Beispielstudie: Produktionsgebäude im Hohenlohekreis (Baden-Württemberg)
1Zusammenfassung
- Objekt
- Produktionsgebäude, Hohenlohekreis
- Dachfläche gesamt
- 1.520,6 m² in 3 Teilflächen
- Montage
- dachparallel, 440 Wp-Module
- Lastprofil
- Einschichtbetrieb Mo-Fr, 250.000 kWh/a (aus Betriebszeiten 7-17 Uhr, Grundlast 25 %)
Eigenverbrauchsanteil, Autarkie und alle Wirtschaftlichkeitsgrößen beruhen auf einem aus Betriebszeiten angenommenen Lastgang (Vorbehalt V1). Stromgestehungskosten 9,24 ct/kWh gegenüber einem Arbeitspreis von 26,0 ct/kWh.
2Dachflächen und Belegung
Die Teilflächen stammen aus dem amtlichen 3D-Gebäudemodell (LoD2): standardisierte Dachformen, Höhengenauigkeit etwa 1 m, ohne Dachaufbauten und Dachüberstände – Neigung und Fläche je Teilfläche können um einige Grad bzw. Prozent abweichen. Modulbelegung dachparallel mit pauschalem Randabstand (0,4 m geneigt, 1,0 m Flachdach); der Belegungsgrad ist ein geometrisches Maximum ohne Windsog-, Schneelast-, Brandwand- und Wartungswegprüfung. Azimut 0° = Nord, 90° = Ost, 180° = Süd, 270° = West.
| Teilfläche | Neigung | Azimut | Module | Leistung kWp | Ertrag kWh/a | spez. kWh/kWp | Einstrahlung kWh/m² |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Teilfläche Süd | 10° | 170° | 36 | 15,84 | 15.804 | 998 | 1.220 |
| Teilfläche Ost | 15° | 80° | 258 | 113,52 | 103.124 | 908 | 1.104 |
| Teilfläche West | 15° | 260° | 258 | 113,52 | 106.138 | 935 | 1.140 |
| Gesamt | 552 | 242,88 | 225.066 | 927 |
Anteil der 1.520,6 m² Dachfläche, der nach Abzug von Randabständen mit Modulen belegt ist. Berechnung
- Teilfläche Süd: 15,84 kWp, Azimut 170°, Neigung 10°, 36 Module
- Teilfläche Ost: 113,52 kWp, Azimut 80°, Neigung 15°, 258 Module
- Teilfläche West: 113,52 kWp, Azimut 260°, Neigung 15°, 258 Module
Ausrichtung der Teilflächen. Radius proportional zur Leistung, Winkel = Azimut.
3Ertrag und Bilanz
Stundenweise Simulation mit pvlib PVWatts / Hay-Davies / Faiman und PVGIS-Testreferenzjahr, verrechnet gegen den aus Betriebszeiten angenommenen Lastgang (Einschichtbetrieb Mo-Fr, 250.000 kWh/a (aus Betriebszeiten 7-17 Uhr, Grundlast 25 %)).
Monatsbilanz: Erzeugung und Verbrauch
kWh je Monat · E = Erzeugung (linke Säule) · V = Verbrauch (rechte Säule)- Eigenverbrauch (in beiden Säulen)
- Einspeisung (Erzeugung, nicht selbst genutzt)
- Netzbezug (Verbrauch, nicht aus PV gedeckt)
Linke Säule je Monat: Erzeugung = Eigenverbrauch + Einspeisung. Rechte Säule: Verbrauch = Eigenverbrauch + Netzbezug. Werte je Monat in der Tabelle.
