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Hallo Daniel, leider berechnet PV*SOL immer nur die Eigenkapitalrendite, wenn Fremdkapital aufgenommen wurde, die Gesamtkapitalrendite kann daher bei Eingabe von Krediten nicht ausgegeben werden. Wir schreiben es aber in unsere Featurewunsch-Liste. Viele Grüße Rainer

Hallo Stefan, soweit wie ich das überblicke, hast du das wunderbar zusammengefasst. Genauso behandeln wir das Thema Steuern in PV*SOL. Soviel wie ich weiß, muss auch mit Kleinunternehmerregelung grundsätzlich Ertragssteuer bezahlt werden. Für genauere Auskünfte solltest du dich aber an einen Steuerberater wenden. Viele Grüße Rainer

Hallo Ralf, nach einigem Probieren konnte ich dein Problem reproduzieren. Es tritt auf, wenn du die Modulfläche über die Pfeil-hoch/runter-Taste oder über das Scrollrad veränderst, ohne die Modulflächenliste aufzuklappen. PV*SOL reagiert nicht auf diese Änderung. Damit PV*SOL die Änderung übernimmt, musst du das Auswahlfeld für die Modulfläche durch Klicken auf den Pfeil aufklappen und dann die gewünschte Fläche auswählen. Dann ist alles korrekt. Wir werden den Fehler mit einer der nächsten Versionen beheben, vielen Dank für den Hinweis. Viele Grüße Rainer

Hi Patrik, Please use the "Copy" function, not the "multiply object" function. Only in the "Copy" function it can be specified that the configuration should also be copied. This behaviour has always been like this and has not changed. Best regards Rainer

Hallo Martin, in dem Dialog Wirtschaftlichkeitsberechnung werden alle positiven und negativen Zahlungen definiert bis auf die Vergütung für die Einspeisung ins Netz und den Ersparnissen durch die Verringerung des Strombezugs. Diese beiden Werte ergeben sich erst aus der Ertragssimulation und werden von PV*SOL mit dem ausgewählten Einspeisetarif, dem definierten Verbrauch und dem ausgewählten Tarif für Strombezug berechnet und gehen natürlich in die Wirtschaftlichkeitsberechnung ein. Von daher werden alle deine Anmerkungen jetzt schon berücksichtigt. Viele Grüße Rainer Sie sind in den Ergebnissen hier zu finden:

Hallo Martin, eine konkrete Berechnung für dein Projekt ist nicht so einfach, da kompliziert. Du kannst aber ein paar Vereinfachungen machen, dann ist es nachvollziehbar. Ich möchte erst mal kurz den prinzipiellen Weg erklären. Alle zentralen Ergebnisse stehen in der Cashflow-Tabelle oder lassen sich aus ihr berechnen. Der Kapitalwert ist der kumulierte Cash Flow am Ende des Betrachtungszeitraums, die Amortisationszeit ist der Zeitpunkt, in dem der Cashflow zum ersten Mal positiv wird. In der Cashflow Tabelle werden alle Kosten, Einnahmen und Einsparungen für jedes Jahr aufgelistet. Die Werte der Cashflow-Tabelle sind schwer nachzuvollziehen, da sich die Werte von Jahr zu Jahr ändern können. Ich möchte dies am Beispiel der Einsparungen Strombezug erläutern. Ist eine Moduldegradation eingegeben, verringert sich der Ertrag und die Einsparung für jeden Monat und damit für jedes Jahr. Wird ein Preisänderungsfaktor Arbeitspreis angegeben, erhöht sich die Einsparung in jedem Monat und damit für jedes Jahr. Ist ein Kapitalzins größer null angegeben, werden alle Zahlungen auf den Startzeitpunkt abgezinst, um sie vergleichbar zu machen. 1000€, die in diesem Jahr erhalte, haben nicht den gleichen Wert wie 1000€ in einem Jahr. Bei einem Kapitalzins von 3% sind die 1000€ in einem Jahr heute nur 970€ wert. Ich lege heute 970€ bei 3% Zinsen auf die Bank und habe in einem Jahr 1000€. Diese Rechnung wird in der Cashflow-Tabelle für jede Zahlung in jedem Jahr mit den durch Moduldegradation und Preisänderungsfaktor Arbeitspreis veränderten Werten durchgeführt. Schwer nachvollziehbar. Einfacher wird es, wenn die Moduldegradation auf 0%, der Kapitalzins auf 0 und der Preisänderungsfaktor Arbeitspreis auf 0 gesetzt werden. Dann sind alle Werte in der Cashflow-Tabelle in jedem Jahr gleich bis auf die Einspeisevergütung. Die wird in Deutschland für 20 Jahre plus den Restmonaten des Jahres der Inbetriebnahme gezahlt. Ich hoffe, so ist die Cashflow-Tabelle etwas nachvollziehbarer. Viele Grüße Rainer

