Wie viel Solarstrom kann mein Standort erzeugen?

Die nützlichste Kennzahl für den Vergleich von Orten ist kWh/kWp/Jahr: wie viele Kilowattstunden Strom ein Kilowatt-Peak (kWp) Solarmodule in einem typischen Jahr erzeugt. Eine „5-kW“-Dachanlage hat 5 kWp, also multiplizieren Sie den Kartenwert mit 5. Ein Ort mit 1.000 kWh/kWp/Jahr liefert mit einer 5-kW-Anlage rund 5.000 kWh im Jahr, ein Ort mit 1.600 rund 8.000 kWh.

SolarMapped färbt die gesamte Karte nach diesem Wert ein, für fest montierte Module im optimalen Neigungswinkel. Klicken Sie irgendwo auf Land, um den lokalen Wert, den Verlauf über die Monate und die beste Neigung zu sehen.

Gerundete PVGIS-Beispielwerte für kristalline Siliziummodule in optimaler fester Neigung, zum Äquator ausgerichtet, mit 14 % Systemverlusten. Klicken Sie auf eine Stadt in der Karte, um den genauen aktuellen Wert zu sehen.

Was ist Solarpotenzial?

Mit „Solarpotenzial“ sind zwei verschiedene Dinge gemeint. Die Sonneneinstrahlung (Globalstrahlung) ist die Sonnenenergie, die auf eine Fläche trifft, gemessen in kWh pro Quadratmeter. Der PV-Ertrag ist der Strom, den eine Solaranlage aus diesem Licht tatsächlich erzeugt, in kWh pro kWp.

Der PV-Ertrag ist die praktischere Kennzahl. Module verlieren bei Hitze an Wirkungsgrad, reflektieren bei flachem Lichteinfall einen Teil des Lichts und geben Energie über Kabel und Wechselrichter ab, daher ist der Ertrag nicht einfach proportional zur Einstrahlung. SolarMapped stellt deshalb den PV-Ertrag in den Vordergrund und zeigt die Einstrahlung als zweiten Wert.

Wie beeinflusst der Standort den Ertrag von Solarmodulen?

• Breitengrad. Je näher am Äquator, desto höher steht die Sonne und desto gleichmäßiger ist das Jahr. Weit davon entfernt sind die Winter dunkel und der Ertrag konzentriert sich auf den Sommer.
• Bewölkung und Klima. Wolkige, feuchte Regionen erhalten weniger direkte Sonne als trockene auf gleicher Breite – deshalb liegen Wüsten auf der Karte vorn.
• Temperatur. Solarmodule arbeiten bei Hitze etwas weniger effizient, sodass sehr heiße Standorte einen Teil ihres Vorteils verlieren.
• Neigung und Ausrichtung. Feste Module arbeiten am besten zum Äquator ausgerichtet (auf der Nordhalbkugel nach Süden, auf der Südhalbkugel nach Norden) in einem Winkel nahe dem Breitengrad, in Äquatornähe flacher.
• Verschattung. Berge am Horizont werden modelliert, wo Daten vorliegen; nahe Gebäude und Bäume nicht – und die spielen auf echten Dächern eine große Rolle.

So berechnet SolarMapped den Solarertrag

Die Kartenebene und der Bericht für jeden Standort stammen beide aus PVGIS, dem kostenlosen Photovoltaic Geographical Information System der Gemeinsamen Forschungsstelle der Europäischen Kommission. Die Karte wurde auf einem globalen 2°-Raster vorberechnet und geglättet; der Bericht rechts führt für den gewählten Punkt (auf etwa einen Kilometer gerundet) eine neue PVGIS-Berechnung durch und speichert sie zwischen.

Annahmen: kristalline Siliziummodule, 14 % Systemverluste, feste, freistehende Montage mit Ausrichtung zum Äquator, für den Standort optimierte Neigung und Geländeverschattung, wo verfügbar. Eine andere Anlagengröße skaliert das Ergebnis direkt. Reale Anlagen weichen je nach Modulqualität, Dachform, Verschattung, Verschmutzung, Schnee und Wetter des jeweiligen Jahres ab. Details und Datenlizenzen finden Sie unter Quellen und Methodik.

Berücksichtigt SolarMapped Wolken und Wetter?

