PV-Anlage auslegen: vom Verbrauch zur Modulbelegung

Ein EPC-Projekt beginnt nicht immer am selben Punkt. Manche Kunden kommen mit ihrem Jahresverbrauch und einem Sparziel. Bei anderen Projekten entscheidet die nutzbare Dachfläche über die Antwort. Bei Ausschreibungen oder Revisionsarbeiten stehen Anlagenleistung oder Modulzahl mitunter schon fest. Keine dieser Ausgangsgrößen ist für sich genommen bereits eine fertige Auslegung.

Die Aufgabe besteht darin, Verbrauch, Standort, Ausrüstung und Anschlussgrenzen im selben Projekt gegeneinander abzuwägen. Sobald die Modulbelegung feststeht, ergeben sich Modulzahl und installierte DC-Leistung von selbst. Die Ertragssimulation zeigt, wie viel Energie diese Belegung liefert, und das Verbrauchs- und Tarifmodell zeigt, was das Ergebnis für den Kunden bedeutet.

Die PV-Auslegung hat keinen einzigen Ausgangspunkt

Je nachdem, welche Information das Projekt treibt, stehen drei Abläufe zur Verfügung:

• Verbrauchsgeführtes Projekt. Jahresverbrauch, stündliches Lastprofil, Eigenverbrauchsziel und Tarif legen eine erste Leistungsspanne fest. Ob dieses Ziel tatsächlich auf den Standort passt, wird anschließend geprüft.
• Flächengeführtes Projekt. Das Modul wird gewählt und über die nutzbare Fläche belegt. Aus der Belegung ergeben sich Modulzahl und installierte DC-Leistung. Ertrag, Verbrauch und Wirtschaftlichkeit folgen daraus.
• Zielgeführtes Projekt. Eine Modulzahl, eine installierte Leistung oder eine Jahreserzeugungszahl wird als Eingangsgröße der Auslegung übernommen. Standort-, String- und Wechselrichterprüfungen bestätigen anschließend, ob das Ziel baubar ist.

Unabhängig vom gewählten Ablauf können Eingangs- und Ausgangsgrößen im Projektverlauf die Rolle tauschen. Bei verbrauchsgeführter Arbeit ist die Anlagenleistung zunächst ein Ziel und wird danach durch die Belegung als Ergebnis bestätigt. Bei flächengeführter Arbeit sind Modulzahl und installierte Leistung Ergebnisse der Belegung. Detaillierte Anlagenmodelle erlauben ebenso, Ausrüstungsmengen direkt einzugeben oder die Generatorkonfiguration berechnen zu lassen^[7].

Verbrauchsdaten in ein Auslegungsziel übersetzen

Bei einem verbrauchsgeführten Projekt liefern zwölf Monate Abrechnungen den Jahresenergiebedarf, aber nicht den zeitlichen Verlauf dieses Verbrauchs. Stündliche oder noch feiner aufgelöste Zählerdaten zeigen, wie viel der PV-Erzeugung im Moment der Erzeugung selbst am Standort genutzt werden kann. Eigenverbrauch und Deckungsanteil des Verbrauchs sind unterschiedliche Ergebnisse, und beide werden von Anlagenleistung und Lastprofil beeinflusst^[8].

Liegen keine Intervalldaten vor, erstellen Sie ein repräsentatives Profil aus Arbeitszeiten, Schichtmustern, Heizungsart und großen Lasten wie Elektrofahrzeugen. Sind ein Elektrofahrzeug, eine Wärmepumpe oder ein Speicher geplant, nehmen Sie diesen absehbaren zusätzlichen Verbrauch ebenfalls ins Modell auf.

Das Auslegungsziel ist nicht allein der Jahresverbrauch. Wo eingespeiste Energie wenig wert ist, kann eine kleinere Anlage mit hohem Eigenverbrauch das wirtschaftlich bessere Ergebnis liefern. Auch nutzbare Fläche, statische Tragfähigkeit, Anschlussleistung und Budget können das Ziel verschieben.

