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Good morning, Now that the first point has been clarified, just yesterday I discovered that “trick” for fixing connections in multiple areas. Regarding the second point, it's great that connections can be made that way! I'll try it again, making the connection that way and changing the names of the surfaces. I think it will be easier to modify connections by system so that there is not just one and to prevent all connections from being activated at the same time. I will share the project with you by email. I have not yet completed the connections as I am still defining them to minimise losses due to voltage drops. Thank you very much for your help!

Dear J. Esteban, Thank you for your inquiry. Unfortunately, the cable plan is not available for elevated systems or polystring configurations. Alternatively, you can use the string diagram. However, cable lengths and diameters cannot be calculated automatically here; you must define them under Cables after exiting the 3D visualisation. If you have already created a cable plan and subsequently make changes to the configuration, the cable/string diagram is not always updated. You must then delete the cable plan (press the ‘Delete all cables’ button), switch back to the Module configuration page and then back to the Cable plan page. Everything is then updated and the cables run in accordance with the configuration. For large systems with complex string distribution we recommend that you manually define module areas for each string or MPPT (with the specified string or MPPT number) using the "Define module areas for configuration" function, as also explained here. First delete the existing inverter configuration. In the "Module Configuration" tab, select all modules for one string or MPPT by holding down the CTRL key and select "Add to "Define module areas" dialogue" with the right mouse button. Then click "Define module areas for Configuration". Rename the module areas (right-click --> Rename). Repeat this for all module areas belonging to the same inverter. Then click "configure" and configure inverter 1 (configure all selected Module Areas together and use Polystring Configuration). Repeat these steps for all inverters. The subsystems will then have a fixed inverter assignment. Direction, starting point and course of a string can be defined in the bottom left corner. The module sequence within a string must be changed manually if required. You can also send your project file (*.pvprj) to hotline@valentin-software.com so that we can take a closer look at it.

Dear Josua, Thank you for your inquiry. Photo Plan has been revised. First, select a PV module with black cells in PV*SOL, then select the texture with a black backsheet and frame in the lower right corner of Photo Plan.

Good morning, I am having problems connecting modules. I'm designing a 1.42 MWp photovoltaic plant, I am in the connection stage, and I have noticed the following issues: 1.- As you can see in the first image, I have used some surfaces to use panels from other areas in order to fully utilise the inverter's MPPT. Perhaps because it is a large system, the wiring plan options where I can use groupings, cable glands, etc. no longer appear, as shown in the second image. Why is this? I would like to place these items and have a breakdown of how much cable I am estimated to use, as shown in the third image 2.- The next new feature concerns the connection of photovoltaic modules. As you can see in the fourth and fifth image, I have used solar panels on both sides of a building, leaving the connection provided by the programme by default when I have two sides. However, if I try to modify that connection and go to the wiring plan, the programme completely distorts the connection and pretends that it is not using the panels on the other side of the building, as you can see in the sixth and seventh image. So I have made a connection that is not as viable as in the eighth image because of the error that appears, since if I modify the module connections when I use multiple areas, the connection is distorted; even those panels appear without a connection. I would appreciate any support that would help me resolve these issues. I look forward to your comments. Thank you.

@patrik k I'm having the same issue. Do you heard anything new from PhotoPlan or this Company?

Hello, in the overview of battery systems under PVSol the products of comp. Marstek ist missing. Is it possible to add the battery typ "Venus A", "Venus E Ver. 2 and Ver.3" and the "Jupiter C plus" system? https://marstek.de/products/marstek-venus-a Tank you for your efforts.

Hallo Energy Depot, vielen Dank für Ihre Anfrage. Die Implementierung von Leistungspreisen wird intern diskutiert, leider können Leistungspreise momentan noch nicht berücksichtigt werden.

Leistungspreise in PV-Sol wären wirklich wichtig. So schwer kann das ja nicht sein.

Dear Patrick Pereira, Thank you for sending us the project file. You have taken into account an inflation rate of 2 % for the feed-in tariff and your commissioning date is 8 July 2025. As the commissioning date is not 1 January, the price change factor is already taken into account during the first year of operation. Therefore, the cash flow table shows income of 1,312.40 € instead of 1,300.68 €.

