voltaplan.de

Methodik — wie voltaplan rechnet

Wir glauben: ein Rechner ohne offengelegte Methodik ist Marketing, kein Werkzeug. Hier findest du jede Annahme, jede Datenquelle und jede Formel. Wenn du etwas anders rechnen würdest, hilft uns Feedback an info@softedgeug.de.

1. Strahlungsdaten — PVGIS

Wir nutzen PVGIS 5.3 der Europäischen Kommission (Joint Research Centre, Ispra). Datenbasis: Satellitenstrahlungsdaten PVGIS-SARAH3 für Europa, basierend auf Meteosat-Beobachtungen 2005–2023. Räumliche Auflösung ca. 4×4 km, zeitliche Auflösung stündlich. Für Verluste in Kabeln und Wechselrichter sowie durch Verschmutzung setzen wir den PVGIS-Standardwert von 14 % Systemverlusten an; die Modul-Alterung rechnen wir getrennt (Abschnitt 4).

Konkret rufen wir den Endpoint seriescalc auf mit deiner Postleitzahl (umgewandelt in lat/lon), Dachneigung und Dachausrichtung. Antwort: stündliche PV-Erzeugung über mehrere Jahre.

Der Jahresertrag ist das Mittel über alle gelieferten Jahre. Für die Stundenrechnung (Abschnitt 2) verwenden wir dagegen ein einzelnes repräsentatives Jahr — dasjenige, dessen Jahressumme dem Mittel am nächsten liegt. Grund: Mittelt man über alle Jahre, glättet man aufeinanderfolgende Dunkelphasen weg. Genau die leeren im Winter den Speicher und sind für den Autarkiegrad entscheidend.

PVGIS liefert den Zeitstempel in UTC. Wir rechnen die Reihe auf Europe/Berlin um, bevor wir sie gegen das Lastprofil legen. Ohne diesen Schritt läge die Erzeugungskurve ein bis zwei Stunden zu früh und würde die abendliche Verbrauchsspitze systematisch verfehlen.

2. Eigenverbrauch und Autarkie — stündliche Simulation

Zwei Kennzahlen, ein Zähler — die selbst genutzten Kilowattstunden:

Beides lässt sich nicht aus Jahressummen ableiten. Ein Autarkiegrad ist eine Aussage über zeitliche Deckung: Wer im Juli Überschuss produziert, hat damit im Januar nichts gewonnen. Rechnet man trotzdem mit Jahressummen, kommt bei ausreichend großer Anlage zwangsläufig 100 % heraus — ein Wert, den Dach-PV mit Hausspeicher praktisch nie erreicht.

Bis zum 22.08.2026 hat unser Rechner genau diesen Fehler gemacht. Gemeldet hat ihn die Redaktion von Finanztip; wir rechnen seitdem stündlich über ein ganzes Jahr. Wie genau, steht in den folgenden Absätzen — samt dem, was das Modell weiterhin nicht leisten kann.

Lastprofil

Wir verteilen deinen Jahresverbrauch auf 8.760 Stunden. Das Profil ist eine synthetische Nachbildung des Haushaltsprofils H0 — die BDEW-Profildaten selbst sind nicht frei verteilbar, die Dynamisierungsfunktion dagegen ist eine publizierte Formel und wird im Original verwendet:

F(t) = −3,92·10⁻¹⁰·t⁴ + 3,20·10⁻⁷·t³ − 7,02·10⁻⁵·t² + 2,10·10⁻³·t + 1,24  (t = Tag des Jahres)

Sie ergibt 1,24 im Januar und 1,26 zum Jahreswechsel gegen 0,80 im Juli — der Jahresgang, der darüber entscheidet, wie viel Netzbezug im Winter übrig bleibt. Dazu kommen ein Tagesgang mit Nachtgrundlast, Morgen- und ausgeprägter Abendspitze sowie ein Wochengang (am Wochenende später und etwas höher). Das Profil wird exakt auf deinen Jahresverbrauch normiert.

Speicherbetrieb

Stunde für Stunde: Überschuss lädt den Speicher, Defizit entlädt ihn, der Rest wird eingespeist bzw. aus dem Netz bezogen. Parameter:

Ein Korrekturfaktor von 13 % bildet ab, dass Stundenmittelwerte die Gleichzeitigkeit überschätzen: Innerhalb einer Stunde schwanken Wasserkocher und Wolken, was der Stundenmittelwert wegglättet. Dieser Anteil der Überschneidung wird als nicht gleichzeitig behandelt und kann nur über den Speicher zurückgeholt werden — mit dessen Verlusten.

