PV-Ertrag zu niedrig? Die 9 Ursachen systematisch prüfen

„Meine Photovoltaikanlage bringt zu wenig Strom" ist meist zunächst eine Aussage über eine Erwartung, nicht über eine Anlage. Deshalb entscheidet die Reihenfolge: Drei Prüfschritte kosten null Euro und lösen einen erheblichen Teil aller Fälle auf. Maßgeblich ist nicht der absolute Jahresertrag, sondern die Performance Ratio (PR) – sie enthält Temperatur, Verschmutzung, Verschattung, Leitungs- und Wechselrichterverluste bereits.

Dieser Ratgeber geht die neun realistischen Ursachen in der Reihenfolge der Prüfkosten durch, mit dem Erkennungsmerkmal im Monitoring und der Schwelle, ab der ein Fachbetrieb ran muss. Kennen Sie Ihren Sollwert noch nicht, starten Sie bei der Übersicht zum PV-Ertrag pro kWp; ist der Verdacht eingegrenzt, führt der Weg zu den Kosten einer PV-Anlagenprüfung.

Schritt 0: Welcher Sollertrag gilt für Ihre Anlage?

Es gibt keinen einzigen richtigen Sollwert, sondern drei Referenzebenen. Wer die höchste als Anspruch und die niedrigste als Beweis nimmt, kommt für dieselbe Anlage zu gegensätzlichen Ergebnissen.

Quellen: Verbraucherzentrale zur PV-Planung; Solarserver zur Eon-Auswertung auf DWD-Basis; Fraunhofer ISE, Aktuelle Fakten zur Photovoltaik.

Die regionale Streuung ist geringer als vermutet: Das ISE beziffert die Variation der Globalstrahlung in Deutschland auf „ca. ± 10 %". In der Eon-Auswertung für 2025 lag das Saarland mit 10.904 kWh nur 5 kWh vor Bayern (10.899 kWh), Mecklenburg-Vorpommern kam auf 10.398 kWh. Ein Nord-Süd-Argument erklärt Ihr Problem also praktisch nie.

Drei kostenlose Prüfschritte vor jeder Ausgabe

Schritt 1 – kWp-Wert verifizieren. Vergleichen Sie den im Portal hinterlegten kWp-Wert mit Modulanzahl × Modulleistung und mit dem Eintrag im Marktstammdatenregister. Ein zu hoch hinterlegter Wert erzeugt rechnerisch einen zu niedrigen spezifischen Ertrag, ohne dass etwas defekt ist. Plausibilitätshilfe der Verbraucherzentrale: „Für die Installation von rund 1 kWp Anlagenleistung werden etwa fünf bis sieben Quadratmeter Fläche benötigt."

Schritt 2 – Vergleichszeitraum korrigieren. Rechnen Sie nur in vollen Kalenderjahren oder vergleichen Sie identische Monate mit dem Vorjahr. Die mittlere relative Abweichung der Monatswerte vom gleitenden Jahreswert liegt bei PV laut ISE bei 53 %; bei der Tagesstromproduktion betrug die mittlere Abweichung vom arithmetischen Jahresmittel 2021 sogar 55 %. Ein schwacher November sagt über den Zustand der Anlage nichts – die Erwartungswerte stehen im Ratgeber zum PV-Ertrag im Winter.

Schritt 3 – Performance Ratio statt kWh. Die PR setzt den Wechselstromertrag in Beziehung zur Einstrahlung auf die Generatorfläche und zum nominalen Modulwirkungsgrad. Laut ISE sind darin bereits Betriebstemperatur, Verschmutzung, Verschattung, Schneeauflage, Leitungswiderstände, Wechselrichterverluste, moderate Abregelung durch ein DC/AC-Verhältnis über 1 und gegebenenfalls Ausfallzeiten enthalten. Liegt die PR bei 80–90 %, arbeitet die Anlage normal – so enttäuschend die kWh-Zahl auch aussieht.

Ein Sonderfall verzerrt: Bei bifazialen Modulen steigern Mehrerträge über rückseitige Einstrahlung die PR, „weil als Bezugsgröße für die PR nur die frontseitige Einstrahlung zählt".