Hello, Net metering usually leads to significantly higher savings in electricity purchases than surplus feed-in. If the electricity purchase tariffs are higher than the feed-in tariffs, the economic efficiency of the net metering concept is much better than that of surplus feed-in. I would like to explain the difference between net metering and surplus feed-in using an example. PV Generator Energy: 8000 kWh Consumption: 5000 kWh Direct own consumed: 1000 kWh Feed-in concept Surplus feed-in: From-Grid tariff: 0,2€ Feed-in tariff 0,1€ The direct consumption of the generated energy leads to a reduction of 1000 kWh in the amount of electricity purchased, resulting in savings of 1000kWh*0.2 €= 200€. The generated energy of 7000 kWh that is not directly usable is fed in. For this you will receive a feed-in tariff of 7000 kWh*0,1 €= 700€. Altogether the energy production has a value of 800€. Net metering feed-in concept: Net metering tariff: 0,2€ Compensation for Surplus: 0,1€ With Net Metering it does not matter at what time within the billing period the energy is generated, the consumption meter simply turns backwards. Whether directly consumed or not is irrelevant. At the end of the year the meter is at -3000 kWh, the complete consumption of 5000kWh is saved, this leads to savings of 5000 kWh*0,2 €= 1000€. Additionally you have a surplus of 3000 kWh. For this you receive a surplus compensation of 3000 kWh*0,1€= 300€. Altogether the energy production has a value of 1300€. Best regards Rainer

Hallo Amon, die Rendite wird nach der internen Zinsfußmethode berechnet. Die berechnete Rendite entspricht dem Kapitalzins, bei dem der kumulierte Cashflow der Investition kleiner oder gleich null wird. In deinem Projekt ist ein Kapitalzins von 1% angenommen, der Wert liegt über der Rendite von 0,59%. Daher ist der kumulierte Cashflow negativ. Das Ergebnis kann folgendermaßen interpretiert werden: Die Anlage des Eigenkapitals in diese Investition bringt eine Rendite von 0,59%, das Geld bei einer Bank anzulegen bringt eine Rendite von 1%. Die Rendite auf der Bank ist höher, daher der negative kumulierte Cashflow Viele Grüße Rainer

Hallo Markus, es scheint in Deutschland bei der Einkommenssteuerberechnung keine einheitliche Regelung zu geben, wie die selbst verbrauchte Energie zu bewerten ist und man kann es sich anscheinend aussuchen. https://sonnen.de/blog/eigenverbrauch-umsatzsteuer-ertragssteuer-die-steuerliche-behandlung-einer-photovoltaikanlage-mit/ In PV*SOL wird die selbst verbrauchte Energie immer mit dem Strombezugspreis bewertet. Wenn du die selbst verbrauchte Energie anders bewerten möchtest, musst du die zu zahlende jährliche Einkommenssteuer selbst berechnen und in dem Dialog Wirtschaftlichkeitsberechnung z.B. unter "Sonstige Kosten pro Jahr" eintragen. Der Haken "detaillierte Eingabe" muss gecheckt sein, um eigene Kostengruppen hinzuzufügen. Den Haken Steuern berücksichtigen musst du dann wegnehmen Viele Grüße Rainer

Die Antwort von SolarEdge lautet wie erwartet: kein Problem. Die Anzahl paralleler Strings ist nicht begrenzt. Der SE25k hat zwar nur 3 physikalische DC-Eingänge, bei mehr als 3 Strängen können aber zum Beispiel 2 Stränge mit Y-Stecker zusammengefasst werden. Viele Grüße Rainer

