Das Wichtigste auf einen Blick
- Globalstrahlung (GHI) ist die Summe aller Solarstrahlung auf einer horizontalen Fläche — sie setzt sich aus Direktstrahlung (DNI × cos θz) und Diffusstrahlung (DHI) zusammen; Reflexionsstrahlung (Albedo) kommt optional hinzu
- Die Einheit ist W/m² für den Momentanwert und kWh/m²/Jahr für die Jahressumme; beide Größen haben unterschiedliche Bedeutung in Simulation und Messung
- Deutsche Jahresmittelwerte liegen zwischen ~980 kWh/m²/Jahr (Hamburg) und ~1.300 kWh/m²/Jahr (Freiburg) — ein Unterschied, der den Anlagenertrag um 20–30 % verschieben kann
- In Norddeutschland sind 55–60 % der Globalstrahlung diffus; in Süddeutschland sinkt dieser Anteil auf 48–53 % — das beeinflusst die Modulwahl und Simulationsmodelle
- Für Ertragsprognosen wird die GHI auf die geneigte Modulebene (POA, Plane of Array) umgerechnet — eine 30°-Südausrichtung gewinnt dabei 10–15 % gegenüber der Horizontalen
- Anerkannte Datenquellen sind DWD, PVGIS, Meteonorm und NASA POWER; für bankable Gutachten gilt Meteonorm als Industriestandard in Deutschland
- Das typische meteorologische Jahr (TMY) bildet die statistische Basis jeder Simulation — es ist kein historisches Jahr, sondern ein konstruiertes Referenzjahr aus Monatsmitteln über 10–20 Jahre
Was ist Globalstrahlung?
Globalstrahlung (englisch: Global Horizontal Irradiance, GHI) bezeichnet die gesamte auf eine horizontale Fläche auftreffende Solarstrahlung. Sie ist die wichtigste meteorologische Eingangsgröße für jede Ertragsberechnung einer Photovoltaikanlage — egal ob für ein 5-kWp-Eigenheim in Hannover oder eine 50-MWp-Freiflächenanlage in Bayern.
Der Begriff umfasst physikalisch zwei Hauptkomponenten: Direktstrahlung, die ohne Streuung direkt von der Sonnenscheibe auf die Fläche trifft, und Diffusstrahlung, die durch Streuung an Wolken, Aerosolen und Luftmolekülen aus allen Richtungen des Himmels eintrifft. Dazu kann, abhängig vom Untergrund, ein Reflexionsanteil (Albedo) kommen.
Globalstrahlung ist nicht das Gleiche wie Sonnenstunden. Ein bewölkter Tag in Hamburg liefert trotzdem Diffusstrahlung — und ein Modul auf dem Dach erzeugt auch dann Strom, wenn keine direkte Sonne zu sehen ist. Wer das unterschätzt, plant falsch.
Im Deutschen werden die Begriffe „Globalstrahlung” und „Solarstrahlung” oft synonym verwendet, obwohl Globalstrahlung technisch präziser ist und ausschließlich die horizontale Komponente beschreibt. Für die geneigten Modulflächen einer PV-Anlage wird die GHI anschließend in die sogenannte Einstrahlung auf die geneigte Ebene (POA, Plane of Array Irradiance) umgerechnet.
Strahlungskomponenten im Detail
Die drei Bestandteile der Globalstrahlung unterscheiden sich in Herkunft, Anteil und messtechnischer Erfassung:
DNI — Direct Normal Irradiance
Strahlung, die direkt von der Sonnenscheibe kommt, ohne Streuung in der Atmosphäre. Gemessen senkrecht zur Sonnenscheibe mit einem Pyrheliometer. In Deutschland macht sie 40–52 % der Jahresglobalstrahlung aus — in München höher als in Hamburg. Hoher DNI-Anteil begünstigt konzentrierende Systeme (CSP) und optimierte Ausrichtung.
