Wie viel Strom wird meine PV-Anlage tatsächlich erzeugen? Diese Frage steht am Anfang jeder Wirtschaftlichkeitsberechnung. Die Antwort ist komplexer als ein Blick auf das Moduldatenblatt – denn die dort angegebene Leistung in Watt peak (Wp) gilt nur für ideale Laborbedingungen bei 1.000 W/m² Einstrahlung und 25 °C Zelltemperatur.

Im realen Betrieb beeinflussen zahlreiche Faktoren den Ertrag: der Standort mit seiner spezifischen Sonneneinstrahlung, die Ausrichtung und Neigung der Module, mögliche Verschattungen, Temperatureffekte und die Effizienz der eingesetzten Komponenten. Dieser Artikel erklärt diese Zusammenhänge, stellt die Berechnungsformeln vor und zeigt, welche Faktoren den größten Einfluss auf die Stromausbeute haben.

---

Die Grundformel der Ertragsberechnung

Der Jahresertrag einer PV-Anlage ergibt sich aus der eingestrahlten Sonnenenergie, multipliziert mit einer Kette von Wirkungsgraden und Korrekturfaktoren:

E = G × A × η_Modul × η_WR × η_Kabel × k_Temp × k_Ausrichtung × k_Verschattung

Variable	Bedeutung	Typischer Bereich
E	Jahresertrag	850–1.150 kWh/kWp
G	Globalstrahlung	950–1.250 kWh/(m²·a)
A	Aktive Modulfläche	m²
ηModul	Modulwirkungsgrad	18–23 %
ηWR	Wechselrichter-Wirkungsgrad	95–98 %
ηKabel	Leitungswirkungsgrad	98–99 %
kTemp	Temperaturfaktor	0,88–0,95
kAusrichtung	Ausrichtungsfaktor	0,70–1,00
kVerschattung	Verschattungsfaktor	0,80–1,00

Die Formel verdeutlicht: Jeder Faktor multipliziert sich mit den anderen. Ein Verlust von 5 % an einer Stelle und 10 % an einer anderen ergibt nicht 15 % Gesamtverlust, sondern 0,95 × 0,90 = 0,855, also 14,5 %. Bei vielen kleinen Verlusten summiert sich dieser Effekt erheblich.

---

Physikalische Grundlagen

Die Globalstrahlung G setzt sich aus drei Komponenten zusammen:

G = G_direkt + G_diffus + G_reflektiert

Die Direktstrahlung trifft geradlinig von der Sonne auf die Erdoberfläche. Sie dominiert bei wolkenlosem Himmel und liefert die höchste Intensität. Die Diffusstrahlung entsteht durch Streuung an Luftmolekülen, Aerosolen und Wolken. Sie macht in Deutschland etwa 50 % der Jahressumme aus und kommt gleichmäßig aus dem gesamten Himmelshalbraum. Die Reflexstrahlung (Albedo) wird von der Umgebung reflektiert und trägt vor allem bei Schnee oder hellen Oberflächen zum Ertrag bei.

Regionale Unterschiede

In Deutschland variiert die jährliche Globalstrahlung zwischen 950 kWh/m² an der Nordseeküste und 1.250 kWh/m² am Oberrhein und im Alpenvorland. Dieser Unterschied von 30 % wirkt sich direkt proportional auf den PV-Ertrag aus.

Region	Globalstrahlung	Spezifischer Ertrag*
Nordseeküste	950–1.000 kWh/m²	880–950 kWh/kWp
Norddeutsches Tiefland	1.000–1.050 kWh/m²	920–980 kWh/kWp
Mittelgebirge	1.000–1.100 kWh/m²	930–1.020 kWh/kWp
Süddeutschland	1.100–1.180 kWh/m²	1.000–1.080 kWh/kWp
Oberrhein, Alpenrand	1.180–1.250 kWh/m²	1.050–1.150 kWh/kWp

*Bei optimaler Südausrichtung und 30° Neigung

Datengrundlage für die Berechnung

Unser Solarrechner verwendet Strahlungsdaten aus der PVGis-Datenbank der Europäischen Kommission. Diese basieren auf Satellitenmessungen und meteorologischen Modellen über einen Zeitraum von mehr als 10 Jahren. Für jeden Standort in Europa liefert PVGis die mittlere Globalstrahlung – differenziert nach Direkt- und Diffusanteil sowie nach Monaten.

