VIIHinweise und Limitationen

VII.1 Einordnung der Ergebnisse

Screening, kein Gutachten. Die Analysen sind ein softwaregestütztes, modellbasiertes Screening und ersetzen kein Sachverständigengutachten. Simulationsergebnisse sind eine modellhafte Annäherung an die tatsächlichen Verhältnisse. Vor einer Verwendung, insbesondere in Genehmigungs- und Planungsverfahren, sind sie durch fachkundiges Personal zu prüfen.

Richtung der Vereinfachungen. Die meisten Vereinfachungen des Modells wirken in Richtung von mehr Blendung: klarer Himmel, durchgehende Modulfläche, Fangzuschlag der Trefferprüfung, keine Verschmutzung. Einige wirken in die Gegenrichtung oder sind in ihrer Richtung offen, etwa die homogene Leuchtdichte je Zone; sie sind in den folgenden Abschnitten benannt. Die ausgewiesenen Werte sind deshalb nicht in jeder Hinsicht eine Obergrenze.

Keine Bewertung. Der Bericht weist Blenddauern, Intensitäten und Richtungen aus. Grenzwertlinien, Ampeln oder Bewertungsurteile enthält er nicht; die Einordnung anhand einer Richtlinie ist Aufgabe der bearbeitenden Fachperson (Kap. V.8, Kap. VI.1 bis Kap. VI.5).

VII.2 Wetter und Atmosphäre

• Keine Bewölkung. Gerechnet wird durchgängig mit klarem Himmel. Die reale Blenddauer ist durch Wolken, Dunst und Niederschlag in der Regel deutlich geringer; für einen typischen Standort im Schweizer Mittelland nennt der Leitfaden von EnergieSchweiz und Swissolar rund die Hälfte (Leitfaden 2023, S. 41).
• Direktstrahlung aus einem Clear-Sky-Modell. Die Direktnormalstrahlung folgt dem Modell von Ineichen und Perez mit einer klimatologischen Trübung je Monat (Kap. V.1). Gerechnet wird mit einer Standorthöhe je Simulation, der mittleren Geländehöhe der PV-Eckpunkte; liegen die PV-Flächen eines Projekts sehr unterschiedlich hoch, gilt für alle dieselbe Höhe. Simulationen vor dem Rechenstand 2026.10.11-5 rechneten für Meereshöhe; Leuchtdichte und Beleuchtungsstärke lagen dort an höher gelegenen Standorten zu niedrig, die Blenddauer praktisch nicht.
• Lichtausbeute als Mittelwert. Die Umrechnung von Strahlung in Licht folgt einer mittleren Beziehung zur Sonnenhöhe nach Littlefair (1988). Einzelmessungen streuen um diese Beziehung; Littlefair gibt eine Streuung (RMS) von rund 17 % an.
• Reflexionsweg ohne Dämpfung. Der reflektierte Strahl von der Modulfläche zum Betrachtungspunkt wird ohne atmosphärische Dämpfung, Streuung oder Refraktion angesetzt.
• Tiefe Sonnenstände. Gerechnet wird bis zu einer scheinbaren Sonnenhöhe von 0°. Ein Mindestwert für die Sonnenhöhe kann im Bericht über den Filter „Min. Sonnenhöhe ≥“ gesetzt werden (Kap. V.8).

