Wer eine Photovoltaikanlage plant, will vor allem eines wissen: Wie viel Strom werde ich tatsächlich ernten? Die Antwort hängt von mehreren Faktoren ab. Standort, Dachausrichtung, Neigung und Verschattung spielen eine zentrale Rolle. Dieser Artikel liefert konkrete Zahlen statt vager Versprechen. Mit Tabellen, Rechenbeispielen und Praxiswerten lässt sich der erwartbare Ertrag für das eigene Dach realistisch einschätzen. So wird die Entscheidung für oder gegen eine Solaranlage auf eine solide Grundlage gestellt.
Der Ertrag einer Photovoltaikanlage gibt an, wie viel elektrische Energie die PV-Anlage in einem bestimmten Zeitraum produziert. Gemessen wird er in Kilowattstunden (kWh). Diese Einheit kennen die meisten vom Stromzähler oder der Jahresabrechnung des Energieversorgers.
Der PV-Ertrag ist nicht mit der Leistung zu verwechseln. Die Leistung einer Anlage wird in Kilowatt-Peak (kWp) angegeben und beschreibt die maximale Leistung unter standardisierten Testbedingungen. Der Ertrag der PV-Anlage hingegen zeigt, was diese im realen Betrieb tatsächlich liefert. Eine 10-kWp-Anlage kann theoretisch 10 kW Leistung erbringen, der Jahresertrag hängt jedoch von Sonnenstunden, Wetter und Anlagenqualität ab.
Für die Planung und den Vergleich verschiedener Anlagen ist vor allem der Jahresertrag relevant. Er zeigt, ob sich die Investition rechnet und wie viel des eigenen Strombedarfs gedeckt werden kann.
Der spezifische Ertrag ist eine Kennzahl, die den Jahresertrag ins Verhältnis zur installierten Leistung setzt. Er wird in kWh pro kWp angegeben und ermöglicht den direkten Vergleich unterschiedlich großer Anlagen.
Die Berechnung ist einfach:
Spezifischer Ertrag = Jahresertrag (kWh) ÷ installierte Leistung (kWp)
In Deutschland liegt der spezifische Ertrag je nach Standort zwischen 800 und 1.200 kWh/kWp pro Jahr. Im Norden sind Werte um 900 kWh/kWp typisch, in der Mitte etwa 1.000 kWh/kWp und im Süden 1.100 kWh/kWp oder mehr.
Ein Beispiel: Eine 10-kWp PV-Anlage in München mit einem spezifischen Ertrag von 1.100 kWh/kWp erzeugt 11.000 kWh pro Jahr. Dieselbe Photovoltaikanlage in Hamburg mit 900 kWh/kWp kommt auf 9.000 kWh. Der Unterschied von 2.000 kWh entspricht bei 32 Cent/kWh Strompreis einem Wert von 640 € jährlich.
Der Unterschied zwischen Brutto- und Netto-Ertrag liegt in den Systemverlusten, die auf dem Weg vom Solarmodul zur Steckdose entstehen. Der Brutto-Ertrag beschreibt die theoretische Stromproduktion der Module, der Netto-Ertrag ist das, was tatsächlich nutzbar ankommt.
Typische Verlustquellen sind:
Ein Rechenbeispiel verdeutlicht den Unterschied:
Bei Ertragsangaben von Herstellern oder Installateuren lohnt sich die Nachfrage, ob es sich um Brutto- oder Netto-Werte handelt. Seriöse Anbieter rechnen mit Netto-Werten oder weisen die Verluste transparent aus.
Der erwartbare Ertrag pro kWp variiert je nach Standort in Deutschland. Zwischen dem sonnigsten Ort in Bayern und der Nordseeküste liegen etwa 15–20 % Unterschied. Das klingt nach viel, relativiert sich aber schnell: Auch eine PV-Anlage in Kiel oder Hamburg produziert im Jahr rund 9.000 kWh bei 10 kWp und deckt damit den Strombedarf eines durchschnittlichen Haushalts doppelt ab.
