Сколько электроэнергии реально выработает моя солнечная электростанция? Этот вопрос является ключевым для любого расчёта окупаемости. Ответ сложнее, чем простой взгляд на паспорт модуля – потому что указанная мощность в ваттпиках (Вт·пик) действительна только в идеальных лабораторных условиях при 1.000 Вт/м² облучённости и 25 °C температуры элемента.

В реальных условиях эксплуатации на выработку влияют многочисленные факторы: местоположение с его специфической солнечной радиацией, ориентация и наклон модулей, возможное затенение, температурные эффекты и эффективность установленных компонентов. Эта статья объясняет эти взаимосвязи, представляет формулы расчёта и показывает, какие факторы оказывают наибольшее влияние на производство электроэнергии.

---

Базовая формула расчёта выработки

Годовая выработка солнечной электростанции определяется падающей солнечной энергией, умноженной на цепочку коэффициентов эффективности и поправочных коэффициентов:

E = G × A × η_Модуль × η_Инв × η_Кабель × k_Темп × k_Ориент × k_Тень

Переменная	Значение	Типичный диапазон
E	Годовая выработка	720–1.200 кВт·ч/кВт·пик
G	Глобальное излучение	700–1.400 кВт·ч/(м²·год)
A	Активная площадь модулей	м²
ηМодуль	КПД модуля	18–23%
ηИнв	КПД инвертора	95–98%
ηКабель	КПД кабельной системы	98–99%
kТемп	Температурный коэффициент	0,94–0,98
kОриент	Коэффициент ориентации	0,70–1,00
kТень	Коэффициент затенения	0,80–1,00

Формула иллюстрирует: каждый фактор умножается на другие. Потеря 5% в одном месте и 10% в другом даёт не 15% общих потерь, а 0,95 × 0,90 = 0,855, то есть 14,5%. При многих небольших потерях этот эффект значительно накапливается.

---

Физические основы

Глобальное излучение G состоит из трёх компонентов:

G = G_прямое + G_{рассеянное} + G_{отражённое}

Прямое излучение распространяется по прямой линии от солнца к поверхности земли. Оно доминирует при ясном небе и обеспечивает наибольшую интенсивность. Рассеянное излучение возникает при рассеивании на молекулах воздуха, аэрозолях и облаках. Отражённое излучение (альбедо) отражается от окружающей среды и особенно вносит вклад при светлых поверхностях – в России отражение от снега играет важную роль зимой.

Региональные различия

В России годовое глобальное излучение варьируется в очень широком диапазоне – от 850 кВт·ч/м² в Санкт-Петербурге до 1.400 кВт·ч/м² в Краснодарском крае. Эти огромные различия обусловлены протяжённостью страны с севера на юг.

Регион	Глобальное излучение	Удельная выработка*
Северо-Запад (Санкт-Петербург)	850–950 кВт·ч/м²	720–820 кВт·ч/кВт·пик
Центральная Россия (Москва)	950–1.050 кВт·ч/м²	800–900 кВт·ч/кВт·пик
Поволжье (Казань)	1.000–1.100 кВт·ч/м²	850–950 кВт·ч/кВт·пик
Юг России (Краснодар)	1.250–1.400 кВт·ч/м²	1.050–1.200 кВт·ч/кВт·пик
Сибирь (континентальный климат)	1.100–1.300 кВт·ч/м²	950–1.150 кВт·ч/кВт·пик

*При оптимальной южной ориентации и наклоне 40°

Источники данных для расчёта

Наш солнечный калькулятор использует данные об излучении из базы данных PVGis Европейской комиссии. Они основаны на спутниковых измерениях и метеорологических моделях за период более 10 лет. Для каждого местоположения в Европе PVGis предоставляет среднее глобальное излучение – дифференцированное по прямой и рассеянной составляющим, а также по месяцам.

---

Угол падения

Излучение, достигающее модуля, зависит от угла между солнечными лучами и поверхностью модуля. Когда солнце перпендикулярно поверхности модуля, принимается максимальная энергия. При пологих углах та же мощность излучения распределяется на большую площадь – интенсивность на квадратный метр уменьшается пропорционально косинусу угла падения.

