Hur mycket el kommer min solcellsanläggning faktiskt att producera? Denna fråga står i centrum för varje lönsamhetsberäkning. Svaret är mer komplext än en enkel titt på modulens datablad – för den angivna effekten i wattpeak (Wp) gäller endast under idealiska laboratorieförhållanden vid 1.000 W/m² instrålning och 25 °C celltemperatur.

I praktisk drift påverkar många faktorer avkastningen: platsen med dess specifika solstrålning, modulernas orientering och lutning, eventuell skuggning, temperatureffekter och de installerade komponenternas effektivitet. Denna artikel förklarar dessa samband, presenterar beräkningsformlerna och visar vilka faktorer som har störst inverkan på elproduktionen.

---

Grundformeln för avkastningsberäkning

Årsavkastningen från en solcellsanläggning följer av den infallande solenergin multiplicerad med en kedja av effektivitetsfaktorer och korrigeringskoefficienter:

E = G × A × η_Modul × η_Växelr × η_Kabel × k_Temp × k_Orient × k_Skugga

Variabel	Betydelse	Typiskt intervall
E	Årsavkastning	650–980 kWh/kWp
G	Globalstrålning	750–1.100 kWh/(m²·år)
A	Aktiv modulyta	m²
ηModul	Moduleffektivitet	18–23%
ηVäxelr	Växelriktareffektivitet	95–98%
ηKabel	Kabeleffektivitet	98–99%
kTemp	Temperaturfaktor	0,94–0,98
kOrient	Orienteringsfaktor	0,70–1,00
kSkugga	Skuggfaktor	0,80–1,00

Formeln illustrerar: varje faktor multipliceras med de andra. En förlust på 5% på ett ställe och 10% på ett annat ger inte 15% total förlust, utan 0,95 × 0,90 = 0,855, alltså 14,5%. Med många små förluster ackumuleras denna effekt betydligt.

---

Fysikaliska principer

Globalstrålningen G består av tre komponenter:

G = G_direkt + G_diffus + G_reflekterad

Direkt strålning färdas i rak linje från solen till jordytan. Den dominerar vid klar himmel och levererar den högsta intensiteten. Diffus strålning uppstår genom spridning från luftmolekyler, aerosoler och moln. I Sverige utgör denna cirka 50–55% av årstotalen. Reflekterad strålning (albedo) reflekteras från omgivningen och bidrar särskilt vid ljusa ytor – i Sverige spelar snöreflektionen en viktig roll på vintern.

Regionala skillnader

I Sverige varierar den årliga globalstrålningen mellan 750 kWh/m² i Norrland och 1.100 kWh/m² i Skåne. De stora skillnaderna beror på Sveriges utsträckning från 55° N till 69° N. Trots lägre instrålning kompenserar de extremt låga temperaturförlusterna och de mycket långa sommardagarna delvis.

Region	Globalstrålning	Specifik avkastning*
Norrland (Nordsverige)	750–900 kWh/m²	650–800 kWh/kWp
Mellansverige (Stockholm)	900–1.000 kWh/m²	780–880 kWh/kWp
Västergötland	950–1.020 kWh/m²	820–900 kWh/kWp
Gotland	1.000–1.050 kWh/m²	870–930 kWh/kWp
Skåne (Sydsverige)	1.000–1.100 kWh/m²	870–980 kWh/kWp

*Vid optimal sydorientering och 42° lutning

Datakällor för beräkningen

Vår solkalkylator använder strålningsdata från PVGis-databasen från Europeiska kommissionen. Dessa baseras på satellitmätningar och vädermodeller över en period på mer än 10 år. För varje plats i Europa levererar PVGis den genomsnittliga globalstrålningen – differentierad efter direkt och diffus komponent samt per månad.

---

Infallsvinkeln

Strålningen som når en modul beror på vinkeln mellan solstrålarna och modulytan. När solen står vinkelrätt mot modulytan tas maximal energi emot. Vid flacka vinklar fördelas samma strålningseffekt över en större yta – intensiteten per kvadratmeter minskar proportionellt mot cosinus av infallsvinkeln.

I_Modul = I_Sol × cos(θ)

där θ är vinkeln mellan solstrålarna och modulens normal.

