Erläuterungen
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PVGIS-Berechnungen (https://re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools/en/tools.html#PVP)
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Diese basieren auf den Anlage-Daten

- geographische Lage (Latitude, Longitude)
- Ausrichtung (Azimuth) und Neigung (Slope)
- Montageart (frei oder gebäude-integriert)
- maximale Nennleistung (Pmax, Wpeak)
- System-Verluste (typisch 14%)

und den strahlungstechnischen/meteorologischen PVGIS-Datenbanken 'PVGIS-CMSAF' (Vorgänger) und 'PVGIS-SARAH' (Nachfolger)

Wird einer dieser Werte geändert, sollte die Berechnung neu durchgeführt werden.
Die Angabe der Modulfläche sowie der mittl. Modul-Effizienz geht nicht direkt in die Berechnung ein, sondern wird über die Angabe der maximalen Leistung abgebildet.

Werden Modulfläche und/oder mittl. Modul-Effizienz geändert, wird der PV-Ertrag/Monat basierend auf den Modul-Einstrahlungswerten und den PVGIS-berechneten Total-Verlusten (System-Verluste wie Kabel, Wechselrichter,u.a. und Anlage-Verlusten wie Ausrichtung, Neigung, Umgebungstemperatur, Reflexionen, u.a.) errechnet.
Diese Werte sind sichtbar in der Einstellung "Modul-Einstrahlungswerte anzeigen". 


Fläche, Modul-Effizienz und Nennleistung
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Diese Angaben des Herstellers für die Module gelten bei Standard-Testbedingungen STC (25° Modultemperatur, 1000W/m² Einstrahlung auf 1m² Modulfläche und AM1.5 mit Zenit-Winkel = 48.2°, siehe ASTM G-173[10][11] and IEC 60904). Zwei der drei Werte sollten durch den Hersteller angegeben werden.

maximale Nennleistung[kWp] = Modulfläche[m²] * Modul-Effizienz-Faktor[%] / 100  (Ppk = A * Meff/100)


Verluste
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Die gesamten Verluste bestehen aus zwei Teilen, den System-Verlusten und den Anlage-Verlusten.

Zu den System-Verlusten zählen z.B. Kabel-Verluste, Wechselrichter-Verluste, also Komponenten-Verluste. Die Differenz zwischen der von den PV-Elementen erzeugte Leistung und der Leistung, die bei den Verbrauchern oder zur Netz-Einspeisung zur Verfügung steht.

Zu den Anlage-Verlusten zählen Leistungsminderungen wegen nicht-optimaler Ausrichtung und Neigung, zusätzlicher Verschattung der Module, Verluste wegen Umgebungstemperatur und schwacher Einstrahlung, Gewinn/Verlust wegen Spektral-Effekten der verwendeten Modul-Technologie. Die Differenz zwischen maximaler geographischer Einstrahlung und tatsächlich in Modul-Ebene ankommender Einstrahlung.

Die gesamten Verluste werden nicht aufaddiert, sondern multipliziert. Beispiel: Bei Neiguns/Ausrichtungs-Verlusten von 3.7% und Temperatur- und Strahlungsverlusten von 7.2%, werden zuerst 3.7% an der Oberfläche wegreflektiert, danach gehen 7.2% der restlichen Energie verloren wegen Temperatur- und Strahlungsverlusten. keine Gewinn/Verlust wegen Spektral-Effekten. Schliesslich gehen noch 14% der übriggebliebenen Energie durch System-Verluste verloren.

Die gesamten Verluste errechnen sich (multiplikativ) also zu 100*(1-(1-0.037)*(1-0.072)*(1-0.14)) = 23.1%.

