Ein Schattenbild zeigt, wo ein Hindernis die Sonne verdeckt. Für eine belastbare PV-Planung braucht dein Team zusätzlich eine Antwort auf die elektrische Frage: Welche Module und Strings sind betroffen, und was verändert sich am Energieertrag? Genau an dieser Schnittstelle unterscheiden sich Programme zur Verschattungsanalyse.
Verschattungsanalyse-Software verknüpft Standortgeometrie, Sonnenstand und Wetterdaten. Ein Horizontprofil kann den Einfluss ferner Berge beschreiben. Für einen Schornstein auf dem Dach sind Position und Höhe im Verhältnis zu den Modulen entscheidend. Wenn du Angebote oder Ertragsgutachten vergleichst, prüfe deshalb zuerst den Modellumfang und danach die Ergebnisse.
Dieser Vergleich stammt vom SurgePV-Team. SurgePV ist selbst Anbieter von PV-Planungssoftware. Die beschriebenen Funktionen beruhen auf öffentlich zugänglicher Herstellerdokumentation, geprüft am 11. Oktober 2026. Es wurde kein gemeinsamer Leistungstest der Programme durchgeführt; eine Rangliste nach Genauigkeit oder Bearbeitungszeit lässt sich daraus nicht ableiten.
Verschattungsanalyse-Software nach Aufgabe auswählen
Ein Programm passt dann zum Projekt, wenn es die relevanten Hindernisse, die elektrische Anlagenkonfiguration und die geforderten Ausgaben abbildet. Für eine erste Standortprüfung können Strahlungsdaten mit Gelände-Horizont genügen. Ein verwinkeltes Dach mit Gauben verlangt mehr Geometrie. Für die Bewertung von Stringvarianten muss auch die elektrische Verschaltung im Modell nachvollziehbar sein.
Die Tabelle vergleicht dokumentierte Arbeitsweisen, keine gemessenen Leistungsunterschiede. Funktionsumfang, Tarif und Datenverfügbarkeit sind vor der Auswahl am konkreten Projekt zu prüfen.
| Programm | Dokumentierter Ansatz | Sinnvolle Prüfaufgabe | Grenze für die Auswahl |
|---|---|---|---|
| PVsyst | Horizont, nahe Verschattungsszene und unterschiedliche Modelle für elektrische Verschattungsverluste | Ertragsmodell mit nachvollziehbarer Geometrie und Stringzuordnung aufbauen | Das gewählte elektrische Modell und dessen Vereinfachungen müssen zum Projekt passen |
| PV*SOL | 3D-Planung mit Gebäuden, Bäumen, Schornsteinen und Konfigurationsprüfung | Dachmodell und Komponentenverschaltung gemeinsam prüfen | Die benötigte Produktedition und deren Ausgaben bestätigen |
| HelioScope | Reihenverschattung, Hindernisse und hochgeladene Horizontdateien | Layoutvarianten und deren Verschattungswirkung vergleichen | Schattenhindernisse und Einstellungen des jeweiligen Condition Sets kontrollieren |
| Aurora Solar | Solar-Access-Berechnung und gekoppelte Einstrahlungs-/Ertragssimulation | Dachflächen und Verschattung in einem Standortmodell untersuchen | Solar Access beschreibt den Einstrahlungszugang, nicht automatisch den elektrischen Ertrag |
| PVGIS | Gelände-Horizont beziehungsweise eigenes Horizontprofil sowie PV-Ertragsberechnung | Solarressource und eine unabhängige Plausibilitätsrechnung prüfen | Der eingebaute Horizont erfasst keine nahen Häuser oder Bäume |
| SurgePV | Laut Produktseite stündliche Schattenmodellierung, Hindernisse und Einstrahlungskarten | Verschattungsprüfung mit dem PV-Planungsworkflow verbinden | Benötigte Eingaben, Modellannahmen und Berichtsausgaben in einer Demo überprüfen |
Quellen: PVsyst: Verschattungsmodelle, PV*SOL: 3D-Planung, HelioScope: Shade Modeling, Aurora: Solar Access, JRC: PVGIS-Horizont und SurgePV: Shadow Analysis.