Ja – und das ist der wichtigste Grund, warum die Karte nicht einfach aus Breitengrad-Streifen besteht. Die Sonnenstrahlungssummen werden von Wettersatelliten gemessen und nicht mit einer Formel für wolkenlosen Himmel berechnet, sodass die tatsächliche Bewölkung, der Dunst und der Staub über jedem Ort bereits im Wert enthalten sind. Lufttemperatur und Wind stammen aus einem separaten Reanalyse-Datensatz und bestimmen, wie viel Wirkungsgrad die Module bei Hitze verlieren.

Deshalb erreicht Madrid rund 1.620 kWh/kWp/Jahr, Berlin dagegen etwa 1.050, obwohl die beiden nur zwölf Breitengrade auseinanderliegen. Der Großteil des Unterschieds geht auf Wolken zurück, nicht auf den Sonnenstand. Aus demselben Grund zeigt sich der Monsun in der Zeitleiste: Indien und Westafrika fallen zur Jahresmitte ab, obwohl die Sonne dann am höchsten steht.

Sie erhalten einen langjährigen Mittelwert, keine Vorhersage. Die Werte fassen viele Jahre Wetter zusammen und beschreiben ein typisches Jahr am Standort. Ein einzelnes reales Jahr fällt sonniger oder trüber aus, und kurzfristige Bedingungen an einem bestimmten Tag sind nicht Teil des Modells. Der Bericht nennt den genauen Datensatz und Zeitraum für Ihren Standort.

Wird Schnee auf den Modulen berücksichtigt?

Nein. Schnee ist die deutlichste bekannte Lücke dieser Schätzungen, und er wirkt in zwei Richtungen, die das Modell beide ausklammert:

• Schnee auf den Modulen blockiert den Ertrag, bis er abrutscht oder schmilzt. Das wird nicht modelliert. Die 14 % Systemverluste decken Kabel, Wechselrichter, Fehlanpassung und Verschmutzung ab – ein pauschaler, ganzjähriger Abzug ohne Anteil für Schnee.
• Schnee am Boden ist hell, und ein geneigtes Modul nimmt davon reflektiertes Licht auf. Das kann den Winterertrag erhöhen. Das Modell nimmt das ganze Jahr über eine feste Reflexion für schneefreien Boden an, daher fehlt auch dieser Bonus.

Beide Effekte heben sich teilweise auf, und die Lücke wiegt dort am wenigsten, wo Schnee am häufigsten ist. Im hohen Norden tragen die tiefsten Winterwochen nur wenige Prozent zur Jahressumme bei, sodass selbst ihr vollständiger Ausfall den Jahreswert kaum verändert. Spätwinter und Frühling sind der kritische Zeitraum – im März ist die Sonne wieder kräftig, während noch Schnee auf dem Dach liegen kann, und dann ist das Modell am ehesten zu optimistisch.

Wenn Sie eine Anlage in einer schneereichen Region planen, betrachten Sie die Wintermonate hier als Obergrenze und fragen Sie einen lokalen Installateur nach der Modulneigung, die beeinflusst, wie leicht Schnee abrutscht.

Wie verändert sich die Sonneneinstrahlung im Jahresverlauf?

Ziehen Sie die Zeitleiste unter der Karte oder drücken Sie auf Abspielen, um durch 52 Wochen eines typischen Jahres zu gehen. Die Karte zeigt dann die Sonneneinstrahlung – die Sonnenenergie, die in dieser Woche auf einen Quadratmeter Modulfläche trifft, in kWh/m² – statt des Jahresmittels. Sie beruht auf denselben stündlichen PVGIS-Daten wie der Standortbericht, gemittelt über 2021–2023.

Die Wochenebene mittelt über weniger Jahre als der Jahreswert und ist daher beim Wetter ungenauer: Ein ungewöhnlich trübes oder klares Jahr hat mehr Einfluss auf eine einzelne Woche als auf die Jahressumme. Der Verlauf der Kurve ist verlässlich, eine einzelne Woche nur ein Näherungswert.

Ein Jahr im Zeitraffer zeigt am deutlichsten, warum der Breitengrad zählt. Nordeuropa und Kanada schalten zwischen November und Februar fast ab, während sich die Tropen kaum verändern. Orte mit Regenzeit wie Indien oder Westafrika fallen zur Jahresmitte ab, obwohl die Sonne hoch steht, weil Wolken sie verdecken. Wählen Sie zuerst einen Ort, dann listet der Bericht den Wert dieses Punktes für jede Woche auf.

Solarpotenzial nach Standort

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