Was ist Direkte Normalstrahlung? Definition & Erklärung

Das Wichtigste auf einen Blick

Die Direkte Normalstrahlung (DNI, englisch: Direct Normal Irradiance) misst ausschließlich den direkten Strahlungsanteil der Sonne — ohne diffuse Streuung aus dem Himmelsgewölbe — auf einer stets senkrecht zur Sonnenscheibe ausgerichteten Empfängerfläche
DNI ist die entscheidende Planungsgröße für konzentrierende Solarsysteme (CSP, CPV, Fresnelkollektoren) und zweiachsig nachgeführte PV-Anlagen; für Standard-Flachmodule ist GHI bzw. POA die relevante Größe
Deutschland weist mit 660–980 kWh/m²/Jahr vergleichsweise niedrige DNI-Werte auf — MENA-Regionen erreichen 2.000–3.000 kWh/m²/Jahr; dieser Unterschied macht CSP in Deutschland wirtschaftlich kaum sinnvoll
Der mathematische Zusammenhang lautet: GHI = DNI × cos(θz) + DHI, wobei θz der Zenitwinkel der Sonne ist; in Deutschland ist der Diffusanteil (DHI) mit 40–55 % der Globalstrahlung besonders hoch
Gemessen wird DNI mit einem Pyrheliometer auf einem Sonnentracker — im Gegensatz zum Pyranometer, das GHI auf einer horizontalen Fläche erfasst
Anerkannte DNI-Datenquellen für Deutschland und Europa sind PVGIS (EU-Kommission), NASA POWER, Meteonorm und SolarAnywhere; für standortgenaue Gutachten empfiehlt sich Meteonorm oder DWD-Stationsdaten

Was ist die Direkte Normalstrahlung?

Die Direkte Normalstrahlung (DNI — Direct Normal Irradiance) beschreibt die Strahlungsleistung, die direkt von der Sonnenscheibe auf eine Fläche trifft, die stets senkrecht (normal) zur aktuellen Sonnenposition ausgerichtet ist. Das Wort „normal” bezeichnet hier keinen Standardwert, sondern die mathematische Senkrechte zur Strahlungsrichtung.

DNI enthält bewusst keine diffuse Strahlung. Sie misst ausschließlich den ungestreuten, direkten Strahlungsanteil — also das Licht, das ohne Ablenkung durch Wolken, Aerosole oder Luftmoleküle vom Sonnenball aus geradlinig auf den Empfänger trifft. Sobald dieses Licht an Partikeln gestreut wird und aus einer anderen Richtung als der Sonnenscheibe eintrifft, zählt es zur diffusen Horizontalstrahlung (DHI).

Diese Unterscheidung ist in der Praxis wichtig, weil konzentrierende Systeme — Parabolrinnenkollektoren, Fresnelkollektoren, Heliostatenfelder und CPV-Module — nur direktes Licht auf ihre Brennpunkte fokussieren können. Diffuses Licht lässt sich nicht konzentrieren. Ein Solarkraftwerk vom Typ CSP in Marokko oder Saudi-Arabien ist daher auf hohe DNI-Werte angewiesen; ein Standardsystem mit polykristallinen Siliziummodulen auf einem Dach in Augsburg nutzt dagegen sowohl direkte als auch diffuse Strahlung.

Für die PV-Planung in Deutschland reicht GHI in den meisten Fällen aus. DNI gewinnt an Bedeutung, sobald Tracking-Systeme, CSP-Auslegungen oder internationale Projekte in sonnenreichen Regionen ins Spiel kommen.

Die Abgrenzung zu den verwandten Größen ist schnell skizziert: Globalstrahlung (GHI) ist die Gesamtstrahlung auf eine horizontale Fläche und umfasst direkten wie diffusen Anteil. DHI ist der rein diffuse Anteil. DNI ist der rein direkte Anteil, gemessen auf der zur Sonne nachgeführten Normalfläche. Alle drei Größen sind messtechnisch und physikalisch miteinander verknüpft — die exakte Beziehung zeigt Abschnitt 4.

Die drei Strahlungskomponenten: GHI, DNI, DHI

Jede Ertragssimulation, jedes Bankable-Gutachten und jede Standortbewertung im Solarsektor stützt sich auf mindestens eine dieser drei Grundgrößen. Das Verständnis ihrer Unterschiede verhindert Planungsfehler.

