Klare Modelllogik: Eine Erzeugungsanlage beschreibt genau eine feste Ausrichtung. Eine zweite Ausrichtung innerhalb derselben Anlage gibt es nicht. Bei vertikalen bifazialen Ost/West-Anlagen wird die Vorderseite als normale PV-Anlage angelegt. Die Rückseite wird als eigene Erzeugungsanlage mit derselben kWp-Leistung und der gegenüberliegenden Ausrichtung angelegt; als Montage wird „Bifaziale Ausrichtung / Rückseite – vertikal (90°)“ gewählt. Diese Rückseiten-Ausrichtung ist ausschließlich für vertikale bifaziale Systeme vorgesehen und wird deshalb fest mit 90° Neigung gerechnet. Die Rückseite klassisch geneigter Gestelle wird nicht als eigene PVGIS-Anlage modelliert. Der Ost-West-Tracker ist ein eigener Montagefall und kann nicht gleichzeitig als bifaziale Rückseite gewählt werden.

Hier werden Verteilnetzbetreiber, Anschluss-/Einspeiseebene und – falls vertraglich vorhanden – die maximal zulässige Einspeiseleistung P_AV,E festgelegt. Die Gebietssuche des Netzbetreibers erfolgt aus den Google-Koordinaten über VNBdigital und bleibt bewusst manuell übersteuerbar, weil Grenzlagen und Sondernetze projektspezifisch geprüft werden müssen.

Standardmäßig arbeitet die Simulation mit 5 % Minimum-SOC, 95 % Maximum-SOC, 50 % Start-SOC und 94 % Wirkungsgrad je Lade- bzw. Entladerichtung. Alle Werte bleiben frei änderbar. Beim Kombibetrieb schützt die Peak-Reserve einen Teil der nutzbaren Kapazität vor der normalen Eigenverbrauchsoptimierung.

Benutzungsstunden sind Jahresarbeit geteilt durch Jahreshöchstleistung. Der Knickpunkt trennt zwei frei definierbare Preisbereiche. Das Tool ist nicht an einen bestimmten Netzbetreiber gebunden. Optional können bekannte Tarifwerte als Vorlage geladen und anschließend vollständig überschrieben werden. Ein optionaler Abrechnungsaufschlag kann Arbeit und Leistung gleichermaßen erhöhen, ohne die Benutzungsstunden zu verändern. Der Sinn der Systematik ist, sowohl die transportierte Energiemenge als auch die für Spitzen dauerhaft vorzuhaltende Netzkapazität verursachungsgerecht abzubilden.

Nach Eigenverbrauch, Batteriespeicher und Einspeisebegrenzung bleibt eine Rest-Einspeisemenge übrig. Diese Restenergie wird für jedes Messintervall mit dem passenden Day-Ahead-Spotmarktpreis bewertet. So entsteht ein nachvollziehbarer Marktwert des tatsächlich verbleibenden Reststroms. Negative Preise werden nicht geglättet, sondern mit ihrem echten Vorzeichen berücksichtigt. Der Wert ist eine Marktwertindikation vor Vermarktungsentgelten, Bilanzierungs-/Profilkosten und individuellen Vertragsbedingungen.