Spezifischer Ertrag in kWh/kWp und der Abgleich mit PVGIS

Der spezifische Ertrag ist die Strommenge, die eine PV-Anlage im Jahr je kWp installierter Leistung erzeugt. Er bestimmt den Erlös und damit fast jede Renditekennzahl. Wie realistisch die Angabe in einem Exposé ist, lässt sich mit dem frei zugänglichen Werkzeug PVGIS der EU in wenigen Minuten prüfen.

Hinweis: Dieser Artikel ist eine allgemeine Information. Er ist keine Anlageberatung und kein Ertragsgutachten. PVGIS-Werte sind langjährige Mittel und ersetzen keine standortgenaue Planung. Stand: 13.10.2026.

Das Wichtigste in Kürze

• Spezifischer Ertrag = Jahreserzeugung in kWh / installierte Leistung in kWp (Wattvestor-Kennzahl K2). Der Wert entspricht den Volllaststunden.
• Fraunhofer ISE nennt für optimal ausgerichtete Südanlagen 935 kWh/kWp im Norden, 1.105 in der Mitte und im Osten und 1.280 im Süden Deutschlands.
• PVGIS liefert im Mittel 2005 bis 2023 mit 14 % Systemverlust für Süd mit optimaler Neigung 989 kWh/kWp in Kiel, 1.081 in Leipzig und 1.141 in München.
• Bauform zählt: In Leipzig liegt Ost-West mit 15° rund 18 % unter Süd, ein einachsiger Tracker rund 15 % darüber.
• Wattvestor vergleicht die Angabe des Anbieters mit PVGIS bei 14 % Verlust (K3). Mehr als 5 % darüber ist „oberer Rand“, mehr als 10 % darüber „nicht belegt“, bis ein unabhängiges Gutachten vorliegt.

Was der spezifische Ertrag aussagt

Spezifischer Ertrag (K2) = Jahreserzeugung in kWh / installierte Leistung in kWp

Die installierte Leistung ist die Summe der Modulleistungen unter Standard-Testbedingungen. Durch den Bezug auf 1 kWp lassen sich Anlagen jeder Größe vergleichen. Ein Park mit 10.000 kWp und 10,8 Mio. kWh Jahreserzeugung hat einen spezifischen Ertrag von 1.080 kWh/kWp. Das sind zugleich 1.080 Volllaststunden: So viele Stunden müsste die Anlage mit voller Nennleistung laufen, um dieselbe Menge zu erzeugen.

Wichtig ist, welche Menge gemeint ist. Exposés nennen meist die Erzeugung. Bezahlt wird die Einspeisung am Netzverknüpfungspunkt, nach Verlusten in Transformator und Kabeln, nach Abregelung und nach einem Eigenverbrauch. Die Due-Diligence-Checkliste verlangt eine Erklärung, wenn Erzeugung und Einspeisung mehr als 3 % auseinanderliegen.

Was den Ertrag bestimmt:

Einfluss	Wirkung
Globalstrahlung am Standort	wichtigste Größe; im Süden Deutschlands deutlich höher als im Norden
Ausrichtung und Neigung	Süd mit rund 40° liefert in Deutschland je kWp am meisten, Ost-West und flache Neigung weniger
Bauform	einachsige Tracker folgen der Sonne und erzeugen je kWp mehr
Verschattung	Horizont, Bewuchs und benachbarte Modulreihen senken den Ertrag
Temperatur	warme Module arbeiten schlechter; Freiflächenanlagen sind gut hinterlüftet
Systemverluste	Kabel, Wechselrichter, Transformator, Verschmutzung, Schnee, Fehlanpassung
Begrenzungen	Einspeisebegrenzung, Abregelung, DC/AC-Verhältnis über 1
Alterung	Degradation senkt den Ertrag über die Jahre, siehe Degradation und Lebensdauer

Die Performance Ratio fasst die Verluste zwischen Einstrahlung auf die Module und erzeugtem Strom zusammen. Fraunhofer ISE nennt für neue, optimal ausgerichtete Anlagen in Deutschland 80 bis 90 %. Ein Gutachten mit mehr als 90 % braucht eine Begründung.

Typische Werte nach Region und Bauform

Studienwerte

Region (Fraunhofer ISE 2024, Tabelle 3)	Globalstrahlung	Einstrahlung auf die Module	Ertrag Süd, optimale Neigung
Deutschland Norden	950 kWh/m²	1.100 kWh/m²	935 kWh/kWp
Deutschland Mitte und Osten	1.120 kWh/m²	1.300 kWh/m²	1.105 kWh/kWp
Deutschland Süden	1.300 kWh/m²	1.510 kWh/m²	1.280 kWh/kWp

Das ZSW rechnet in seinem Gutachten für das BMWK einheitlich mit 950 kWh/kW und variiert den Wert in der Sensitivität um 10 % (855 bis 1.045 kWh/kW). Das ist ein Rechenansatz für ganz Deutschland, kein Standortwert.