Vielen Dank, so funktionierts auch bei mir

Dear Patrick Pereira, Thank you for your inquiry. Please send your project file (*.pvprj) to hotline@valentin-software.com so that we can take a closer look at it.

Hallo Sandra, vielen Dank für deine Anfrage. Um ein 3D-Objekt auf dem Dach zu platzieren, aktivierst du die Dachfläche und wechselst in die Objektansicht. Dann kannst du mit dem Import-Button ein 3D-Modell laden und das 3D-Objekt auf die Belegungsfläche ziehen.

Mas se eu estou a considerar uma venda de energia a 0,04€kWh pelos 32517kWh que a central vai injetar, não deveria ter uma receita de 1300,68€ no primeiro ano?? no fluxo de caixa está a dar 1312,40€ . Obrigado pela ajuda.

Ich habe eine Dachfläche mit Modulen belegt, auf genau dieser Dachfläche befindet sich auch ein Sendemast, deren Verschattung ich simulieren möchte. Diesen Mast habe ich als Objekt importiert. Ich kann diesen aber nicht auf das Gebäude draufstellen, eine Einstellung der z-Achse ist nicht möglich, sondern nur daneben.

Hallo hummelenergize, vielen Dank für deine Anfrage. Bedauerlicherweise gibt es noch kein Lastprofil mit Klimaanlage. Derzeit prüfen wir verschiedene Berechnungen und bitten noch um Geduld.

Schön wäre es auch, wenn man, wie bei importierten 3D Modellen, bei einer Extrusion durch die SolarAPI einfach Belegungsflächen aufzeichnen könnte, die man anschließend belegen kann.

Dear Patrick Pereira, Thank you for your inquiry. The grid export is 32,691 kWh/Year without taking module degradation into account or 32,517 kWh/Year with module degradation into account. For the same reason, your savings are also lower (€2,887 in the first year). Without taking module degradation into account, you would get €2,904 in the first year.

Good afternoon. I need your help. I have a project where the income forecast indicates that I have an energy production of 61,733 kWh/year, self-consumption of 29,042 kWh/year, and an energy injection of 32,691 kWh/year. So far, so good. Further down in the financial analysis, however, it shows an injection into the grid of 32,517 kWh/year. Why is that? Then I have another question: with self-consumption at 0.10€/kWh, I should have energy savings of 2904.2€ (29042*0.10) and an injection tariff of 1307.64€ (32691*0.04) but that's not what the cash flow is showing me, it's showing less, it seems to be considering some additional losses/degradation to calculate the energy value. Can you help? Thank you

Hello Jake, Thank you for your inquiry. The diagram displays 25 simulated years without taking the commissioning date into account. The value in the 'Grid export (incl. module degradation)' row takes the commissioning date into account, i.e., here the year begins on July 1st and ends on June 30th of the following year. The value in the 'Grid export (incl. module degradation)' row and the value for the first year in the diagram differ slightly if the commissioning date falls within the year and if module degradation is to be taken into account. The difference is greater the greater the degradation in the first year. This is because module degradation is calculated monthly. In other words: If the system is commissioned on January 1st, the value in the 'Grid export (incl. module degradation)' row and the value for the first year in the diagram are the same. The first few months are winter months with low irradiation, so module degradation is of little significance. If the system is commissioned on July 1st, the first few months are summer months with high irradiation, and module degradation is more significant. Therefore, the value in the "Grid export (incl. module degradation)" row is lower than the one in the diagram. The values in the diagram are therefore slightly inaccurate.

