Jede Schätzung des Solarertrags beginnt mit einer Ressourcenzahl: Wie viel Sonnenlicht erreicht den Standort, in welcher Form und aus welcher Richtung. Drei Strahlungskomponenten – Global Horizontal Irradiance (GHI), Direct Normal Irradiance (DNI) und Diffuse Horizontal Irradiance (DHI) – beschreiben verschiedene Aspekte dieser Ressource. Die Auswahl des richtigen Moduls für Ihren Systemtyp ist nicht optional: Die Verwendung von DNI bei geeignetem GHI oder umgekehrt kann zu Ertragsfehlern von 10–30 % führen, bevor ein einzelnes Modul installiert ist.
Die drei Komponenten der Sonneneinstrahlung
Globale horizontale Strahlung (GHI) ist die gesamte Sonnenstrahlung, die auf einer horizontalen Fläche empfangen wird. Es ist die Summe der auf eine horizontale Ebene projizierten direkten Strahlung zuzüglich der gesamten diffusen Himmelsstrahlung. Der GHI wird mit einem flach montierten Pyranometer gemessen. Es handelt sich um den am weitesten verbreiteten Einstrahlungsdatensatz und den Standardausgangspunkt für die Ertragsmodellierung von PV-Anlagen mit fester Neigung.
Direkte Normalstrahlung (DNI) ist die Sonnenstrahlung, die auf einer Oberfläche empfangen wird, die immer senkrecht zur Sonne steht – d. h. sie folgt der Sonne den ganzen Tag über. DNI misst nur die direkte Strahlkomponente ohne diffusen Beitrag. Sie wird mit einem Pyrheliometer gemessen, das auf einem Sonnentracker montiert ist. DNI ist die relevante Ressourcenmetrik für konzentrierende Systeme (CSP, CPV) und ist die Komponente, die durch ein- und zweiachsige Solartracker maximiert wird.
Diffuse horizontale Bestrahlungsstärke (DHI) ist die von der Himmelskuppel empfangene Sonnenstrahlung ohne den direkten Strahl – gestreut durch Wolken, Aerosole und Luftmoleküle. Sie wird mit einem Pyranometer gemessen, dessen Abschirmscheibe den direkten Strahl blockiert. In bewölkten Klimazonen kann der DHI 40–60 % des WHI ausmachen. Bei klarem Wüstenklima kann der Wert auf 10–15 % sinken.
Die Beziehung zwischen den dreien ist: GHI = DNI × cos(θ) + DHI, wobei θ der Zenitwinkel der Sonne ist (Winkel zwischen der Sonne und der Vertikalen). Diese Zerlegungsidentität ist für alle Transpositionsberechnungen von grundlegender Bedeutung.
Welche Komponente für verschiedene Systemtypen verwendet werden soll
| Systemtyp | Primäre Ressourcenmetrik | Warum |
|---|---|---|
| PV mit fester Neigung (Dach- oder Bodenmontage) | GHI | Die Panels empfangen sowohl Strahl- als auch diffuse Strahlung; GHI ist der Ausgangspunkt für die Umsetzung auf eine geneigte Oberfläche (POA). |
| Einachsiger Tracker (SAT) | GHI (oder GTI-Modell) | Ertragswerkzeuge übertragen den GHI auf die Bestrahlungsstärke einer rotierenden Ebene; Standorte mit hohem DNI profitieren am meisten von der Nachverfolgung |
| Zweiachsiger Tracker | DNI + DHI | Die Doppelachse folgt perfekt der Sonne; Ausbeute = DNI + DHI-Komponente auf normaler Oberfläche |
| Konzentrierende Solarenergie (CSP) | Nur DNI | Spiegel konzentrieren nur den Direktstrahl; diffuse Strahlung kann nicht fokussiert werden |
| Bifaziale feste Neigung | GHI + Albedo | Auf der Vorderseite wird ein transponierter WHI verwendet. Die Rückseite erfasst diffuse + vom Boden reflektierte Strahlung |
| Gebäudeintegrierte PV (BIPV) | GTI (Plane-of-Array) | Vertikale oder abgewinkelte Flächen erfordern eine vollständige Transposition, einschließlich zirkumsolarer Diffusion |
Datenquellen zur Bestrahlungsstärke: Was für die Projektentwicklung zu verwenden ist
Mehrere maßgebliche Datenbanken stellen langfristige monatliche und stündliche Einstrahlungsdaten bereit:
- NASA-POWER: Kostenlos, weltweite Abdeckung, stündliche Daten zurück bis 1984. Auflösung ~50 km. Am besten für Früherkennungsuntersuchungen geeignet.
