Die zwei wichtigsten Kennzahlen einer Solaranlage sind kWp (Nennleistung) und kWh/kWp/Jahr (spezifischer Ertrag). In Deutschland liegen die spezifischen Erträge zwischen 850 kWh/kWp/Jahr (Schleswig-Holstein, Westhang) und 1.250 kWh/kWp/Jahr (Bayern, Süddach). Mit der richtigen Auslegung holst du das Maximum heraus.
kWp verstehen
Die Nennleistung in Kilowatt-Peak (kWp) ist die Leistung unter Standard-Test-Bedingungen (STC): 1.000 W/m² Einstrahlung, 25 °C Modultemperatur, AM 1.5-Spektrum. Praktisch erreicht ein Modul diese Bedingungen in Deutschland selten, typisch arbeitet es zwischen 50 und 90 % der STC-Leistung.
Beispiel: Ein 440-Wp-Modul liefert bei Sommernachmittag mit voller Sonne real ca. 380–400 W (Modul-Hitze 50–60 °C, leichte Verschmutzung). Bei Frühlings-Mittag mit kühlen Modulen und perfekter Sonne kann es 420–440 W erreichen.
Wie DWD-Strahlungsdaten die Berechnung unterlegen
PVGIS, das EU-Referenzwerkzeug für Ertragsprognosen, verwendet Strahlungsdaten des Deutschen Wetterdienstes (DWD) im TMY-Format, dem sogenannten Typical Meteorological Year. Das TMY ist kein einzelnes Jahr, sondern ein statistisch repräsentativer Durchschnitt der Messperiode 1991–2020 (PVGIS-SARAH3-Datensatz), zusammengesetzt aus den monatlich typischsten Wetterdaten.
Die monatliche Variation ist erheblich: Im Januar liefert eine 1-kWp-Südanlage in Süddeutschland nur ~25–35 kWh, im Juli hingegen 120–135 kWh. Dieser Faktor 4–5 zwischen dem schlechtesten und besten Monat erklärt, warum die Jahresverteilung des Ertrags so stark von der Jahreszeit abhängt und warum ein Speicher im Sommer überdimensioniert wirkt, im Winter aber kaum hilft.
Wichtiger Hinweis für die Bewertung deiner Anlage: Die Jahre 2022, 2023 und 2024 waren in Deutschland überdurchschnittlich sonnig, reale Erträge lagen in dieser Periode 5–10 % über dem TMY-Referenzwert. Wenn dein Installateur eine Prognose auf PVGIS-Basis nennt, ist das der langjährige Mittelwert; in sonnenreichen Jahren wirst du ihn übertreffen, in grauen Jahren leicht unterschreiten.
Volllaststunden nach Region
| Region | Globalstrahlung (kWh/m²/Jahr) | Spez. Ertrag Süd 30° (kWh/kWp/Jahr) |
|---|---|---|
| Bayern Süd / Allgäu | 1.250 | 1.150–1.250 |
| Baden-Württemberg | 1.200 | 1.100–1.200 |
| Bayern Nord, Hessen, Rheinland-Pfalz | 1.150 | 1.050–1.150 |
| NRW, Saarland | 1.080 | 1.000–1.100 |
| Niedersachsen, Sachsen-Anhalt | 1.050 | 950–1.050 |
| Schleswig-Holstein, MV, HH, HB | 1.000 | 900–1.000 |
Wie Ausrichtung und Neigung den Ertrag verändern
| Ausrichtung | 10° | 30° | 45° | 60° | 90° (Wand) |
|---|---|---|---|---|---|
| Süd | 93 % | 100 % | 99 % | 94 % | 68 % |
| SO / SW | 92 % | 96 % | 93 % | 87 % | 62 % |
| O / W | 87 % | 88 % | 84 % | 77 % | 53 % |
| N | 80 % | 63 % | 52 % | 42 % | 31 % |
(Werte für Deutschland-Mitte, 100 % = Süd 30°)
Systemverluste richtig veranschlagen
Vom theoretischen Maximalertrag gehen typisch 12–18 % verloren:
- Modul-Mismatch + Verschmutzung: 2–4 %
- Verkabelung (DC + AC): 1,5–3 %
- Wechselrichter: 1,5–3 % (entspricht EU-Wirkungsgrad)
- Temperatur (Modul wird heiß): 4–7 %
- Spektrale Effekte und sonstige: 1–3 %
Die Performance Ratio (PR) ist (100 % − Systemverluste). Eine gut ausgelegte Anlage: PR = 0,82–0,88. Ein neuerer Verlustfaktor, der in Herstellerspezifikationen zunehmend auftaucht, ist LeTID (Light and elevated Temperature Induced Degradation): Bei Standard-PERC-Modulen kann LeTID im ersten Betriebsjahr bei hohen Modultemperaturen zusätzliche 1–3 % Leistungsverlust verursachen. Bei TOPCon- und HJT-Modulen tritt LeTID praktisch nicht auf, ein weiteres Argument für diese neueren Zelltechnologien bei Langzeitplanung.
