Vorteile bifazialer Solarzellen in Kombination mit Niederspannungsstromnetzen in hohen Breiten

via PV Magazin

Formel 1
Qrad = εσA(∆T4)

Wobei
ε = Flächenemission des Daches
A    = Dachfläche, m²
σ = Stefan-Boltzmann-Konstante (5.6704 × 10 -8 W / m² ∙ K4)
ΔT = Temperaturdifferenz zwischen Himmel und Dach, K [Kelvin = ( TºC + 273,15)]

Fläche:
Temperatur: C°(Grad Celcius)
Emissivität(0-1) ε(Punkt für Komma)
 

 
Watt oder Qrad: Watt/

Abstrakt

Bifaziale Photovoltaik (BPV) ist eine schnell wachsende Technologie, die die Stromerzeugung verbessern kann, indem Lichteinstrahlung von beiden Seiten des Moduls genutzt wird. Eine vertikale Ost-West-Montage von BPV liefert zwei Produktionsspitzen, eine am Morgen und eine am Abend, anstelle einer markanten Spitze am Mittag. Die vertikale Montage von BPV führt zu einer besseren Anpassung an typische Lastprofile und verbessert den Eigenverbrauch der BPV-Produktion für Haushalts- und Nachbarschaftssysteme. Die Verbesserung des Eigenverbrauchs kleiner PV-Anlagen ist von entscheidender Bedeutung, da dies die wirtschaftliche Rentabilität erhöht und die Anforderungen an die Netzinteraktion verringert. In hohen Breiten kann ein vertikaler BPV besonders vorteilhaft sein, ebenso wie der niedrige durchschnittliche Sonnenhöhenwinkelermöglicht es den vertikalen Oberflächen, die Strahlung viele Stunden lang effizient zu sammeln. Diese Übersicht untersucht den aktuellen Stand der Technik BPV basierend auf Modellierung und experimentellen Perspektiven sowie die Integration von PV mit Stromnetzen auf verschiedenen Ebenen. Die Eignung von BPV in der Stromerzeugung, seine Integration in die gebaute Umwelt und Landschaft und die Barrieren, die seine Implementierung behindern, werden für Bedingungen in hohen Breiten diskutiert. BPV hat Potenzial und seine Anwendung hat in den letzten Jahren erheblich zugenommen. Viele Schlüsselfragen haben jedoch Bereiche wie die quantitativen wirtschaftlichen Vorteile von vertikal montierten BPV in Bezug auf die Stromgestehungskosten nicht angesprochen .

Schlüsselwörter

Bifaziale Photovoltaik
Vertikale Montage
Hohe Breiten
Grid-Interaktion
Gebäudeintegration

Nomenklatur

AOI

Einfallswinkel

BF

Bifazialitätsfaktor

BG

bifacialer Gewinn

BIPV

Gebäudeintegrierte Photovoltaik

BPV

bifaziale Photovoltaik

CBPV

konventionell montierte bifaziale Photovoltaik

Ziege

diffuse horizontale Bestrahlung

TAGE

direkte Normalstrahlung

DSSC

farbstoffsensibilisierte Solarzelle

DSM

Demand-Side-Management

EV

elektrisches Fahrzeug

fpv

Schwimmende Photovoltaik

BEACHTEN

global horizontal irradiation

LCOE

nivellierte Stromkosten

LV

Niederspannung

MPV

monofacial photovoltaics

MV

Mittelspannung

NZEB

Netto-Nullenergiegebäude

PSC

Perowskit-Solarzelle

PV

photovoltaics

PVK

Perowskit

PVSD

photovoltaische Verschattungsvorrichtung

RT

Raytracing

STC

Standard-Testbedingungen

STREBER

Stärken, Schwächen, Chancen und Risiken

TSC

Tandem-Solarzelle

VBPV

vertikal montierte bifaziale Photovoltaik

VF

Ansichtsfaktor

irgendein

Variable erneuerbare Energie

EIN

Fläche (m 2 )

Z.B

Intensität (W/m 2 )

S

Abstand (m)

Φ SC

Eigenverbrauch (dimensionslos)

ΦSS _

Autarkie (dimensionslos)