VII.3 Modul und Anlage

• Durchgehende Modulfläche. Jede PV-Fläche wird als durchgehender Körper bzw. als durchgehende Fläche modelliert. Reale Anlagen bestehen aus Modultischen und -reihen mit Reihenabständen, Aufständerung und Unterkonstruktion; Reflexionen können deshalb unterbrochener auftreten als im Modell. Die berechnete Blenddauer ist insofern eher zu hoch. Bei steilem Blick, etwa von hoch gelegenen Betrachtungspunkten oder aus der Luft, sind die Lücken zwischen den Reihen sichtbar; der Körper weist dann mehr Blendminuten und eine höhere Beleuchtungsstärke aus als echte Tischreihen. Den Unterschied beziffert die Gruppe „Modellgrenzen“ der Qualitätssicherung (Kap. D).
• Was reflektiert. Bei Freiflächen und aufgeständerten Dachanlagen reflektieren die Oberseite des Körpers und sein Seitenband von der Unter- bis zur Oberkante; ob der Betrachter dort Vorder- oder Rückseite sieht, entscheidet die Modulnormale. Unterseite und Sockel vom Boden bis zur Unterkante verdecken, reflektieren aber nicht. Stellen, die der Betrachter von hinten oder unter mehr als 89° zur Normalen sieht, reflektieren nicht; bei Fassaden und dachparallelen Flächen gilt nur die Sicht von hinten. Die gegenseitige Verdeckung einzelner Modulreihen innerhalb einer Fläche ist nicht abgebildet (Kap. V.2).
• Nur Modulglas. Reflexionen von Rahmen, Zellverbindern, Unterkonstruktion oder Boden werden nicht berechnet.
• Vereinfachtes Reflexionsverhalten. Das Modulprofil beschreibt die Keule mit Reflexionsprofil, Längs- und Querachse und Reflexionsoffset δ in 10°-Schritten, kreisförmig oder elliptisch, mit bis zu drei Zonen homogener Leuchtdichte. Real fällt die Helligkeit kontinuierlich ab. Die Rechnung übernimmt die Leuchtdichte, die je Zone im Modultyp hinterlegt ist; ob die Stufung die Helligkeit über- oder unterschätzt, hängt von diesem Wert ab. Eher überschätzt wird sie, wenn jede Zone die Leuchtdichte an ihrer Innenkante trägt (Kap. 8.4). Bei stark streuenden Gläsern kann die Keule unregelmäßig geformt sein. Solche Formen bildet das Modell nicht ab (Kap. V.3).
• Standardprofile sind Orientierungswerte. Die mitgelieferten Standard-Modultypen bilden typische Glasklassen über repräsentative Kennlinien ab und ersetzen kein produktspezifisches Datenblatt. Die höchste Genauigkeit wird mit gemessenen Reflexionsdaten (BRDF) des eingesetzten Moduls als eigenem Modultyp erreicht (Kap. 8).
• Perfekter Spiegel. Der Modultyp „Perfekt verspiegelt“ ist eine idealisierte Obergrenze der Leuchtdichte: Die Reflexion hat die Leuchtdichte der Sonne, ihre Größe ist die der Sonnenscheibe. Ein Leuchtdichte-Filter greift bei diesem Modultyp praktisch nie.
• Keine Verschmutzung, kein Schnee, kein Reif. Eine belegte Fläche reflektiert weniger oder anders; die reale Belastung liegt insofern eher niedriger.
• Keine gegenseitige Verdeckung von PV-Flächen. Jede PV-Fläche wird für sich betrachtet und kann eine andere weder verschatten noch deren Reflexionsweg blockieren. Verdecken sich PV-Flächen real, wirken ihre Beiträge im Ergebnis zusammengefasst, bei der Dauer wie bei der Intensität. Eine davorliegende Fläche lässt sich als Hindernis modellieren (Kap. 10.1).
• Doppelausrichtung. PV-Flächen mit „Doppelausrichtung“ (Ost-West) werden als zwei PV-Flächen mit demselben Umriss gerechnet, je eine pro Ausrichtung. Jede Ausrichtung wird damit über den gesamten Umriss angesetzt, obwohl real nur etwa die Hälfte der Module in diese Richtung zeigt. Raumwinkel und Beleuchtungsstärke fallen dadurch für jede Ausrichtung zu hoch aus; die Blenddauer ist davon kaum betroffen (Kap. 7.3).
• Eine Ausrichtung je Fläche. Jede PV-Fläche rechnet mit einer einheitlichen Modulausrichtung (Azimut, Neigung, Querneigung), bei Doppelausrichtung mit zwei, bei Trackern mit der zeitabhängigen Nachführung. Abweichende Ausrichtungen lassen sich über mehrere PV-Flächen abbilden, abweichende Querneigungen über die differenzierte Querneigung mit Bereichen; innerhalb eines Bereichs gilt ein einheitlicher Wert, die reale Geländeform wird also stufenweise angenähert (Kap. 7.6).
• Tracker. Der Nachführwinkel wird je Zeitschritt aus dem Sonnenstand berechnet. Das Backtracking setzt ebenes Gelände quer zur Achse voraus; eine Querneigung wird bei Trackern nicht angesetzt. Park-, Wind-, Fehler- und Sonderstellungen der Nachführung sind nicht abgebildet; das Eckpunktepapier des Fernstraßen-Bundesamts nennt sie als zu berücksichtigende Zustände (S. 9).

