Photovoltaik-Ertrag pro kWp: 935–1.280 kWh Tabelle 2026

Die Formel ist kurz: Jahresertrag = installierte Leistung in kWp × spezifischer Ertrag in kWh/kWp. Die zweite Zahl ist der Knackpunkt – und hier vermischen die meisten Ertragstabellen zwei Zahlenwelten: den Modellwert bei perfekter Süd-Geometrie und den tatsächlichen Durchschnitt bestehender Dächer. Dieser Artikel trennt beides und liefert vier Tabellen: kWh pro kWp nach Region, Jahresertrag nach Anlagengröße, Korrekturfaktoren für Ausrichtung und Neigung sowie die Monatsverteilung.

Eine Abgrenzung vorweg: Hier geht es um den Ertrag einer gegebenen Anlagengröße. Wenn Sie Ihre kWp-Zahl erst aus Ihrem Stromverbrauch ableiten wollen, ist der Leitfaden zum PV-Anlage planen und dimensionieren der Einstieg; die Kostenseite zu denselben Größenstufen steht unter Solaranlage Kosten nach Größe in kWp.

Ertragstabelle: kWh pro kWp nach Region

Die belastbarste Regionaltabelle für Deutschland stammt von Fraunhofer ISE. Sie beschreibt drei typische Standorte bei optimalem Neigungswinkel und Südausrichtung:

Quelle: Fraunhofer ISE, Studie Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien (Juli 2024), Tabelle 3. Strahlungsgrundlage: DWD-Karte, mittlere Jahressummen 1981–2010. Werte gelten für unverschattete Flächen.

Die Kette dahinter: horizontal 950 bis 1.300 kWh pro m² und Jahr, auf der optimal ausgerichteten Modulebene 1.100 bis 1.510 kWh/(m²·a), nach Abzug aller Systemverluste 935 bis 1.280 kWh pro installiertem kWp.

Die Städteliste: gerechnet mit PVGIS

Weil Bundesland-Grenzen keine Strahlungsgrenzen sind, hilft eine zweite Sicht. Die folgenden Werte stammen aus einer eigenen Abfrage von PVGIS 5.3 der Europäischen Kommission – demselben Werkzeug, mit dem Fraunhofer ISE seine Ausrichtungs- und Ertragsprofile berechnet.

Eigene Berechnung mit PVGIS 5.3 (Europäische Kommission/JRC), Abfrage 30.07.2026; 1 kWp kristallines Silizium, 35° Neigung, Azimut Süd, 14 % Systemverluste, Strahlungsdatenbank PVGIS-SARAH3 (Zeitreihe 2005–2023). Ableitbare Bänder: Norddeutschland etwa 985–1.030, Mitte und Osten etwa 1.015–1.080, Süddeutschland etwa 1.120–1.140 kWh/kWp.

Warum weichen ISE und PVGIS ab? Die ISE-Werte beruhen auf der DWD-Karte 1981–2010, die PVGIS-Werte auf dem Satellitendatensatz SARAH3 mit der Zeitreihe 2005–2023. Der neuere Datensatz liefert für dieselben Standorte höhere Werte – das ist ein Effekt des Strahlungsdatensatzes, kein Beweis dafür, dass Module besser geworden sind. Beide Zahlenwelten sind für sich konsistent, dürfen aber nicht in einer Tabellenspalte gemischt werden.

Der Realitätsanker: 922 Volllaststunden

Jetzt der Wert, den kaum eine Ertragstabelle zeigt. Fraunhofer ISE zitiert die Mittelfristprognose der Übertragungsnetzbetreiber: „Im Durchschnitt erzielen PV-Dachanlagen 2021 im Trendszenario 922 Vollbenutzungsstunden" – das entspricht 922 kWh/kWp (Fraunhofer ISE, Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland, Stand 05.05.2026, Abschnitt 21).

Das liegt deutlich unter den 935–1.280 kWh/kWp der Modellrechnung. Ursache ist nicht schlechte Technik, sondern die Realität deutscher Dächer: Ost-West-Ausrichtungen, flache oder sehr steile Neigungen, Gauben, Kamine, Nachbarbäume. Wer wissen will, warum eine bestehende Anlage unter den Tabellenwerten bleibt, findet die Diagnose unter Photovoltaik-Ertrag zu niedrig: Ursachen.