---

Der Einstrahlwinkel

Die auf ein Modul treffende Strahlung hängt vom Winkel zwischen Sonnenstrahlen und Moduloberfläche ab. Steht die Sonne senkrecht zur Modulfläche, trifft die maximale Energiemenge auf. Bei flachen Winkeln verteilt sich dieselbe Strahlungsleistung auf eine größere Fläche – die Intensität pro Quadratmeter sinkt proportional zum Kosinus des Einfallswinkels.

I_Modul = I_Sonne × cos(θ)

wobei θ der Winkel zwischen Sonnenstrahlen und Modulnormale ist.

Optimale Ausrichtung in Deutschland

Für maximalen Jahresertrag ist in Deutschland eine Südausrichtung mit 30 bis 35° Neigung optimal. Diese Geometrie maximiert den Jahresertrag, weil sie einen Kompromiss zwischen Sommersonne (hoch stehend, lange Tage) und Wintersonne (tief stehend, kurze Tage) darstellt.

Die Abweichung vom Optimum lässt sich mit dem Ausrichtungsfaktor k_Ausrichtung quantifizieren:

Ausrichtung	Neigung 10°	Neigung 30°	Neigung 45°	Neigung 60°
Süd (0°)	0,93	1,00	0,97	0,90
SO/SW (±45°)	0,93	0,95	0,91	0,83
Ost/West (±90°)	0,90	0,85	0,78	0,68
Nord (180°)	0,85	0,65	0,55	0,45

Ost-West-Ausrichtung: Ein Sonderfall

Ost-West-Anlagen auf Flachdächern erzeugen zwar 10 bis 15 % weniger Jahresertrag als Südanlagen, haben aber Vorteile:

Die Stromerzeugung verteilt sich gleichmäßiger über den Tag. Während eine Südanlage um die Mittagszeit eine hohe Spitze produziert, liefern Ost-West-Anlagen morgens und abends mehr. Das erhöht den Eigenverbrauch bei typischen Lastprofilen und reduziert Netzbelastung und Einspeisespitzen. Zudem passen auf ein Flachdach mehr Module, da die geringere Neigung weniger Abstandsflächen zur Vermeidung gegenseitiger Verschattung erfordert.

---

Warum Verschattung kritisch ist

Verschattung ist der am häufigsten unterschätzte Ertragskiller. Anders als bei vielen anderen Verlusten wirkt sich Teilverschattung nicht proportional auf den Ertrag aus – sie kann den Ertrag eines gesamten Modulstrangs drastisch reduzieren.

Der Grund liegt in der Reihenschaltung: Solarmodule werden zu Strings verbunden, durch die derselbe Strom fließt. Ein teilverschattetes Modul begrenzt den Strom des gesamten Strings. Eine Verschattung von 10 % der Modulfläche kann zu Ertragsverlusten von 30 bis 50 % führen, wenn keine Gegenmaßnahmen getroffen werden.

Arten von Verschattung

Horizontverschattung durch Gelände, Berge oder entfernte Gebäude wirkt auf alle Module gleich und ist vorhersagbar. Sie reduziert vor allem den Ertrag in den Morgen- und Abendstunden bei tiefem Sonnenstand.

Nahverschattung durch Schornsteine, Gauben, Antennen oder Bäume erzeugt scharfe Schatten, die nur Teile der Anlage betreffen. Diese lokalen Schatten wandern mit dem Sonnenstand und können verschiedene Module zu verschiedenen Zeiten beeinflussen.

Selbstverschattung tritt bei aufgeständerten Anlagen auf Flachdächern auf, wenn der Reihenabstand zu gering gewählt wird. Vor allem im Winter bei flachem Sonnenstand verschatten die vorderen Modulreihen die hinteren.

