Hoeveel stroom zal mijn zonne-installatie werkelijk opleveren? Deze vraag staat centraal bij elke rendabiliteitsberekening. Het antwoord is complexer dan een eenvoudige blik op het moduleblad – want het vermogen in wattpiek (Wp) geldt alleen onder ideale laboratoriumomstandigheden bij 1.000 W/m² instraling en 25 °C celtemperatuur.

In de praktijk beïnvloeden talrijke factoren de opbrengst: de locatie met zijn specifieke zonne-instraling, de oriëntatie en hellingshoek van de modules, mogelijke beschaduwing, temperatuureffecten en de efficiëntie van de geïnstalleerde componenten. Dit artikel legt deze verbanden uit, presenteert de rekenformules en toont welke factoren de grootste impact hebben op de elektriciteitsproductie.

---

De basisformule voor opbrengstberekening

De jaaropbrengst van een PV-installatie volgt uit de invallende zonne-energie vermenigvuldigd met een keten van efficiëntiefactoren en correctiecoëfficiënten:

E = G × A × η_Module × η_Omv × η_Kabel × k_Temp × k_Oriënt × k_Schaduw

Variabele	Betekenis	Typisch bereik
E	Jaaropbrengst	830–980 kWh/kWp
G	Globale straling	950–1.100 kWh/(m²·j)
A	Actief moduleoppervlak	m²
ηModule	Module-efficiëntie	18–23%
ηOmv	Omvormer-efficiëntie	95–98%
ηKabel	Kabelefficiëntie	98–99%
kTemp	Temperatuurfactor	0,93–0,96
kOriënt	Oriëntatiefactor	0,70–1,00
kSchaduw	Schaduwfactor	0,80–1,00

De formule illustreert: elke factor wordt met de andere vermenigvuldigd. Een verlies van 5% op één punt en 10% op een ander resulteert niet in 15% totaalverlies, maar 0,95 × 0,90 = 0,855, oftewel 14,5%. Met veel kleine verliezen cumuleert dit effect aanzienlijk.

---

Fysische principes

De globale straling G bestaat uit drie componenten:

G = G_direct + G_diffuus + G_{gereflecteerd}

Directe straling reist rechtstreeks van de zon naar het aardoppervlak. Deze domineert bij heldere hemel en levert de hoogste intensiteit. Diffuse straling ontstaat door verstrooiing door luchtmoleculen, aerosolen en wolken. In Nederland bedraagt deze circa 55% van het jaartotaal door het vaak bewolkte weer. Gereflecteerde straling (albedo) wordt van de omgeving gereflecteerd en draagt vooral bij op lichte oppervlakken.

Regionale verschillen

In Nederland varieert de jaarlijkse globale straling tussen 950 kWh/m² in het noorden (Friesland, Groningen) en 1.100 kWh/m² in Zeeland. Hoewel de waarden lager zijn dan in Zuid-Europa, bieden de relatief koele temperaturen en constante windkoeling voordelen die de lagere instraling gedeeltelijk compenseren.

Regio	Globale straling	Specifieke opbrengst*
Friesland, Groningen	950–1.000 kWh/m²	830–880 kWh/kWp
Noord-Holland, Flevoland	1.000–1.030 kWh/m²	870–910 kWh/kWp
Zuid-Holland, Utrecht	1.020–1.050 kWh/m²	890–930 kWh/kWp
Brabant, Limburg	1.030–1.070 kWh/m²	900–950 kWh/kWp
Zeeland	1.050–1.100 kWh/m²	920–980 kWh/kWp

*Bij optimale zuidoriëntatie en 36° hellingshoek

Gegevensbronnen voor de berekening

Onze zonnecalculator gebruikt stralingsgegevens uit de PVGis-database van de Europese Commissie. Deze zijn gebaseerd op satellietmetingen en weermodellen over een periode van meer dan 10 jaar. Voor elke locatie in Europa levert PVGis de gemiddelde globale straling – gedifferentieerd naar directe en diffuse componenten en per maand.

---

De invalshoek

De straling die een module bereikt hangt af van de hoek tussen de zonnestralen en het moduleoppervlak. Wanneer de zon loodrecht op het moduleoppervlak staat, wordt de maximale energie ontvangen. Bij schuine invalshoeken wordt dezelfde stralingsenergie over een groter oppervlak verdeeld – de intensiteit per vierkante meter neemt af proportioneel aan de cosinus van de invalshoek.

I_Module = I_Zon × cos(θ)

waarbij θ de hoek is tussen de zonnestralen en de normaal op de module.

