月次消費量をカバーするためのパネル数、システムサイズ、屋根面積、季節別生産曲線。
季節要因は北半球のデフォルトです。南半球の場合は、月を心の中で反転させてください。実際の生産量も、傾斜、方向、日陰、パネルの温度に依存します。
住宅用太陽光発電システム（PV）のサイジングは、屋根設置における最初の重要な決断です。これを正しく行えば、太陽光パネルアレイは25〜30年間、家計の電気料金を安定して相殺します。過剰に設置すれば、インバーターによってクリップされるか、小売価格から輸出手数料を差し引いたレートで売電される過剰な容量に資本を浪費することになります。過小に設置すれば、家計は不足したキロワット時に対して小売価格の電気料金を払い続けることになります。設置業者は独自の見積もりを提示しますが、提案を検証したい、あるいは調査の初期段階にある住宅所有者は、独立した見積もりを必要とします。この計算機は、住宅所有者が2分で提供できる4つの情報（月間消費量、パネルのワット数、設置場所のピーク日照時間、システム損失の想定）から、その見積もりを行います。
出力は、年間消費量に一致させるために必要なパネル数、システムのDCキロワット時、典型的なパネル寸法での概算屋根面積、年間エネルギー収量、現在のワットあたりの設置コストでの概算設置費用、および月間消費目標に重ね合わされた12ヶ月の生産曲線です。季節的な曲線はこれらのうち最も情報量が多く、太陽光発電の生産における「夏の過剰生産・冬の不足」の形状を可視化し、これは売電経済やバッテリーサイジングの原動力となります。
この推定器は、標準的な「PVWattsスタイル」のシンプルなモデルを使用します。
ピーク日照時間（PSH）とは、パネル定格の標準テスト条件である1000 W/m²での等価時間で表された1日あたりの日射量です。典型的な値：日当たりの良い中緯度地域（米国南西部、スペイン南部）では4.5〜5.5 PSH、穏やかな気候（フランスの大部分、イタリア、米国中西部）では3.5〜4.5、曇りの多い北欧では2.5〜3.5、非常に曇りの多い地域や北極圏に近い地域では2.5未満です。数値はNREL NSRDBやPVGISなどのデータベースから取得されます。
システム損失は、モジュール mismatches、配線抵抗、インバーター効率（約96％）、汚れ（2〜5％）、影（変動）、温度低下（パネルはSTCよりも高温になり、25℃以上で約0.4％/℃低下）、モジュールの劣化（約0.5％/年）を組み合わせています。新品設置では14〜20％が一般的ですが、日陰や暑い気候の屋根では25％以上になることがあります。
季節係数曲線（北半球）：生産量は5月〜7月に年平均の約1.4倍にピークに達し、11月〜1月に約0.5倍に低下します。南半球も同様です。この曲線は経験的なものであり、実際のシステムは傾斜、向き、高度によって異なります。
月間消費量をkWhで入力してください。控えめなサイズを希望する場合は冬の月、売電バランスを希望する場合は年平均、自家消費のみのシステムを希望する場合は夏の月を選択してください。パネルのワット数（2024〜2026年の住宅用モジュールでは300〜450 Wが一般的、より新しい商用サイズモジュールでは600 W以上）。設置場所の平均ピーク日照時間（1日あたり）を入力してください（PVGISまたは地元の設置業者の推定値）。システム損失の割合を入力してください。パネル面積（m²）を入力してください（住宅用パネルあたり約1.7〜2.1 m²）。ワットあたりの設置費用を現地通貨で入力してください（EUでは1.2〜2.0 €/W、米国では2.5〜3.5 $/W、 labor とインバーターを含む。地域差は大きい）。
結果パネルには、必要なパネル数、システムのDCサイズ、屋根面積、年間生産量、概算設置費用が表示されます。グラフは、月間消費目標線（破線赤色）と比較した12ヶ月の月間生産曲線（棒グラフ）です。緑色の棒は過剰生産、オレンジ色の棒は不足生産を示します。
郊外の住宅、月間消費量800 kWh、パネル400 W、PSH 4.5、損失20％、パネルあたり1.95 m²、設置費用1.6 €/W。
この場所での季節曲線： - 1月：19 × 43.78 × 0.55 = 458 kWh — 800 kWhより342 kWh不足。 - 7月：19 × 43.78 × 1.40 = 1165 kWh — 365 kWhの余剰。 - 年間の余剰/不足はほぼ相殺 — これが売電の基礎です。
月間300 kWh、PSHが低い（3.8）アパート：380 Wパネル8枚でDC 3.0 kW、14.8 m²、約4560 €。
日当たりの良い大きな家：月間1500 kWh、PSH 5.2、損失18％、パネル450 W：27枚 = 12.15 kW DC、56.7 m²の屋根、約18225 €。
PSHは年平均であり、一定ではない。夏のPSHでサイジングすると過剰、冬のPSHでサイジングすると不足になります。この計算機は1つの数値を使用します — 売電を目的とする場合は年平均、オフグリッドを目的とする場合は月間最小値を選択してください。
傾斜と向き。PSHは、最適に傾斜した南向きのアレイ（北半球）のものです。東西、平坦、または日陰の屋根は、換装率（通常は最適値から5〜20％低下）が必要です。
売電規則は様々。一部の管轄区域では、輸出を小売価格（1:1の売電）でクレジットしますが、他の管轄区域では卸売価格（回避費用、小売価格の約1/3）でクレジットしたり、輸出上限を設けています。「年間生産量 = 年間消費量」というサイジングの仮定は、完全な売電がない限り意味がありません。
インバーターのクリッピング。インバーターのAC容量に対してDCを過剰にサイジングすること（DC/AC比 > 1.2）は、曇りの多い地域では、朝/夕方のエネルギーをより多く捕捉するために意図的ですが、ピーク時にはクリッピングが発生します。この計算機はクリッピングをモデル化していません。
バッテリーサイジングは別途。自家消費/停電バックアップを希望する場合、バッテリーは月間合計ではなく、1日あたりの不足量の積分からサイジングされます。
劣化と温度。この計算機の損失係数は静的な平均値です。実際のシステムは年間約0.5％劣化します（したがって、20年前のパネルは新品の90％を生成します）。熱帯気候の暑い屋根は、25％を超える損失が発生する可能性があります。
パネルデータシートの「STC」定格。パネルは25℃で定格されていますが、夏の屋根の温度は50〜70℃に達し、定格電力から10〜15％低下します。これは「システム損失」に含まれていますが、知っておく価値があります。
屋根の構造および影の制約。面積でパネルをサイジングすると、天窓、ドーマー、配管、煙突、木や隣接する建物からの影が無視されます。実際に設置可能なパネル数は、幾何学的な最大値の70〜90％になることがよくあります。
許可および相互接続費用。ワットあたりのコスト入力は、機器+ labor の費用です。許可、相互接続、エンジニアリングは5〜15％追加される可能性があります。計算機の数値とまったく同じ予算を組まないでください。
通貨とインセンティブの非考慮。この計算機は定価を示しています。連邦/州/地域の補助金、税額控除、固定価格買取制度は、正味コストを20〜50％削減する可能性があります。それらを上乗せしてください。