1 . Einführung

Die Begrenzung des globalen Temperaturanstiegs auf 1,5 °C über dem vorindustriellen Niveau wird in diesem Jahrzehnt zu einer erheblichen Verringerung der Treibhausgasemissionen und bis 2050 zu CO2-Neutralität führen [ ]. Photovoltaik (PV) ist eine erneuerbare Energiequelle , die Strom direkt aus Sonnenlicht erzeugt, ohne bei der Nutzung Treibhausgasemissionen zu verursachen. Als Stromquelle ist PV schnell gewachsen, und zwischen 2005 und 2018 stieg die weltweite Produktion von 4 TWh auf 554 TWh [ ]. Trotz der ermutigenden Zahlen ist die Umsetzung der PV eine Herausforderung. Die PV-Energieproduktion ist naturgemäß aufgrund von Jahres- und Tageszyklen intermittierend und zudem wetterabhängig. Darüber hinaus konventionell montierte PV-Module(in einem optimierten Winkel zum Äquator geneigt) haben ein Stromerzeugungsprofil, das am Mittag seinen Höhepunkt erreicht. Allerdings ist der Stromverbrauch eines typischen Haushalts am Abend am höchsten und am Morgen am zweithöchsten [ ]. Wenn also PV-Strom verfügbar ist, ist die Haushaltsnachfrage gering. Dies begrenzt entweder die Größe des Systems oder erfordert, dass der überschüssige Strom an das Netz verkauft wird. Im Gegensatz dazu ist die PV-Produktion bei hoher Nachfrage gering und erfordert den Kauf von Strom [ 3 ]. Darüber hinaus kann dieses Missverhältnis zwischen Verbrauch und Erzeugung zu unerwünschten Spannungsschwankungen führen, wenn der PV-Durchdringungsgrad hoch ist [ 3]. Bei größeren Netzen (z. B. auf nationaler Ebene) führt diese Diskrepanz zu einer Nachfrage nach mehr Ausgleichsleistung zur Stromerzeugung, wenn Solar-PV nicht verfügbar ist [ 4 , 5 ].

Die Optimierung der Stromerzeugung wird von mehreren Faktoren beeinflusst. Bifaziale Photovoltaik (BPV)-Geräte [ 6] kann Licht sowohl von vorne als auch von hinten ernten, während herkömmliche monofaziale Photovoltaik (MPV)-Geräte nur Licht von vorne nutzen können. Herkömmlich montierte BPV (CBPV) verbessern die Produktion aufgrund der zusätzlichen Elektrizität, die aus dem auf der Rückseite reflektierten oder gestreuten Licht erzeugt wird: Die Produktion steigt, aber ihr Profil bleibt unverändert. Ein anderer Ansatz besteht darin, das BPV vertikal in Ost-West-Richtung zu montieren. Dabei wird das Produktionsprofil einmal morgens und einmal abends mit einem Tal dazwischen ausgelastet, was besser zur Stromlast passt. Dies verbessert den Eigenverbrauch des PV-Stroms, der als Schlüsselparameter für die Wirtschaftlichkeit der PV-Kleinproduktion identifiziert wurde, wenn hohe Einspeisevergütungen nicht in Anspruch genommen werden [ [7] , [8] ,[9] , [10] ]. Darüber hinaus reduziert dies auch unerwünschte Spannungsschwankungen [ 3 ] und den Bedarf an Ausgleichsleistung [ 4 , 5 ] in Niederspannungsnetzen (LV) aufgrund einer Diskrepanz zwischen PV-Erzeugung und Last.

Vertikal montiertes BPV (VBPV) ist besonders nützlich in hohen Breiten (dh über 45°), wo der Sonnenhöhenwinkel typischerweise gering ist. So beträgt die Sonnenhöhe am Mittag in Oslo im Sommer nur etwa 55°, während sie im Winter unter 10° liegt. Darüber hinaus ermöglicht der niedrige Sonnenwinkel in hohen Breiten, dass sowohl die Morgen- als auch die Abendsonne geerntet werden können. Daher ist der Einsatz bifazialer Solarmodule in nordischen Breiten eine äußerst effektive Alternative: Wenn die Module in Ost-West-Richtung ausgerichtet sind, ist eine optimale Produktion gewährleistet, während bei herkömmlichen MPV-Solarmodulen, ist eine optimale Produktion gewährleistet, wenn die Paneele nach Süden ausgerichtet sind und einen optimalen Winkel haben. Durch den Einsatz vertikal montierter bifazialer Solarmodule mit Ost-West-Ausrichtung besteht der Vorteil darin, dass ein einzelnes bifaziales Solarmodul in beide Richtungen betrieben werden kann und fast die gleiche Produktion wie zwei vertikale MPV-Module erzielt. Die Vorteile des BPV gegenüber MPV hängen von mehreren Faktoren ab, darunter der Breitengrad, die örtlichen Lichtstreuungsbedingungen und das Bodenreflexionsvermögen, auch bekannt als Albedo [11]. Darüber hinaus erhöht die Möglichkeit, beide Seiten des Panels zu nutzen, die Stromabgabe pro belegter Landfläche [12]. Der Anteil von BPV am globalen PV-Markt wird voraussichtlich in diesem Jahrzehnt steigen [13]. Dies wird dazu beitragen, die weiter zu verringernStromgestehungskosten (LCOE) von PV [ [13] , [14] , [15] , [16] ].

