---
title: "แสงอาทิตย์ในประเทศไทย: ความเข้มแสง ชั่วโมงแดดสูงสุด มุมเอียง ทิศ และเงาบัง"
url: https://modsengineeringmath.com/learn/solar-pv/solar-resource/
site: "Mod's Engineering Mathematics (อาจารย์มด)"
language: th
updated: 2026-10-13
---

> ทรัพยากรแสงอาทิตย์สำหรับออกแบบโซลาร์เซลล์ในไทย: GHI DNI DHI POA ชั่วโมงแดดสูงสุด PSH ค่าเฉลี่ย 18.2 MJ/m²/วัน ตำแหน่งดวงอาทิตย์ มุมเงย มุมทิศ มุมเอียงและทิศที่เหมาะสม ตะวันออก-ตะวันตก ระยะห่างแถวกันเงา GCR การประเมินเงาบัง พร้อมตัวอย่างคำนวณกรุงเทพฯ

ฉบับ Markdown ของ https://modsengineeringmath.com/learn/solar-pv/solar-resource/ สำหรับผู้ช่วย AI และเครื่องมือค้นหา สูตรเขียนเป็น LaTeX ($…$ และ $$…$$) แล็บโต้ตอบและรูปมีเฉพาะในหน้าเว็บ

# แสงอาทิตย์ในประเทศไทย: ความเข้มแสง ชั่วโมงแดดสูงสุด มุมเอียง ทิศ และเงาบัง

// บทที่ 16.2 · ออกแบบระบบโซลาร์เซลล์ · Solar Resource, Orientation & Shading


แผงรุ่นเดียวกัน ติดที่ลพบุรีกับภูเก็ต หรือหันทิศใต้กับทิศเหนือ ให้พลังงานต่างกันได้ 10–20 % หน้านี้อธิบายว่าแสงอาทิตย์ถูกวัดและรายงานอย่างไร แปลงเป็น “ชั่วโมงแดดสูงสุด” ที่ใช้ออกแบบ ตำแหน่งดวงอาทิตย์ในแต่ละฤดูของประเทศไทย มุมเอียงและทิศที่เหมาะ และวิธีคำนวณระยะกันเงา

สรุปใน 30 วินาที

- PSH = พลังงานแสงทั้งวัน (kWh/m²) ÷ 1 kW/m² — ไทยเฉลี่ย ≈ 5 ชั่วโมง

- ไทยอยู่ละติจูด 6–20° N ดวงอาทิตย์อ้อมทิศใต้ช่วงพ.ย.–ก.พ. และอ้อมทิศเหนือช่วงพ.ค.–ก.ค.

- ทิศใต้เอียง 10–15° ดีที่สุด แต่ตะวันออก/ตะวันตกเสียแค่ราว 5 % — อย่าทิ้งหลังคาสองทิศนี้

- ออกแบบไม่ให้มีเงาช่วง 09:00–15:00 น. ของวันที่ 21 ธันวาคม

## แสงอาทิตย์มีกี่ส่วน: GHI DNI DHI และ POA พื้นฐาน

เหนือชั้นบรรยากาศ ความเข้มแสงอาทิตย์เฉลี่ยประมาณ 1,361 W/m² (solar constant) เมื่อผ่านบรรยากาศ บางส่วนถูกดูดกลืนและกระเจิง ที่พื้นผิวโลกตอนเที่ยงวันฟ้าใส ความเข้มบนระนาบที่หันหาดวงอาทิตย์อยู่ราว 1,000 W/m² จึงเป็นที่มาของค่า STC

| ปริมาณ | ความหมาย | วัดด้วย |

| GHI Global Horizontal Irradiance | แสงรวมที่ตกบนพื้นราบ | ไพราโนมิเตอร์วางแนวราบ |

| DNI Direct Normal Irradiance | แสงตรงจากดวงอาทิตย์ วัดตั้งฉากกับลำแสง | ไพรเฮลิโอมิเตอร์บนตัวติดตาม |

| DHI Diffuse Horizontal Irradiance | แสงกระจายจากท้องฟ้าและเมฆ | ไพราโนมิเตอร์ที่มีลูกบังแสงตรง |

| POA Plane-of-Array Irradiance | แสงบนระนาบของแผงที่เอียง | ไพราโนมิเตอร์หรือเซลล์อ้างอิงที่เอียงเท่าแผง |

