Solaranlage berechnen: Last, Akku, PV und MPPT

Eine belastbare Solaranlage wird in einer festen Reihenfolge ausgelegt: zuerst die reale Last, danach der tägliche Energiebedarf, die gewünschte Speicherreserve, die PV-Leistung im ungünstigen Auslegungsmonat und schließlich die elektrischen Grenzen des MPPT-Reglers. Werden Panel, Batterie, MPPT und Last unabhängig voneinander gewählt, kann ein nominell leistungsfähiges System trotzdem zu wenig Winterenergie liefern oder elektrische Grenzwerte überschreiten.

Die zentrale Rechenkette lautet: Lastleistung und Laufzeit → Wh pro Tag → erforderlicher Batteriespeicher → PV-Leistung → MPPT-Spannung und -Strom → Kabel, Schutz und Ausgänge. Nennwerte allein reichen nicht aus. Für die endgültige Auslegung sind standortbezogene Solardaten, aktuelle Datenblätter, Temperaturen, Leitungsverluste und das tatsächliche Lastprofil zu prüfen.

Last und täglichen Energiebedarf erfassen

Erstellen Sie zunächst eine Lasttabelle für alle Verbraucher. Verwenden Sie möglichst gemessene Werte am tatsächlichen Betriebspunkt. Datenblattangaben können für die Vorplanung dienen, bilden aber Lastspitzen, Nachtbetrieb, Heizung, Infrarotbeleuchtung oder Funkverkehr nicht immer vollständig ab.

Für jeden Verbraucher gilt:

Tagesenergie in Wh = Leistung in W × Betriebsstunden pro Tag × Einschaltdauerfaktor

Ein Gerät mit konstant 8 W benötigt bei 24 Stunden Betrieb:

8 W × 24 h = 192 Wh pro Tag

Bei zyklischen Verbrauchern wird zusätzlich der Einschaltdauerfaktor berücksichtigt. Eine 20-W-Heizung, die im Mittel vier Stunden pro Tag aktiv ist, benötigt 80 Wh.

Verbraucher	Leistung	Laufzeit	Tagesenergie
IP-Kamera	8 W	24 h	192 Wh
Funkbrücke	7 W	24 h	168 Wh
Netzwerkgerät	5 W	24 h	120 Wh
Gehäuseheizung	20 W	4 h	80 Wh
Summe			560 Wh/Tag

Dieses Beispiel ist rein hypothetisch. Die reale Leistung einer Kamera kann sich unter anderem durch IR-Beleuchtung, Motoren, Enteisung oder Zusatzfunktionen verändern. Auch Netzwerkgeräte können je nach Portbelegung und Versorgung angeschlossener Verbraucher mehr Energie aufnehmen.

Erfassen Sie neben den Wh pro Tag drei weitere Lastwerte:

Dauerleistung: die über längere Zeit gleichzeitig anliegende Leistung.
Spitzenleistung: kurzzeitige Einschalt- oder Betriebsströme.
kritische Mindestversorgung: Verbraucher, die auch bei Energiemangel aktiv bleiben müssen.

Bei PoE-Systemen sollte die Eingangsleistung des Switches einschließlich der versorgten Endgeräte angesetzt werden – nicht nur dessen Eigenverbrauch. Wer speziell eine autarke Videoüberwachung plant, findet eine ergänzende Vorgehensweise unter Off-Grid-Solarsystem für CCTV dimensionieren.

Verluste nur einmal berücksichtigen

Verluste dürfen weder vergessen noch doppelt angesetzt werden. Wird die Leistungsaufnahme direkt am Batterieausgang gemessen, sind nachgelagerte Wandlerverluste bereits enthalten. Erfolgt die Berechnung dagegen anhand der Verbraucherleistung, müssen Verluste von DC/DC-Wandlern, PoE-Versorgung, Verkabelung und Steuerung separat berücksichtigt werden.