- PVGIS (Gemeinsame Forschungsstelle der EU): kostenlos, hervorragende Abdeckung von Europa, Afrika und Asien. Auflösung ~5 km. Standard für europäische Projekte.
- SolarAnywhere / Solargis: kommerzielle Produkte mit einer Auflösung von bis zu 250 m, P50/P90-Unsicherheitsanalyse und Langzeittrenddaten. Erforderlich für bankfähige Ertragsberichte bei Projekten >500 kWp.
- Meteonorm: Industriestandard-TMY-Generator (Typical Meteorological Year), der direkt in PVsyst verwendet wird. Kombiniert Satelliten- und Bodenstationsdaten.
- Pyranometer der Bodenstation: sind am genauesten, erfordern jedoch 1–3 Jahre Vor-Ort-Messung. Von einigen Kreditgebern für Projekte >10 MWp oder in datenarmen Regionen (Teile Zentralasiens, Subsahara-Afrika) vorgeschrieben.
WHI-Karten und regionale Benchmarks
| Region | Jährlicher WHI (kWh/m²/Jahr) | DNI (kWh/m²/Jahr) | Tracker-Vorteil |
|---|---|---|---|
| Nordeuropa (Deutschland, Polen) | 950–1.200 | 700–950 | Niedrig (10–15 %) |
| Südeuropa (Spanien, Italien) | 1.500–1.900 | 1.400–1.800 | Mäßig (18–22 %) |
| Naher Osten (VAE, Saudi-Arabien) | 1.900–2.400 | 2.000–2.600 | Hoch (22–28 %) |
| Zentralasien (KZ, UZ) | 1.400–1.700 | 1.300–1.600 | Mäßig (18–24 %) |
| Südostasien (Thailand, Vietnam) | 1.400–1.700 | 1.000–1.400 | Niedrig (12–18 %) – stark diffus |
| Australien (im Landesinneren) | 1.800–2.200 | 1.900–2.400 | Hoch (22–27 %) |
Von GHI bis zur Plane-of-Array (POA)-Bestrahlungsstärke
Der Ertragsmodellierungs-Workflow übersetzt GHI in die tatsächlich auf Ihre geneigten Panels fallende Bestrahlungsstärke – genannt POA-Bestrahlungsstärke (Plane of Array).. Dies erfordert drei Schritte:
- Zersetzung: Teilen Sie GHI mithilfe eines Zerlegungsmodells (Erbs, Reindl oder Perez) in Direktstrahl (Bh) und DHI auf. Dies ist erforderlich, wenn nur der WHI verfügbar ist und DNI/DHI nicht separat gemessen werden.
- Umsetzung: Konvertieren Sie Strahl- und Streukomponenten mithilfe eines Transpositionsmodells (Hay-Davies, Perez oder Reindl) vom horizontalen in den geneigten Oberflächenwinkel. Das Perez-Modell ist für die diffuse Transposition auf geneigten Oberflächen am genauesten.
- Schattierungs- und Verschmutzungskorrektur: Wenden Sie nahezu schattierungsnahe Horizontprofile und Verschmutzungsverluste an – siehe unseren Artikel über Verschmutzungsverlustfaktoren – um die Netto-Einstrahlungsstärke zu ermitteln.
Das Ergebnis ist die stündliche POA-Bestrahlungsstärke, die dann mit kombiniert wird Modultemperaturkoeffizienten und Wechselrichtereffizienzkurven, um eine P50-Jahresenergieertragsschätzung zu erstellen.
P50 vs. P90: Ertragswahrscheinlichkeit verstehen
Eine P50-Ertragsschätzung ist das Produktionsniveau, das voraussichtlich in 50 % der Jahre überschritten wird – der Median. Eine P90-Schätzung (die in 90 % der Jahre überschritten wird) berücksichtigt die Schwankungen der Bestrahlungsstärke zwischen den Jahren und wird als konservativer Fall bei der Fremdfinanzierung verwendet. Der Unterschied zwischen P50 und P90 beträgt typischerweise 5–10 % für gut charakterisierte Standorte mit langen Datensätzen und weitet sich auf 10–20 % in datenarmen Regionen aus, in denen die Unsicherheit des Satellitenmodells höher ist.
Für unsere Zielmärkte in Zentralasien und im Nahen Osten – Regionen mit hohem DNI, relativ geringem diffusem Anteil und schnell wachsendem Solareinsatz – sind genaue WHI-Daten an Projektstandorten zunehmend von Solargis und PVGIS verfügbar. Kontaktieren Sie uns um die Beschaffung von Strahlungsdaten für Ihr spezifisches Land zu besprechen und wie wir diese bei der Gerätedimensionierung berücksichtigen kommerzieller Wechselrichter und Modul Auswahl.