Wenn Sie beim Verbrauch beginnen, berechnen Sie die erste Leistungsspanne

In der Branche kursieren mehrere Namen für dieselbe Größe: spezifischer Ertrag, spezifische Produktion oder Energieertrag. Dieser Artikel verwendet die einfachere Bezeichnung Jahresertrag je kWp. Der Wert ist die Energie, die die Anlage voraussichtlich pro Jahr auf der AC-Seite liefert, je 1 kWp installierter DC-Leistung:

Jahresertrag je kWp = jährliche AC-Erzeugung (kWh) ÷ installierte DC-Leistung (kWp)

Aus einem Verbrauchs- oder Erzeugungsziel folgt daraus die erste Leistungsspanne:

Erstes DC-Leistungsziel (kWp) = jährliches Erzeugungsziel (kWh) ÷ Jahresertrag je kWp (kWh/kWp pro Jahr)

Dieses Ergebnis ist nicht die endgültige Projektleistung oder Modulzahl. Es ist ein Auslegungsziel, das verwendet wird, bevor die Belegung existiert.

Jahresertrag je kWp und Einstrahlung sind nicht dieselbe Größe. Die jährliche Einstrahlungsenergie in Modulebene wird in kWh/m² pro Jahr angegeben, das Ertragsergebnis dagegen in kWh/kWp pro Jahr. Das Ertragsergebnis hängt von Standort, Ausrichtung, Neigung, Wetterdaten, Temperatur, Verschattung, Modul, Wechselrichter und Anlagenverlusten ab^[5].

PVGIS und PVWatts erstellen aus diesen Variablen eine Ertragsschätzung^[4][1]. Für eine detailliertere Zeitreihenanalyse lassen sich Modelle wie SAM einsetzen^[6]. Liefert das von Ihnen verwendete Werkzeug bereits einen AC-Ertrag, in dem Verluste enthalten sind, ziehen Sie dieselben Verluste nicht ein zweites Mal ab. Halten Sie ausdrücklich fest, welchen Ausgabewert Ihre Berechnung verwendet hat.

Sobald das Modul gewählt und die Belegung erstellt ist, lässt sich die Projektleistung direkt aus der Belegung ablesen:

Installierte DC-Leistung der Belegung (kWp) = platzierte Module × Modulleistung (W) ÷ 1.000

Das aus dem Verbrauch abgeleitete erste Leistungsziel und die reale, von der Belegung gelieferte Leistung müssen nicht übereinstimmen. Statt die Belegung auf ein Modul mehr oder weniger zu erzwingen, vergleichen Sie die baubaren Anordnungen anhand ihrer Ertrags- und Wirtschaftlichkeitsergebnisse.

Wenn Sie beim Dach oder der Standortfläche beginnen, erstellen Sie die Belegung

Die nutzbare Dachfläche ist kleiner als die gesamte Dachfläche. Entnehmen Sie die Modulmaße dem aktuellen Produktdatenblatt und behandeln Sie Randabstände, Wartungswege, Aufbauten auf dem Dach, Feuerwehrzugänge und örtliche Vorgaben gesondert. Solange die statische Prüfung nicht abgeschlossen ist, behandeln Sie eine nur geometrisch passende Belegung nicht als baubar.

Gibt es mehr als eine Dachfläche, modellieren Sie jede Fläche als eigenen Teilgenerator mit eigener Ausrichtung, Neigung und Verschattung. Unterschiedliche Erzeugungsprofile zu einer einzigen mittleren Ausrichtung zusammenzufassen, verfälscht das stündliche Ergebnis, besonders wenn Ost- und Westflächen gemeinsam genutzt werden.

