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.

Wenn die Spotpreise einmal nicht abrufbar sind, rechnet der Rechner mit einer synthetischen Ersatzreihe weiter, damit er nutzbar bleibt. Die Ergebnisseite weist die verwendete Quelle immer aus und kennzeichnet diesen Fall ausdrücklich als „Demo-Spotpreise (keine Live-Quelle)". Sehen Sie diesen Hinweis, ist der §51-Anteil nicht belastbar – rechnen Sie später noch einmal.

• Die Häufigkeit wird nach Monat und Tagesstunde aufgeschlüsselt, weil Negativpreise fast immer mittags auftreten – also genau dann, wenn ein Dach am meisten einspeist. Ein reiner Jahresmittelwert würde den Effekt unterschätzen.
• §51a wird gegengerechnet – mit dem gesetzlichen Faktor 0,5. Die entfallenen Viertelstunden verlängern den Förderzeitraum, für Solaranlagen aber nur zur Hälfte (§51a Abs. 2: Anzahl × 0,5 ergibt ein Kontingent an Volllastviertelstunden). Das Kontingent hängt an der Zahl der Negativstunden und der Nennleistung, nicht daran, wie viel die Anlage einspeist. Vereinfachung: Das Gesetz zehrt das Kontingent über eine monatliche Volllaststunden-Tabelle ab; wir rechnen mit dem Jahresmittel.
• §51 gilt nur für eingespeisten Strom. Ausführlich erklärt →

• Keine Verschattung. Bäume, Nachbargebäude, Gauben und Horizont bleiben unberücksichtigt – das ist bei realen Dächern oft der größte Einzelfaktor.
• Keine Modultemperatur, keine Wechselrichter-Kappung, keine Verschmutzung. Diese Effekte stecken pauschal in den Systemverlusten (PVGIS-Standard 14 %).
• Die Umstellung Sommer-/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); wir rechnen mit dem Jahresmittel. Die Länge der Verlängerung stimmt dadurch, ihr genauer Verlauf über die Monate 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 und die Reproduzierbarkeit der Ergebnisse. Der Investoren-Rechner wird zusätzlich gegen ein von Hand nachgerechnetes Referenzprojekt geprüft – von AfA-Schema und Steuerwirkung bis 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 Autarkie und Eigenverbrauchsquote über 50 %). Das Modell reproduziert sie. Ehrlichkeitshalber: Das ist ein Plausibilitätstest gegen eine anerkannte Faustregel – kein Abgleich gegen 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 Felder (Ost + West, je 15°) gerechnet. Die Form kommt aus dieser Geometrie, die Jahresmenge aus PVGIS bzw. Ihrer Eingabe.
• Wetter: Tag-zu-Tag-Variabilität über einen Bewölkungsfaktor je Tag, monatlich unterschiedliche Trübung. Der Zufallsgenerator hat einen festen Startwert – gleiche Eingaben ergeben immer exakt dasselbe Ergebnis. Die Spannweite ist so kalibriert, dass ein klarer Sommertag rund 55 % über dem Durchschnittstag liegt; die höchste Stundenerzeugung erreicht damit etwa 85 % der Nennleistung. Daran hängt alles Leistungsbezogene – insbesondere Einspeisegrenzen wie die geplante 50-%-Kappung.
• Verbrauch: H0-artiges Haushaltsprofil mit Abendspitze, Werktag/Wochenende und Wintererhöhung. Wärmepumpe über Heizgradtage (Basis 15 °C), E-Auto mit einstellbarem Tagesladeanteil.
• Speicher: stündliches Laden und Entladen (Überschuss rein, Defizit raus), Round-Trip-Wirkungsgrad 92 %, Lade-/Entladeverluste getrennt gebucht. Ladeleistung standardmäßig 1 C.