Verbrauchernahe Referenzwerte liegen zwischen diesen Polen: Der Solarrechner der Verbraucherzentrale rechnet mit rund 1.025 Kilowattstunden pro Kilowatt Photovoltaikleistung und Jahr bei Südausrichtung und optimaler Neigung, gestützt auf HTW-Berlin-Simulationen über rund 17.000 Konfigurationen (Verbraucherzentrale); die Planungsseite derselben Quelle rechnet konservativer mit 900 kWh/kWp.

Was „kWh pro kWp" genau bedeutet

Der spezifische Ertrag ist definiert als Verhältnis von Nutzertrag – also Wechselstromertrag – zur AC-Nennleistung. Fraunhofer ISE formuliert es wörtlich: „Der spezifische Jahresertrag entspricht der Anzahl Volllaststunden."

Daraus folgt ein stiller Fehler in vielen Ertragstabellen: Die kWp-Zahl auf Ihrem Angebot ist eine DC-Größe, die Summe der Modul-Nennleistungen. „Deutschlandweit liegt die DC-Nennleistung im Mittel knapp 10 % über der AC-Nennleistung", schreibt ISE. Wer den Jahresertrag durch die DC-Leistung teilt, erhält systematisch einen niedrigeren kWh/kWp-Wert. Dieselbe Anlage kann so „900" oder „1.000" kWh/kWp haben – ein Angebotsvergleich über kWh/kWp ohne Angabe der Bezugsgröße ist wertlos.

Die zweite Kennzahl ist die Performance Ratio (PR): „Eine heute installierte PV-Anlage erreicht PR-Werte von 80–90 % im Jahresmittel, inkl. aller Verluste durch erhöhte Betriebstemperatur, ungünstige Einstrahlungsbedingungen …, Verschmutzung, Verschattung und Schneeauflage, Leitungswiderstände, Wandlungsverluste im Wechselrichter … und ggf. Ausfallzeiten aufgrund von Störungen." Für kleine Dachanlagen setzt ISE 85 % an.

Verschmutzung und Teilverschattung sind in dieser Spanne schon enthalten – Sie dürfen sie nicht ein zweites Mal abziehen. ISE warnt allerdings, dass Teilverschattungen einzelner Zellreihen „erheblich stärkere Ertragseinbußen verursachen als es ihrem Flächenanteil entspricht". Und der Regionalvergleich schlägt nicht linear durch: „Tatsächlich überträgt sich der regionale Unterschied in der Jahressumme der Einstrahlung nicht 1:1 auf den spezifischen Ertrag (kWh/kWp), weil bspw. auch die effektive Betriebstemperatur der Module, Verschmutzungseffekte oder die Dauer der Schneeauflage eine Rolle spielen."

Ertragstabelle nach Anlagengröße: 4 bis 30 kWp

Der spezifische Ertrag ist größenunabhängig. ISE stellt klar: „Die Größe eines PV-Kraftwerks hat keinen direkten Einfluss auf die Volllaststundenzahl, anders als bei Windkraftwerken, wo Naben- und damit Turmhöhen entscheidend sind." Eine 30-kWp-Anlage hat also nicht mehr kWh je kWp – sie hat schlicht fünfmal so viele kWp wie eine 6-kWp-Anlage.

Eigene Rechnung auf Basis der spezifischen Erträge aus Fraunhofer ISE, Stromgestehungskosten (Juli 2024, Tabelle 3) und der 922 Vollbenutzungsstunden aus Fraunhofer ISE, Aktuelle Fakten zur PV (05.05.2026, Abschnitt 21). Die ersten drei Spalten setzen Südausrichtung und optimale Neigung voraus, die letzte spiegelt den Flottendurchschnitt.

Übertragen Sie diese Tabelle nicht auf Steckersolargeräte: Dort begrenzt die Wechselrichterleistung von 800 VA den Ertrag, unabhängig von der installierten Modulleistung.

Wie viel Dachfläche brauchen Sie dafür?