Die Globalstrahlung, also die gesamte Sonnenenergie, die pro Jahr auf einen Quadratmeter trifft, ist der entscheidende Faktor. In Bayern und Baden-Württemberg liegt sie bei etwa 1.200 kWh/m² pro Jahr, in Schleswig-Holstein oder Niedersachsen bei rund 1.000 kWh/m². Diese Unterschiede übertragen sich direkt auf den Anlagenertrag.
Die folgende Tabelle zeigt die typischen spezifischen Erträge nach Bundesland. Die Werte gelten für eine optimal ausgerichtete Anlage (Südausrichtung, 30–35° Neigung, keine Verschattung):
Ein Hausbesitzer mit einer 10-kWp Photovoltaikanlage in Freiburg kann rund 11.000 kWh pro Jahr rechnen. Dieselbe Anlage in Kiel liefert etwa 9.200 kWh. Der Unterschied von 1.800 kWh entspricht bei 32 Cent/kWh einem jährlichen Wert von rund 575 €.
Trotzdem lohnt sich Photovoltaik auch im Norden. Die Anschaffungskosten sind deutschlandweit ähnlich, und selbst 9.000 kWh Jahresertrag decken den Strombedarf eines durchschnittlichen Haushalts fast doppelt ab.
Gut zu wissen: Bei einer kostenlosen Beratung durch Enpal wird der Standort genau analysiert. Dabei fließen lokale Wetterdaten, Dachausrichtung und mögliche Verschattungen in die individuelle Ertragsprognose ein.
Eine 10-kWp-Photovoltaikanlage produziert in Deutschland durchschnittlich 10.000 kWh Strom pro Jahr. Dieser Wert basiert auf einem spezifischen Ertrag von 1.000 kWh/kWp, der für einen mittleren Standort mit guter Ausrichtung realistisch ist.
Die folgende Tabelle zeigt die typischen Erträge für die gängigsten Photovoltaik Größen. Die Werte gelten für einen durchschnittlichen deutschen Standort mit Südausrichtung und ohne wesentliche Verschattung:
Die Durchschnittswerte für Monat und Tag sind nur Richtwerte. In der Realität schwankt die Produktion erheblich. Ein Sommertag kann das Drei- bis Vierfache eines Wintertags liefern. Auch innerhalb eines Monats gibt es große Unterschiede zwischen sonnigen und bewölkten Tagen.
Für eine genauere Einschätzung zeigt die folgende Tabelle die Bandbreite der Tageserträge nach Jahreszeit:
Die Dachausrichtung beeinflusst den Ertrag einer Photovoltaikanlage um bis zu 45 %. Eine exakte Südausrichtung mit 30–35° Neigung liefert den maximalen Ertrag. Abweichungen davon reduzieren die Stromproduktion, machen eine Anlage aber keineswegs unwirtschaftlich.
Die folgende Matrix-Tabelle zeigt den Ertragsfaktor in Prozent für verschiedene Kombinationen aus Ausrichtung und Dachneigung. Der Wert 100 % entspricht dem optimalen Ertrag bei Südausrichtung und 35° Neigung:
Ein Beispiel zur Anwendung: Das eigene Dach zeigt nach Südwesten und hat eine Neigung von 35°. Der Blick in die Tabelle ergibt 95 %. Bei einem theoretischen Optimalertrag von 10.000 kWh wären real etwa 9.500 kWh zu erwarten.
Eine Photovoltaikanlage mit Ost-West-Ausrichtung liefert etwa 80–90 % des Ertrags einer optimal nach Süden ausgerichteten Anlage. Der geringere Gesamtertrag wird häufig durch einen höheren Eigenverbrauch ausgeglichen.