Die neun Ursachen nach Prüfkosten sortiert

Kostenspannen: Marktrecherche 2026, Größenordnungen und keine Festpreise.

Ursache 1: Die Erwartung ist falsch, nicht die Anlage

Die Nennleistung gilt unter Standard-Testbedingungen: 1.000 W/m², 25 °C Zelltemperatur. Das offizielle Datenblatt des Trina Vertex S+ NEG9R.28 nennt dazu eine „Messtoleranz: ±3 %". Entscheidender ist die zweite Tabelle: Unter NOCT-Bedingungen (800 W/m², 20 °C Umgebung, 1 m/s Wind, 43 °C Zelltemperatur) liefert das TSM-450 nur 344 Wp statt 450 Wp, rund 76 % des Typenschildwerts. Wer die aufgedruckte Zahl als Momentanleistung erwartet, sucht einen Fehler, den es nicht gibt.

Der Temperaturkoeffizient von PMAX beträgt bei diesem Modul −0,29 %/°C. Als eigene Rechnung: Bei 43 °C Zelltemperatur ergibt (43 − 25) × 0,29 % rund 5,2 % Verlust, bei 65 °C auf einem heißen Dach rund 11,6 %. Deshalb liegt die Mittagsspitze im August oft unter der von Ende April.

Dazu der ISE-Befund: „Im Betrieb bleibt die Erzeugungsleistung eines PV-Kraftwerks über die meiste Zeit unterhalb von 70 % seiner Nennleistung" – Module arbeiten meist in Teillast. Hinzu kommt gewollte Überbelegung: „Deutschlandweit liegt die DC-Nennleistung im Mittel knapp 10 % über der AC-Nennleistung." Ein 8-kW-Wechselrichter unter 10 kWp ist Planung, nicht Pfusch; das Clipping ist in der PR von 80–90 % enthalten.

Ursache 2: Wetterjahr und Vergleichszeitraum

Die Einstrahlung schwankt zwischen Jahren erheblich. Das ISE nennt nach DWD-Zahlen 1.102 kWh/(m²·a) horizontale Globalstrahlung im Mittel 2001–2020 gegenüber 1.055 kWh/(m²·a) für 1981–2010, bei einem linearen Trend von +0,3 % pro Jahr zwischen 1991 und 2020. Bei 20–25° Südneigung steigt die Einstrahlung in Modulebene um ca. 15 % auf etwa 1.270 kWh/(m²·a).

Ein Jahr mit 5 % weniger Einstrahlung produziert 5 % weniger Strom, ohne dass sich an der Anlage etwas geändert hat. Der Vergleich gegen ein sonniges Vorjahr wie 2025 erzeugt deshalb regelmäßig Fehlalarme.

Ursache 3: Verschmutzung und Schnee

Das Fraunhofer ISE ordnet Verschmutzung nüchtern ein: „In vielen Fällen bleiben die dadurch verursachten Ertragseinbußen während der Betriebsdauer überschaubar", und „intensiver Regen wird die Module größtenteils wieder reinigen". Problematisch werden lokale Effekte – Laubabwurf, Vogelkot, Staub von Baustellen oder aus der Landwirtschaft, Ruß aus nahen Schornsteinen – sowie Pollenflug und Saharastaub.

Zwei Details machen daraus einen Prüfschritt: „Besonders betroffen sind Module mit sehr flacher Neigung (unter 15°)", und untere Kante wie untere Ecken verschmutzen zuerst. Weil die Zellen in Serie verbunden sind, können „stark verschmutzte Teilflächen erheblich stärkere Ertragseinbußen verursachen als es ihrem Flächenanteil entspricht".

Eine Prozentzahl nennt das ISE ausdrücklich nicht. Die branchenübliche Größenordnung von 2–5 % Jahresverlust bei ausreichend geneigten Dachanlagen ist Marktkonvention, kein Messwert. Für Schnee gilt dasselbe: Das ISE führt „die Dauer der Schneeauflage" als Faktor, ohne sie zu quantifizieren – und angesichts der 53 % Monatsschwankung ist ein schwacher Dezember kein Indiz.