Die Verbraucherzentrale nennt „etwa fünf bis sieben Quadratmeter Fläche" je kWp Anlagenleistung (Verbraucherzentrale, Photovoltaik: Was bei der Planung wichtig ist). Die reine Modulfläche liegt bei rund 4,5 m² je kWp, weil waferbasierte Module 22 % Wirkungsgrad und damit „eine Nennleistung von 220 W" pro Quadratmeter erreichen; die Differenz sind Randabstände und nicht belegbare Dachbereiche. ISE dazu anschaulich: „Von einer ungefähr nach Süden orientierten und mäßig geneigten Dachfläche eines Hauses reichen somit 18 m² aus, um mit 10 Stück 400-Wp-Modulen eine Strommenge zu erzeugen, die dem durchschnittlichen Jahresstrombedarf eines 2-Personen-Haushalts (3,5 MWh) entspricht."

Korrekturfaktoren: Ausrichtung und Neigung

Hier entscheidet sich, wie weit Ihr Dach von der Modelltabelle abweicht. Fraunhofer ISE hat das relative Ertragspotenzial für einen unverschatteten Standort mit PVGIS durchgerechnet; 100 % entsprechen Süd bei 40° Neigung.

Quelle: Fraunhofer ISE, Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland, 05.05.2026, Abbildung 33 – „Relatives Ertragspotenzial, unverschattet, Standort Freiburg, berechnet mit PVGIS".

Die zentrale Entwarnung liefert ISE selbst: „Das Ertragsmaximum um die Ausrichtung Süd bei 40° Neigung ist flach ausgebildet, geringe Abweichungen haben kaum Einfluss auf den Ertrag. Für weiter nördlich gelegene Standorte verschiebt sich das Maximum zu größeren Neigungen."

Gegenprobe für einen mittigen Standort

Weil Freiburg der südlichste denkbare Referenzpunkt ist, haben wir die Matrix für Kassel nachgerechnet (100 % = Süd 40° mit 1.017 kWh/kWp).

Eigene Berechnung mit PVGIS 5.3 (Europäische Kommission/JRC), Kassel (51,31 / 9,49), 1 kWp, 14 % Systemverluste, Abfrage 30.07.2026. Die Werte bestätigen die ISE-Freiburg-Matrix mit ±2 Prozentpunkten – was beide Datensätze doppelt belastbar macht.

Praktisch heißt das: Zwischen Süd 25° und Süd 45° verlieren Sie fast nichts. Süd-Ost- und Süd-West-Dächer kosten 6–7 %. Erst ein reines Ost- oder Westdach, ein Norddach oder eine Fassade verändern das Bild deutlich.

Ost-West-Dach: rund 20 % Minderertrag, deutschlandweit konsistent

Eigene Berechnung mit PVGIS 5.3, Mittel aus Ost 30° und West 30° bezogen auf Süd 40° am gleichen Standort, Abfrage 30.07.2026.

Ein Ost-West-Dach mit 30° Neigung liefert konsistent rund 79–81 % des Süd-Optimums. Der Jahresertrag sinkt – die Wirtschaftlichkeit weniger stark, weil sich das Erzeugungsprofil in Morgen- und späte Nachmittagsstunden verschiebt und damit besser zum Haushaltsverbrauch passt. Diese Logik ist unter Photovoltaik mit Ost-West-Ausrichtung aufgeschlüsselt.

Für die Extremfälle nennt ISE eigene Referenzwerte: Ein Westdach mit 45° bringt „ca. 26 % weniger Jahresstromertrag als auf einem Süddach gleicher Neigung", eine vertikale Südfassade „ca. 29 % weniger" – dafür mit geringerer saisonaler Spreizung. Ein Norddach mit 40° liegt nach ISE-Matrix und unserer Kassel-Rechnung bei 47–49 %, horizontal belegte Flachdächer bei 84 % unabhängig von der Ausrichtung; mit Aufständerung auf 10° Süd sind es rund 91 %.

Monatsverteilung: Sommer, Winter und das echte Nord-Süd-Gefälle

Die Jahressumme verdeckt die wichtigste Eigenschaft von Solarstrom: seine Saisonalität. Die Tabelle zeigt eine 10-kWp-Anlage mit 35° Südneigung an drei Standorten.