Eigene Abfrage in PVGIS 5.3 (Mittel 2005 bis 2023, 14 % Systemverlust, kWh/kWp)

Standort	Süd, optimale Neigung	Süd, 20°	Ost-West, 15°	Tracker, Nord-Süd-Achse
Kiel	989 (40°)	947	812	1.159
Leipzig	1.081 (40°)	1.034	883	1.246
München	1.141 (39°)	1.094	935	1.317

Ost-West ist das Mittel aus einer Ost- und einer Westhälfte mit gleicher Leistung. Der Tracker ist mit horizontaler Achse in Nord-Süd-Richtung gerechnet. Mit 10 % Systemverlust liegt der Wert für Leipzig Süd bei 1.131 kWh/kWp. Die Abfragen stehen in der Quellenliste; die übrigen Werte entstehen mit denselben Abfragen und geänderten Parametern (feste Neigung mit angle=20, Ost und West mit angle=15 und aspect=-90 bzw. 90, Koordinaten von Kiel und München).

Ost-West erzeugt je kWp weniger, braucht aber weniger Fläche je kWp. Welche Bauform sich lohnt, behandelt Tracker oder feste Aufständerung.

So prüfen Sie den Ertrag mit PVGIS

PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System) ist ein Rechenwerkzeug der Gemeinsamen Forschungsstelle der EU. Es schätzt den Ertrag aus Satellitendaten der Strahlung und Wetterdaten. Für Europa ist in Version 5.3 die Datenbank SARAH3 mit den Jahren 2005 bis 2023 voreingestellt.

1. Standort eingeben. Koordinaten des Parks, nicht des Ortszentrums. Genauere Standortangaben veröffentlicht das Marktstammdatenregister nur für Einheiten über 30 kW (§ 15 Abs. 1 Nr. 1 Buchst. a MaStRV), siehe Marktstammdatenregister prüfen.
2. Bauform wählen. Feste Aufständerung mit Neigung und Ausrichtung laut Datenblatt oder Gutachten. Für Tracker die Option mit geneigter Achse und 0° Achsneigung. Ost-West als zwei Rechnungen mit Ausrichtung minus 90° und plus 90°, Ergebnis gemittelt.
3. Leistung und Verlust. 1 kWp und 14 % Systemverlust, dann ist das Ergebnis direkt der spezifische Ertrag.
4. Jahreswert ablesen. PVGIS zeigt die mittlere Jahreserzeugung in kWh und dazu die Schwankung von Jahr zu Jahr als Standardabweichung.
5. Vergleichen. Abweichung = Angabe des Anbieters / PVGIS-Wert minus 1.

PVGIS hat Grenzen, die Sie kennen sollten:

• Systemverlust. Das Handbuch nennt 14 % als Vorgabe. Der Wert soll Verluste in Kabeln, Wechselrichtern, durch Verschmutzung und Schnee abdecken. Außerdem nennt das Handbuch die Alterung der Module: Der mittlere Ertrag über die Lebensdauer liege einige Prozent unter dem der ersten Jahre.
• Bifaziale Module. PVGIS rechnet sie derzeit nicht gesondert. Das Handbuch beschreibt nur eine Näherung über eine erhöhte Nennleistung. Für gebäudeintegrierte Anlagen und für Module an einer Nord-Süd-Achse mit Ausrichtung nach Ost und West ist sie nach dem Handbuch nicht geeignet.
• Tracker. PVGIS nimmt an, dass die Module der Sonne immer optimal folgen. Winkelbegrenzung, Rückführung zur Vermeidung von Verschattung (Backtracking) und Windstellung sind nicht abgebildet.
• Einzelne Jahre. PVGIS gibt Mittelwerte an. Für eine Südanlage in Leipzig nennt PVGIS eine Jahresschwankung von 64,7 kWh/kWp, also rund 6 %. Eine Stundenrechnung mit 40° Neigung ergibt für 2023 1.029 kWh/kWp, im Mittel 2005 bis 2023 derselben Stundenrechnung 1.061 kWh/kWp. 2023 lag also rund 3 % unter dem Mittel. Die Stundenrechnung enthält den Spektraleffekt nicht, den PVcalc mit plus 1,8 % ansetzt. Deshalb liegt ihr Mittel unter dem Jahreswert von 1.081 kWh/kWp.
• Netz. Einspeisebegrenzung und Abregelung rechnet PVGIS nicht. Wie stark eine Begrenzung wirkt, zeigt Netzanschluss und Netzverknüpfungspunkt.

