Was ist Jahresertrag Photovoltaik? Definition & Erklärung

Das Wichtigste auf einen Blick

Der Jahresertrag (kWh/a) ist das zentrale Ergebnis jeder PV-Simulation — er bestimmt Amortisationszeit, Einspeisevergütung und CO2-Bilanz einer Anlage.
Der spezifische Jahresertrag variiert in Deutschland stark nach Region: von 850–950 kWh/kWp in Hamburg bis 1.100–1.200 kWh/kWp in Freiburg.
Die Formel ist einfach: Jahresertrag [kWh/a] = P_peak [kWp] × spezifischer Jahresertrag [kWh/kWp/a] — alle weiteren Faktoren fließen in den spezifischen Wert ein.
Eine Südausrichtung mit 30–35° Neigung ist optimal; eine Ost-West-Kombination erzielt rund 10–15 % weniger Jahresertrag, bietet aber eine gleichmäßigere Tagesproduktion.
Bankable Ertragsgutachten unterscheiden P50 (mittlerer Erwartungswert) und P90 (konservativer Wert, der in 9 von 10 Jahren erreicht wird) — Banken finanzieren in der Regel auf P90-Basis.
Eine Abweichung von mehr als ±5 % zwischen simuliertem und gemessenem Jahresertrag gilt als Qualitätsmangel und sollte zur Systemprüfung führen.
Eine 10 kWp-Anlage in München verhindert jährlich rund 4 Tonnen CO2-Emissionen (basierend auf dem deutschen Netz-Emissionsfaktor von ca. 400 g CO2/kWh in 2024).

Was ist der Jahresertrag Photovoltaik?

Der Jahresertrag einer Photovoltaikanlage beschreibt die gesamte elektrische Energie, die das System in einem vollständigen Kalenderjahr erzeugt. Die Einheit ist Kilowattstunden pro Jahr (kWh/a). Er ist das wichtigste Einzelergebnis jeder Ertragsberechnung — und damit die Grundlage für alle wirtschaftlichen Kennzahlen: Amortisationszeit, Eigenverbrauchspotenzial, Einspeisung und CO2-Einsparung.

Der Begriff wird im deutschen Sprachraum manchmal synonym mit dem spezifischen Jahresertrag verwendet, was zu Missverständnissen führt. Der Unterschied ist wichtig: Der Jahresertrag ist eine absolute Zahl (z. B. 9.800 kWh/a für eine konkrete 10-kWp-Anlage in Frankfurt). Der spezifische Jahresertrag ist eine auf die installierte Leistung normierte Zahl (z. B. 980 kWh/kWp/a), die einen standortbereingten Vergleich verschiedener Anlagen ermöglicht.

In der Praxis ist der absolute Jahresertrag die Zahl, die auf der Stromrechnung und im Monitoringsystem erscheint. Der spezifische Wert ist das Planungsinstrument — er erlaubt, eine 5-kWp-Anlage in Berlin mit einer 50-kWp-Anlage in München zu vergleichen, ohne dass die unterschiedliche Anlagengröße das Ergebnis verzerrt.

Formel: Jahresertrag berechnen

Jahresertrag Photovoltaik

Jahresertrag [kWh/a] = P_peak [kWp] × spezifischer Jahresertrag [kWh/kWp/a]

Beispiel: 12 kWp × 980 kWh/kWp/a = 11.760 kWh/a — Anlage in Berlin, Südausrichtung, 35° Neigung, keine nennenswerte Verschattung.

Der spezifische Jahresertrag fasst alle Standort- und Systemfaktoren in einem einzigen Wert zusammen. Er ergibt sich aus der Strahlungssimulation (Globalstrahlung am Standort), korrigiert um alle Systemverluste: Verschattung, Temperatur, Wechselrichterwirkungsgrad, Kabelverluste und Degradation.

Eine vollständige Simulation mit standortspezifischen Einstrahlungsdaten — etwa aus PVGIS, Meteonorm oder Solargis — ist deutlich genauer als die Verwendung eines pauschalen Regionswerts. Gerade für Projekte mit Bankenfinanzierung oder Ertragsgarantie ist eine validierte Simulation Pflicht.

Regionale Jahreserträge in Deutschland

Die Solarstrahlung variiert in Deutschland erheblich — von Norden nach Süden und je nach lokaler Topografie. Die folgende Tabelle zeigt realistische spezifische Jahreserträge für gut geplante Wohngebäudeanlagen (Südausrichtung, 30–35° Neigung, keine Verschattung).