Optimale oriëntatie in Nederland

Voor de maximale jaaropbrengst in Nederland is een zuidoriëntatie met een hellingshoek van 35–40° optimaal. Nederland ligt relatief noordelijk (52° NB), waardoor een steilere hoek voordeliger is om de lagere zonnestand te compenseren. Dit optimaliseert zowel de zomer- (hoge zonnestand, lange dagen) als winteropbrengst (lage zonnestand, korte dagen).

De afwijking van het optimum kan worden gekwantificeerd met de oriëntatiefactor k_Oriënt:

Oriëntatie	Hell. 10°	Hell. 30°	Hell. 45°	Hell. 60°
Zuid (0°)	0,93	0,99	1,00	0,95
ZO/ZW (±45°)	0,93	0,95	0,93	0,86
Oost/West (±90°)	0,90	0,86	0,79	0,68
Noord (180°)	0,85	0,66	0,55	0,44

Oost-west-oriëntatie: een speciaal geval

Oost-west-systemen op platte daken genereren 10–15% minder jaaropbrengst dan zuidgeoriënteerde systemen, maar bieden voordelen:

De elektriciteitsproductie is gelijkmatiger verdeeld over de dag. Terwijl een zuidgericht systeem een hoge piek rond het middaguur produceert, leveren oost-west-systemen meer in de ochtend en avond. Dit verhoogt het eigenverbruik bij typische belastingsprofielen en vermindert netbelasting en terugleverpieken.

In Nederland zijn oost-west-installaties op platte daken zeer populair, mede door de efficiëntere dakbenutting en het gunstigere productieprofiel.

---

Waarom beschaduwing kritiek is

Beschaduwing is de meest onderschatte opbrengstmoordenaar. In tegenstelling tot veel andere verliezen beïnvloedt gedeeltelijke beschaduwing de opbrengst niet proportioneel – het kan de opbrengst van een hele modulestring drastisch verminderen.

De reden ligt in de serieschakeling: zonnepanelen worden in strings geschakeld waardoor dezelfde stroom door alle modules stroomt. Een gedeeltelijk beschaduwd module beperkt de stroom van de hele string. Een beschaduwing van 10% van het moduleoppervlak kan opbrengstverliezen van 30–50% veroorzaken als geen tegenmaatregelen worden genomen.

Types beschaduwing

Horizonbeschaduwing door terrein, heuvels of verre gebouwen treft alle modules gelijk en is voorspelbaar. Het vermindert vooral de opbrengst tijdens ochtend- en avonduren wanneer de zon laag staat. In Nederland is dit door het vlakke landschap vaak minimaal.

Nabije beschaduwing door schoorstenen, dakkapellen, antennes of bomen creëert scherpe schaduwen die slechts delen van het systeem treffen. Deze lokale schaduwen bewegen met de zonnestand en kunnen op verschillende tijdstippen verschillende modules beïnvloeden.

Zelfbeschaduwing treedt op bij opgestanderde systemen op platte daken wanneer de rijafstand te klein wordt gekozen. Vooral in de winter bij lage zonnestanden beschaduwen voorste modulerijen de achterste.

Bypass-diodes en hun beperkingen

Moderne modules bevatten bypass-diodes die beschaduwde celgebieden elektrisch omzeilen. Een typische 60-cellen module heeft drie bypass-diodes, elk in staat om 20 cellen te omzeilen. Wanneer één cel beschaduwd is, wordt een derde van de module omzeild – de stroom stroomt om het beschaduwde gebied heen, maar de productie van dat derde van de module gaat verloren.

De bypass-diode voorkomt hotspots en moduleschade maar kan het opbrengstwerlies alleen beperken, niet voorkomen.

Schaduwanalyse

Een nauwkeurige schaduwanalyse is essentieel voor de opbrengstberekening. Onze zonnecalculator maakt de invoer van schaduwobstakels mogelijk en berekent hun impact op de jaaropbrengst – tijdsopgelost voor elke maand en elk uur van de dag.

---

Fysische achtergrond

Zonnecellen zijn gebaseerd op halfgeleiders waarvan de elektrische eigenschappen temperatuurafhankelijk zijn. Bij stijgende temperatuur neemt de thermische beweging van ladingdragers in het kristalrooster toe. Dit leidt tot meer recombinatie van elektronen en gaten voordat ze als stroom kunnen stromen.

