Methodik: So rechnet dieser Rechner

Die Spotpreisreihe umfasst die letzten 12 vollständigen Kalendermonate und wird täglich aktualisiert. PVGIS liefert ein Typjahr aus den Jahren 2016–2020 – also einen mittleren Standortwert, kein reales Wetterjahr.

Sollten die Spotpreise einmal nicht abrufbar sein, arbeitet das System mit einer synthetischen Ersatzreihe weiter, um die Nutzbarkeit zu gewährleisten. Die Ergebnisseite weist die verwendete Quelle immer aus und kennzeichnet diesen Fall ausdrücklich als „Demo-Spotpreise (keine Live-Quelle)". Wenn Sie diesen Hinweis sehen, ist der §51-Anteil nicht belastbar – bitte führen Sie die Berechnung später noch einmal durch.

• Die Häufigkeit wird nach Monat und Tagesstunde aufgeschlüsselt, da negative Preise meist mittags auftreten – also genau dann, wenn eine Anlage am meisten einspeist. Ein reiner Jahresmittelwert würde diesen Effekt unterschätzen.
• §51a wird gegengerechnet – mit dem gesetzlichen Faktor 0,5. Die entfallenen Viertelstunden verlängern den Förderzeitraum, für Solaranlagen jedoch nur zur Hälfte (§51a Abs. 2: Anzahl × 0,5 ergibt ein Kontingent an Volllastviertelstunden). Dieses Kontingent hängt von der Zahl der Negativstunden und der Nennleistung ab, nicht von der tatsächlichen Einspeisemenge der Anlage. Vereinfachung: Während das Gesetz das Kontingent über eine monatliche Volllaststunden-Tabelle abzehrt, rechnet dieses Modell mit dem Jahresmittel.
• § 51 gilt nur für eingespeisten Strom. Ausführlich erklärt →

• Keine Verschattung. Bäume, Nachbargebäude, Gauben und der Horizont bleiben unberücksichtigt – dies ist bei realen Dächern oft der größte Einzelfaktor.
• Keine Modultemperatur, keine Wechselrichter-Kappung, keine Verschmutzung. Diese Effekte sind pauschal in den Systemverlusten (PVGIS-Standard 14 %) enthalten.
• Die Umstellung von Sommer- auf Winterzeit ist genähert, was die Zuordnung der Negativpreisstunden an den beiden Umstellungstagen um eine Stunde verschieben kann.
• Die §51a-Nachholung wird vereinfacht abgezehrt. Das Gesetz verbraucht das Kontingent an Volllastviertelstunden über eine monatliche Tabelle (im Sommer schneller als im Winter); dieses Modell rechnet mit dem Jahresmittel. Die Gesamtdauer der Verlängerung ist dadurch korrekt, ihr genauer Verlauf über die Monate hingegen nicht.

Geprüft werden unter anderem die Energiebilanz (alles, was erzeugt wird, muss verbraucht, gespeichert oder eingespeist werden), die Wirkung des Speichers, die § 51-Regeln für Neu- und Bestandsanlagen samt § 51a-Nachholung sowie die Reproduzierbarkeit der Ergebnisse. Der Investoren-Rechner wird zusätzlich gegen ein manuell nachgerechnetes Referenzprojekt geprüft – vom AfA-Schema und der Steuerwirkung bis hin zu DSCR, NPV und IRR.

Als Plausibilitätsanker dient die Faustregel der HTW Berlin (rund 1 kWp und 1 kWh Speicher je 1.000 kWh Jahresverbrauch ergeben eine Autarkie und eine Eigenverbrauchsquote von über 50 %). Das Modell reproduziert diese Werte. Ehrlichkeitshalber: Dies ist ein Plausibilitätstest gegen eine anerkannte Faustregel – kein Abgleich mit Messdaten realer Anlagen.