So rechnet Wattvestor

• K2 ist der Ertrag laut Anbieter in kWh je kWp und Jahr.
• K3 ist der Referenzertrag aus PVGIS 5.3 für Standort, Ausrichtung und Neigung. Ausgewiesen wird die Abweichung von K2 zu K3 in Prozent.
• Bezug ist PVGIS mit 14 % Systemverlust. Der Wert mit 10 % Verlust ist die obere Referenz.
• Bewertungsregel (Stand 13.10.2026): Bis 5 % über dem Bezug gilt die Angabe als im Rahmen. Mehr als 5 % darüber ist „oberer Rand“. Mehr als 10 % darüber gilt als „nicht belegt“, bis ein unabhängiges Ertragsgutachten vorliegt.
• Trackerwerte setzt die Methodik nur an, wenn die Bauform dokumentiert ist.
• Eine vereinbarte Einspeisegrenze wird im Referenzertrag berücksichtigt.

Der Erlös je kWp (K5) ist K2 mal Vergütung je kWh. Wie stark ein zu hoher Ertrag die Kennzahlen verschiebt, zeigen Anfangsrendite, Kaufpreisfaktor und IRR und der Kaufpreis je kWp.

Beispielrechnung

Beispiel mit erfundenen Werten. Die Anlage gibt es nicht. Die Referenzwerte stammen aus der PVGIS-Abfrage oben.

Ein Exposé für eine feste Südanlage bei Leipzig mit 40° Neigung nennt 1.170 kWh/kWp.

Vergleich	Wert	Abweichung der Angabe
PVGIS, 14 % Verlust (Bezug)	1.081 kWh/kWp	plus 8,2 %
PVGIS, 10 % Verlust (obere Referenz)	1.131 kWh/kWp	plus 3,4 %

Ergebnis: Die Angabe liegt mehr als 5 %, aber nicht mehr als 10 % über dem Bezug. Wattvestor ordnet sie als „oberer Rand“ ein. Sie wäre nur mit sehr geringen Verlusten erreichbar. Fragen Sie nach dem Ertragsgutachten und nach den Verlustannahmen.

Was der Unterschied im Erlös bedeutet: Bei 4,79 ct/kWh bringen 1.170 kWh/kWp 56,04 € je kWp im Jahr, 1.081 kWh/kWp bringen 51,78 €. Bei 10.000 kWp sind das rund 42.600 € im Jahr.

Wie ein Gutachten Unsicherheiten ausweist, erklärt Ertragsgutachten lesen: P50, P75 und P90.

Typische Fehler

• Erzeugung mit Einspeisung verwechseln.
• PVGIS mit dem Ortszentrum rechnen, obwohl der Park mehrere Kilometer entfernt liegt.
• Eine Südanlage mit optimaler Neigung rechnen, obwohl die Anlage flacher steht oder Ost-West ausgerichtet ist.
• Trackerwerte ansetzen, ohne dass Tracker im Datenblatt stehen.
• Ein einzelnes gutes Jahr als Normalfall nehmen.
• Den Mehrertrag bifazialer Module pauschal aufschlagen.
• Die Degradation vergessen: K2 gilt für das erste volle Betriebsjahr.

Häufige Fragen

Wie viel kWh je kWp ist in Deutschland realistisch?

Fraunhofer ISE nennt für optimal ausgerichtete Südanlagen 935 kWh/kWp im Norden, 1.105 in der Mitte und im Osten und 1.280 im Süden. PVGIS liefert im Mittel der Jahre 2005 bis 2023 mit 14 % Systemverlust für eine Südanlage mit optimaler Neigung 989 kWh/kWp in Kiel, 1.081 in Leipzig und 1.141 in München. Ost-West-Anlagen liegen rund 18 % darunter, einachsige Tracker 15 bis 17 % darüber.

Wie prüfe ich eine Ertragsangabe mit PVGIS?

Geben Sie in PVGIS den Standort, die Bauform, Neigung und Ausrichtung sowie 14 % Systemverlust ein und vergleichen Sie den Jahreswert mit der Angabe des Anbieters. Liegt die Angabe mehr als 5 % darüber, ordnet Wattvestor sie als oberen Rand ein, bei mehr als 10 % gilt sie als nicht belegt, bis ein unabhängiges Ertragsgutachten vorliegt.

Welchen Systemverlust trage ich in PVGIS ein?

PVGIS schlägt 14 % vor. Der Wert deckt Verluste in Kabeln, Wechselrichtern und durch Verschmutzung ab und nach dem Handbuch auch einen Teil der Alterung der Module. Wattvestor nimmt 14 % als Bezug und den Wert mit 10 % als obere Referenz.

Warum weicht der Ertrag eines Jahres vom PVGIS-Wert ab?

PVGIS gibt ein langjähriges Mittel an. Einzelne Jahre schwanken um diesen Wert. Für eine Südanlage in Leipzig nennt PVGIS eine Standardabweichung von rund 6 % des Jahresertrags. Das Jahr 2023 lag dort rund 3 % unter dem Mittel.