R1 Irradiance closure ความสัมพันธ์ของแสงตรงและแสงกระจาย

$$GHI = DNI\cos\theta_z + DHI$$

$\theta_z$ คือมุมเซนิท (มุมจากแนวดิ่งถึงดวงอาทิตย์) ในประเทศไทยแสงกระจายมีสัดส่วนสูง (40–60 % ของ GHI ต่อปี) เพราะความชื้นและเมฆในฤดูฝน ผลที่ตามมาคือ การเอียงแผงมาก ๆ หรือการใช้ตัวติดตามได้ประโยชน์น้อยกว่าในพื้นที่แห้งแล้ง และมุมเอียงที่เหมาะจะต่ำ

R2 Plane-of-array irradiance (isotropic sky) แสงบนระนาบเอียง

$$G_{POA} = DNI\cos\theta + DHI\,\frac{1+\cos\beta}{2} + GHI\,\rho\,\frac{1-\cos\beta}{2}$$

$\theta$ = มุมตกกระทบบนแผง $\beta$ = มุมเอียงของแผง $\rho$ = albedo ของพื้น (หญ้า 0.2 คอนกรีต 0.25–0.3 หลังคาขาว 0.6–0.8) แบบจำลองนี้ถือว่าท้องฟ้าสว่างเท่ากันทุกทิศ ซอฟต์แวร์มืออาชีพใช้แบบจำลอง Hay–Davies หรือ Perez ที่แม่นกว่า แต่หลักคิดเหมือนกัน

## ชั่วโมงแดดสูงสุด (Peak Sun Hours) พื้นฐาน

ความเข้มแสงเปลี่ยนตลอดวัน จากศูนย์ตอนเช้า ขึ้นสูงสุดตอนเที่ยง แล้วลดลงตอนเย็น พื้นที่ใต้กราฟความเข้มแสงตลอดวันคือ พลังงานแสงต่อวัน $H$ (kWh/m²/วัน) ถ้าบีบพลังงานนี้ให้เป็นสี่เหลี่ยมสูง 1,000 W/m² ความกว้างของสี่เหลี่ยมคือ PSH

R3 Peak sun hours ชั่วโมงแดดสูงสุด

$$H = \int_{\text{day}} G(t)\,dt \qquad PSH = \frac{H\ [\text{kWh/m}^2]}{1\ \text{kW/m}^2} \qquad 1\ \text{kWh} = 3.6\ \text{MJ}$$

ข้อดีของ PSH คือคำนวณพลังงานแผงได้ทันที: แผง 1 kWp × PSH 5 ชั่วโมง = 5 kWh ต่อวัน “ก่อนหักการสูญเสีย” (หักด้วย PR ในหน้า คาดการณ์พลังงาน) ข้อควรระวัง: PSH ที่ใช้ต้องเป็นค่าบนระนาบแผง (POA) ไม่ใช่บนแนวราบ เมื่อแผงเอียงหรือหันทิศอื่นต้องคูณด้วยตัวประกอบการแปลง

ตัวอย่าง R-1

### แปลงข้อมูลแผนที่แสงอาทิตย์เป็น PSH

- แผนที่ศักยภาพแสงอาทิตย์ของ พพ. ให้ค่าเฉลี่ยทั้งประเทศ ≈ 18.2 MJ/m²/วัน

- $H = 18.2 / 3.6 = 5.06\ \text{kWh/m}^2\text{/วัน}$ → PSH ≈ 5.1 ชั่วโมง

- พลังงานแสงต่อปี ≈ $5.06 \times 365 = 1{,}846\ \text{kWh/m}^2$ — ใกล้เคียงสเปน ตอนใต้ของอิตาลี และสูงกว่าเยอรมนี (≈ 1,100) เกือบ 70 %

## ข้อมูลแสงอาทิตย์ของประเทศไทย พื้นฐาน

ค่าในตารางเป็นค่าประมาณระยะยาวที่ปัดเศษ (สอดคล้องกับช่วงที่รายงานใน PVGIS NASA POWER และแผนที่ของ พพ.) ใช้สำหรับประเมินเบื้องต้นและในเครื่องคำนวณของชุดนี้ งานจริงให้ดึงข้อมูลของพิกัดหน้างาน

| พื้นที่ | GHI เฉลี่ย (kWh/m²/วัน) | ลักษณะ |

| ภาคกลางตอนบน (ลพบุรี สระบุรี นครสวรรค์) | 5.1–5.3 | แห้ง แดดจัด ศักยภาพสูงสุดกลุ่มหนึ่ง |