Standard-PV

GHI — Globale Horizontalstrahlung

Gesamte Solarstrahlung auf eine horizontale Fläche. Für Standardausrichtung die primäre Planungsgröße. Umfasst direkten Anteil (DNI × cos θz) plus diffusen Anteil (DHI). In Deutschland zwischen 980 und 1.300 kWh/m²/Jahr je nach Breitengrad und Topographie. Datengrundlage für die meisten PV-Simulationstools wie PVGIS oder PVsol.

CSP / Tracking

DNI — Direkte Normalstrahlung

Nur der direkte Strahlungsanteil, senkrecht auf die Empfängerfläche gemessen. Entscheidend für konzentrierende Systeme (CSP, Fresnel, Parabolrinnen) und zweiachsig nachgeführte PV-Anlagen. In Deutschland mit 660–980 kWh/m²/Jahr deutlich niedriger als in sonnenreichen Regionen. Gemessen mit Pyrheliometer auf automatischem Sonnentracker.

Diffus

DHI — Diffuse Horizontalstrahlung

Gestreutes Licht aus dem Himmelsgewölbe. Entsteht durch Streuung an Wolken, Aerosolen und Luftmolekülen. In Deutschland oft 40–60 % der Globalstrahlung — in Hamburg liegt der Diffusanteil sogar bei über 55 %. Für bewölkte Klimazonen ein wesentlicher Ertragsträger. Bifaziale Module und flache Neigungswinkel profitieren überproportional von hoher DHI.

Ein praktischer Hinweis: In vielen Simulationstools wie PVGIS oder PVsol wird die GHI automatisch auf die geneigte Modulebene (POA — Plane of Array Irradiance) umgerechnet. Dafür werden Transpositionsmodelle verwendet, die DHI und DNI separat behandeln. Wer die Modellwahl übersieht, riskiert systematische Abweichungen — dazu mehr in Abschnitt 6.

Die GHI-DNI-DHI-Beziehung

Der mathematische Zusammenhang zwischen den drei Strahlungskomponenten ist die Grundlage jeder Transpositionsrechnung:

Zusammenhang der Strahlungskomponenten

GHI = DNI × cos(θz) + DHI

θz = Zenitwinkel der Sonne (0° = Sonne im Zenit / Mittagshöchststand, 90° = Sonnenaufgang oder Sonnenuntergang); cos(θz) = Projektionsfaktor des direkten Strahls auf die horizontale Fläche; Einheit: W/m² (Momentanwert) oder kWh/m² (Energiemenge über Zeitraum)

Diese Formel zeigt, warum DNI in Deutschland im Verhältnis zu GHI niedrig erscheint: Der Diffusanteil (DHI) ist hier systematisch hoch. An einem typischen bedeckten Wintertag in München kann GHI bei 80 W/m² liegen, davon aber 75 W/m² diffus sein — DNI wäre dann nahe null. An einem klaren Sommertag in Freiburg kann DNI dagegen 900–950 W/m² erreichen, während DHI gleichzeitig auf 60–80 W/m² sinkt.

Die folgende Tabelle zeigt gemittelte Jahreswerte aus meteorologischen Datenbanken (PVGIS ERA5, Meteonorm 8.1):

Standort	GHI (kWh/m²/Jahr)	DNI (kWh/m²/Jahr)	DHI (kWh/m²/Jahr)	DNI-Anteil
Hamburg	1.030	660	480	64 %
Berlin	1.060	710	490	67 %
München	1.200	900	520	75 %
Freiburg	1.250	980	520	78 %
Madrid, Spanien	1.800	1.750	380	97 %
Riad, Saudi-Arabien	2.350	2.450	200	~104 %*

*DNI kann GHI übersteigen, wenn der Sonnenzenitwinkel gering ist (Sonne nahezu senkrecht) und der Diffusanteil sehr klein bleibt. Mathematisch: wenn cos(θz) nahe 1, dann DNI ≈ GHI − DHI; bei sehr kleinem DHI kann der projizierte DNI-Wert höher als GHI liegen.