I_Модуль = I_Солнце × cos(θ)

где θ – угол между солнечными лучами и нормалью к модулю.

Оптимальная ориентация в России

Для максимальной годовой выработки в России оптимальна южная ориентация с наклоном 40–50°. Северное расположение большинства регионов России требует более крутого наклона для компенсации низкого положения солнца. Крутой наклон также помогает снегу сходить с модулей.

Отклонение от оптимума можно определить коэффициентом ориентации k_Ориент:

Ориентация	Накл. 10°	Накл. 30°	Накл. 45°	Накл. 60°
Юг (0°)	0,91	0,97	1,00	0,97
ЮВ/ЮЗ (±45°)	0,91	0,94	0,93	0,87
Восток/Запад (±90°)	0,88	0,84	0,77	0,66
Север (180°)	0,83	0,63	0,52	0,42

Ориентация восток-запад: особый случай

Системы восток-запад на плоских крышах генерируют на 10–15% меньше годовой выработки, чем южноориентированные системы, но предлагают преимущества:

Производство электроэнергии распределяется более равномерно в течение дня. В то время как южноориентированная система производит высокий пик около полудня, системы восток-запад обеспечивают больше утром и вечером. Это увеличивает собственное потребление при типичных профилях нагрузки.

---

Почему затенение критично

Затенение является наиболее недооценённым убийцей выработки. В отличие от многих других потерь, частичное затенение влияет на выработку непропорционально – оно может резко снизить выработку всей цепочки модулей.

Причина в последовательном соединении: солнечные панели соединяются в цепочки (стринги), через которые протекает одинаковый ток. Частично затенённый модуль ограничивает ток всей цепочки. Затенение 10% поверхности модуля может вызвать потери выработки 30–50%, если не принять контрмеры.

Типы затенения

Затенение горизонтом рельефом, холмами или отдалёнными зданиями затрагивает все модули одинаково и предсказуемо. Оно снижает преимущественно выработку в утренние и вечерние часы, когда солнце низко.

Близкое затенение дымоходами, слуховыми окнами, антеннами или деревьями создаёт резкие тени, затрагивающие только части системы. Эти локальные тени перемещаются с положением солнца и могут затрагивать разные модули в разное время.

Самозатенение возникает при установленных на конструкции системах на плоских крышах, когда расстояние между рядами выбрано слишком маленьким. Особенно зимой при низких углах солнца передние ряды модулей затеняют задние.

Байпас-диоды и их ограничения

Современные модули содержат байпас-диоды, которые электрически обходят затенённые участки элементов. Типичный 60-элементный модуль имеет три байпас-диода, каждый из которых способен обойти 20 элементов. Когда один элемент затенён, обходится треть модуля – ток течёт вокруг затенённого участка, но производство этой трети модуля теряется.

Байпас-диод предотвращает горячие точки и повреждение модуля, но может лишь ограничить, а не предотвратить потерю выработки.

Анализ затенения

Точный анализ затенения необходим для расчёта выработки. Наш солнечный калькулятор позволяет вводить объекты затенения и рассчитывает их влияние на годовую выработку – с временным разрешением для каждого месяца и часа дня.

---

Физические основы

Солнечные элементы основаны на полупроводниках, электрические свойства которых зависят от температуры. При повышении температуры увеличивается тепловое движение носителей заряда в кристаллической решётке. Это приводит к увеличению рекомбинации электронов и дырок до того, как они смогут потечь как ток.

Эффект проявляется в основном в снижении напряжения холостого хода U_ХХ. Температурный коэффициент напряжения в кристаллических кремниевых элементах типично составляет –0,3%/К. Ток короткого замыкания I_КЗ слегка возрастает с температурой (+0,05%/К), но эффект напряжения доминирует.

Температурные коэффициенты

Температурный коэффициент мощности γ (гамма) показывает, насколько снижается мощность модуля на кельвин повышения температуры выше 25 °C:

Технология модуля	Температурный коэффициент γ
Монокристаллический PERC	–0,35 до –0,40%/К
Поликристаллический	–0,40 до –0,45%/К
TOPCon	–0,30 до –0,35%/К
Гетеропереход (HJT)	–0,25 до –0,30%/К
Тонкоплёночный CdTe	–0,20 до –0,25%/К

В России с её холодным климатом температурные потери очень низкие – это существенное преимущество, частично компенсирующее более низкую инсоляцию.