Der Grund: Während eine Südanlage ihre Produktion auf die Mittagsstunden konzentriert, verteilt eine Ost-West-Anlage den Strom gleichmäßiger über den Tag. Morgens produziert die Ostseite, abends die Westseite. Für Haushalte, die vor allem früh und nach Feierabend Strom verbrauchen, kann dieses Profil wirtschaftlich sogar vorteilhafter sein.
Zudem lässt sich bei Ost-West-Belegung oft die gesamte Dachfläche nutzen, was eine größere Anlagenleistung ermöglicht. Eine 12-kWp-Anlage auf Ost-West-Dach kann trotz geringerem spezifischem Ertrag absolut mehr Strom liefern als eine 8-kWp-Anlage auf reiner Südseite.
Photovoltaik auf der Nordseite kann sich unter bestimmten Voraussetzungen trotzdem lohnen. Bei steilen Dächern mit 45° Neigung und reiner Nordausrichtung bleiben etwa 48–50 % des möglichen Ertrags übrig. Eine 10-kWp-Anlage würde statt 10.000 kWh nur etwa 4.800–5.000 kWh liefern.
Bei flacheren Norddächern sieht die Rechnung besser aus. Bei 20° Neigung erreichen Anlagen noch bis zu 70 % des Optimums. Auch Gebäude mit Flachdach bieten durch Aufständerung die Möglichkeit, Module optimal nach Süden auszurichten.
Eine Nordanlage kann außerdem sinnvoll sein als Ergänzung einer bestehenden Südanlage. Sie liefert vor allem morgens, abends und im Sommer zusätzliche Erträge und erhöht den Eigenverbrauch. Mit bifazialen Glas-Glas-Modulen, die auch reflektiertes Licht von der Rückseite nutzen, steigt die Effizienz weiter.
Verschattung kann den Ertrag einer Photovoltaikanlage um 10–50 % reduzieren, abhängig von Art, Dauer und Umfang des Schattens. Selbst kleine Schattenquellen wie Schornsteine oder Antennen wirken sich stärker aus, als viele Hausbesitzer vermuten.
Das liegt an der Reihenschaltung der Solarzellen. Wird eine einzelne Zelle verschattet, bremst sie den Stromfluss des gesamten Modulstrings. Ein Schatten auf 5 % der Modulfläche kann daher weit mehr als 5 % Ertragsverlust verursachen. Moderne Anlagen mit Leistungsoptimierern oder Wechselrichtern mildern diesen Effekt, können ihn aber nicht vollständig aufheben.
Ein dauerhaft verschattetes Solarmodul kostet je nach Schattenstärke zwischen 20 und 80 % seines Ertrags. Bei zeitweiser Verschattung, etwa durch einen Baum, der nur morgens Schatten wirft, liegt der Verlust meist bei 10–25 %.
Typische Verschattungsquellen und ihre Auswirkungen:
Eine Photovoltaikanlage lohnt sich trotz Verschattung nicht mehr, wenn der Gesamtertrag dauerhaft unter 60–70 % des theoretischen Optimums fällt. Bei einer 10-kWp-Anlage wären das weniger als 6.000–7.000 kWh pro Jahr.
In der Praxis lässt sich dieser Grenzwert selten pauschal anwenden. Entscheidend ist, welche Bereiche des Dachs betroffen sind. Oft kann die Modulbelegung so geplant werden, dass stark verschattete Zonen ausgespart bleiben. Eine Anlage mit 8 kWp auf schattenfreier Fläche ist wirtschaftlicher als 10 kWp mit Teilverschattung.
Drei Faustregeln helfen bei der ersten Einschätzung:
Der Ertragsverlust durch Verschattung lässt sich durch technische Maßnahmen und durchdachte Anlagenplanung um 30–70 % reduzieren.
Leistungsoptimierer sind kleine Geräte, die an jedem einzelnen Modul installiert werden. Sie sorgen dafür, dass ein verschattetes Modul nur sich selbst ausbremst und nicht den gesamten Strang. Bei Anlagen mit Teilverschattung können sie den Ertragsverlust halbieren.