• Erzeugung: Sonnenstand aus Deklination und Stundenwinkel, Luftmasse nach Kasten-Young, Projektion auf die Modulebene aus Neigung und Ausrichtung. Ost-West-Flachdächer werden als zwei separate Felder (Ost und West, je 15°) berechnet. Die Form ergibt sich aus dieser Geometrie, die Jahresmenge stammt aus PVGIS oder Ihrer Eingabe.
• Wetter: Tag-zu-Tag-Variabilität über einen Bewölkungsfaktor je Tag, monatlich unterschiedliche Trübung. Der Zufallsgenerator nutzt einen festen Startwert – identische Eingaben führen stets zu exakt demselben Ergebnis. Die Spannweite ist so kalibriert, dass ein klarer Sommertag rund 55 % über dem Durchschnittstag liegt; die maximale Stundenerzeugung erreicht damit etwa 85 % der Nennleistung. Davon hängen alle leistungsbezogenen Parameter ab – insbesondere Einspeisegrenzen wie die geplante 50-%-Kappung.
• Verbrauch: H0-basiertes Haushaltsprofil mit Abendspitze, Unterscheidung zwischen Werktag und Wochenende sowie einer Erhöhung im Winter. Die Wärmepumpe wird über Heizgradtage (Basis 15 °C) abgebildet, das E-Auto mit einem einstellbaren Tagesladeanteil.
• Speicher: stündliches Laden und Entladen (Überschuss wird geladen, Defizit entladen), ein Round-Trip-Wirkungsgrad von 92 % sowie separat erfasste Lade- und Entladeverluste. Die Ladeleistung beträgt standardmäßig 1 C.

• Eigenheim-Rechner (Neuanlagen): Seit dem Solarspitzengesetz entfällt die Vergütung für Anlagen mit Inbetriebnahme ab dem 25.02.2025 ab der ersten negativen Viertelstunde – die frühere Karenzzeit wurde für Neuanlagen ersatzlos gestrichen. Entsprechend zählt hier jede einzelne negative Viertelstunde der Spotpreisreihe.

• Die Vergütung ist in Phasen unterteilt statt eines einheitlichen Satzes über 20 Jahre: 36 Monate Übergangszahlung (§ 21 Abs. 1 Nr. 1, § 25 Abs. 1a), dann für Anlagen unter 25 kW höchstens 48 Monate § 50c-Bonus und danach nur noch der Markterlös. Ob es die Übergangszahlung überhaupt gibt, hängt vom Inbetriebnahmejahr ab.
• Die Sätze sind belegt: anzulegender Wert von 6,2 ct (§ 48 Abs. 1) abzüglich 1,0 ct für die Netzbetreiberabnahme (§ 53 Abs. 1) = 5,20 ct; die Degression beträgt 1 % je Halbjahr ab dem 01.08.2027 (§ 49). Die Gegenprobe: Der Entwurf nennt für den ersten Degressionsschritt 5,14 ct – genau diesen Wert ermittelt auch der Modus.
• Die 50-%-Kappung (§ 9 Abs. 2b) begrenzt die Einspeiseleistung in der Stundensimulation. Sie greift nach der Batterieladung, da der Speicher physisch vor dem Einspeisepunkt liegt. Da im Stundenmittel gerechnet wird, ist die Abregelung tendenziell zu niedrig angesetzt, da die tatsächliche Momentanleistung über dem Stundenmittel liegt. Die Leistungsschwelle steht im Entwurf noch in eckigen Klammern und ist deshalb auf der Ergebnisseite anpassbar.
• Was Annahme bleibt: der Erlös nach dem Förderende. Der Entwurf macht dazu keine Angaben und gewährt ausdrücklich keinen Vertrauensschutz. Vorbelegt ist der gemessene Jahresmarktwert Solar der letzten zwölf Monate abzüglich des Vermarktungsentgelts – dieser Wert ist anpassbar, da es sich um eine Annahme und nicht um eine Rechtsfolge handelt.
• Keine Doppelzählung der Negativstunden: In den Jahren ohne EEG-Zahlungsanspruch greift § 51 nicht; dort wird die volle Einspeisung berücksichtigt. Der Jahresmarktwert enthält die negativen Stunden bereits als Abschlag.
• Bewusst weggelassen: die Nachholung nach § 51a. Diese verlängert den Zeitraum des Zahlungsanspruchs; wie sich dies jedoch zu einer auf 36 Monate befristeten Übergangszahlung verhält, regelt der Entwurf nicht. Dies ist die vorsichtigere von zwei vertretbaren Lesarten.