Aus dieser Tabelle ergibt sich eine klare standortbezogene Schlussfolgerung für die Anlagentechnik: In Deutschland liegt der DNI-Anteil selbst an sonnenreichen Standorten wie Freiburg unter 80 %. CSP-Systeme, die Wirkungsgrade von über 90 % nur bei DNI > 1.800 kWh/m²/Jahr erreichen, sind in Deutschland wirtschaftlich nicht konkurrenzfähig gegenüber Standard-PV. Für Installationen in Spanien, Griechenland oder MENA-Regionen ändert sich diese Rechnung grundlegend.

Messung der direkten Normalstrahlung

Die messtechnische Erfassung von DNI erfordert andere Geräte als die übliche GHI-Messung und ist aufwendiger in Betrieb und Wartung.

Pyrheliometer auf automatischem Sonnentracker

Ein Pyrheliometer ist ein eng kollimiertes Strahlungsmessgerät mit einem Öffnungswinkel von typischerweise 5°, das exakt auf die Sonnenscheibe ausgerichtet wird. Es misst ausschließlich den direkten Strahlungsanteil. Das Gerät sitzt auf einem zweiachsigen Sonnentracker, der die Sonnenbahn automatisch nachführt. Diese Kombination liefert die genauesten DNI-Messwerte und bildet die Referenz für alle anderen Methoden. Typische Geräte: Kipp & Zonen CHP 1, Hukseflux DR01, Eppley NIP.

Ableitung aus GHI/DHI-Pyranometer-Kombination

Wenn kein Pyrheliometer vorhanden ist, lässt sich DNI rechnerisch ableiten: DNI = (GHI − DHI) / cos(θz). Dazu braucht man ein GHI-Pyranometer (horizontale Fläche) und ein DHI-Pyranometer mit Schattenband oder -kugel (misst nur diffuses Licht). Diese Methode ist günstiger als ein Tracker-Pyrheliometer, erzeugt aber bei niedrigem Sonnenstand (großem θz) systematische Fehler, da kleine Messunsicherheiten in GHI und DHI durch cos(θz) im Nenner verstärkt werden.

Satellitenbasierte DNI-Daten

Für die Planungspraxis ohne eigene Messstation liefern satellitengestützte Datenbanken räumlich aufgelöste DNI-Zeitreihen. PVGIS (Copernicus Satellite Data, ERA5-Reanalyse), Meteonorm (Interpolation aus Stationsdaten + Satellitendaten), NASA POWER (global, kostenlos, 1°×1° Auflösung) und SolarAnywhere (hochaufgelöst, kommerziell) sind die gängigsten Quellen. Für bankable Gutachten in Deutschland gilt Meteonorm 8.x als Industriestandard; PVGIS eignet sich gut für Vorstudien und Angebotsphase.

Welche Datenquelle für Deutschland?

Für Standardplanung in Deutschland reicht GHI aus PVGIS (ERA5) oder dem DWD-Strahlungsnetz. DNI-Daten sind nur relevant bei Tracking-Systemen oder wenn Ergebnisse für CSP-Auslegungen und internationale Projekte benötigt werden. Für bankable Ertragsgutachten in Deutschland empfiehlt sich Meteonorm 8.1 mit P50/P90-Unsicherheitsanalyse.

Praktische Hinweise

Transpositionsmodelle verstehen. Für die Umrechnung von GHI auf die geneigte Modulebene (POA) werden Transpositionsmodelle verwendet. Isotrope Modelle (Liu-Jordan) unterschätzen den Beitrag der Sonnenscheibennähe; anisotrope Modelle (Perez, Hay-Davies) berücksichtigen die DNI-Komponente separat und liefern genauere Ergebnisse, besonders bei Neigungswinkeln über 20° in sonnenreichen Regionen.
POA ist nicht GHI. Ein häufiger Planungsfehler: GHI direkt als Einstrahlungsgröße für ein 30°-Südmodul verwenden. Die tatsächliche POA liegt bei einer optimalen 30°-Südausrichtung in München etwa 12–15 % über der GHI. Das korrekte Simulationstool — SurgePV, PVsol, PVsyst — rechnet diese Transposition automatisch. Wer das Ergebnis manuell schätzt, sollte nie GHI nehmen.
Einachsige Tracker und DNI. Einachsig nachgeführte Systeme erhöhen die nutzbaren Volllaststunden um typischerweise 15–25 % in Deutschland — weniger als in MENA, weil der hohe Diffusanteil durch Tracking nicht gewonnen wird. Vor dem Einsatz eines Trackers in Deutschland sollte die DNI-Karte des Standorts konsultiert werden: Unter 700 kWh/m²/Jahr DNI rechnet sich ein Tracker kaum gegen die Mehrkosten.
P50/P90 auch für DNI. Bei internationalen Projekten mit Tracking-Anteil oder CSP-Komponente müssen P50- und P90-Quantile auch für DNI berechnet werden, da die interannuelle Variabilität von DNI höher ist als die von GHI — besonders in semiariden Klimazonen mit variablem Staubgehalt (AOD).
Bifaziale Module und diffuse Strahlung. Für bifaziale Modulplanungen ist der hohe DHI-Anteil in Deutschland ein Vorteil: Diffuses Licht von unten trägt mehr zum Rückseitenertrag bei als direktes. DNI ist für die Rückseitenberechnung weniger relevant als Albedo und DHI-Verteilung.