DHI — Diffuse Horizontal Irradiance
Strahlung, die durch Streuung an Wolken, Aerosolen und Luftmolekülen aus dem gesamten Himmelszelt eintrifft. In Deutschland bildet sie mit 48–60 % den größeren Anteil der Globalstrahlung. Diffusstrahlung ist isotropisch — sie kommt aus allen Richtungen gleichzeitig, was bifaziale Module und gering geneigte Flächen begünstigt.
Albedo-Strahlung
Vom Boden reflektierte Strahlung, die auf die Rückseite oder geneigte Frontseite eines Moduls trifft. Der Albedowert hängt vom Untergrund ab: Asphalt ca. 0,05–0,10, Gras 0,20–0,25, Schnee bis 0,90. Für bifaziale Module ist der Albedo-Beitrag simulationsrelevant — ein Schneefeld kann den Rückseitenertrag um 5–12 % steigern.
Plane of Array Irradiance
Keine eigene Strahlungskomponente, sondern das Ergebnis der Umrechnung: GHI + Diffus- und Reflexionsanteile, transponiert auf die geneigte und ausgerichtete Modulebene. POA ist die Strahlung, die das Modul tatsächlich „sieht” — sie ist die direkte Eingangsgröße für die Energieertragssimulation.
Die physikalische Formel
GHI [W/m²] = DHI [W/m²] + DNI [W/m²] × cos(θz)H [kWh/m²/a] = Σ GHI(t) × ΔtDer Zenitwinkel θz ist entscheidend: In Süddeutschland sinkt der Sonnenzenitwinkel im Sommer zur Mittagszeit auf etwa 27° (München, 22. Juni), was einen cos(27°) = 0,89 ergibt. An einem Wintertag beträgt er mittags schon 63°, cos(63°) = 0,45 — der Direktanteil am GHI halbiert sich damit nahezu.
W/m² beschreibt die momentane Strahlungsintensität (Leistung pro Fläche), kWh/m² die über Zeit integrierte Energie. Ein trüber Tag kann 6 Stunden lang 150 W/m² liefern und summiert damit 0,9 kWh/m² — weniger als ein klarer Sommertag mit 3 Stunden über 800 W/m².
Globalstrahlung nach deutschen Standorten
Die regionale Variation der Globalstrahlung in Deutschland ist für die Anlagenplanung erheblich. Zwischen Hamburg und Freiburg liegt ein Unterschied von rund 300 kWh/m²/Jahr — was bei einer 10-kWp-Anlage etwa 300–450 kWh/Jahr mehr Ertrag im Süden bedeutet.
| Stadt | GHI horizontal (kWh/m²/a) | Diffusanteil (%) | Volllaststunden Süd/30° |
|---|---|---|---|
| Hamburg | 980–1.050 | 57–62 | 880–950 |
| Bremen | 990–1.060 | 56–61 | 895–960 |
| Berlin | 1.000–1.080 | 55–60 | 910–980 |
| Düsseldorf | 1.020–1.090 | 56–60 | 920–990 |
| Frankfurt a.M. | 1.050–1.130 | 53–58 | 950–1.020 |
| Stuttgart | 1.100–1.180 | 51–56 | 995–1.070 |
| München | 1.150–1.250 | 48–54 | 1.040–1.130 |
| Freiburg | 1.200–1.300 | 46–52 | 1.090–1.180 |
Quellen: DWD Klimareferenz 1991–2020, PVGIS v5.2. Volllaststunden auf geneigte Fläche (30° Süd) ca. 10–13 % höher als horizontal.
Kunden in Hamburg sehen auf Google häufig Durchschnittsangaben aus dem Bundesgebiet (oft auf München-Basis gerechnet). Wer in einem Angebot mit standortkorrekten DWD-Daten arbeitet, vermeidet sowohl Enttäuschungen als auch Unterdimensionierungen — und zeigt Fachkompetenz.