Ausgewiesen werden die Ersparnis, die Amortisationszeit, der interne Zinsfuß (IRR), der Kapitalwert (NPV) und die Stromgestehungskosten (LCOE). Die Einspeisevergütung folgt der gesetzlichen Staffelung nach Anlagengröße.

Steuern werden bewusst nicht berücksichtigt: Für Anlagen bis 30 kWp gilt beim Kauf der Nullsteuersatz, und die Einnahmen sind ertragsteuerlich regelmäßig unbeachtlich.

• Das Lastprofil ist synthetisch und entspricht keinem individuell gemessenen Profil Ihres Haushalts. Bei stark abweichenden Lebensgewohnheiten (Schichtarbeit, Homeoffice, Pool) weicht auch das tatsächliche Ergebnis ab.
• Kein konkretes Wetterjahr, sondern ein Typjahr. Ein einzelnes reales Jahr kann daher deutlich besser oder schlechter ausfallen.
• Ohne Postleitzahl beeinflussen Neigung und Ausrichtung nur den Tagesverlauf, nicht jedoch die Jahresmenge. Erst durch die Eingabe der PLZ wird der standortgenaue Ertrag aus der PVGIS-Datenbank abgerufen – geben Sie daher die PLZ an, wenn die Ausrichtung berücksichtigt werden soll.
• Keine Berücksichtigung der Batteriealterung und keine Begrenzung der Entladetiefe im Eigenheim-Modell. Einen eventuellen Speichertausch können Sie jedoch als Ersatzinvestition selbst ansetzen.
• Keine Netzentgelte, keine §14a-Steuerung, keine dynamischen Tarife.
• Die Kostenschätzung basiert auf einer groben Marktkurve (Sockelbetrag plus Betrag je kWp bzw. je kWh Speicher). Falls Ihnen bereits ein konkretes Angebot vorliegt, tragen Sie bitte den tatsächlichen Preis ein – dies ist der wichtigste Hebel für ein präzises Ergebnis.

• Investoren-Rechner (auch Bestandsanlagen): Hier wird zunächst geprüft, ob § 51 auf die Anlage überhaupt anwendbar ist – jede Gesetzesfassung nimmt kleinere Anlagen aus (unter 400 kW bei einer Inbetriebnahme von 2023 bis zum 24.02.2025, unter 500 kW von 2016 bis 2022, vor 2016 gilt § 51 gar nicht). Liegt die Anlage darunter, wird nichts genullt. Andernfalls entfällt die Vergütung, sobald ein zusammenhängender Zeitraum negativer Preise die jeweilige Karenzzeit erreicht: 6 h (2016–2020), 4 h (2021/2022) oder – für die Jahrgänge von 2023 bis zum 24.02.2025 – pauschal 3 h über den gesamten Förderzeitraum.

Ein Eigenverbrauchsvorteil ist nicht enthalten, da eine Volleinspeisung unterstellt wird. Ausgewiesen werden der interne Zinsfuß (IRR), der Kapitalwert (NPV) und die Stromgestehungskosten (LCOE).