Modulwechselrichter gehen einen Schritt weiter und wandeln den Strom direkt am Modul um. Sie bieten die beste Lösung bei ungleichmäßiger Verschattung, sind aber teurer als ein zentraler Wechselrichter mit Optimierern.
Die effektivste Maßnahme ist jedoch eine sorgfältige Planung. Erfahrene Installateure analysieren den Schattenverlauf über den Tag und übers Jahr. Auf Basis dieser Daten wird die Modulbelegung optimiert, kritische Zonen werden ausgespart oder mit spezieller Technik ausgestattet.
Gut zu wissen: Bei der Planung durch Enpal wird der Schattenverlauf per Satellitenanalyse und Vor-Ort-Begehung geprüft. Kritische Bereiche werden identifiziert und die Modulbelegung entsprechend angepasst.
Eine Photovoltaikanlage verliert durch Alterung etwa 0,5–0,8 % Ertrag pro Jahr. Nach 25 Jahren Betrieb liefert eine typische Anlage noch 80–85 % ihrer ursprünglichen Leistung. Dieser Prozess nennt sich Degradation und ist physikalisch unvermeidlich, aber gut kalkulierbar.
Im ersten Betriebsjahr fällt die Degradation etwas höher aus. Die sogenannte lichtinduzierte Degradation (LID) reduziert die Leistung einmalig um 1–3 %. Danach stabilisiert sich der Rückgang auf die genannten 0,5–0,8 % jährlich. Hochwertige Glas-Glas-Module degradieren mit nur 0,4–0,5 % pro Jahr langsamer und erreichen nach 25 Jahren noch 87–90 % Restleistung.
Ein Rechenbeispiel für eine 10-kWp-Anlage mit 10.000 kWh Jahresertrag im ersten Jahr:
Diese Werte zeigen: Der Rückgang ist verkraftbar und in jeder seriösen Wirtschaftlichkeitsberechnung bereits eingepreist.
Der Ertrag einer Photovoltaikanlage sinkt mit der Zeit, weil die Halbleiter in den Solarzellen langsam altern. UV-Strahlung, Temperaturschwankungen und chemische Prozesse verändern die Kristallstruktur des Siliziums und reduzieren die Fähigkeit, Sonnenlicht in Strom umzuwandeln.
Zusätzlich können Mikrorisse in den Zellen entstehen, etwa durch mechanische Belastungen wie Hagel, Schnee oder starke Temperaturdifferenzen. Moderne Module sind gegen diese Einflüsse deutlich besser geschützt als ältere Generationen. Besonders Glas-Glas-Module mit beidseitiger Glasabdeckung widerstehen mechanischen und klimatischen Belastungen länger als klassische Module mit Photovoltaik Folie.
Neben der Zelldegradation altern auch andere Komponenten. Wechselrichter haben eine typische Lebensdauer von 10–15 Jahren und müssen meist einmal während der Anlagennutzung ersetzt werden. Kabel und Steckverbindungen können durch Witterung spröde werden. Regelmäßige Sichtprüfungen helfen, solche Probleme früh zu erkennen.
Die meisten Hersteller geben für Photovoltaikanlagen eine Leistungsgarantie von 25 Jahren mit mindestens 80–85 % Restleistung. Glas-Glas-Module bieten häufig 30 Jahre Garantie mit 87 % garantierter Leistung.
Neben der Leistungsgarantie gibt es die Produktgarantie, die Materialfehler und Verarbeitung abdeckt. Hier sind 10–12 Jahre bei Standardmodulen üblich, Premium-Hersteller bieten bis zu 25 Jahre.
Bei der Bewertung von Garantien lohnt ein Blick auf die Details. Manche Hersteller garantieren eine lineare Degradation, andere stufenweise Werte. Lineare Garantien sind kundenfreundlicher, weil sie einen gleichmäßigen Mindest-Ertrag über die gesamte Laufzeit sichern.