Bypass-Dioden und deren Grenzen

Moderne Module enthalten Bypass-Dioden, die verschattete Zellbereiche elektrisch überbrücken. Ein typisches 60-Zellen-Modul hat drei Bypass-Dioden, die jeweils 20 Zellen überbrücken können. Bei Verschattung einer Zelle wird ein Drittel des Moduls umgangen – der Strom fließt um den verschatteten Bereich herum, aber die Leistung dieses Moduldrittels geht verloren.

Die Bypass-Diode verhindert Hotspots und Modulschäden, kann aber den Ertragsverlust nur begrenzen, nicht verhindern.

Verschattungsanalyse

Eine präzise Verschattungsanalyse ist für die Ertragsberechnung unverzichtbar. Unser Solarrechner ermöglicht die Eingabe von Verschattungshindernissen und berechnet deren Einfluss auf den Jahresertrag – zeitlich aufgelöst für jeden Monat und jede Tageszeit.

Für die Vor-Ort-Analyse eignen sich Sonnenbahndiagramme oder digitale Tools, die den Horizont erfassen und mit dem Sonnenlauf abgleichen.

---

Physikalischer Hintergrund

Solarzellen basieren auf Halbleitern, deren elektrische Eigenschaften temperaturabhängig sind. Mit steigender Temperatur erhöht sich die thermische Bewegung der Ladungsträger im Kristallgitter. Das führt zu mehr Rekombination von Elektronen und Löchern, bevor sie als Strom abfließen können.

Der Effekt zeigt sich vor allem in der reduzierten Leerlaufspannung U_OC. Der Temperaturkoeffizient für die Spannung liegt bei kristallinen Siliziumzellen typischerweise bei –0,3 %/K. Der Kurzschlussstrom I_SC steigt zwar leicht mit der Temperatur (+0,05 %/K), aber der Spannungseffekt dominiert.

Temperaturkoeffizienten

Der Temperaturkoeffizient der Leistung γ (Gamma) gibt an, wie stark die Modulleistung pro Kelvin Temperaturerhöhung über 25 °C sinkt:

Modultechnologie	Temperaturkoeffizient γ
Monokristallin PERC	–0,35 bis –0,40 %/K
Polykristallin	–0,40 bis –0,45 %/K
TOPCon	–0,30 bis –0,35 %/K
Heterojunction (HJT)	–0,25 bis –0,30 %/K
Dünnschicht CdTe	–0,20 bis –0,25 %/K

Heterojunction- und Dünnschichtmodule haben geringere Temperaturverluste und eignen sich daher besonders für heiße Standorte oder Anlagen mit eingeschränkter Hinterlüftung.

Modultemperatur im Betrieb

Die Zelltemperatur liegt im Betrieb deutlich über der Umgebungstemperatur. Ein dunkles Modul absorbiert etwa 80 % der auftreffenden Strahlung und wandelt davon nur 20 % in Strom um – der Rest wird zu Wärme.

Die Modultemperatur lässt sich näherungsweise berechnen:

T_Modul = T_Umgebung + k × G

wobei k ein Faktor ist, der von der Einbausituation abhängt:

• Freistehend, gut hinterlüftet: k ≈ 0,025 K·m²/W
• Aufdach mit Hinterlüftung: k ≈ 0,030 K·m²/W
• Dachintegriert ohne Luftspalt: k ≈ 0,050 K·m²/W

Bei 1.000 W/m² Einstrahlung und 30 °C Umgebungstemperatur erreicht ein gut hinterlüftetes Aufdachmodul etwa 60 °C, ein integriertes Modul bis zu 80 °C.

Temperaturverluste im Jahresverlauf

Der Temperaturfaktor k_Temp beschreibt die mittlere Ertragsminderung über das Jahr:

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

In Mitteleuropa liegt die mittlere gewichtete Modultemperatur (gewichtet nach Einstrahlung) bei 40 bis 50 °C. Mit einem Temperaturkoeffizienten von –0,38 %/K ergibt sich:

k_Temp = 1 + (–0,0038) × (45 – 25) = 1 – 0,076 = 0,924

Die Temperaturverluste betragen also etwa 7 bis 8 % im Jahresmittel.