Die Verbraucherzentrale empfiehlt: „Nach zehn Jahren kann eine professionelle Reinigung der Solarmodule sinnvoll sein", und „spätestens alle 5 Jahre sollte eine Fachperson die Sicherheit und Funktion der Anlage prüfen". Ob und wann sich eine Reinigung rechnet, klärt der Ratgeber zum Solaranlage reinigen und pflegen – im Diagnoseschritt genügt die Sichtprüfung vom Boden, ohne das Dach zu betreten.

Ursache 4: Neue Verschattung

Verschattung ist der einzige Kandidat, der sich nach der Inbetriebnahme von selbst verschlechtert: Bäume wachsen, Nachbarn bauen auf, eine Sat-Schüssel kommt hinzu. Erkennungsmerkmal ist eine reproduzierbare Delle zur selben Tageszeit, die sich über die Jahreszeiten mit dem Sonnenstand verschiebt – anders als Wolken, die unregelmäßig sind.

Wegen der Serienverbindung limitiert das schwächste Modul den Strangstrom; Bypass-Dioden begrenzen den Verlust auf die betroffene Modulsektion. Pauschalregeln wie „10 % Schatten kosten 50 % Strangleistung" sind in Primärquellen nicht belegt. Mechanismus und Nachrüstung von Leistungsoptimierern behandelt der eigene Beitrag zur Verschattung von Photovoltaikanlagen.

Ursache 5: Wechselrichter – Störung, Derating oder aktive Abregelung

Bei Baujahren 2010–2015 ist der Wechselrichter der wahrscheinlichste Verursacher: Module halten 25–30 Jahre, Wechselrichter typisch 10–15 Jahre, weil Elektrolytkondensatoren und Lüfter unter Dauerwärme altern. Prüfen Sie deshalb zuerst Ereignisprotokoll und Nulltage. Das ISE führt „Ausfallzeiten durch technische Störungen" als eigene Verlustkategorie – eine dreitägige Sommerstörung erklärt schnell 1–2 % Jahresertrag.

Zum Derating: Der SMA Sunny Tripower Smart Energy ist für einen Betriebstemperaturbereich von −25 °C bis +60 °C spezifiziert und nutzt Konvektion als Kühlprinzip, der KOSTAL PLENTICORE G3 −20 °C bis 60 °C. Ein Gerät im ungelüfteten Dachboden läuft im Sommer in die Leistungsreduktion. Der Wirkungsgrad ist selten die Ursache: Das ISE nennt „um 98 %" für neue Geräte.

Der Abregelungs-Entscheidungsbaum nach Inbetriebnahmejahr

Viele Altanlagen laufen noch mit einer Drosselung, die rechtlich entfallen sein kann. Vier Rechtslagen für vier Zeitfenster:

Quellen: EEG § 100 und EEG § 9, gesetze-im-internet.de. Steckersolargeräte bis 2 kW Solarleistung und 800 VA Wechselrichterleistung sind ausgenommen.

Wichtig und offen: § 100 Abs. 3a EEG knüpft das Entfallen an den Halbsatz „Soweit die Aufhebung der Begrenzung vor dem Ablauf des 25. Februar 2025 erfolgt". Ob eine Entdrosselung danach noch möglich ist, ist eine Auslegungsfrage, die hier nicht beantwortet werden kann. Der richtige Weg: Erkennungsmerkmal dokumentieren, dann Netzbetreiber und Clearingstelle EEG|KWKG einschalten. Zeigt die Diagnose auf ein defektes Gerät, führt der Ratgeber zum Wechselrichter tauschen bei Defekt weiter zu Kosten und Meldepflichten.

Ein Sonderfall: Bei Inbetriebnahme zwischen 01.01.2023 und 24.02.2025 besteht nach § 100 Abs. 3b EEG gar keine gesetzliche Begrenzungspflicht. Ist im Wechselrichter trotzdem eine 70-%- oder 60-%-Kappung gesetzt, spricht das für einen Konfigurationsfehler bei der Inbetriebnahme – ein Punkt, den Sie beim Installateur ansprechen sollten.