Hallo Stefan, vielen Dank für deine Anfrage. Die Simulation zur Auslegung von PV-Anlagen erfolgt immer anhand von Klimadaten, entweder den im Programm hinterlegten oder selbst gemessenen Einstrahlungsdaten. Dieser Simulationsschritt kann nicht übersprungen werden, das Einlesen eigener PV-Ertragsdaten ist leider nicht möglich. Ein Verbrauchsprofil ist nicht immer verfügbar. Es kann selbst gemessen werden, im besten Fall für ein komplettes Jahr. Eventuell stellt das PV-Monitoring-Portal das Verbrauchsprofil bereit. Es kann dann in PV*SOL als txt- oder csv-Datei importiert werden, wie in unserer Online-Hilfe beschrieben. Wenn kein Verbrauchsprofil zur Verfügung steht, kann aus den in PV*SOL hinterlegten Verbrauchsprofilen ein passendes ausgewählt und dazu der Jahresverbrauch angegeben werden. Das bisherige Eigenverbrauchsprofil wird sich durch die Verwendung eines Speichers verändern, es ist für die Speicherdimensionierung nicht unbedingt relevant, deshalb importierst du das Gesamtverbrauchsprofil inkl. Eigenverbrauch. Die Bestandsanlage wird in PV*SOL komplett nachgebaut, wobei du auf alle Details, die keinen Einfluss auf Ertrag und Verschattung haben, verzichten kannst. Für den Fall, dass der simulierte Ertrag signifikant vom gemessenen Ertrag abweicht, kannst du unter "Optionen" --> "Projektoptionen" --> "Simulation" die Verluste so lange anpassen, bis der simulierte Ertrag mit dem gemessenen Ertrag annähernd übereinstimmt. Nun legst du 2 oder mehr Projektvarianten mit unterschiedlich großen Speichern an und vergleichst Eigenverbrauch, Netzeinspeisung, Netzbezug, Autarkiegrad, Batterieverluste und Investitionskosten, um die sinnvolle Größe des Batteriespeichers zu bestimmen.

Habe die Lösung gefunden

Hello, I am unsure what losses/degradation is being taken into account for the year 1 value shown in the 'PV Energy during the observation period' graph as it is different to the other year 1 figures. In this case the values are: The 'PV Generator Energy (AC grid)' / 'Grid export', which does NOT account for first year degradation, is 822,996.55 kWh/yr The 'Grid export (incl. module degradation)', which obviously does account for first year degradation, is 817,957 kWh/yr However, the value confusing me is from the 'PV Energy during the observation period' graph which shows a year 1 value of 818,207.5 kWh/yr, why is this and what factors does this value take into account? I assume these are applied to the later years as well? Thank you

Ich möchte auch die Nachrüstung eines Batteriespeichers simuliueren. Können Sie bitte das Verfahren das Sie vorschlagen nochmals näher beschreiben. Welche Daten der Bestandsanlage benötige ich um einen Speicher bzw. Speichervarianten zu simulieren und zu einer Entscheidung zu kommen? Wie erhalte ich z.B. das Lastprofil? Hier müsste ich noch aus einem PV Monitoring Portal den Eigenverbrauch als 15 min Lastprofil exportieren und dann in einem Excel das Einspeiselastprofil addieren - OK. Wie geht es dann weiter? Dann muss man in PVSOL die PV Bestands PV Anlage komplett nachbauen und dann dieses Setup mit versch. Speichern testen. Es wäre aber doch viel eleganter wenn man für eine eigene Speichersimulation die realen Daten verwenden könnte, da man ja ein 15 min Einspeiselastprofil hat. Somit könnte man mit sehr wenig Aufwand (2x LP importieren) Speichervarianten auf Basis von Realdaten austesten. Diese wäre eine Hammer Funktion!

Gibt es hier immer noch nichts?

Hallo Gebhard, vielen Dank für deine Anfrage. Du kannst einen Rückliefertarif wie einen Einspeisetarif anlegen. Ohne Kenntnis des Referenz-Marktpreises legst du den Tarif wahrscheinlich am besten mit der gesetzlichen Minimalvergütung an, also beispielsweise für Anlagen bis 30 kWp mit 6 Rp./kWh (ohne HKN-Nachweis) bzw. mit 9 Rp./kWh (mit HKN-Nachweis). Du kannst auch Tarife mit (fiktiven) Referenz-Marktpreisen anlegen. Beachte dabei, dass in PV*SOL die minimale Auszahlungsdauer je Tarif 1 Jahr beträgt. (Wir geben den Hinweis an unsere Entwicklungsabteilung weiter, dass für die Schweiz ab 2026 eine minimale Auszahlungsdauer von 1 Quartal erforderlich ist.)