Deutschland im europäischen Vergleich
| Standort | GHI horizontal (kWh/m²/a) |
|---|---|
| Oslo, Norwegen | 830–890 |
| London, Großbritannien | 920–980 |
| Hamburg, Deutschland | 980–1.050 |
| Berlin, Deutschland | 1.000–1.080 |
| Zürich, Schweiz | 1.100–1.180 |
| Wien, Österreich | 1.130–1.210 |
| Rom, Italien | 1.550–1.680 |
| Madrid, Spanien | 1.700–1.820 |
| Athen, Griechenland | 1.750–1.900 |
Deutschland liegt im europäischen Mittelfeld. Das bedeutet: Anlagen in Deutschland sind wirtschaftlich — aber nur mit einer sorgfältigen Simulation, die den höheren Diffusanteil, Verschattung und Systemverluste korrekt abbildet. Eine pauschale „1.000-Stunden-Faustregel” ersetzt keine Solardesign-Software.
Von der Horizontalen zur Modulebene: Transpositionsmodelle
Die gemessene Globalstrahlung bezieht sich immer auf eine horizontale Fläche. Solarmodule sind aber geneigt und ausgerichtet — deshalb muss GHI in POA-Strahlung (Plane of Array) umgerechnet werden. Diese Umrechnung nennt sich Transposition.
Direktkomponente umrechnen
Der Direktanteil (DNI) wird anhand des Einstrahlungswinkels auf die Modulfläche umgerechnet. Bei einer 30°-Südneigung ist der Direktanteil im Sommer deutlich größer als auf der Horizontalen — die Sonne trifft das Modul fast senkrecht.
Diffuskomponente modellieren
Diffusstrahlung kommt aus dem gesamten Himmelszelt, nicht nur von der Sonne. Transpositionsmodelle — Perez, Hay-Davies oder Reindl — beschreiben, wie viel davon auf eine geneigte Fläche trifft. Das Perez-Modell gilt als genauestes und wird von den meisten professionellen Simulationswerkzeugen verwendet.
Albedo addieren
Bodennah reflektierte Strahlung wird über den Albedowert des Untergrunds berechnet. Standard in der Praxis: 0,20 für Gras und typische Bebauung. Für Schneelagen (temporär) oder helle Kiesflächen bei Freiflächenanlagen wird ein erhöhter Wert angesetzt.
POA-Gesamtstrahlung bilden
POA = transponierte Direktstrahlung + transponierte Diffusstrahlung + Reflexionsanteil. Für eine 30°-Südausrichtung in Deutschland ergibt sich eine POA von ca. 10–15 % über der horizontalen GHI — in Freiburg also bis zu 1.495 kWh/m²/Jahr auf der Modulebene.
In norddeutschen Standorten mit 57–62 % Diffusanteil verhält sich Diffusstrahlung für das Modul wie ein gleichmäßig beleuchteter Himmel. HJT-Module (Heterojunction-Technology) und moderne bifaziale n-Typ-Zellen haben eine höhere Schwachlichteffizienz — sie konvertieren Diffusstrahlung effizienter als ältere polykristalline Technologien. Dieser Vorteil ist in Hamburg relevanter als in München.
Datenquellen für Globalstrahlung
Die Wahl der Strahlungsdatenquelle beeinflusst das Simulationsergebnis direkt. Für bankable Ertragsgutachten in Deutschland gilt:
| Datenquelle | Zeitraum | Zeitliche Auflösung | Räumliche Auflösung | Kosten | Empfehlung |
|---|---|---|---|---|---|
| DWD (Deutscher Wetterdienst) | 1981–2020+ | Stündlich | Messstationen (~150 DE) | Kostenlos (CDC-Portal) | Validierung, lokale Stationsdaten |
| PVGIS v5.2 (EU JRC) | 2005–2020 | Stündlich | 3 km (SARAH-3) | Kostenlos | Planung, Förderanträge |
| Meteonorm 8 | 1991–2020 | Stündlich (TMY) | Interpoliert (~8.000 Stat.) | Lizenzpflichtig | Bankable Gutachten, Standard DE |
| SolarAnywhere | 1998–heute | 15-minütig | 3–10 km | Abonnement | Hochauflösende Simulation |
| NASA POWER | 1984–heute | Täglich/stündlich | 50 km | Kostenlos | Erste Orientierung, internationale Projekte |
Für Projekte mit Bankfinanzierung oder Versicherungsanfragen ist Meteonorm 8 der De-facto-Standard in Deutschland. PVGIS eignet sich für Förderanträge und initiale Wirtschaftlichkeitsrechnungen, da es kostenlos zugänglich und von Behörden anerkannt ist.