Datenqualität vor Ort beurteilen. Satellitendaten haben typische Unsicherheiten von ±5–8 % für GHI und ±8–12 % für DNI. In Tälern, Hanglagen oder Küstennähe kann die Abweichung größer sein. Wer systematisch unter oder über den Simulationsprognosen liegt, sollte prüfen, ob die verwendete Datenquelle für den konkreten Standort geeignet ist — oder ob eine temporäre Eigenmesskampagne sinnvoll ist.
Tracking-Systeme sachgerecht bewerten. Bei Kundenanfragen zu Tracking-Anlagen in Deutschland: Die Mehrertragszahlen aus internationalen Studien (oft 20–30 %) gelten für MENA-Regionen mit hohem DNI. In Deutschland sind 12–18 % realistisch. Die Verschattungsanalyse für Freiflächenanlagen mit Tracking ist komplexer als bei Festständern, da der Neigungswinkel variiert.
Strahlungsdaten im Angebot dokumentieren. Gute Praxis: im Angebot oder in der Simulationsdokumentation immer die Strahlungsdatenquelle angeben (PVGIS ERA5, Meteonorm 8.1 usw.) und den verwendeten GHI-Jahreswert am Standort. Das schafft Transparenz und ist im Fall einer späteren Abweichungsanalyse wichtig.
Internationale Projekte anders kalkulieren. Wer für Kunden Projekte in Südeuropa oder Nordafrika plant, muss DNI in die Analyse einbeziehen — besonders wenn Single-Axis-Tracker vorgesehen sind. Die Ertragssteigerung durch Tracking ist dort zwei- bis dreimal höher als in Deutschland.

Standortattraktivität mit DNI-Karte kommunizieren. Eine DNI-Karte ist ein eingängiges Verkaufsargument für Kunden mit mehreren Standorten: Sie zeigt sofort, welche Standorte in einem internationalen Portfolio das höchste Strahlungspotenzial haben. Besonders wirksam bei Kunden mit Projekten in Deutschland und gleichzeitig in Spanien, Italien oder der MENA-Region.
Tracking-Prämie erklären. Kunden fragen oft, warum eine Tracking-Anlage in Bayern weniger Mehrertrag bringt als erwartet. Die Antwort liegt im niedrigen DNI: Tracking maximiert den Nutzen direkter Strahlung. In Bayern mit 900 kWh/m²/Jahr DNI ist der Gewinn kleiner als in Andalusien mit 1.750 kWh/m²/Jahr. Diese sachliche Erklärung verhindert Enttäuschungen nach der Inbetriebnahme.
Bankable Simulation als Verkaufsargument. Professionelle Ertragsberechnungen mit stündlich aufgelösten GHI/DNI/DHI-Daten aus validierten Quellen erhöhen die Finanzierungsfähigkeit eines Projekts. Banken und Investoren akzeptieren Simulationen eher, wenn die Strahlungsdaten aus Meteonorm oder PVGIS stammen und P90-Szenarien ausgewiesen sind. Eine Solarplanungssoftware die diese Standards erfüllt, ist kein Kostenpunkt — sie ist ein Bankabilitätsnachweis.
Norddeutschland vs. Süddeutschland quantifizieren. Ein einfacher Vergleich: Hamburg mit 1.030 kWh/m²/Jahr GHI gegenüber Freiburg mit 1.250 kWh/m²/Jahr bedeutet gut 20 % mehr Jahresertrag für die gleiche Anlage im Süden. Das entspricht bei einer 100-kWp-Anlage mit 1.000 kWh/kWp in Freiburg vs. 830 kWh/kWp in Hamburg einem Mehrumsatz von über 7.000 € pro Jahr bei 5 Cent/kWh Vergütung. Konkrete Zahlen überzeugen mehr als abstrakte Strahlungsdiagramme.

