Was ist Verschattungssimulation? Definition & Erklärung

Das Wichtigste auf einen Blick

Die Verschattungssimulation ist der rechnerische Kernprozess innerhalb der Verschattungsanalyse: Sie berechnet für jede Stunde eines typischen meteorologischen Jahres (TMY) die tatsächlich auf jedes Modul treffende Einstrahlung unter Berücksichtigung der 3D-Standortgeometrie.
Grundlage ist die astronomische Sonnenpositionsberechnung (Azimut + Elevation) nach dem NREL Solar Position Algorithm — für jeden Standort auf der Erde präzise auf 0,01 Grad genau.
Direkte Strahlung (Beam) wird bei Verschattung vollständig blockiert; diffuse Strahlung (Sky Diffuse) erreicht das Modul auch im Schatten noch teilweise — die Simulation muss beide Komponenten getrennt behandeln.
Typische Simulationsausgabe für deutsche Dachanlagen: 2–8 % Verschattungsverlust bei gut geplanten Systemen, 15–30 % an problematischen Standorten mit Nahverschattung.
Moderne GPU-beschleunigte Cloud-Tools wie SurgePV berechnen die stündliche Simulation für ein ganzes Modulfeld in Echtzeit — während der Planer noch das Modell anpasst.
Elektrisches Mismatch durch Teilabschattung einzelner Zellen erzeugt einen zusätzlichen Verlust über den rein geometrischen Abschattungsverlust hinaus — dieser muss separat modelliert werden.
Die Simulation liefert die Grundlage für Ertragsgutachten, Bankfinanzierung und die gesetzlich geforderte Ertragsdokumentation nach Solarpaket I für Anlagen ab 100 kWp.

Was ist eine Verschattungssimulation?

Die Verschattungssimulation ist die rechnerische Umsetzung der Verschattungsanalyse. Während die Verschattungsanalyse den Gesamtprozess der Schattenbewertung beschreibt — von der Datenerhebung über die Standortmodellierung bis zur Interpretation der Ergebnisse — ist die Verschattungssimulation der spezifische Berechnungsschritt: die stundenweise Berechnung der Einstrahlung auf jedes einzelne Modul für alle 8.760 Stunden eines typischen meteorologischen Jahres.

Der Unterschied ist nicht akademisch. Eine Verschattungsanalyse kann auch mit einer Fisheye-Kamera, einer Horizontlinienmessung oder einer vereinfachten 2D-Bewertung durchgeführt werden. Die Verschattungssimulation ist per Definition ein computationeller Prozess: Sie braucht ein 3D-Modell des Standorts, stündliche Einstrahlungsdaten und einen Algorithmus, der für jede Sonnenstunde prüft, welche Teile welcher Module im Schatten liegen.

Das Ergebnis der Simulation ist keine einzelne Zahl, sondern eine Datenmatrix: Für jedes Modul, für jede Stunde des Jahres wird berechnet, wie viel Einstrahlung (in W/m²) tatsächlich ankommt. Aus dieser Matrix werden dann die aggregierten Kennzahlen abgeleitet: jährlicher Verschattungsverlust in Prozent, Stringlevel-Schattenfaktoren, stündliche Ertragsprofile.

Die Verschattungssimulation ist das einzige Instrument, das vor dem ersten gesetzten Modul exakt zeigt, wie viel die Anlage unter realen Bedingungen erzeugen wird. Wer ohne Simulation plant, plant mit einem Standardwert — und der passt selten auf den konkreten Standort.

Physikalische Grundlagen der Simulation

Damit eine Simulation korrekte Ergebnisse liefert, muss sie drei physikalische Prozesse vollständig modellieren.

Sonnenpositionsberechnung

Der erste Schritt jeder Verschattungssimulation ist die präzise Berechnung des Sonnenstands für jeden Zeitstempel am konkreten Standort. Die astronomische Grundlage ist der NREL Solar Position Algorithm (SPA), der von Reda und Andreas (2004) entwickelt wurde und den Sonnenazimut und die Sonnenhöhe für beliebige Koordinaten und Zeitpunkte auf unter 0,01 Grad genau berechnet.