Das typische meteorologische Jahr (TMY)
Weder ein extrem sonniges noch ein besonders trübes Jahr sollte die Grundlage einer 20-jährigen Ertragsprognose bilden. Deshalb wird in der PV-Simulation mit einem typischen meteorologischen Jahr (TMY) gearbeitet.
Ein TMY ist kein historisches Einzeljahr, sondern ein synthetisch zusammengesetztes Referenzjahr: Aus einer Zeitreihe von 10–20 Jahren werden für jeden Kalendermonat die „typischsten” Wochen herausgefiltert und zu einem vollständigen 8.760-Stunden-Datensatz zusammengesetzt. Das Ergebnis ist ein Jahr, das den langjährigen Mittelwert möglichst gut repräsentiert.
Die Qualität des TMY wirkt sich direkt auf die Prognosegüte aus. Meteonorm 8 nutzt Referenzdaten von 1991–2020 — die aktuellste verfügbare Periode, die bereits Klimaveränderungen ab den 1990er-Jahren einbezieht. Ältere Datensätze (Basis 1961–1990) können die Globalstrahlung für manche deutsche Standorte um 2–4 % unterschätzen.
Das TMY liefert den P50-Ertrag — den Ertrag, der in 50 % der Jahre überschritten wird. Für bankable Finanzierungen verlangen Kreditgeber oft den P90-Wert (wird in 90 % der Jahre überschritten). Dieser liegt für deutsche Standorte typisch 5–8 % unter P50 und erfordert eine Unsicherheitsanalyse der Strahlungsdaten.
Strahlungskomponenten im Überblick
| Komponente | Anteil Deutschland (typisch) | Messgröße | Messinstrument |
|---|---|---|---|
| Direktstrahlung (DNI) | 40–52 % | W/m² senkrecht zur Sonne | Pyrheliometer + Sonnentracker |
| Diffusstrahlung (DHI) | 48–60 % | W/m² horizontal, ohne Direktanteil | Pyranometer + Abschattungsring |
| Globalstrahlung (GHI) | 100 % | W/m² horizontal gesamt | Pyranometer (ohne Abschattung) |
| Reflexionsstrahlung | 2–8 % (additiv POA) | W/m² (standortabhängig) | Albedometer oder Modell |
Pyranometer sind die Standardinstrumente für GHI-Messungen. Professionelle Messstationen (z.B. DWD-Klimareferenzstationen) kalibrieren ihre Geräte nach ISO 9060 Klasse A oder B. Günstigere Siliziumzellen-Pyranometer (wie in vielen Wechselrichtern verbaut) weisen oft 3–8 % Messfehler auf und eignen sich nicht für bankable Messreihen.
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SurgePV integriert PVGIS und Meteonorm-Daten direkt in die Simulationsumgebung — stündliche TMY-Daten für jeden deutschen Standort, mit automatischer GHI-zu-POA-Transposition und Verschattungskorrektur.
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Praktische Hinweise
Strahlungsdaten richtig einsetzen
- Datenquelle dokumentieren: In jedem Ertragsgutachten die genaue Strahlungsquelle, den verwendeten Zeitraum und die TMY-Basis angeben (z.B. „Meteonorm 8, Referenzperiode 1991–2020”). Das ist für bankable Gutachten Pflicht.
