hotline_oh

Dear Fabian Grundler, Thank you for your inquiry. The following files must be classified as safe in your antivirus program: C:\Program Files (x86)\Valentin EnergieSoftware\PVSOL premium 2025\ValentinSoftware.PV.Desktop.Wow6432.exe C:\Program Files (x86)\Valentin EnergieSoftware\PVSOL premium 2025\PVSOLpremium.exe If you can confirm that all antivirus software has been set to allow the program through, please send us a bug report and provide the exact time of the bug report so we can identify it.

Dear J. Esteban, Thank you for sharing the project file. We strongly recommend defining a separate sub-system for each inverter. This way, if you need to remove or add a single PV module at the end, you don't have to redo the entire wiring, just the wiring for the inverter in question. We would like to show you how to manually define module areas for each string or MPPT (with the specified string or MPPT number) using the "Define module areas for configuration" function. 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. Use the drop-down menu to switch to the second building. Then click "configure" and configure inverter 1 (configure all selected Module Areas together). 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.

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.

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

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 €.

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.

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.

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.

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.

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.)

Hallo Planungsbüro Fetzer, vielen Dank für deine Anfrage. Wenn du unter Optionen eine neue Simulation erzwingst/anregst (alternativ STRG + F5-Taste drücken), sollte die Wirtschaftlichkeit wieder korrekt angezeigt werden. Ansonsten lass uns bitte die zugehörige Projektdatei zukommen (per Mail an hotline@valentin-software.com).

Hallo DSchwer, vielen Dank für deine Anfrage. Vermutlich hast du die Berechnung mit einem Kapitalzins von > 0 % durchgeführt. Bei Eingabe einer Umlaufrendite/Kapitalzins werden sowohl die Einnahmen als auch Zahlungen, beginnend mit dem Inbetriebnahmedatum, mit dem eingegebenen Zinssatz abgezinst. Dadurch soll der Wertverfall des Geldes abgebildet werden. Du zahlst weniger für den Kredit zurück (Tilgung), bekommst aber auch weniger EEG-Vergütung. Du kannst hier auch 0 % eingeben, wenn du den Wertverfall des Geldes nicht berücksichtigen möchtest.