Langfristige Einordnung nachvollziehen.

Zweck und Geltungsbereich

Der Rechner unterstützt die Einordnung einer neuen privaten PV-Anlage in Deutschland, optional mit Heimspeicher. Er richtet sich an selbst genutzte Ein- und Zweifamilienhäuser und betrachtet Barkauf beziehungsweise Projektwirtschaftlichkeit.

Verglichen werden ohne PV, nur PV und – falls gewählt – PV mit Speicher. Der Speicher wird immer als zusätzlicher Beitrag gegenüber derselben PV-Anlage ohne Speicher bewertet.

Nicht Bestandteil des MVP

• Gewerbe und Mieterstrom
• Volleinspeisung und Direktvermarktung
• bestehende Anlagen und reine Speichernachrüstung
• Finanzierung, Steuern und Förderberatung
• dynamische Stromtarife
• Wärmepumpe und Elektroauto als getrennte Verbraucher
• Anbieter-, Produkt- oder Tarifempfehlungen

Rechenweg im Überblick

1. EingabenStandort, Verbrauch, Anlage, Speicher, Preise
2. StundenreihenWetter und Haushaltslast
3. Energiebilanz8.760 Stunden eines vollständigen Referenzjahres
4. Projektionjährliche Neusimulation mit Degradation
5. ZahlungsreihenEigenverbrauch, Einspeisung, Kosten
6. ErgebnisseKennzahlen und optionale Sensitivität

Für jedes Projektjahr werden PV-Erzeugung und verfügbare Speicherkapazität angepasst und der stündliche Dispatch neu simuliert. Der Rechner extrapoliert nicht den kurzfristigen Streamlit-Forecast. Eingaben und Ergebnisse werden nicht als Projekt gespeichert.

Wetter und PV-Erzeugung

PV-Wirtschaftlichkeitsrechner: PVGIS

Das Basismodell ruft über den offiziellen JRC-Endpunkt ein typisches meteorologisches Jahr aus PVGIS 5.3 mit der Strahlungsdatenbank PVGIS-SARAH3 ab. Ein TMY bildet typische Monatsbedingungen ab; es ist keine Wetterprognose und kein einzelnes historisches Kalenderjahr.

Verarbeitet werden Globalstrahlung auf die Horizontale (GHI), direkte Normalstrahlung (DNI), diffuse Horizontalstrahlung (DHI), Außentemperatur und Windgeschwindigkeit. Für jede Teilfläche berechnet das Modell:

1. Perez-Transposition auf Neigung und Ausrichtung,
2. SAPM-Zelltemperatur aus Einstrahlung, Temperatur und Wind,
3. PVWatts-Gleichstromleistung,
4. Wechselrichterwirkungsgrad und Systemverluste,
5. optionale Begrenzung der AC-Leistung.

Mehrere Teilflächen werden mit eigener Leistung, Ausrichtung und Neigung berechnet und stündlich addiert. Die Bodenreflexion verwendet standardmäßig eine Albedo von 0,2.

• PVGIS-Portal des JRC ↗ (externer Link)
• PVGIS-5.3-TMY-Endpunkt ↗ (externer Link)
• PVGIS-5.3-seriescalc-Endpunkt ↗ (externer Link)

Haushaltslast

Standard ist das BDEW-Profil H25. Seine Viertelstundenwerte, Tagesarten und Dynamisierung werden auf ein vollständiges Referenzjahr gerollt, zu UTC-Stunden zusammengefasst und anschließend exakt auf den eingegebenen Jahresverbrauch normiert.

Wochentage, Wochenenden und gesetzliche Feiertage werden anhand des Bundeslandcodes berücksichtigt. Kommunal abhängige Feiertage lassen sich allein aus dem Bundesland nicht vollständig bestimmen.

Die ExergyPulse-Profile „Tagesprofil“, „Abendprofil“ und „gleichmäßiger“ verschieben beziehungsweise glätten 15 % des H25-Verlaufs. Sie sind synthetische Szenarien, keine Messdaten. Wärmepumpe und Elektroauto können nur im Gesamtjahresverbrauch enthalten sein.