Optimal orientering i Sverige

För maximal årsavkastning i Sverige är en sydorientering med 40–50° lutning optimal. Sveriges nordliga läge (55–69° N) kräver en brantare lutning för att kompensera för det låga solståndet, särskilt på vintern. En brant lutning hjälper också snön att glida av modulerna.

Avvikelsen från optimum kan kvantifieras med orienteringsfaktorn k_Orient:

Orientering	Lutn. 10°	Lutn. 30°	Lutn. 45°	Lutn. 60°
Syd (0°)	0,91	0,97	1,00	0,97
SO/SV (±45°)	0,91	0,94	0,93	0,88
Öst/Väst (±90°)	0,88	0,84	0,78	0,68
Nord (180°)	0,83	0,64	0,53	0,43

Öst-väst-orientering: ett specialfall

Öst-väst-system på platta tak genererar 10–15% mindre årsavkastning än sydorienterade system, men erbjuder fördelar:

Elproduktionen fördelas jämnare över dagen. Medan ett sydvänt system producerar en hög topp runt middagen, levererar öst-väst-system mer på morgonen och kvällen. Detta ökar egenförbrukningen vid typiska belastningsprofiler.

---

Varför skuggning är kritisk

Skuggning är den mest underskattade avkastningsdödaren. Till skillnad från många andra förluster påverkar partiell skuggning inte avkastningen proportionellt – den kan drastiskt reducera avkastningen från en hel modulsträng.

Orsaken ligger i seriekopplingen: solpaneler kopplas i strängar genom vilka samma ström flödar. En delvis skuggad modul begränsar strömmen i hela strängen. En skuggning av 10% av modulytan kan orsaka avkastningsförluster på 30–50% om inga motåtgärder vidtas.

Typer av skuggning

Horisontskuggning från terräng, kullar eller avlägsna byggnader träffar alla moduler lika och är förutsägbar. Den reducerar främst avkastningen under morgon- och kvällstimmar när solen står lågt.

Närskuggning från skorstenar, takkupor, antenner eller träd skapar skarpa skuggor som endast träffar delar av systemet. Dessa lokala skuggor rör sig med solens position och kan träffa olika moduler vid olika tidpunkter.

Självskuggning uppstår vid uppställda system på platta tak när radavståndet väljs för litet. Särskilt på vintern vid låga solhöjder skuggar främre modulrader de bakre.

Bypass-dioder och deras begränsningar

Moderna moduler innehåller bypass-dioder som elektriskt kringgår skuggade cellområden. En typisk 60-cellsmodul har tre bypass-dioder, var och en kapabel att kringgå 20 celler. När en cell är skuggad kringgås en tredjedel av modulen – strömmen flödar runt det skuggade området, men produktionen från den tredjedelen av modulen går förlorad.

Bypass-dioden förhindrar hotspots och modulskador men kan bara begränsa, inte förhindra, avkastningsförlusten.

Skugganalys

En noggrann skugganalys är essentiell för avkastningsberäkningen. Vår solkalkylator möjliggör inmatning av skuggande objekt och beräknar deras inverkan på årsavkastningen – tidsupplöst för varje månad och timme på dagen.

---

Fysikalisk bakgrund

Solceller baseras på halvledare vars elektriska egenskaper beror på temperaturen. Vid stigande temperatur ökar laddningsbärarnas termiska rörelse i kristallgittret. Detta leder till ökad rekombination av elektroner och hål innan de kan flöda som ström.

Effekten visar sig främst i den reducerade tomgångsspänningen U_OC. Temperaturkoefficienten för spänning i kristallina kiselceller är typiskt –0,3%/K. Kortslutningsströmmen I_SC ökar lätt med temperaturen (+0,05%/K), men spänningseffekten dominerar.

Temperaturkoefficienter

Effekttemperaturkoefficienten γ (gamma) anger hur mycket moduleffekten minskar per Kelvin temperaturökning över 25 °C:

Modulteknik	Temperaturkoefficient γ
Monokristallin PERC	–0,35 till –0,40%/K
Polykristallin	–0,40 till –0,45%/K
TOPCon	–0,30 till –0,35%/K
Heterojunction (HJT)	–0,25 till –0,30%/K
Tunnfilm CdTe	–0,20 till –0,25%/K

I Sverige med sitt kalla klimat är temperaturförlusterna mycket låga – en betydande fördel som delvis kompenserar för den lägre instrålningen.