• Eigenheim-Rechner (Neuanlagen): Seit dem Solarspitzengesetz entfällt die Vergütung für Anlagen ab Inbetriebnahme 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 zerfällt in Phasen statt eines 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, danach nur noch der Markterlös. Ob es die Übergangszahlung überhaupt gibt, hängt am Inbetriebnahmejahr.
• Die Sätze sind belegt: anzulegender Wert 6,2 ct (§ 48 Abs. 1) abzüglich 1,0 ct Netzbetreiberabnahme (§ 53 Abs. 1) = 5,20 ct; Degression 1 % je Halbjahr ab 01.08.2027 (§ 49). Die Probe: Der Entwurf nennt für den ersten Degressionsschritt 5,14 ct – genau das rechnet der Modus.
• Die 50-%-Kappung (§ 9 Abs. 2b) begrenzt die Einspeiseleistung in der Stundensimulation. Sie greift nach der Batterieladung, weil der Speicher physisch vor dem Einspeisepunkt sitzt. Weil im Stundenmittel gerechnet wird, ist die Abregelung eher zu niedrig angesetzt: Die Momentanleistung liegt über dem Stundenmittel. Die Leistungsschwelle steht im Entwurf noch in eckigen Klammern und ist deshalb auf der Ergebnisseite umstellbar.
• Was Annahme bleibt: der Erlös nach dem Förderende. Der Entwurf sagt dazu nichts und verspricht ausdrücklich keinen Vertrauensschutz. Vorbelegt wird der gemessene Jahresmarktwert Solar der letzten zwölf Monate abzüglich Vermarktungsentgelt – änderbar, weil es eine Annahme ist und keine Rechtsfolge.
• Keine Doppelzählung der Negativstunden: In den Jahren ohne EEG-Zahlungsanspruch greift § 51 nicht, dort zählt die volle Einspeisung. Der Jahresmarktwert enthält die negativen Stunden bereits als Abschlag.
• Bewusst weggelassen: die § 51a-Nachholung. Sie verlängert den Zeitraum des Zahlungsanspruchs; wie sich das zu einer auf 36 Monate befristeten Übergangszahlung verhält, regelt der Entwurf nicht. Das ist die vorsichtigere von zwei vertretbaren Lesarten.

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

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

• Das Lastprofil ist synthetisch, kein gemessenes Profil Ihres Haushalts. Wer stark abweichend lebt (Schichtarbeit, Homeoffice, Pool), weicht auch im Ergebnis ab.
• Kein Wetterjahr, sondern ein Typjahr. Ein konkretes Jahr kann deutlich besser oder schlechter ausfallen.
• Ohne Postleitzahl verändern Neigung und Ausrichtung nur den Tagesverlauf, nicht die Jahresmenge. Erst mit PLZ wird der standortgenaue Ertrag von PVGIS geholt – geben Sie die PLZ an, wenn die Ausrichtung eine Rolle spielen soll.
• Keine Batteriealterung im Eigenheim-Modell und keine Entladetiefe-Grenze. Einen Speichertausch können Sie als Ersatzinvestition selbst ansetzen.
• Keine Netzentgelte, keine §14a-Steuerung, keine dynamischen Tarife.
• Die Kostenschätzung ist eine grobe Marktkurve (Sockel plus Betrag je kWp bzw. je kWh Speicher). Liegt Ihnen ein Angebot vor, tragen Sie den echten Preis ein – das ist der wichtigste Hebel im ganzen Ergebnis.

• Investoren-Rechner (auch Bestandsanlagen): Dort wird zuerst geprüft, ob § 51 auf die Anlage überhaupt anzuwenden ist – jede Fassung nimmt kleine Anlagen aus (unter 400 kW bei Inbetriebnahme 2023 bis 24.02.2025, unter 500 kW bei 2016 bis 2022, vor 2016 gilt § 51 gar nicht). Liegt die Anlage darunter, wird nichts genullt. Andernfalls entfällt die Vergütung, sobald ein zusammenhängender Lauf negativer Preise die Karenzzeit erreicht: 6 h (2016–2020), 4 h (2021/2022) oder – für Jahrgang 2023 bis 24.02.2025 – die nach Kalenderjahr sinkende Staffel 3 h 2025, 2 h 2026, 1 h ab 2027.