Rechnet PVGIS bifaziale Module und Tracker richtig?

Nur eingeschränkt. Bifaziale Module rechnet PVGIS nach seinem Handbuch nicht gesondert. Tracker rechnet es so, dass die Module der Sonne immer optimal folgen, ohne Winkelbegrenzung und ohne gegenseitige Verschattung. Höhere Werte aus solchen Effekten braucht ein Ertragsgutachten.

Quellen

1. PVGIS 5.3, Joint Research Centre der EU, API-Dokumentation (nicht interaktiver Dienst): https://joint-research-centre.ec.europa.eu/photovoltaic-geographical-information-system-pvgis/getting-started-pvgis/api-non-interactive-service_en, abgerufen am 13.10.2026
2. PVGIS 5 User Manual, Joint Research Centre der EU (Systemverlust, bifaziale Module, Tracker, Jahresschwankung): https://joint-research-centre.ec.europa.eu/photovoltaic-geographical-information-system-pvgis/using-pvgis-5/pvgis-5-user-manual_en, abgerufen am 13.10.2026
3. PVGIS PVcalc, Leipzig (51,34 N / 12,375 O), SARAH3, Süd, optimale Neigung, 14 % Verlust: https://re.jrc.ec.europa.eu/api/v5_3/PVcalc?lat=51.34&lon=12.375&peakpower=1&loss=14&optimalinclination=1&aspect=0&outputformat=json&raddatabase=PVGIS-SARAH3, abgerufen am 13.10.2026
4. PVGIS PVcalc, Leipzig, Süd, optimale Neigung, 10 % Verlust: https://re.jrc.ec.europa.eu/api/v5_3/PVcalc?lat=51.34&lon=12.375&peakpower=1&loss=10&optimalinclination=1&aspect=0&outputformat=json&raddatabase=PVGIS-SARAH3, abgerufen am 13.10.2026
5. PVGIS PVcalc, Leipzig, Ost (Ausrichtung minus 90°), 15°, 14 % Verlust; die Westhälfte mit aspect=90: https://re.jrc.ec.europa.eu/api/v5_3/PVcalc?lat=51.34&lon=12.375&peakpower=1&loss=14&angle=15&aspect=-90&outputformat=json&raddatabase=PVGIS-SARAH3, abgerufen am 13.10.2026
6. PVGIS PVcalc, Leipzig, einachsiger Tracker mit horizontaler Nord-Süd-Achse, 14 % Verlust: https://re.jrc.ec.europa.eu/api/v5_3/PVcalc?lat=51.34&lon=12.375&peakpower=1&loss=14&fixed=0&inclined_axis=1&inclinedaxisangle=0&outputformat=json&raddatabase=PVGIS-SARAH3, abgerufen am 13.10.2026
7. PVGIS PVcalc, Kiel (54,32 N / 10,13 O), Süd, optimale Neigung, 14 % Verlust: https://re.jrc.ec.europa.eu/api/v5_3/PVcalc?lat=54.32&lon=10.13&peakpower=1&loss=14&optimalinclination=1&aspect=0&outputformat=json&raddatabase=PVGIS-SARAH3, abgerufen am 13.10.2026
8. PVGIS PVcalc, München (48,14 N / 11,58 O), Süd, optimale Neigung, 14 % Verlust: https://re.jrc.ec.europa.eu/api/v5_3/PVcalc?lat=48.14&lon=11.58&peakpower=1&loss=14&optimalinclination=1&aspect=0&outputformat=json&raddatabase=PVGIS-SARAH3, abgerufen am 13.10.2026
9. Fraunhofer ISE, Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien, Juli 2024 (Tabelle 3 Erträge, Abschnitt Performance Ratio): https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/DE2024_ISE_Studie_Stromgestehungskosten_Erneuerbare_Energien.pdf, abgerufen am 13.10.2026
10. ZSW im Auftrag des BMWK, Stromgestehungskosten von PV-Freiflächenanlagen, Oktober 2024 (Volllaststunden und Stromertrag): https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Energie/stromgestehungskosten-photovoltaikanlagen-freiflaechenanlagen.pdf?__blob=publicationFile&v=8, abgerufen am 13.10.2026
11. PVGIS seriescalc, Leipzig, Süd 40°, 14 % Verlust, Stundenwerte 2005 bis 2023 (Grundlage für den Vergleich des Jahres 2023 mit dem Mittel): https://re.jrc.ec.europa.eu/api/v5_3/seriescalc?lat=51.34&lon=12.375&pvcalculation=1&peakpower=1&loss=14&angle=40&aspect=0&startyear=2005&endyear=2023&outputformat=json&raddatabase=PVGIS-SARAH3, abgerufen am 13.10.2026

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