Für einen Standort in München (48,14° N, 11,58° O) ergibt sich am 21. Dezember um 12:00 Uhr MEZ ein Sonnenazimut von 180° (exakt Süd) und eine Sonnenhöhe von ca. 18,5°. Im Juni liegt die Mittagssonnenhöhe bei 63°. Diese extremen Unterschiede erklären, warum Hindernisse im Süden im Winter viel größere Schatten werfen als im Sommer — und warum eine Simulation über das gesamte Jahr rechnen muss.

Strahlungskomponenten und Verschattung

Solare Einstrahlung besteht aus drei Komponenten, die die Simulation getrennt behandeln muss:

Direkte Strahlung (DNI)

Direkt von der Sonnenscheibe

Wird bei Verschattung vollständig blockiert. Macht bei klarem Himmel 60–80 % der Gesamteinstrahlung aus. Der Schattenalgorithmus prüft, ob der Sonnenstrahl von der Scheibe zum Modul durch ein Hindernis blockiert wird — ja/nein pro Stunde.

Diffuse Himmelsstrahlung (DHI)

Gestreutes Himmelslicht

Kommt aus allen Richtungen des Himmelsgewölbes. Bei Verschattung durch ein Hindernis wird nur der Teil der diffusen Strahlung abgeschattet, der aus der Richtung des Hindernisses kommt. Das Perez- oder Hay-Davies-Modell berechnet diesen Anteil geometrisch.

Bodenreflexion (Albedo)

Reflektiertes Licht vom Boden

Hängt vom Reflexionsgrad des Untergrunds ab (Schnee: 0,7–0,8; Asphalt: 0,1; Gras: 0,2). Wird bei schräggestellten Modulen relevant. Bei Flachdachanlagen mit Kiesschüttung ist der Albedo-Beitrag vernachlässigbar gering.

Diffusskyhimmel-Modelle

Für die diffuse Strahlung sind zwei Modelle in der Praxis dominant:

Perez-Modell (1990): Das präziseste Modell für anisotrope Diffusstrahlung. Unterscheidet zwischen circumsolarem Anteil (nahe der Sonne), Horizont-Aufhellung und isotropem Hintergrund. Wird von PVsyst und SurgePV verwendet.
Hay-Davies-Modell: Einfacher und rechentechnisch schneller. Unterscheidet nur zwischen circumsolarem Anteil und isotropem Diffuslicht. Geringfügig weniger präzise als Perez, aber für die meisten Anwendungen ausreichend.

Die Wahl des Diffusmodells beeinflusst das Ergebnis typischerweise um 1–3 % — relevant für Gutachten, nicht für Schnellplanungen.

Algorithmen der Verschattungssimulation

Die eigentliche Schattenberechnung — welches Objekt verdeckt welchen Sonnenstrahl zu welchem Zeitstempel — wird durch unterschiedliche Algorithmen gelöst.

Vereinfachte 2D-Horizontlinienmethode

Der älteste Ansatz: Der Horizont wird als eine zweidimensionale Kurve (Elevation vs. Azimut) beschrieben. Für jeden Zeitstempel wird geprüft, ob die Sonnenhöhe über oder unter dem Horizont liegt. Schnell, wenig rechenintensiv, aber blind für Nahverschattung durch Einzelobjekte. Geeignet für Fernverschattung auf Freiflächen ohne Bebauung im Nahbereich.

3D-Raytracing (vollständige Strahlenverfolgung)

Für jeden Zeitstempel und jedes Modul wird ein Strahl von der Moduloberfläche zur Sonnenscheibe verfolgt und geprüft, ob er durch ein Objekt im 3D-Szenenmodell unterbrochen wird. Höchste Genauigkeit, auch für komplexe Geometrien (L-förmige Dächer, verschachtelte Aufbauten). Rechenintensiv, aber auf moderner Hardware in Sekunden bis Minuten lösbar.

Shadow Casting (Schattenprojektion)

Objekte im 3D-Modell werfen für jeden Zeitstempel einen Schatten auf eine Grundebene. Die Schnittfläche zwischen Schatten und Modulfeld wird berechnet. Schneller als vollständiges Raytracing, geringfügig weniger präzise bei komplexen Mehrfachreflexionen. Weit verbreitet in Cloud-basierten Planungstools.