Температура модуля в работе

Температура элементов во время работы значительно выше температуры окружающей среды. Тёмный модуль поглощает около 80% падающего излучения и преобразует только 20% в электричество – остальное превращается в тепло.

Температуру модуля можно приблизительно рассчитать:

T_Модуль = T_Окруж + k × G

где k – коэффициент, зависящий от ситуации монтажа:

• Отдельно стоящий, хорошо вентилируемый: k ≈ 0,025 К·м²/Вт
• На крыше с вентиляцией: k ≈ 0,030 К·м²/Вт
• Интегрированный в крышу без воздушного зазора: k ≈ 0,050 К·м²/Вт

При 1.000 Вт/м² облучённости и 20 °C температуры окружающей среды (типичный российский летний день) хорошо вентилируемый кровельный модуль достигает около 50 °C, интегрированный модуль до 70 °C.

Температурные потери за год

Температурный коэффициент k_Темп описывает среднее снижение выработки за год:

k_Темп = 1 + γ × (T_{Модуль,средняя} – 25 °C)

В России средневзвешенная по инсоляции температура модуля очень низкая:

• Центральная Россия: k_Темп = 1 + (–0,0038) × (35 – 25) = 0,962 (потери ~3,8%)
• Сибирь: k_Темп = 1 + (–0,0038) × (30 – 25) = 0,981 (потери ~1,9%)

Преимущество российского климата: Экстремально низкие температурные потери (всего 2–5%) частично компенсируют более низкую инсоляцию. В Сибири континентальный климат обеспечивает много прямого солнечного излучения.

Снег и бифациальные модули: Снежный покров может снизить зимнюю выработку на 5–15%. С другой стороны, бифациальные модули могут использовать альбедо снега и увеличить выработку на 5–10% в снежный период.

---

Фактор 5: Инвертор и силовая электроника

Функции инвертора

Инвертор является центральным звеном между солнечным генератором и электрической сетью. Его основные задачи:

1. Преобразование DC/AC: Преобразование постоянного тока от модулей в переменный ток, совместимый с сетью (230 В, 50 Гц)
2. Отслеживание MPP: Непрерывный поиск оптимальной рабочей точки модулей
3. Мониторинг сети: Соблюдение пределов напряжения и частоты, отключение при неполадках в сети
4. Мониторинг: Регистрация и передача данных о выработке

КПД инвертора

КПД инвертора η_Инв не является постоянным, а зависит от нагрузки. В диапазоне частичной нагрузки (ниже 20% от номинальной мощности) КПД снижается, поскольку собственное потребление электроники остаётся постоянным, в то время как обрабатываемая мощность уменьшается.

Точка нагрузки	Типичный КПД
5% нагрузки	88–92%
10% нагрузки	93–95%
20% нагрузки	95–97%
50% нагрузки	96–98%
100% нагрузки	95–97%

Европейский КПД η_EU – это средневзвешенное значение, учитывающее типичный профиль нагрузки солнечной электростанции.

Высококачественные инверторы достигают европейского КПД 97–98%, бюджетные устройства 94–96%.

MPPT: Maximum Power Point Tracking

Солнечные панели имеют нелинейную вольт-амперную характеристику. Maximum Power Point (MPP) – это рабочая точка максимальной мощности, которая постоянно смещается с изменением освещённости и температуры. Алгоритм MPPT инвертора непрерывно ищет эту оптимальную рабочую точку.

Качество отслеживания MPPT варьируется между производителями и напрямую влияет на выработку. Высококачественные инверторы достигают КПД MPPT выше 99,5%. Различия становятся особенно заметными при частичном затенении: простые алгоритмы могут застревать в локальных максимумах мощности, в то время как современные устройства сканируют весь диапазон напряжения для поиска глобального максимума.

Для установок с несколькими поверхностями крыши или частичным затенением рекомендуются инверторы с несколькими независимыми входами MPPT.