Für eine frühe Kalkulation kann ein transparenter Planungsfaktor verwendet werden:

Energie ab Batterie = Verbraucherenergie ÷ angenommener Wirkungsgrad des Versorgungspfads

Bei 560 Wh Verbraucherenergie und einem hypothetischen Pfadwirkungsgrad von 90 %:

560 Wh ÷ 0,90 = 622 Wh pro Tag ab Batterie

Der verwendete Wirkungsgrad ist später durch Datenblattwerte oder Messungen zu ersetzen.

Batteriespeicher aus der Autonomieannahme ableiten

Die Batterie wird nicht allein anhand der Tagesenergie gewählt. Entscheidend sind die gewünschte Zahl solararmer Tage, die zulässige Entladetiefe, Temperaturbedingungen und die Verluste zwischen Batterie und Last.

Eine grundlegende Formel lautet:

Nennenergie der Batterie = Tagesenergie × Autonomietage ÷ nutzbarer Energieanteil ÷ Versorgungseffizienz

Angenommen:

560 Wh Lastenergie pro Tag
zwei Tage rechnerische Reserve
80 % nutzbarer Energieanteil als Planungsannahme
90 % Effizienz des Versorgungspfads

Dann ergibt sich:

560 Wh × 2 ÷ 0,80 ÷ 0,90 = 1.556 Wh Nennenergie

Bei einer nominellen Batteriespannung von 12,8 V entspräche dies rechnerisch:

1.556 Wh ÷ 12,8 V = rund 122 Ah

Das ist keine Produktempfehlung. Die zulässige Entladetiefe und die tatsächlich verfügbare Energie müssen dem Datenblatt der konkreten Batterie und ihrer Schutzschaltung entnommen werden.

Nennenergie ist nicht gleich abgegebene Nutzenergie

Die Angabe in Wh beschreibt zunächst die nominelle Speicherkapazität. Die am Verbraucher verfügbare Energie hängt zusätzlich ab von:

zulässiger Entladetiefe und Abschaltschwellen,
Batterietemperatur,
Entladestrom,
Kabel- und Wandlerverlusten,
Alterungs- und Auslegungsreserve,
Ruhestrom von Regler und Nebenkomponenten,
Spannungsbereich der angeschlossenen Last.

Bei LiFePO4-Batterien ist außerdem der zulässige Temperaturbereich für das Laden zu prüfen. Eine Batterie kann bei niedriger Temperatur möglicherweise weiterhin Energie abgeben, während die Ladung begrenzt oder gesperrt werden muss. Maßgeblich sind die Herstellerangaben zu Batterie, BMS und Laderegler.

Auch die Autonomie ist nur eine Auslegungsannahme, keine Laufzeitgarantie. Mehr Speicherkapazität überbrückt zwar längere Phasen ohne ausreichende PV-Erzeugung, löst aber kein dauerhaftes Energiedefizit. Der Solargenerator muss sowohl die tägliche Last versorgen als auch entnommene Energie wieder nachladen können.

PV-Energie für den Auslegungsmonat schätzen

Die PV-Leistung sollte nicht aus einem Jahresdurchschnitt abgeleitet werden, wenn das System auch im Winter zuverlässig arbeiten soll. Entscheidend ist der ungünstigste relevante Betriebsmonat am konkreten Standort. Für Deutschland können kurze Tage, niedriger Sonnenstand, Bewölkung, Verschattung sowie Schnee oder Schmutz die Energieausbeute erheblich verändern.

Verwenden Sie standortbezogene Daten für die gewählte Modulneigung und Ausrichtung. Aus einer Tagesstrahlung oder äquivalenten Volllaststunden lässt sich eine erste PV-Leistung berechnen:

PV-Leistung = täglicher Energiebedarf ÷ Auslegungs-Sonnenstunden ÷ Systemertragsfaktor

Hypothetisches Beispiel:

Energiebedarf: 560 Wh pro Tag
1,8 äquivalente Sonnenstunden im Auslegungszeitraum
Systemertragsfaktor: 0,70

Daraus folgt:

560 Wh ÷ 1,8 h ÷ 0,70 = rund 444 W PV-Leistung

Der Systemertragsfaktor fasst Planungsverluste wie Modultemperatur, Regler, Verkabelung, Ausrichtung, Verschmutzung und nicht ideale Einstrahlung zusammen. Er ist kein universeller Festwert und sollte anhand des Standorts und der eingesetzten Komponenten begründet werden.