Geometrischer Schatten und elektrischer Verlust
Verschattete Fläche, fehlende Einstrahlung und verlorene Energie sind unterschiedliche Größen. Ein Flächenanteil beschreibt die Geometrie zu einem bestimmten Zeitpunkt. Für den Energieverlust zählen außerdem das Wetter während der Verschattung, die betroffenen Zellbereiche, die Stringverschaltung und der Arbeitspunkt des Wechselrichters. Eine feste Umrechnung von Schattenfläche in Jahresverlust wäre deshalb irreführend.
Direkte, diffuse und reflektierte Einstrahlung
Ein Hindernis kann den direkten Strahlengang zur Sonne unterbrechen. Ein verschattetes Modul erhält aber weiterhin Anteile der diffusen Himmelsstrahlung und gegebenenfalls reflektierte Strahlung aus der Umgebung. Nahe Objekte begrenzen auch den sichtbaren Himmel und können damit die diffuse Einstrahlung verändern.
PVsyst behandelt diese Komponenten in seinem Verschattungsmodell getrennt. Diese dokumentierte Modellstruktur erklärt, weshalb eine reine Schattenfläche nicht ausreicht. Sie belegt keinen universellen Diffusanteil für Deutschland und keine feste Fehlerquote eines anderen Programms.
Bypass-Dioden und Stringverschaltung
In einem Reihenstromkreis beeinflussen ungleich bestrahlte Zellen und Module die gemeinsame Strom-Spannungs-Kennlinie. Bypass-Dioden können Zellbereiche überbrücken, wenn die elektrische Betriebssituation dies auslöst. Welche Bereiche betroffen sind, hängt vom tatsächlichen Modulaufbau ab. Eine pauschale Aussage, jede kleine Verschattung koste ein Drittel des Moduls oder einen bestimmten Anteil des ganzen Strings, ist keine Auslegungsgrundlage.
Für die detaillierte elektrische Berechnung nutzt PVsyst die Positionen der Module und deren Stringzuordnung. Wer eine Simulation prüft, sollte deshalb auch wissen, ob das Programm nur Einstrahlung reduziert, eine vereinfachte elektrische Abschätzung verwendet oder die Verschaltung detailliert berücksichtigt.
Leistungsoptimierer und Mikro-Wechselrichter können bestimmte Mismatch-Effekte verändern. Sie stellen die vom Hindernis abgefangene Sonnenenergie nicht wieder her. Vergleiche eine solche Variante mit denselben Standort- und Wetterdaten und einem Modell, das die gewählte Leistungselektronik tatsächlich unterstützt.
Horizontprofil, 3D-Modell und Vermessung
Die Datenerfassung liefert die Geometrie, die Simulation bewertet ihre Wirkung. Ein hochauflösendes Modell ist nur nützlich, wenn relevante Hindernisse vorhanden und richtig positioniert sind. Bilddatum, Koordinaten, Höhe und Bezugspunkt gehören deshalb in die Prüfung.
| Methode | Was sie beschreibt | Was du zusätzlich prüfen musst |
|---|---|---|
| Gelände-Horizont | Fernes Gelände im Verhältnis zum Sonnenstand | Nahe Gebäude, Bäume und Dachobjekte fehlen möglicherweise |
| Vor Ort erfasstes Horizontprofil | Hinderniswinkel rund um einen Messpunkt | Ob der Messpunkt das gesamte Modulfeld sinnvoll repräsentiert |
| Räumliches Standortmodell | Dachflächen und nahe Hindernisse relativ zum Modulfeld | Höhe, Lage, Dachneigung, Modulposition und Aktualität |
| Bilder oder Punktwolken als Eingabe | Geometrische Grundlage für ein Standortmodell | Abdeckung, Aufnahmedatum, Maßstab und notwendige Nachbearbeitung |
Das JRC weist ausdrücklich darauf hin, dass der berechnete PVGIS-Horizont keine sehr nahen Häuser oder Bäume berücksichtigt. Ein eigenes Horizontprofil kann zusätzliche Hindernisse beschreiben. Es ersetzt jedoch nicht automatisch eine räumliche Beschreibung der Teilverschattung auf einem großen oder verwinkelten Dach.