Region	Spezifischer Jahresertrag (kWh/kWp/a)	Globalstrahlung (kWh/m²/a)
Hamburg	850–950	980–1.060
Berlin	900–1.000	1.040–1.120
Hannover	890–980	1.020–1.100
Frankfurt am Main	950–1.050	1.090–1.170
Stuttgart	1.000–1.100	1.140–1.220
München	1.050–1.150	1.190–1.280
Freiburg im Breisgau	1.100–1.200	1.250–1.340
Zugspitze / Hochgebirge	1.200–1.400	1.400–1.600

Quelle: PVGIS-SARAH2-Datenbasis, Berechnungszeitraum 2005–2020. Werte für neu installierte monokristalline Anlagen ohne Degradationsabzug.

Freiburg hat statistisch die höchste solare Einstrahlung aller deutschen Großstädte — etwa 25 % mehr als Hamburg. Für eine identische 10-kWp-Anlage bedeutet das einen Mehrertrag von rund 2.500 kWh/Jahr oder bei 30 Cent Strompreis etwa 750 EUR Mehreinkommen pro Jahr.

Standortdaten richtig nutzen

Pauschale Regionswerte sind nützlich für eine erste Potenzialabschätzung. Für die verbindliche Ertragsberechnung in Angeboten und Bankengutachten sind standortgenaue Einstrahlungsdaten (PVGIS, Meteonorm oder Solargis) mit Koordinaten und Horizontprofil zu verwenden. Die Abweichung zwischen pauschalem Regionswert und standortgenauer Simulation kann 5–12 % betragen.

Einflussfaktoren auf den Jahresertrag

Solare Einstrahlung (Globalstrahlung)

Der wichtigste Faktor überhaupt. Die Globalstrahlung am Standort (direkte Strahlung + diffuse Strahlung) legt die theoretische Energiemenge fest, die das Modulfeld aufnehmen kann. Schlechte Jahre können bis zu 10 % unter dem langjährigen Mittelwert liegen — das erklärt Schwankungen im Jahresertrag auch bei identischen Systemen.

Ausrichtung (Azimutwinkel) und Neigungswinkel

Südausrichtung (180°) und 30–35° Neigung sind in Deutschland optimal. Abweichungen kosten Ertrag: Eine Südwest-Ausrichtung (225°) kostet ca. 3–5 %, eine reine Westausrichtung (270°) bis zu 20 %. Eine Ost-West-Kombination (zwei Dachflächen à 15° Neigung) erzielt 85–90 % des Südwerts, verteilt den Ertrag aber gleichmäßiger über den Tag.

Verschattungsverluste

Schornsteine, Bäume, Nachbargebäude und Dachaufbauten reduzieren den Jahresertrag direkt. Ein Verschattungsverlust von 8 % auf einer 10-kWp-Anlage in Frankfurt bedeutet rund 800 kWh weniger pro Jahr. Wichtig: Auch teilweise Verschattung einzelner Module kann durch Stringeffekte den Verlust unverhältnismäßig verstärken.

Temperaturverluste

Solarmodule verlieren bei hohen Temperaturen an Effizienz. Der Temperaturkoeffizient liegt bei monokristallinen Modulen bei ca. -0,35 % pro Kelvin über 25 °C (STC). An einem heißen Sommertag mit 60 °C Modultemperatur bedeutet das etwa 12 % Leistungsverlust gegenüber STC — für den Jahresertrag typischerweise 5–8 % Abzug.

Wechselrichterwirkungsgrad

Moderne Wechselrichter erreichen Europaische Wirkungsgrade von 96–98,5 %. Der Wechselrichterverlust liegt damit bei 1,5–4 % des Bruttojahresertrags. Falsch dimensionierte Wechselrichter (Clipping bei Überlast oder schlechter Teillastwirkungsgrad) können diesen Wert auf 5–8 % verschlechtern.

Degradation

Solarmodule verlieren jährlich rund 0,3–0,5 % ihrer Nennleistung. Nach 25 Jahren produziert eine Anlage, die heute 10.000 kWh/a liefert, noch etwa 8.750–9.250 kWh/a. Gute Simulationstools rechnen den kumulierten Degradationseffekt in die Wirtschaftlichkeitsberechnung ein.