Wichtig ist auch die Frage der Durchsetzbarkeit. Eine Garantie nützt wenig, wenn der Hersteller in zehn Jahren nicht mehr existiert. Etablierte Hersteller mit europäischer Präsenz und stabiler Marktposition bieten hier mehr Sicherheit als Billiganbieter ohne Servicestruktur.
Der wirtschaftliche Ertrag einer Photovoltaikanlage ergibt sich aus zwei Komponenten: der Ersparnis durch selbst genutzten Strom und der Vergütung für eingespeisten Strom. Mit einer einfachen Rechnung lässt sich ermitteln, wie viel die Anlage jährlich einbringt und wann sich die Investition amortisiert.
Die wichtigsten Faktoren für die Berechnung sind der Jahresertrag in kWh, der Anteil des selbst verbrauchten Stroms, der aktuelle Strompreis und die Einspeisevergütung. Mit diesen vier Werten kann jeder Hausbesitzer die Wirtschaftlichkeit seiner Anlage selbst überschlagen.
Eine 10-kWp-Photovoltaikanlage bringt bei typischen Bedingungen etwa 1.200–1.800 € pro Jahr ein. Der genaue Wert hängt vom Eigenverbrauchsanteil ab, denn selbst genutzter Strom ist deutlich mehr wert als eingespeister.
Ein durchgerechnetes Beispiel ohne Stromspeicher:
Berechnung:
Dasselbe Beispiel mit 10-kWh-Stromspeicher:
Der Speicher erhöht den jährlichen Ertrag um etwa 550 €. Ob sich die Mehrkosten für den Speicher lohnen, hängt von dessen Preis und Lebensdauer ab.
Der Eigenverbrauchsanteil lässt sich durch bewusstes Verbrauchsverhalten steigern. Wer Waschmaschine, Spülmaschine und andere Großverbraucher tagsüber laufen lässt, kann auch ohne Speicher 25–30 % Eigenverbrauch erreichen.
Die Amortisation einer PV-Anlage tritt bei aktuellen Preisen und Stromkosten in etwa 14–18 Jahren. Nach dieser Zeit hat die Anlage ihre Anschaffungskosten eingespielt und produziert für die restliche Lebensdauer kostenlosen Strom.
Rechenbeispiel für die Amortisation (ohne Speicher):
Bei höherem Eigenverbrauch oder steigenden Strompreisen verkürzt sich die Amortisationszeit. Wer 30 % statt 18 % selbst verbraucht, kommt auf etwa 15 Jahre. Bei einem Strompreis von 0,40 €/kWh statt 0,32 €/kWh sinkt die Amortisation auf unter 15 Jahre.
Mit Stromspeicher sieht die Rechnung so aus:
Die Amortisationszeit mit Speicher ist ähnlich lang wie ohne. Der Vorteil des Speichers liegt vor allem in der höheren Unabhängigkeit vom Stromnetz und dem Schutz vor steigenden Strompreisen.
Eine Photovoltaikanlage macht über 25 Jahre Betrieb einen Gewinn von etwa 8.000–15.000 €. Nach der Amortisation erwirtschaftet die Anlage jedes weitere Jahr reinen Überschuss.
Beispielrechnung über 25 Jahre (ohne Speicher):
Mit Speicher:
Der Wechselrichtertausch nach etwa 12–15 Jahren kostet etwa 2.000–3.000 € und sollte in der Gesamtrechnung berücksichtigt werden. Auch mit diesem Posten bleibt die Photovoltaikanlage eine rentable Investition für Hausbesitzer.