Drohnenaufnahmen, Photogrammetrie und LiDAR können bei der Erfassung unterstützen. Aus der Erfassungsmethode allein folgt keine feste Genauigkeit der Jahresertragsprognose. Eine brauchbare Prüfung trennt Fehler der Geometrie von Fehlern der Wetterdaten, der elektrischen Modelle und der Betriebsannahmen.
Die Programme im Arbeitsablauf prüfen
PVsyst: Modellwahl und elektrische Zuordnung
PVsyst unterscheidet ferne und nahe Verschattung. Für elektrische Verluste gibt es vereinfachte Ansätze und die detaillierte Berechnung mit Module Layout. Dort müssen die Positionen der Module zur elektrischen Zuordnung passen. Das ist hilfreich, wenn die Stringkonfiguration Teil der Fragestellung ist.
Prüfe im Bericht, welcher Ansatz verwendet wurde. Eine detaillierte Szene mit einer vereinfachten elektrischen Verlustannahme bleibt eine Kombination verschiedener Modellierungsstufen. Die Softwaremarke allein belegt weder die Qualität der Eingaben noch die Akzeptanz eines Gutachtens durch einen Kreditgeber.
PV*SOL: Standort und Konfiguration zusammen betrachten
Die PV*SOL-Hilfe beschreibt Gebäude- und Verschattungsobjekte sowie die Zuordnung der Modulflächen. Die Konfigurationsprüfung kontrolliert dokumentierte Strom-, Spannungs- und Leistungsgrenzen.
Lass dir an einem typischen Dach zeigen, wie Änderungen am Hindernis oder der Belegung in die Auswertung eingehen. Prüfe anschließend die benötigte Edition, Berichtstiefe und Exportformate. Eine elektrische Konfigurationsprüfung ersetzt keine Prüfung der projektspezifischen Anforderungen.
HelioScope und Aurora: Ergebnisgrößen unterscheiden
HelioScope dokumentiert Hindernis-, Reihen- und Horizontverschattung. Die Hilfe beschreibt außerdem den Vergleich einer verschatteten mit einer unverschatteten Simulation. Damit lässt sich untersuchen, welchen Einfluss die konfigurierten Hindernisse innerhalb dieses Modells haben.
Aurora definiert Solar Access als Verhältnis der einfallenden Solarenergie mit Verschattung zur einfallenden Solarenergie ohne Verschattung. Der Hersteller erläutert auch die Grenzen dieser Größe für die elektrische Ertragsberechnung. Vergleiche einen Solar-Access-Wert deshalb nicht ungeprüft mit einem AC-Energieverlust.
PVGIS und SurgePV: unterschiedliche Prüfrollen
PVGIS ist eine öffentlich zugängliche Anwendung des Joint Research Centre für Solarressourcen und PV-Ertragsberechnungen. Für einen Plausibilitätsvergleich ist es nützlich, solange die Unterschiede beim Horizont, bei den Verlustannahmen und der Geometrie dokumentiert bleiben. Eine abweichende Prognose bedeutet zunächst, dass zwei Modelle verglichen werden; sie ist noch kein Beweis, welches Modell richtig ist.
Die offizielle SurgePV-Produktseite beschreibt stündliche Schattenmuster, Hindernismodelle und Einstrahlungskarten. Prüfe in einem projektbezogenen Demo-Termin, welche Daten für deinen Standort verfügbar sind und welche Einstellungen im Bericht sichtbar bleiben. Eine bestätigte Funktion ist noch keine unabhängig gemessene Ertragsgenauigkeit.
Verschattungsanalyse nachvollziehbar durchführen
Die Abfolge trennt Eingabeprüfung, Simulation und technische Interpretation. Sie ist ein qualitativer Prüfablauf, keine Zeitvorgabe.