Monatswerte
| Monat | Erzeugung kWh | Verbrauch kWh | Eigenverbrauch kWh | Einspeisung kWh | Netzbezug kWh |
|---|---|---|---|---|---|
| Januar | 5.776 | 23.865 | 5.636 | 140 | 18.229 |
| Februar | 9.112 | 21.001 | 7.547 | 1.565 | 13.454 |
| März | 16.842 | 20.125 | 10.316 | 6.525 | 9.808 |
| April | 34.991 | 19.299 | 13.732 | 21.259 | 5.568 |
| Mai | 30.503 | 20.752 | 14.305 | 16.198 | 6.447 |
| Juni | 30.959 | 19.299 | 13.351 | 17.608 | 5.948 |
| Juli | 30.541 | 20.129 | 13.492 | 17.049 | 6.638 |
| August | 23.795 | 20.752 | 12.212 | 11.583 | 8.540 |
| September | 19.011 | 18.682 | 10.235 | 8.775 | 8.446 |
| Oktober | 12.142 | 20.752 | 8.825 | 3.317 | 11.927 |
| November | 6.590 | 22.910 | 6.041 | 549 | 16.869 |
| Dezember | 4.804 | 22.433 | 4.446 | 359 | 17.987 |
| Summe Monatswerte | 225.066 | 249.999 | 120.138 | 104.927 | 129.861 |
Summen aus gerundeten Monatswerten; Jahreswerte laut Bilanz: Erzeugung 225.066, Eigenverbrauch 120.138, Einspeisung 104.928, Netzbezug 129.862 kWh/a.
4Wirtschaftlichkeit
Betrachtungsdauer 20 Jahre, Kalkulationszins 4,0 %, Strompreissteigerung 2,0 %/a, Degradation 0,5 %/a, Betriebskosten 1,5 % der Investition je Jahr. Alle Geldwerte netto.
| Kennzahl | Wert | Klasse | Quelle / Hinweis |
|---|---|---|---|
| Investition (Anlage, schlüsselfertig) | 218.592 € | Schätzung | Quelle: Eigene Größenstaffel für gewerbliche Aufdachanlagen, abgeleitet aus veröffentlichten Anbieter-Richtpreisen und Fachbeiträgen, Stand 08/2026 - keine amtliche oder unabhängige Marktstudie Rechenwert 900 EUR/kWp (Staffel 100-300 kWp) x 242,88 kWp = 218.592 EUR; innerhalb der Marktspanne 700-1.400 EUR/kWp entspräche das rund 170.000-340.000 EUR. Enthalten: Module, Wechselrichter, Unterkonstruktion, Verkabelung, Montage, Inbetriebnahme. Nicht enthalten: Netzanschlusskostenbeitrag, Trafo/Mittelspannung, Messstellenbetrieb, Statik-Ertüchtigung, Blitzschutz. Ersetzt kein Angebot: Dachstatik, Netzanschluss und Kabelwege können den Wert um mehr als 30 % verschieben. |
| Arbeitspreis Strombezug | 26,0 ct/kWh | Schätzung | Standardannahme 26,0 ct/kWh netto (Testlauf ohne Auftraggeber). In einer Kundenstudie: verbrauchsabhängiger Netto-Arbeitspreis aus dem Stromvertrag (Energiepreis + Netzentgelt-Arbeitspreis + Umlagen + Stromsteuer + Konzessionsabgabe je kWh), ohne Leistungspreis (EUR/kW) und ohne Grundpreise - bei RLM-Kunden > 100.000 kWh/a wird der Leistungspreis durch PV nicht sicher gesenkt. |
| Einspeiseerlös (Direktvermarktung) | 5,437 ct/kWh | Schätzung | Quelle: Bundesnetzagentur, anzulegende Werte für Solaranlagen auf Gebäuden, Teileinspeisung/Direktvermarktung, Inbetriebnahme 01.08.2026-31.01.2027: 8,10 ct (bis 10 kW), 7,06 ct (bis 40 kW), 5,84 ct/kWh (bis 1.000 kW) Anzulegender Wert 6,08 ct/kWh = leistungsanteilig gemittelt nach § 48 Abs. 2 EEG über die Klassen (10 x 8,10 + 30 x 7,06 + 202,88 x 5,84) / 242,88. Davon abgezogen 0,30 ct/kWh Vermarktungsentgelt (Annahme) und 6 % Ausfall durch Viertelstunden mit negativen Börsenpreisen (Annahme der Engine; 2025 lagen rund 16 % des deutschen Solarstroms in negativen Preisstunden - siehe Vorbehalte). Direktvermarktungspflicht > 100 kWp. |
| Netto-Zahlungsstrom Jahr 1 | 33.662 €/a | Schätzung | Stromkostenersparnis 31.236 € + Einspeiseerlös 5.705 € − Betriebskosten 3.279 € |