VII.4 Umgebung und Gelände

• Hindernisse nur, soweit modelliert. Gebäude, Bäume, Hecken, Wälle oder Geländekanten wirken nur, soweit sie als Hindernis angelegt sind (Kap. 10.1); Gelände erfasst zusätzlich die Geländeverdeckung (Kap. 6). Hindernisse sind senkrechte Wände zwischen den erfassten Punkten mit linear verlaufender Ober- und Unterkante; Dächer, Überhänge, Lücken in Baumreihen oder Durchlässigkeit von Laub werden nicht abgebildet. Die Verschattung der Modulfläche wird je 0,5°-Zelle an einem Punkt geprüft, dem Schwerpunkt ihrer Berechnungspunkte.
• Geländeverdeckung nur mit Geländemodell. Gelände verdeckt Reflexionen und verschattet PV-Flächen nur, wenn die Geländeverdeckung eingeschaltet ist und ein Geländemodell im Projekt vorliegt (Kap. 6). Gerechnet wird auf einem Raster von 2 m; Gebäude und Vegetation sind im Geländemodell nicht enthalten. Wo das Modell Lücken hat, verdeckt das fehlende Stück nicht; Gelände vor und hinter der Lücke verdeckt weiter. Liegt eine Lücke zwischen Betrachtungspunkt und PV-Fläche, weist der Bericht den Punkt als unvollständig aus. Die Verschattung der Modulfläche durch das Gelände wird an Stützstellen im Abstand von 25 m auf Höhe der Modul-Oberkante geprüft und reicht 2 km weit; tiefer liegende Modulteile und Gelände dazwischen werden dadurch eher zu wenig verschattet. Ältere Simulationen rechnen die Verschattung durch das Gelände nicht.
• Fernverschattung nur über die Horizontlinie. Die je PV-Fläche aktivierbare Horizontlinie (PVGIS, Geländemodell mit rund 90 m Rasterweite, 48 Richtungen) wird am Mittelpunkt der Eckpunkte der Fläche abgerufen und verschattet ausschließlich die direkte Sonne; Sichtlinien zum Betrachtungspunkt blockiert sie nicht. Gebäude und Vegetation sind nicht enthalten, schmale Geländekanten können geglättet erscheinen. Aussagekräftig ist die Horizontlinie vor allem für Gelände ab etwa 1 km Entfernung; das ist ein Richtwert aus Raster- und Winkelauflösung, PVGIS selbst nennt keinen Mindestabstand. Näheres Gelände erfasst die Geländeverdeckung auf beiden Wegen, sofern ein Geländemodell vorliegt (Kap. 6). Bei sehr großen PV-Flächen kann der Abruf am Mittelpunkt verfälschen, etwa wenn ein Bergrücken nur einen Teil der Fläche verschattet; dann ist die Fläche in Teilflächen mit eigener Horizontlinie aufzuteilen (Kap. 10.2).
• Höhenlage aus Höhendaten. Die Höhenlage von Modulflächen, Hindernissen und Betrachtungspunkten ergibt sich aus den hinterlegten Geländehöhen (GOK) und den angegebenen Höhen. Bei Freiflächen folgt die Modulfläche dem aus Eck- und Stützpunkten gebildeten Gelände. Automatisch bezogene Höhen stammen von Höhendatenanbietern oder amtlichen Geländemodellen; ihr Datenstand variiert je Anbieter und Region, nachträgliche Geländeveränderungen wie Aufschüttungen oder Neubauten sind nicht enthalten. Für Aktualität und Richtigkeit dieser Daten wird keine Gewähr übernommen. Abweichungen wirken unmittelbar auf das Ergebnis; Höhendaten sind stets eigenständig zu prüfen (Kap. 6).
• Ausschlussbereiche nur, soweit modelliert. Teilflächen ohne Module werden nur ausgespart, soweit sie als Ausschlussbereich angelegt sind. Fassaden aus zwei Eckpunkten werden nicht beschnitten und gehen stets als durchgehende Fläche in die Rechnung ein (Kap. 7.7).
• Ebene Rechengeometrie. Die Rechnung zwischen PV-Fläche und Betrachtungspunkt erfolgt in einem örtlichen ebenen Koordinatensystem ohne Erdkrümmung. Die Erdkrümmung senkt einen entfernten Punkt gegenüber der Tangentialebene um rund 0,08 m auf 1 km, 0,7 m auf 3 km, 2,0 m auf 5 km und 7,8 m auf 10 km ab. Bei Betrachtungspunkten in mehreren Kilometern Entfernung wird die Höhenlage der PV-Fläche damit etwas zu hoch angesetzt. Der Nah-Horizont der Geländeverdeckung berücksichtigt die Erdkrümmung dagegen; auf große Entfernung verdeckt Gelände die Fläche in der Rechnung deshalb eher etwas zu wenig, die Blenddauer liegt eher etwas zu hoch.