Прочие системные потери

Источник потерь	Типичное значение	Причина
Кабели стороны DC	0,5–2%	Омические потери, соединения
Кабели стороны AC	0,2–0,5%	Линейные потери до счётчика
Рассогласование	0,5–2%	Разная мощность модулей в цепочке
Загрязнение	2–4%	Пыль, пыльца, птичий помёт
Отражение	1–2%	Потери при пологих углах падения
Снежный покров	3–10%	Снег на модулях зимой
Простои	0,5–1%	Обслуживание, неисправности, отключения сети

Системная выработка или Performance Ratio (PR) суммирует все потери между выходом модуля и подачей в сеть. Хорошо спроектированные установки достигают значений PR 75–83%.

---

Упрощённый расчёт выработки

Для быстрой оценки достаточно формулы с удельной выработкой:

E = P × Y_f

Переменная	Значение	Единица
E	Годовая выработка	кВт·ч/год
P	Мощность системы	кВт·пик
Yf	Удельная выработка (Final Yield)	кВт·ч/кВт·пик

Удельная выработка Y_f объединяет все факторы влияния в одно значение. Она соответствует часам полной нагрузки – времени, которое система гипотетически должна была бы работать на номинальной мощности для генерации годовой выработки.

---

Пример расчёта: Установка 5 кВт·пик в Москве

Входные данные:

• Местоположение: Москва (55,8° с.ш., 37,6° в.д.)
• Мощность системы: 5 кВт·пик (12 модулей по 415 Вт·пик)
• Площадь модулей: 20,6 м² (12 × 1,72 м²)
• КПД модуля: 24,1%
• Ориентация: Юг (азимут 180°), наклон 45°
• Затенение: Минимальное, 1% годовых потерь
• Тип модуля: Монокристаллический TOPCon (γ = –0,32%/К)
• Инвертор: η_EU = 97,5%, 2 MPPT

Шаг 1: Глобальное излучение на наклонную плоскость Глобальное горизонтальное излучение на месте: 1.000 кВт·ч/м²·год Коэффициент ориентации для Юг/45°: 1,00 Излучение на поверхность модуля: 1.000 × 1,00 = 1.000 кВт·ч/м²·год

Шаг 2: Температурные потери Средневзвешенная по излучению температура модуля: 35 °C Температурная потеря: –0,32%/К × (35 – 25) К = –3,2% Температурный коэффициент: k_Темп = 0,968

Шаг 3: Системные потери

• Инвертор: η_Инв = 0,975
• Кабели DC: η_Кабель = 0,985
• Рассогласование: 0,99
• Затенение: k_Тень = 0,99
• Загрязнение: 0,97
• Отражение: 0,98
• Снег: 0,93

Системный коэффициент: 0,975 × 0,985 × 0,99 × 0,99 × 0,97 × 0,98 × 0,93 = 0,830

Шаг 4: Годовая выработка Теоретическая выработка: 1.000 кВт·ч/м² × 20,6 м² × 0,241 = 4.965 кВт·ч Реальная выработка: 4.965 × 0,968 × 0,830 = 3.990 кВт·ч/год Удельная выработка: 3.990 ÷ 5 = 798 кВт·ч/кВт·пик

Performance Ratio: 3.990 ÷ (1.000 × 20,6 × 0,241) = 80,4%

---

Выработка в течение года

Производство электроэнергии солнечной электростанции следует за положением солнца и неравномерно распределено в течение года:

Месяц	Доля годовой выработки	Типичная выработка (5 кВт·пик)
Январь	1–2%	40–80 кВт·ч
Февраль	3–4%	120–160 кВт·ч
Март	7–9%	280–360 кВт·ч
Апрель	11–12%	440–480 кВт·ч
Май	14–16%	560–640 кВт·ч
Июнь	15–16%	600–640 кВт·ч
Июль	14–15%	560–600 кВт·ч
Август	11–13%	440–520 кВт·ч
Сентябрь	8–9%	320–360 кВт·ч
Октябрь	4–5%	160–200 кВт·ч
Ноябрь	1–2%	40–80 кВт·ч
Декабрь	0–1%	0–40 кВт·ч

Около 80% годовой выработки приходится на период с апреля по сентябрь. Июнь обычно является месяцем с наибольшей выработкой благодаря длинным дням.