Energie für das Wiederaufladen einplanen

Ein Panel muss nicht nur die laufende Last decken. Nach einer Entladephase soll die Batterie innerhalb eines definierten Zeitfensters wieder geladen werden.

Soll im Beispiel zusätzlich ein Defizit von 560 Wh innerhalb von zwei geeigneten Solartagen ausgeglichen werden, sind pro Tag weitere 280 Wh erforderlich:

Zusätzliche PV-Leistung = 280 Wh ÷ 1,8 h ÷ 0,70 = rund 222 W

Die rechnerische Gesamtleistung läge damit bei ungefähr:

444 W + 222 W = 666 W

Das Beispiel zeigt die Abhängigkeit zwischen Autonomie und Nachladung: Eine größere Batterie erhöht die Reserve, kann aber auch einen größeren Solargenerator oder eine längere Erholungszeit erfordern. Prüfen Sie mehrere Szenarien statt nur einen Nennfall:

durchschnittlicher Tag im Auslegungsmonat,
mehrere Tage mit geringer Einstrahlung,
leere beziehungsweise teilweise entladene Batterie bei gleichzeitig laufender Last,
begrenzte PV-Leistung durch Verschattung oder Schnee,
sommerliche Überschussleistung und hohe Modultemperatur.

MPPT-Grenzen für Spannung, Strom und Leistung prüfen

Der MPPT-Regler muss auf der PV-Seite und der Batterieseite gleichzeitig zur Anlage passen. Die Angabe „MPPT“ allein sagt nichts darüber aus, welche Modulverschaltung, Eingangsleistung oder Ladeströme zulässig sind. Eine grundlegende Einordnung bietet der Beitrag MPPT und PWM bei Outdoor-Solarladereglern vergleichen.

Leerlaufspannung bei Kälte

Die Leerlaufspannung eines Solarmoduls steigt mit sinkender Zelltemperatur. Deshalb darf nicht nur die Leerlaufspannung unter Standard-Testbedingungen betrachtet werden.

Eine vereinfachte Rechnung lautet:

Voc kalt = Voc bei STC × [1 + Betrag des Temperaturkoeffizienten × (25 °C − minimale Zelltemperatur)]

Hypothetisches Modul:

Voc bei STC: 45 V
Temperaturkoeffizient von Voc: −0,28 %/K
angenommene minimale Zelltemperatur: −15 °C

Daraus folgt:

45 V × [1 + 0,0028 × 40] = rund 50,0 V

Bei zwei Modulen in Reihe wären es rund 100 V. Dieser Wert muss einschließlich der geforderten Planungsreserve unterhalb der maximal zulässigen PV-Eingangsspannung des Reglers bleiben.

Verwenden Sie dafür die Werte des konkreten Modul- und Reglerdatenblatts. Bei einer kalten, noch unbestrahlten Anlage kann die Zelltemperatur nahe an der Umgebungstemperatur liegen. Lokale Tiefsttemperaturen sind deshalb für die Spannungsprüfung relevant.

Kurzschlussstrom und parallele Strings

Bei einer Reihenschaltung addieren sich die Spannungen, während der Stringstrom im Wesentlichen dem Strom eines Moduls entspricht. Bei parallelen Strings addieren sich die Ströme.

Zu prüfen sind:

maximal zulässiger PV-Eingangsstrom des Reglers,
Kurzschlussstrom der Module,
mögliche Erhöhung des Stroms unter Betriebsbedingungen,
Anzahl paralleler Strings,
erforderliche Stringabsicherung und Trennmöglichkeiten,
zulässiger Leiterquerschnitt und Spannungsfall.