In diesem Beitrag konzentrieren wir uns auf Standorte in hohen Breiten, die beispielsweise die nordischen Länder repräsentieren. Obwohl der Standort hoch im Norden liegt, ist das PV-Potenzial in den nordischen Ländern im Vergleich zu Standorten in Mitteleuropa beachtlich [ 17 , 18 ]. Typischerweise nimmt die Einstrahlung in höheren Breitengraden ab, aber auch lokale Wetterbedingungen wie Bewölkung spielen eine wichtige Rolle. Die jährlich empfangene Einstrahlung in Südfinnland liegt nahe an den jeweiligen Werten in Deutschland und Großbritannien [ 19 , 20 ], während Norwegen 1000–1200 kWh/m 2 pro Jahr erhält [ 21 ].] vergleichbar mit vielen Orten in Deutschland. Im Hinblick darauf, dass sich die Nutzung von Solarenergie auf die Sommerzeit konzentriert, sollte beachtet werden, dass, obwohl die Stromnachfrage im Winter aufgrund des hohen Heizbedarfs ihren Höhepunkt erreicht, der Strompreis auf dem Spotmarkt von Nord Pool auch im Sommer hoch ist, z. B. aufgrund der Aufrechterhaltung der Kernenergie , wodurch wirtschaftliche Vorteile für die PV-Produktion genutzt werden können. Ein großer Teil des solaren Energiepotenzials zur Verbesserung der Energieeffizienz in Gebäuden und Städten bleibt jedoch ungenutzt.

Mehrere Faktoren hindern die nordischen Länder daran, das Potenzial der Solarenergie voll auszuschöpfen. Beispielsweise haben sie ähnliche Sonneneinstrahlungsprofile , klimatische Herausforderungen, rechtliche und kulturelle Barrieren und wirtschaftliche Zwänge gemeinsam [ 22 ]. Es bestehen jedoch Unterschiede zwischen den Ländern. In Schweden wurden die Subventionspolitik und der Peer-Effekt als Hauptantriebskräfte für die Beschleunigung von PV-Installationen identifiziert, was die Rolle der politischen Entscheidungsfindung für die PV-Implementierung hervorhebt [ 23 ]. Finnland hat jedoch beispielsweise auf erhebliche Subventionen (wie Einspeisetarife) für die heimische PV-Produktion verzichtet, was als Haupthindernis für die PV-Durchdringung identifiziert wurde [ 20 , 24]. Andere in der Literatur identifizierte Hindernisse sind negative Einstellungen [ 20 ] und Probleme im Zusammenhang mit Genehmigungsverfahren und Netzanbindung [ 24 ]. Da [ 20 , 24 ] jedoch im Jahr 2015 veröffentlicht wurden, ist ein Teil des Inhalts angesichts des schnellen Anstiegs der PV-Kapazität sowohl in Finnland als auch weltweit in den letzten fünf Jahren möglicherweise veraltet. Für die Early Adopters sind die Hauptantriebskräfte für die Nutzung von PV auf Haushaltsebene die Wirtschaftlichkeit sowie das Klimabewusstsein und die Zufriedenheit über die eigene Stromerzeugung [ 25 , 26 ].

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die hohen Breiten wie die nordischen Länder besonders für vertikale BPV-Lösungen geeignet sind, die es ermöglichen, die langen Stunden der Morgen- und Abendsonne mit niedrigem Winkel zu ernten, wenn der tägliche Verbrauch konzentriert ist. Als sich schnell entwickelnde Technologie hat BPV mehrere neuere Übersichtsartikel inspiriert, die sich zB auf technische Details [ 6 , 16 ] oder Simulations- und Charakterisierungsmethoden [ 13 ] konzentrieren. Durch die Berücksichtigung der nordischen Perspektive ist diese Überprüfung und Analyse jedoch klar von den zuvor veröffentlichten BPV-Überprüfungen getrennt, was die Neuheit dieser Arbeit rechtfertigt. Diese Überprüfung ist wie folgt gegliedert: Abschnitt 2beschreibt die vorhandene Literatur zu bifazialer PV, einschließlich der technischen Details, Ästhetik, architektonischen und technologischen Integration in die gebaute Umgebung und Landschaft, Fallstudien und einen Einblick in die Modellierung der BPV-Leistung . Abschnitt 3 befasst sich mit der Energienetzmodellierung, einschließlich Last- und Stromverteilungsmodellierung und den Auswirkungen, die die Implementierung von PV auf das Stromnetz hat. Obwohl der Schwerpunkt auf Haushalts- und NS-Netzebenen liegt, wird auch die Modellierung auf nationaler Ebene diskutiert. Abschnitt 4kombiniert die Themen der beiden vorherigen Abschnitte und diskutiert das Potenzial zur Steigerung der PV-Durchdringung in den nordischen Ländern durch die Verwendung von bifazialen statt monofazialen Modulen. Neben der Sichtung der vorhandenen Literatur wurden bestehende Lücken und potenzielle Forschungsthemen identifiziert. Abschnitt 5 stellt die Schlussfolgerungen vor und hebt das Potenzial für vertikale BPV in hohen Breiten und Bereichen für zukünftige Forschung hervor.

