Um den tatsächlichen Ertragsverlust durch Verschattung zu bestimmen, habe ich zunächst einige Tage herausgesucht, an denen es durchgehend sonnig und klar war. Läge keine Verschattung vor, so würde die Tages-Leistungskurve der aus PVGIS ermittelten Tageskurve für den unbedeckten Himmel (clear sky) folgen. Der Skalierungsfaktor f zwischen der PVGIS-Clear-Sky-Kurve und der unverschatteten Leistungskurve setzt sich multiplikativ zusammen aus der Umwandlungsfaktor der Anlage f_Anlage und dem Verhältnis f_E der tatsächlichen Einstrahlungsverhältnisse zu den in PVGIS angegebenen Durchschnittswerten:

f = f_Anlage * f_E

Dieser Skalierungsfaktor f kann bestimmt werden, wenn man nur die unverschatteten Zeiträume berücksichtigt. Wenn die Einstrahlungsverhältnisse den Durchschnittswerten aus PVGIS entsprechen, ist f_E = 1, d.h. der Skalierungsfaktor sollte in der Regel dem Anlagen-Umwandlungsfaktor entsprechen, welcher im Winter theoretisch bei 0,933 liegt. Der Verschattungsverlust in kWh/kWp lässt sich also als Fläche zwischen skalierter Clear-Sky-Kurve und der gemessenen Leistungskurve berechnen.

Unverschattete Zeiträume an sonnigen Tagen erkenne ich daran, dass das Verhältnis der Wechselrichterleistungen dem Verhältnis der Modulanzahlen entspricht, und die Leistung eines Strings mindestens 1000 Watt beträgt. Nur diese Bereiche werden benutzt, um die Clear-Sky-Kurve zu skalieren.