Hallo, ich habe deine Anlage sowohl im alten SolarEdge Site Designer als auch im Online SolarEdge Designer eingegeben, auch in diesen Tools kommt die Meldung, dass alles OK ist. Wir haben die SolarEdge- Auslegungsregeln sehr genau mit SolarEdge abgesprochen, es würde mich sehr wundern, wenn es an dieser Stelle ein Problem gibt. Zur Sicherheit habe ich die Anfrage an SolarEdge weitergegeben, ich gehe aber davon aus, dass die Verschaltung erlaubt ist. Viele Grüße Rainer

Hi Javier, When designing the SolarEdge, not only the number of optimizers in the string must be taken into account. The rules are well explained in the optimizer data sheets. Link: https://www.solaredge.com/sites/default/files/se-p-series-commercial-add-on-power-optimizer-datasheet.pdf Among other things, the performance per string must be checked. In your case, the maximum power per string is 11250 W. Here is a screenshot from the data sheet of the P 600. A correct configuration in PV*SOL would be e.g. the following: Kind regards Rainer

Hallo Patrick, im Steuerrecht sind wir keine Experten. Wenn du aber die Stromentnahme (Eigenverbrauch) nur mit der Einspeisevergütung bewerten möchtest, gibtst du einfach im Bezugstarif den Wert der Einspeisevergütung an. Gruß Rainer

Hi Anders, if you also set the value "Annual Avarage return on capital employed" in the Financial Analysis Parameters dialog to zero, the figures for Electricity saving are the same every year. Even then, the value for "Feed-in / Export Tariff" is still lower than in the second year. This is due to the fact that the start of operation date of the plant is April 30. The "Feed-in / Export Tariff" is calculated monthly, but hardly anything is fed in in April. If the start of operation date of the plant is 1 May, the figures for the first and second year are identical. Best Regards Rainer

Hallo, der kummulierte Cashflow abzüglich noch ausstehender Kredite am Ende eines Jahres ergibt sich aus dem kummulierten Cashflow abzüglich der noch ausstehenden Kreditzahlungen(Tilgung+Zinsen) des Folgejahres. Viele Grüße Rainer

Hello Bernard, we need some more information, with which program (PV*SOL pro, PV*SOL expert, PV*SOL advanced, PV*SOL or PV*SOL premium) and which version of the program you are working. If you mean PV * SOL premium, are you talking about the entry of a tree in the 3D world or do you want to enter a tree in the horizon line? Kind regards Rainer

Hello Mr. Elghobashy, the open circuit voltage specified in the data sheet is only valid for STC conditions, ie 25 ° C module temperature. The lower the module temperature, the higher the open-circuit voltage is. For your module, this value is -142.29 mV / K. In our system check, we test the system under extreme conditions, that you can define yourself. The default is to calculate the maximum voltage at 1000 W / m² and -10 ° C. If you are planning mostly in Egypt, you should here rather enter 1100 W / m² and + 5 ° C. You can change these values on page „inverters“. Klick the link Configuration limits. On page Miscellaneous you can change the values. Best regards, Rainer Hunfeld

Hello Mr. Elghobashy, the open circuit voltage specified in the data sheet is only valid for STC conditions, ie 25 ° C module temperature. The lower the module temperature, the higher the open-circuit voltage is. For your module, this value is -142.29 mV / K. In our system check, we test the system under extreme conditions, that you can define yourself. The default is to calculate the maximum voltage at 1000 W / m² and -10 ° C. If you are planning mostly in Egypt, you should here rather enter 1100 W / m² and + 5 ° C. You can change these values on page „inverters“. Klick the link Configuration limits. On page Miscellaneous you can change the values. Best regards, Rainer Hunfeld

Hallo Herr Neumann, Ihre Vorgehensweise ist korrekt. Als weitere Änderung würde ich den Wert für die Änderung des Wirkungsgrades bei Abweichung der Eingangsspannung von der Nennspannung im Wechselrichterdatensatz auf null setzen, da die Eingangsspannungen nicht mehr den realen entsprechen. Wenn Sie das Projekt in 3D planen, sollten Sie auf der Seite Modulverschaltung beim Wechselrichter die Option Leistungsoptimierer noch aktivieren, um bei Teilverschattung sicherzustellen, dass jedes Modul wirklich in seinem MPP betrieben wird. Energetisch sollte diese Lösung zu korrekten Ergebnissen führen, nur der Einfluss der Änderung des Wirkungsgrades bei Abweichung der Eingangsspannung von der Nennspannung ist nicht berücksichtigt. Viele Grüße Rainer Hunfeld