2 . Bifaziale Solarzellen

Bifaziale Solarzellen und -module wurden in der Literatur untersucht, zusammengefasst in Lit. [ 6 , 13 , 16 ]. Die Technologie kann als ausgereift angesehen werden, obwohl sie im Vergleich zu MPV weniger intensiv erforscht wurde . Dieser Abschnitt enthält eine Literaturrecherche zu BPV, basierend auf den Kategorien Modellierung, experimentelle Studien, Integration in die Umwelt und neuartige Solartechnologien. Diese Aspekte werden insbesondere aus der Sicht von VBPV in hohen Breiten untersucht. Da jedoch einige Aspekte allen BPV-Technologien gemeinsam sind und der vollständigen Übersicht halber, werden auch Studien beschrieben, die über den genauen Fokus hinausgehen.

CBPV ( Abb. 1 a) verbessert die Stromerzeugung durch Nutzung der rückseitigen Einstrahlung und Reflexionen von der Rückseitenfolie und der hinteren Abdeckung ( Abb. 1 b) [ 27 , 28 ]. Die Optimierung der Optik des BPV-Systems (z. B. mit geeigneten Beschichtungen und Reflektoren) kann die Leistung weiter verbessern [ 29 ]. VBPV ( Abb. 1 a) ändert das Produktionsprofil und ermöglicht eine bessere Anpassung an die Stromnachfrage ( Abb. 1 b) [ 27 ]. Für einen privaten Hausbesitzer mit eigener PV-Produktion ist das wirtschaftlich wichtig: der PV-Stromeffektiver genutzt werden können. Darüber hinaus senkt dieser Ansatz insbesondere bei hoher PV-Durchdringung die Anforderungen an das Stromnetz, da er die zeitliche Übereinstimmung zwischen PV-Erzeugung und Stromlast verbessert und die Kurve „Bedarf minus PV-Erzeugung“ glättet [ 30 ]. Durch die Kombination konventioneller und vertikaler Befestigungen lässt sich die Wirkung steigern [ 30 ].

Fig. 1

Abb. 1 . a) Konventionelle (CMMM) und vertikale (VMBM) Halterungen [ 11 ] , b) Die Wirkung der Bifazialität auf die Stromerzeugung für konventionelle (SN) und vertikale (EW) Halterungen [ 27 ] , (©Elsevier, Nachdruck mit Genehmigung).

2.1 . Bifaziale PV-Modellierung

Die Fähigkeit, die BPV-Leistungsabgabe genau vorherzusagen, ist für kommerzielle Anwendungen von entscheidender Bedeutung. Daher wurde die Bedeutung der BPV-Produktionsmodellierung in der Literatur umfassend hervorgehoben [ 13 ]. Bei CBPV-Panels ist die Modellierung der rückseitigen Bestrahlungsstärke aufgrund der erheblichen Schattierung eine Herausforderung. Für VBPV können die für MPV erstellten Bestrahlungsstärkemodelle einfacher angepasst werden, obwohl der Anteil der reflektierten Strahlung aufgrund geometrischer Faktoren höher ist als bei MPV und der Anteil der Strahlung, die aus einem niedrigen Sonnenhöhenwinkel einfällt, hoch ist. Zwei wichtige Parameter für die BPV-Leistung , die in der Forschung oft diskutiert werden, sind der Bifazialgewinn (BG) und der Bifazialitätsfaktor (BF). BG ist definiert als prozentuale Steigerung der Stromerzeugung im Vergleich zu einem Referenz-MPV [ 14]. BF gibt den Bruchteil der Rückseiten- und Vorderseiteneffizienzen an [ 16 , 31 , 32 ]. Verschiedene Subtypen der derzeit den PV-Markt dominierenden kristallinen Silizium -Technologie können sich im BF deutlich unterscheiden: Beispielsweise liegt bei passivierten Emitter-Rückkontaktmodulen die typische Bandbreite für den BF bei 70–80 %, während Module auf Basis von a Heteroübergang mit einer intrinsischen Dünnschicht kann 95 % überschreiten [ 16 ]. Daher kann die bifaziale Umstellung die Marktanteile verschiedener Technologien verschieben und diejenigen mit einem hohen BF begünstigen.