Verschattung wirkt sich sowohl auf die Modulbelegung als auch auf die Elektroplanung aus. Die Verschattung eines der seriell verschalteten Module im selben String kann den Stringstrom und den Arbeitspunkt verändern, und Bypass-Dioden verändern die Form dieses Effekts^[9]. Behandeln Sie Verschattung deshalb nicht nur als festen, am Jahresende angesetzten Prozentsatz. Prüfen Sie MPPT- und Stringverteilung zusätzlich zu einer jährlichen geometrischen Verschattungsanalyse. Der Mechanismus wird in Verschattung und Stringplanung ausgearbeitet, die Methode selbst unter Verschattungsanalyse.

Wählen Sie den Wechselrichter passend zur Belegung

Die Wechselrichterauswahl besteht aus drei getrennten Prüfgruppen. Nur eine davon zu verifizieren, reicht nicht aus.

Das DC/AC-Verhältnis teilt die DC-Nennleistung des Generators durch die AC-Nennleistung des Wechselrichters. PVWatts V8 verwendet 1,2 als Voreinstellung für die Vormodellierung^[2]. Dieser Wert ist keine Auslegungsvorgabe. Ein höheres Verhältnis kann den Wechselrichter häufiger näher an seiner Nennleistung halten, wirkt sich aber auch auf Kappung, thermische Last und Herstellergrenzen aus. Verifizieren Sie das endgültige Verhältnis anhand einer Jahressimulation und des Ausrüstungsdatenblatts^[12].

Die Spannungsprüfung betrachtet zwei Temperaturextreme. Bei der niedrigsten Auslegungstemperatur darf die korrigierte Leerlaufspannung des Strings die maximal zulässige DC-Eingangsspannung des Wechselrichters nicht überschreiten. Bei der höchsten Zelltemperatur muss die Betriebsspannung des Strings innerhalb des Bereichs des zugehörigen MPPT bleiben. Prüfen Sie Startspannung und MPPT-Bereich bei Nennleistung zusätzlich getrennt anhand des Herstellerdatenblatts.

Die Stromprüfung wägt die Zahl der parallelen Strings je MPPT, den maximal nutzbaren Eingangsstrom, den zulässigen Kurzschlussstrom und die Steckverbindergrenzen gemeinsam ab. Besonders bei modernen Modulen mit hohem Strom reicht eine reine Spannungsrechnung nicht aus. Die aktuelle Normenreihe IEC 62548-1 behandelt DC-Auslegungs- und Schutzanforderungen für Generatoren; für die Produktauswahl bleiben das aktuelle Herstellerdatenblatt und das Auslegungstool die maßgebliche Referenz^[10][11].

Scheitert eine dieser Prüfungen, ändern Sie Modulzahl, Stringlänge, MPPT-Verteilung oder Wechselrichtermodell und führen Sie die Simulation erneut aus.

Prüfen Sie die Verlustgrenzen in der Ertragsberechnung

Die Modulleistung ist ein DC-Nennwert unter Standardtestbedingungen. Was der Kunde nutzt oder einspeist, ist die AC-Energie, die nach stündlicher Einstrahlung, Temperatur, Verschattung, elektrischen Verlusten, Wechselrichterwandlung, Kappung und Verfügbarkeit übrig bleibt.

Die folgenden Werte sind Beispielannahmen, die nur die Methode zeigen sollen. Es sind keine typischen Werte und keine Projektempfehlung:

In diesem vereinfachten Beispiel mit festen Jahresprozentsätzen werden die Verluste multiplikativ verknüpft. Die technische Referenz von PVWatts aggregiert prozentuale Systemverluste auf dieselbe Weise, während das aktuelle PVWatts V8 Systemverlust und Wechselrichterwirkungsgrad als getrennte Eingaben behandelt^[3][2]. In einer detaillierten Simulation werden Temperatur, Verschattung und Wechselrichterverhalten stattdessen am stündlichen Arbeitspunkt berechnet. Verwenden Sie die einfache Verlustkette deshalb nicht als Ersatz für ein vollständiges Zeitreihenmodell.