Hallo Herr Neuman, laut Datenblatt hat der 8.5 sogar einen etwas besseren europ. Wirkungsgrad (96,5%) als der 8.3 (96,3), von daher ist das schon OK. Die Hersteller pflegen ihre Produktdaten selber in einer Onlinedatenbank. Ich gehen aber davon aus, dass Kostal da falsche Werte eingetragen hat. Wir haben den Hersteller informiert, dass die Werte falsch sind und sie korrigiert werden sollten. Viele Grüße Rainer Hunfeld

Hallo Energieumdenker, ich gehe davon aus, dass Sie mit Stundenwerten der Einstrahlung simuliert haben. In diesem Fall ist es tatsächlich so, dass die Anlage kaum abgeregelt wird. Der Einfluss der Abregelung auf den Ertrag wird nur bei Verwendung von Minutenwerten richtig berechnet. Diese Funktion können Sie im Dialog "Simulationsparameter" unter "Klima, Netz und Anlagenart" aktivieren. Diesen Text gibt PV*SOL auch als Warnung aus, wenn Sie die Option Einspeiseabregelung aktivieren. Bei Verwendung von Minutenwerten der Einstrahlung ist die Ertragsminderung durch Abregelung deutlich höher. Viele Grüße Rainer

@ Energieumdenker Ich sehe hier zwei Fragen, einmal die unterschiedlichen Werte für die PR und 2. Der unterschiedliche Einfluss der Einspeiseabregelung auf den Ertrag. Zunächst zu den unterschiedlichen Werte für die PR beim Vergleich von PV*SOL Expert/Pro 6.0 und Premium 7.0. Premium 7.0 ist eine völlige Neuentwicklung, große Teile der Berechnungsverfahren wurden überarbeitet und verbessert. Dies führt in Premium zu anderen, genaueren Ergebnissen und damit auch zu anderen PR-Werten. 2. Frage: Warum ist der Einfluss der Einspeiseabregelung in PV*SOL Expert/Pro 6.0 und Premium 7.0 unterschiedlich? Sowohl PV*SOL Expert/Pro 6.0 als auch PV*SOL Premium 7.0 verwenden bisher für die Simulation stündliche Einstrahlungsdaten. Um den Effekt der Einspeiseabregelung richtig abbilden zu können, werden aber Minutenwerte der Einstrahlung benötigt. Bei Verwendung von Stundenwerten ergibt sich eine Ertragsminderung durch Abregelung von ca. 0-3%, bei Verwendung von Minutenwerten ergibt sich eine Ertragsminderung von ca. 2-7 %. In PV*SOL Expert/Pro 6.0 haben wir versucht, den Effekt über Abschätzverfahren abzubilden. In Premium haben wir dieses Abschätzverfahren nur für die Anlagenart „Volleinspeisung“ implementiert. Um bei der Anlagenart „Überschusseinspeisung“ und Abregelung am Wechselrichter zu einer realistischeren Ertragsminderung zu kommen, berechnen Sie die Abregelungsverluste in der Anlagenart „Volleinspeisung“. Diese Abregelungsverluste tragen Sie dann als zusätzliche Verluste in Ihrem Projekt ein, z.B. auf der Seite PV-Module->Weitere Parameter-> „Leistungsverluste durch Mismatch oder Minderertrag“. Wir arbeiten aber zur Zeit an der Version PV*SOL Premium 7.5, die im Februar 2015 erscheinen wird. In dieser Version können Sie einerseits wählen, ob die Einspeiseabregelung am Wechselrichter oder am Netzeinspeisepunkt erfolgt. Zusätzlich können Sie in dieser Version die Simulation mit Minutenwerten der Einstrahlung durchführen und damit die Ertragsminderung aufgrund der Einspeiseabregelung erstmals exakt berechnen. @ Goofy In der Anlagenart „Überschusseinspeisung“ werden die Ertragseinbußen durch Abregelung nicht in der Energiebilanz der PV-Anlage aufgeführt, da die Energie erst am Netzeinspeisepunkt "vernichtet" wird. Die Ertragseinbußen durch Einspeiseabregelung werden auf der Seite Ergebnisse->Simulation angezeigt und natürlich in der Gesamtbilanz und Wirtschaftlichkeitsberechnung berücksichtigt