• Schuldendienstdeckung (DSCR): Als Mittelzufluss gilt Erlöse abzüglich Betriebskosten und Zuführung zur Instandhaltungsrücklage (ohne Rücklage: abzüglich der im jeweiligen Jahr fälligen Ersatzinvestition); die Zinsen werden nicht vorab abgezogen, da sie Teil des Kapitaldienstes im Nenner sind. Ausgewiesen werden die DSCR vor und nach Steuern sowie ein P90-Downside. Als Schwelle gilt 1,20 – der Mindestwert, den Banken üblicherweise voraussetzen.
• Steuern (optional): Investitionsabzugsbetrag nach §7g (max. 50 % und gedeckelt auf 200.000 € je Betrieb), Sonderabschreibung nach §7g Abs. 5 bis zu 40 % der AfA-Basis, lineare AfA, gefolgt von der Restwertabschreibung nach §7a Abs. 9. Der IAB-Vorteil wird mit einem individuellen Steuersatz im Bildungsjahr berechnet (typischerweise dem Abfindungsjahr). Vereinfachung: Verluste gelten als sofort verrechenbar, beispielsweise mit anderen Einkunftsarten. Ohne diese Verrechnungsmöglichkeit fällt das tatsächliche Ergebnis ungünstiger aus als hier berechnet.
• Instandhaltungsrücklage: Speicher und Wechselrichter halten die Betriebsdauer nicht durch. Statt die Ersatzinvestition im Fälligkeitsjahr voll wirksam werden zu lassen, wird sie in der Berechnung über die Jahre davor angespart.
  Aufbau: Für jede Ersatzinvestition wächst der Zielbestand linear als Rampe vom ersten Jahr bis zum Jahr vor der Fälligkeit an; überlappende Ereignisse werden addiert. Die Jahresrate ist deshalb nicht konstant – sie fällt, sobald ein Ersatz bezahlt ist. Übersteigt der Bestand sein Ziel, fließt die Differenz zurück (negative Zuführung). Am Ende bleibt kein Restbestand.
  Verzinsung: voreingestellt 2 %/Jahr. Es gilt Zuführungen + Zinsertrag = Ersatzinvestitionen – eine bloße Addition der Zuführungen greift daher zu kurz.
  Wirkung: Die Zuführung mindert den Cashflow und die Schuldendienstdeckung im Jahr der Rücklagenbildung; die spätere Ersatzinvestition belastet diese Kennzahlen dann nicht mehr. Unverändert bleiben Totalgewinn und Stromgestehungskosten. Der Gesamtgewinn steigt um den Zinsertrag. Kapitalwert und Rendite sinken, während sich die Amortisationszeit verlängert, da Auszahlungen vorgezogen und somit stärker abgezinst werden – dies kann die Investitionsampel kippen. Voreingestellt aktiv, abschaltbar.
  Steuerlich wirkt sie nicht. Abzugsfähig ist erst der Aufwand des Ersatzjahres; die Rücklage ist eine Aussage über den Zahlungsstrom, nicht über die Steuerbilanz.
  Wozu: Fällt eine größere Ersatzinvestition in ein Kreditjahr, drückt sie ohne Rücklage die Schuldendienstdeckung unter null – selbst bei Anlagen, deren laufender Betrieb den Kapitaldienst ansonsten mehrfach deckt. Das ist ein Liquiditäts-, kein Ertragsproblem. Liegt der Ersatzzeitpunkt nach dem Kreditende, belastet die Zuführung die Kreditjahre ohne eine dortige Entlastung – in diesem Fall verschlechtert die Rücklage den ausgewiesenen Deckungsgrad.