Eigene Berechnung mit PVGIS 5.3, 10 kWp, 35° Süd, 14 % Systemverluste, Abfrage 30.07.2026. Es sind Mittelwerte über die Zeitreihe 2005–2023; einzelne Jahre streuen erheblich.

Und hier die Rechnung, die die meisten Ertragstabellen unterschlagen: Über das ganze Jahr trennt München und Hamburg nur der Faktor 1,15 (1.139 gegen 987 kWh/kWp). Von November bis Februar liegt Hamburg bei 129 kWh/kWp, Kassel bei 146 und München bei 222 – ein Faktor von 1,72 (eigene Division der oben belegten PVGIS-Monatswerte).

Wer nur die Jahressumme vergleicht, unterschätzt also, wie unterschiedlich eine Wärmepumpen-PV-Kombination im Norden und Süden funktioniert: Im Norden fällt in der Heizperiode noch weniger Solarstrom an, als der Jahresvergleich vermuten lässt. Die kalte Jahreshälfte behandelt der Artikel Photovoltaik im Winter: Ertrag realistisch einschätzen.

Gegen die Winterlücke lässt sich etwas tun, allerdings mit Preis: Eine steilere Neigung bringt laut ISE „höhere Stromerträge im Winterhalbjahr … und geringeren Ertragsverlusten durch Verschmutzung und Schneeabdeckung". Sie kostet Jahresertrag – aber der Minderertrag trifft das sonnenreiche Halbjahr, „wenn der Eigenverbrauchsanteil beim Süddach in vielen Fällen wegen ‚Überproduktion' zurückgeht".

Wie viel davon nutzen Sie selbst?

Der erzeugte Ertrag ist nur die halbe Antwort – entscheidend ist, wie viel im Haus bleibt. Dabei werden zwei Kennzahlen chronisch verwechselt:

• Eigenverbrauchsquote = selbst genutzter Solarstrom ÷ erzeugtem Solarstrom
• Autarkiegrad = selbst genutzter Solarstrom ÷ Gesamtstromverbrauch

Fraunhofer ISE mit Daten der HTW Berlin: „Haushalte erreichen abhängig von der Anlagengröße 20–40 % Eigenverbrauch bezogen auf den erzeugten Strom. Größere Anlagen erhöhen den Deckungsgrad des gesamten Strombedarfs mit PV-Strom, verringern jedoch den Eigenverbrauchsanteil." Mit Batteriespeicher lässt sich der Eigenverbrauch „massiv erhöhen (typischerweise verdoppeln)". Beim Autarkiegrad nennt die Verbraucherzentrale ohne Speicher „rund 25 bis 30 Prozent", mit Speicher „bis zu 70 Prozent" (Verbraucherzentrale, Lohnen sich Batteriespeicher für Photovoltaikanlagen?). Rechenwege und Grenzen beider Kennzahlen stehen unter Autarkiegrad mit Photovoltaik und Speicher berechnen.

Die harte Obergrenze, die niemand nennt

Die Eigenverbrauchsquote kann rechnerisch nie über Jahresverbrauch geteilt durch Jahresertrag liegen. Beispiel: Ein Haushalt mit 4.000 kWh Verbrauch und einer 10-kWp-Anlage mit 11.050 kWh Jahresertrag erreicht maximal 36 % Eigenverbrauchsquote – selbst bei 100 % Autarkie, was ohnehin nicht erreichbar ist (eigene Rechnung). Angaben wie „55–75 % Eigenverbrauch mit Speicher" beziehen sich daher entweder auf kleine, verbrauchsnah dimensionierte Anlagen, oder es sind in Wahrheit Autarkiegrade.

Zur Dimensionierung empfiehlt die Verbraucherzentrale „etwa 1,5 Kilowattstunden Batteriekapazität pro 1.000 Kilowattstunden Jahresstromverbrauch" – bei 5.000 kWh Verbrauch also rund 7,5 kWh. Zwei Ehrlichkeitspunkte: Von 1.500 kWh, die in den Speicher gehen, gehen rund 300 kWh (20 %) durch Speicherung, Standby-Verbrauch und Tiefentladungsschutz verloren. Und die Qualitätsstreuung ist groß – die Stromspeicher-Inspektion 2026 der HTW Berlin beziffert den Kostenunterschied zwischen bestem und schlechtestem geprüften 10-kW-System auf 200 € pro Jahr.