Berechnung des Ertrages
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Rechnungs-Beispiel für Monat Januar, mit Hm=31.22kWh/m², Em=24.7kWh/kWp, Nennleistung=3.2 kWp, Fläche=16.5 m², Modul-Effizienz-Faktor=0.194% (kWp/m²), Gesamtverlust = 100*(1-(1-0.0369)*(1+0.0143)*(1-0.0606)*(1-0.14)) 21.08%, daraus Netto-Ertrag = 78.92% (m²/kWp)

Berechnung mit den Em-Werten, der Nennleistung oder der Fläche und des Modul-Effizienz-Faktors. Die Em-Werte sind schon Netto-Werte d.h. alle Verluste schon abgezogen: 

E = 24.7 * 3.2 = 79.04,                         Einheiten: (kWh/kWp) * kWp = kWh 
oder 
E = 24.7 * 16.5 * 0.194 = 79.06,                Einheiten: (kWh/kWp) * m² * (kWp/m²)

Berechnung mit den Hm-Werten, der Fläche, des Modul-Effizienz-Faktors und den gesamten Verlusten (Anlage- und Systemverlusten):

E = 31.22 * 16.5 * 0.7892 * 0.194 = 78.87       Einheiten: kWh/m² * m² * (m²*kWp/m²/kWp)

Netto-Ertrag Em = Hm * 0.7892 => 24.7 ≈ 31.22 * 0.7892 = 24.638


Definition von Sonnenschein
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Wenn die Bestrahlungsstärke Eₑ, auch Strahlungsflussdichte genannt (veraltet: Strahlungsstromdichte, englisch: irradiance, radiant flux density), einen Wert von mindestens 120W/m² erreicht.


Sonnenaufgang, Sonnenuntergang, Sonnenstunden, Horizont-Schattenstunden
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Sonnenaufgang, Sonnenuntergang bezieht sich auf den astronomischer oder mathematischen Horizont d.h. der Landschafts-Horizont am Ort des Betrachters wird nicht berücksichtigt.
Die Sonnenstunden umfassen die Zeit, in der wenigstens der obere Rand der Sonnescheibe über diesem astronomischen Horizont steht.
Die Schattenstunden umfassen die Zeit, in der die Sonne eigentlich scheint (nach Sonnenaufgang, bevor Sonnenuntergang), aber am Ort des Betrachters durch den wahren Landschaftshorizont verdeckt wird.

Horizont-Profil
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Wenn der geografischen Ort sich in der Nähe von Hügeln oder Bergen befindet, kann es vorkommen, dass die Sonne hinter den Hügeln steht und die Sonnenstrahlung auf die vom Himmel oder den Wolken kommende Strahlung reduziert wird.
PVGIS verwendet Informationen über die Höhe des Geländes mit einer Auflösung von 3 Bogensekunden (ca. 90 m). Dies bedeutet, dass PVGIS für jeweils 90 m einen Wert für die Bodenhöhe hat.
Aus diesen Daten wird die Höhe des Horizonts um den geografischen Ort berechnet. Diese Daten werden dann verwendet, um die Zeiten zu berechnen, zu denen die Sonne von Hügeln oder Bergen beschattet wird.
In diesem Fall wird die Sonnenstrahlung nur anhand des diffusen Teils der Strahlung berechnet. Die in PVGIS durchgeführten Berechnungen können alle diese Informationen verwenden.

Wenn die Anlage speziellen Gegebenheiten bezüglich Verschattung ausgesetzt ist wie z.B. nahestehende Gebäude, hohe Bäume o.ä, kann das Horizont-Profil entsprechend angepasst werden.
Wird im Tagebogen-Bild ein Punkt angeklickt, wird das graue Horizont-Profil angepasst.
Ist "Horizont-Profil anpassen" angehakt, werden die angepassten Profildaten übernommen und zur Berechnung der Photovoltaik-Standortdaten an PVGIS gesendet.
Ist "Horizont-Profil anpassen" nicht angehakt, werden die angepassten Profildaten nicht übernommen nach der Neu-Berechnung wieder die PVGIS-Horizontdaten angezeigt.