Woher die Zahlen des Rechners kommen, wie wir rechnen, wo das Modell an seine Grenzen stößt und wie es gegen veröffentlichte Werte abschneidet.
Wie viel Solarstrom geht in einem typischen Jahr verloren, wenn die Einspeisung auf 60 % der Modulleistung begrenzt ist, wenn sie gar nicht begrenzt ist und wenn sie bei 0 % liegt (Nulleinspeisung)? Und wie viel davon könnten Speicher und gesteuerte Lasten aufnehmen? Ausgegeben werden Energiemengen in kWh und Anteile an der Jahreserzeugung, immer als Bandbreite. Euro-Beträge entstehen nur aus Werten, die Nutzerinnen und Nutzer selbst eingeben.
Für ein 0,5°-Raster über Deutschland haben wir mit der PVGIS-API (seriescalc) Stundenreihen der PV-Systemleistung abgerufen: Strahlungsdatenbank PVGIS-SARAH3, Temperatur und Wind aus ERA5, kristallines Silizium, frei aufgestellt, 14 % Systemverluste (PVGIS-Vorgabe), Horizont aus dem Höhenmodell. Rechenpunkt einer Zelle ist die Postleitzahl-Koordinate, die dem Schwerpunkt aller Postleitzahlen der Zelle am nächsten liegt, damit der Punkt an Land und dort liegt, wo Menschen wohnen. So entstehen 230 Punkte. Je Punkt gibt es 15 Varianten: Azimut Süd, Südost, Südwest, Ost, West und Neigung 15°, 30° und 45° als Vertreter der Klassen 5–20°, 21–40° und 41–60° aus dem Marktstammdatenregister. Ost-West ist der Mittelwert aus Ost und West. Der Abruf lief sequenziell auf einem Rechner, mit Pausen weit unter dem Limit der API. Gespeichert wird die Leistung je kWp in 4-W-Stufen; das ändert die gekappte Energie einer 10-kWp-Anlage um höchstens rund 1 kWh im Jahr (geprüft an sechs Rasterpunkten).
PVGIS © European Communities, 2001-2026 · PVGIS 5.3, Gemeinsame Forschungsstelle (JRC) der Europäischen Kommission, Stundenreihen seriescalc (SARAH3/ERA5), Wetterjahr 2019. Verändert: Abruf über die PVGIS-API seriescalc (Stundenwerte 2019, 1 kWp, 14 % Systemverluste, Horizont aus DEM) für 230 Rasterpunkte; Leistung je kWp auf 4-W-Stufen gerundet; Ost-West wird im Browser aus Ost und West gemittelt.
Lastprofile stammen ausschließlich aus dem offenen Datensatz WPuQ des Instituts für Solarenergieforschung Hameln (ISFH). Gemessen wurden Einfamilienhäuser in einem Quartier bei Hameln, Haushaltsstrom und Wärmepumpe getrennt. Wir verwenden die 27 Häuser ohne eigene PV, deren Messung 2019 keine einzige fehlende Stunde hat. Ihr Haushaltsstrom lag zwischen 1.146 und 5.489 kWh im Jahr, die Wärmepumpen zwischen 1.431 und 14.840 kWh. Im Rechner wird jedes Profil auf den eingegebenen Jahresverbrauch skaliert; die Form bleibt die gemessene. Standardlastprofile wie die des BDEW verwenden wir nicht: Ihre Nutzungsbedingungen sind ungeklärt, und sie bilden den Mittelwert vieler Haushalte ab, nicht den Tagesablauf eines einzelnen.
Lastprofile: WPuQ, Version 2.0: Schlemminger, M.; Ohrdes, T.; Schneider, E.; Knoop, M., Zenodo 2021, https://doi.org/10.5281/zenodo.5642902, Lizenz CC BY 4.0, https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/. Verändert: nur Wirkleistung P_TOT der 27 Einfamilienhäuser ohne eigene PV mit lückenlosen Messwerten 2019, Stundenmittel, auf 10-W-Stufen gerundet.
Die Häuser sind ein einzelnes Quartier, kein Bundesdurchschnitt: Niedrigenergiehäuser aus den späten 1990er und frühen 2000er Jahren, Wasser/Wasser-Wärmepumpen an einem kalten Nahwärmenetz, Solarthermie für das Warmwasser im Sommer (Schlemminger et al. 2022). Die Wärmepumpen verbrauchen deshalb im Sommer wenig. Für die Kappung zur Mittagszeit im Sommer heißt das eher etwas mehr Überschuss. Wir behandeln die Profile als Modellannahme und zeigen ihre Streuung als Bandbreite.
