Morning and evening output drop: it’s not just about the sun’s angle

В 2026 году, при средней цене СЭС 87 ₽/Вт в ЦФО и Поволжье, каждый «потерянный» пиковый час удлиняет срок окупаемости на 1,2–1,8 месяца. Многие владельцы замечают: с 8:00 до 10:00 и с 16:00 до 18:00 выработка составляет всего 15–25 % от полуденного максимума — и списывают это только на низкое положение солнца. Но в реальности потери в «косых» лучах складываются из 4 факторов: геометрического, оптического, температурного и электрического. В Новосибирске (2025 г.) утренняя выработка на 28 % ниже расчёта по углу, а в Краснодарском крае — на 33 %. Разбираем физику, нормативы и как компенсировать — по СП 255.1325800.2016 и данным полевых измерений.

Геометрия: не просто косинус — реальный коэффициент падения

По закону Ламберта, падающая мощность пропорциональна косинусу угла падения (θ): Geff = G × cos θ. Но это — идеал для матовой поверхности. У солнечных модулей — антибликовое покрытие и текстурированная поверхность, поэтому реальная зависимость выражается формулой: ηAOI = 1 − b₀ × (1 − cos θ), где b₀ — коэффициент отражения при нормальном падении (обычно 0,04–0,08 для PERC-панелей).

Пример: θ = 60° (типично в 8:30 в июне в Самаре): — по cos θ: 0,5 → −50 %, — по реальной AOI (b₀ = 0,06): 1 − 0,06×(1−0,5) = 0,97 → эффективная освещённость = 0,5 × 0,97 = 0,485, но — и это ключево — КПД самой панели при низком световом потоке падает дополнительно (см. ниже).

4 фактора утреннего/вечернего падения — с цифрами

Фактор	Величина потерь, %	Пояснение
1. Угол падения (AOI)	−38…−52 %	В 08:00–09:00 в ЦФО θ = 55–65°. СП 255.1325800.2016, п. Б.5: для расчётов использовать коэффициент инсоляции под углом, а не cos θ напрямую.
2. Низкая освещённость (< 300 Вт/м²)	−8…−12 %	При G < 200 Вт/м² панель работает вне точки MPP. КПД падает из-за нелинейности I-V характеристики. По ГОСТ Р 58977-2020, п. 5.3.2, допустимо указывать КПД только при G ≥ 600 Вт/м².
3. Высокая влажность и роса	−3…−7 %	Утренняя роса на стекле рассеивает свет. В Калининграде (влажность 88 % утром) — до −6,5 %; в Челябинске (55 %) — −2,8 %.
4. Холод + «холодный старт» инвертора	−4…−9 %	При Tокр < +10 °C инвертор тратит 5–12 Вт на самоподогрев и «раскачку» MPPT. В Сибири в апреле — до −8,1 %.
Итого типичное утро (июнь, ЦФО)	−53…−65 %	То есть из 450 Вт панель выдаёт 158–212 Вт — не 225 Вт, как по простому cos 60°.

Почему инвертор «не видит» слабый свет

Большинство инверторов имеют порог запуска по напряжению и мощности: — минимальное U_DC: 80–120 В (для 2–3 панелей в цепочке — критично утром), — минимальная мощность на входе: 15–30 Вт.

Пример: 8 панелей × 37,5 В = 300 В_mp при STC. Утром U_mp падает до 28 В → 224 В. При этом ток — 2,5 А → мощность = 560 Вт. Вроде бы норма. Но если из-за росы и температуры U_mp = 24 В (192 В), I = 2,1 А (403 Вт) — инвертор уже на грани. Если MPPT «потерялся» — он может «отключиться» на 2–5 минут, пока свет не усилится.

По ПП РФ №2412 (п. 12), для систем до 15 кВт допускается «плавный старт», но не допускается пропуск более 15 % суточной выработки из-за алгоритмов запуска.

Кейсы: когда утренние потери решили судьбу проекта

Дача под Казанью — ошибка с восточной ориентацией

Панели установлены строго на восток («чтобы утром грели»). Расчёт по cos θ дал +18 % к утренней выработке. Реальность: — с 6:30 до 9:00 — высокая выработка, — с 9:00 до 12:00 — резкое падение (θ уже > 70°), — итог за июнь: −11 % от южной ориентации. Вывод: восток/запад выгоден только при наличии двух MPPT и балансировке нагрузки.

Склад в Саратовской области — трекер vs фикс

2 кВт_p на одноосевом трекере (восток-запад) и 2 кВт на фиксированном юге. Июнь 2025 г.: — трекер: +22 % выработки с 6:00 до 10:00 и с 17:00 до 20:00, — но: −9 % КПД инвертора в режиме частичной нагрузки, — +14 % обслуживания, — итог: +7,3 % годовой выработки, но срок окупаемости трекера — 9,2 года (против 6,4 для фикса).

Как повысить утреннюю выработку — без трекеров

1. Разделение на восточную и западную цепочки

Для крыш с большой площадью: — 60 % панелей на юг (основной пик), — 20 % на восток (утро), — 20 % на запад (вечер). → Выравнивание графика выработки, снижение пиковой нагрузки на сеть. Согласно ПУЭ-7, п. 7.1.87, допускается до 3 MPPT на инвертор до 10 кВт.

2. Инверторы с низким порогом запуска

Модели с U_min = 65 В и P_start = 8 Вт: — Huawei SUN2000-Lv, — GoodWe ES, — «РосСолнце-М7» (российская разработка, 2025 г.). В тестах «Солнечных крыш» в Новосибирске: +19 % выработки до 9:00.

3. Утренняя антироса-защита

Наносить гидрофобное покрытие (SiO₂-на основе): — капли скатываются, не задерживаясь, — −2,5…−4,0 % потерь от росы (замеры в Волгоградской обл., 2025), — срок службы — 2–3 года.

4. Подогрев кромки модуля (для северных регионов)

Полоса ПТК (полупроводниковый нагреватель) по нижнему краю: — включается при T < +5 °C и U_солнца > 10 В, — тратит 6 Вт, но ускоряет испарение росы на 12–18 минут, — чистый выигрыш: +3,8 % утренней выработки в Псковской обл.

Что требуют нормативы в 2026 г.

• СП 255.1325800.2016, табл. Б.3: при расчёте годовой выработки использовать часовые коэффициенты по сезонам (для ЦФО утро = 0,41–0,47 от полудня).
• ГОСТ Р 58977-2020, п. 4.5: при маркетинге запрещено указывать выработку «в эквиваленте солнечных часов» без пояснения.
• ФЗ-261, ст. 14: энергоаудит должен включать анализ суточного профиля выработки, а не только годового объёма.

Вывод

Утренние и вечерние часы — не «мертвое время», а резерв +15–20 % годовой выработки, если подойти к вопросу комплексно: правильная ориентация, совместимость инвертора и грамотный расчёт по СП 255. В условиях роста тарифов и снижения «зелёных» преференций в 2026 г., именно эти часы часто определяют экономическую целесообразность проекта.

Проверь, сколько ты теряешь утром и вечером — закажи бесплатный анализ суточного графика от «Солнечных крыш». Мы: ✓ загрузим данные мониторинга за 3 дня, ✓ построим кривую AOI и MPPT-трекинга, ✓ и предложим решение — от перенастройки до доработки цепочек.