PV-Ertrag berechnen — an einem offenen Beispiel

Die Faustformel und was sie verschweigt

Die übliche Abschätzung lautet: Leistung in Kilowatt-Peak mal spezifischer Ertrag des Standorts. Sie ist nicht falsch, sie ist unvollständig — denn der spezifische Ertrag ist selbst schon ein Ergebnis. Er hängt an Einstrahlung, Neigung, Ausrichtung, Temperatur, Verschattung und Systemverlusten. Wer eine Zahl nennt, ohne diese sechs Grössen zu nennen, hat geraten.

Deshalb steht hier ein vollständiges Beispiel statt einer Faustzahl. Jede Eingabe ist genannt, der Abruf ist offen, das Ergebnis lässt sich in zwei Minuten wiederholen.

Das Beispiel

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

Spezifischer Ertrag

1'145kWh/kWp

11'446 kWh bei 10 kWp, PVGIS 5.3, Abruf 9.8.2026

Bandbreite (1 σ)

10'861–12'032kWh

Mittel ± Standardabweichung von 586 kWh über 19 Jahre

Anteil Winterhalbjahr

34%

3'875 von 11'446 kWh in den Monaten Oktober bis März

Was das Jahr über passiert

Die Jahressumme verdeckt die eigentliche Information. Zwischen dem schwächsten und dem stärksten Monat liegt im Beispiel der Faktor 3,6.

Monatswerte aus demselben Abruf, PVGIS 5.3, abgerufen am 9. August 2026. Summe 11'446 kWh.

Aus dieser Verteilung folgen die Entscheidungen, nicht aus der Jahreszahl: In den sechs Monaten von Oktober bis März fallen 3'875 Kilowattstunden an, also 34 Prozent. Genau in diese Monate fällt der höchste Verbrauch eines Haushalts mit Wärmepumpe. Wer Autarkie verspricht, muss diese Zahl kennen — die Jahresbilanz sagt dazu nichts.

Die Jahressumme verkauft die Anlage. Die Monatsverteilung entscheidet, ob sie hält, was das Angebot verspricht.

Neigung und Ausrichtung: was wirklich zählt

Dieselbe Anlage am selben Ort, nur anders ausgerichtet — alle übrigen Eingaben unverändert:

Sechs Abrufe, PVGIS 5.3, 9. August 2026, jeweils 10 kWp und 14 % Systemverluste.

Drei Dinge sind daran bemerkenswert. Erstens ist die Neigung fast gleichgültig: Zwischen 15 und 45 Grad liegen fünf Prozent, und das Optimum bringt gegenüber der gebauten 30-Grad-Fläche 0,7 Prozent. Ein Dach umzubauen, um Neigung zu gewinnen, rechnet sich nie. Zweitens kostet die Ausrichtung das Vierfache davon. Drittens liegt West leicht über Ost — weil die Nachmittagsluft wärmer, aber die Bewölkung im Mittel geringer ist. Beides sind Modellergebnisse für diesen Standort, keine allgemeinen Regeln.

Ost-West statt Süd

Eine Flachdachanlage in Ost-West-Aufständerung teilt die Leistung auf beide Richtungen. Aus den Werten oben ergibt sich für fünf plus fünf Kilowatt-Peak ein Jahresertrag von 9'228 Kilowattstunden — 19 Prozent unter der Südvariante.

Trotzdem ist das oft die bessere Anlage, und zwar aus zwei Gründen, die in der Jahressumme nicht auftauchen:

• Die Tageskurve wird breiter und flacher. Erzeugung am Morgen und am späten Nachmittag trifft eher auf Verbrauch als eine schmale Mittagsspitze. Für den Eigenverbrauch zählt das mehr als die Jahressumme.
• Auf derselben Dachfläche passen mehr Module. Ost-West-Reihen brauchen weniger Abstand gegeneinander als nach Süden aufgeständerte. Der Ertrag je Modul sinkt, der Ertrag je Quadratmeter Dach steigt.

Welche Variante gewinnt, ist deshalb eine Rechnung mit dem konkreten Lastprofil und der konkreten Fläche — nicht eine Frage der Himmelsrichtung. Die Grundlagen dazu stehen im Beitrag zu Eigenverbrauch und Autarkie.

Die Bandbreite gehört dazu

Der Abruf liefert nicht nur einen Mittelwert, sondern auch dessen Streuung: 586 Kilowattstunden Standardabweichung über 19 Jahre. In zwei von drei Jahren liegt der Ertrag also zwischen 10'861 und 12'032 Kilowattstunden — allein wegen des Wetters, bei völlig einwandfreier Anlage.

Vom Standortertrag zum Anlagenertrag

Die 11'446 Kilowattstunden sind ein Standortertrag: was eine ideal aufgestellte, unverschattete Anlage an diesem Punkt liefern würde. Bis zum Anlagenertrag fehlen vier Schritte, und alle vier zeigen nach unten:

1. Reale Belegung. Auf das Dach passen selten genau 10 kWp, und die Module liegen nicht alle in derselben Ebene.
2. Nahverschattung. Kamin, Gaube, Antenne, Nachbarbaum. Im Abruf oben ist davon nichts enthalten — der eingebaute Horizont kennt nur Gelände.
3. Verschaltung. Wie Module zu Strings zusammengefasst sind, entscheidet, wie stark ein Schatten den Rest mitzieht. Das ist Gegenstand der Stringplanung.
4. Betrieb. Verfügbarkeit, Verschmutzung über die Jahre, Schnee an der Traufe. Ein Teil davon steckt in den 14 Prozent Systemverlusten, ein Teil nicht.

Diese vier Schritte sind der Grund, warum eine Planung am Modell des echten Gebäudes etwas anderes ist als ein Abruf mit Koordinaten. PV-Pro setzt genau dort an: PVGIS liefert den Standort, das 3D-Modell mit Umgebung liefert den Rest.