Globalstrahlung

Was ist Globalstrahlung?

Globalstrahlung auf einer horizontalen Fläche, englisch Global Horizontal Irradiance (GHI), ist die dort eintreffende solare Leistung pro Fläche. Sie umfasst die horizontale Projektion der direkten Sonnenstrahlung und die diffuse Himmelsstrahlung. Der Momentanwert wird in W/m² angegeben. Eine zeitliche Summe oder ein Integral ergibt Strahlungsenergie pro Fläche für den ausgewiesenen Zeitraum.

Sandia beschreibt GHI mit einer klar definierten horizontalen Bezugsebene. Prüfen Sie deshalb, was ein Datenanbieter unter „Globalstrahlung“ ausgibt: Momentanwert, Intervallmittel oder aufsummierte Energie. Dieselbe Überschrift kann in Exporten unterschiedliche Zeitbezüge verdecken.

Ein bewölkter Himmel kann diffuse Strahlung liefern. Daraus lässt sich ohne Wetterdaten und Anlagenmodell weder eine feste Leistung noch ein bestimmter Anteil am Jahresertrag ableiten. Ebenso beschreibt die Zahl der Sonnenstunden allein nicht die gesamte auf die Fläche eintreffende Strahlungsenergie.

Direktstrahlung, Diffusstrahlung und Modulebene

Die Größen in dieser Tabelle unterscheiden sich durch ihre Bezugsebene. Ihre Werte dürfen deshalb nicht ohne geometrische Umrechnung addiert oder gegeneinander ausgetauscht werden.

Die Grundgleichung lautet nach Sandia:

GHI = DHI + DNI × cos(θz)

θz bezeichnet den Sonnenzenitwinkel, also den Winkel zwischen der lokalen Senkrechten und der Sonnenrichtung. Alle drei Strahlungswerte brauchen dieselben Einheiten und denselben Zeitbezug. Bei gleichbleibendem DNI ändert die Projektion den horizontalen Direktanteil mit dem Sonnenstand.

Bodenreflexion ist für die Bewertung geneigter Flächen und von Modulrückseiten relevant. Sie wird nicht als beliebiger zusätzlicher Term in die oben angegebene GHI-Beziehung eingefügt. Auch die Annahme einer überall gleich verteilten Diffusstrahlung ist eine Modellentscheidung, keine allgemeine Eigenschaft jeder Wettersituation.

Rechenbeispiel zur horizontalen Projektion

Das folgende Beispiel verwendet frei gewählte Werte. Es beschreibt weder eine deutsche Messstation noch einen bestimmten Standort und enthält keine Aussage zur Stromproduktion.

W/m² und kWh/m² richtig umrechnen

W/m² beschreibt Leistung pro Fläche. Wh/m² oder kWh/m² beschreibt Energie pro Fläche, die über eine festgelegte Zeit akkumuliert wurde. Diese Unterscheidung folgt der Sandia-Definition von Irradiance und Insolation.

Für eine angenommene konstante Einstrahlung von 500 W/m² über zwei Stunden ergibt sich:

H = 500 W/m² × 2 h = 1.000 Wh/m² = 1 kWh/m²

Das ist ein hypothetischer Zweistundenwert. Bei wechselnder Einstrahlung werden die Intervalle entsprechend der Datendokumentation integriert. Werden Werte in W/m² mit Stunden multipliziert, steht das Ergebnis zunächst in Wh/m²; für kWh/m² ist zusätzlich durch 1.000 zu teilen. Ein Jahresintegral muss den gesamten betrachteten Zeitraum abdecken und darf nicht aus einer einzelnen Tagesmessung extrapoliert werden.

Vom horizontalen Datensatz zur Ertragsrechnung

Sandias Übersicht zur POA-Berechnung beschreibt die Bewertung auf der Anlagenebene. Dokumentieren Sie dabei Neigung, Orientierung und die Behandlung direkter, diffuser und reflektierter Strahlung. Ein pauschaler Zuschlag auf GHI ersetzt diese Berechnung nicht.

Der elektrische Jahresertrag hängt außerdem vom Anlagenmodell ab. Eine Änderung der horizontalen Strahlungsenergie darf deshalb nicht direkt als gleich großer Strom- oder Erlösunterschied dargestellt werden. Vergleichen Sie auch den Eigenverbrauch und die wirtschaftlichen Eingaben, wenn zwei Varianten unterschiedliche Kundenvorteile zeigen.

Standortdaten für Deutschland und Europa vergleichen

Die PVGIS-Dokumentation der Europäischen Kommission erklärt Datenbankwahl und Berechnungsoptionen. Speichern Sie bei einem Standortvergleich die tatsächlichen Exporte mit Koordinaten, Datenbankversion, Zeitraum und Geometrie. Prüfen Sie, ob das Ergebnis Strahlungsenergie auf der Horizontalen, auf der Modulebene oder berechnete PV-Energie darstellt.