| Kapitalwert (NPV) | 284.095 € | Schätzung | über 20 Jahre, 4,0 % Kalkulationszins |
| Interner Zinsfuß (IRR) | 15,4 % | Schätzung | über 20 Jahre |
| Stromgestehungskosten (LCOE) | 9,24 ct/kWh | Schätzung | |
| Amortisation dynamisch | 7,4 a | Schätzung | abgezinst mit dem Kalkulationszins |
| Amortisation statisch | 6,3 a | Schätzung | ohne Abzinsung - die eingängigere, aber schwächere Zahl |
Kumulierter Zahlungsstrom über 20 Jahre
€ · Jahr 0 = Investition- kumulierter Barwert (abgezinst, 4,0 %)
- kumuliert nominal (ohne Abzinsung)
- dynamische Amortisation
Der Barwert erreicht nach 7,4 a die Nulllinie (dynamische Amortisation), der nominale Zahlungsstrom nach 6,3 a (statisch). Endwert des Barwerts = Kapitalwert.
Zahlungsreihe
| Jahr | Erzeugung kWh | Eigenverbr. kWh | Einspeisung kWh | Ersparnis € | Einspeiseerlös € | Betriebskosten € | Zahlungsstrom € | kumuliert € | kum. Barwert € |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 0 | −218.592 | −218.592 | −218.592 | ||||||
| 1 | 225.066 | 120.138 | 104.928 | 31.236 | 5.705 | −3.279 | 33.662 | −184.930 | −186.225 |
| 2 | 223.941 | 119.538 | 104.403 | 31.701 | 5.676 | −3.344 | 34.033 | −150.897 | −154.759 |
| 3 | 222.821 | 118.940 | 103.881 | 32.174 | 5.648 | −3.411 | 34.410 | −116.486 | −124.168 |
| 4 | 221.707 | 118.345 | 103.362 | 32.653 | 5.620 | −3.480 | 34.793 | −81.693 | −94.427 |
| 5 | 220.598 | 117.754 | 102.845 | 33.140 | 5.592 | −3.549 | 35.182 | −46.511 | −65.510 |
| 6 | 219.495 | 117.165 | 102.331 | 33.633 | 5.564 | −3.620 | 35.577 | −10.934 | −37.392 |
| 7 | 218.398 | 116.579 | 101.819 | 34.135 | 5.536 | −3.693 | 35.978 | 25.044 | −10.052 |
| 8 | 217.306 | 115.996 | 101.310 | 34.643 | 5.508 | −3.766 | 36.385 | 61.429 | 16.534 |
| 9 | 216.219 | 115.416 | 100.803 | 35.159 | 5.481 | −3.842 | 36.798 | 98.228 | 42.388 |
| 10 | 215.138 | 114.839 | 100.299 | 35.683 | 5.453 | −3.919 | 37.218 | 135.446 | 67.531 |
| 11 | 214.063 | 114.265 | 99.798 | 36.215 | 5.426 | −3.997 | 37.644 | 173.090 | 91.984 |
| 12 | 212.992 | 113.694 | 99.299 | 36.755 | 5.399 | −4.077 | 38.077 | 211.166 | 115.766 |
| 13 | 211.927 | 113.125 | 98.802 | 37.302 | 5.372 | −4.158 | 38.516 | 249.682 | 138.898 |
| 14 | 210.868 | 112.559 | 98.308 | 37.858 | 5.345 | −4.242 | 38.961 | 288.643 | 161.397 |
| 15 | 209.813 | 111.997 | 97.817 | 38.422 | 5.318 | −4.326 | 39.414 | 328.057 | 183.282 |
| 16 | 208.764 | 111.437 | 97.328 | 38.995 | 5.292 | −4.413 | 39.873 | 367.930 | 204.571 |
| 17 | 207.721 | 110.879 | 96.841 | 39.576 | 5.265 | −4.501 | 40.340 | 408.270 | 225.280 |
| 18 | 206.682 | 110.325 | 96.357 | 40.165 | 5.239 | −4.591 | 40.813 | 449.083 | 245.427 |
| 19 | 205.649 | 109.773 | 95.875 | 40.764 | 5.213 | −4.683 | 41.293 | 490.376 | 265.026 |
| 20 | 204.620 | 109.225 | 95.396 | 41.371 | 5.187 | −4.777 | 41.781 | 532.157 | 284.095 |
Ersparnis = vermiedener Strombezug (Eigenverbrauch × Arbeitspreis, mit Strompreissteigerung). Einspeiseerlös nach Direktvermarktung. Betriebskosten mit negativem Vorzeichen. Erzeugung mit 0,5 % Degradation je Jahr. Alle Werte Schätzung; der Arbeitspreis ist in dieser Beispielrechnung eine Standardannahme, in einer Kundenstudie eine Eingabe.