2.1.1 . Methodik für die BPV-Modellierung

Optische Modelle schätzen die gesamte einfallende Strahlung, die das Panel empfängt. Die Gesamtbestrahlungsstärke besteht aus direkter, diffuser und reflektierter Bestrahlungsstärke , wie in Abb. 2 dargestellt . Um diese Komponenten auf einer geneigten Fläche zu berechnen, muss die globale horizontale Bestrahlungsstärke (GHI, die gesamte Bestrahlungsstärke auf einer horizontalen Platte) in diffuse horizontale Bestrahlungsstärke (DHI, die diffuse Bestrahlungsstärke auf einer horizontalen Platte) und direkte normale Bestrahlungsstärke (DNI, direkte Strahlung von der Sonne im rechten Winkel zu einfallenden Strahlen) [ 33 ]. Mehrere empirische Modelle wurden entwickelt, um den DHI basierend auf dem WHI zu schätzen [ 34 , 35 ].]. Die Beziehung zwischen GHI, DHI, DNI und Sonnenzenitwinkel ( θ Z ) ist in Gleichung (1) dargestellt :(1)GHich=DHich+Dnich⋅cÖSθMIT

Fig. 2

Abb. 2 . Komponenten der Sonneneinstrahlung [ 13 ] , (©RSC, Nachdruck mit Genehmigung).

Frontseitige Bestrahlung kann mit ähnlichen Ansätzen wie MPV modelliert werden. Bei der Modellierung der Rückseiteneinstrahlung für ein BPV-Gerät wird insbesondere bei CBPV der Anteil der Reflexion und Streustrahlung hervorgehoben. Dies stellt das Modell vor Herausforderungen, da die Abschattung des einfallenden Lichts (z. B. durch benachbarte Solarpanels oder die hintere Halterung des Panels) zu erheblichen Einbußen hinsichtlich reduzierter Einstrahlung [ 30 , 36 ] und Nachteilen im Modulbetrieb führen kann einzelne Zellen sind teilweise verschattet, dh der Strom wird ungleichmäßig erzeugt und es entsteht eine elektrische Fehlanpassung [ 16 , [37] , [38] , [39]]. Diese Inhomogenität der rückseitigen Bestrahlungsstärke hängt von mehreren Faktoren ab, wie z. B. Himmelsverhältnissen, Tageszeit, Position des Moduls in einem Rack [ 38 , 40 , 41 ] und der möglichen Inhomogenität der Rückseite Reflektormaterial, was ein typisches Problem bei gebäudeintegrierter PV ist [ 42 ]. Self-Shading, die Abschattung der Rückseite des Panels durch das Panel selbst, ist ein typisches Problem bei CBPV. Eine elektrische Fehlanpassung und eine inhomogene Rückseitenbestrahlung können lokale Hotspots induzieren, dh Bereiche, in denen die Modultemperatur erheblich erhöht wird, wodurch die Lebensdauer des Geräts verringert wird [ 42]. Die genaue Modellierung der rückseitigen Einstrahlung wurde als entscheidender Faktor für die korrekte Vorhersage der Stromabgabe identifiziert [ 39 ]. Bei klarem Himmel funktionierten MPV-Modelle recht gut mit CBPV, wenn BG als zusätzliche Verstärkung in die entsprechenden Gleichungen eingeführt wurde [ 43 ]. Die zur Modellierung der rückseitigen Bestrahlungsstärke entwickelten Methoden lassen sich in zwei Kategorien einteilen: View Factor (VF)-Modelle ( Abb. 3 ) und Raytracing (RT)-Simulationen [ 33 ].

Fig. 3

Abb. 3 . Prinzip des Sichtfaktormodells: dA ist die reflektierende Oberfläche (Boden), während dA 2 die empfangende Oberfläche (Rückseite des BPV-Panels) ist [ 13 ] , (©RSC, Nachdruck mit Genehmigung).

VBPV ist anfällig für Verschattung durch Objekte im Osten oder Westen, insbesondere unter nordischen Bedingungen, wo der durchschnittliche Sonnenhöhenwinkel gering ist. Während CBPV sehr anfällig für Selbstschattierung ist, vermeidet VBPV dies aufgrund der Geometrie des Aufbaus. In Bezug auf die einfallende Strahlung entsprechen Vorder- und Rückseite einer Konfiguration, bei der zwei MPV-Paneele vertikal so platziert sind, dass ihre Rückseiten aneinander liegen. Da jedoch der Anteil der Einstrahlung mit hohem θ Z für VBPV viel höher ist, ist es entscheidend, dass das verwendete optische Modell unter diesen Bedingungen gut funktioniert, was eine Herausforderung für viele Modelle darstellt, die gut mit herkömmlichem MPV funktionieren. Dieses Problem kann z. B. durch die Anwendung geeigneter Qualitätskontrollmethoden auf die Daten gehandhabt werden [ 44].

VF-Modelle berechnen die reflektierte Beleuchtung wie in den Gleichungen (2) und (3) dargestellt : Der Beitrag jeder Flächeneinheit, in der die Strahlung reflektiert wird, wird entsprechend dargestellt(2)UND=G∗vF1→2wobei E und G die Intensitäten für reflektierte und einfallende Strahlung auf der reflektierenden Fläche sind und(3)vF1→2=1EIN1∫EIN1∫EIN2etwas(θ1)etwas(θ2)PiS2DEIN2DEIN1wobei 1 der reflektierende Bereich ist, 2 der Empfangsbereich ist, S der Abstand zwischen den Bereichen ist und θ 1 und θ 2 die Winkel zwischen den Normalenvektoren der Oberflächen 1 und 2 bzw. dem Abstandsvektor S sind. Diese Methode wurde in der Literatur weit verbreitet [ 14 , 30 , 45 ] , Übersicht in Lit. . [ 46 ].