Het effect manifesteert zich vooral in de verlaagde open-klemspanning U_OC. De temperatuurcoëfficiënt voor spanning in kristallijn silicium cellen is typisch –0,3%/K. De kortsluitstroom I_SC stijgt licht met de temperatuur (+0,05%/K), maar het spanningseffect domineert.

Temperatuurcoëfficiënten

De vermogenstemperatuurcoëfficiënt γ (gamma) geeft aan hoeveel het modulevermogen afneemt per Kelvin temperatuurstijging boven 25 °C:

Moduletechnologie	Temperatuurcoëfficiënt γ
Monocrystalline PERC	–0,35 tot –0,40%/K
Polycrystalline	–0,40 tot –0,45%/K
TOPCon	–0,30 tot –0,35%/K
Heterojunctie (HJT)	–0,25 tot –0,30%/K
Dunne film CdTe	–0,20 tot –0,25%/K

In Nederland met zijn gematigde klimaat zijn de temperatuurverliezen relatief laag. Het koele, winderige weer zorgt voor goede modulekoeling.

Moduletemperatuur in bedrijf

De celtemperatuur tijdens bedrijf ligt aanzienlijk hoger dan de omgevingstemperatuur. Een donkere module absorbeert ongeveer 80% van de invallende straling en zet slechts 20% om in elektriciteit – de rest wordt warmte.

De moduletemperatuur kan bij benadering worden berekend:

T_Module = T_Omgeving + k × G

waarbij k een factor is die afhangt van de montagesituatie:

• Vrijstaand, goed geventileerd: k ≈ 0,025 K·m²/W
• Op dak met ventilatie: k ≈ 0,030 K·m²/W
• Geïntegreerd in dak zonder luchtspouw: k ≈ 0,050 K·m²/W

Bij 1.000 W/m² instraling en 20 °C omgevingstemperatuur (typische Nederlandse zomerdag) bereikt een goed geventileerde dakmodule circa 50 °C, een geïntegreerde module tot 70 °C.

Temperatuurverliezen over het jaar

De temperatuurfactor k_Temp beschrijft de gemiddelde opbrengstreductie over het jaar:

k_Temp = 1 + γ × (T_Module,gem – 25 °C)

In Nederland is de instraling-gewogen gemiddelde moduletemperatuur relatief laag:

• Landelijk gemiddelde: k_Temp = 1 + (–0,0038) × (40 – 25) = 0,943 (verliezen ~5,7%)

Voordeel van het Nederlandse klimaat: De lage temperatuurverliezen compenseren gedeeltelijk de lagere instraling. Het constante windbeleid, vooral aan de kust, zorgt voor extra modulekoeling en optimaliseert de opbrengst.

---

Factor 5: Omvormer en vermogenselektronica

Functies van de omvormer

De omvormer is de centrale schakel tussen de PV-generator en het elektriciteitsnet. Zijn hoofdtaken:

1. DC/AC-conversie: Omzetting van de gelijkstroom van de modules naar netconforme wisselstroom (230 V, 50 Hz)
2. MPP-tracking: Continue zoektocht naar het optimale werkpunt van de modules
3. Netbewaking: Handhaving van spanning- en frequentiegrenzen, afschakeling bij netstoringen
4. Monitoring: Registratie en overdracht van opbrengstgegevens

Omvormer-efficiëntie

De omvormer-efficiëntie η_Omv is niet constant maar afhankelijk van de belasting. In het deellastbereik (onder 20% van het nominale vermogen) neemt de efficiëntie af omdat het eigen verbruik van de elektronica constant blijft terwijl het verwerkte vermogen afneemt.

Belastingspunt	Typische efficiëntie
5% belasting	88–92%
10% belasting	93–95%
20% belasting	95–97%
50% belasting	96–98%
100% belasting	95–97%

De Europese efficiëntie η_EU is een gewogen gemiddelde dat rekening houdt met het typische belastingsprofiel van een PV-installatie.

Hoogwaardige omvormers bereiken Europese efficiënties van 97–98%, budgetapparaten 94–96%.

MPPT: Maximum Power Point Tracking

Zonnepanelen hebben een niet-lineaire stroom-spanningskarakteristiek. Het Maximum Power Point (MPP) is het werkpunt van maximaal vermogen – en dit verschuift continu met instraling en temperatuur. Het MPPT-algoritme van de omvormer zoekt voortdurend naar dit optimale werkpunt.