GPU-beschleunigte Echtzeitsimulation

Moderne Cloud-Tools nutzen GPU-Parallelisierung, um alle 8.760 Stunden gleichzeitig zu berechnen. SurgePV berechnet die Simulation für ein typisches Wohngebäudedach (20–40 Module) in unter 3 Sekunden. Das ermöglicht interaktive Planung: Jede Änderung am Modulfeld oder an Hindernissen aktualisiert das Ergebnis sofort.

Simulationseingaben: Was die Software braucht

Garbage in, garbage out

Die Genauigkeit einer Verschattungssimulation ist direkt an die Qualität der Eingabedaten gebunden. Ein perfekter Algorithmus mit falschen Hindernismaßen liefert falsche Ergebnisse. Die häufigste Fehlerquelle in der Praxis: Hindernishöhen auf 0,5–1 m ungenau, weil sie geschätzt statt gemessen wurden.

Eingabegröße	Quelle	Auswirkung bei Fehler
3D-Dachgeometrie und Modulpositionen	Vor-Ort-Messung, Drohne, LiDAR, CAD	Falsche Modulzuordnung zu Strings
Hindernishöhen und -positionen	Messung vor Ort	±1 m Fehler → ±2–5 % Schattenfehler
TMY-Einstrahlungsdaten (GHI, DNI, DHI)	PVGIS-SARAH2, Meteonorm, Solargis	Standortfehler >10 km → ±3–8 % Ertragsfehler
Horizontlinie (Fernverschattung)	GPS-Sensor, Solargis, manuelle Messung	Fehlende Berge/Wälder → Überschätzung
Modulneigung und Azimut	Messung, CAD	±5° Fehler → 1–4 % Ertragsabweichung
Diffusmodell	Software-Einstellung	Perez vs. Hay-Davies: ±1–3 %

Die Formel: Stündliche Einstrahlung nach Verschattung

Die Kerngröße jeder Stunde in der Simulation ist die tatsächlich auf das Modul treffende Einstrahlung nach Berücksichtigung aller Schattenfaktoren.

Effektive Einstrahlung pro Modul und Stunde

G_eff [W/m²] = G_beam × (1 − f_shade,beam) × IAM_beam + G_sky × (1 − f_shade,sky) + G_albedo × IAM_albedo

G_beam = direkte Strahlungskomponente auf geneigte Fläche | f_shade,beam = geometrischer Abschattungsfaktor für Direktstrahlung (0–1) | IAM_beam = Einfallswinkelmodifikator für Direktstrahlung | G_sky = diffuse Himmelskomponente | f_shade,sky = Abschattungsfaktor für diffuse Strahlung | G_albedo = Bodenreflexionskomponente

Der IAM (Incidence Angle Modifier) berücksichtigt, dass die Transmissivität des Modulglases mit zunehmendem Einfallswinkel abnimmt. Bei einem Einfallswinkel von 60° (schräge Wintersonne) transmittiert ein Standardglas etwa 96 % der Einstrahlung gegenüber 100 % bei Senkrechteinfall. Simulationstools modellieren dies mit dem ASHRAE-Koeffizienten oder mit gemessenen IAM-Kurven der Hersteller.

Simulationsausgaben: Was die Software liefert

Eine vollständige Verschattungssimulation gibt nicht nur einen Gesamtverlust aus, sondern eine detaillierte Verlustaufschlüsselung.

Ausgabegröße	Typischer Wertebereich	Bedeutung
Jährlicher Strahlungsverlust durch Abschattung (beam)	0,5–20 %	Direkter geometrischer Verschattungsverlust
Jährlicher Strahlungsverlust durch Diffusabschattung	0,1–5 %	Anteil der abgeschatteten Himmelskomponente
Elektrischer Mismatch-Verlust (Stringlevel)	0,5–8 %	Zusätzlicher Verlust durch ungleichmäßige Modulleistung im String
Performance Ratio Eingangswert	75–88 %	Simulationsgrundlage für PR-Berechnung
Jahresertrag pro Modul [kWh]	Standortabhängig	Heatmap der Modulerträge — Basis für Stringplanung
P50 / P90 Jahresertrag	Gesamtanlage	P90 liegt typischerweise 6–10 % unter P50

Elektrischer Mismatch: Der unsichtbare Zusatzverlust

Der geometrische Abschattungsverlust — also wie viel weniger Strahlung das Modul empfängt — ist nur ein Teil des tatsächlichen Ertragsverlusts. Der andere Teil ist der elektrische Mismatch-Verlust, der durch die Reihenschaltung von Modulen im String entsteht.