H25-Provenienz

Offizielles BDEW-XLSX

SHA-256 1803D4C612693563A784EB61001E7C58FFD6BD18A6BCA3780F774F3C3459B845

Deterministisch erzeugte CSV

SHA-256 83A7F47E3A6BDEC28EF49FC56351542B3CBC13493BD988908B15579D7A6D66B8

Die Quelldatei wird wegen ungeklärter ausdrücklicher Weiterverteilungserlaubnis nicht im Repository ausgeliefert. Fehlt die extern bereitgestellte, per Prüfsumme validierte CSV, bricht der Rechner geschlossen ab.

• Offizielle BDEW-H25-Quelldatei ↗ (externer Link)

Verschattung

Je PV-Teilfläche kann ein pauschaler Schattenfaktor oder eine Matrix aus zwölf Monaten und 24 lokalen deutschen Stunden verwendet werden. Der Wert beschreibt den blockierten Anteil der direkten Einstrahlung auf die Modulebene.

In Worten: Nur der direkte Anteil wird vermindert. Diffuse Einstrahlung und Bodenreflexion bleiben unverändert. Module, Strings, Bypassdioden, MPP-Tracker und Optimierer werden nicht abgebildet; eine elektrische Teilverschattungsanalyse findet nicht statt.

Speicher

Der Speicher lädt ausschließlich aus PV-Überschuss und entlädt ausschließlich zur Deckung der Haushaltslast. Netzladen und Preis-Arbitrage sind ausgeschlossen.

• nutzbare Kapazität statt Bruttokapazität
• Round-Trip-Wirkungsgrad mit symmetrisch verteilter Lade-/Entladeeffizienz
• begrenzte Lade- und Entladeleistung, standardmäßig jeweils 0,5 C
• sichtbare Speicherverluste
• äquivalente Vollzyklen (EFC) aus intern entnommener Speicherenergie

Der wirtschaftliche Speicherwert ist stets die Differenz gegenüber „nur PV“. Daraus folgt keine allgemeingültige Empfehlung für eine optimale Speichergröße.

Wirtschaftlichkeit

Die Zahlungsrechnung ist nominal: Strompreis- und Betriebskostensteigerung werden ausdrücklich angesetzt, ebenso ein nominaler Diskontsatz und die nominale Einspeisevergütung. Für jedes Betriebsjahr entsteht eine Zahlungsreihe.

Ausgegebene Kennzahlen

• nominales Ergebnis über den Betrachtungszeitraum
• Kapitalwert der diskontierten Zahlungsreihe
• Amortisationszeit anhand des kumulierten nominalen Zahlungsstroms

LCOE und interne Rendite sind keine Leitkennzahlen dieses Rechners. Getrennt bewertet werden PV gegenüber ohne PV, das Gesamtpaket gegenüber ohne PV sowie der Speicher zusätzlich gegenüber nur PV.

Der zusätzliche Speicherwert umfasst vermiedenen Netzbezug, veränderte Einspeiseerlöse, Speicherverluste, Speicherbetriebskosten und Speichermehrpreis.

Aus zwei bekannten Werten wird der dritte exakt abgeleitet; widersprüchliche Angaben werden abgelehnt. Bei ausschließlich bekanntem Paketpreis wird keine Kostenaufteilung erfunden. Dann können einzelne PV- und Speicherkennzahlen nicht verfügbar sein. Finanzierung wird nicht modelliert.

Degradation

PV

Standard sind 0,5 % pro Jahr, überschreibbar und geometrisch angewendet. Im ersten Betriebsjahr beträgt der Degradationsfaktor 1; die Minderung beginnt ab Jahr 2.

Speicher-Standardmodell

Die nutzbare Kapazität sinkt geometrisch um standardmäßig 2 % pro Jahr. Wirkungsgrad sowie Lade- und Entladeleistung bleiben konstant. Ein automatischer Ersatz ist nicht enthalten.

Garantiemodell

Alternativ kombiniert das Modell Garantiezeit, garantierte Restkapazität und genau eine Nutzungsgrenze aus Durchsatz oder EFC. Verwendet wird das Minimum aus linearer Kalendergrenze und linearer Durchsatzgrenze; für die Nutzung zählen nur abgeschlossene Vorjahre.