- Standort erfassen
Dachflächen, Hindernisse, Aufnahmezeitpunkt und Maße dokumentieren.
- Modell prüfen
Geometrie, Wetterquelle und elektrische Zuordnung mit den Projektunterlagen abgleichen.
- Varianten simulieren
Eine Referenz und eine Verschattungsvariante mit sonst gleichen Eingaben berechnen.
- Verluste einordnen
Einstrahlung, Mismatch und AC-Energie auf derselben Bezugsgrenze vergleichen.
- Entscheidung dokumentieren
Layoutänderungen begründen und offene Annahmen für die Fachprüfung festhalten.
Redaktioneller Prüfablauf anhand der dokumentierten Modellunterscheidungen von PVsyst
Die örtliche Vermessung, elektrische Auslegung und Freigabe durch die verantwortlichen Fachleute bleiben projektspezifisch.
Beginne mit einer unveränderten Referenzdatei. Für die Vergleichsvariante werden nur die zu untersuchenden Hindernisse oder deren Behandlung verändert. Wetterdatei, Anlagenleistung, Neigung, Komponenten und sonstige Verluste bleiben gleich. Wenn du zusätzlich Module entfernst, vergleichst du ein anderes Anlagendesign; dessen Energieänderung ist nicht mehr ausschließlich ein Verschattungsverlust.
Prüfe anschließend die zeitliche Auflösung und die Ergebnisgrenze. Eine Momentaufnahme erklärt einen Schattenverlauf, aber keinen Jahresverlust. Eine Jahreszahl kann wiederum verdecken, wann die fehlende Energie auftritt. Für Eigenverbrauch oder Speicherbedarf ist die zeitliche Verteilung relevant, nicht nur die Jahressumme.
Wie groß ist die modellierte Energieänderung, wenn ausschließlich die Verschattungsbehandlung zwischen zwei sonst gleichen Simulationen geändert wird?
| Parameter | Symbol | Wert | Einheit | Herkunft |
|---|---|---|---|---|
| Jahresenergie der Referenz | E_ref | 20.000 | kWh/Jahr | Frei gewählte Beispielannahme, keine Messung |
| Jahresenergie der Verschattungsvariante | E_var | 18.000 | kWh/Jahr | Frei gewählte Beispielannahme, keine Messung |
- Formel
- ΔE = E_ref − E_var; relative Änderung = ΔE / E_ref × 100 %
- Rechnung
- 20.000 − 18.000 = 2.000 kWh/Jahr; 2.000 / 20.000 × 100 % = 10 %
- Ergebnis
- Die hypothetische Verschattungsvariante liefert 2.000 kWh/Jahr beziehungsweise 10 % weniger Energie.
- Einordnung
- Der Nenner ist die Referenzenergie. Beide Werte müssen dieselbe elektrische Bezugsgrenze und denselben Zeitraum verwenden.
- Grenzen
- Die Zahlen illustrieren nur den Vergleich. Sie sind kein gemessener Anlagenverlust, keine typische Verlustquote und keine Prognose für einen realen Standort.
- Grundlage
- Redaktionelles Rechenbeispiel; der Vergleich zweier Simulationen wird in der HelioScope-Hilfe beschrieben
Berichte, Unsicherheit und Anforderungen
Ein verwendbarer Bericht nennt die Standortdaten, die Wetterquelle, das Verschattungsmodell, die elektrische Konfiguration und die Bedeutung der ausgegebenen Verlustgrößen. Ein farbiges Dachbild allein erklärt nicht, wie eine Ertragsprognose zustande kommt. Halte auch nicht vermessene Hindernishöhen oder unklare Vegetationszustände fest.
Die öffentliche Beschreibung von IEC 61724-1:2021 nennt Terminologie, Ausrüstung und Methoden für PV-Performance-Monitoring und -Analyse. Daraus ergibt sich keine pauschale Zusage, dass ein Softwarebericht automatisch EEG-, Netzanschluss- oder Finanzierungsanforderungen erfüllt. Welche Unterlagen verlangt werden, muss für das Projekt mit den zuständigen Stellen geklärt werden.