Ausrichtung und Neigung: Einfluss auf den Jahresertrag

Ausrichtung	Neigung	Ertragsfaktor (relativ zu Süd/35°)
Süd	35°	100 % (Referenz)
Süd	20°	96–98 %
Süd	10°	90–93 %
Südost / Südwest	35°	93–97 %
Ost oder West	35°	78–83 %
Ost-West (EW, 15°)	15°	85–90 %
Flach (0–5°)	—	85–88 %
Nord	35°	55–65 %

Werte für den Breitengrad Deutschlands (47–55° N), berechnet auf Basis von PVGIS-Daten.

Eine Ost-West-Ausrichtung ist keine schlechte Wahl — sie liefert zwar 10–15 % weniger Jahresertrag als eine reine Südanlage, verteilt diesen aber gleichmäßiger über den Tag. Für Anlagen, die auf Eigenverbrauchsoptimierung ausgelegt sind, kann das vorteilhaft sein: Der Ertrag deckt besser die morgendlichen und abendlichen Lastspitzen eines Haushalts.

P50 und P90: Bankable Ertragsberechnung

Für größere Projekte, die mit Fremdkapital finanziert werden, reicht ein einziger Jahresertragswert nicht aus. Banken und Investoren verlangen eine probabilistische Ertragsabschätzung.

P50-Wert

Mittlerer Erwartungswert

Der Jahresertrag, der in 50 % aller Jahre erreicht oder überschritten wird. Entspricht dem langjährigen Mittelwert auf Basis historischer Einstrahlungsdaten. Wird für die Basis-Wirtschaftlichkeitsberechnung verwendet. In der Hälfte aller Jahre wird dieser Wert unterschritten — was für eine Bankfinanzierung zu unsicher ist.

P90-Wert

Konservativer Ertragswert

Der Jahresertrag, der in 90 % aller Jahre erreicht oder überschritten wird. Liegt typischerweise 8–12 % unter dem P50-Wert. Banken und Leasinggesellschaften finanzieren PV-Projekte in der Regel auf P90-Basis — damit ist sichergestellt, dass der Kapitaldienst auch in schlechten Ertragsjahren geleistet werden kann.

Die Differenz zwischen P50 und P90 hängt von der Standortunsicherheit und der Qualität der Einstrahlungsdaten ab. Für gut dokumentierte Standorte mit langen Messdatenbasis liegt sie bei 7–10 %. Für Standorte mit wenig historischen Daten kann sie 12–15 % betragen.

P90 in der Praxis

Wer ein Solarprojekt mit Bankkredit oder Leasingvertrag finanziert, sollte die Schuldentilgung immer auf Basis des P90-Jahresertrags kalkulieren — nicht auf Basis des P50-Werts. Wer mit dem Mittelwert plant, wird statistisch jedes zweite Jahr in Liquiditätsprobleme laufen.

Monitoring: Soll-Ist-Vergleich des Jahresertrags

Ein simulierter Jahresertrag ist nur so wertvoll wie die Kontrolle gegen den tatsächlichen Messwert. Professionelles Anlagenmonitoring vergleicht den gemessenen Jahresertrag laufend mit der Simulation — auf Monats- und Jahresbasis.

Abweichung (gemessen vs. simuliert)	Bewertung	Empfohlene Maßnahme
unter ±2 %	Sehr gut	Keine Maßnahme erforderlich
±2 % bis ±5 %	Gut — innerhalb Toleranz	Beobachtung fortsetzen
±5 % bis ±10 %	Auffällig	Systemcheck, Datenauswertung, Sichtinspektion
über ±10 %	Kritisch	Technische Prüfung, ggf. Gutachten

Ursachen für Unterertrag gegenüber der Simulation sind häufig: Verschmutzung der Module, Defekte an Wechselrichtern oder String-Optimierern, geänderte Verschattungssituation (Baumwuchs) oder fehlerhafte Einstrahlungsprognose. Eine Abweichung von mehr als 10 % rechtfertigt eine externe technische Prüfung und gegebenenfalls Garantieansprüche gegenüber dem Systemhersteller.

CO2-Einsparung aus dem Jahresertrag berechnen

Der Jahresertrag einer PV-Anlage lässt sich direkt in CO2-Einsparungen umrechnen — ein wichtiges Argument in Umweltberichten und für Unternehmenskunden, die Klimaziele verfolgen.