Modultemperatur i drift

Celltemperaturen under drift ligger betydligt över omgivningstemperaturen. En mörk modul absorberar cirka 80% av den infallande strålningen och omvandlar endast 20% till el – resten blir värme.

Modultemperaturen kan approximativt beräknas:

T_Modul = T_Omgivning + k × G

där k är en faktor som beror på monteringssituationen:

• Fristående, väl ventilerad: k ≈ 0,025 K·m²/W
• På tak med ventilation: k ≈ 0,030 K·m²/W
• Integrerad i tak utan luftspalt: k ≈ 0,050 K·m²/W

Vid 1.000 W/m² instrålning och 15 °C omgivningstemperatur (typisk svensk sommardag) når en väl ventilerad takmodul cirka 45 °C, en integrerad modul upp till 65 °C.

Temperaturförluster över året

Temperaturfaktorn k_Temp beskriver den genomsnittliga avkastningsreduktionen över året:

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

I Sverige är den strålningsviktade genomsnittliga modultemperaturen mycket låg:

• Mellansverige: k_Temp = 1 + (–0,0038) × (35 – 25) = 0,962 (förluster ~3,8%)
• Norrland: k_Temp = 1 + (–0,0038) × (30 – 25) = 0,981 (förluster ~1,9%)

Fördel med det svenska klimatet: De extremt låga temperaturförlusterna (endast 2–5%) kompenserar delvis för den lägre instrålningen. Dessutom innebär de extremt långa sommardagarna (upp till 18–20 timmar dagsljus i juni i Mellansverige, och midnattssol norr om polcirkeln) att sommarproduktionen är betydligt högre än instrålningen ensam antyder.

Snö och bifaciala moduler: Snötäckning kan reducera vinteravkastningen med 5–15%. Å andra sidan kan bifaciala moduler utnyttja snöns albedo och öka avkastningen med 5–10% under snöperioder.

---

Faktor 5: Växelriktare och effektelektronik

Växelriktarens funktioner

Växelriktaren är den centrala länken mellan solcellsgeneratorn och elnätet. Dess huvuduppgifter:

1. DC/AC-konvertering: Omvandling av likström från modulerna till nätkompatibel växelström (230 V, 50 Hz)
2. MPP-tracking: Kontinuerlig sökning efter modulernas optimala arbetspunkt
3. Nätövervakning: Upprätthållande av spännings- och frekvensgränser, frånkoppling vid nätfel
4. Monitorering: Registrering och överföring av avkastningsdata

Växelriktareffektivitet

Växelriktareffektiviteten η_Växelr är inte konstant utan beror på belastningen. I dellastområdet (under 20% av nominell effekt) minskar effektiviteten eftersom elektronikens egenförbrukning förblir konstant medan den bearbetade effekten minskar.

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

Den europeiska effektiviteten η_EU är ett viktat genomsnitt som tar hänsyn till en solcellsanläggnings typiska belastningsprofil.

Högkvalitativa växelriktare uppnår europeiska effektiviteter på 97–98%, budgetenheter 94–96%.

MPPT: Maximum Power Point Tracking

Solpaneler har en icke-linjär ström-spänningskarakteristik. Maximum Power Point (MPP) är arbetspunkten med maximal effekt – och denna förskjuts ständigt med instrålning och temperatur. Växelriktarens MPPT-algoritm söker kontinuerligt efter denna optimala arbetspunkt.

Kvaliteten på MPPT-tracking varierar mellan tillverkare och påverkar direkt avkastningen. Högkvalitativa växelriktare uppnår MPPT-effektiviteter över 99,5%. Skillnaderna blir särskilt tydliga vid partiell skuggning: enkla algoritmer kan fastna i lokala effektmaxima, medan moderna enheter skannar hela spänningsområdet för att hitta det globala maximumet.