Wenn ein Modul durch Teilabschattung nur 70 % seiner normalen Leistung erzeugt, kann der gesamte String auf dieses Niveau gedrosselt werden — bis die Bypass-Dioden auslösen. Die Simulation muss diesen Effekt separat modellieren, weil er vom Verschaltungsdesign (String-Konfiguration, Position verschatteter Module im String) abhängt. Ein gut geplanter String, bei dem verschattete Module am Ende liegen, hat deutlich geringere Mismatch-Verluste als einer mit verschatteten Modulen in der Mitte.

Tipp: Simulation direkt für die Stringplanung nutzen

Die modul-individuelle Ertrags-Heatmap der Simulation zeigt sofort, welche Modulpositionen die meisten Schatten empfangen. Diese Positionen sollten immer am Ende eines Strings (nicht in der Mitte) liegen — und bei starker Teilabschattung auf einen eigenen String mit Moduloptimierern gelegt werden. SurgePVs Verschattungsanalyse-Software übernimmt diese Optimierung automatisch.

Simulation vs. Verschattungsanalyse: Die Abgrenzung

Ein häufiger Fehler in der Praxis ist die synonyme Verwendung beider Begriffe. Die Unterscheidung ist für Ausschreibungen, Gutachten und Kundenkommunikation relevant.

Verschattungsanalyse

Der Gesamtprozess

Umfasst Datenerhebung, Standortbegehung, Hinderniserfassung, Wahl der Simulationsmethode, Ausführung der Simulation und Interpretation der Ergebnisse. Die Analyse kann auf einer einfachen Messung (Horizontlinie, Fisheye) oder einer vollständigen 3D-Simulation beruhen. Der Begriff ist methodenneutral.

Verschattungssimulation

Der Berechnungsschritt

Der computergestützte Berechnungsprozess, der auf Basis von 3D-Geometrie und stündlichen Einstrahlungsdaten die tatsächliche Einstrahlung pro Modul und Stunde berechnet. Immer algorithmisch, immer TMY-basiert, immer mit definierten Eingangsparametern und validierbaren Ausgaben. Teil der Verschattungsanalyse — aber nicht dasselbe.

In bankfähigen Gutachten und nach Solarpaket I wird ausdrücklich eine Ertragssimulation gefordert — gemeint ist die vollständige Verschattungssimulation als Berechnungsgrundlage, nicht nur eine geometrische Analyse.

Normen und Qualitätsstandards

Verschattungssimulationen für kommerzielle Projekte sollten sich an zwei Normen orientieren:

IEC 61724-1 (PV-System-Monitoring): Definiert, wie Ertragsgrößen gemessen und dokumentiert werden. Relevant für den Abgleich zwischen simuliertem und tatsächlichem Ertrag nach der Inbetriebnahme.
IEC 61853-3 (Modulleistungsmodellierung): Beschreibt, wie Modulleistung unter realen Betriebsbedingungen (Temperatur, Einstrahlung) zu modellieren ist — Grundlage für die korrekte Umrechnung von Einstrahlung in Modulertrag in der Simulation.

Für die Einstrahlungsdaten empfiehlt die DIN V 18599-9 für Deutschland die Verwendung von PVGIS-SARAH2 oder Meteonorm-Datensätzen als Referenz für stündliche TMY-Daten.