Gegenprobe an einer unabhängigen Quelle

Wir haben das Modell gegen die PV2027-Studie geprüft (aquu, Dr. Johannes Weniger und Kai Buchholz, im Auftrag des Solarenergie-Fördervereins, Juni 2026) — eine minutenaufgelöste Simulation auf DWD-Daten, also eine deutlich feinere Rechnung als unsere. Referenzfall dort: 10 kW PV, 10 kWh Speicher, 3.809 kWh Jahresverbrauch.

Kennzahl PV2027-Studie (S. 25) voltaplan
Autarkiegrad 84 % 84,0 %
Restnetzbezug 613 kWh/Jahr 626 kWh/Jahr

Der Treffer entstand nicht durch Nachjustieren auf diesen Wert: Zeitzonen- und Saisonalitätskorrektur allein haben ihn erzeugt, der 13-%-Faktor blieb dabei unverändert.

Was das Modell nicht leistet

3. NPV-Berechnung — Cashflow über 20 Jahre

Pro Jahr summieren wir:

Der Wechselrichter steckt im Anschaffungspreis (Komplettpaket); einen späteren Tausch rechnen wir derzeit nicht gesondert — siehe Abschnitt 7.

Strompreis im ersten Jahr: 37,0 ct/kWh. Das ist der Durchschnitt der verfügbaren Tarife für 2026 aus der BDEW-Strompreisanalyse vom August 2026. Der BDEW weist dort keinen Musterhaushalt und keinen Jahresverbrauch aus — es ist also ein Tarifdurchschnitt, nicht der Preis eines konkreten Haushalts. Dein eigener Tarif ist der bessere Wert; er ist in der Detail-Eingabe anpassbar. Strompreis-Inflation: 3 % p.a. (Annahme, anpassbar in der Detail-Eingabe). Diskontierung mit WACC 4 % auf Barwert.

Korrekturhinweis (20.09.2026): Bis zu diesem Tag rechneten wir mit 38,1 ct/kWh im ersten Jahr — ein Wert ohne Quellenangabe, rund 3 % über dem BDEW-Durchschnitt. Das machte jede Anlage etwas rentabler, als sie ist. Alle Ergebnisse fallen seit der Korrektur geringfügig ungünstiger aus.

4. Modul- und Speicher-Modell

5. EEG-Sätze 2026

Anlagengröße Teileinspeisung Volleinspeisung
≤ 10 kWp 7,70 ct/kWh 12,22 ct/kWh
Leistungsanteil 10–40 kWp 6,66 ct/kWh 10,24 ct/kWh

Tabelle = Rechengrundlage des Rechners. Die Sätze gelten seit der Halbjahres-Degression zum 01.08.2026 (gültig bis 31.01.2027, nächste Degression 01.02.2027). Davor, vom 01.02. bis 31.07.2026, galten 7,78 / 12,34 ct/kWh (≤ 10 kWp) bzw. 6,73 / 10,35 ct/kWh (10–40 kWp). Ab 2027: Reform — die Abschaffung für Neuanlagen ist im Regierungsentwurf vorgesehen (BT-Drs. 21/7867, Bundestag und Bundesrat haben nicht entschieden). Wir rechnen das Szenario seit dem 20.09.2026 mit der dort geregelten befristeten Übergangszahlung von 5,2 ct/kWh für maximal 36 Monate (anzulegender Wert 6,2 ct abzüglich 1 ct nach § 53 Abs. 1). Für die Jahre danach setzen wir 1,2 ct/kWh an — den Netto-Direktvermarktungserlös, der sich aus der PV2027-Studie ableiten lässt (10-kW-Anlage 2025: rund 250 € Börsenerlös, davon rund 160 € an den Direktvermarkter). Das ist die schwächste Annahme unseres Modells: eine gerundete Ableitung aus einer Sekundärquelle, kein amtlicher Wert. Bis zum 20.09.2026 rechneten wir hier pauschal 5,5 ct/kWh über volle 20 Jahre und haben das Szenario 2027 dadurch deutlich zu günstig dargestellt.

Anteilige Berechnung nach § 23c EEG. Die Sätze der Bundesnetzagentur sind Schwellenwerte, keine Klassenpauschalen. Für Anlagen über 10 kWp verlangt § 23c EEG eine anteilige Berechnung: Der Leistungsanteil bis 10 kWp erhält den höheren Satz, nur der Anteil darüber den niedrigeren. Rechenweg: (10 × Satz≤10 + (min(P,40) − 10) × Satz≤40 + max(P−40,0) × Satz≤100) ÷ P. Eine 11-kWp-Anlage kommt so auf 7,61 ct/kWh, eine 15-kWp-Anlage auf 7,35 und eine 30-kWp-Anlage auf 7,01 ct/kWh (Teileinspeisung). Rechenweg und Tabelle für 11 bis 40 kWp: Einspeisevergütung 2026. Der Rechner rechnet mit Teileinspeisung; die Volleinspeisungssätze stehen hier nur zur Information.