• Batteriespeicher – zwei Varianten. Der Unterschied liegt im Ladeweg; dieser entscheidet über die Erlösquelle, die wirksamen Eingaben und die Rechtslage.
• A) Grünstromspeicher (Vorbelegung) – lädt ausschließlich aus eigener Erzeugung.
  Erlös: Day-Ahead-Arbitrage aus unserer eigenen Fahrplanrechnung, kausal gerechnet (es wird nur entladen, was vorher geladen wurde) und mit den Preisen des jeweiligen Tages als oberem Grenzwert, da diese am Day-Ahead-Markt vor Abgabe des Fahrplans bekannt sind. Davon werden 80 % für PV-Prognose, Ausgleichsenergie und Verfügbarkeit angesetzt. Der Intraday-Handel fließt als Aufschlag ein (Vorschlag 12 %, gemessen 24,65 %), positive Regelleistung (aFRR) wird seit September 2026 als eigener Erlösblock erfasst. Eine Netzladung ist nicht modelliert.
  Wirksame Eingaben: alle fünf – Kapazität, Lade-/Entladeleistung, Entladetiefe, Zyklen pro Tag und Round-Trip-Wirkungsgrad.
  Grenzen der Fahrweise: Die nutzbare Kapazität entspricht der installierten Kapazität × maximaler Entladetiefe (Vorgabe 90 %). Der Tagesdurchsatz ist ≤ der nutzbaren Kapazität × Zyklen pro Tag (Vorgabe 2). Der Füllstand überschreitet nie das nutzbare Fenster. Ohne eingetragene Leistung gilt 1 C (Leistung = Kapazität).
  Rechtlich: Es gibt keine gesonderte Voraussetzung, da der Speicher ausschließlich Strom aus der eigenen Anlage aufnimmt.
• B) Graustromspeicher (in Erprobung) – lädt ausschließlich aus dem Netz.
  Erlös: Dieser basiert auf einem veröffentlichten Marktindex statt auf unserer Fahrplanrechnung. Er wird um die genutzte Kapazität korrigiert, wobei 80 % angesetzt werden. Dieser Faktor misst etwas anderes als die 80 % oben: Er beschreibt den Abstand zwischen einem Index und einer einzelnen Anlage, nicht die Umsetzung unseres eigenen Fahrplans. Ab 1 MW enthält der Index auch Regelleistung, darunter bildet er nur den Handel ab. Ausgewiesen wird ein Markterlös vor Bezugskosten.
  Auf den Erlös wirken sechs Eingaben: Lade-/Entladeleistung, installierte Kapazität, maximale Entladetiefe, der Realisierungsfaktor, das Häkchen Regelleistung über Pool und der Anteil des Vermarkters am Speichererlös – Letzterer wird vom Erlös abgezogen, da ein Speicher den Markt nicht von selbst erreicht. Der Round-Trip-Wirkungsgrad wirkt hier nicht und ist im Formular deaktiviert: Der Index berechnet den Verkaufspreis abzüglich des Einkaufspreises, sodass der Umlaufverlust bereits im Wert enthalten ist.
  Die Zyklenzahl wirkt auf die Kosten, nicht auf den Erlös: Der Index berücksichtigt unsere Fahrweise nicht, doch aus der Zyklenzahl ergeben sich die Lebensdauer der Batterie und der Zeitpunkt der Ersatzinvestition. Das Feld bleibt deshalb bedienbar.
  Rechtlich: Diese Option ist an eigene Voraussetzungen geknüpft, die im folgenden Punkt aufgeführt sind.
• Was der Graustromspeicher voraussetzt.