Praktische Hinweise

Simulationsmodell vor der Auslegung validieren. Das 3D-Modell des Standorts muss alle relevanten Hindernisse über 0,5 m Höhe innerhalb von 50 m erfassen. Fehlende Hindernisse führen systematisch zu einer Überschätzung des Jahresertrags — Fehler, die nach Inbetriebnahme nicht mehr korrigierbar sind.
PVGIS-SARAH2 als Standard-Einstrahlungsdatensatz verwenden. Für deutsche Standorte liefert PVGIS-SARAH2 die beste Flächenabdeckung mit dem geringsten systematischen Fehler. Abweichungen gegenüber lokalen Messstationen liegen typischerweise unter 3 %.
Elektrischen Mismatch separat von der geometrischen Abschattung ausweisen. In Ertragsgutachten und Finanzierungsunterlagen sollten beide Verlustquellen getrennt angegeben werden — Banken fragen zunehmend nach dieser Aufschlüsselung.
Simulationsergebnisse mit historischem Ertrag abgleichen. Bei Bestandsanlagen: Gemessener Jahresertrag (aus Wechselrichter-Logging) mit der TMY-Simulation vergleichen. Abweichungen über 10 % deuten auf Modellierungsfehler oder veränderte Verschattungssituation hin.

Hindernismaße vor Ort messen, nicht schätzen. Ein Schornstein, der in der Simulation mit 1,5 m eingetragen ist, aber tatsächlich 2,2 m misst, erzeugt einen Simulationsfehler von 4–8 % auf den direkt dahinter liegenden Modulen. Laserentfernungsmesser oder Maßband sind Pflicht bei der Bestandsaufnahme.
Simulations-Heatmap für die Stringplanung verwenden. Die modulindividuelle Ertrags-Heatmap zeigt, welche Module die meisten Schattenstunden haben. Diese gehören an das Ende eines Strings oder auf einen eigenen optimierten String — nicht in die Mitte eines Standard-Strings.
Simulationsbericht als Abnahmedokument mitliefern. Der Export aus SurgePV oder PVsyst enthält Eingangsparameter, Modellspezifikation und Ergebnisse. Dieses Dokument gehört zur Projektakte — es ist Grundlage für spätere Ertragsvergleiche und für eventuelle Gutachten im Schadensfall.
Nach Inbetriebnahme mit tatsächlichem Ertrag abgleichen. Wechselrichter-Monitoring nach dem ersten vollen Betriebsjahr gegen die Simulation halten. Systematische Abweichungen von mehr als 8 % sind ein Signal für Installationsfehler, Degradation oder eine veränderte Verschattungssituation.

Simulationsqualität als Differenzierungsmerkmal kommunizieren. „Unsere Ertragszahl basiert auf einer stündlichen Simulation mit echten Standortdaten — nicht auf einem Pauschalwert für Ihre Region.” Das ist ein konkreter Unterschied zu Angeboten, die mit kWh/kWp-Tabellenwerten arbeiten.
P90-Wert für konservative Kunden hervorheben. Der P90-Jahresertrag ist die Zahl, gegen die Banken finanzieren. Kunden, die ein Darlehen für ihre Anlage aufnehmen, können mit dem P90-Wert planen — er liegt mit 90-prozentiger Wahrscheinlichkeit nicht darunter.
Simulationsreport im Angebot beilegen. Eine Seite aus dem SurgePV-Bericht mit der modulindividuellen Heatmap und dem Verlust-Wasserfall zeigt dem Kunden, dass die Berechnung auf seinem konkreten Dach basiert — nicht auf einem Muster-Südöster in der Software.
Verschattungsoptimierung als monetären Vorteil quantifizieren. Wenn die Simulation zeigt, dass ein alternatives Stringdesign 4 % mehr Ertrag liefert, lässt sich das direkt in EUR/Jahr übersetzen. Das ist ein Verkaufsargument — kein technisches Detail.

Verschattungssimulation in Echtzeit — direkt im Planungstool

SurgePV berechnet die stündliche 3D-Verschattungssimulation für Ihr Modulfeld in Sekunden — mit PVGIS-SARAH2-Einstrahlungsdaten und Perez-Diffusmodell.

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Praxisbeispiele

Beispiel 1: Dachanlage München — Schornstein mit String-Mismatch

Ein Architektenbüro plant eine 14,4 kWp-Anlage auf einem Münchner Sattteldach (Südausrichtung, 38°). Schornstein mittig, 1,8 m über Dachfläche, 2,5 m vom ersten Modulreihe entfernt. Ursprünglicher Planungsansatz: Alle 36 Module in zwei Strings zu je 18.