De kwaliteit van de MPPT-tracking varieert tussen fabrikanten en beïnvloedt direct de opbrengst. Hoogwaardige omvormers bereiken MPPT-efficiënties boven 99,5%. De verschillen worden vooral duidelijk bij gedeeltelijke beschaduwing: eenvoudige algoritmes kunnen vastlopen in lokale vermogensmaxima, terwijl moderne apparaten het volledige spanningsbereik scannen om het globale maximum te vinden.

Voor installaties met meerdere dakvlakken of gedeeltelijke beschaduwing worden omvormers met meerdere onafhankelijke MPPT-ingangen aanbevolen.

Overige systeemverliezen

Verliesbron	Typische waarde	Oorzaak
DC-zijde bekabeling	0,5–2%	Ohmse verliezen, verbindingen
AC-zijde bekabeling	0,2–0,5%	Lijnverliezen tot aan de meter
Mismatch	0,5–2%	Verschillende modulevermogens in de string
Vervuiling	2–4%	Stof, pollen, vogeluitwerpselen
Reflectie	1–2%	Verliezen bij schuine invalshoeken
Stilstandtijd	0,5–1%	Onderhoud, storingen, netuitval

De systeemopbrengst of Performance Ratio (PR) vat alle verliezen tussen module-uitgang en netinvoeding samen. Goed ontworpen installaties bereiken PR-waarden van 80–86%.

---

Vereenvoudigde opbrengstberekening

Voor een snelle schatting volstaat de formule met de specifieke opbrengst:

E = P × Y_f

Variabele	Betekenis	Eenheid
E	Jaaropbrengst	kWh/j
P	Systeemvermogen	kWp
Yf	Specifieke opbrengst (Final Yield)	kWh/kWp

De specifieke opbrengst Y_f combineert alle invloedsfactoren in één waarde. Het komt overeen met de vollasturen – de tijd die het systeem hypothetisch op nominaal vermogen zou moeten draaien om de jaaropbrengst te genereren.

---

Rekenvoorbeeld: 5 kWp-installatie in Amsterdam

Invoergegevens:

• Locatie: Amsterdam (52,4° NB, 4,9° OL)
• Systeemvermogen: 5 kWp (12 modules van 415 Wp)
• Moduleoppervlak: 20,6 m² (12 × 1,72 m²)
• Module-efficiëntie: 24,1%
• Oriëntatie: Zuid (azimut 180°), hellingshoek 36°
• Beschaduwing: Minimaal, 1% jaarlijks verlies
• Moduletype: Monocrystalline TOPCon (γ = –0,32%/K)
• Omvormer: η_EU = 97,5%, 2 MPPT

Stap 1: Globale straling op hellend vlak Globale horizontale straling op locatie: 1.020 kWh/m²·j Oriëntatiefactor voor Zuid/36°: 1,00 Straling op moduleoppervlak: 1.020 × 1,00 = 1.020 kWh/m²·j

Stap 2: Temperatuurverliezen Instraling-gewogen gemiddelde moduletemperatuur: 40 °C Temperatuurverlies: –0,32%/K × (40 – 25) K = –4,8% Temperatuurfactor: k_Temp = 0,952

Stap 3: Systeemverliezen

• Omvormer: η_Omv = 0,975
• DC-bekabeling: η_Kabel = 0,985
• Mismatch: 0,99
• Beschaduwing: k_Schaduw = 0,99
• Vervuiling: 0,97
• Reflectie: 0,98

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

Stap 4: Jaaropbrengst Theoretische opbrengst: 1.020 kWh/m² × 20,6 m² × 0,241 = 5.065 kWh Werkelijke opbrengst: 5.065 × 0,952 × 0,894 = 4.310 kWh/j Specifieke opbrengst: 4.310 ÷ 5 = 862 kWh/kWp

Performance Ratio: 4.310 ÷ (1.020 × 20,6 × 0,241) = 85,1%

---

Opbrengst over het jaar

De elektriciteitsproductie van een PV-installatie volgt de zonnestand en is ongelijk verdeeld over het jaar:

Maand	Aandeel jaaropbrengst	Typische opbrengst (5 kWp)
Januari	3–4%	130–170 kWh
Februari	5–6%	215–260 kWh
Maart	8–9%	345–390 kWh
April	10–12%	430–520 kWh
Mei	12–14%	520–605 kWh
Juni	12–13%	520–560 kWh
Juli	12–13%	520–560 kWh
Augustus	11–12%	475–520 kWh
September	8–9%	345–390 kWh
Oktober	5–6%	215–260 kWh
November	3–4%	130–170 kWh
December	2–3%	85–130 kWh

Ongeveer 75% van de jaaropbrengst valt tussen april en september. Juni en juli zijn de maanden met de hoogste opbrengst dankzij de lange dagen.