Der zulässige Eingangsstrom darf nicht mit dem maximalen Ladestrom verwechselt werden. Beide Werte können unterschiedlich begrenzt sein.

Ladestrom auf der Batterieseite

Der ungefähre maximale Ladestrom kann aus PV-Leistung und Ladespannung abgeschätzt werden:

Ladestrom ≈ nutzbare PV-Leistung ÷ aktuelle Batteriespannung

Bei 400 W verfügbarer PV-Leistung und beispielhaft 14,2 V Ladespannung:

400 W ÷ 14,2 V = rund 28,2 A

In der Praxis verändern Wirkungsgrad, Einstrahlung, Temperatur, Lastverbrauch und Reglerbegrenzung diesen Wert. Zu prüfen sind:

maximaler Ausgangs- beziehungsweise Ladestrom des MPPT-Reglers,
zulässige PV-Leistung für die verwendete Batteriesystemspannung,
maximal zulässiger Ladestrom der Batterie,
korrektes Ladeprofil für die Batteriechemie,
Temperaturkompensation oder Ladeblockierung, falls erforderlich,
Verhalten bei Überschreitung der Reglerleistung, etwa Leistungsbegrenzung.

Eine höhere installierte PV-Nennleistung ist nur dann sinnvoll, wenn der Regler diese Konfiguration ausdrücklich erlaubt. Sie darf niemals zu einer Überschreitung der absoluten Spannungs- oder Stromgrenzen führen.

Batterieladung und Lastausgänge koordinieren

Während die Sonne scheint, muss die PV-Leistung häufig gleichzeitig die laufende Last und die Batterieladung bedienen. Die für das Laden verbleibende Leistung lautet vereinfacht:

Verfügbare Ladeleistung = aktuelle PV-Leistung − laufende Last − Systemverluste

Liefert der Solargenerator beispielsweise 300 W und benötigt die Anlage aktuell 120 W, stehen vor weiteren Verlusten höchstens 180 W für die Batterie zur Verfügung. Die Berechnung des maximalen Reglerstroms allein sagt daher noch nicht, wie schnell die Batterie im realen Betrieb geladen wird.

Prüfen Sie bei den Lastausgängen:

zulässige Gesamtstromstärke und Leistung,
Grenzwert jedes einzelnen Ausgangs,
gemeinsame oder getrennte Absicherung,
Ausgangsspannungsbereich über den Lade- und Entladezyklus,
Unterspannungsabschaltung und Wiederzuschaltschwelle,
Anlaufströme der angeschlossenen Geräte,
Polarität, Steckverbinder und Kabelquerschnitt,
notwendige Spannungsregelung für empfindliche 12-V-Verbraucher.

Die Bezeichnung „DC12V“ bedeutet nicht automatisch, dass der Ausgang unter allen Bedingungen exakt 12,0 V liefert. Bei einem 12,8-V-LiFePO4-System verändert sich die Batteriespannung während Ladung und Entladung. Verbraucher, Switches und Wandler müssen den dokumentierten Spannungsbereich akzeptieren.

Dokumentierte Systeme als Vergleichspunkte

Das Maxsol CS12060 mit 120 W und 768 Wh dokumentiert ein System mit einem monokristallinen 120-W-Panel, einer 12,8-V-/60-Ah-LiFePO4-Batterie mit nominell 768 Wh, MPPT-Regler und drei DC12V-Ausgängen.

Das Maxsol CS400150 mit 400 W und 1.920 Wh ist mit zwei 200-W-Modulen, einer 12,8-V-/150-Ah-LiFePO4-Batterie mit nominell 1.920 Wh, MPPT-Regelung und vier DC12V-Ausgängen dokumentiert.