Komplette Beispielrechnung
Einfamilienhaus, München, Süd-Dach 35°, 22 × 440-Wp-Module:
- Anlagengröße: 22 × 440 / 1.000 = 9,68 kWp
- Region-Volllaststunden (München, Süd 35°): 1.180 h
- PR: 0,85
- Erwartung: 9,68 × 1.180 × 0,85 = 9.703 kWh/Jahr
- Spezifischer Ertrag: 9.703 / 9,68 = 1.003 kWh/kWp/Jahr
- Ohne Verluste wäre der theoretische Maximalertrag 11.430 kWh, die PR von 85 % drückt das auf reale 9.700 kWh.
Erträge aus dem Ertrag
Wirtschaftlicher Wert pro Jahr bei 40 % Eigenverbrauchsquote, 31 ct/kWh Strompreis (Stand 01/2026) und 7,70 ct/kWh Einspeisevergütung (Stand 08/2026):
- Eigenverbrauch: 9.700 × 0,40 × 0,31 = 1.203 €
- Einspeisung: 9.700 × 0,60 × 0,077 = 448 €
- Gesamterlös pro Jahr: 1.651 €
Bei Investitionskosten 13.000 € statische Amortisation: 7,9 Jahre.
Online-Werkzeuge
- solaranlage.com 3D-Planer: berücksichtigt Dachgeometrie, Verschattung, Module: Planer öffnen
- PVGIS (EU-JRC): amtliche Strahlungsdaten, kostenlos auf joint-research-centre.ec.europa.eu
- SMA Sunny Design: detaillierte Auslegung mit String-Plan, kostenlos für Installateure
- PV*SOL premium: professionelle Simulation mit 3D-Modell und Verschattungsanalyse (kostenpflichtig)
Kurz beantwortet
Warum bringt mein Modul nie 440 W laut Wechselrichter-Anzeige?
STC sind Laborbedingungen. Realbetrieb erreicht etwa 80–95 % der STC-Leistung. Im Sommer durch Modulhitze (Tcell > 45 °C) kann der Wert weiter fallen.
Was bedeutet "Performance Ratio"?
Das Verhältnis aus reellem Ertrag zu theoretisch möglichem Maximum. PR von 0,85 = 85 % der theoretischen Energie. Eine gut installierte Anlage liegt bei 0,82–0,88; unter 0,75 sollte man die Ursache prüfen.
Wie hoch ist der Ertrag bei Bewölkung?
Bei diffuser Strahlung (vollständige Bewölkung) immer noch 10–30 % der Schönwetter-Leistung. Module produzieren also auch bei "Grau in Grau" merklich Strom.
Wie messe ich meinen realen Ertrag?
Über den Wechselrichter und sein Monitoring-Portal (SMA Sunny Portal, Fronius Solar.web, Huawei FusionSolar). Alle modernen Geräte loggen sekundengenau und zeigen Tages-, Monats- und Jahressummen.
Warum weicht mein realer Ertrag vom Angebots-Prognose-Wert ab?
Mehrere Faktoren spielen zusammen: (1) Wettervariabilität: Ein Jahr kann 10 % unter oder über dem TMY-Mittelwert liegen, das ist normal und kein Installationsfehler. (2) Teilverschattung durch Bäume oder Nachbargebäude, die im Angebot nicht modelliert wurde, besonders kritisch im Winter bei tiefem Sonnenstand. (3) Verschmutzung durch Laub, Staub oder Vogelkot, die in Prognosen nicht enthalten sind. (4) Degradation im ersten Betriebsjahr: PERC-Module können durch LeTID 1–2 % unterhalb des Nennwerts liegen. Wenn der Ertrag dauerhaft mehr als 10 % unter der Prognose liegt, lohnt sich eine professionelle Inspektion mit Thermokamera und IV-Kurven-Messung.