För anläggningar med flera takytor eller partiell skuggning rekommenderas växelriktare med flera oberoende MPPT-ingångar.

Övriga systemförluster

Förlustkälla	Typiskt värde	Orsak
DC-sida kablar	0,5–2%	Resistiva förluster, anslutningar
AC-sida kablar	0,2–0,5%	Linjeförluster till mätaren
Mismatch	0,5–2%	Olika moduleffekter i strängen
Nedsmutsning	2–4%	Damm, pollen, fågelspillning
Reflektion	1–2%	Förluster vid flacka infallsvinklar
Snötäckning	2–8%	Snö på modulerna vintertid
Driftstopp	0,5–1%	Underhåll, fel, nätavbrott

Systemavkastningen eller Performance Ratio (PR) sammanfattar alla förluster mellan modulutgång och nätinmatning. Väldesignade anläggningar uppnår PR-värden på 78–85%.

---

Förenklad avkastningsberäkning

För en snabb uppskattning räcker formeln med den specifika avkastningen:

E = P × Y_f

Variabel	Betydelse	Enhet
E	Årsavkastning	kWh/år
P	Systemeffekt	kWp
Yf	Specifik avkastning (Final Yield)	kWh/kWp

Den specifika avkastningen Y_f kombinerar alla påverkansfaktorer i ett värde. Den motsvarar fulllasttimmarna – den tid som systemet hypotetiskt skulle behöva köra på nominell effekt för att generera årsavkastningen.

---

Beräkningsexempel: 5 kWp-anläggning i Stockholm

Indata:

• Plats: Stockholm (59,3° N, 18,1° Ö)
• Systemeffekt: 5 kWp (12 moduler à 415 Wp)
• Modulyta: 20,6 m² (12 × 1,72 m²)
• Moduleffektivitet: 24,1%
• Orientering: Syd (azimut 180°), lutning 42°
• Skuggning: Minimal, 1% årlig förlust
• Modultyp: Monokristallin TOPCon (γ = –0,32%/K)
• Växelriktare: η_EU = 97,5%, 2 MPPT

Steg 1: Globalstrålning på lutande plan Global horisontell strålning på platsen: 950 kWh/m²·år Orienteringsfaktor för Syd/42°: 1,00 Strålning på modulyta: 950 × 1,00 = 950 kWh/m²·år

Steg 2: Temperaturförluster Strålningsviktad genomsnittlig modultemperatur: 35 °C Temperaturförlust: –0,32%/K × (35 – 25) K = –3,2% Temperaturfaktor: k_Temp = 0,968

Steg 3: Systemförluster

• Växelriktare: η_Växelr = 0,975
• DC-kabel: η_Kabel = 0,985
• Mismatch: 0,99
• Skuggning: k_Skugga = 0,99
• Nedsmutsning: 0,97
• Reflektion: 0,98
• Snö: 0,96

Systemfaktor: 0,975 × 0,985 × 0,99 × 0,99 × 0,97 × 0,98 × 0,96 = 0,859

Steg 4: Årsavkastning Teoretisk avkastning: 950 kWh/m² × 20,6 m² × 0,241 = 4.716 kWh Verklig avkastning: 4.716 × 0,968 × 0,859 = 3.920 kWh/år Specifik avkastning: 3.920 ÷ 5 = 784 kWh/kWp

Performance Ratio: 3.920 ÷ (950 × 20,6 × 0,241) = 83,1%

---

Avkastning över året

Elproduktionen från en solcellsanläggning följer solens position och är ojämnt fördelad över året:

Månad	Andel av årsavkastning	Typisk avkastning (5 kWp)
Januari	1–2%	40–80 kWh
Februari	3–4%	120–155 kWh
Mars	7–9%	275–350 kWh
April	11–13%	430–510 kWh
Maj	15–17%	590–665 kWh
Juni	16–18%	625–705 kWh
Juli	15–16%	590–625 kWh
Augusti	12–13%	470–510 kWh
September	8–9%	315–350 kWh
Oktober	4–5%	155–195 kWh
November	1–2%	40–80 kWh
December	0–1%	0–40 kWh

Cirka 85% av årsavkastningen infaller mellan april och september. Juni är typiskt den månad med högst avkastning tack vare de extremt långa dagarna (upp till 18–20 timmar dagsljus i Mellansverige).