5Annahmen
| Parameter | Wert |
|---|---|
| Rechenverfahren | pvlib PVWatts / Hay-Davies / Faiman |
| Wetterdaten | PVGIS TMY (Testreferenzjahr - typisches, kein gemessenes Jahr) |
| Modul | 440 Wp je Modul, Montage dachparallel |
| Systemverluste | 14 % (pvlib-PVWatts-Standardwert, darin ca. 3 % pauschale Verschattung) |
| Temperaturmodell | Faiman dachparallel |
| Wirkungsgrad Wechselrichter | 97,5 % (Modellannahme, ersetzbar durch Datenblatt) |
| Temperaturkoeffizient Pmpp | −0,34 %/K |
| Betriebsmuster | Einschichtbetrieb Mo-Fr, 250.000 kWh/a (aus Betriebszeiten 7-17 Uhr, Grundlast 25 %) |
| Kalkulationszins | 4,0 % (eigene Annahme, anpassbar) |
| Strompreissteigerung | 2,0 %/a (eigene Annahme, anpassbar) |
| Degradation | 0,5 %/a (Modellannahme) |
| Betriebskosten | 1,5 % der Investition je Jahr, steigend mit der Strompreissteigerung (eigene Annahme) |
| Betrachtungsdauer | 20 Jahre (eigene Annahme) |
| Randabstand Belegung | 0,4 m geneigte Dächer · 1,0 m Flachdach (Windsog); geometrisches Maximum ohne Statik-, Brandschutz- und Wartungswegprüfung |
| Verschattung | nicht objektspezifisch berechnet; pauschal in den 14 % Systemverlusten enthalten (PVWatts-Standard, darin ca. 3 % Verschattung) |
| Spezifische Investition | bis 30 kWp 1.250 · bis 100 kWp 1.050 · bis 300 kWp 900 · darüber gestaffelt bis 750 EUR/kWp (eigene Annahme, Stand 08/2026, schlüsselfertig netto) |
| Einspeiseerlös | anzulegender Wert leistungsanteilig gemittelt nach § 48 Abs. 2 EEG (amtlich), abzüglich 0,30 ct/kWh Vermarktungsentgelt (Annahme) und 6 % Ausfall durch negative Börsenpreise (Annahme der Engine, siehe Vorbehalte) |
6 · Vorbehalte
Diese Punkte begrenzen die Aussagekraft der Studie. Sie gehören in jedes Gespräch über das Ergebnis.
- Kein gemessener Lastgang vorhanden. Der Verlauf ist aus Betriebszeiten angenommen (7-17 Uhr, Grundlast 25 %). Die Eigenverbrauchsquote hängt daran unmittelbar und kann um mehrere Prozentpunkte danebenliegen - für ein Angebot reicht das nicht.
- Im Stundenraster gerechnet. Der Eigenverbrauch fällt dadurch um grob 3 % zu hoch aus, weil sich Spitzen innerhalb einer Stunde rechnerisch ausgleichen.