Korrekturhinweis (20.09.2026): Bis zu diesem Tag wendete unser Rechner oberhalb von 10 kWp den Satz von 6,66 ct/kWh auf die gesamte Einspeisung an und unterschätzte den Einspeiseerlös größerer Anlagen — am stärksten knapp über der Grenze (11 kWp: 6,66 statt 7,61 ct/kWh). Dadurch zeigte er an der 10-kWp-Grenze eine Stufe, die es rechtlich nicht gibt: Von 10 auf 10,5 kWp sank der ausgewiesene Einspeiseerlös, obwohl die Anlage mehr einspeist. Der Fehler ist behoben; der Erlös steigt jetzt stetig mit der Leistung.

6. Negative Strompreise (§ 51 EEG)

Für Anlagen, die seit dem 25.02.2025 in Betrieb gehen, sinkt der anzulegende Wert in Zeiträumen mit negativem Spotmarktpreis auf null (§ 51 Abs. 1 EEG). Anlagen unter 100 kW sind ausgenommen, bis das Kalenderjahr endet, in dem ein intelligentes Messsystem eingebaut wird (§ 51 Abs. 2 Nr. 1). § 51a verlängert im Gegenzug den Vergütungszeitraum. Die Bundesnetzagentur meldet für 2025 negative Großhandelspreise in 573 von 8.760 Stunden. Einzelheiten: Negative Preise und § 51 EEG.

Wie wir es im Ergebnis zeigen. Der Rechner weist die amtliche Stundenzahl aus (573 Stunden in 2025, Bundesnetzagentur) und kennzeichnet sie als bundesweiten Wert. Für Anlagen unter 100 kW ohne intelligentes Messsystem zeigt er 0 € Verlust, weil die Regel dort nach § 51 Abs. 2 Nr. 1 EEG noch nicht greift. Greift sie, rechnen wir nicht mit dem Zeitanteil der Stunden am Jahr (6,5 %), sondern mit dem ertragsgewichteten Anteil von 24 % — negative Preise treten vor allem mittags bei hoher Einspeisung auf. Der Einspeiseanteil kommt aus der Stundensimulation dieser Anlage. In Kapitalwert und Amortisation fließt der Wert nicht ein — er wird nur angezeigt.

Korrekturhinweis (20.09.2026): Bis zu diesem Tag zeigte der Rechner einen Abschnitt „Negative Strompreise an deinem Standort“ mit einer Stundenzahl je Bundesland (132 bis 224 Stunden) und für jede Anlage einen Euro-Verlust. Die Stundenzahlen waren nicht belegbar und lagen weit unter dem amtlichen Wert; einen eigenen Day-Ahead-Preis je Bundesland gibt es nicht, der Preis wird für die gesamte Gebotszone gebildet. Außerdem nannte der Erklärtext eine Vorschrift „§ 6 SolSpG“, die es nicht gibt, behauptete Geltung „auch für Bestandsanlagen“ und rechnete mit gleichmäßig verteilten Stunden, festem Einspeiseanteil von 70 % und ohne die Ausnahme für Anlagen unter 100 kW. Alles korrigiert.

7. Was wir nicht berücksichtigen

8. Limitationen

Berechnungen sind unverbindliche Schätzungen auf Basis öffentlicher Daten. Sie ersetzen keine individuelle Fachberatung durch einen zertifizierten Solarteur. Für konkrete Kaufentscheidungen empfehlen wir mindestens 2–3 Vor-Ort-Angebote einzuholen.

9. Berechnung exportieren

Jede über den Rechner durchgeführte Berechnung kann als JSON heruntergeladen werden (auf der Ergebnisseite, Button „Berechnung als JSON exportieren"). So kannst du die Eingaben + Annahmen + Outputs reproduzieren oder mit anderen Tools vergleichen.

10. JSON-Schema (für Entwickler:innen)

Wir veröffentlichen das vollständige JSON-Schema der API-Antwort. Damit kannst du Drittwerkzeuge schreiben, die voltaplan-Berechnungen lesen, validieren oder weiterverarbeiten — ohne unsere Doku rätseln zu müssen.

Schema-Standard: JSON Schema Draft 2020-12. Endpoint: GET /api/schema. Cache-Header: 1 Stunde.

Schema herunterladen (JSON)

11. Open-Source-Status

Die Berechnungs-Engine basiert auf pvlib-python (BSD-Lizenz). PVGIS ist ein Service der Europäischen Kommission, frei zugänglich nach Open-Government-Lizenz.

Mittelfristig (geplant Q3 2026) soll der voltaplan-Berechnungscode als Open-Source freigegeben werden — zur Validierung durch unabhängige Solar-Experten und Nachvollziehbarkeit der Methodik. Bis dahin gilt: jedes Detail in dieser Dokumentation entspricht dem tatsächlich ausgeführten Code.