Gegenprobe mit einer zweiten offenen Quelle: In den Daten von Open Power System Data (Household Data, CC BY 4.0, Wohngebäude in Konstanz) entfallen bei drei auswertbaren Haushalten 31–42 % des Haushaltsstroms auf die Zeit von 7 bis 15 Uhr UTC (8 bis 16 Uhr MEZ); bei den 27 WPuQ-Häusern sind es 33–47 % (Median 38 %). Ein weiteres Gebäude (9.667 kWh im Jahr, 71 % am Tag) passt nicht zu einem Einfamilienhaushalt und bleibt außen vor. Zwei weitere sind mangels Einspeisezähler oder vollständigem Jahr nicht auswertbar.
Postleitzahl und Ort führen über GeoNames (CC BY 4.0) zum Rasterpunkt. Für Anlagen über 7 kWp nennt der Rechner den Netzbetreiber der Postleitzahl laut Marktstammdatenregister (Datenlizenz Deutschland – Namensnennung – 2.0), wie er im §14a-Atlas aufbereitet ist.
Für jede der 8.760 Stunden des Jahres 2019 (Zeitbezug UTC, wie bei PVGIS und WPuQ) und jedes Regime gilt:
Die Energiebilanz geht in jeder Stunde auf: Erzeugung = Direktverbrauch + Speicherladung + Einspeisung + Kappung, Last = Direktverbrauch + Speicherentladung + Netzbezug. Das prüft ein automatischer Test für alle Regime und Speicherstrategien.
Jede Eingabe wird 54-mal je Regime gerechnet: mit jedem der 27 Haushaltsprofile, jeweils für die untere und die obere Grenze. Die untere Grenze einer Kennzahl ist das 10. Perzentil über die Haushalte, die obere das 90. Perzentil; über beide Grenzen genommen wird der kleinste bzw. größte Wert. Die Spanne enthält also zwei Unsicherheiten: wie verschieden Haushalte ihren Strom über den Tag verteilen, und wie stark Stundenwerte die Kappung unterschätzen.
Die Grenze wirkt auf die Leistung in jedem Augenblick, PVGIS liefert aber Stundenmittel. Ziehen Wolken durch, schwankt die Leistung innerhalb einer Stunde stark; kurze Spitzen über der Grenze verschwinden im Mittel. Wie groß der Effekt ist, haben wir an den Minutenwerten der WPuQ-Messkampagne bestimmt. Dort wurden 2019 auch drei PV-Anlagen in der Nähe des Quartiers gemessen: Süd, 30°, 14,5 kWp sowie Ost und West mit je 10° und 19,5 kWp (Schlemminger et al. 2022, Tabelle 2). Wir haben dieselben Messwerte einmal minütlich und einmal als Stundenmittel ausgewertet, ohne Eigenverbrauch:
| Messanlage (WPuQ 2019) | Grenze | Minute | Viertelstunde | Stunde | Faktor Minute/Stunde |
|---|---|---|---|---|---|
| Süd 30°, 14,5 kWp | 50 % | 17,14 % | 15,10 % | 13,60 % | 1,26× |
| Süd 30°, 14,5 kWp | 60 % | 9,99 % | 8,07 % | 6,85 % | 1,46× |
| Süd 30°, 14,5 kWp | 70 % | 4,75 % | 3,27 % | 2,50 % | 1,90× |
| Ost-West 10°, 39 kWp | 50 % | 7,64 % | 5,93 % | 4,95 % | 1,54× |
| Ost-West 10°, 39 kWp | 60 % | 2,89 % | 1,67 % | 1,10 % | 2,63× |
| Ost-West 10°, 39 kWp | 70 % | 0,74 % | 0,18 % | 0,03 % | – |
Bei 60 % kappen Minutenwerte an der Süd-Anlage das 1,46-Fache der Stundenmittel, an der Ost-West-Anlage das 2,63-Fache. Mit echten Haushaltslasten (gleiche Minute, gleiches Jahr) wird der Abstand noch größer, weil auch die Last innerhalb der Stunde schwankt. Hinzu kommt ein zweiter Effekt: Die gemessenen Anlagen erzeugen mehr als PVGIS mit 14 % Verlusten annimmt (Süd 1.153 statt 1.024 kWh/kWp).