VII.5 Betrachter und Wahrnehmung

• Feste, punktförmige Betrachtungspunkte. Die Bewertung gilt jeweils für einen Punkt im Raum. Ausgedehnte Bereiche wie Fensterfronten, mehrere Räume oder Etagen lassen sich über mehrere Betrachtungspunkte abbilden, bewegte Betrachter auf Straßen oder Anflugwegen über Punkte entlang der Strecke (Kap. 9).
• Sichtfeld als Winkelfenster. Ein Sichtfeld ist ein rechteckiges Fenster in Azimut und Höhe um die Blickachse („H±“, „V-Oben“, „V-Boden“), kein kreisförmiger Kegel. Blickbewegungen lassen sich über größere Sichtfelder oder mehrere Punkte mit unterschiedlichen Sichtfeldern abbilden (Kap. V.6).
• Kein Wahrnehmungsmodell. Die Rechnung liefert Leuchtdichte und Beleuchtungsstärke am Auge. Adaptation, Alter, Blendempfindlichkeit, Schleierleuchtdichte oder eine Gefährdung der Netzhaut werden nicht berechnet (Kap. V.5).

VII.6 Zeit, Raster und Rechengenauigkeit

• Zeitraster. Gerechnet wird im Takt von 1 Minute für ein Referenzjahr ohne Schalttag. Die Sonne wandert um rund 0,25° je Minute; Reflexionen, die kürzer als eine Minute sichtbar wären, deckt die Ausdehnung von Sonnenscheibe und Keule in der Regel mit ab. Die Sonnenbahn eines konkreten Kalenderjahres weicht davon nur geringfügig ab.
• Normalzeit. Alle Uhrzeiten gelten in der Zeitzone des Projekts als Normalzeit. Während der Sommerzeit entspricht die örtliche Uhrzeit der angegebenen Zeit plus eine Stunde.
• Bewertungsraster. Treffer und Filter werden auf festen Zellen von 0,5° × 0,5° entschieden. Damit keine Zelle übersehen wird, wird die Keule um die halbe Zelldiagonale (0,354°) erweitert, und eine getroffene Zelle zählt mit allen ihren sichtbaren Berechnungspunkten. Bei breiten Keulen macht das wenige Prozent aus und wirkt in Richtung Blendung; schmale Keulen werden punktgenau geprüft (Kap. V.2).
• Punktraster. Raumwinkel und vertikale Ausdehnung entstehen aus einem Punktraster mit rund 40 Punkten je Achse und Fläche, höchstens 0,125°. Der dadurch bedingte Fehler des Raumwinkels liegt in der Größenordnung weniger Prozent.
• Ältere Simulationen. Einzelne Auswertungen setzen Daten voraus, die erst ab einem bestimmten Stand gespeichert werden, etwa der Filter „Beleuchtungsstärke ≥“ (Simulationen ab 18.08.2026), die vertikale Ausdehnung je Azimut-Spalte (ab 25.09.2026) und die Zusammenfassung gleichzeitig blendender Flächen zu einer Quelle (ab 01.10.2026). Bei älteren Simulationen sind solche Filter ausgegraut oder rechnen nach dem früheren Verfahren; eine Neu-Simulation stellt den aktuellen Stand her (Kap. V.8).
• Nachgerechnete Tage. Bei sehr großen Datenmengen rechnet die Zeitpunkt-Ansicht des Berichts einen Tag bei Bedarf nach. Hat sich der Rechenstand seit der Simulation geändert, weicht dieser Tag von den Jahreswerten ab; der Bericht weist darauf hin, eine Neu-Simulation bringt beides wieder zusammen (Kap. V.7).