CO2-Einsparung

CO2-Einsparung [kg/a] = Jahresertrag [kWh/a] × Netz-Emissionsfaktor [kg CO2/kWh]

Beispiel mit deutschem Emissionsfaktor 2024: 10.000 kWh/a × 0,400 kg/kWh = 4.000 kg CO2/a = 4 Tonnen CO2 pro Jahr.

Der deutsche Netz-Emissionsfaktor lag 2024 bei ca. 400 g CO2/kWh (Quelle: Umweltbundesamt). Er sinkt mit zunehmendem Anteil erneuerbarer Energien: 2019 waren es noch 401 g/kWh, 2023 bereits 380 g/kWh. Für zukunftsorientierte Wirtschaftlichkeitsberechnungen empfiehlt sich eine konservative Fortschreibung von 350–380 g/kWh.

Eine 10 kWp-Anlage in München (Jahresertrag ca. 10.500 kWh/a) spart damit jährlich rund 4,2 Tonnen CO2 — über 25 Jahre kumuliert etwa 96 Tonnen.

Jahresertrag und Einspeisevergütung

Der Jahresertrag ist die Berechnungsgrundlage für die Einnahmen aus der Einspeisevergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Wer nicht den gesamten Solarstrom selbst verbraucht, speist den Überschuss ins Netz ein und erhält dafür eine gesetzlich festgelegte Vergütung.

Jahresertrag	Eigenverbrauch (30 %)	Einspeisung (70 %)	Einspeisung bei 8,1 ct/kWh
8.500 kWh/a	2.550 kWh/a	5.950 kWh/a	482 EUR/a
10.000 kWh/a	3.000 kWh/a	7.000 kWh/a	567 EUR/a
12.500 kWh/a	3.750 kWh/a	8.750 kWh/a	709 EUR/a
15.000 kWh/a	4.500 kWh/a	10.500 kWh/a	851 EUR/a

Einspeisevergütung für Neuanlagen bis 10 kWp (Volleinspeisung): 8,11 ct/kWh (Stand Januar 2025, EEG 2023). Eigenverbrauch vermeidet Strombezug zu 28–32 ct/kWh — wirtschaftlich wertvoller als die Einspeisung.

Der Eigenverbrauch-Anteil ist entscheidend für die Wirtschaftlichkeit: Jede kWh, die selbst verbraucht wird, spart den Bezugspreis aus dem Netz (28–32 ct/kWh) statt nur die Einspeisevergütung (8–10 ct/kWh) zu erhalten. Ein hoher Jahresertrag kombiniert mit einem hohen Eigenverbrauchsanteil ist das wirtschaftlich attraktivste Szenario.

Praktische Hinweise

Standortgenaue Einstrahlungsdaten verwenden. Pauschale Regionalwerte können die tatsächliche Einstrahlung um 5–12 % over- oder unterschätzen. PVGIS, Meteonorm oder Solargis mit konkreten GPS-Koordinaten und Horizontprofil liefern deutlich verlässlichere Ergebnisse.
P50 und P90 immer beide ausweisen. Planungsunterlagen sollten beide Werte enthalten — P50 für die Basiskalkulation, P90 für das Finanzierungsdossier. Das spart Zeit, wenn die Bank nachfragt.
Degradation nicht vergessen. Eine Ertragsberechnung über 25 Jahre ohne Degradationsabzug überschätzt den Gesamtertrag um 8–12 %. Die meisten bankfähigen Gutachten rechnen 0,4 % linearen Jahresverlust ein.
Ertragssimulation mit Verschattungsanalyse koppeln. Jahresertrag ohne Verschattungsberechnung ist eine Schätzung. Nur wenn Nah- und Fernverschattung simuliert wurden, ist die Ertragszahl belastbar. SurgePVs Finanzsoftware berechnet beides in einem Schritt.

Messwerte nach Inbetriebnahme dokumentieren. Den simulierten Jahresertrag mit dem tatsächlichen Messwert nach 12 Monaten vergleichen. Abweichungen über ±5 % sind ein Hinweis auf Planungs- oder Installationsfehler, die dokumentiert und behoben werden sollten.
Strahlungsjahr als Referenz angeben. War das erste Betriebsjahr ein besonders sonnenreiches oder -armes Jahr, weicht der Messwert systematisch von der Simulation ab — ohne dass ein Fehler vorliegt. Einstrahlungsdaten des Betriebsjahrs mit dem Langzeitmittel vergleichen.
Monitoring-Zugang an Kunden übergeben. Kunden, die ihren Jahresertrag selbst verfolgen können, wenden sich bei Auffälligkeiten früher an den Installateur — was Garantiefälle und Reklamationen vereinfacht.
Verschmutzungsverluste einkalkulieren. In trockenen Regionen und bei flachen Neigungen (unter 15°) können Verschmutzungsverluste 2–4 % des Jahresertrags ausmachen. Reinigungsintervall mit dem Kunden abstimmen.