- Horizontale GHI ≠ POA: Nie die horizontale Jahresglobalstrahlung als direkte Einstrahlungsgröße für Module verwenden. Immer das Transpositionsmodell klar benennen — Perez liefert in der Regel die geringsten Abweichungen für Deutschland.
- Diffusanteil in der Modellwahl berücksichtigen: Bei Standorten mit über 55 % Diffusanteil (Norddeutschland, Großstädte) schlägt sich die Genauigkeit des Diffus-Transpositionsmodells stärker auf das Ergebnis nieder als im sonnigen Süden.
- Verschattungssimulation und GHI kombinieren: Eine Verschattungsanalyse rechnet mit der POA-Strahlung, nicht mit GHI. Wer beide Größen verwechselt, produziert systematisch falsche Ertragsprognosen.
- Klimawandel-Korrektur prüfen: Für Finanzierungslaufzeiten über 2035 hinaus empfiehlt es sich, Klimakorrekturfaktoren (CC-Faktoren) zu diskutieren — die DWD-Klimaprojektionen zeigen für Süddeutschland eine leichte Zunahme der Globalstrahlung.
Globalstrahlung auf der Baustelle
- Solarimeter vs. Simulation: Ein einfaches Handmessgerät auf der Baustelle misst GHI punktuell — das reicht für eine Plausibilitätsprüfung, aber nicht für eine Ertragsprognose. Für Gutachten immer auf Langzeitdatensätze zurückgreifen.
- Verschattung im Winter nicht ignorieren: Im Winter ist der Sonnenzenitwinkel hoch, Verschattungen durch Dachaufbauten, Nachbargebäude oder Bäume fallen zeitlich anders als im Sommer. Die GHI-Verteilung über das Jahr zeigt, wann Verluste am schwersten wiegen.
- Ausrichtungsoptimierung kommunizieren: Der Unterschied zwischen Ost-West-Anlage und Süd-30°-Anlage in Berlin beträgt ca. 8–12 % im Jahresertrag — das lässt sich mit einer POA-basierten Simulation in Minuten belegen. Kunden schätzen konkrete Zahlen.
- Bifaziale Module und Albedo: Wer bifaziale Module anbietet, sollte den Untergrund dokumentieren. Helle Kiesschüttung (Albedo ~0,35) erhöht den Rückseitenertrag messbar gegenüber dunklem Bitumendach (Albedo ~0,05).
- Einstrahlung nicht mit Temperatur verwechseln: Hohe GHI bedeutet nicht zwangsläufig hohe Modultemperatur — Windgeschwindigkeit und Montageabstand spielen ebenso eine Rolle. Eine gute Solarsoftware trennt diese Effekte sauber.
Im Kundengespräch
- „Wir haben doch kaum Sonne” entkräften: Deutschland liegt im europäischen Mittelfeld, aber weit über dem wirtschaftlichen Minimum. Hamburg (980 kWh/m²/a) ist sonniger als London (940) und Oslo (850). PV ist in ganz Deutschland wirtschaftlich — das lässt sich mit einem Vergleichsdiagramm in 30 Sekunden zeigen.
- Diffusstrahlung als Argument: Bewölkte Tage bedeuten nicht Null-Ertrag. Auch bei geschlossenem Bewölkungsgrad erreicht die Diffusstrahlung 80–200 W/m² — das erzeugt messbar Strom. Module mit guter Schwachlichteffizienz machen das noch deutlicher.
- Standortdaten im Angebot verwenden: Ein Angebot mit dem exakten Jahresstromertrag für die Kundenadresse (auf Basis PVGIS oder DWD) wirkt professioneller als Pauschalwerte. Die meisten Solardesign-Software-Lösungen generieren das automatisch.