Für die obere Grenze rechnet der Rechner so, als läge die Grenze um einen Betrag δ niedriger. δ ist so gewählt, dass die PVGIS-Stundenrechnung am Ort der Messanlagen (Raum Hameln, Wetterjahr 2019, gleicher Aufbau) genau den Anteil trifft, der in den Minutenwerten gekappt wurde: ohne Last für die feste Begrenzung am Wechselrichter, mit den 27 Haushalten (6, 10 und 15 kWp, mit und ohne Wärmepumpe, Median über 162 Fälle) für den Netzanschlusspunkt. Eine abgesenkte Grenze lässt sich anders als ein fester Aufschlag auf andere Neigungen und Ausrichtungen übertragen.
| Ausrichtung im Rechner | Messanlage | δ Wechselrichter 60 % | δ Netzanschluss 60 % | δ 50 % (WR / Netz) | Ertrag Messung / PVGIS |
|---|---|---|---|---|---|
| Süd (auch Südost, Südwest) | Süd 30° | 0,094 | 0,103 | 0,079 / 0,088 | 1.153 / 1.024 |
| Ost | Ost 10° | 0,059 | 0,069 | 0,046 / 0,054 | 908 / 867 |
| West | West 10° | 0,086 | 0,095 | 0,068 / 0,076 | 930 / 837 |
| Ost-West | Ost + West 10° | 0,075 | 0,084 | 0,058 / 0,067 | 919 / 852 |
δ in kW je kWp; Ertrag in kWh je kWp im Jahr 2019. Netzanschluss: Median über 162 Fälle mit gemessenen Haushaltslasten.
Südost und Südwest verwenden die Süd-Werte, weil es für sie keine Messung gibt. Die Werte für 50 % liegen für einen späteren Rechenzweig bereit (EEG-2027-Entwurf), der Rechner nutzt sie heute nicht. Bei 0 % ändert die Zeitauflösung wenig: In Minutenwerten fällt 3,0–3,9 % mehr Überschuss an als in Stundenmitteln. Das rechnen wir nicht in die Spanne ein, damit Direktverbrauch und Speicher in allen Spalten aus derselben Stundenrechnung stammen. Umgekehrt überschätzen Stundenwerte den Direktverbrauch leicht: In den Messdaten lag er minütlich um 0,7–5,8 Prozentpunkte der Erzeugung niedriger.
Vor der Veröffentlichung haben wir den Rechenkern gegen veröffentlichte Werte geprüft. Alle Vergleichswerte gelten ohne Eigenverbrauch (Volleinspeisung), so wie HTW und C.A.R.M.E.N. sie angeben; dafür hat der Rechner dieselbe Rechnung ohne Last. „Unsere Spanne“ reicht von der Stundenrechnung bis zur kalibrierten oberen Grenze, für Mehrjahreswerte jeweils als Median der Wetterjahre 2005–2023 aus PVGIS.
| Quelle | Fall (alle ohne Eigenverbrauch) | Vergleichswert | Unsere Spanne | Ergebnis |
|---|---|---|---|---|
| HTW Berlin 2013 | Lindenberg, Süd 35°, 50 %, ohne Speicher; Median 2005–2023 | 13,9 % (2004), 13,6–15,2 % (2002–2006) | 10,9–18,1 % | in der Spanne |
| HTW Berlin 2013 | Lindenberg, Süd 45°, 50 %, Wetterjahr 2005 | 15,7 % (2005) | 13,2–20,9 % | in der Spanne |
| HTW Berlin 2013 | Süd 35°, 50 %, Speicher 1 kWh/kWp (90 % entnehmbar, Wirkungsgrade wie HTW), lädt oberhalb der Grenze; Stundenrechnung, Wetterjahre 2005–2023 | 1,1 % (2004) | 0,6–1,6 % | in der Spanne |
| C.A.R.M.E.N./PV*SOL 2025 | Süd 30°, 60 %, Standort Straubing angenommen; Median 2005–2023 | 9,2 % | 4,8–11,3 % | in der Spanne |
| C.A.R.M.E.N./PV*SOL 2025 | Süd 20°, 60 %, Standort Straubing angenommen; Median 2005–2023 | 7,7 % | 3,9–9,7 % | in der Spanne |
| C.A.R.M.E.N./PV*SOL 2025 | Ost/West 20°, 60 %, Standort Straubing angenommen; Median 2005–2023 | 2,4 % | 0,6–2,9 % | in der Spanne |
| C.A.R.M.E.N./PV*SOL 2025 | Nord 20°, 60 % | 0,5 % | nicht im Rechner | – |
| Forenwert energiesparhaus.at | Süd 25°, 60 %, Standort unbekannt (Rechnung: Straubing) | 7,5 % | 4,4–10,6 % | in der Spanne |
| Forenwert energiesparhaus.at | Süd 25°, 50 %, Standort unbekannt (Rechnung: Straubing) | 16,1 % | 11,0–18,4 % | in der Spanne |
| Forenwert energiesparhaus.at | Ost/West 20°, 60 %, Standort unbekannt (Rechnung: Straubing) | 2,48 % | 0,6–2,9 % | in der Spanne |
| Forenwert energiesparhaus.at | Ost/West 20°, 50 %, Standort unbekannt (Rechnung: Straubing) | 7,14 % | 4,1–7,8 % | in der Spanne |
Was die Abweichungen erklärt: HTW (2013) rechnet mit gemessenen Minutenwerten des Observatoriums Lindenberg aus 2002–2006, C.A.R.M.E.N. mit PV*SOL im 1-Minuten-Schritt, der Forenwert mit SolarEdge Designer. Unsere reine Stundenrechnung liegt bei Süd-Anlagen systematisch darunter, bei Ost-West deutlich darunter; genau das zeigt auch die Minutenmessung oben. Die kalibrierte obere Grenze liegt bei Süd etwas über den Vergleichswerten, weil die Messanlage in Hameln überdurchschnittlich viel erzeugt. Zusätzlich unterscheiden sich Wetterjahre und Standorte: Für C.A.R.M.E.N. ist kein Standort angegeben (wir rechnen mit Straubing, dem Sitz von C.A.R.M.E.N.), PVGIS beginnt erst 2005, das HTW-Referenzjahr ist 2004. Nordausrichtung bietet der Rechner nicht an; der C.A.R.M.E.N.-Wert für Nord 20° (−0,5 %) wird deshalb nicht abgedeckt.