Die Performance Ratio drückt aus, wie viel von der Solarressource nach realen Anlageneffekten wie Modultemperatur, Verschattung, Verkabelung und Wechselrichter übrig bleibt. Der vereinfachte Zusammenhang lautet:

Äquivalente Volllaststunden = jährliche Einstrahlungsenergie in Modulebene ÷ 1 kW/m²

Jahresertrag je kWp = äquivalente Volllaststunden × Performance Ratio

Diese Trennung verhindert, Einstrahlung wie ein Ertragsergebnis zu lesen, und verhindert, dieselben Verluste zweimal anzusetzen^[5].

Wie dasselbe Projekt von zwei unterschiedlichen Ausgangspunkten aus verläuft

Dieses Beispiel ist keine Standortschätzung. Es zeigt, wie ein verbrauchsgeführter und ein dachgeführter Ablauf im selben Projekt zusammentreffen. Annahmen: 4.200 kWh Jahresverbrauch, ein Jahreserzeugungsziel von 4.200 kWh, ein südorientiertes Dach mit 35° Neigung, 1.250 kWh/m² jährliche Einstrahlungsenergie in Modulebene, Module zu 440 W und die vereinfachte Verlustrechnung von oben.

Die Rechenschritte:

1. Ertrag vor Verlusten: 1.250 kWh/m² pro Jahr Einstrahlungsenergie in Modulebene entsprechen 1.250 äquivalenten Volllaststunden bei einer Referenz von 1 kW/m². Für 1 kWp bedeutet das theoretisch 1.250 kWh pro Jahr vor Verlusten.
2. Vereinfachte Performance Ratio: Die Multiplikation der Verlustkoeffizienten ergibt rund 0,824.
3. Jahresertrag je kWp: 1.250 × 0,824 = rund 1.030 kWh/kWp pro Jahr.
4. Verbrauchsgeführter Ablauf: 4.200 ÷ 1.030 ergibt ein erstes Leistungsziel von 4,08 kWp. Diese Zahl ist der ungefähre Wert, auf den die Belegung zusteuert, nicht die endgültige Modulzahl.
5. Dachgeführter Ablauf: Ein 440-W-Modul wird gewählt und auf dem realen Dach belegt. Neun Module ergeben 3,96 kWp installiert, zehn Module ergeben 4,4 kWp.
6. Ertragsprüfung: Bei gleichem Ertrag je kWp liefert die Belegung mit neun Modulen rund 4.079 kWh und die Belegung mit zehn Modulen rund 4.532 kWh AC-Energie pro Jahr.
7. Flächenprüfung: Bei angenommenen 1,95 m² je Modul sind zehn Module allein 19,5 m² Modulfläche. Die baubare Dachfläche ergibt sich aus der realen Belegung, den Randabständen, den Wartungswegen und den Aufbauten.
8. Vorläufige Wechselrichterauswahl: Für einen 4,4-kWp-Generator ergibt ein 3,6-kW-Wechselrichter ein DC/AC-Verhältnis von 1,22 und ein 4-kW-Wechselrichter 1,10. Die Wahl erfolgt, nachdem Kappungssimulation, Herstellerleistungsgrenze, Kalt- und Heißspannungen, MPPT-Strom und Kurzschlussstrom verifiziert wurden.

Im Beispiel weist die Verbrauchsrechnung auf ein Ziel von 4,08 kWp hin, während die reale Belegung den Standort auf ein baubares Ergebnis mit neun oder zehn Modulen bringt. Stündlicher Verbrauch, Eigenverbrauchsanteil, Tarif, Wert der eingespeisten Energie, Anschlussgrenze und die künftigen Pläne des Kunden entscheiden zwischen den beiden Optionen. Die Berechnung schreibt die Belegung nicht vor, und die Belegung wird nicht unabhängig vom Verbrauchsziel beurteilt.

Was sich bei einer Gewerbeanlage ändert

Die Methode ändert sich nicht, aber die bindenden Randbedingungen unterscheiden sich je nach Projekttyp. Bei Tarifen mit Leistungspreis zählen die Intervalle mit dem höchsten Verbrauch ebenso wie die jährliche kWh-Summe. Netzanschlussgrenzen und statische Tragfähigkeit können bei manchen Projekten entscheidender sein als die Dachfläche.