Ursache 6: Strang, Steckverbinder und MPP-Tracker

Der Strangvergleich im Monitoringportal ist die schnellste technische Prüfung: Leistung je MPP-Eingang bei gleichen Bedingungen gegeneinander halten. Der KOSTAL PLENTICORE G3 hat drei unabhängige MPP-Tracker; fällt einer aus, fehlt rechnerisch rund ein Drittel der Erzeugung, während die Tageskurve sonst normal geformt bleibt.

Hier endet die Eigenleistung. Messungen an DC-Strängen – Strangstrom, Isolationswiderstand, I-U-Kennlinie – gehören ausschließlich in Fachhand. PV-Stränge führen Gleichspannung bis 1.000 V, bei manchen Modultypen bis 1.500 V; sie lässt sich nicht wie Wechselspannung einfach abschalten, und Lichtbögen sind eine reale Brandursache. Öffnen Sie keine Generatoranschlusskästen, tauschen Sie keine Steckverbinder, betreten Sie das Dach nicht.

Ursache 7: Moduldefekte – und wann Alterung als Erklärung ausfällt

Normale Degradation taugt fast nie als Erklärung für einen spürbaren Einbruch. Eine ISE-Studie an 44 qualitätsgeprüften Aufdach-Anlagen in Deutschland ergab „eine durchschnittliche jährliche Degradation der Nennleistung bei Modulen von ca. 0,15 %"; zur verbreiteten 0,5-%-Annahme schreibt das Institut selbst, sie erscheine „eher konservativ". Dazu kommt eine lichtinduzierte Anfangsdegradation von 1–2 % in den ersten Betriebstagen, die in der deklarierten Nennleistung meist schon berücksichtigt ist. Die Restleistungskurven stehen im Beitrag zu Lebensdauer und Degradation von Photovoltaikanlagen.

Echte Defekte sehen anders aus. Das ISE: „Fehler in der Materialzusammensetzung, der Herstellung, bei Transport und Montage können zu einer beschleunigten Degradation bis zum kompletten Ausfall von Modulen führen." Betroffen sein können Erscheinungsbild, Ertrag und elektrische Sicherheit; den Nachweis führt eine Schadensanalyse per Thermografie, Kennlinienmessung und Elektrolumineszenz.

Zur potenzialinduzierten Degradation (PID) liefert eine Umfrage von pv magazine unter großen Betriebsführungsunternehmen klare Zahlen: 16 % der erfassten Anlagenleistung waren von PID belastet oder belastet gewesen; bei vor 2013 installierter Leistung 25 %, bei Inbetriebnahme nach 2013 nur 0,9 %. Fazit der Erhebung: „Bei neueren Anlagen tritt PID aber fast gar nicht mehr auf." Für Baujahre ab 2013 ist PID also ein unwahrscheinlicher Kandidat.

Ursache 8: Verkabelung, Kontakte und Sicherungen

Leitungswiderstände sind in der Performance Ratio bereits enthalten – ein normal ausgelegtes System verliert hier wenig. Auffällig wird es erst bei Fehlern: gealterte oder falsch gecrimpte Steckverbinder, Übergangswiderstände, beschädigte Leitungen. Typisch ist ein Verlust, der mit der Leistung wächst, an starken Sonnentagen also relativ größer ist als morgens. Diese Kategorie ist reine Fachbetriebs-Sache – nachweisbar nur über Messung an spannungsführenden DC-Teilen und Thermografie unter Last.

Ursache 9: Zähler, Messfehler und Monitoring-Konfiguration

Die Anzeige im Herstellerportal und der Stand des geeichten Zählers müssen nie exakt übereinstimmen: Die internen Energiezähler von Wechselrichtern sind Betriebsanzeigen, keine eichrechtlich beglaubigten Messwerte. Abrechnungsrelevant ist ausschließlich der geeichte Zähler am Netzverknüpfungspunkt; Abweichungen im niedrigen Prozentbereich sind normal.

Quelle: MessEV Anlage 7, gesetze-im-internet.de.

Bei abgelaufener Eichfrist ist der Messstellenbetreiber zum Wechsel verpflichtet. Ein Sprung in der Einspeisemenge direkt nach einem Zählerwechsel ist ein Indiz für einen vorher fehlerhaften Zähler. Wer den Zähler für falsch hält, kann eine Befundprüfung nach § 39 MessEG beantragen; antragsberechtigt ist, wer „ein begründetes Interesse an der Messrichtigkeit darlegt".