Was der Ertrag in Euro bedeutet

Annahmen: 10 kWp in Mitteldeutschland, Süd, optimale Neigung, 1.105 kWh/kWp → 11.050 kWh Jahresertrag. Haushalt mit 4.000 kWh Verbrauch. Strompreis 37,2 ct/kWh brutto inklusive Grundpreis – der von ISE für 2026 genannte Durchschnitt für einen Musterhaushalt mit 3.500 kWh (Quelle BDEW). Einspeisevergütung 7,78 ct/kWh für Überschusseinspeisung bis 10 kW, gültig für Inbetriebnahme zwischen 1. Februar und 31. Juli 2026; für Volleinspeisung nennt die Bundesnetzagentur im selben Zeitraum 12,34 ct/kWh. Zum 1. August 2026 sinken diese Sätze turnusmäßig um 1 % (Bundesnetzagentur, EEG-Fördersätze).

Eigene Beispielrechnung, keine Zusicherung; Eingangsgrößen aus Fraunhofer ISE (1.105 kWh/kWp, 37,2 ct/kWh), Verbraucherzentrale (Autarkie 30 % bzw. bis 70 %) und Bundesnetzagentur (7,78 ct/kWh).

Der Speicher bringt hier rund 470 € mehr pro Jahr. Die Speicherverluste stecken im Autarkiewert – die Speicherkosten sind nicht gegengerechnet. Die Verbraucherzentrale nennt dafür „etwa zwischen 300 und 700 Euro pro Kilowattstunde Speicherkapazität bei Speichern ab 5 Kilowattstunden"; aktuelle Marktangebote liegen überwiegend im unteren Bereich dieser Spanne. Bei 7,5 kWh sind das grob 2.250 bis 5.250 €, die sich aus 470 € Jahresvorteil amortisieren müssten. Zur Einordnung: ISE beziffert die Stromgestehungskosten kleiner Dachanlagen mit 6,3–14,4 ct/kWh und die Betriebskosten mit 1–2 % der Investitionskosten pro Jahr – solange Ihre Erzeugungskosten unter dem Netzstrompreis liegen, ist jede selbst genutzte Kilowattstunde die wertvollste.

Steuerlich gilt: 0 % Umsatzsteuer auf Lieferung und Installation von PV-Anlagen und Speichern bis 30 kWp nach § 12 Abs. 3 UStG – ohne Ablaufdatum. Einnahmen aus Anlagen bis 30 kW (peak) auf Einfamilienhäusern sind nach § 3 Nr. 72 EStG einkommensteuerfrei. Das ist eine Einordnung, keine Steuerberatung.

Was ab 2027 an Bedeutung gewinnt: der verwertbare Ertrag

Der physikalische Ertrag Ihres Dachs ändert sich durch Gesetze nicht – der verwertbare und der vergütete Ertrag schon. Das Bundeskabinett hat am 29.07.2026 einen Regierungsentwurf zur EEG-Novelle beschlossen, das parlamentarische Verfahren beginnt im September 2026; das Inkrafttreten ist nach Artikel 7 für den 1. Januar 2027 geplant (BMWE-Pressemitteilung vom 29.07.2026). Es ist ein Entwurf, kein geltendes Recht. Die für den Ertrag relevanten Punkte:

