Was eine PV-Simulation wirklich rechnet

Sechs Modelle, eine Zahl

„Die Anlage bringt 11'000 Kilowattstunden“ klingt nach einer Messung. Es ist das Ende einer Rechenkette, in der jedes Glied ein eigenes Modell mit eigenen Annahmen ist:

1. Einstrahlung auf die Horizontale. Aus Satellitenbildern oder aus einer Reanalyse: wie viel Energie je Quadratmeter am Standort ankommt.
2. Umrechnung auf die geneigte Fläche. Die Transposition zerlegt die Strahlung in direkt, diffus und bodenreflektiert und rechnet jeden Anteil auf Neigung und Ausrichtung des Dachs um.
3. Verschattung. Horizont aus der Landschaft, Objekte aus der Nachbarschaft, Reihenverschattung auf dem eigenen Feld.
4. Modulverhalten. Reflexion bei flachem Einfallswinkel, spektrale Wirkung, Temperaturgang und Schwachlichtverhalten.
5. Elektrik. Verschaltung der Strings, Arbeitspunktnachführung des Wechselrichters, Wandlungsverluste, Kabel.
6. Betrieb. Verschmutzung, Schnee, Alterung, Verfügbarkeit.

Eine Simulation ist nicht genauer als ihr schwächstes Glied — und das ist selten die Wetterdatenbank.

Das nachgerechnete Beispiel

Damit die folgenden Prozentzahlen überprüfbar sind, stammen sie aus einem einzigen, offenen Abruf: 10 Kilowatt-Peak in Zürich, 30 Grad Neigung, Südausrichtung, 14 Prozent Systemverluste. Der Abruf lässt sich unverändert wiederholen.

https://re.jrc.ec.europa.eu/api/v5_3/PVcalc
  ?lat=47.3769&lon=8.5417   # Zürich, 416 m ü. M.
  &peakpower=10             # kWp
  &angle=30&aspect=0        # 30° Neigung, Süd
  &loss=14                  # Systemverluste in Prozent
  &outputformat=json

Performance Ratio

0,79

11'446 kWh aus 1'452,78 kWh/m² bei 10 kWp (PVGIS 5.3, Abruf 9.8.2026)

Systemverluste

14%

Vorgabewert von PVGIS für Kabel, Wechselrichter, Verschmutzung und Alterung; vom Anwender änderbar (PVGIS-Handbuch)

Jahr-zu-Jahr-Streuung

±5,1%

Standardabweichung 586 kWh über die Jahre 2005–2023 desselben Abrufs

Wo die Prozente bleiben

PVGIS weist die Glieder der Kette einzeln aus. Genau das macht eine Simulation prüfbar: nicht die Endzahl, sondern ihre Zerlegung.

Alle Werte aus demselben Abruf, PVGIS 5.3, abgerufen am 9. August 2026.

Der Punkt an dieser Tabelle ist die letzte Spalte. Die Faktoren multiplizieren sich: 0,971 × 1,014 × 0,930 × 0,860 = 0,788. Wer stattdessen die Prozente addiert, kommt auf 22,5 statt 21,2 Prozent Verlust und rechnet die Anlage um gut ein Prozent zu schlecht. Bei einer Wirtschaftlichkeitsrechnung über 25 Jahre ist das kein Rundungsfehler mehr.

Bemerkenswert ist auch das Vorzeichen in Zeile drei: Der Spektralanteil ist positiv. Das Sonnenspektrum weicht im Jahresmittel so von der Normbedingung ab, dass kristallines Silizium leicht profitiert. Eine Simulation, die nur Abzüge kennt, hat dieses Glied nicht.

Zwei Sorten Wetterdaten

Die Zahlen oben stammen aus PVGIS-SARAH3: Einstrahlung, abgeleitet aus Bildern geostationärer Wettersatelliten. Temperatur und Wind kommen aus ERA5, einer Reanalyse — einem Modell, das vergangenes Wetter aus Messungen rekonstruiert. Der Unterschied ist für die Beurteilung wichtig:

• Satellitendaten haben eine feine räumliche Auflösung und bilden lokale Bewölkung gut ab. Sie liefern einen Momentanwert zum Aufnahmezeitpunkt, nicht den Mittelwert der Stunde.
• Reanalysen liefern durchgehende Stundenmittel für alle Grössen, sind räumlich aber gröber. In zerschnittenem Gelände — also in weiten Teilen der Schweiz — ist das eine echte Einschränkung.

Für eine einzelne Anlage zählt darüber hinaus der Zeitraum. Der hier verwendete Abruf mittelt über 19 Jahre und weist eine Standardabweichung von 586 Kilowattstunden aus — rund fünf Prozent. Ein einzelnes Jahr kann also gut 1'000 Kilowattstunden über oder unter dem Mittel liegen, ohne dass mit der Anlage etwas nicht stimmt.

Was in keiner dieser Zahlen steckt

Der Abruf oben verwendet den eingebauten Horizont. Dieser Horizont stammt aus einem digitalen Geländemodell; das Handbuch beschreibt ihn als Abschattung durch nahe Hügel und Berge (PVGIS-Handbuch, Abschnitt 2). In einem Geländemodell stehen keine Kamine, keine Gauben, keine Nachbargiebel und keine Bäume.

Das ist die grösste Lücke zwischen einem Standortertrag und einem Anlagenertrag — und sie geht immer in dieselbe Richtung: nach unten. Wie stark, entscheidet nicht die Schattenfläche, sondern die Verschaltung; das ist der Gegenstand des Beitrags zur Verschattungsanalyse.

Fünf Fragen an jede Simulation

Ob ein Ergebnis belastbar ist, lässt sich ohne Nachrechnen prüfen — an dem, was der Bericht über sich selbst preisgibt:

1. Welcher Datensatz, welcher Zeitraum? „PVGIS“ oder „Meteonorm“ allein ist keine Angabe. Datensatz und Jahre gehören dazu.
2. Ist die Verlustkette aufgeschlüsselt? Eine Endzahl ohne Zerlegung lässt sich nicht prüfen und nicht verbessern.
3. Wie wurde die Verschattung bestimmt? Aus einem 3D-Modell mit Umgebung, aus einer Horizontlinie oder gar nicht?
4. Steht eine Bandbreite dabei? Ein Ergebnis ohne Streuung behauptet eine Sicherheit, die es nicht gibt.
5. Ist das Performance Ratio plausibel? Für eine gut belüftete Aufdachanlage liegen Werte um 0,8 im erwartbaren Bereich. Deutlich darüber heisst meist: ein Verlustglied fehlt.

Was PV-Pro an dieser Stelle tut

PV-Pro verwendet PVGIS-Zeitreihen als Standortgrundlage und rechnet die Verschattung anschliessend am dreidimensionalen Modell des konkreten Gebäudes samt Umgebung — Modul für Modul über den Jahresgang. Die getrennte Behandlung von direktem, diffusem und bodenreflektiertem Anteil folgt derselben Zerlegung wie oben. Angezeigt werden Jahresertrag, spezifischer Ertrag, Performance Ratio, Volllaststunden und das DC/AC-Verhältnis.

Was dabei herauskommt, ist ein Szenario aus dokumentierten Annahmen — kein Messwert und keine Zusage. Welche Eingaben dahinterstehen und wie sie geprüft werden, steht in der Methodik.