| ภาคอีสาน (ขอนแก่น นครราชสีมา อุบลฯ) | 5.0–5.3 | แดดดี ฤดูแล้งยาว ฝุ่นมากช่วงแล้ง |

| ภาคเหนือ (เชียงใหม่) | 4.9–5.1 | หมอกควันช่วงก.พ.–เม.ย. ลดแสง 5–15 % |

| กรุงเทพฯ และปริมณฑล | 4.7–4.9 | หมอกควันเมือง ความชื้นสูง |

| ภาคตะวันออก (ชลบุรี ระยอง) | 4.8–5.0 | ชายทะเล ไอเกลือ (เลือกแผงทนละอองเกลือ IEC 61701) |

| ภาคใต้ (สุราษฎร์ สงขลา ภูเก็ต) | 4.5–4.8 | ฝนสองฤดู เมฆมาก |

รูปแบบรายเดือน (ภาคกลาง): สูงสุดช่วงมีนาคม–เมษายน (สูงกว่าค่าเฉลี่ยปีราว 13–16 %) ต่ำสุดช่วงสิงหาคม–กันยายน (ต่ำกว่าค่าเฉลี่ยราว 7–8 %) ต่างจากประเทศเขตอบอุ่นที่ฤดูหนาวผลิตได้เพียง 1/4 ของฤดูร้อน ความผันแปรตามฤดูของไทยจึงต่ำ — ข้อดีสำคัญของระบบ off-grid และปั๊มน้ำ

แหล่งข้อมูลที่ใช้ได้ฟรี PVGIS (re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools) ให้ข้อมูลรายชั่วโมงของไทยจากดาวเทียม และคำนวณพลังงานให้ด้วย · NASA POWER (power.larc.nasa.gov) ข้อมูลรายวันย้อนหลังหลายสิบปี · Global Solar Atlas (World Bank) แผนที่ละเอียด · แผนที่ศักยภาพพลังงานแสงอาทิตย์ของกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน

## ตำแหน่งดวงอาทิตย์ กลาง

ตำแหน่งดวงอาทิตย์บอกด้วยสองมุม: มุมเงย (elevation, altitude) $\alpha$ จากขอบฟ้า และ มุมทิศ (azimuth) $\gamma_s$ ในหน้านี้วัดจากทิศใต้ บวกไปทางตะวันตก คำนวณจากละติจูด $\varphi$ มุมเดคลิเนชัน $\delta$ และมุมชั่วโมง $\omega$:

R4 Solar position ตำแหน่งดวงอาทิตย์

$$\delta = 23.45^\circ\sin\!\left(\frac{360^\circ(284+n)}{365}\right) \qquad \omega = 15^\circ(t_{solar}-12)$$

$$\sin\alpha = \sin\varphi\sin\delta + \cos\varphi\cos\delta\cos\omega \qquad \cos\gamma_s = \frac{\sin\alpha\sin\varphi - \sin\delta}{\cos\alpha\cos\varphi}$$

R5 Solar time เวลาสุริยะจากเวลานาฬิกา

$$t_{solar} = t_{clock} + \frac{4\ \text{min}}{1^\circ}\,(L_{loc} - L_{std}) + EoT \qquad L_{std} = 105^\circ\text{E (เวลาประเทศไทย)}$$

กรุงเทพฯ อยู่ลองจิจูด 100.5° E จึงช้ากว่าเวลามาตรฐาน $4(100.5-105) = -18$ นาที เที่ยงสุริยะของกรุงเทพฯ จึงอยู่ราว 12:18 น. (บวกลบ EoT ไม่เกิน ±16 นาทีตามฤดู) — ระบบโซลาร์ในไทยจึงผลิตสูงสุดราว 12:10–12:40 น. ไม่ใช่ 12:00 น.

ตัวอย่าง R-2

### ดวงอาทิตย์ที่กรุงเทพฯ (φ = 13.75° N) ในสามฤดู

- 21 ธันวาคม $\delta = -23.45^\circ$: เที่ยงสุริยะ $\alpha = 90^\circ - |\varphi - \delta| = 90 - 37.2 = 52.8^\circ$ อยู่ทิศใต้ · 09:00 น. $\alpha = 32.4^\circ$ มุมทิศ 50° ไปทางตะวันออกของทิศใต้

- 21 มีนาคม $\delta \approx 0^\circ$: เที่ยง $\alpha = 75.8^\circ$ · 09:00 น. $\alpha = 43.2^\circ$

