Verlustkette und Performance Ratio: wohin der PV-Ertrag zwischen Dach und Zaehler verschwindet

Im Angebot steht eine Zahl: 9.800 Kilowattstunden im Jahr, manchmal auch 1.050 Kilowattstunden je Kilowatt peak. Sie wirkt wie eine Messung. Sie ist eine Rechnung — und zwar eine, in der zwischen dem Licht auf dem Dach und der Kilowattstunde im Zähler rund ein Achtel bis ein Fünftel des Ertrags verschwindet.

Dieser Ratgeber nimmt die Verlustkette auseinander. Jeder Posten steht mit Prozentwert und Quelle da, die Reihenfolge folgt der Rechnung, die ein Gutachter tatsächlich aufstellt. Am Ende weißt du, welche Zahl im Angebot dir sagt, ob gerechnet oder geraten wurde.

Warum aus 10 Kilowatt peak keine 10.000 Kilowattstunden werden

Die Nennleistung auf dem Modul gilt für einen Laborzustand: 1.000 Watt je Quadratmeter, 25 Grad Zelltemperatur, ein festgelegtes Lichtspektrum. Dieser Zustand tritt auf einem deutschen Dach praktisch nie ein. An einem klaren Julitag ist die Einstrahlung hoch genug, aber das Modul ist dann 45 Grad warm statt 25. Im Dezember stimmt die Temperatur, dafür fehlt das Licht.

Die Differenz zwischen Laborzustand und Dach ist kein Mangel, sondern Physik. Sie ist auch nicht unbekannt: Jeder einzelne Posten ist gemessen, benannt und in Ertragsgutachten seit Jahren mit festen Spannen hinterlegt. Nur im Angebot für das Einfamilienhaus taucht meist nur das Endergebnis auf.

Die Performance Ratio: eine Zahl, die alle Verluste zusammenfasst

Die Performance Ratio, kurz PR, setzt den tatsächlichen Ertrag ins Verhältnis zu dem Ertrag, den die Module unter Laborbedingungen bei derselben Einstrahlung liefern würden. Eine PR von 87 Prozent heißt: 13 Prozent der einstrahlungsbedingt möglichen Energie bleiben unterwegs liegen.

Definiert ist die Kennzahl in der Norm IEC 61724. Das Performance Modeling Collaborative der Sandia National Laboratories weist darauf hin, dass die Norm die Bezugsleistung selbst nicht festlegt; üblich und dort gesetzt ist die Gleichstrom-Nennleistung unter Standardtestbedingungen. Das klingt nach Detail, entscheidet aber darüber, ob zwei PR-Angaben überhaupt vergleichbar sind.

Die vollständige Verlustkette einer Ertragsprognose

Der Bericht T13-18:2020 des Photovoltaik-Programms der Internationalen Energieagentur enthält eine Tabelle, die genau diese Kette Schritt für Schritt zeigt. Sie stammt vom Fraunhofer ISE und gehört zum Besten, was zu diesem Thema frei zugänglich ist: Jeder Schritt mit Verlust in Prozent und mit der Unsicherheit, die der Gutachter selbst darauf ansetzt.

Die Kette beginnt bei 100 Prozent, nachdem die Horizontverschattung abgezogen ist, und endet bei 86,6 Prozent. Aus 1.248 Kilowattstunden je Quadratmeter auf der Horizontalen werden in dieser Rechnung 1.252 Kilowattstunden je Kilowatt peak im Zähler. Die Gesamtunsicherheit gibt der Gutachter mit 6,5 Prozent an.

Was von dieser Verlustkette am Einfamilienhaus überhaupt vorkommt

Die Tabelle beschreibt eine Anlage mit eigenem Transformator, also einen Solarpark. Am Einfamilienhaus fallen die letzten Schritte weg: Es gibt keinen Mittelspannungstransformator und keine Mittelspannungsleitung. Ebenso fällt die Reihenverschattung weg, wenn die Module in einer Ebene auf dem Schrägdach liegen und sich nicht gegenseitig beschatten.

Rechnet man dieselbe Kette ohne diese Schritte, endet sie bei 87,5 Prozent statt 86,6 Prozent — das ist eine eigene Ableitung aus der Tabelle, keine Angabe des Berichts. Dafür kommt am Hausdach etwas hinzu, das im Solarpark keine Rolle spielt: Dachgauben, Schornsteine und Nachbarbäume. Die Objektverschattung steht in der Tabelle mit 0,0 Prozent und einer Unsicherheit von 3,0 Prozent — der einzige Posten, dessen Unsicherheit größer ist als jeder Verlust in der ganzen Liste.