---

Einflussfaktor 5: Wechselrichter und Leistungselektronik

Aufgaben des Wechselrichters

Der Wechselrichter ist das zentrale Bindeglied zwischen PV-Generator und Stromnetz. Seine Hauptaufgaben:

1. DC/AC-Wandlung: Umwandlung des Modul-Gleichstroms in netzkonformen Wechselstrom (230 V, 50 Hz)
2. MPP-Tracking: Kontinuierliche Suche des optimalen Arbeitspunkts der Module
3. Netzüberwachung: Einhaltung von Spannungs- und Frequenzgrenzen, Abschaltung bei Netzstörungen
4. Monitoring: Erfassung und Übertragung von Ertragsdaten

Wirkungsgrad des Wechselrichters

Der Wechselrichter-Wirkungsgrad η_WR ist nicht konstant, sondern lastabhängig. Im Teillastbereich (unter 20 % der Nennleistung) sinkt der Wirkungsgrad, weil die Eigenverbrauchsleistung der Elektronik konstant bleibt, während die Durchsatzleistung abnimmt.

Lastpunkt	Typischer Wirkungsgrad
5 % Last	88–92 %
10 % Last	93–95 %
20 % Last	95–97 %
50 % Last	96–98 %
100 % Last	95–97 %

Der europäische Wirkungsgrad η_EU ist ein gewichteter Mittelwert, der das typische Lastprofil einer PV-Anlage berücksichtigt:

η_EU = 0,03×η_5% + 0,06×η_10% + 0,13×η_20% + 0,10×η_30% + 0,48×η_50% + 0,20×η_100%

Hochwertige Wechselrichter erreichen europäische Wirkungsgrade von 97 bis 98 %, günstige Geräte liegen bei 94 bis 96 %.

MPPT: Maximum Power Point Tracking

Solarmodule haben eine nichtlineare Strom-Spannungs-Kennlinie. Der Maximum Power Point (MPP) ist der Arbeitspunkt maximaler Leistung – und dieser verschiebt sich mit Einstrahlung und Temperatur ständig. Der MPPT-Algorithmus des Wechselrichters sucht kontinuierlich diesen optimalen Arbeitspunkt.

Die Qualität des MPPT-Trackings variiert zwischen Herstellern und wirkt sich direkt auf den Ertrag aus. Hochwertige Wechselrichter erreichen MPPT-Effizienzen von über 99,5 %. Besonders bei Teilverschattung zeigen sich Unterschiede: Einfache Algorithmen können in lokalen Leistungsmaxima „hängen bleiben", während moderne Geräte den gesamten Spannungsbereich scannen und das globale Maximum finden.

Für Anlagen mit mehreren Dachflächen oder Teilverschattung sind Wechselrichter mit mehreren unabhängigen MPPT-Eingängen empfehlenswert. Moduloptimierer oder Mikrowechselrichter bieten noch feinere Regelung pro Modul, verursachen aber zusätzliche Wandlungsverluste von 1 bis 2 %.

Weitere Systemverluste

Verlustquelle	Typischer Wert	Ursache
Kabel DC-seitig	0,5–2 %	Ohmsche Verluste, Steckverbindungen
Kabel AC-seitig	0,2–0,5 %	Leitungsverluste bis zum Zähler
Mismatch	0,5–2 %	Unterschiedliche Modulleistungen im String
Verschmutzung	1–5 %	Staub, Pollen, Vogelkot, Laub
Reflexion	1–3 %	Verluste bei flachem Einstrahlwinkel
Schneebedeckung	0–5 %	Regional und neigungsabhängig
Ausfallzeiten	0,5–1 %	Wartung, Störungen, Netzausfälle

Der Systemwirkungsgrad oder Performance Ratio (PR) fasst alle Verluste zwischen Modulausgang und Netzeinspeisung zusammen. Gut geplante Anlagen erreichen PR-Werte von 80 bis 88 %.

---

Vereinfachte Ertragsberechnung

Für eine Überschlagsrechnung genügt die Formel mit dem spezifischen Ertrag:

E = P × Y_f

Variable	Bedeutung	Einheit
E	Jahresertrag	kWh/a
P	Anlagenleistung	kWp
Yf	Spezifischer Ertrag (Final Yield)	kWh/kWp

Der spezifische Ertrag Y_f fasst alle Einflussfaktoren in einer Kennzahl zusammen. Er entspricht den Volllaststunden – also der Zeit, die die Anlage hypothetisch mit Nennleistung laufen müsste, um den Jahresertrag zu erzeugen.

