PV

Installierte Photovoltaik-Leistung; stündliche Einspeisung aus normierter Solarstrahlung.

Anlagenpark: rund zwei Millionen Aufdach- und Freiflächenanlagen mit einer installierten Wechselrichter-Gesamtleistung von 102,5 GW (Energy-Charts, Jahresmittel 2025) bilden den Default. Der Bestand wuchs zuletzt mit etwa 15 GW/a; das Slider-Maximum 2000 GW (Schritt 10 GW) ist bewusst weit über jeden realistischen Ausbaupfad gelegt, damit auch Vollversorgungs-Studien mit Süd-Überschuss durchgespielt werden können. Offizielle Vergleichspunkte: Osterpaket-Ausbauziel 2030 215 GW, BMWK-Langfristszenario O45-Strom 2045 ~400 GW (Pfad, den die Frontier/DIHK-Studie »Plan B« 2025 bepreist).

Einspeisecharakteristik: die Stundenleistung folgt strikt der Solarstrahlung — supplyGW(t) = installedGW × solarIrradiance[t]. Der normierte Einspeisefaktor aus dem Paket einspeisefaktoren-2025 deckt den deutschlandweit gewichteten Mittelwert ab und schwankt stündlich zwischen 0 (Nacht, Bewölkung) und etwa 0,5 (Sommer-Mittag, Mittelung über alle Standortorientierungen). Die Jahressumme der 8760 Stundenfaktoren liegt bei rund 700 h/a Volllaststunden-Äquivalent — also etwa 72 TWh/a Energieertrag beim Default-Bestand, im Korridor der realen 2025er Erzeugung (60–75 TWh/a, BDEW/AGEB). Die Saisonsignatur ist ausgeprägt: ein Juni-Tag liefert rund zehnmal so viel wie ein Dezember-Tag. Spezifische Emissionen sind mit 35 g/kWh angesetzt (Modulfertigung und Wechselrichter-Verluste, electricitymaps DE).

Modellgrenze: die installierte Leistung ist ein Jahresmittel — Inbetriebnahmen während des Jahres werden nicht stundenscharf ausgerollt. Der Einspeisefaktor ist ein bundesweiter Mix: Süd-Nord-Gradient, Ost-/West-Ausrichtung, Aufständerungswinkel und Verschattung sind aggregiert. Curtailment greift erst nach Wind Offshore und Onshore — Kernmodell schaltet PV bei Überschuss als drittes ab; redispatchbedingte Abregelung im realen Netz ist nicht abgebildet. Größenordnung dieser Lücke: real wurden 2025 9,4 TWh Wind+PV netzbedingt abgeregelt (SMARD, PV-Anteil stark steigend, +94 %) plus ~1,75 TWh marktlich bei Negativpreisen — das Kupferplatten-Modell zeigt mit 2025-Kapazitäten 0 TWh.

Verwendung

Slider: 0 bis 2000 GW, Schritt 10 GW. Default 102,5 GW ist der Energy-Charts-Bestand Ende 2025; das Maximum ist nicht als Prognose, sondern als Vollversorgungs-Spielraum gewählt (zum Vergleich: Ausbaupfad EEG 215 GW bis 2030, Langfristszenarien Dena/BMWK bis rund 500 GW).

Verteilung

Profil: supplyGW(t) = installedGW × solarIrradiance[t] mit normiertem Faktor aus einspeisefaktoren-2025 (deutschlandweit gewichtet, Stundenwerte 0–0,5, Jahressumme rund 700 h). Tagesgang mit Mittagspeak und Nachtnull, ausgeprägte Sommer/Winter-Asymmetrie.

Formel

Rechnung: Emissionen(t) = supplyGW(t) × 35 g/kWh. Bei Überschuss curtailed das Kernmodell PV als drittes nach Wind Offshore und Onshore.

Quellen: Energy-Charts installed_power 2025 (installierte PV-Leistung Deutschland); MTGermany energy-simulation-de (Emissionsfaktor).