Temperatur: 18 Grad Unterschied, 5,4 Prozent weniger Leistung

Der Temperaturkoeffizient steht auf jedem Datenblatt. Im Datenblatt der Serie Q.TRON M-G2+ von Qcells sind es −0,30 Prozent je Kelvin für die Leistung im Arbeitspunkt. Dasselbe Blatt nennt die normale Betriebstemperatur des Moduls mit 43 Grad Celsius, gemessen nach Norm und mit einer Toleranz von 3 Grad.

Daraus folgt eine Rechnung, die du selbst nachvollziehen kannst: 43 minus 25 sind 18 Grad über dem Laborzustand, mal 0,30 Prozent ergibt 5,4 Prozent weniger Leistung im normalen Betrieb. An einem heißen Julitag mit 60 Grad Modultemperatur sind es 10,5 Prozent. Diese Rechnung ist eigene Arbeit, die beiden Eingangswerte stehen im Datenblatt.

Interessant ist die Richtung: Im Norden ist der Temperaturverlust am kleinsten, der Ertrag trotzdem am niedrigsten. Kühle Luft rettet keine Kilowattstunde, die als Licht nie ankam. Wer mit dem Argument „bei uns ist es kühler, das gleicht sich aus" beworben wird, bekommt eine Spanne von 1,6 Prozentpunkten als Ausgleich für 1.492 Kilowattstunden Unterschied im Jahr.

Das Spektrum ist ein Gewinn, kein Verlust

In der Gutachtertabelle steht für spektrale Verluste ein Minus von 1,0 Prozent. In unserer eigenen PVGIS-Messreihe steht an derselben Stelle ein Plus: 1,77 Prozent in Kiel, 1,67 Prozent in Frankfurt, 1,47 Prozent in München. Das ist kein Widerspruch, sondern eine Frage der Modultechnik und des Bezugsspektrums — das deutsche Licht ist im Jahresmittel blaustichiger als das Normspektrum, und moderne Siliziummodule arbeiten damit besser als im Labor.

Praktisch heißt das: Ein Posten der Kette, den fast jede Aufstellung als Verlust führt, ist in Mitteleuropa in vielen Fällen ein kleiner Zugewinn. Wer die Kette selbst nachrechnet, sollte ihn nicht zweimal abziehen.

Mismatch und Leitung: die zwei Verluste, die der Installateur bestimmt

Mismatch entsteht, weil in einem Strang alle Module denselben Strom führen müssen. Das schwächste Modul gibt den Takt vor — durch Fertigungstoleranz, durch ungleiche Verschmutzung oder durch Teilverschattung. Die Gutachtertabelle setzt dafür 0,8 Prozent an. Dein Datenblatt nennt die Fertigungstoleranz übrigens direkt: bei der zitierten Serie ± 3 Prozent auf die Nennleistung.

In der Praxis entscheidet darüber der Querschnitt, nicht das Modul: Die Gleichstromleitung vom Dach zum Wechselrichter kostet in der Gutachterrechnung weitere 0,8 Prozent, die Wechselstromleitung im Haus 0,4 Prozent. Beides ist eine Frage des Querschnitts und der Länge, also eine reine Planungsentscheidung. Ein Wechselrichter im kühlen Keller am langen Kabel und einer direkt unter dem Dach am kurzen Kabel tauschen nur, welchen Verlust man bezahlt.

Die 14 Prozent, die in fast jeder Ertragsprognose stecken

Der Rechner PVGIS der Gemeinsamen Forschungsstelle der EU-Kommission ist das Werkzeug hinter sehr vielen deutschen Angeboten. Er hat ein Eingabefeld „Systemverluste" mit einer Voreinstellung: 14 Prozent. Das Handbuch sagt offen, was darin steckt — Kabel, Wechselrichter, Schmutz, Schnee und die Alterung über die Jahre — und erlaubt ausdrücklich, den Wert zu senken, etwa bei einem besonders guten Wechselrichter.

Genau das ist der Hebel, den niemand sieht. Wir haben dieselbe Anlage in Frankfurt viermal gerechnet und nur diesen einen Wert verändert:

Von 14 auf 8 Prozent sind es 754 Kilowattstunden mehr im Jahr, also 7,0 Prozent auf derselben Anlage am selben Ort — allein durch eine Zahl im Eingabefeld. Bei 30 Cent je Kilowattstunde sind das rund 226 Euro jährlich, die in keiner Rechnung auftauchen, sondern in einer Annahme. Die Umrechnung ist eigene Arbeit; die vier Erträge stammen direkt aus dem Rechner.

Sieben Gutachter, eine Anlage, 311 Kilowattstunden Unterschied

Wie viel Spielraum in diesen Annahmen steckt, hat das Photovoltaik-Programm der Internationalen Energieagentur gemessen. Sieben unabhängige Fachleute bekamen für denselben Standort in Bozen dieselben Eingangsdaten und sollten den Jahresertrag prognostizieren.