Die SurgePV-Verschattungssimulation ergibt:

Geometrischer Schattenverlust: 4,2 % (Direktstrahlung blockiert auf 4 Modulen, 1.200–1.400 Stunden/Jahr)
Elektrischer Mismatch-Verlust: 3,1 % (Schattenmodule befinden sich in der Mitte von String 1)
Gesamtverlust ursprüngliches Design: 7,3 %

Nach Umplanung: Die 4 Schornstein-Module werden auf einen eigenen dritten String mit Moduloptimierern gelegt.

Geometrischer Schattenverlust: 4,2 % (unverändert)
Elektrischer Mismatch-Verlust: 0,3 % (nur noch die 4 optimierten Module betroffen)
Gesamtverlust nach Optimierung: 4,5 %

Wirtschaftliche Wirkung: Bei 1.020 kWh/kWp Jahresertrag und 14,4 kWp entspricht die Reduzierung des Gesamtverlusts um 2,8 % rund 411 kWh/Jahr. Bei 30 Ct/kWh Strompreis: 123 EUR/Jahr × 20 Jahre = 2.460 EUR Mehrertrag. Kosten für 4 Optimierer: ca. 320 EUR.

Beispiel 2: Gewerbeflachdach Hamburg — Eigenabschattung und HLK

Logistikzentrum, 285 kWp geplant, Ost-West-Ausrichtung, 10° Neigung. Reihenabstand im ersten Entwurf: 2,6 m. Drei HLK-Anlagen (je 2,4 m hoch), mittig auf dem Dach verteilt.

Simulation in SurgePV:

Eigenabschattung bei 2,6 m Abstand: 4,8 % Jahresverlust (konzentriert Dez.–Feb.)
HLK-Verschattung: 3,6 % auf 22 direkt dahinter liegenden Modulen
Elektrischer Mismatch: 2,2 %

Nach Optimierung: Reihenabstand auf 3,2 m erhöht (–18 Module, –6,6 kWp), HLK-Module auf separate optimierte Strings.

Eigenabschattung: 1,9 % (–2,9 %)
HLK-Mismatch: 0,4 %
Gesamtanlage: 278,4 kWp statt 285 kWp, aber nur 2,3 % Gesamtverlust statt 10,6 %

Ertrag: Die kleinere Anlage erzeugt trotz weniger Modulen durch den niedrigeren Verlust nahezu denselben Jahresertrag (Δ < 0,5 % zum Ausgangsentwurf bei gleichem Fußabdruck). Das Finanzierungsdossier wird mit dem optimierten Design eingereicht — die Bank akzeptiert die P90-Prognose ohne Rückfragen.

Beispiel 3: Freiflächenanlage Freiburg — Fernverschattung Schwarzwald

Freifläche 8 km östlich von Freiburg, 800 kWp geplant. Wald-Hügelkette im Osten (Schwarzwald-Vorland), Horizontwinkel 8–14° zwischen Azimut 60° und 110°.

Simulation mit Solargis-Horizontdaten (1 km Auflösung):

Fernverschattung Ost: 3,2 % Jahresverlust (Morgenstunden Oktober–März dominant)
Ohne Horizontdaten: Standard-PVGIS hätte 1.105 kWh/kWp prognostiziert
Mit Horizontdaten: 1.068 kWh/kWp — Differenz 3,4 %

Wirkung auf die Finanzierung: Bei 800 kWp und 9 Ct/kWh Direktvermarktungspreis entspricht die Differenz von 37 kWh/kWp × 800 kWp = 29.600 kWh/Jahr × 9 Ct = 2.664 EUR/Jahr. Über 20 Jahre: 53.280 EUR. Die Projektion ohne Horizontliniensimulation hätte das Projekt mit einer um 53.000 EUR zu optimistischen Ertragsprognose in die Finanzierung geführt.

Häufig gestellte Fragen

Was ist der Unterschied zwischen Verschattungssimulation und Verschattungsanalyse?