VII.7 Darstellung im Bericht

• Zusammengefasste Blendzeiten. Die Blenddauer je Betrachtungspunkt fasst die Beiträge aller PV-Flächen zusammen; eine Minute zählt einmal, auch wenn mehrere Flächen blenden. Über „PV-Flächen“ in den Filtereinstellungen lassen sich die Beiträge einzelner Flächen getrennt nachvollziehen (Kap. V.8).
• Blendorte als Näherung. Die Reflexionskarte zeigt die Richtungen, aus denen Reflexionen am Betrachtungspunkt sichtbar sind, die 3D-Perspektive die Lage der Blendquellen aus Sicht des Betrachters. Die dargestellten Blendorte auf der PV-Fläche sind geometrisch hergeleitete Näherungen auf dem Zell- und Darstellungsraster; Lage und Ausdehnung realer Blendflecken können abweichen (Kap. 14).

VII.8 Eingabedaten und Verantwortung

• Eingabedaten. Die Eingabedaten liegen in der Verantwortung des Erstellers. Aus Kartenmaterial, Luftbildern oder Geländemodellen abgeleitete sowie automatisch berechnete oder vorgeschlagene Werte, insbesondere Positionen, Höhen, Ausrichtungen, Neigungen, Querneigungen und Hindernismaße, sind vor der Verwendung der Ergebnisse zu prüfen und erforderlichenfalls zu korrigieren.
• Modulparameter. Auf Herstellerangaben beruhende Modulparameter sind vom Hersteller hinsichtlich Eignung und Aktualität zu bestätigen; das gilt für eigene Modultypen ebenso wie für hinterlegte Profile. Für Richtigkeit, Vollständigkeit und Aktualität der von Herstellern bereitgestellten Daten wird keine Haftung übernommen.
• Abbildbarkeit des Reflexionsverhaltens. Vor der Verwendung der Ergebnisse ist zu prüfen, ob sich das Reflexionsverhalten der eingesetzten Module mit dem Modell aus Reflexionsprofil, Keulenform und Reflexionsoffset δ ausreichend genau abbilden lässt, insbesondere bei stark streuenden oder blendarmen Spezialgläsern. Im Zweifel sind Messwerte des Herstellers (BRDF) heranzuziehen.
• Richtlinien. Die Zuordnung von Filtern zu Kriterien einzelner Richtlinien (Kap. V.8) beschreibt, was sich abbilden lässt. Ob eine Richtlinie im Einzelfall anwendbar ist und ob ihre Kriterien eingehalten sind, beurteilt die bearbeitende Fachperson.
• Aufbewahrung. Derzeit gilt keine Frist; eine Frist bleibt vorbehalten und wird vorher angekündigt. Simulationsergebnisse entfallen, wenn die Version mit dem Ergebnis, das Projekt oder das Konto endgültig gelöscht wird. Gelöschte Projekte bleiben 30 Tage im Papierkorb (Kap. 4). Für ein eigenes Archiv sind Berichte und Exporte herunterzuladen und selbst zu sichern.
• Unregelmäßigkeiten. Erscheinen Ergebnisse unplausibel oder besteht der Verdacht auf eine Fehlfunktion, sind die Ergebnisse nicht zu verwenden und der Support zu verständigen (info@pv-glarecheck.com).

Siehe auch

• Kap. V Methodik
• Kap. V.8 Filter
• Kap. 6 Gelände und Höhendaten
• Kap. 8 Modultypen
• Kap. 9 Betrachtungspunkte
• Kap. 10 Hindernisse und Verschattung
• Kap. 14 Bericht