Ertragsverlust durch Ausrichtung berechnen

Am schnellsten über die Satellitenansicht von Google Maps oder einem Solarkataster: Karte nach Norden ausrichten (Norden ist oben), dann die Richtung des Dachfirsts ablesen — die Traufseite deines PV-Dachs zeigt senkrecht dazu. Eine Kompass-App direkt am Fenster funktioniert auch, weicht aber durch Metall in der Fassade gern einige Grad ab. Für diesen Rechner reicht die Himmelsrichtung auf ±10 Grad locker aus: Das Polardiagramm unten zeigt, wie wenig einzelne Grad ausmachen. Konvention hier: 0° = Süd, −90° = Ost, +90° = West.

In Berlin liefert ein Ostdach mit 35° Neigung rund 79 % des Standort-Optimums, ein Westdach rund 76 % — also 21–24 % Verlust. Der Wert hängt an Standort und Neigung: Je flacher die Fläche, desto kleiner der Unterschied zwischen den Ausrichtungen. Der Rechner rechnet deine Kombination stundengenau für deinen Rasterpunkt, statt eine pauschale Tabellenzahl zu zeigen.

Weil die Vormittage dort im Mittel klarer sind als die Nachmittage — Nebel löst sich auf, Quellbewölkung baut sich erst am Nachmittag auf. Die Stundensimulation über das typische meteorologische Jahr bildet das ab; die PVGIS-eigene Rechnung zeigt dieselbe Differenz von 3–4 %. Ein Geometrie- oder Kosinusmodell kann solche Wetter-Asymmetrien prinzipbedingt nicht sehen — es behandelt Ost und West immer als gleichwertig.

Nein. Bei 35° Neigung liegt Südost in Berlin bei rund 95 % des Optimums, Südwest bei rund 92 % — ein Verlust im einstelligen Prozentbereich, der in der Praxis von Verschattung, Verschmutzung oder einem schlechten Wechselrichter-Arbeitspunkt überlagert wird. Abweichungen bis 45° von Süd sind fast immer unkritisch.

Nicht sinnlos, aber teuer erkauft: Eine Nordfläche mit 35° Neigung kommt in Berlin auf rund 51 % des Optimums. Der hohe Diffusanteil des DACH-Klimas rettet dabei mehr, als die Faustregel vermuten lässt — Diffuslicht kommt aus dem ganzen Himmel und trifft auch Nordflächen. Je flacher die Neigung, desto kleiner wird der Nachteil; bei 0° verschwindet er vollständig.

Pro Quadratmeter ja: Ein Ost-West-Paar (je halb Ost, halb West) liefert in Berlin bei 35° rund 77 % des Optimums. Aber auf einem Satteldach bringt Ost-West fast die doppelte Modulzahl unter, und das Tagesprofil wird breiter — Erzeugung wandert in die Morgen- und Abendstunden, in denen tatsächlich verbraucht wird. Da eine selbst verbrauchte Kilowattstunde ein Mehrfaches der Einspeisevergütung wert ist, liegt Ost-West wirtschaftlich oft vorn. Die Tagesprofil-Grafik unter dem Ergebnis zeigt genau diese Verschiebung.

Aus dem committeten TMY-Stundenraster (PVGIS-SARAH3, 2005–2023, 1.155 Rasterpunkte im DACH-Raum): Für jede der 8760 Stunden wird die Einstrahlung mit dem Perez-Modell in die Modulebene umgerechnet, der Geländehorizont abgezogen und das Niveau aufs Vieljahresmittel kalibriert. Kreuzvalidiert gegen die PVGIS-Stundenrechnung an vier Referenzstandorten über je sieben Ausrichtungen: Der Relativertrag stimmt auf 1,5 Prozentpunkte, typisch besser als 1.