Präzise Strahlungsdaten für jede Anlage

SurgePV nutzt stündliche GHI/DNI/DHI-Daten aus mehreren validierten Quellen — für bankable Ertragsprognosen an jedem deutschen Standort und für internationale Projekte in sonnenreichen Regionen.

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Praxisbeispiele

Standortvergleich: Festständer vs. einachsiger Tracker

Eine 100-kWp-Freiflächenanlage in München (DNI: ~900 kWh/m²/Jahr) wird in zwei Varianten geplant: fester Aufständerung mit 30° Südneigung und einachsiger Ost-West-Tracker.

Der Festständer erzielt bei einem spezifischen Jahresertrag von 1.100 kWh/kWp rund 110.000 kWh/Jahr. Der Tracker erhöht die effektive POA-Einstrahlung um etwa 15–17 %, resultierend in 125.000–129.000 kWh/Jahr. Der Mehrertrag von 15.000–19.000 kWh/Jahr entspricht bei 5 Ct/kWh Direktvermarktung einem Mehrumsatz von 750–950 €/Jahr. Bei Tracker-Mehrkosten von 30.000–40.000 € dauert die Amortisation des Mehraufwands allein 30–50 Jahre — kaum wirtschaftlich.

Dieselbe Rechnung für einen Standort in Murcia, Spanien (DNI: ~1.800 kWh/m²/Jahr): Der Tracker bringt dort 22–27 % Mehrertrag. Bei deutlich höheren Volllaststunden und niedrigeren Strompreisen im Eigenverbrauch rechnet sich das Investment in 7–10 Jahren. Der Unterschied liegt fast vollständig in der höheren DNI.

Internationales Projekt: warum DNI in Spanien anders bewertet werden muss

Ein mittelgroßes Solarbauunternehmen plant eine Freiflächenanlage in der Extremadura, Spanien — mit Erfahrung aus deutschen Projekten, aber ohne Anpassung der Simulationsparameter. Die Planer verwenden die GHI-Daten korrekt, übersehen aber beim Transpositionsmodell die höhere DNI-Dominanz des Standorts.

Das gewählte isotrope Transpositionsmodell (Liu-Jordan) behandelt diffuse und direkte Strahlung vereinfacht gleich. In Deutschland mit 48–55 % Diffusanteil führt das zu Fehlern von 1–3 %. In der Extremadura mit nur 18–22 % Diffusanteil beträgt der Fehler 5–8 %. Das Ergebnis: eine systematische Ertragsüberschätzung von etwa 7 %, die erst nach Inbetriebnahme auffällt und zu Diskussionen mit dem Finanzierungspartner führt.

Die Lösung: für Standorte mit DNI-Anteil über 85 % immer anisotrope Transpositionsmodelle (Perez-Modell oder Hay-Davies) verwenden. Eine professionelle Solarplanungssoftware wählt das Modell automatisch nach Standortcharakteristik — oder gibt dem Planer die Wahl.

Planungsfehler: GHI statt POA als Berechnungsbasis

Ein häufiger Fehler in der Angebotsphase: Ein Verkäufer schätzt den Jahresertrag einer 10-kWp-Dachanlage in Nürnberg grob mit der verfügbaren GHI von 1.100 kWh/m²/Jahr. Tatsächlich beträgt die POA auf einem 35°-Süddach in Nürnberg rund 1.260 kWh/m²/Jahr — 14,5 % mehr. Bei einem Performance Ratio von 0,82 ergibt sich ein Jahresertrag von 10.332 kWh (POA-basiert) gegenüber 9.020 kWh (GHI-basiert, falsch). Die Differenz von 1.312 kWh/Jahr entspricht einer Ertragsüberschätzung von 14,5 %, wenn GHI versehentlich direkt eingesetzt wird — oder umgekehrt einer systematischen Unterschätzung von gleichem Ausmaß, wenn GHI als Einstrahlungsgröße ohne Transposition genommen wird.

