1년차 예상 발전량
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조회연차 예상 발전량
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종료연차 예상 발전량
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누적 예상 발전량
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예상 등가발전시간
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1년차 · 발전량÷용량÷365
경사면 보정계수
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월별 예상 발전량
조회 연차 기준 · 경사면 일사량과 예상 발전량
예상 발전량경사면 일사량
| 월 | 일수 | 수평면 일사량 (kWh/㎡/일) | 경사면 일사량 (kWh/㎡/일) | 보정계수 | 경사면 월합 (kWh/㎡) | 예상 발전량 (kWh) | 예상 등가시간 (h/일) | 구성비 |
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읽는 법 — 보정계수는 경사면 일사량 ÷ 수평면 일사량입니다. 1보다 크면 그 달의 경사·방위 조건이 수평면보다 유리하다는 뜻으로, 태양고도가 낮은 겨울에 커지고 여름에 1 미만으로 떨어지는 것이 정상입니다.
주의 — PR이 연중 상수로 적용됩니다. 실제로는 모듈 온도 때문에 여름 PR이 낮고 겨울이 높아, 월별 배분은 실제보다 여름이 과대·겨울이 과소 평가됩니다. 연간 합계는 영향이 없습니다.
연도별 예상 발전량
모듈 성능저하를 반영한 종료연차까지의 추이
연간 예상누적 예상
| 연차 | 모듈 성능계수 | 누적 성능저하율 | 연간 예상 발전량 (kWh) | 예상 등가시간 (h/일) | 누적 예상 발전량 (kWh) |
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성능계수 —
N년차 = 1 − D₁ − (N−1) × D₂. 기본값 1.50% / 0.33%는 25년차 90.58%에 해당하며, 이는 상급 TOPCon·HJT 수준입니다. 일반 PERC 보증선(2.0% / 0.55% → 84.8%)보다 낙관적이므로 실제 모듈 데이터시트의 선형출력보증 값을 입력하십시오.
미반영 — 인버터 교체 주기, 계통 정전, 적설 손실, 출력제어 확대는 반영되어 있지 않습니다.
경사각 · 방위각 최적화
현재 지역 조건에서 각도를 바꿨을 때의 연간 경사면 일사량
행간 음영이 반영되지 않았습니다. 어레이 간격(GCR)을 고려하면 실제 최적 경사각은 위 결과보다 5~10° 낮아집니다. 이 그래프는 각도 민감도의 상한을 보여주는 용도로만 쓰십시오.
동서 대칭 — 태양시 기준 계산이라 남동향과 남서향이 동일하게 나옵니다. 오전·오후 기상 비대칭은 모델에 없습니다.
자원 데이터 근거
이 분석에 사용된 일사량의 출처와 검증 이력
73,060
수집 관측일
20지점 × 3,653일
20지점 × 3,653일
20 / 20
물리검증 통과 지점
Ångström-Prescott R² 0.81–0.93
Ångström-Prescott R² 0.81–0.93
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적용 위도
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연간 수평면 일사량
kWh/㎡/yr
kWh/㎡/yr
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P90 계수
연간 자원 변동성 기준
연간 자원 변동성 기준
출처 — 기상청 API허브
sun_sfc_day.php 의 SI DAY(일사량 일합, MJ/㎡). 결측코드 −999는 제외하고 유효일 평균으로 월 일평균을 산출했으며, 결측 5일 초과 월은 WMO 기준에 따라 무효 처리했습니다. 환산 1 kWh/㎡ = 3.6 MJ/㎡.
2016–2017 제외 이유 — 8개 지점에서 2017→2018년 연간 일사량이 계단식으로 상승합니다(진주 +48%, 포항 +32%, 서산 +32%). 부산·진주는 직선 60 km인데 2016년 일사량 비가 1.454, 2019년 이후 1.03–1.06으로 물리적으로 불가능한 값이었습니다. 관측기기 교체·재교정으로 추정되며, 동질구간인 2019–2025를 기본값으로 씁니다.
P90의 범위 — 연간 일사량의 해간 변동성만 반영합니다. 음영·모델·계측 불확도는 포함되어 있지 않으므로, 금융 검토용 P90은 이 값보다 보수적으로(통상 P50의 92~93%) 잡으셔야 합니다.
결론 요약
입력 조건과 주요 결과
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최대 발전월–
적용 PR–
종료연차 성능계수–
용도 — 광역권 월평균 자료 기반의 예비 타당성 검토용입니다. 금융·EPC 성능보증에는 현장 좌표의 시간별 GHI/DNI/DHI, 모듈·인버터 사양, 음영 시뮬레이션을 사용하십시오.
모든 발전량은 "예상" 값입니다 — PR과 모듈 성능저하가 반영되어 있으며, 손실이 적용되지 않은 이론 발전량과 구분하십시오.