- 21 มิถุนายน $\delta = +23.45^\circ$: เที่ยง $\alpha = 90 - |13.75 - 23.45| = 80.3^\circ$ แต่ อยู่ทางทิศเหนือ ของจุดเหนือศีรษะ · 09:00 น. มุมทิศ 110° คือเฉียงไปทางตะวันออกค่อนเหนือ

- ความหมาย: แผงที่เอียงไปทิศใต้มากเกินไปจะเสียแสงช่วงพ.ค.–ก.ค. และผนังทิศเหนือของอาคารก็ทอดเงาได้ในฤดูร้อน

R6 Angle of incidence on a tilted panel มุมตกกระทบบนแผงเอียง

$$\cos\theta = \sin\alpha\cos\beta + \cos\alpha\sin\beta\cos(\gamma_s - \gamma_p)$$

$\gamma_p$ คือมุมทิศของแผง (ใต้ = 0, ตะวันตก = +90°) ถ้า $\cos\theta

## มุมเอียงและทิศที่เหมาะสม พื้นฐาน

| ทิศ / มุมเอียง (ละติจูด 13–18° N) | พลังงานต่อปีเทียบแนวราบ (ประมาณ) | หมายเหตุ |

| ทิศใต้ 10–20° | ×1.03–1.05 | ดีที่สุดต่อปี กระจายดีทุกฤดู |

| แนวราบ 0–5° | ×1.00 | ฝุ่นและน้ำขัง ล้างตัวเองไม่ได้ ควรเอียง ≥ 5° |

| ทิศใต้ 30° | ×1.01–1.02 | ดีหน้าหนาว เสียหน้าฝน |

| ตะวันออก หรือ ตะวันตก 15° | ×0.94–0.96 | ตะวันตกช่วยโหลดแอร์ช่วงบ่าย |

| ทิศเหนือ 15° | ×0.86–0.90 | ยังใช้ได้ถ้ามุมเอียงต่ำ |

| ผนังแนวตั้งทิศใต้ | ×0.55–0.65 | BIPV ใช้เมื่อหลังคาไม่พอ |

- กฎหัวแม่มือ: ในเขตร้อน มุมเอียงที่ให้พลังงานสูงสุดต่อปีมักต่ำกว่าละติจูดเล็กน้อย เพราะแสงกระจายมาก และดวงอาทิตย์อยู่ทางทิศเหนือในบางเดือน

- หลังคาที่มีอยู่แล้วชนะเสมอ: การทำโครงยกเพื่อเปลี่ยนมุมจาก 5° เป็น 15° ได้พลังงานเพิ่มแค่ 2–3 % แต่เพิ่มแรงลม น้ำหนัก และค่าใช้จ่าย ส่วนใหญ่จึงติดตามแนวหลังคา

- ทิศตะวันออก–ตะวันตก (E-W) แบบหลังคาจั่วสองฝั่ง ได้พลังงานต่อ kWp ลดลงเล็กน้อย แต่ได้กำลังผลิตกว้างตลอดวัน ลด clipping ของอินเวอร์เตอร์ และวางแผงได้แน่นขึ้นบนหลังคาแบน

- ทิศต่างกันต้องแยก MPPT สตริงที่หันคนละทิศไม่ควรขนานเข้า MPPT เดียวกัน (ดู ออกแบบสตริง)

## เงาบังและระยะห่าง กลาง

เงาเป็นการสูญเสียที่ไม่เป็นสัดส่วน: เงาบังพื้นที่แผง 3 % อาจทำให้พลังงานสตริงหายไป 10–30 % เพราะเซลล์ต่ออนุกรม (ดู บายพาสไดโอด) เกณฑ์ออกแบบที่นิยมคือ ไม่มีเงาบนแผงช่วง 09:00–15:00 น. เวลาสุริยะของวันที่ 21 ธันวาคม ซึ่งเป็นวันที่ดวงอาทิตย์ต่ำที่สุดทางทิศใต้ (เงายาวที่สุดไปทางทิศเหนือ)

R7 Shadow length and row pitch ความยาวเงาและระยะห่างแถว

$$d_{NS} = \frac{h\cos\gamma_s}{\tan\alpha} \qquad \text{pitch} = L\cos\beta + d_{NS} \qquad GCR = \frac{L}{\text{pitch}}$$

$h$ = ความสูงของขอบบนแถวหน้าเหนือขอบล่างของแถวหลัง $L$ = ความยาวแผงตามแนวเอียง GCR (ground coverage ratio) = สัดส่วนพื้นที่ที่แผงคลุม ค่า GCR สูงใช้ที่ดินคุ้มแต่เงาบังระหว่างแถวมากขึ้นช่วงเช้าเย็น