---

Övervaka och validera avkastningen

Efter driftsättning bör den verkliga avkastningen regelbundet jämföras med prognoserna. Avvikelser under 10% är normala och beror på vädervariationer. Större avvikelser indikerar problem:

• Systematiskt låg avkastning: Nedsmutsning, suboptimal systemdesign, växelriktarfel
• Plötsligt avkastningsfall: Defekt modul, kabelbrott, växelriktarfel
• Säsongsvis avvikelse: Ny skuggkälla (vuxet träd, ny byggnad)

Moderna växelriktare erbjuder övervakning via app eller webbportal. Registrering av strängströmmar möjliggör fellokalisering ner till modulnivå.

---

Varför Excel inte kan ersätta en riktig solcellskalkylator

Många anläggningsplanerare försöker beräkna solcellsavkastningen med egenkonstruerade Excel-kalkylblad. För en första orientering kan det räcka – men för en tillförlitlig prognos är det otillräckligt.

Det grundläggande problemet: En realistisk avkastningsberäkning kräver timme-för-timme-simuleringar över ett helt år. Endast denna metod fångar korrekt interaktionerna mellan solposition, temperatur, molntäcke och skuggning. Det är 8 760 timmar, var och en med olika instrålningsvärden, solpositioner och modultemperaturer.

Skugganalysen illustrerar komplexiteten: Skuggan från en skorsten rör sig över modulytan under dagen – och beter sig helt annorlunda i juli jämfört med december. Ett Excel-ark med månatliga schablonvärden kan inte fånga denna tidsmässiga dynamik. Professionella verktyg beräknar för varje timme på året vilka moduler som är skuggade i vilken grad och hur detta påverkar strängavkastningen genom seriekopplingen.

Därtill kommer de icke-linjära effekterna av modulfysiken: Bypass-diodens koppling vid delvis skuggning, växelriktarens sökning efter det globala MPP när flera lokala maxima finns, den temperaturberoende förskjutningen av arbetspunkten. Dessa samband kräver en tidsupplöst simulering, inte statiska multiplikationskedjor.

Även strålningsdata är kritiska. Professionella verktyg som vår solcellskalkylator har tillgång till validerade databaser som PVGis, som levererar direkt och diffus strålning separat för varje plats – inklusive typiska månadsvärden och variabilitet. Ett Excel-kalkylblad arbetar i bästa fall med regionala medelvärden som ignorerar lokala särdrag (dimmiga områden, höjdlägen, albedo från vattenytor).

Den avgörande punkten: Fel adderas inte – de multipliceras. Ett fel på 5% i skuggning, 3% i temperatur och 2% i verkningsgrad ger inte 10% totalt fel, utan kan beroende på tecken leda till avvikelser på 15% eller mer. För en anläggning på 6 kWp innebär detta ett prognosfel på över 500 kWh per år – eller flera tusen kronor skillnad i den ekonomiska beräkningen.

---

Slutsats

En tillförlitlig avkastningsprognos är grunden för all ekonomisk solcellsplanering. Den bestämmer återbetalningstiden, optimal lagringsstorlek och förväntade besparingar på elkostnader. Planera konservativt med realistiska systemförluster – en positiv överraskning är bättre än en besvikelse.

Ytterligare information om systemplanering finns i artikeln Planera en solcellsanläggning: steg för steg. De fysikaliska principerna för elproduktion förklaras i artikeln Från foton till volt: så fungerar solceller.

---

Beräkna din solcellsavkastning nu

Med vår Solkalkylator kan du beräkna den förväntade elproduktionen för din plats – inklusive skugganalys, egenförbrukningsoptimering och ekonomisk lönsamhetsberäkning.

→ Till solkalkylatorn

---

Källor

• IEC 61724-1: Prestandaövervakning av solcellssystem
• IEC 61853: Prestandatester av solcellsmoduler
• PVGis – Photovoltaic Geographical Information System (Europeiska kommissionen)
• Energimyndigheten
• Fraunhofer ISE: Photovoltaic Report 2025