---

Beispielrechnung: 10-kWp-Anlage in Süddeutschland

Ausgangsdaten:

• Standort: München (48,1° N, 11,6° E)
• Anlagenleistung: 10 kWp (25 Module à 400 Wp)
• Modulfläche: 43 m² (25 × 1,72 m²)
• Modulwirkungsgrad: 23,3 %
• Ausrichtung: Süd-Südwest (Azimut 200°), 28° Neigung
• Verschattung: Schornstein, 3 % Jahresverlust
• Modultyp: Monokristallin TOPCon (γ = –0,32 %/K)
• Wechselrichter: η_EU = 97,5 %, 2 MPPT

Schritt 1: Globalstrahlung auf geneigte Fläche Horizontale Globalstrahlung am Standort: 1.180 kWh/m²·a Ausrichtungsfaktor für SSW/28°: 0,98 Einstrahlung auf Modulfläche: 1.180 × 0,98 = 1.156 kWh/m²·a

Schritt 2: Temperaturverluste Mittlere gewichtete Modultemperatur: 42 °C Temperaturverlust: –0,32 %/K × (42 – 25) K = –5,4 % Temperaturfaktor: k_Temp = 0,946

Schritt 3: Systemverluste

• Wechselrichter: η_WR = 0,975
• DC-Verkabelung: η_Kabel = 0,985
• Mismatch: 0,99
• Verschattung: k_Verschattung = 0,97
• Verschmutzung: 0,98
• Reflexion: 0,98

Systemfaktor: 0,975 × 0,985 × 0,99 × 0,97 × 0,98 × 0,98 = 0,886

Schritt 4: Jahresertrag Theoretischer Ertrag: 1.156 kWh/m² × 43 m² × 0,233 = 11.590 kWh Realer Ertrag: 11.590 × 0,946 × 0,886 = 9.710 kWh/a Spezifischer Ertrag: 9.710 ÷ 10 = 971 kWh/kWp

Performance Ratio: 9.710 ÷ (1.156 × 43 × 0,233) = 83,8 %

---

Ertrag im Jahresverlauf

Die Stromerzeugung einer PV-Anlage folgt dem Sonnenstand und verteilt sich ungleichmäßig über das Jahr:

Monat	Anteil am Jahresertrag	Typischer Ertrag (10 kWp)
Januar	3–4 %	300–400 kWh
Februar	5–6 %	500–600 kWh
März	8–9 %	800–900 kWh
April	10–12 %	1.000–1.200 kWh
Mai	12–14 %	1.200–1.400 kWh
Juni	12–13 %	1.200–1.300 kWh
Juli	12–13 %	1.200–1.300 kWh
August	11–12 %	1.100–1.200 kWh
September	8–9 %	800–900 kWh
Oktober	5–6 %	500–600 kWh
November	3–4 %	300–400 kWh
Dezember	2–3 %	200–300 kWh

Etwa 75 % des Jahresertrags entstehen zwischen April und September. Der Mai ist oft der ertragsstärkste Monat – lange Tage kombiniert mit moderaten Temperaturen ergeben optimale Bedingungen.

---

Ertrag überwachen und validieren

Nach der Inbetriebnahme sollte der tatsächliche Ertrag regelmäßig mit der Prognose verglichen werden. Abweichungen unter 10 % sind normal und durch Wettervariationen bedingt. Größere Abweichungen deuten auf Probleme hin:

• Systematischer Minderertrag: Verschmutzung, fehlerhafte Anlagenauslegung, Wechselrichter-Fehlfunktion
• Plötzlicher Ertragseinbruch: Defektes Modul, Kabelbruch, Wechselrichter-Ausfall
• Saisonale Abweichung: Neue Verschattungsquelle (gewachsener Baum, Neubau)

Moderne Wechselrichter bieten Monitoring über App oder Webportal. Die Aufzeichnung von String-Strömen ermöglicht die Lokalisierung von Problemen bis auf Modulebene.