Weniger Geld trotz gleichem Ertrag: das Erlösproblem

Ein Fall, der in Diagnoselisten fast immer fehlt: Die Abrechnung sinkt, die Erzeugung nicht. Nach § 51 EEG verringert sich der anzulegende Wert bei negativem Spotmarktpreis auf null; ausgenommen sind Anlagen unter 100 kW nur für Zeiträume vor Ablauf des Kalenderjahres, in dem die Anlage ein intelligentes Messsystem erhält. Nach dem Einbau kann die Gutschrift also sinken, obwohl die Anlage unverändert produziert.

Ebenfalls häufig falsch erklärt: netzbedingte Abregelung. Die frühere EEG-Härtefallregelung § 15 EEG ist weggefallen; Abregelung und Ausgleich laufen über § 13a EnWG, dessen Anwendungsbereich Anlagen „mit einer Nennleistung ab 100 Kilowatt" sowie fernsteuerbare Anlagen umfasst. Eine 10-kWp-Anlage ohne Fernsteuerbarkeit wird nicht per Redispatch abgeregelt.

Was der Verlust wirtschaftlich wert ist

Bis 31.07.2026 gelten 7,78 ct/kWh für Überschusseinspeisung bei Anlagen bis 10 kWp und 12,34 ct/kWh für Volleinspeisung; ab 01.08.2026 sinken die Sätze um 1 %. Eigene Rechnung für 10 % Ertragsverlust bei 10.000 kWh, also 1.000 kWh:

Welcher Fall zutrifft, hängt vom Eigenverbrauchsanteil ab. Das ISE nennt: „Haushalte erreichen abhängig von der Anlagengröße 20 – 40 % Eigenverbrauch bezogen auf den erzeugten Strom." Für eine Anlage mit hohem Eigenverbrauch rechnet sich eine Prüfung deutlich schneller als für einen Volleinspeiser.

Was eine professionelle Prüfung kostet

Marktübliche Größenordnungen 2026 für Bestandsanlagen im Einfamilienhaus – Spannen, keine Festpreise:

Ein steuerlicher Punkt beeinflusst die Reihenfolge: § 12 Abs. 3 UStG senkt die Umsatzsteuer auf 0 % für „die Lieferungen von Solarmodulen an den Betreiber einer Photovoltaikanlage, einschließlich der für den Betrieb einer Photovoltaikanlage wesentlichen Komponenten und der Speicher" sowie für deren Installation, bei bis zu 30 kW (peak) laut Marktstammdatenregister. Reine Fehlersuche, Inspektion und Wartung ohne Lieferung einer wesentlichen Komponente sind im Wortlaut nicht erfasst und damit regulär besteuert. Ein Ersatz-Wechselrichter inklusive Montage kann also mit 0 % abgerechnet werden, eine Diagnoserechnung nicht.

Gewährleistung und Garantie: zwei Fristen, zwei Startpunkte

Quellen: BGB § 634a und BGB § 438, gesetze-im-internet.de. Bei arglistigem Verschweigen gilt die regelmäßige Verjährungsfrist, bei Bauwerken mindestens fünf Jahre.

Davon zu unterscheiden sind Herstellergarantien: „Garantien werden – im Gegensatz zu den gesetzlich verbrieften Gewährleistungsrechten – vom Hersteller freiwillig eingeräumt", schreibt die Verbraucherzentrale zu Garantie- und Versicherungsbedingungen. Marktüblich sind demnach freiwillige Produktgarantien „von bis zu zehn Jahren" und garantierte Modulleistung „über einen Zeitraum von bis zu 30 Jahren"; Trina nennt im Datenblatt 25 Jahre Produktgarantie, 30 Jahre Leistungsgarantie und 87,4 % garantierte Restleistung im Jahr 30.