Für den Azimutwinkel und den Neigungswinkel gilt das gleiche Prinzip: Die optimale Ausrichtung optimiert die POA, nicht die GHI. Transpositionsrechnung ist kein akademischer Schritt — sie ist der Kern jeder korrekten Ertragsprognose.

Strahlungsdaten und Verschattung

Die Direkte Normalstrahlung reagiert besonders empfindlich auf Verschattung: Bereits eine partielle Abschattung der Sonnenscheibe reduziert DNI auf null, während DHI kaum beeinträchtigt wird. Für Anlagen an teilbeschatteten Standorten oder mit Hindernissen im Nahbereich ist daher eine sorgfältige Verschattungsanalyse unerlässlich — besonders wenn Tracking-Systeme geplant sind.

Häufig gestellte Fragen

Was ist der Unterschied zwischen DNI, GHI und DHI?

GHI (Global Horizontal Irradiance / Globale Horizontalstrahlung) ist die Gesamtstrahlung auf einer horizontalen Fläche und umfasst den direkten Anteil plus den diffusen Anteil. DHI (Diffuse Horizontal Irradiance / Diffuse Horizontalstrahlung) ist ausschließlich der gestreute Anteil aus dem Himmelsgewölbe. DNI (Direct Normal Irradiance / Direkte Normalstrahlung) ist ausschließlich der direkte Strahlungsanteil, gemessen auf einer zur Sonne senkrechten Fläche. Der Zusammenhang: GHI = DNI × cos(θz) + DHI.

Warum ist die DNI in Deutschland verhältnismäßig niedrig?

Deutschland liegt zwischen dem 47. und 55. Breitengrad — weit nördlicher als sonnenreiche Regionen wie Südspanien oder MENA. Der tiefe Sonnenstand bedeutet, dass die Solarstrahlung eine längere Atmosphärenstrecke zurücklegen muss, was mehr Streuung erzeugt. Hinzu kommt die häufige Bewölkung durch atlantische Tiefdruckgebiete, die den Diffusanteil systematisch erhöht. Das Ergebnis: In Hamburg beträgt DNI nur rund 660 kWh/m²/Jahr gegenüber 2.450 kWh/m²/Jahr in Riad.

Welche Strahlungsgröße ist für die PV-Planung am wichtigsten?

Für Standard-Flachmodule in Deutschland ist die POA (Plane of Array Irradiance) die unmittelbar relevante Größe — sie wird aus GHI und DHI per Transpositionsmodell berechnet. GHI ist die wichtigste Eingangsgröße für diese Rechnung. DNI wird relevant bei Tracking-Systemen (Single-Axis oder Dual-Axis), bei CSP-Auslegungen und bei internationalen Projekten in sonnenreichen Regionen mit hohem DNI-Anteil.

Wo finde ich DNI-Daten für meinen Standort?

Kostenfreie Quellen: PVGIS (pvgis.ec.europa.eu) liefert stündliche GHI-, DHI- und DNI-Daten für ganz Europa und darüber hinaus; NASA POWER bietet globale Daten mit 0,5°×0,5° Auflösung. Kostenpflichtige Quellen mit höherer Genauigkeit: Meteonorm 8.1 (Industriestandard für bankable Gutachten in Deutschland), SolarAnywhere (besonders für Nordamerika), 3TIER by Vaisala. Für die Angebotsphase reicht PVGIS; für bankable Finanzierungsunterlagen sollte Meteonorm oder eine gleichwertige validierte Quelle verwendet werden.

Ist DNI für alle Solaranlagen relevant oder nur für Spezialsysteme?

Für typische deutsche Dachanlagen und Freiflächenanlagen mit Festständern ist DNI keine direkte Planungsgröße — hier arbeiten die Simulationstools intern mit GHI und DHI. DNI wird explizit relevant bei: einachsig oder zweiachsig nachgeführten Anlagen, CSP- und CPV-Systemen, bifazialen Anlagen mit optimiertem Tracking, Standortbewertungen für internationale Projekte und beim Verständnis von Transpositionsmodellen. Für alle anderen Fälle reicht das Verständnis von Globalstrahlung und POA vollständig aus.

Direkte Normalstrahlung