggede Excel-regneark. Til en første orientering kan det være tilstrækkeligt – men til en pålidelig prognose er det utilstrækkeligt.

Det grundlæggende problem: En realistisk udbytteberegning kræver time-for-time simuleringer over et helt år. Kun denne tilgang indfanger korrekt interaktionerne mellem solposition, temperatur, skydække og skygge. Det er 8.760 timer, hver med forskellige indstrålingsværdier, solpositioner og modultemperaturer.

Skyggeanalysen illustrerer kompleksiteten: Skyggen fra en skorsten bevæger sig hen over moduloverfladen i løbet af dagen – og opfører sig helt anderledes i juli end i december. Et Excel-ark med månedlige pauschale værdier kan ikke indfange denne tidsmæssige dynamik. Professionelle værktøjer beregner for hver time i året, hvilke moduler der er skyggelagt i hvilken grad, og hvordan dette påvirker strengudbyttet gennem serieforbindelsen.

Hertil kommer de ikke-lineære effekter fra modulernes fysik: Bypass-diode-koblingen ved delvis skygge, inverterens søgning efter det globale MPP når flere lokale maksima eksisterer, det temperaturafhængige skift af arbejdspunktet. Disse sammenhænge kræver en tidsopløst simulering, ikke statiske multiplikationskæder.

Også strålingsdata er kritiske. Professionelle værktøjer som vores solcelleberegner har adgang til validerede databaser som PVGis, der leverer direkte og diffus stråling separat for hver lokation – inklusive typiske månedsværdier og variabilitet. Et Excel-regneark arbejder i bedste fald med regionale gennemsnit, der ignorerer lokale særheder (tågeområder, højdebeliggenhed, albedo fra vandoverflader).

Det afgørende punkt: Fejl lægges ikke sammen – de ganges. En fejl på 5% i skygge, 3% i temperatur og 2% i effektivitet giver ikke 10% total fejl, men kan afhængigt af fortegnet føre til afvigelser på 15% eller mere. For et anlæg på 6 kWp betyder dette en prognosefejl på over 500 kWh om året – eller flere hundrede kroner forskel i den økonomiske beregning.

---

Konklusion

En pålidelig udbytteprognose er grundlaget for enhver økonomisk PV-planlægning. Den bestemmer tilbagebetalingstiden, den optimale lagerstørrelse og de forventede besparelser på elomkostninger. Planlæg konservativt med realistiske systemtab – en positiv overraskelse er bedre end en skuffelse.

Yderligere information om systemplanlægning findes i artiklen Planlæg et solcelleanlæg: trin for trin. De fysiske principper for elproduktion forklares i artiklen Fra foton til volt: sådan virker solceller.

---

Beregn dit PV-udbytte nu

Med vores Solberegner kan du beregne den forventede strømproduktion for din placering – inklusive skyggeanalyse, egetforbrugsoptimering og økonomisk rentabilitetsberegning.

→ Til solberegneren

---

Kilder

• IEC 61724-1: Ydelsesovervågning af solcellesystemer
• IEC 61853: Ydelsestest af solcellemoduler
• PVGis – Photovoltaic Geographical Information System (Europa-Kommissionen)
• Energistyrelsen
• Fraunhofer ISE: Photovoltaic Report 2025