- Nord-Süd-Unterschied im Preis berücksichtigen: Kunden in Bayern dürfen mit höherem Ertrag rechnen als in Schleswig-Holstein — das beeinflusst die Amortisationszeit. Wer den Standortunterschied im Gespräch anspricht, zeigt Sachkenntnis und schafft Vertrauen.
- Simulation als Abschlusstool: Eine Live-Simulation mit echten Strahlungsdaten in einem Vertriebsgespräch verwandelt abstrakte kWh-Zahlen in konkrete Euro — das beschleunigt Entscheidungen messbar.
Praxisbeispiele
Beispiel 1: Dachanlage in Hamburg — Diffusdominanz in der Praxis
Ein Installationsbetrieb in Hamburg plant eine 12-kWp-Süd-Dachanlage (30° Neigung) für ein Einfamilienhaus. Die horizontale Jahresglobalstrahlung am Standort beträgt laut PVGIS 1.020 kWh/m²/Jahr, der Diffusanteil liegt bei 59 %.
Nach Transposition (Perez-Modell) ergibt sich eine POA-Strahlung von 1.135 kWh/m²/Jahr. Mit einem Systemwirkungsgrad von 82 % (Kabel-, Wechselrichter- und Temperaturverluste) und einer Modulleistung von 12 kWp errechnet sich ein Jahresertrag von:
12 kWp × 1.135 kWh/m²/a × 0,82 / 1.000 W/m² = 11.171 kWh/Jahr
Zum Vergleich: Derselbe Rechenweg mit falscher horizontaler GHI statt POA würde 10.039 kWh/Jahr ergeben — eine Unterschätzung um 11 %. Der Planungsfehler ist konkret bezifferbar. Eine professionelle Solardesign-Software macht diesen Unterschied automatisch sichtbar.
Beispiel 2: Freiflächenanlage in Bayern — Datenquellenvergleich
Ein Projektierer plant eine 2-MWp-Freiflächenanlage bei Ingolstadt. Er vergleicht drei Strahlungsdatenquellen:
- PVGIS (SARAH-3, 2005–2020): GHI 1.198 kWh/m²/Jahr
- Meteonorm 8 (1991–2020): GHI 1.173 kWh/m²/Jahr
- DWD-Station Ingolstadt (1991–2020): GHI 1.181 kWh/m²/Jahr
Die Abweichung zwischen PVGIS und Meteonorm beträgt 2,1 % — bei einem Projekt dieser Größe entspricht das einem Jahresertragsunterschied von rund 42.000 kWh oder ca. 5.000–6.000 EUR/Jahr an prognostiziertem Erlös. Der Projektierer wählt für das bankable Gutachten Meteonorm und verwendet PVGIS als Kreuzvalidierung.
Beispiel 3: Fassadenanlage in Frankfurt — Einfluss der Ausrichtung
Ein Architekt plant eine semitransparente BIPV-Fassadenanlage an einem Bürogebäude in Frankfurt, Ausrichtung Ost (90° Azimut), vertikal (90° Neigung).
Die horizontale GHI liegt bei 1.090 kWh/m²/Jahr. Die POA-Strahlung auf die vertikale Ostfassade beträgt nach Transposition nur 640 kWh/m²/Jahr — 41 % weniger als eine optimale Süd-30°-Fläche (ca. 1.200 kWh/m²/Jahr). Der Ertragsverlust ist damit quantifiziert und ermöglicht eine informierte Entscheidung zwischen Architektur und Wirtschaftlichkeit. Eine Verschattungsanalyse zeigt zusätzlich, wie stark Nachbargebäude die Situation weiter einschränken.
Häufig gestellte Fragen
Was ist der Unterschied zwischen Globalstrahlung und Einstrahlung auf die Modulebene (POA)?