Ein Eigenverbrauchsvorteil ist nicht enthalten, weil hier Volleinspeisung unterstellt wird. Ausgewiesen werden interne Verzinsung (IRR), Kapitalwert (NPV) und Stromgestehungskosten (LCOE).

• Schuldendienstdeckung (DSCR): Als Mittelzufluss gilt Erlöse minus Betriebskosten minus Zuführung zur Instandhaltungsrücklage (ohne Rücklage: minus der im Jahr fälligen Ersatzinvestition); die Zinsen werden nicht vorher abgezogen, weil sie Teil des Kapitaldiensts im Nenner sind. Ausgewiesen wird der DSCR vor und nach Steuern sowie ein P90-Downside. Als Schwelle gilt 1,20 – der Wert, den Banken üblicherweise sehen wollen.
• Steuern (optional): Investitionsabzugsbetrag §7g (max. 50 % und gedeckelt auf 200.000 € je Betrieb), Sonderabschreibung §7g Abs. 5 bis 40 % der AfA-Basis, lineare AfA, danach Restwertabschreibung nach §7a Abs. 9. Der IAB-Vorteil wird mit einem eigenen Steuersatz im Bildungsjahr gerechnet (typisch das Abfindungsjahr). Vereinfachung: Verluste gelten als sofort verrechenbar, etwa mit anderem Einkommen. Wer diese Verrechnung nicht hat, steht schlechter da als hier gerechnet.
• Instandhaltungsrücklage: Speicher und Wechselrichter halten die Betriebsdauer nicht durch. Statt die Ersatzinvestition im Fälligkeitsjahr voll einschlagen zu lassen, spart die Rechnung sie über die Jahre davor an.
  Aufbau: Je Ersatzinvestition wächst der Zielbestand als Rampe vom ersten Jahr bis zum Jahr vor der Fälligkeit; überlappende Ereignisse addieren ihre Rampen. 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 – wer nur die Zuführungen zusammenzählt, kommt auf zu wenig.
  Wirkung: Die Zuführung mindert Cashflow und Schuldendienstdeckung im Jahr der Bildung; die Ersatzinvestition belastet beide dann nicht mehr. Unverändert bleiben Totalgewinn und Stromgestehungskosten. Der Gesamtgewinn steigt um den Zinsertrag. Kapitalwert und Rendite sinken, die Amortisation verlängert sich, weil Auszahlungen vorgezogen und stärker abgezinst werden – das 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 ein großer Ersatz in ein Kreditjahr, drückt er ohne Rücklage die Schuldendienstdeckung dort unter null – auch bei Anlagen, deren laufender Betrieb den Kapitaldienst mehrfach deckt. Das ist ein Liquiditäts-, kein Ertragsproblem. Liegt der Ersatz hinter dem Kreditende, belastet die Zuführung die Kreditjahre ohne Entlastung dort – dann verschlechtert die Rücklage den ausgewiesenen Deckungsgrad.
• Batteriespeicher – zwei Varianten. Der Unterschied ist der Ladeweg, und er entscheidet über Erlösquelle, wirksame Eingaben und Rechtslage.
• A) Grünstromspeicher (Vorbelegung) – lädt ausschließlich aus eigener Erzeugung.
  Erlös: Day-Ahead-Arbitrage aus unserer eigenen Fahrplanrechnung, kausal gerechnet (entladen wird nur, was vorher geladen wurde) und mit perfekter Preiskenntnis als oberem Grenzwert; angesetzt davon 60 % (Prognosefehler). Intraday, Netzladung und Regelleistung sind nicht modelliert.
  Wirksame Eingaben: alle fünf – Kapazität, Lade-/Entladeleistung, Entladetiefe, Zyklen pro Tag und Round-Trip-Wirkungsgrad.