Garantiegrenzen sind keine erwartete Alterungsprognose.

Nicht separat modelliert werden Zellchemie, Temperaturalterung, Ladezustand, Entladetiefe, C-Rate-Alterung sowie Leistungs- und Wirkungsgraddegradation.

EEG und Einspeisebegrenzung

Hinterlegt ist die Überschusseinspeisung für Gebäude und Lärmschutzwände bei Inbetriebnahme vom 1. Februar bis 31. Juli 2026:

Auf kleinen Bildschirmen: Tabelle horizontal scrollen.

Die Berechnung erfolgt leistungsanteilig. Datenversion: BNetzA-2026-02-01. Außerhalb des unterstützten Inbetriebnahmezeitraums wird kein Tarif still angenommen; eine manuelle Eingabe ist erforderlich.

Das Vergütungsende nach § 25 EEG kann unterjährig liegen. Im jährlichen Modell wird dieser Anteil nach Kalendertagen vereinfacht gewichtet.

Ohne Expertenvorgabe ist das Basisergebnis nicht einspeisebegrenzt. Zusätzlich wird das erste Jahr mit einer 60-%-Grenze verglichen. Im Expertenmodus kann eine Grenze in kW oder Prozent sowie die Zahl betroffener Jahre gesetzt werden; Abregelung bleibt sichtbar.

Tarifdaten müssen vor Veröffentlichung beziehungsweise für neue Inbetriebnahmezeiträume aktualisiert werden.

• Bundesnetzagentur: EEG-Förderung ↗ (externer Link)
• § 25 EEG auf gesetze-im-internet.de ↗ (externer Link)

Historische Wettersensitivität

Optional ruft der Rechner für jede Teilfläche vollständige reale PVGIS-SARAH3-Jahre von 2005 bis 2023 über seriescalc ab. Die gelieferten direkten, diffusen und bodenreflektierten Werte liegen bereits in der jeweiligen Modulebene vor und werden nicht erneut transponiert.

Schaltjahre müssen zunächst 8.784 Stunden enthalten; anschließend wird ausschließlich der vollständige 29. Februar entfernt. Mindestens zehn vollständige, für alle Teilflächen gemeinsame Jahre sind erforderlich.

Die Jahre werden nach der jährlichen AC-Erzeugung der Gesamtanlage sortiert, bei Gleichstand nach Kalenderjahr. Ausgewählt werden tatsächlich vorhandene Jahre nach Nearest Rank ceil(p × n):

• 10 %: ertragsschwach
• 50 %: mittel
• 90 %: ertragreich

Für jedes ausgewählte Jahr werden Energiebilanz, Speicherdispatch, Projektion und Wirtschaftlichkeit mit unveränderten sonstigen Annahmen neu berechnet. Es entstehen keine interpolierten Kunstjahre.

Die Darstellung ist eine historische Wetterbandbreite, keine Zukunftsprognose. Sie wird nicht mit PV-Degradation, Verschmutzung oder zusätzlicher Verschattung vermischt. „Ertragsschwach“ ist kein wirtschaftliches Gesamturteil.

Standardannahmen

Diese Werte sind in der Oberfläche überschreibbar oder als sichtbare Modellstandards dokumentiert. Sie sind keine allgemeingültigen Empfehlungen.

Auf kleinen Bildschirmen: Tabelle horizontal scrollen.

Quellen und Datenstand

Auf kleinen Bildschirmen: Tabelle horizontal scrollen.

Datenschutz im Rechner

Der PV-Wirtschaftlichkeitsrechner arbeitet stateless: Für diesen Endpunkt sind kein Account und keine Session-ID erforderlich. Eingaben und Ergebnisse werden weder in DuckDB noch im Browser, in einer URL oder als gespeichertes Projekt abgelegt. Für die Standortsuche wird der Suchbegriff serverseitig an OpenStreetMap Nominatim übertragen; für die Wirtschaftlichkeitsrechnung werden die Koordinaten an PVGIS übertragen.