In RT-Simulationen wird die Sonnenbeleuchtung als Strahlen behandelt, die sich in den Medien ausbreiten [ 47 , 48 ]. Die Monte-Carlo-Methode wird verwendet, um die Reflexion der Strahlen an den Grenzen in den Medien unter Verwendung einer großen Anzahl von einfallenden Strahlen zu untersuchen. RT kann vorwärts (von der Quelle zum Ziel) oder rückwärts (vom Ziel zur Quelle) erfolgen. In Ref.-Nr. [ 47 ] Es wurde beobachtet, dass die RT-Simulation den Unterschied zwischen dem simulierten und dem gemessenen Blutzucker im Vergleich zur VF-Simulation verringerte.

Es wurden rechnerisch leichtere Ansätze entwickelt. Es wurde über die Aufteilung des Bodens in schattierte und nicht schattierte Elemente [ 49 ] und die Verwendung des Perez-Modells [ 50 ] oder die Verwendung von Sonnengeometrie zur Simulation der BPV-Ausgabe [ 51 ] berichtet. Beide Modelle stimmten recht gut mit experimentellen Daten überein: Letzteres berichtete einen Fehler von 1,4 % bei der jährlichen Stromerzeugung.

Die rückseitige Ausleuchtung von CBPV kann durch Anheben der Geräte erhöht werden, wodurch die Selbstverschattung reduziert und die Lichtreflexion zur Rückseite erhöht wird [ 16 , 30 ]. Allerdings erhöhen sich in diesem Fall auch die Kosten und der Flächenverbrauch aufgrund eines größeren Bedarfs an Montagegestellmaterial und eines erhöhten Reihenabstandsbedarfs, um eine reihenweise Verschattung für die rückseitige Bestrahlung zu vermeiden. VBPV fehlen eindeutige Vorteile einer Erhöhung. Darüber hinaus kann es schwierig sein, den VBPV zu erhöhen, wenn man bedenkt, dass die Haushaltsintegration (z. B. Bauvorschriften) berücksichtigt wird, wo die Vorteile der Anpassung des Stromverbrauchs und der Solarenergieerzeugung am größten wären.

Die oben beschriebenen Methoden ermöglichen die Modellierung der Gesamteinstrahlung, die das Modul empfängt. Die Beziehung zwischen einfallender Strahlung und Studien, die über den genauen Fokus hinausgehen, haben jedoch auch hervorgehoben, dass die Leistungsabgabe von BPV aufgrund des nichtlinearen Verhaltens von Leerlaufspannung und Füllfaktor nicht linear ist [ 13 , 52 ]. Insbesondere die Verringerung des Füllfaktors reduziert die Moduleffizienz und BG [ 52 ]. Zur Modellierung der Gesamtleistung werden zusätzlich elektrische und thermische Modelle benötigt [ 13 , 14 , 45]. Die Rolle des elektrischen Modells besteht darin, die modellierte Einstrahlung in die modellierte Stromabgabe umzuwandeln. Das thermische Modell beschreibt das thermische Gleichgewicht zwischen dem BPV-Gerät und der Umgebung, sodass aufgrund der Temperaturabhängigkeit der PV-Leistung gegebenenfalls Korrekturen an der vom elektrischen Modell erzeugten Leistung vorgenommen werden können [ 13 ].

Riedel-Lyngskaer et al. [ 53 ] verglich acht verschiedene Simulationswerkzeuge zur Vorhersage der Stromerzeugung einer BPV-Anlage in Dänemark. Sie kamen zu dem Schluss, dass die aktuellen ([ 53 ] wurde im November 2020 veröffentlicht) hochmodernen BPV-Modellierungswerkzeuge eine zusätzliche Unsicherheit von etwa 0,5 % hinzufügen. Dieser Fehler mag klein erscheinen, kann aber gerade bei Großanlagen zu nicht akzeptablen wirtschaftlichen Risiken führen [ 53 ]. Daher bleibt die Entwicklung verbesserter Modellierungswerkzeuge speziell für BPV ein Bereich, der von zukünftiger Forschung profitieren würde.

2.1.2 . Globale und lokale Perspektive

Die Eignung von BPV zur Stromerzeugung hängt stark von der geografischen Lage, den lokalen Wetterbedingungen und der Albedo ab . In einem globalen Vergleich der einfallenden Strahlung auf VBPV- und herkömmliche MPV-Panels sammelte VBPV mehr Strahlung in hohen Breiten (niedriger Sonnenhöhenwinkel) und subtropischen Wüstengebieten (hohe Albedo) [ 11 ]. So würde zum Beispiel neben den nordischen Ländern der größte Teil Mitteleuropas von VBPV profitieren, was die Notwendigkeit unterstreicht, VBPV im nordischen Kontext zu untersuchen.