  Gerechnet ist ein Speicher, der rechtlich eigenständig geführt wird – eigener Zählpunkt, eigener Eintrag im Marktstammdatenregister, eigener Bilanzkreis –, sich den Netzanschluss mit der PV-Anlage aber teilt. Einen eigenen Netzverknüpfungspunkt verlangt keine Norm; ob Ihr Netzbetreiber ihn technisch fordert, steht in seinen Anschlussbedingungen.

  Der Speicher macht den EEG-Anspruch nach § 19 Abs. 3 EEG nie geltend. Nur deshalb darf er unbegrenzt aus dem Netz laden. Was das kostet, steht in dieser Rechnung: Der ausgespeicherte Strom erhält keine EEG-Vergütung, und der Speicher rettet keine einzige negative Viertelstunde der Anlage. Liefe geförderter PV-Strom doch durch die Batterie, entfiele der Anspruch für die gesamte Speichererzeugung des Kalenderjahres.

  Die Marktprämie der PV-Anlage hängt an einer zweiten Frage – und die ist offen. Sie setzt nach unserer Prüfung voraus, dass der PV-Strom in einem Bilanzkreis geführt wird, in dem ausschließlich Strom aus erneuerbaren Energien bilanziert wird (§ 20 Satz 1 Nr. 3 EEG). Ein Speicher, der aus dem Netz lädt, bewegt Graustrom. Ungeklärt ist zweierlei: ob eine bilanzielle Trennung rechtlich genügt – und ob sie sich an einer gemeinsamen Einspeisestelle in den Marktprozessen überhaupt abbilden lässt. Die Regelung, die für diesen Fall einen gesonderten Bilanzkreis vorsieht (§ 20 Satz 2 EEG), ist nach unserer Prüfung nicht nutzbar, solange die Festlegung der Bundesnetzagentur nach § 85d EEG nicht wirksam geworden ist.

  In der hier gerechneten Konfiguration sind Anlage und Speicher getrennt bilanziert. Unter dieser Voraussetzung fließt die Marktprämie der PV-Anlage weiter – sie steht in dieser Rechnung als eigene Erlöszeile. Die Rechnung unterstellt damit, dass die Trennung besteht und wirkt. Trägt sie nicht, ist nicht ein einzelner Monat betroffen: Der hier gerechnete Speicher lädt an jedem Tag des Jahres aus dem Netz – die Marktprämie entfiele dann dauerhaft.

  Nicht enthalten sind die laufenden Kosten dieser Konstruktion: zweiter Messstellenbetrieb, Bilanzkreisführung und Handel.

  Klären Sie beides vor einer Investition mit Ihrem Netzbetreiber, Ihrem Direktvermarkter und rechtlicher Beratung. Dieser Hinweis ist keine Rechtsberatung.

• Verschleiß (beide Varianten): Ein Vollzyklus entspricht einem vollständigen Durchlauf des nutzbaren Fensters – so geben Datenblätter üblicherweise ihre Zyklenzahl an. Die tatsächlich gefahrenen Zyklen bestimmen den Zeitpunkt der Ersatzinvestition. Weist Ihr Datenblatt die nutzbare Energie bereits aus, tragen Sie 100 % Entladetiefe ein.
• Monte-Carlo: Die Simulation nutzt 1.000 Läufe mit Normalverteilungen um Ihre Eingaben: Erlös ±12 %, Anschaffung ±8 %, Kreditzins ±1,0 Prozentpunkte, Preispfad ±1,0 Prozentpunkte pro Jahr. Ausgegeben werden die Werte P10/P50/P90 für Kapitalwert und Rendite sowie die Wahrscheinlichkeit, die gewünschte Zielrendite zu erreichen. Der Startwert ist fest und die Ergebnisse somit reproduzierbar.
• Szenarien und Sensitivität arbeiten mit pauschalen Bandbreiten (Erlös ±15 %, Anschaffung ±15 %, Zins ±1,5 Pp, Preispfad ±1,0 Pp). Diese Spannen sind fest vorgegeben und nicht statistisch hergeleitet.

Grenzen dieser Rechnung: Die Monte-Carlo-Größen werden unabhängig voneinander gezogen – reale Korrelationen (etwa zwischen Zins und Strompreis) bleiben unberücksichtigt. Nicht variiert werden Degradation, Betriebskosten, Inflation, Laufzeit, Steuersatz und der §51-Anteil. Die Simulation streut somit lediglich die Kennzahlen, sie prognostiziert jedoch keine Marktentwicklung. Die Stromgestehungskosten (LCOE) verstehen sich als Vorsteuer-Größe ohne Finanzierung. Der Restwert der Ersatzinvestitionen mindert diese: Was ein im Jahr 16 gekaufter Wechselrichter am Ende des Betrachtungszeitraums noch wert ist, wurde nicht durch den Strom dieser Anlage bezahlt.