  Grenzen der Fahrweise: nutzbare Kapazität = installierte Kapazität × maximale Entladetiefe (Vorgabe 90 %); Tagesdurchsatz ≤ nutzbare Kapazität × Zyklen pro Tag (Vorgabe 2); der Füllstand überschreitet nie das nutzbare Fenster; ohne eingetragene Leistung gilt 1 C (Leistung = Kapazität).
  Rechtlich: keine gesonderte Voraussetzung – der Speicher nimmt nur Strom der eigenen Anlage auf.
• B) Graustromspeicher (in Erprobung) – lädt ausschließlich aus dem Netz.
  Erlös: aus einem veröffentlichten Marktindex, nicht aus unserer Fahrplanrechnung; korrigiert um die genutzte Kapazität, angesetzt 80 %. Dieser Faktor misst etwas anderes als die 60 % oben: den Abstand zwischen einem Index und einer einzelnen Anlage, nicht unseren Prognosefehler. Ab 1 MW enthält der Index auch Regelleistung, darunter nur Handel. Ausgewiesen ist ein Markterlös vor Bezugskosten.
  Auf den Erlös wirken sechs Eingaben: Lade-/Entladeleistung, installierte Kapazität, maximale Entladetiefe, der Realisierungsfaktor, der Haken Regelleistung über Pool und der Anteil des Vermarkters am Speichererlös – letzterer wird vom Erlös abgezogen, weil ein Speicher den Markt nicht von selbst erreicht. Der Round-Trip-Wirkungsgrad wirkt hier nicht und ist im Formular stillgelegt: Der Index rechnet Verkaufspreis minus Einkaufspreis, der Umlaufverlust steckt bereits im Wert.
  Die Zyklenzahl wirkt auf die Kosten, nicht auf den Erlös: Der Index kennt unsere Fahrweise nicht, aber aus der Zyklenzahl folgen die Lebensdauer der Batterie und der Zeitpunkt der Ersatzinvestition. Das Feld bleibt deshalb bedienbar.
  Rechtlich: an eigene Voraussetzungen geknüpft – sie stehen vollständig im nächsten Punkt.
• 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 ist ein Durchlauf des nutzbaren Fensters – so geben Datenblätter ihre Zyklenzahl an. Die gefahrenen Zyklen bestimmen den Zeitpunkt der Ersatzinvestition. Weist Ihr Datenblatt die nutzbare Energie bereits aus, tragen Sie 100 % Entladetiefe ein.
• Monte-Carlo: 1.000 Läufe, Normalverteilungen um Ihre Eingaben: Erlös ±12 %, Anschaffung ±8 %, Kreditzins ±1,0 Prozentpunkte, Preispfad ±1,0 Prozentpunkte pro Jahr. Ausgegeben werden P10/P50/P90 für Kapitalwert und Rendite sowie die Wahrscheinlichkeit, die Zielrendite zu erreichen. Fester Startwert, also reproduzierbar.
• Szenarien und Sensitivität arbeiten mit pauschalen Bandbreiten (Erlös ±15 %, Anschaffung ±15 %, Zins ±1,5 Pp, Preispfad ±1,0 Pp). Diese Spannen sind gesetzt, nicht statistisch hergeleitet.

Grenzen dieser Rechnung: Die Monte-Carlo-Größen sind unabhängig 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 also die Kennzahlen, sie prognostiziert keine Marktentwicklung. Die Stromgestehungskosten (LCOE) sind eine Vorsteuer-Größe ohne Finanzierung. Der Restwert der Ersatzinvestitionen mindert sie: Was ein im Jahr 16 gekaufter Wechselrichter am Ende der Betrachtung noch wert ist, hat der Strom dieser Anlage nicht bezahlt.