- Über 100 kWp besteht Direktvermarktungspflicht. Gerechnet ist mit dem anzulegenden Wert abzüglich Vermarktungsentgelt, nicht mit einer festen Vergütung. Der Satz ist amtlich (Bundesnetzagentur, Inbetriebnahme 01.08.2026-31.01.2027); Schätzung sind die Abzüge: 0,30 ct/kWh Vermarktungsentgelt und 6 % Ausfall in Viertelstunden mit negativen Börsenpreisen. 2025 lagen rund 16 % des deutschen Solarstroms in solchen Stunden, Tendenz steigend - mit 16 % statt 6 % sänke der Einspeiseerlös auf rund 4,65 ct/kWh und der Kapitalwert um grob 15.000 EUR. Die Einspeiseerlöse sind deshalb als Obergrenze zu lesen.
- Die Dachgeometrie stammt aus dem amtlichen LoD2-Modell: standardisierte Dachformen, Höhengenauigkeit etwa 1 m, ohne Dachaufbauten und Dachüberstände. Neigung und Fläche je Teilfläche können um einige Grad bzw. Prozent abweichen; Lichtkuppeln, Lüftungs- und RWA-Aufbauten sind nicht enthalten und werden nur per Luftbild-Sichtprüfung erkannt.
- Die Belegung ist ein geometrisches Maximum mit pauschalem Randabstand (0,4 m geneigt, 1,0 m Flachdach). Windsog-Randzonen nach DIN EN 1991-1-4, Schneelast, Brandwandabstände, Wartungswege und Aufbauten sind nicht geprüft und können die Modulzahl um 10-25 % reduzieren.
- Verschattung durch Nachbargebäude, Bäume, Horizont und Dachaufbauten ist nicht objektspezifisch simuliert, sondern nur pauschal (ca. 3 % in den Systemverlusten) enthalten; einzelne Teilflächen können deutlich weniger liefern.
- Bestehende PV-Anlagen, Dachaufbauten, Statik und Netzanschluss werden per Luftbild-Sichtprüfung bzw. Kundenangabe berücksichtigt, nicht automatisch erkannt.
7Datenquellen und Lizenz
Geodaten: Datenquelle: LGL, www.lgl-bw.de, dl-de/by-2-0 (Daten verändert) – Datenlizenz Deutschland – Namensnennung – Version 2.0, Lizenztext: www.govdata.de/dl-de/by-2-0. Verwendete Datensätze: 3D-Gebäudemodell LoD2, Digitales Geländemodell DGM1, Digitale Orthophotos DOP20 (Open-Data-Portal des LGL, www.lgl-bw.de/Produkte/Open-Data/). Die Daten wurden bearbeitet (Ableitung von Dachteilflächen, Modulbelegung und Ertrag); die abgeleiteten Werte sind keine amtlichen Daten.
Wetterdaten: Testreferenzjahr (TMY) aus PVGIS, Joint Research Centre der Europäischen Kommission – PVGIS © European Communities, 2001-2026. Weiterverwendung gemäß Beschluss 2011/833/EU; die Daten wurden für die stündliche Ertragssimulation mit pvlib weiterverarbeitet. Ergebnisse sind Vorstudien-Werte ohne Gewähr des JRC.
Rechenverfahren: pvlib PVWatts / Hay-Davies / Faiman (pvlib, Open Source, BSD-3-Lizenz). Vergütungssätze: Bundesnetzagentur, anzulegende Werte für Solaranlagen auf Gebäuden, leistungsanteilig gemittelt nach § 48 Abs. 2 EEG (siehe Kennzahl Einspeiseerlös). Investition: eigene Größenstaffel, abgeleitet aus Anbieter-Richtpreisen und Fachbeiträgen, Stand 08/2026 (siehe Annahmen) – keine unabhängige Marktstudie.
Dieses Dokument ist eine Beispielrechnung ohne Auftraggeber. Adresse und Gebäudekennung sind weggelassen; die Rechenwerte stammen unverändert aus dem Rechenlauf. Betriebsweise, Jahresstromverbrauch und Arbeitspreis sind Standardannahmen.