Diese Systeme sind Vergleichsbeispiele und keine frei kombinierbaren Komponentenvorschriften. Aus den Nennwerten lässt sich keine garantierte Autonomie ableiten. Vor der Auswahl sind die gelieferte Reglerkonfiguration, PV-Leerlaufspannung und Stromgrenzen, das Batterie-Ladeprofil, zulässige Ladetemperaturen, Schutzfunktionen und Ausgangslimits zu bestätigen.

Finale Auslegung testen und dokumentieren

Vor der Beschaffung sollte die Berechnung mindestens in einem Normalfall und mehreren Grenzfällen geprüft werden. Eine einfache Tabelle macht Annahmen und Risiken nachvollziehbar.

Szenario	Zu prüfende Größe	Typisches Risiko
Normaler Auslegungstag	PV-Ertrag gegenüber Tageslast	schleichendes tägliches Energiedefizit
Mehrere trübe Tage	Batteriereserve und Abschaltschwelle	frühere Abschaltung als erwartet
Kalter Wintermorgen	maximale PV-Leerlaufspannung	Überschreitung des MPPT-Eingangs
Batterie leer, Last aktiv	verfügbarer Netto-Ladestrom	zu langsame Wiederaufladung
Volle Sonne, geringe Last	Reglerleistung und Batterieladestrom	Strom- oder Leistungsbegrenzung
Maximale Last	Ausgangsstrom und Kabelverlust	Unterspannung am Verbraucher
Niedrige Batterietemperatur	zulässige Ladebedingungen	gesperrtes oder unzulässiges Laden

Dokumentieren Sie mindestens:

Standort, Ausrichtung, Neigung und Verschattung.
Verwendeten Auslegungsmonat und Quelle der Solardaten.
Jede Last mit Dauerleistung, Spitzenleistung und Laufzeit.
Tagesenergie einschließlich nachvollziehbarer Verlustannahmen.
Gewünschte Autonomietage und zulässigen Batterie-Nutzungsbereich.
Batterie-Nennenergie, Spannungsprofil und Ladegrenzen.
Modulanzahl sowie Reihen- und Parallelschaltung.
Voc bei minimaler Temperatur und maximalen Array-Strom.
MPPT-Eingangsgrenzen, Ladestrom und zulässige PV-Leistung.
Kabelquerschnitte, Spannungsfälle, Sicherungen und Trennstellen.
Abschaltprioritäten für unkritische und kritische Verbraucher.
Annahmen, die vor Bestellung oder Inbetriebnahme noch zu bestätigen sind.

Häufige Planungsfehler

Besonders häufig führen folgende Fehler zu einer nicht abgestimmten Anlage:

PV-Leistung aus einem günstigen Jahresmittel statt aus dem Auslegungsmonat bestimmen.
Die Batterie nur durch Division von Wh durch 12 V berechnen.
Nominelle Batterieenergie vollständig als nutzbare Energie ansetzen.
Ruheströme, Wandlungsverluste und Nachtverbrauch übersehen.
Eine größere Batterie wählen, ohne die Wiederaufladezeit zu prüfen.
Nur die STC-Leerlaufspannung statt der Kaltwetterspannung berechnen.
PV-Eingangsstrom und Batterieladestrom verwechseln.
Die Summe der DC-Ausgangsströme nicht kontrollieren.
Ein konstantes 12-V-Ausgangsniveau ohne Datenblattbestätigung voraussetzen.
Lastspitzen und temperaturabhängige Zusatzverbraucher ignorieren.

Die abschließende Entscheidung sollte nicht auf Panel-Watt oder Batterie-Wh allein beruhen. Vergleichen Sie die dokumentierten Maxsol-Systeme mit der benötigten Portzahl, der gemessenen Dauer- und Spitzenlast, den Leitungs- beziehungsweise Funkdistanzen, dem Energiebedarf, den Umweltbedingungen und den gewünschten Managementfunktionen. Bestätigen Sie anschließend alle Spannungs-, Strom-, Temperatur- und Schutzgrenzen anhand der aktuellen Datenblätter.