• Einheitlicher anzulegender Wert 6,2 ct/kWh (§ 48 Abs. 1); die feste Einspeisevergütung wird abgeschafft (§ 21), der Volleinspeisungsbonus entfällt ersatzlos.
• Befristete Übergangszahlung: anzulegender Wert minus 1 ct (§ 53 Abs. 1), also rechnerisch 5,2 ct/kWh – eine Rechnung, kein wörtliches Gesetzeszitat. Sie läuft „bis zum Ende des 36. auf die Inbetriebnahme der Anlage folgenden Kalendermonats" (§ 25 Abs. 2), also 36 Monate statt 20 Jahre.
• Gestaffelter Zugang nach Inbetriebnahmejahr (§ 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 1): 2027 für Anlagen unter 50 kW, 2028 unter 25 kW, 2029 und 2030 unter 7 kW, ab 2031 kein Zugang.
• Direktvermarktungsbonus 1,5 ct/kWh für Anlagen unter 25 kW, längstens 48 Monate (§ 50c). Eine Direktvermarktungspflicht ab 50 oder 100 kW gibt es nicht – Direktvermarktung wird nur zum Regelfall.
• 50-%-Kappung der Einspeiseleistung (§ 9 Abs. 2b): Neue Gebäude-Solaranlagen des zweiten Segments unter 100 kW sollen die Wirkleistungseinspeisung am Netzverknüpfungspunkt „dauerhaft und unabhängig vom Einbau eines intelligenten Messsystems und der Veräußerungsform" auf maximal 50 % der installierten Leistung begrenzen. Ausgenommen sind Steckersolargeräte bis 2 kW Anlagen- und 800 VA Wechselrichterleistung sowie Anlagen, die nicht einspeisen.
• Smart-Meter-Pflicht ab über 2 kW statt bisher über 7 kW; Regierungsannahme rund 50 €/Jahr für das Messsystem plus rund 50 €/Jahr für die Steuerbox.

Wichtige Abgrenzung: Die bestehende 60-%-Regel des Solarspitzengesetzes (§ 9 Abs. 2 S. 1 Nr. 3 EEG) ist eine Interimsregelung, die nur bis zum Einbau eines intelligenten Messsystems gilt. Die geplante 50-%-Kappung wäre dagegen dauerhaft und ausdrücklich unabhängig vom Smart Meter. Beides ist nicht gleichzusetzen; die Vertiefung steht unter 50-Prozent-Einspeiselimit für Photovoltaik.

Was die Kappung kostet, hat das Solar Cluster Baden-Württemberg für eine 10-kW-Süd-Anlage gerechnet: ohne Begrenzung 12.287 kWh Einspeisung im Jahr, mit starrer 50-%-Grenze 10.529 kWh – minus 15 % und 545 € Erlös bei 5,18 ct/kWh. Bei dynamischer Abregelung nur in Stunden mit negativen Börsenpreisen wären es 9.482 kWh und 646 € Erlös bei 6,81 ct/kWh (Solarserver, 28.07.2026).

Für unser Beispiel bedeutet die neue Systematik: Dieselbe 10-kWp-Anlage, 2027 in Betrieb genommen und mit befristeter Übergangszahlung, käme auf 9.850 kWh × 5,2 ct = 512 € statt 766 € – rund 254 € pro Jahr weniger, und nur für 36 Monate. Die 50-%-Kappung würde die einspeisbare Menge zusätzlich mindern, ein möglicher Direktvermarktungsbonus wirkte gegenläufig (eigene Rechnung auf Basis des Regierungsentwurfs).

Bestandsschutz: Für Anlagen mit Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2027 sollen nach § 100 Abs. 1 Nr. 1 lit. a die Bestimmungen des EEG in der am 31. Dezember 2026 geltenden Fassung gelten. Das BMWE formuliert: „Bestandsanlagen sind aber geschützt. Sie behalten ihre zugesicherte Förderung für die gesamte Laufzeit." Praktische Folge für die Planung: Ab 2027 zählt stärker der nutzbare als der erzeugte Ertrag.

Wie lange die Tabellenwerte gelten: Degradation

Alle Werte hier beschreiben die ersten Betriebsjahre. Eine Fraunhofer-ISE-Studie an 44 qualitätsgeprüften Aufdach-Anlagen in Deutschland ermittelte eine jährliche Degradation der Modul-Nennleistung von etwa 0,15 %; Herstellergarantien decken „einen maximalen Leistungsverlust ihrer PV-Module von 10–15 % über 25–30 Jahre Betrieb" ab. Für Wirtschaftlichkeitsrechnungen setzt ISE konservativ 0,5 % pro Jahr an. Im Jahr 20 liegt der Ertrag damit rund 3 bis 10 % unter dem Startwert – statt 11.050 kWh also noch etwa 10.700 bis 9.950 kWh. Details unter Photovoltaik-Lebensdauer und Degradation.