Jahresertrag in Geld übersetzen. Kunden denken in Euro, nicht in kWh. „Ihre Anlage erzeugt 10.500 kWh/Jahr — das entspricht bei Ihrem aktuellen Strompreis von 30 ct/kWh einem Gegenwert von 3.150 EUR jährlich” ist aussagekräftiger als die kWh-Zahl allein.
Regionale Benchmarks nennen. „Für München liegt der typische Jahresertrag bei 1.050–1.150 kWh/kWp — Ihre Anlage liegt mit 1.080 kWh/kWp genau im Bereich.” Das schafft Vertrauen in die Simulation.
CO2-Einsparung als Argument für Gewerbekunden. Unternehmen mit Klimazielen schätzen konkrete Zahlen: „Ihre 100 kWp-Anlage spart 40 Tonnen CO2 pro Jahr — das entspricht ca. 4 % Ihres aktuellen Scope-2-Fußabdrucks.”
Worst-Case und Best-Case kommunizieren. Den P50-Wert als erwarteten Jahresertrag und den P90-Wert als Mindestbasis darstellen. „In 9 von 10 Jahren erzielen Sie mindestens X kWh” ist ein konkretes Versprechen — und stärker als ein einziger Schätzwert.

Jahresertrag standortgenau berechnen — in Minuten statt Stunden

SurgePVs Finanzsoftware simuliert Jahresertrag, P50/P90-Werte, CO2-Einsparung und ROI in einem Arbeitsgang — direkt aus dem Planungstool heraus.

Jetzt testen

Keine Kreditkarte erforderlich · Demo auf Anfrage

Praxisbeispiele

Beispiel 1: Einfamilienhaus in Frankfurt (9,6 kWp, Südwest)

Ein Neubau-Einfamilienhaus in Frankfurt-Sachsenhausen, Satteldach, Südwest-Ausrichtung (210°), 32° Neigung, keine nennenswerte Verschattung. Modultyp: monokristallin, 400 Wp, Systemwirkungsgrad 82 %.

Ertragssimulation mit PVGIS-Daten (Koordinaten):

Spezifische Einstrahlung am Standort: 1.120 kWh/m²/a
Azimutkorrektur (Südwest statt Süd): -4 %
Systemverluste gesamt: -18 %
Simulierter Jahresertrag (P50): 9.146 kWh/a — 953 kWh/kWp

Bei einem Eigenverbrauchsanteil von 35 % (3.201 kWh/a vermieden Netzbezug zu 30 ct = 960 EUR/a) und 65 % Einspeisung (5.945 kWh/a zu 8,11 ct = 482 EUR/a) ergibt sich ein jährlicher Energiewert von 1.442 EUR. Amortisationszeit bei 14.500 EUR Systemkosten: rund 10 Jahre.

Beispiel 2: Gewerbehalle in München (180 kWp, Ost-West-Flachdach)

Logistikhalle im Gewerbegebiet München-Nord, Flachdach 5.600 m², Ost-West-Belegung, 15° Neigung, drei HLK-Anlagen als Verschattungsquellen (4 % Gesamtverlust simuliert).

Simulation:

Spezifischer Jahresertrag (bereinigt um OW-Korrekturfaktor 0,88 und Verschattung): 985 kWh/kWp
Jahresertrag (P50): 177.300 kWh/a
Jahresertrag (P90): 160.800 kWh/a (Abschlag 9,3 % für Einstrahlungsunsicherheit)

Die Bank finanziert auf P90-Basis. Bei 100 % Eigenverbrauch zu 28 ct/kWh beträgt der Gegenwert der P90-Ertragsgarantie 45.024 EUR/a. Schuldendienst: 38.000 EUR/a — Deckungsgrad 1,19. Die Finanzierung wird bewilligt.