Das Ergebnis: Die Prognosen lagen zwischen 1.095 und 1.406 Kilowattstunden je Kilowatt peak. Der höchste Wert ist das 1,28-fache des niedrigsten. Der Mittelwert lag bei 1.278, die Standardabweichung bei 9,7 Prozent. Gemessen wurden über zehn Betriebsjahre dann 1.275 Kilowattstunden je Kilowatt peak — der Mittelwert traf, die Einzelgutachten streuten.

Der Bericht benennt die Gründe: Wahl der Einstrahlungsdatenbank, angenommene Degradation, angesetzte Verschmutzung und Verschattung. Es sind also genau die Posten der Kette, die am schwersten zu belegen sind. Beim zweiten Standort, Alice Springs in Australien, war die Streuung mit 3,9 Prozent deutlich kleiner — dort ist das Wetter berechenbarer.

Degradation: aus 80 Prozent Performance Ratio werden 73,6

Die bisherige Kette beschreibt das erste Betriebsjahr. Module altern aber. Das Fraunhofer ISE rechnet in seinem Photovoltaics Report mit einer Performance Ratio von 80 Prozent zu Beginn, einer mittleren Degradation von 0,70 Prozent je Jahr und einer Lebensdauer von 25 Jahren. Über die gesamte Laufzeit gemittelt bleiben davon 73,6 Prozent.

Der Hersteller verspricht im Datenblatt weniger Alterung als das Forschungsinstitut unterstellt: höchstens 0,33 Prozent je Jahr nach dem ersten Jahr und mindestens 90,58 Prozent der Nennleistung nach 25 Jahren. Beide Zahlen sind belegt und beide sind richtig — die eine ist eine Garantieuntergrenze für ein Modul, die andere ein Mittelwert über ganze Anlagen einschließlich Wechselrichtertausch und Ausfallzeiten.

Was im Angebot stehen muss, damit die Zahl prüfbar ist

Ein typischer Fehler beim Angebotsvergleich: Man stellt die absoluten Jahreserträge nebeneinander. Die sagen nichts, solange die Anlagengrößen abweichen. Verglichen wird der spezifische Ertrag, und daneben gehört die Annahme, aus der er entstanden ist.

So rechnest du die Verlustkette deiner eigenen Anlage nach

Mit einer laufenden Anlage brauchst du keine Prognose, sondern eine Division. Der Jahresertrag geteilt durch die installierte Leistung ergibt den spezifischen Ertrag. Dieser geteilt durch die Einstrahlung in Modulebene ergibt die Performance Ratio.

Die Einstrahlung in Modulebene liefert derselbe EU-Rechner für deine Adresse und deine Dachneigung. Der Jahresertrag steht im Wechselrichter oder in der App. Liegt dein Wert deutlich unter 80 Prozent, lohnt der Blick auf die Kette: Verschmutzung, ein ausgefallener Strang oder ein Wechselrichter, der zu klein ausgelegt ist. Der Ratgeber PV-Monitoring und Ertragsüberwachung zeigt, welche Auswertungen dabei helfen.

Für die Frage, wie viel davon auf den Wechselrichter entfällt, führt der Weg über den europäischen Wirkungsgrad statt über den Spitzenwirkungsgrad — nachzulesen im Ratgeber Wechselrichter-Datenblatt und Wirkungsgrad. Für die Verluste hinter dem Zähler, also im Speicherpfad, gilt eine eigene Kette: PV-Speicher Wirkungsgrad und Verluste.

Was dieser Ratgeber nicht belegen kann

Für Verschmutzungsverluste auf deutschen Schrägdächern gibt es keine frei zugängliche Messreihe. Die Sandia National Laboratories beschreiben den Mechanismus und weisen darauf hin, dass sich schon Teilfelder derselben Anlage stark unterscheiden können — eine belastbare Prozentzahl für Mitteleuropa nennen sie nicht. Die 0,5 Prozent aus der Gutachtertabelle sind eine Annahme, keine Messung.

Der Nachteil jeder solchen Kette bleibt außerdem, dass sie eine Modellrechnung ist: Sie multipliziert Annahmen, und jede einzelne trägt ihre eigene Unsicherheit. Vorsicht bei Angeboten, die daraus eine Zahl mit Nachkommastelle machen — die Gutachtertabelle selbst gibt für das Endergebnis 6,5 Prozent Unsicherheit an.

Ebenso wenig lässt sich sagen, wie viele deutsche Angebote überhaupt eine Verlustannahme ausweisen. Eine Erhebung dazu existiert nicht, und wir leiten deshalb keine Quote daraus ab. Die Norm IEC 61724, in der die Performance Ratio definiert ist, ist kostenpflichtig; zitiert ist hier die Definition, wie sie das Performance Modeling Collaborative öffentlich wiedergibt, nicht der Normtext selbst.