Zeitbezug: Die Stundenwerte von PVGIS und WPuQ liegen beide in UTC. Die Korrelation der gemessenen Süd-Anlage mit PVGIS ist bei 0 Stunden Versatz am höchsten (0,96 gegenüber 0,92 und 0,87 bei ±1 Stunde).
Gegenrechnung: Alle Fälle sind zweimal gerechnet, einmal in Python unabhängig vom Rechner und einmal mit dem JavaScript-Rechenkern der Seite. Beide stimmen auf wenige Hundertstel Prozentpunkte überein.
Rheinbreitbach (50,62° N, 7,23° O), Süd 35°, 1 kWp, PVGIS-Stundenwerte 2023. Ohne Eigenverbrauch kappt die 60-%-Grenze alles, was in einer Stunde über 600 Wh liegt. Am 4. Juni 2023, dem ertragsstärksten Junitag des Jahres, sieht das so aus:
| Stunde (MESZ) | PV-Erzeugung (1 kWp) | davon über 600 Wh = gekappt |
|---|---|---|
| 06–07 Uhr | 15 Wh | – |
| 07–08 Uhr | 31 Wh | – |
| 08–09 Uhr | 190 Wh | – |
| 09–10 Uhr | 391 Wh | – |
| 10–11 Uhr | 562 Wh | – |
| 11–12 Uhr | 693 Wh | 93 Wh |
| 12–13 Uhr | 779 Wh | 179 Wh |
| 13–14 Uhr | 805 Wh | 205 Wh |
| 14–15 Uhr | 801 Wh | 201 Wh |
| 15–16 Uhr | 744 Wh | 144 Wh |
| 16–17 Uhr | 635 Wh | 35 Wh |
| 17–18 Uhr | 489 Wh | – |
| 18–19 Uhr | 307 Wh | – |
| 19–20 Uhr | 109 Wh | – |
| 20–21 Uhr | 29 Wh | – |
An diesem Tag werden 858 von 6.580 Wh gekappt (13,0 %). Über das ganze Jahr (1.019 kWh/kWp) ergibt dieselbe Rechnung 4,9 % bei 60 %, 11,2 % bei 50 % und 1,3 % bei 70 %. Der Rechenkern liefert für denselben Fall dieselben Werte.
Regel-Grundlagen: §9 Abs. 2 EEG (60 %, bis zum Einbau von intelligentem Messsystem und Steuerungseinrichtung und erfolgreicher Testung), §100 Abs. 3b EEG (keine 60-%-Pflicht für Inbetriebnahmen 01.01.2023 bis 24.02.2025), §29 Abs. 1 Nr. 2 und Abs. 5 MsbG, FAQ 5.7.4.1 des VDE FNN zur VDE-AR-N 4105:2026 (Umsetzungswege bis 01.03.2028), jeweils abgerufen am 15.10.2026. Der Regierungsentwurf zum EEG 2027 (Drucksache 21/7867, §9 Abs. 2b-E: dauerhaft 50 %, nicht für Nulleinspeiseanlagen) ist nicht beschlossen und nicht eingerechnet. Wir prüfen die Seite, wenn das EEG 2027 verkündet wird, wenn die VDE-Frist am 01.03.2028 ausläuft und wenn PVGIS eine neue Version veröffentlicht.
Die Rechenskripte (Datenabruf, Lastprofile, Kalibrierung, Validierung) liegen bei uns und werden bei jeder Aktualisierung neu ausgeführt. Rückfragen zur Methodik: support@soluxion.net.