Globalstrahlung (GHI) bezieht sich immer auf eine horizontale Fläche — sie ist eine meteorologische Messgröße. Die Einstrahlung auf die Modulebene (POA, Plane of Array) ist das Ergebnis einer Transpositionsrechnung, die Neigung, Ausrichtung und Standort des Moduls berücksichtigt. Für eine 30°-Südanlage in Deutschland liegt die POA-Strahlung typisch 10–15 % über der horizontalen GHI. In Simulationssoftware ist es wichtig, diese Unterscheidung sauber zu treffen — POA ist die Eingangsgröße für die Modulenergierechnung, nicht GHI.
Welche Datenquelle ist für deutsche PV-Projekte zu empfehlen?
Für bankable Ertragsgutachten gilt Meteonorm 8 (Referenzperiode 1991–2020) als Industriestandard in Deutschland. Für Förderanträge und initiale Wirtschaftlichkeitsberechnungen ist PVGIS v5.2 (EU-JRC) kostenlos, anerkannt und ausreichend genau. DWD-Stationsdaten eignen sich für die lokale Validierung, wenn eine Messstation in der Nähe liegt. NASA POWER (50-km-Raster) ist zu grob für projektspezifische Analysen und sollte nur zur Erstorientierung verwendet werden.
Wie viel bringt eine Südausrichtung gegenüber Ost-West in Deutschland?
Eine 30°-Südanlage erreicht in Deutschland 10–15 % mehr POA-Strahlung als eine horizontale Fläche und ca. 8–12 % mehr als eine typische Ost-West-Anlage (15° Neigung). Der Vorteil einer Ost-West-Anlage liegt in der zeitlichen Verteilung: Sie produziert morgens und abends mehr und entlastet das Netz zu Mittagsspitzenzeiten weniger. Welche Konfiguration wirtschaftlich besser ist, hängt vom Eigenverbrauchsprofil und der Netzeinspeisung ab — eine Simulation mit standortkorrekten Strahlungsdaten gibt die Antwort.
Erzeugen Solarmodule auch bei bewölktem Himmel Strom?
Ja. Bei geschlossenem Bewölkungsgrad (bedeckter Himmel) beträgt die Diffusstrahlung in Deutschland typisch 80–200 W/m² — das entspricht 8–20 % der maximalen GHI unter klarem Himmel. Ein 10-kWp-System produziert damit 400–1.000 W selbst an trüben Tagen. In Norddeutschland entstehen 35–40 % des Jahresertrags an Tagen mit überwiegend diffusem Licht. Module mit guter Schwachlichteffizienz (HJT, n-Typ) nutzen diese Strahlung besser als ältere Technologien.
Was versteht man unter dem typischen meteorologischen Jahr (TMY) und warum wird es verwendet?
Ein typisches meteorologisches Jahr (TMY) ist ein synthetisch zusammengesetztes 8.760-Stunden-Datenjahr, das den langjährigen Durchschnitt eines Standorts abbildet. Es wird gebildet, indem aus einer 10–20-jährigen Messreihe für jeden Monat die statistisch „typischsten” Wochen ausgewählt und zu einem vollständigen Jahr kombiniert werden. TMY-Daten vermeiden, dass ein einzelnes außergewöhnlich sonniges oder trübes Jahr die Ertragsprognose verzerrt. Das Ergebnis ist der P50-Ertrag — der Wert, der in der Hälfte der Betriebsjahre überschritten wird und die Grundlage für 20-jährige Amortisationsberechnungen bildet.
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About the Contributors
Co-Founder · SurgePV
Akash Hirpara is Co-Founder of SurgePV and at Heaven Green Energy Limited, managing finances for a company with 1+ GW in delivered solar projects. With 12+ years in renewable energy finance and strategic planning, he has structured $100M+ in solar project financing and improved EBITDA margins from 12% to 18%.
Content Head · SurgePV
Rainer Neumann is Content Head at SurgePV and a solar PV engineer with 10+ years of experience designing commercial and utility-scale systems across Europe and MENA. He has delivered 500+ installations, tested 15+ solar design software platforms firsthand, and specialises in shading analysis, string sizing, and international electrical code compliance.