ตัวอย่าง R-3

### ระยะห่างแถวของโซลาร์ฟาร์มที่กรุงเทพฯ

แถวละ 2 แผงแนวตั้ง (2 × 2.278 m) เอียง 15° ทิศใต้

- $L = 4.556$ m · ความสูง $h = L\sin 15^\circ = 1.18$ m · ระยะฉายแนวราบ $L\cos 15^\circ = 4.40$ m

- 21 ธ.ค. 09:00 น.: $\alpha = 32.4^\circ$, $\gamma_s = 50.2^\circ$ (จากตัวอย่าง R-2)

- $d_{NS} = \dfrac{1.18 \cos 50.2^\circ}{\tan 32.4^\circ} = \dfrac{1.18(0.640)}{0.635} = 1.19$ m

- pitch = 4.40 + 1.19 = 5.59 m → GCR = 4.556/5.59 = 0.81

- ในทางปฏิบัติมักเพิ่มระยะเป็น 6–6.5 m เพื่อทางเดินล้างแผงและลดเงาช่วงเช้ามืด (GCR ≈ 0.7) ดู ออกแบบโซลาร์ฟาร์ม

ตัวอย่าง R-4

### กำแพงกันตกบนดาดฟ้าสูง 1 m ต้องเว้นระยะเท่าไร

- เวลาเที่ยงวันที่ 21 ธ.ค.: $d = 1/\tan 52.8^\circ = 0.76$ m

- เวลา 09:00 น. (มุมทิศ 50.2°): $d_{NS} = 1(0.640)/0.635 = 1.0$ m

- สรุป: วางแถวแรกห่างกำแพงด้านทิศใต้อย่างน้อย 1.0 m (วัดจากระดับขอบล่างแผง) กำแพงด้านทิศตะวันออกและตะวันตกต้องตรวจช่วงเช้าและบ่ายด้วยมุมทิศ 90° ซึ่งเงายาวกว่ามาก

### วิธีประเมินเงาหน้างาน

- เดินสำรวจ จดวัตถุทุกชิ้นทางทิศตะวันออก ใต้ ตะวันตก: ต้นไม้ (โตขึ้นทุกปี) เสาไฟ จานดาวเทียม ถังน้ำ ห้องบันได ตึกข้างเคียงที่อาจสร้างในอนาคต

- ภาพทางเดินดวงอาทิตย์ (sun path) ใช้แอปบนมือถือหรือเครื่องมืออย่าง Solar Pathfinder / SunEye ถ่ายภาพขอบฟ้าแล้วซ้อนเส้นทางดวงอาทิตย์ทั้งปี

- โมเดล 3 มิติ ใช้ SketchUp + Skelion, PVsyst near shading, หรือ HelioScope/Aurora จากภาพดาวเทียมและโดรน สำหรับระบบเชิงพาณิชย์

- แก้ด้วยการออกแบบ จัดแผงที่มีเงาไว้ในสตริงเดียวกัน แยก MPPT ใช้แผง half-cut หมุนแผงให้เงาไล่ตามแนวยาว หรือใช้ optimizer/micro-inverter เฉพาะแผงที่ถูกบัง

## ทดลองผลของพื้นที่และทิศ

เปลี่ยนพื้นที่และทิศในเครื่องคำนวณด้านล่างเพื่อดูผลต่อพลังงานต่อปีและรายเดือน รายละเอียดการสูญเสียแต่ละรายการอธิบายในหน้า คาดการณ์พลังงาน

## ประเด็นระดับปริญญาโท ขั้นสูง

- Decomposition models (Erbs, DISC, DIRINT, Engerer) แยก GHI เป็น DNI + DHI เมื่อมีเฉพาะ GHI จากดาวเทียมหรือสถานีอุตุฯ

- Transposition models Perez 1990 แบ่งท้องฟ้าเป็น circumsolar และ horizon brightening ให้ POA แม่นกว่า isotropic 2–5 %

- ข้อมูลดาวเทียม (Himawari-8/9 สำหรับเอเชีย) ประมวลด้วย Heliosat ให้ GHI ความละเอียด 1–5 km ทุก 10 นาที ความไม่แน่นอนรายปี ±3–6 %

- ปีตัวแทน (TMY) และความผันแปรระหว่างปี (inter-annual variability) ใช้คำนวณ P90 สำหรับสินเชื่อโครงการ (ดู P50/P90)