Die Verschattungsanalyse ist der Gesamtprozess der Schattenbewertung — von der Vor-Ort-Begehung bis zur Ergebnisinterpretation. Die Verschattungssimulation ist der rechnerische Kernschritt innerhalb dieses Prozesses: die computationelle, stundenweise Berechnung der Einstrahlung pro Modul auf Basis des 3D-Standortmodells und der TMY-Einstrahlungsdaten. Eine Analyse kann ohne vollständige Simulation auskommen (z. B. mit einer Fisheye-Messung). Eine Simulation setzt immer ein vollständiges Modell und definierte Eingabedaten voraus.

Wie genau sind Verschattungssimulationen in der Praxis?

Bei korrekten Eingabedaten und validierten Einstrahlungsdaten liegt die Abweichung zwischen simuliertem und tatsächlichem Jahresertrag typischerweise bei ±5–8 % für Einzeljahre und ±3–5 % über mehrere Jahre gemittelt. Der größte Unsicherheitsfaktor ist nicht der Algorithmus, sondern die Einstrahlungsdaten: Wetterabweichungen vom TMY-Mittelwert können 5–15 % Jahresschwankung verursachen. Die kombinierte Gesamtunsicherheit einer zertifizierten Simulation wird für deutsche Standorte üblicherweise mit ±6–10 % (P90-Niveau) angegeben.

Welche Einstrahlungsdaten sollte ich für Deutschland verwenden?

Für die meisten deutschen Projekte ist PVGIS-SARAH2 (Copernicus/EU-Kommission) die Standardempfehlung — kostenlos, flächendeckend, auf Satellitenbildern basierend, mit einer Auflösung von ca. 4 km. Für Großprojekte ab 500 kWp wird Meteonorm (interpoliertes Messnetz) oder Solargis (kommerzielle Satellitendaten, 1 km Auflösung) verwendet. Für Finanzierungen, bei denen ein Gutachten erforderlich ist, akzeptieren die meisten deutschen Banken PVGIS-SARAH2 und Meteonorm als valide Datenquellen.

Muss ich für jede Anlage eine vollständige 3D-Simulation durchführen?

Gesetzlich vorgeschrieben ist die vollständige Ertragssimulation (die eine Verschattungssimulation einschließt) für EEG-Anlagen ab 100 kWp (Solarpaket I, 2024). Für kleinere Anlagen gibt es keine gesetzliche Pflicht — aber wirtschaftlich ist eine vollständige Simulation sinnvoll, sobald Nahverschattung vorhanden ist. Für rein freiflächige Anlagen ohne Bebauung im Umfeld kann in der Vorplanungsphase eine vereinfachte Horizontlinienanalyse ausreichen; für das finale Planungsdokument sollte immer eine 3D-Simulation vorliegen.

Was bedeutet P50 und P90 in der Verschattungssimulation?

P50 ist der wahrscheinlichste Jahresertrag — der Wert, der in 50 % der Jahre über- und in 50 % der Jahre unterschritten wird. P90 ist der konservative Schätzwert, der mit 90-prozentiger Wahrscheinlichkeit erreicht oder überschritten wird. P90 liegt typischerweise 6–10 % unter P50 für deutsche Standorte. Banken finanzieren gegen P90 — weil sie für den Schuldendienst eine Untergrenze brauchen, keine Erwartungswertsberechnung. Die Simulation liefert den P50-Wert; P90 wird durch Überlagerung der Gesamtunsicherheit (kombinierte Unsicherheit aller Eingabegrößen) berechnet.

Wie lange dauert eine professionelle Verschattungssimulation?

Die reine Rechenzeit einer modernen Cloud-basierten Simulation (z. B. SurgePV) liegt für eine Wohngebäudeanlage mit 20–40 Modulen unter 5 Sekunden. Der zeitintensive Teil ist die Modellvorbereitung: Hinderniserfassung, 3D-Modellierung, Eingabe der Horizontlinie. Je nach Standortkomplexität dauert das 30 Minuten bis 3 Stunden. Für ein zertifiziertes Ertragsgutachten einer Gewerbeanlage, das eine externe Gutachterprüfung einschließt, sollten 2–4 Wochen eingeplant werden.