Häufige Fragen (FAQ)

Wie viel Strom erzeugt eine 10-kWp-Photovoltaikanlage pro Jahr?

Bei optimaler Südausrichtung ergeben die Fraunhofer-ISE-Kennwerte 9.350 kWh in Norddeutschland, 11.050 kWh in Mitte und Osten und 12.800 kWh in Süddeutschland (eigene Multiplikation aus 935/1.105/1.280 kWh je kWp). Der Realitätsanker liegt niedriger: 922 Volllaststunden im Flottendurchschnitt, also rund 9.220 kWh. Unsere PVGIS-Rechnung mit 35° Süd ergibt 9.870 kWh in Hamburg, 10.159 kWh in Kassel und 11.386 kWh in München – die realistische Spanne liegt damit grob zwischen 9.200 und 12.800 kWh.

Wie viele kWh pro kWp sind in Deutschland realistisch?

Bei optimaler Süd-Geometrie nennt Fraunhofer ISE 935 kWh/kWp im Norden, 1.105 in Mitte und Osten und 1.280 im Süden, basierend auf 950–1.300 kWh/(m²·a) Globalstrahlung nach der DWD-Karte 1981–2010. Unsere PVGIS-Rechnung mit dem neueren Datensatz SARAH3 ergibt 987 kWh/kWp für Hamburg bis 1.139 für München. Der Solarrechner der Verbraucherzentrale rechnet mit 1.025 kWh/kWp, die Planungsseite konservativ mit 900. Der tatsächliche Flottendurchschnitt liegt bei 922 kWh/kWp; Erklärungsschlüssel für die Streuung ist die Performance Ratio von 80–90 %.

Wie viel Ertrag verliere ich auf einem Ost-West-Dach statt Süd?

Rund 20 %, und das sehr konsistent über Deutschland: Unsere PVGIS-Rechnung ergibt 80 % für Hamburg, 81 % für Kassel und 79 % für München (Mittel aus Ost 30° und West 30°, bezogen auf Süd 40°). Die ISE-Matrix nennt Ost 30° mit 81 % und West 30° mit 79 %. Wichtig: Ein Ost-West-Dach verschiebt das Erzeugungsprofil in Morgen- und späte Nachmittagsstunden und steigert das Eigenverbrauchspotenzial – die Wirtschaftlichkeit fällt weniger stark ab als der Jahresertrag.

Welche Dachneigung ist optimal – und wie viel kostet eine Abweichung?

Fraunhofer ISE: „Das Ertragsmaximum um die Ausrichtung Süd bei 40° Neigung ist flach ausgebildet, geringe Abweichungen haben kaum Einfluss auf den Ertrag." Unsere PVGIS-Rechnung für Kassel (100 % = Süd 40° mit 1.017 kWh/kWp) ergibt für Süd 25° noch 98 %, für 30° 99 %, für 35° bis 45° jeweils 100 %, für 60° 95 %, für 15° 94 %, für 10° 91 %, horizontal 84 % und für eine vertikale Südfassade 71 %. Die Verbraucherzentrale nennt als Optimum Süd bei 30 Grad und weist darauf hin, dass unter 25° oder über 60° bis zu zehn Prozent verloren gehen können.

Wie viel Strom liefert eine PV-Anlage im Winter?

Unsere PVGIS-Rechnung für 10 kWp bei 35° Süd ergibt für Hamburg 230 kWh im Dezember und 269 kWh im Januar; November bis Februar sind 13,1 % des Jahresertrags, Oktober bis März 28,2 %. In Kassel sind es 265 und 318 kWh, 14,3 % und 30,0 %; in München 474 und 502 kWh, 19,5 % und 36,0 %. Das Verhältnis Mai–August zu November–Februar liegt bei 3,8:1 in Hamburg, 3,4:1 in Kassel und 2,3:1 in München.

Wie viel vom erzeugten Strom kann ich selbst verbrauchen?