- ฝุ่นละอองและหมอกควัน (aerosol optical depth) ลด DNI มากกว่า GHI ส่งผลต่อระบบตัวติดตามและแผงสองหน้า

## คำถามที่พบบ่อย

ชั่วโมงแดดสูงสุด (Peak Sun Hours) ของประเทศไทยเท่าไร?
ค่าเฉลี่ยทั้งประเทศประมาณ 5 ชั่วโมงต่อวัน (พลังงานแสงอาทิตย์รวมราว 18.2 MJ/m² ต่อวัน หรือ 5.06 kWh/m² ต่อวัน) ภาคกลางตอนบนและภาคอีสานสูงกว่าเล็กน้อย ภาคใต้และพื้นที่ฝนชุกต่ำกว่า ชั่วโมงแดดสูงสุดไม่ใช่จำนวนชั่วโมงที่มีแดด แต่เป็นพลังงานทั้งวันที่แปลงเป็นชั่วโมงที่ความเข้ม 1,000 W/m²

ควรหันแผงโซลาร์ไปทางทิศไหนและเอียงกี่องศาในไทย?
ทิศใต้เอียง 10–15 องศาให้พลังงานต่อปีสูงสุดสำหรับภาคกลาง ภาคเหนือเอียงได้ถึง 15–20 องศา ไม่ควรต่ำกว่า 5–10 องศาเพื่อให้ฝนล้างฝุ่นได้ ทิศตะวันออกหรือตะวันตกเสียพลังงานต่อปีเพียงประมาณ 4–8 % ที่มุมเอียงต่ำ และช่วยกระจายการผลิตให้ตรงกับโหลดเช้าหรือบ่าย

ต้องเว้นระยะจากผนังหรือแถวแผงด้านหน้าเท่าไรถึงไม่มีเงา?
ใช้เงื่อนไขไม่มีเงาช่วง 9:00–15:00 น. ของวันที่ 21 ธันวาคม (ดวงอาทิตย์ต่ำที่สุดทางทิศใต้) ระยะทางทิศเหนือ-ใต้ของเงาเท่ากับความสูงของวัตถุคูณ cos มุมทิศดวงอาทิตย์หารด้วย tan มุมเงย ที่กรุงเทพฯ 9:00 น. มุมเงยประมาณ 32 องศา เงายาวประมาณ 1 เท่าของความสูง

## คำถามที่พบบ่อย (FAQ)

**ชั่วโมงแดดสูงสุด (Peak Sun Hours) ของประเทศไทยเท่าไร?**
ค่าเฉลี่ยทั้งประเทศประมาณ 5 ชั่วโมงต่อวัน (พลังงานแสงอาทิตย์รวมราว 18.2 MJ/m² ต่อวัน หรือ 5.06 kWh/m² ต่อวัน) ภาคกลางตอนบนและภาคอีสานสูงกว่าเล็กน้อย ภาคใต้และพื้นที่ฝนชุกต่ำกว่า ชั่วโมงแดดสูงสุดไม่ใช่จำนวนชั่วโมงที่มีแดด แต่เป็นพลังงานทั้งวันที่แปลงเป็นชั่วโมงที่ความเข้ม 1,000 W/m²

**ควรหันแผงโซลาร์ไปทางทิศไหนและเอียงกี่องศาในไทย?**
ทิศใต้เอียง 10–15 องศาให้พลังงานต่อปีสูงสุดสำหรับภาคกลาง ภาคเหนือเอียงได้ถึง 15–20 องศา ไม่ควรต่ำกว่า 5–10 องศาเพื่อให้ฝนล้างฝุ่นได้ ทิศตะวันออกหรือตะวันตกเสียพลังงานต่อปีเพียงประมาณ 4–8 % ที่มุมเอียงต่ำ และช่วยกระจายการผลิตให้ตรงกับโหลดเช้าหรือบ่าย

**ต้องเว้นระยะจากผนังหรือแถวแผงด้านหน้าเท่าไรถึงไม่มีเงา?**
ใช้เงื่อนไขไม่มีเงาช่วง 9:00–15:00 น. ของวันที่ 21 ธันวาคม (ดวงอาทิตย์ต่ำที่สุดทางทิศใต้) ระยะทางทิศเหนือ-ใต้ของเงาเท่ากับความสูงของวัตถุคูณ cos มุมทิศดวงอาทิตย์หารด้วย tan มุมเงย ที่กรุงเทพฯ 9:00 น. มุมเงยประมาณ 32 องศา เงายาวประมาณ 1 เท่าของความสูง