Ein Leistungsgarantiefall ist damit erst nachweisbar, wenn die Restleistung unter die garantierte Kurve fällt – dafür braucht es eine normgerechte Leistungsmessung, nicht die Portalanzeige. Und weil die Fristen ab Abnahme bzw. Ablieferung laufen, ist Zeit ein Faktor: Wer jahrelang beobachtet und erst dann prüfen lässt, kann Ansprüche verloren haben. Das ist keine Rechtsberatung, sondern die Aufforderung, Daten früh zu dokumentieren.

Was sich mit dem EEG 2027 ändert – und was für Ihre Anlage nicht

Für Bestandsbesitzer ist die wichtigste Nachricht eine Entlastung. Der Regierungsentwurf der EEG-Novelle wurde am 29.07.2026 vom Kabinett beschlossen, das parlamentarische Verfahren läuft ab September 2026 – geltendes Recht ist das nicht. Geplant ist ein neuer § 9 Abs. 2b EEG 2027, der die Wirkleistungseinspeisung von Solaranlagen des zweiten Segments – also Anlagen auf, an oder in einem Gebäude oder einer Lärmschutzwand – mit weniger als 100 kW dauerhaft, unabhängig vom Einbau eines intelligenten Messsystems und unabhängig von der Veräußerungsform auf „maximal 50 Prozent der installierten Leistung" begrenzt. Steckersolargeräte bis 2 kW und 800 VA bleiben ausgenommen. Die Begründung stellt klar: „§ 9 Absatz 2b EEG 2027 findet nur auf Neuanlagen Anwendung." Für Inbetriebnahmen vor dem 01.01.2027 gilt Bestandsschutz nach § 100 Abs. 1 Nr. 1 lit. a EEG 2027 (BMWE zur EEG-Novelle).

Diese geplante 50-%-Kappung ist nicht dasselbe wie die geltende 60-%-Interimsregel des § 9 Abs. 2 S. 1 Nr. 3 EEG, die nur bis zum Einbau eines intelligenten Messsystems greift, und erst recht nicht dasselbe wie die alte 70-%-Regel bis Ende 2022. Wenn Ihre Bestandsanlage heute zu wenig liefert, ist die Novelle nicht die Ursache. Indirekt relevant: Geplant ist eine Smart-Meter-Pflicht ab mehr als 2 kW statt bisher mehr als 7 kW – und mit dem Einbau greift der Vergütungsausfall bei negativen Preisen nach § 51 EEG.

Häufige Fragen (FAQ)

Wie viel kWh pro kWp sollte meine Photovoltaikanlage im Jahr liefern?

Drei Referenzebenen muss man auseinanderhalten: 900 kWh/kWp ist der konservative Planwert der Verbraucherzentrale, ca. 1.038 kWh/kWp der Bundesdurchschnitt 2025 aus der Eon-Auswertung auf DWD-Basis (10.378 kWh bei 10 kWp), ca. 1.080 kWh/kWp die rechnerische Obergrenze des ISE für ein nach Süden ausgerichtetes System. Verbindlich für Ihre Anlage ist keiner dieser Pauschalwerte, sondern das Ertragsgutachten.

Ab wann ist ein zu niedriger Ertrag wirklich ein Defekt?

Wenn die Performance Ratio dauerhaft unter 80 % liegt. Laut Fraunhofer ISE erreichen sorgfältig geplante Anlagen PR-Jahreswerte von 80–90 %, und darin sind Temperatur, Verschmutzung, Verschattung, Leitungs- und Wechselrichterverluste sowie moderates Clipping schon enthalten. Normale Alterung erklärt Einbrüche nicht: Das ISE hat an 44 Aufdachanlagen ca. 0,15 % Nennleistungsverlust pro Jahr gemessen.

Warum erreicht meine Anlage bei voller Sonne nie die aufgedruckte kWp-Leistung?

Weil die kWp-Zahl unter Standard-Testbedingungen gilt: 1.000 W/m² und 25 °C Zelltemperatur, mit ±3 % Messtoleranz. Unter NOCT-Bedingungen weist Trina für ein 450-Wp-Modul nur 344 Wp aus, rund 76 %. Bei einem Temperaturkoeffizienten von −0,29 %/°C kostet eine Zelltemperatur von 43 °C rund 5 %, eine von 65 °C rund 12 %.