Gehen Sie nicht davon aus, dass gewerblicher Verbrauch immer tageslastig ist. Prüfen Sie Schichtmuster, Wochenenden, Saisonalität und Produktionsstillstände anhand eines gemessenen Lastprofils. Ist ein Speicher geplant, legen Sie PV-Anlage und Speicher gemeinsam anhand von Erzeugungs-, Verbrauchs- und Tarifdaten mit derselben zeitlichen Auflösung aus. Die Wirkung zeitbasierter Tarife wird in Lastspitzenkappung und Batteriewirtschaftlichkeit ausgearbeitet.

Fünf Auslegungsfehler, die es bis ins Angebot schaffen

1. Einstrahlung mit Ertrag je kWp verwechseln. kWh/m² und kWh/kWp sind nicht dieselbe Größe.
2. Verluste doppelt ansetzen. Verluste ein zweites Mal vom AC-Ertragsergebnis eines Modells abzuziehen, unterschätzt die Erzeugung.
3. Den Ertrag nach einer geänderten Belegung nicht aktualisieren. Die Modulanordnung im Angebot und die Energieschätzung beruhen dann auf unterschiedlichen Auslegungen.
4. Den Wechselrichter allein anhand des DC/AC-Verhältnisses wählen. Spannung, MPPT-Strom, Kurzschlussstrom und Herstellerleistungsgrenzen bleiben unberücksichtigt.
5. Die Jahreserzeugung als Ersparnis behandeln. Eigenverbrauch, Abrechnungsperiode und Preis der eingespeisten Energie bleiben unberücksichtigt.

So läuft das in solarVis ab

Die allgemeine Auslegungsmethode läuft in solarVis 3D-Planung und Simulation in drei verbundenen Schritten ab. Verbrauchsdetails definieren den monatlichen Verbrauch, das Tageslastprofil und den Tarif^[13]. Die Dachmodellierung erstellt die Standortgeometrie und die Aufbauten. Die Modulplatzierung lässt Sie anschließend Modulzahl, Jahreserzeugung, installierte Leistung in kWp oder den Deckungsanteil des Verbrauchs als Ziel festlegen^[14].

Sobald die Belegung feststeht, werden Modulzahl, installierte Leistung, Verschattung, Strings und Wechselrichterauswahl alle an derselben Auslegung geprüft^[15]. Erzeugungs- und Wirtschaftlichkeitsergebnisse fließen aus denselben Projektdaten in die Angebotssoftware. Die dem Kunden gezeigte Modulanordnung und die Erzeugungszahl im Angebot beruhen dadurch nicht auf unterschiedlichen Versionen.

Vier Grenzen sollten Sie kennen, bevor Sie auf sie stoßen. Die oben beschriebenen Ertrags- und Verlustrechnungen laufen auf einer Stundensimulation, sehr kurze Einstrahlungs- und Verschattungsspitzen innerhalb einer Stunde gehen also in deren Mittelwert ein, statt einzeln aufgelöst zu werden. Die Auslegung von Wechselrichter, Speicher und Wärmepumpe in der Modulplatzierung ist ein Vorschlag aus Belegung und Verbrauchsmodell: solarVis schlägt einen Ausgangspunkt vor, die endgültige Wahl bestätigt weiterhin die Fachplanung anhand des Herstellerdatenblatts, mit denselben Spannungs-, Strom- und DC/AC-Prüfungen wie oben in diesem Artikel. SolarVis erteilt keine Normkonformität und keine statische Freigabe, reicht keinen Genehmigungs- oder Netzanschlussantrag ein, misst nach der Installation keine Erzeugung und rechnet keine eingespeiste Energie mit dem Netzbetreiber ab. Diese Schritte bleiben bei der prüfenden Fachplanung, dem Installateur und dem Netzbetreiber.