Obwohl die Literatur [ 11 ] VBPV im Vergleich zu MPV positiv darstellt, ist ein Vergleich mit anderen BPV-Montagekonfigurationen (hauptsächlich CBPV) ebenso relevant. Bei hoher Albedo und Modulhöhe übertrifft die herkömmliche Montage von BPV die vertikale Montage überall [ 27 ]. Mit einer festen Albedo und Elevation an mehreren Orten auf verschiedenen Breitengraden schneidet CBPV an den meisten Orten besser ab als VBPV, mit dem größten Leistungsunterschied (ca. 15–20 %) bei den Breitengraden 20–40° [ 54 ]. In hohen Breiten ist CBPV jedoch anfällig für Hindernisse im Süden aufgrund eines niedrigen Sonnenhöhenwinkels [ 54]. Dementsprechend ist VBPV ähnlich anfällig für Hindernisse im Osten und Westen. Dies unterstreicht die Bedeutung einer effektiven PV-Integration in die Bauumgebung. Eine weitere Analyse, die auf gemessenen Wetterdaten von 55 Stationen auf der ganzen Welt basiert, zeigte, dass BPV bei Breiten über 40° bei konventioneller und über 65° bei vertikaler Montage niedrigere LCOE hatte als MPV [ 55 ]. Wenn die Albedo jedoch über einem ortsabhängigen Schwellenwert lag (0,12–0,30 für CBPV und 0,29–0,57 für VBPV), hatte BPV selbst in niedrigeren Breiten niedrigere LCOE. Wirtschaftlich gesehen ist einer der Vorteile der vertikalen Montage die Verlagerung der Produktion von Mittag auf Morgen und Abend, wodurch die Anpassung an die Last und die täglichen Spitzenpreise verbessert wird. Dieses Problem wurde aus Ref ausgeschlossen. [ 55], die sich nur auf die Maximierung der Gesamtenergieausbeute konzentrierte. Die wirtschaftliche Durchführbarkeit (einschließlich Stromgestehungskosten), der erhöhte Eigenverbrauch und die geringere Notwendigkeit, während der Spitzennachfrage Strom zum höchsten Preis aus dem Netz zu beziehen, deuten daher darauf hin, dass die Bedingungen dafür, dass VBPV eine bessere Option für einen Kleinerzeuger darstellt, wahrscheinlich sind breiter sein als in Lit. angegeben. [ 55 ].

Die Effizienz von Solarzellentechnologien hängt von der Temperatur ab, typischerweise nimmt die Leistung mit steigender Temperatur ab [ 56 ]. Eine globale Analyse der Temperaturabhängigkeit des jährlichen Energieertrags von CBPV-Farmen (Al-BSF-Technologie, Temperaturkoeffizient von 0,41 %/K) an verschiedenen Standorten zeigte, dass sich der Energieertrag mit der Temperatur zwischen –5 % und +10 % änderte -unabhängige Effizienz wurde durch eine temperaturabhängige Effizienz ersetzt [ 56]. Die höchsten positiven Veränderungen wurden jedoch an extrem kalten Standorten (Nordkanada, Sibirien, Himalaja) erzielt: Beispielsweise hatte Stockholm (Schweden), ein dicht besiedelter Ort in den hohen Breiten, eine positive Veränderung von weniger als 2 %. Bei vertikaler Montage ist dieser Effekt wahrscheinlich größer: Während der Spitzenproduktion sind die Umgebungstemperatur und die gesamte empfangene Strahlung niedriger als bei herkömmlicher Montage, was zu einer niedrigeren Modultemperatur führt. Dies ist ein interessantes Forschungsthema, das weiterverfolgt werden sollte.

Die spektrale Albedo beeinflusst die Leistungsabgabe von BPV erheblich: Die spektrale Albedo von grünem Gras und weißem Sand verbesserte die vorhergesagte BPV-Leistungsabgabe um 3,1 % bzw. 5,2 % [ 57 ]. In einer experimentellen Studie war der Unterschied jedoch viel kleiner, 0,9 % bzw. 1,7 %. Der Unterschied kann durch erhöhte Verluste aufgrund des Serienwiderstands und Annahmen über den unendlichen Reflektor in der Computerstudie erklärt werden. Im Gegensatz dazu verringerte die spektrale Albedo von Red Brick die BPV-Leistung.