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Der Ertrag einer Photovoltaikanlage lässt sich mit den richtigen Kennzahlen gut einschätzen. In Deutschland sind 800–1.200 kWh pro kWp und Jahr realistisch, eine 10-kWp-Anlage liefert damit rund 10.000 kWh jährlich. Dachausrichtung, Neigung und Verschattung beeinflussen das Ergebnis, machen eine Anlage aber in den meisten Fällen nicht unwirtschaftlich. Selbst bei Ost-West-Ausrichtung oder leichter Teilverschattung rechnet sich die Investition. Mit einer Amortisationszeit von 10–15 Jahren und einer Lebensdauer von 25–30 Jahren erwirtschaftet eine Photovoltaikanlage langfristig solide Erträge. Wer seinen Standort und sein Dach realistisch einschätzt, kann heute eine fundierte Entscheidung treffen.
Ob sich eine Photovoltaikanlage auch für Ihr Haus lohnt, finden Sie hier heraus:
Ein Quadratmeter moderner Solarmodule erzeugt etwa 180–220 kWh Strom pro Jahr. Hochleistungsmodule mit HJT- oder TOPCon-Technologie erreichen bis zu 230 kWh/m². Der genaue Wert hängt von der Moduleffizienz und dem Standort ab. Für eine grobe Einschätzung der eigenen Dachfläche gilt: Etwa 5–6 m² Modulfläche entsprechen 1 kWp Anlagenleistung.
Eine Photovoltaikanlage produziert am meisten Strom zur Mittagszeit bei wolkenlosem Himmel. Bei Südausrichtung liegt das Maximum zwischen 11 und 14 Uhr. Ost-West-Anlagen haben zwei kleinere Spitzen am Vormittag und Nachmittag. Im Jahresverlauf sind die Monate Mai bis Juli am ertragsstärksten, da die Tage am längsten sind und die Sonne am höchsten steht.
Ja, eine Photovoltaikanlage produziert auch bei bewölktem Himmel Strom. Bei leichter Bewölkung erreicht sie etwa 30–60 % der Maximalleistung, bei starker Bewölkung noch 10–20 %. Selbst bei Regen wird diffuses Licht in Strom umgewandelt. An einem komplett bedeckten Tag erzeugt eine 10-kWp-Anlage immer noch 5–15 kWh.
Der Ertrag lässt sich über Monitoring-Apps und Online-Portale überwachen, die mit dem Wechselrichter verbunden sind. Die meisten Wechselrichterhersteller bieten kostenlose Apps, die Echtzeitdaten, Tages-, Monats- und Jahreserträge anzeigen. Enpal-Kunden nutzen die Enpal-App, die alle Anlagendaten übersichtlich darstellt und bei Störungen automatisch informiert.
Der maximale Tagesertrag einer 10 kWp PV-Anlage liegt an optimalen Sommertagen bei 55–70 kWh. Solche Spitzenwerte werden an langen, wolkenlosen Junitagen erreicht. Im Durchschnitt liefert die Anlage im Sommer 35–50 kWh pro Tag, im Winter 5–15 kWh. Der Jahresdurchschnitt liegt bei etwa 27 kWh pro Tag.
Schnee auf den Modulen blockiert die Stromerzeugung vorübergehend vollständig. Bei geneigten Dächern rutscht der Schnee meist innerhalb weniger Stunden oder Tage ab, da die dunkle Moduloberfläche sich unter der Schneedecke erwärmt. Aktives Räumen ist selten nötig und kann die Module beschädigen. Der jährliche Ertragsverlust durch Schnee liegt in den meisten deutschen Regionen unter 2–3 %.
Der Performance Ratio (PR) beschreibt das Verhältnis zwischen tatsächlichem und theoretisch möglichem Ertrag. Ein PR von 85 % bedeutet, dass die Anlage 85 % des unter Laborbedingungen berechneten Ertrags erreicht. Gute Anlagen erzielen einen PR von 80–90 %. Niedrigere Werte deuten auf Probleme wie Verschattung, Verschmutzung oder defekte Komponenten hin.
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