---

Мониторинг и проверка выработки

После ввода в эксплуатацию реальную выработку следует регулярно сравнивать с прогнозами. Отклонения до 10% являются нормальными и обусловлены погодными колебаниями. Большие отклонения указывают на проблемы:

• Систематически низкая выработка: Загрязнение, субоптимальное проектирование системы, неисправность инвертора
• Внезапное падение выработки: Неисправный модуль, обрыв кабеля, отказ инвертора
• Сезонное отклонение: Новый источник затенения (выросшее дерево, новое здание)

Современные инверторы предлагают мониторинг через приложение или веб-портал. Регистрация токов цепочек позволяет локализовать неисправности до уровня модуля.

---

Почему Excel не может заменить настоящий солнечный калькулятор

Многие проектировщики установок пытаются рассчитать выработку СЭС с помощью самодельных таблиц Excel. Для первоначальной ориентировки этого может быть достаточно – но для надёжного прогноза этого недостаточно.

Фундаментальная проблема: Реалистичный расчёт выработки требует почасовых симуляций на протяжении всего года. Только такой подход правильно учитывает взаимодействия между положением солнца, температурой, облачностью и затенением. Это 8 760 часов, каждый с разными значениями солнечной радиации, положениями солнца и температурами модулей.

Анализ затенения иллюстрирует сложность: Тень от трубы движется по поверхности модулей в течение дня – и ведёт себя совершенно по-разному в июле и в декабре. Таблица Excel с ежемесячными паушальными значениями не может отразить эту временную динамику. Профессиональные инструменты рассчитывают для каждого часа года, какие модули затенены и в какой степени, и как это влияет на выработку цепочки через последовательное соединение.

К этому добавляются нелинейные эффекты физики модулей: Переключение байпас-диодов при частичном затенении, поиск инвертором глобального MPP при наличии нескольких локальных максимумов, температурно-зависимое смещение рабочей точки. Эти взаимосвязи требуют симуляции с временным разрешением, а не статических цепочек умножения.

Данные об излучении также критичны. Профессиональные инструменты, такие как наш солнечный калькулятор, используют проверенные базы данных, такие как PVGis, которые предоставляют прямое и рассеянное излучение отдельно для каждого местоположения – включая типичные месячные значения и изменчивость. Таблица Excel в лучшем случае работает с региональными средними значениями, которые игнорируют местные особенности (туманные зоны, высокогорные районы, альбедо водных поверхностей).

Ключевой момент: Ошибки не складываются – они умножаются. Ошибка 5% в затенении, 3% в температуре и 2% в КПД не даёт 10% общей ошибки, а в зависимости от знака может привести к отклонениям на 15% и более. Для установки мощностью 6 кВт·пик это означает ошибку прогноза более 600 кВт·ч в год – или несколько тысяч рублей разницы в экономическом расчёте.

---

Заключение

Надёжный прогноз выработки является основой любого экономического планирования солнечной электростанции. Он определяет срок окупаемости, оптимальный размер накопителя и ожидаемую экономию на расходах на электроэнергию. Планируйте консервативно с реалистичными системными потерями – положительный сюрприз лучше разочарования.

Дополнительная информация о планировании системы содержится в статье Планирование солнечной электростанции: шаг за шагом. Физические принципы производства электроэнергии объясняются в статье От фотона до вольта: как работают солнечные элементы.

---

Рассчитайте вашу выработку сейчас

С помощью нашего Солнечного калькулятора вы можете рассчитать ожидаемое производство электроэнергии для вашего местоположения – включая анализ затенения, оптимизацию собственного потребления и расчёт экономической рентабельности.

→ К солнечному калькулятору

---

Источники

• IEC 61724-1: Мониторинг производительности фотоэлектрических систем
• IEC 61853: Испытания производительности фотоэлектрических модулей
• PVGis – Photovoltaic Geographical Information System (Европейская комиссия)
• Минэнерго России
• Fraunhofer ISE: Photovoltaic Report 2025