Beispiel 3: Mehrfamilienhaus in Berlin mit Gemeinschaftssolar (45 kWp)

Berliner Altbau, 6 Parteien, Dachanlage mit 45 kWp, Südausrichtung, 25° Neigung, leichte Fernverschattung durch Gebäudereihe (3,2 % Verlust). Betrieb als Gemeinschaftssolaranlage nach Solarpaket I.

Simulation:

Standortspezifische Strahlung: 1.065 kWh/m²/a (Berlin-Mitte, PVGIS)
Systemverluste: -19 % (inkl. Verschattung, Temperatur, Kabel, Wechselrichter)
Jahresertrag (P50): 38.835 kWh/a — 863 kWh/kWp

Pro Partei (gleichverteilter Anteil): 6.472 kWh/a. Bei 70 % Eigenverbrauchsquote je Partei werden rund 4.531 kWh/a zu 29 ct/kWh eingespart = 1.314 EUR/a pro Haushalt. Gesamtersparnis für das Haus: rund 7.882 EUR/a.

Häufig gestellte Fragen

Was ist der Unterschied zwischen Jahresertrag und spezifischem Jahresertrag?

Der Jahresertrag (kWh/a) ist der absolute Energieertrag einer konkreten Anlage pro Jahr — z. B. 10.800 kWh/a für eine 12 kWp-Anlage in Stuttgart. Der spezifische Jahresertrag (kWh/kWp/a) normiert diesen Wert auf die installierte Leistung: 10.800 / 12 = 900 kWh/kWp/a. Der spezifische Wert macht verschiedene Anlagengrößen und Standorte vergleichbar.

Wie viel Jahresertrag erzeugt 1 kWp in Deutschland?

Typische Bandbreite für Deutschland: 850–1.200 kWh/kWp/a. Der genaue Wert hängt vom Standort, der Ausrichtung, dem Neigungswinkel und den Systemverlusten ab. Als grobe Faustregel gilt: Hamburg und Norddeutschland 850–950, Mitteldeutschland 920–1.050, Bayern und Süddeutschland 1.050–1.200. Abweichungen durch Verschattung oder suboptimale Ausrichtung können diese Werte um 10–25 % reduzieren.

Was bedeutet P50 und P90 beim Jahresertrag?

P50 ist der mittlere Jahresertrag, der in 50 % aller Jahre erreicht oder überschritten wird — der statistische Erwartungswert. P90 ist der konservative Wert, der in 90 % aller Jahre erzielt wird; er liegt typischerweise 8–12 % unter dem P50-Wert. Banken und Investoren finanzieren PV-Projekte auf P90-Basis, um sicherzustellen, dass der Kapitaldienst auch in ertragsschwachen Jahren gedeckt ist.

Wie viel CO2 spart meine PV-Anlage pro Jahr?

Multiplizieren Sie den Jahresertrag (kWh/a) mit dem deutschen Netz-Emissionsfaktor. 2024 lag dieser bei ca. 400 g CO2/kWh (Umweltbundesamt). Eine 10 kWp-Anlage in München mit 10.500 kWh/a Jahresertrag spart damit rund 4.200 kg = 4,2 Tonnen CO2 pro Jahr. Über 25 Jahre kumuliert sind das ca. 90–100 Tonnen, je nach Entwicklung des Emissionsfaktors.

Mein gemessener Jahresertrag weicht von der Simulation ab — was tun?

Zunächst prüfen, ob das Messjahr ein ungewöhnliches Strahlungsjahr war (vergleichen Sie die tatsächliche Globalstrahlung am Standort mit dem Langzeitmittel). Abweichungen bis ±5 % gelten als normal. Bei ±5–10 % ist eine Sichtinspektion des Systems empfehlenswert: Verschmutzung, Stringfehler, Wechselrichteralarm. Über ±10 % sollte eine technische Prüfung durch einen Sachverständigen erfolgen — das kann Garantieansprüche begründen.

Wie verändert sich der Jahresertrag über die Laufzeit der Anlage?

Solarmodule degradieren jährlich um ca. 0,3–0,5 % ihrer Nennleistung. Der Jahresertrag sinkt damit linear. Eine Anlage, die im ersten Jahr 10.000 kWh/a erzeugt, liefert nach 25 Jahren noch ca. 87,5–92,5 % davon — also 8.750–9.250 kWh/a. Moderne Modulhersteller garantieren mindestens 80 % der Nennleistung nach 25 Jahren (entspricht max. 0,8 % Degradation pro Jahr im schlechtesten Fall).