Sonnenstunden berechnen (Peak Sun Hours)

Peak Sun Hours sind Energie: kWh/m² je Tag, ausgedrückt als Stunden voller Referenzeinstrahlung (1000 W/m²). Die „Sonnenscheinstunden“ aus dem Wetterbericht (amtlich: Sonnenscheindauer, gemessen vom DWD) messen etwas anderes: die Zeit, in der die Direktstrahlung über 120 W/m² liegt (WMO-Definition) — eine blasse Winterstunde knapp über der Schwelle zählt dort voll, genau wie eine gleißende Junistunde mit einem Vielfachen an Energie. Für die Auslegung zählt nur die Energie. Berlin bei 35° Neigung: rund 5,7 PSH im besten Monat, knapp über 1 im Dezember — ein Jahresschnitt verschleiert genau diesen Unterschied.

Er simuliert dein Modul Stunde für Stunde durch ein typisches meteorologisches Jahr (TMY, 8760 Stundenwerte aus PVGIS-SARAH3, 2005–2023): Sonnenstand, Einfallswinkel, Perez-Transposition des Diffusanteils, Bodenreflexion und der Geländehorizont deines Rasterpunkts. Deshalb funktioniert er für jede Ausrichtung — auch Ost-West oder Fassade. Im Kreuzvergleich mit PVGIS liegt der Neigungsgewinn unter 2 % Abweichung (bis 60° Neigung) bzw. 3 % an der Fassade.

Das typische Jahr ist ein Mittelwert; echte Jahre streuen um mehrere Prozent. Aus den 19 Einzeljahren des Datensatzes bildet der Rechner deshalb zwei Bänder: P50 ist der Median — die Hälfte der Jahre liegt darüber. P90 ist der Wert, der in 9 von 10 Jahren erreicht wird — die vorsichtige Zahl für Auslegung und Finanzierung. Wer mit P50 plant, wird in der Hälfte der Jahre enttäuscht.

Der Geländehorizont (Berge, Hügelketten) deines nächstgelegenen Rasterpunkts ist eingerechnet — das 0,25°-Raster liegt nie weiter als ~17 km entfernt. NICHT eingerechnet ist Nahverschattung durch Gebäude, Bäume oder den Nachbargiebel; die wirkt zusätzlich und vor allem im Winter. Auch Schnee auf den Modulen ist nicht modelliert — für diese Monate warnt der Rechner ausdrücklich.

Die Frage ist verständlich, aber falsch gestellt — entscheidend ist nicht die Stundenzahl, sondern die Energie. Bei 35° Süd sammelt eine Modulfläche in DACH zwischen rund 3,4 (Hamburg) und 4,4 (Genf) kWh/m² am Tag im Jahresmittel, als Jahressumme 1.250 bis 1.600 kWh/m² (siehe Städte-Tabelle). Nach Systemverlusten bleiben davon grob 85 % als spezifischer Ertrag je kWp. Ob sich das rechnet, entscheiden dann Strompreis, Eigenverbrauch und Anlagenkosten — nicht die Sonne: Der Unterschied zwischen dem trübsten und dem sonnigsten DACH-Standort liegt bei nur etwa 25 %, ganz DACH ist hell genug für wirtschaftliche Photovoltaik.

Deutlich: Zwischen bestem und schlechtestem Monat liegt in DACH typisch Faktor 4 bis 6 — Berlin bei 35° Süd: rund 5,7 kWh/m² am Tag im Juni, etwa 1 im Dezember. Deshalb zeigt dieser Rechner den schlechtesten Monat als eigene Kennzahl: Wer off-grid plant, dimensioniert nach dem Dezember (am besten nach dessen P90-Wert), nicht nach dem Jahresmittel. Steilere Neigung mildert den Winterknick — probiere es oben live aus; für die senkrechte Montage am Balkongeländer gibt es den eigenen Balkonkraftwerk-Rechner.

Nein, aber sie hängen direkt zusammen. Peak Sun Hours beschreiben das Sonnenangebot je Quadratmeter Modulfläche (kWh/m² und Tag), Volllaststunden den Ertrag je installierter Leistung (kWh/kWp und Jahr — der „spezifische Ertrag“). Die Brücke: Bei Referenzeinstrahlung liefert ein Kilowatt Peak genau ein Kilowatt — die PSH-Jahressumme ist damit der ideale Ertrag je kWp, bevor reale Systemverluste abgehen (PVGIS setzt dafür pauschal 14 % an). Beispiel Berlin, 35° Süd: 1.300 kWh/m² im Jahr ergeben rund 1.100 Volllaststunden.

Noch nicht. Das Stundenraster deckt derzeit den DACH-Raum ab: 1.155 Rasterpunkte mit 0,25° Auflösung, der nächste Punkt ist nie weiter als ~17 km entfernt. Für andere Regionen sind die Behörden-Tools die beste Wahl: PVGIS der EU-Kommission (weltweit außer Polregionen) oder PVWatts vom US-Labor NLR (ehemals NREL) für die USA. Ein US-Raster auf Basis der NSRDB-Stundendaten ist in Vorbereitung — mit demselben Rechenweg und denselben P50/P90-Bändern wie hier.