---

Opbrengst monitoren en valideren

Na inbedrijfstelling moet de werkelijke opbrengst regelmatig worden vergeleken met de prognoses. Afwijkingen tot 10% zijn normaal en worden veroorzaakt door weersschommelingen. Grotere afwijkingen wijzen op problemen:

• Systematisch lage opbrengst: Vervuiling, suboptimaal systeemontwerp, omvormer-storing
• Plotselinge opbrengstdaling: Defecte module, kabelbreuk, omvormeruitval
• Seizoensgebonden afwijking: Nieuwe schaduwbron (gegroeide boom, nieuw gebouw)

Moderne omvormers bieden monitoring via app of webportaal. Registratie van stringstromen maakt foutlokalisatie tot op moduleniveau mogelijk.

---

Waarom Excel geen echte zonnecalculator kan vervangen

Veel installatieplanner proberen de PV-opbrengst te berekenen met zelfgebouwde Excel-spreadsheets. Voor een eerste oriëntatie kan dat volstaan – maar voor een betrouwbare prognose is het onvoldoende.

Het fundamentele probleem: Een realistische opbrengstberekening vereist uur-voor-uur simulaties over een heel jaar. Alleen deze aanpak vangt de interacties tussen zonpositie, temperatuur, bewolking en beschaduwing correct. Dat zijn 8.760 uren, elk met verschillende instraalwaarden, zonposities en moduletemperaturen.

De schaduwanalyse illustreert de complexiteit: De schaduw van een schoorsteen beweegt gedurende de dag over het moduleoppervlak – en gedraagt zich in juli heel anders dan in december. Een Excel-blad met maandelijkse forfaitaire waarden kan deze temporele dynamiek niet vatten. Professionele tools berekenen voor elk uur van het jaar welke modules in welke mate beschaduwd zijn en hoe dit de stringopbrengst via de serieschakeling beïnvloedt.

Daarbij komen de niet-lineaire effecten van de modulefysica: De bypass-diode schakeling bij gedeeltelijke beschaduwing, het zoeken door de omvormer naar het globale MPP wanneer er meerdere lokale maxima bestaan, de temperatuurafhankelijke verschuiving van het werkpunt. Deze relaties vereisen een tijdsopgeloste simulatie, geen statische vermenigvuldigingsketens.

Ook de stralingsgegevens zijn kritiek. Professionele tools zoals onze zonnecalculator hebben toegang tot gevalideerde databases zoals PVGis, die directe en diffuse straling apart voor elke locatie leveren – inclusief typische maandwaarden en variabiliteit. Een Excel-spreadsheet werkt in het beste geval met regionale gemiddelden die lokale bijzonderheden (mistige gebieden, hooggelegen locaties, albedo van wateroppervlakken) negeren.

Het cruciale punt: Fouten tellen niet op – ze vermenigvuldigen. Een fout van 5% in beschaduwing, 3% in temperatuur en 2% in efficiëntie geeft geen 10% totale fout, maar kan afhankelijk van het teken leiden tot afwijkingen van 15% of meer. Voor een installatie van 6 kWp betekent dit een prognosefout van meer dan 600 kWh per jaar – of enkele honderden euro's verschil in de economische berekening.

---

Conclusie

Een betrouwbare opbrengstprognose is de basis van elke economische PV-planning. Het bepaalt de terugverdientijd, de optimale opslaggrootte en de verwachte besparingen op elektriciteitskosten. Plan conservatief met realistische systeemverliezen – een positieve verrassing is beter dan een teleurstelling.

Meer informatie over systeemplanning vindt u in het artikel Zonne-installatie plannen: stap voor stap. De fysische principes van stroomopwekking worden uitgelegd in het artikel Van foton tot volt: hoe zonnecellen werken.

---

Bereken nu uw PV-opbrengst

Met onze Zonnecalculator kunt u de verwachte stroomopbrengst voor uw locatie berekenen – inclusief schaduwanalyse, eigenverbruikoptimalisatie en economische rendabiliteitsberekening.

→ Naar de zonnecalculator

---

Bronnen

• IEC 61724-1: Prestatiemonitoring van fotovoltaïsche systemen
• IEC 61853: Prestatietesten van fotovoltaïsche modules
• PVGis – Photovoltaic Geographical Information System (Europese Commissie)
• RVO: Rijksdienst voor Ondernemend Nederland
• Fraunhofer ISE: Photovoltaic Report 2025