Ist meine Anlage vielleicht noch auf 70 Prozent gedrosselt?

Möglich bei Baujahren 2012 bis 2022. Erkennungsmerkmal ist ein exakt waagerecht abgeschnittenes Mittagsplateau bei 70 % der kWp-Zahl an klaren Tagen. Für Anlagen mit höchstens 7 kW ist die Pflicht nach § 100 Abs. 3a EEG ab dem 1. Januar 2023 entfallen, allerdings knüpft die Vorschrift dies an eine Aufhebung „vor dem Ablauf des 25. Februar 2025", die dem Netzbetreiber vorab mitzuteilen ist. Diese Auslegungsfrage sollten Sie nicht selbst entscheiden: Netzbetreiber ansprechen, im Zweifel die Clearingstelle EEG|KWKG.

Woran erkenne ich, ob der Wechselrichter oder ein einzelner Strang das Problem ist?

Über den Strangvergleich im Monitoringportal: Leistung je MPP-Eingang bei gleichen Bedingungen gegeneinander halten. Der KOSTAL PLENTICORE G3 hat drei unabhängige MPP-Tracker – fällt einer aus, fehlt rund ein Drittel der Erzeugung bei sonst normal geformter Tageskurve. Thermisches Derating erkennt man daran, dass das Plateau nur an heißen Tagen einbricht. Prüfen Sie zuerst Ereignisprotokoll und Nulltage; Messungen an DC-Strängen gehören ausschließlich in Fachhand.

Kann Verschmutzung wirklich so viel Ertrag kosten?

Das Fraunhofer ISE hält die Einbußen „in vielen Fällen" für überschaubar, weil intensiver Regen die Module größtenteils selbst reinigt. Problematisch sind Laubabwurf, Vogelkot, Baustellen- und Landwirtschaftsstaub, Ruß, Pollen und Saharastaub – besonders bei Neigungen unter 15°. Wegen der Serienverbindung können stark verschmutzte Teilflächen aber „erheblich stärkere Ertragseinbußen verursachen als es ihrem Flächenanteil entspricht".

Ich bekomme weniger Geld, obwohl der Ertrag gleich geblieben ist – warum?

Das ist ein Erlös-, kein Ertragsproblem. Nach § 51 EEG sinkt der anzulegende Wert bei negativem Spotmarktpreis auf null; die Ausnahme für Anlagen unter 100 kW gilt nur für Zeiträume vor Ablauf des Kalenderjahres, in dem die Anlage ein intelligentes Messsystem erhält. Prüfen Sie außerdem die Eichfrist Ihres Zählers – 8 Jahre bei elektronischen, 16 Jahre bei Ferraris-Zählern nach MessEV Anlage 7 – und notfalls die Befundprüfung nach § 39 MessEG.

Wie lange kann ich Mängel gegenüber Installateur und Verkäufer geltend machen?

Es laufen zwei Fristen parallel. Für die Installation gilt § 634a Abs. 1 BGB mit 2 Jahren, bei einem Bauwerk 5 Jahren, gerechnet ab der Abnahme. Für gekaufte Komponenten gilt § 438 Abs. 1 BGB mit 5 Jahren bei einem Bauwerk und bei einer bauwerksüblich verwendeten Sache, die dessen Mangelhaftigkeit verursacht hat, sonst 2 Jahren, gerechnet ab Ablieferung. Freiwillige Herstellergarantien sind davon unabhängig. Eine Rechtsberatung im Einzelfall ersetzt dieser Überblick nicht.

Nächster Schritt: Sollwert klären, dann gezielt prüfen lassen

Die günstigste Diagnose ist die, die Sie sich sparen, weil der Sollwert schon die Antwort liefert. Rechnen Sie in vollen Kalenderjahren, prüfen Sie den kWp-Wert im Portal gegen das Marktstammdatenregister und bestimmen Sie Ihre Performance Ratio. Bleibt danach eine unerklärte Lücke, ist eine Sichtprüfung mit elektrischer Messung und Prüfprotokoll der nächste Schritt – bei hohem Eigenverbrauchsanteil rechnet sie sich schnell, weil dort bis zu 300 € pro Jahr auf dem Spiel stehen.

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