Eine belastbare Städtetabelle braucht gemeinsame Randbedingungen. Vergleichen Sie beispielsweise nicht den horizontalen Jahreswert einer Stadt mit dem geneigten Wert einer anderen und erklären Sie den Unterschied anschließend als regionalen Ressourcenvorteil. Dieser Artikel veröffentlicht ohne solche Exporte keine Zahlenrangliste deutscher oder europäischer Städte.

Eine bestimmte Datenbank ist nicht allein durch ihre Bekanntheit automatisch für eine Finanzierung oder ein Förderverfahren akzeptiert. Klären Sie die Anforderungen mit dem jeweiligen Auftraggeber oder Prüfer. Dokumentieren Sie Alternativen und Unsicherheiten, statt pauschal einen Anbieter als verpflichtenden Standard zu nennen.

Typisches meteorologisches Jahr und Unsicherheit

Ein typisches meteorologisches Jahr (TMY) stellt eine synthetische Wetterdarstellung dar. Die Auswahlmethode und die zugrunde liegende Periode gehören zum Datensatz. Die PVGIS-Dokumentation beschreibt die Zusammenstellung aus ausgewählten Monaten; sie darf nicht als Auswahl beliebiger „typischer Wochen“ paraphrasiert werden.

Ein TMY-Lauf ist nicht automatisch ein P50-Ertrag. Für eine Wahrscheinlichkeitsaussage braucht die Analyse eine definierte Zeitspanne, Unsicherheiten und eine begründete statistische Methode. Es gibt auch keinen allgemeinen Abstand zwischen P50 und P90, der ohne projektspezifische Analyse angesetzt werden kann.

Praktische Hinweise für Planung, Installation und Vertrieb

Für die Planung

Bewahren Sie Wetterexport und Modellrevision gemeinsam auf. Untersuchen Sie Abweichungen zwischen zwei Quellen bei gleichem Zeitraum und gleicher Ebene. Fragen Sie bei einer Modellprüfung nach den tatsächlichen Eingaben und verfügbaren Ausgaben der Solardesign-Software, nicht nur nach dem Namen einer Datenbank.

Für die Installation

Notieren Sie bei einer Vor-Ort-Messung Sensorausrichtung, Zeitpunkt und Messintervall. Eine Messung auf einer geneigten Fläche ist nicht automatisch GHI. Ein einzelner Messwert reicht nicht zur Bewertung des Jahresertrags; er kann aber bei passenden Randbedingungen helfen, eine konkrete Betriebsbeobachtung zu untersuchen.

Für den Vertrieb

Zeigen Sie im Angebot, welche Ergebnisse modelliert sind und welche Annahmen sie beeinflussen. Vermeiden Sie garantierte Erträge, universelle Amortisationszeiten und Aussagen über kostenlose Stromproduktion. Ein nachvollziehbarer Bericht erklärt auch den Verbrauch, Tarif und Kostenrahmen der wirtschaftlichen Bewertung.

Häufig gestellte Fragen

Ist Globalstrahlung dasselbe wie Stromertrag?

Globalstrahlung ist eine solare Eingangsgröße auf einer definierten Fläche. Stromertrag ist ein elektrisches Ergebnis der Anlage über einen Zeitraum. Die Umrechnung erfordert ein Anlagenmodell mit Geometrie, Ausrüstung und Verlustannahmen. Ein Jahreswert in kWh/m² ist deshalb nicht mit einem Anlagenwert in kWh gleichzusetzen.

Welche Datenquelle sollte ich verwenden?

Wählen Sie eine für Standort, Zeitraum und Prüfzweck dokumentierte Quelle. Vergleichen Sie die verfügbaren Exportoptionen, Randbedingungen und Anforderungen des Auftraggebers. Die Datenbank allein beweist weder die Genauigkeit eines konkreten Projekts noch die Akzeptanz einer Finanzierung oder Förderung. Speichern Sie den verwendeten Export für eine spätere Prüfung.

Liefert ein Süddach immer einen festen Mehrertrag?

Ein fester Mehrertrag lässt sich ohne gemeinsame Wetterdaten, Geometrie und Anlagenannahmen nicht angeben. Vergleichen Sie die Varianten mit demselben Modell und benennen Sie die elektrischen Ergebnisse. Für die wirtschaftliche Entscheidung zählt außerdem, wann der Strom erzeugt und verbraucht wird und wie der jeweilige Tarif ihn bewertet.

Produzieren Module bei bewölktem Himmel?

Diffuse Strahlung kann auch bei bewölktem Himmel zur Stromproduktion beitragen. Die tatsächliche Leistung hängt vom Wetter und der Anlage ab. Ein universeller Wattwert oder ein fester Jahresanteil lässt sich daraus nicht ableiten. Für das konkrete Projekt sind passende Wetterdaten und das elektrische Modell erforderlich.