Unverbindliche Ertragsabschätzung
Wie viel Strom liefert ein Solarpark an Ihrem Standort? Dieser Rechner ermittelt Jahresertrag (kWh/a) und spezifischen Ertrag (kWh/kWp) aus den Einstrahlungsdaten des EU-Wissenschaftsdiensts PVGIS (Satellitendaten SARAH3, 2005–2023) und einer offengelegten, einzeln aufgeschlüsselten Verlustkette – von der Reihenverschattung bis zum Transformator. Kein Ersatz für ein geprüftes Ertragsgutachten, aber eine ehrliche erste Größenordnung.
Standort und Fläche genügen – alles Weitere setzt der Rechner auf übliche Freiflächen-Werte (Süd, fest aufgeständert, ca. 1 MWp je Hektar).
Volle Kontrolle über Auslegung und Verlustkette: Neigung, GCR, DC/AC, Albedo, bifazial – für Projektierer, EPC und Gutachten-Vorprüfung.
| Spezifischer Ertrag, 1. Betriebsjahr | |
|---|---|
| Jahresertrag, 1. Betriebsjahr | |
| Mittel über 20 Jahre | |
| Performance Ratio | Nettoertrag zu Einstrahlung in Modulebene, 1. Jahr |
| Rechnerisch vermiedene CO2-Emissionen | deutscher Strommix, 344 g/kWh (UBA 2025) |
Für Finanzierung, Verkauf oder Due Diligence brauchen Sie belastbare Überschreitungswahrscheinlichkeiten statt einer Überschlagsrechnung. Wir erstellen unabhängige Ertragsgutachten für Freiflächenanlagen – mit geprüfter Standortdatenbasis, Anlagenmodell und dokumentierter Unsicherheitsrechnung.
Die E-Mail enthält Ihre Eingaben und das Rechenergebnis als Textzusammenfassung – Sie sehen vor dem Absenden genau, was übertragen wird.
Datenbasis. Einstrahlung und Temperaturverhalten kommen aus PVGIS v5.3 des EU Joint Research Centre (Satellitendatenbank SARAH3, Jahre 2005–2023, Geländehorizont aus dem Höhenmodell) – bewusst ohne den pauschalen Systemverlust von 14 %, sodass der ideale DC-Ertrag am MPP inklusive Temperatur-, Reflexions- und Spektralverlusten vorliegt und die eigene Verlustkette nichts doppelt zählt. Die PVGIS-Werte sind als vorberechnetes Standortraster (0,5°-Gitter über Deutschland, Österreich und die Schweiz, Stand August 2026) direkt in diese Seite eingebaut: je Rasterpunkt Süd mit den Neigungs-Stützstellen 10/25/40° sowie Ost/West (Mittel beider Flächen) mit 8/20°. Zwischenwerte werden über Ort und Neigung interpoliert – dadurch rechnet die Seite ohne jeden externen Dienst, mit einer zusätzlichen Interpolationsunschärfe von typischerweise unter 2 %. Neigungen außerhalb der Stützbereiche nutzen die jeweils nächste Stützstelle der Einstrahlungsdaten; die Verschattungsrechnung verwendet stets die exakte Eingabe.
Reihenverschattung. Eigene Sonnenbahn-Integration mit den Formeln des Reihenabstand-Rechners: für jeden Monat und jede halbe Stunde werden Sonnenstand und Profilwinkel bestimmt, daraus der geometrisch beschattete Anteil der Modulfeldhöhe. Gewichtung über ein Klarhimmel-Strahlungsmodell und den Monats-Diffusanteil; Teilverschattung wirkt elektrisch um den Faktor 1,35 stärker als geometrisch (Half-Cut-Module). Sonnenstände unter 3° bleiben außen vor, weil PVGIS den Geländehorizont bereits abzieht.
Bifazial. PVGIS kennt keine bifazialen Module. Der Mehrertrag wird als Faktor aus Bifazialität (0,80), Albedo und Belegungsdichte gebildet und auf 2–15 % begrenzt – bei Gras/Acker und üblicher Süd-Belegung rund +7 %.
| Posten | Wert | Begründung |
|---|---|---|
| Reihenverschattung | aus Geometrie | Sonnenbahn-Integration aus GCR und Neigung, s. oben – typisch 0,5–3 % bei üblichen Reihenabständen. |
| Verschmutzung und Schnee | 2,0 % | Jahresmittel für deutsche Freiflächen mit Winterschnee; Selbstreinigung durch Regen eingerechnet. |
| Mismatch und Anfangsdegradation | 1,3 % | Modulstreuung 0,8 % + LID/LETID 0,5 % moderner n-Typ-Module. |
| DC-Verkabelung | 0,7 % | Energetischer Jahreswert bei Auslegung auf ca. 1 % Spannungsfall unter STC, vgl. Spannungsfall-Rechner. |
| Wechselrichter | 1,5 % | 100 % minus europäischer Wirkungsgrad aktueller 1500-V-Zentral-/Stringgeräte. |
| Abregelung (Clipping) | aus DC/AC | Empirische Näherung: verlustfrei bis DC/AC 1,05, darüber quadratisch steigend, skaliert mit dem Standortertrag; Ost/West gedämpft. |
| AC-Verkabelung | 0,3 % | Trasse Wechselrichter – Trafo – Übergabe. |
| Transformator | 0,9 % | Leerlauf- und Lastverluste, energetisches Jahresmittel. |
| Verfügbarkeit | 1,0 % | Technische Ausfälle und Wartung; Netzengpässe/Redispatch sind nicht enthalten. |
| Degradation | 0,4 %/a | Linear ab dem 2. Jahr; Mittel über 20 Jahre = 96,2 % des ersten Jahres. |
Je nach Standort und Auslegung liegen moderne Freiflächenanlagen meist zwischen rund 950 und 1.200 kWh je kWp und Jahr – Süddeutschland und bifaziale Module am oberen, Norddeutschland und dichte Ost/West-Belegung am unteren Rand. Der spezifische Ertrag (kWh/kWp) macht Anlagen unterschiedlicher Größe vergleichbar.
Als Faustwert lässt sich je Hektar rund 1 MWp (Süd) bis 1,5 MWp (Ost/West) installieren – das ergibt größenordnungsmäßig 1 bis 1,6 GWh Strom je Hektar und Jahr. Die tatsächlich belegbare Fläche hängt von Zuschnitt, Randabständen und Infrastruktur ab – dafür gibt es den Flächenrechner.
PVGIS rechnet mit einem pauschalen Systemverlust von 14 % und kennt weder Reihenverschattung noch bifaziale Module oder Wechselrichter-Abregelung. Dieser Rechner ersetzt die Pauschale durch eine einzeln aufgeschlüsselte Verlustkette – jeder Posten ist oben unter „Methode und Annahmen“ offengelegt und im Detailmodus einstellbar.
Dieser Rechner liefert einen Erwartungswert aus Satellitendaten. Ein bankfähiges Gutachten quantifiziert zusätzlich die Unsicherheiten (Datenbasis, Modell, Wetterjahre) und weist aus, welcher Ertrag mit 50 % bzw. 90 % Wahrscheinlichkeit überschritten wird – das verlangen Banken und Investoren als Grundlage der Finanzierung.
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