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Modulleistung, Ausrichtung, Verschattung, Temperatur: Der tatsächliche Ertrag einer PV-Anlage hängt von mehreren Faktoren ab. Wer sie kennt und richtig einordnet, kann den Stromgewinn und die Wirtschaftlichkeit einer Anlage besser einschätzen und weiß, ob sich eine Investition lohnt. Das Berechnen des jährlichen Energieertrags einer PV-Anlage erfolgt mithilfe verschiedener Formeln.

Zunächst lässt sich aus der Leistung eines PV-Moduls und der Anzahl der verwendeten Module die installierte Gesamtleistung der Anlage bestimmen. Der daraus theoretisch erzielbare Energieertrag der PV-Anlage wird beeinflusst durch:

• die geografische Lage,
• die Dachneigung bzw. die Neigung des PV-Anlagengestells,
• und die Orientierung des Dachs bzw. des PV-Anlagengestells.

Die Neigung und Orientierung der PV-Anlage werden durch den Ertragsfaktor f_A in Formel 2 berücksichtigt. Der Wert für f_A kann einer Einstrahlungstabelle entnommen werden.

Ein Rechenbeispiel: Ein Dachteil eines Einfamilienhauses mit Dachneigung 30° ist mit  – 60° nach Osten ausgerichtet. Die maximale Leistung aller PV-Module des Dachteils beträgt 15 kW. Berechnen Sie die nutzbare Leistung des PV-Generators.

Lösung: Aus der Einstrahlungstabelle erhält man für f_A= 0,91.
PG = P_MPPges ·  f_A = 15  kW · 0,91 = 13,65 kW

Die Nennleistung von PV-Modulen wird in kWp angegeben; sie bezeichnet die Leistung unter Standard-Testbedingungen. Aus der installierten Leistung, der Modulanzahl und den Modulabmessungen lässt sich auch die benötigte Anlagenfläche abschätzen. In Deutschland liegt der spezifische Energieertrag im Mittel grob bei etwa 920 kWh pro kWp und Jahr.

Ertragsminderungen einrechnen

Für eine realistischere Ertragsberechnung muss zusätzlich die Performance Ratio (PR) herangezogen werden. Sie beschreibt das Verhältnis von tatsächlichem Wechselstromertrag zu idealisiertem Ertrag und berücksichtigt typische Betriebsverluste wie Temperatur-, Leitungs-, Wechselrichter- und Verschattungs- und Verschmutzungsverluste. Nach Angaben des Fraunhofer ISE erreichen neue, sorgfältig geplante Anlagen im Jahresmittel typischerweise 80 bis 90 % PR. Bei einer ertragsoptimierten, unverschatteten Anlage wären in Deutschland rund 1.080 Volllaststunden erreichbar. Das Fraunhofer ISE zitiert jedoch aus einem Trendszenario für das Jahr 2021 geringere Werte für PV-Dachanlagen, nämlich im Mittel etwa 922 Vollbenutzungsstunden. 

Zu den oben genannten Einflussfaktoren kommen also noch diese Faktoren hinzu:

• der Wirkungsgrad des Wechselrichters und Leitungsverluste
• sowie Verschattung, Verschmutzung etc.

Auch die Zelltemperatur ist entscheidend: Bei PV-Zellen nimmt mit steigender Bestrahlungsstärke die Stromstärke zu, während mit zunehmender Zellentemperatur die erzeugte Spannung und damit auch die Leistung abnimmt. Dadurch verschiebt sich der Maximum Power Point (MPP). Eine MPP-Regelung sorgt im Betrieb dafür, dass die Anlage möglichst nahe an diesem Punkt arbeitet. Auch eine gute Wärmeableitung, etwa durch Hinterlüftung, ist deshalb wichtig.

Für Langzeitprognosen sollten außerdem Alterung und Anfangsdegradation einbezogen werden: Fraunhofer ISE nennt für qualitätsgeprüfte Aufdachanlagen eine mittlere Moduldegradation von etwa 0,15 % pro Jahr sowie eine lichtinduzierte Anfangsdegradation von 1 bis 2 % in den ersten Betriebstagen; Verschmutzungen können den Ertrag überproportional mindern, vor allem bei sehr flachen Anlagenneigungen unter 15°.

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