Ebenso ist eine Angabe wie „Genauigkeit 97,3 %“ ohne Kennzahl, Vergleichszeitraum, Stichprobe und Auswertungsmethode nicht belastbar. Frage nach dem geprüften Datensatz und danach, ob die Abweichung den Jahresertrag, die Schattengeometrie oder eine andere Größe betrifft. Schätzdaten und Messdaten müssen erkennbar getrennt bleiben.
Fehler, die eine gute Software nicht allein verhindert
| Fehler | Folge für die Interpretation | Bessere Prüfung |
|---|---|---|
| Ein Baum fehlt im Modell | Das simulierte Lichtangebot passt nicht zur erfassten Situation | Geometrie und Vegetationszustand vor Ort bestätigen |
| Schattenfläche wird als Energieverlust gelesen | Zeit, Einstrahlung und elektrische Reaktion fehlen | Definition und Bezugsgröße des Ergebnisses prüfen |
| Eine neue Belegung wird mit anderer Wetterquelle verglichen | Die Ursachen der Energieänderung sind vermischt | Eingaben außer der untersuchten Variante unverändert halten |
| Mismatch wird nochmals als pauschaler Verlust abgezogen | Derselbe Effekt kann doppelt berücksichtigt werden | Verlustkette und Modellgrenzen nachvollziehen |
| Ein Bericht gilt ohne Prüfung als genehmigungsfähig | Anforderungen der Empfänger bleiben offen | Ausgabeformat und erforderliche Nachweise vorher abstimmen |
Die SurgePV-Seite zur Verschattungsanalyse hilft, den verfügbaren Workflow einzuordnen. Für die allgemeine Softwareauswahl ergänzt der Leitfaden zur professionellen PV-Planung die elektrische Auslegung und den Übergang zum Ertragsmodell. Entscheide anhand eines repräsentativen Projekts, dessen Eingaben und Ausgaben dein Team tatsächlich prüfen kann.
Häufige Fragen
Auswahl der geeigneten Software
Ein einheitlich bestes Programm gibt es für diesen Vergleich nicht. Die passende Auswahl hängt von Hindernissen, elektrischer Konfiguration, Datenzugang und Berichtspflichten ab. Nutze dieselben Projektunterlagen für jede Demonstration und dokumentiere, welche Einstellungen sichtbar sind und welche Nachbearbeitung erforderlich bleibt.
Genauigkeit von 3D-Verschattungsmodellen
Eine räumliche Szene verbessert die Beschreibung naher Hindernisse, liefert aber keine universelle Genauigkeitsgarantie. Die Jahresenergie hängt zusätzlich von Wetterdaten, elektrischen Modellen und Betriebsannahmen ab. Ohne vergleichbare Validierungsdaten lässt sich keine belastbare Fehlerquote für die Programme nennen.
Bedeutung des Horizontprofils
Das Horizontprofil beschreibt Hinderniswinkel nach Himmelsrichtung von einem Bezugspunkt aus. Es ist für ferne Hindernisse hilfreich. Nahe Objekte, die nur einzelne Module zeitweise beschatten, brauchen für eine detaillierte Betrachtung eine geeignete räumliche Modellierung.
Einfluss von Vegetation
Erfasse die aktuelle Baumgeometrie und den Vegetationszustand. Künftiges Wachstum oder veränderte Belaubung gehören als begründete Szenarien in die Prüfung. Eine feste jährliche Verlustquote pro Meter Wachstum ist dafür ungeeignet; ein automatisch verfügbares Wachstumsmodell wird hier für keinen Anbieter behauptet.
Zeitbedarf der Analyse
Der Aufwand hängt vom Standort, von der Datenqualität, vom Modellumfang und von der notwendigen Prüfung ab. Erfasse in einem Pilotprojekt Datensuche, Modellkorrekturen, Simulation und Berichtskontrolle getrennt. Eine kurze Rechenzeit sagt wenig über den gesamten Planungsaufwand aus.