---

Warum Excel keinen echten Solarrechner ersetzt

Viele Anlagenplaner versuchen, den PV-Ertrag mit selbst gebauten Excel-Tabellen zu berechnen. Für eine erste Orientierung mag das genügen – für eine belastbare Prognose reicht es nicht aus.

Das Grundproblem: Eine realistische Ertragsberechnung erfordert stundengenaue Simulationen über ein ganzes Jahr. Nur so lassen sich die Wechselwirkungen zwischen Sonnenstand, Temperatur, Bewölkung und Verschattung korrekt abbilden. Das sind 8.760 Stunden mit jeweils unterschiedlichen Einstrahlungswerten, Sonnenpositionen und Modultemperaturen.

Die Verschattungsanalyse macht die Komplexität deutlich: Der Schatten eines Schornsteins wandert im Tagesverlauf über die Modulfläche – und zwar im Juli völlig anders als im Dezember. Ein Excel-Sheet mit monatlichen Pauschalwerten kann diese zeitliche Dynamik nicht abbilden. Professionelle Tools berechnen für jede Stunde des Jahres, welche Module wie stark verschattet sind und wie sich das durch die Reihenschaltung auf den Stringertrag auswirkt.

Hinzu kommen die nichtlinearen Effekte der Modulphysik: Die Bypass-Dioden-Schaltung bei Teilverschattung, das Suchen des Wechselrichters nach dem globalen MPP bei mehreren lokalen Maxima, die temperaturabhängige Verschiebung des Arbeitspunkts. Diese Zusammenhänge erfordern eine zeitaufgelöste Simulation, keine statischen Multiplikationsketten.

Auch die Strahlungsdaten sind kritisch. Professionelle Tools wie unser Solarrechner greifen auf validierte Datenbanken wie PVGis zurück, die Direkt- und Diffusstrahlung getrennt für jeden Standort liefern – samt typischer Monatswerte und Variabilität. Eine Excel-Tabelle arbeitet bestenfalls mit regionalen Durchschnittswerten, die lokale Besonderheiten (Nebellagen, Höhenlagen, Albedo durch Wasserflächen) ignorieren.

Der entscheidende Punkt: Die Fehler addieren sich nicht – sie multiplizieren sich. Ein Fehler von 5 % bei der Verschattung, 3 % bei der Temperatur und 2 % beim Wirkungsgrad ergibt nicht 10 % Gesamtfehler, sondern kann je nach Vorzeichen zu Abweichungen von 15 % oder mehr führen. Bei einer 10-kWp-Anlage bedeutet das eine Fehlprognose von über 1.000 kWh pro Jahr – oder mehrere hundert Euro Differenz in der Wirtschaftlichkeitsrechnung.

---

Fazit

Eine belastbare Ertragsprognose ist die Grundlage jeder wirtschaftlichen PV-Planung. Sie bestimmt die Amortisationszeit, die optimale Speichergröße und die zu erwartenden Stromkostenersparnisse. Planen Sie konservativ mit realistischen Systemverlusten – eine positive Überraschung ist angenehmer als Enttäuschung.

Weiterführende Informationen zur Anlagenplanung finden Sie im Artikel Solaranlage planen: Schritt für Schritt. Die physikalischen Grundlagen der Stromerzeugung erklärt der Artikel Von Photon zu Volt: Wie Solarzellen funktionieren.

---

Jetzt Ihren PV-Ertrag berechnen

Mit unserem Solarrechner berechnen Sie den erwarteten Stromertrag für Ihren Standort – inklusive Verschattungsanalyse, Eigenverbrauchsoptimierung und Wirtschaftlichkeitsberechnung.

→ Zum Solar-Rechner

---

Quellen

• DIN EN 61724-1: Photovoltaik-Systemüberwachung – Leistungsmessung
• IEC 61853: Photovoltaic Module Performance Testing
• Fraunhofer ISE: Photovoltaics Report 2025
• DWD: Strahlungskarten Deutschland
• Quaschning, V.: Regenerative Energiesysteme, 11. Auflage 2025