Fraunhofer ISE mit Daten der HTW Berlin nennt 20–40 % Eigenverbrauch bezogen auf den erzeugten Strom; größere Anlagen erhöhen den Deckungsgrad, senken aber den Eigenverbrauchsanteil. Ein Batteriespeicher kann den Eigenverbrauch typischerweise verdoppeln; beim Autarkiegrad nennt die Verbraucherzentrale rund 25–30 % ohne und bis zu 70 % mit Speicher. Entscheidende Präzisierung: Die Eigenverbrauchsquote kann nie über Verbrauch geteilt durch Ertrag liegen – bei 4.000 kWh Verbrauch und 11.050 kWh Ertrag also maximal 36 %.

Wie viel kWh pro Quadratmeter Dachfläche liefert Photovoltaik?

Grob 140 bis 200 kWh je Quadratmeter Dachfläche und Jahr (eigene Rechnung bei etwa 1.000 kWh/kWp). Die Verbraucherzentrale rechnet mit fünf bis sieben Quadratmetern Dachfläche je kWp; die reine Modulfläche liegt bei rund 4,5 m² je kWp, weil aktuelle Module 22 % Wirkungsgrad und damit 220 W pro Quadratmeter erreichen. ISE als Anschauung: 18 m² Süddachfläche mit 10 Stück 400-Wp-Modulen erzeugen bei 922 Volllaststunden den Jahresstrombedarf eines 2-Personen-Haushalts von 3,5 MWh.

Wie viel Geld bringt eine 10-kWp-Anlage pro Jahr?

In unserer Beispielrechnung für Mitteldeutschland ohne Speicher rund 1.212 € pro Jahr: 1.200 kWh selbst genutzt × 37,2 ct = 446 € Ersparnis plus 9.850 kWh Einspeisung × 7,78 ct = 766 €. Mit Speicher und 70 % Autarkie wären es rund 1.684 €, wobei Speicherkosten nicht gegengerechnet sind – die Verbraucherzentrale nennt 300 bis 700 € pro Kilowattstunde Speicherkapazität. Der Strompreis von 37,2 ct/kWh brutto inklusive Grundpreis ist der ISE-Wert für 2026 (Musterhaushalt 3.500 kWh); der Einspeisesatz von 7,78 ct/kWh gilt für Inbetriebnahme bis 31.07.2026.

Ändert die EEG-Novelle 2027 meinen PV-Ertrag?

Der physikalische Ertrag ändert sich nicht – der verwertbare und der vergütete schon. Der am 29.07.2026 vom Kabinett beschlossene Regierungsentwurf sieht einen einheitlichen anzulegenden Wert von 6,2 ct/kWh vor (§ 48 Abs. 1) sowie eine befristete Übergangszahlung von anzulegendem Wert minus 1 ct, also rechnerisch 5,2 ct/kWh, über 36 Monate (§ 53 Abs. 1, § 25 Abs. 2). Der Zugang ist gestaffelt: 2027 unter 50 kW, 2028 unter 25 kW, 2029 und 2030 unter 7 kW. Dazu kommt eine dauerhafte, vom Smart Meter unabhängige 50-%-Kappung für neue Gebäude-Solaranlagen unter 100 kW (§ 9 Abs. 2b) – das Solar Cluster Baden-Württemberg rechnet dafür mit 10.529 statt 12.287 kWh Einspeisung. Anlagen mit Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2027 sollen bisheriges Recht über die volle Laufzeit behalten (§ 100 Abs. 1 Nr. 1 lit. a); das parlamentarische Verfahren beginnt im September 2026.

Nächster Schritt: Ihr Ertrag für Ihre Adresse

Alle Tabellen hier sind Modellwerte für unverschattete Flächen bei den genannten Annahmen – keine Zusicherungen. Was Ihr Dach tatsächlich liefert, entscheidet sich an vier Stellen: exakter Standort, Ausrichtung und Neigung Ihrer Dachflächen, tatsächliche Verschattung und Ihr Verbrauchsprofil. Genau diese vier Größen führt der Photovoltaik-Rechner von reduco.ai zusammen und macht aus Bändern eine adressgenaue Rechnung. Wenn Sie darüber hinaus wissen wollen, welche Maßnahme an Ihrem Gebäude den größten Hebel hat, verbindet die Gebäudeanalyse von reduco.ai Ihre Eckdaten mit belastbaren Kennwerten und führt Sie zu passenden Angeboten – damit aus einer Ertragstabelle eine Entscheidung wird, die zu Ihrem Haus passt.