Häufige Fragen zur Verlustkette und zur Performance Ratio

Was ist eine gute Performance Ratio für ein Einfamilienhaus? +

Die Gutachterkette endet bei 86,6 Prozent für eine Anlage mit Transformator; ohne die parkspezifischen Schritte sind es nach eigener Ableitung 87,5 Prozent. Das Fraunhofer ISE rechnet über ganze Anlagenbestände mit 80 Prozent im ersten Jahr. Ein gemessener Wert zwischen 80 und 88 Prozent ist normal, unter 75 Prozent lohnt die Fehlersuche.

Warum liefert meine Anlage weniger als im Angebot versprochen? +

In der Regel wegen der Annahmen, nicht wegen eines Defekts. Ein niedrig angesetzter Systemverlust, ein Wetterjahr unter dem Mittel und eine nicht berücksichtigte Verschattung ergeben zusammen leicht 10 Prozent. Erst wenn die Abweichung über mehrere Jahre bleibt, spricht das für einen technischen Mangel.

Ist der Verlust durch Wärme im Sommer wirklich so groß? +

Bei 43 Grad Modultemperatur und einem Koeffizienten von −0,30 Prozent je Kelvin sind es 5,4 Prozent, bei 60 Grad 10,5 Prozent. Über das ganze Jahr gerechnet weist der EU-Rechner für deutsche Standorte 4,79 bis 6,38 Prozent aus, weil die heißen Stunden nur einen Teil des Jahres ausmachen.

Kann ich die 14 Prozent Systemverlust einfach senken? +

Rechnerisch ja, das Handbuch erlaubt es ausdrücklich. Nur braucht jede Senkung eine Begründung: ein gemessener Wechselrichterwirkungsgrad, kurze Leitungen, ein Standort ohne Schnee. Ohne Begründung verschiebt man nur die Enttäuschung um ein Jahr.

Was ist Mismatch und kann ich etwas dagegen tun? +

Mismatch ist der Verlust, der entsteht, weil alle Module eines Strangs denselben Strom führen. Gegen Fertigungstoleranzen hilft nichts, gegen ungleiche Verschattung helfen getrennte Strangführung oder Leistungsoptimierer. Die Gutachterkette setzt 0,8 Prozent an — der Einbau von Optimierern lohnt sich daher nur bei echter Teilverschattung.

Warum steht das Spektrum bei mir als Gewinn in der Rechnung? +

Weil das mitteleuropäische Jahresspektrum nicht dem Normspektrum entspricht. Unsere eigene Messreihe weist für Kiel, Frankfurt und München ein Plus von 1,47 bis 1,77 Prozent aus. Gutachtertabellen für andere Klimazonen führen denselben Posten als Verlust.

Welche Zahl sollte ich beim Angebotsvergleich aufschreiben? +

Den spezifischen Ertrag in Kilowattstunden je Kilowatt peak und den angesetzten Systemverlust in Prozent. Zwei Angebote mit 1.050 und 1.150 Kilowattstunden je Kilowatt peak am selben Ort unterscheiden sich nicht in der Technik, sondern in der Annahme.

Gilt die Ertragsangabe für das erste Jahr oder für die ganze Laufzeit? +

Das muss im Angebot stehen. Mit 0,70 Prozent Degradation je Jahr über 25 Jahre liegt der Mittelwert rund 8 Prozent unter dem Erstjahreswert. Für eine Wirtschaftlichkeitsrechnung ist der Mittelwert die richtige Zahl.

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Quellen

• IEA PVPS Task 13, Report T13-18:2020 — Uncertainties in Yield Assessments and PV LCOE (Tabelle 2 zur Verlustkette, Blindtest mit sieben Gutachtern; abgerufen am 11.09.2026)
• IEA PVPS Task 13 — Reliability and Performance of Photovoltaic Systems (Reporthome)
• PVGIS-Benutzerhandbuch der Gemeinsamen Forschungsstelle der EU-Kommission (Voreinstellung 14 Prozent Systemverluste; abgerufen am 11.09.2026)
• PVGIS-Schnittstelle v5_3, eigene Messreihe für Kiel, Frankfurt und München (abgerufen am 11.09.2026)
• Fraunhofer ISE, Photovoltaics Report (Performance Ratio 80 Prozent, Degradation 0,70 Prozent je Jahr; abgerufen am 11.09.2026)
• Sandia PVPMC — Performance Ratio nach IEC 61724 (abgerufen am 11.09.2026)
• Sandia PVPMC — Soiling Losses (abgerufen am 11.09.2026)
• Datenblatt Qcells Q.TRON M-G2+ (Rev02, 2024-02) (Temperaturkoeffizient −0,30 Prozent je Kelvin, Betriebstemperatur 43 Grad; abgerufen am 11.09.2026)