Die nordischen Bedingungen für die Solarstromerzeugung sind durch eine große jährliche Schwankung und einen geringen Sonnenhöhenwinkel gekennzeichnet. Beide Faktoren bedeuten, dass die nordischen Länder ein einzigartiges Umfeld für die PV-Produktion darstellen. Dies macht VBPV zu einer noch attraktiveren Option: VBPV übertrifft konventionell montierte MPV in den nordischen Ländern sogar mit einer niedrigen Albedo [ 11]. Da das Stromverbrauchsprofil eines typischen Haushalts abends am höchsten und am Mittag niedrig ist, kann VBPV außerdem dazu beitragen, die Übereinstimmung zwischen Erzeugung und Last für hausintegrierte PV-Systeme zu verbessern. Dies erhöht den wirtschaftlichen Wert für den Hauseigentümer und reduziert die Herausforderungen für eine groß angelegte PV-Integration in das Stromsystem, vorausgesetzt, dass die VBPV-Module auf praktikable Weise installiert werden können. Beachten Sie, dass Anwendungen von VBPV über die Gebäudeintegration hinausgehen, z. B. können sie beispielsweise in Zäunen verwendet werden, wie in Abschnitt 2.3 ausführlicher besprochen wird .

2.2 . Experimentelle Studien zur bifazialen PV

2.2.1 . Laborexperimente

Zur Charakterisierung monofazialer Solarzellen ist die Standardtestbedingung (STC) wohldefiniert und reproduzierbar [ 13 ]. Bei bifazialen Solarzellen besteht die Herausforderung darin, wiederholbare Bedingungen mit beidseitiger Beleuchtung in Labortests zu schaffen. Der Wirkungsgrad von Vorder- und Rückseite kann getrennt definiert werden, indem zB auf der nicht gemessenen Seite ein schwarzes Abdeckblech eingesetzt wird, aber die Gesamtleistungsabgabe ist nicht gleich der Summe der Vorder- und Rückseitenleistungen [ 13 ]. Unter Verwendung eines optimierten Rechenmodells kann die bifaziale Leistung jedoch basierend auf getrennten Vorder- und Rückseitenmessungen mit angemessener Genauigkeit (Fehlermarge 1 %) berechnet werden [ 52]. Unter realen Betriebsbedingungen wird Licht die meiste Zeit nicht senkrecht induziert, was die Ergebnisse aufgrund der winkelabhängigen Eigenschaften der externen Quanteneffizienz (EQE) sowohl von MPV als auch von BPV beeinflusst [ 58]. Die Schwierigkeiten bei der Charakterisierung werden insbesondere für das konventionell montierte BPV hervorgehoben, bei dem der Produktionsschub hauptsächlich aus dem reflektierten Licht stammt, während bei der vertikalen Montage die Rückseitenbeleuchtung hauptsächlich aus diffusem Licht besteht. Das Fehlen internationaler Standards für die BPV-Charakterisierung behindert bereits den direkten Vergleich zwischen den Ergebnissen verschiedener Gruppen. Zu diesem Zweck wurden verschiedene Versuchsaufbauten zur BPV-Charakterisierung basierend auf Spiegeln und/oder unter Verwendung mehrerer Lichtquellen, sowohl unter Labor- als auch unter Freilandbedingungen, verglichen [ 13 ]. Ihre Arbeit schlug eine standardisierte Messung basierend auf mindestens drei verschiedenen rückseitigen Einstrahlungsstärken vor.

2.2.2 . Experimente im Freien

Bei Messungen im Freien stellen die unterschiedlichen Bedingungen eine Herausforderung für eine konsistente und genaue Charakterisierung dar [ 59 ]. Ein typischer Ansatz für ein BPV-Experiment im Freien besteht darin, dass die Leistung eines BPV-Geräts zunächst auf der Grundlage von Theorie und Labormessungen modelliert wird und das entwickelte Modell dann mit Messungen im Freien validiert wird, wie z. B. in Refs. [ 14 , 15 ] für CBPV bei sehr sonnigen Bedingungen (Ägypten, Saudi-Arabien).

Kürzlich wurde auch über VBPV berichtet [ [60] , [61] , [62] ]: Molin et al. [ 60 ] führten eine Feldstudie in Linköping, Schweden durch und entdeckten, dass der jährliche bifaziale Gewinn 5 % bzw. 1 % für konventionell und vertikal montierte BPV im Vergleich zu konventionell montierten MPV betrug, obwohl die Paneele auf einer schwarzen Teerpappe platziert waren Dach mit einer sehr niedrigen Albedo. Ein sonniger und verschneiter Tag erhöhte den BG eines vertikal montierten Panels auf 48 %, was die Bedeutung der Albedo demonstriert. VBPV-Paneele auf einem Gründach in der Schweiz hatten einen negativen BG, erklärt durch Schattierung und die niedrige Albedo [ 61 ]. Eine VBPV-Konfiguration ist weniger anfällig für Verschmutzungen als MPV [ 62], wodurch die Notwendigkeit einer regelmäßigen Reinigung der Module in Regionen reduziert wird, in denen Verschmutzungen zu erheblichen Leistungsverlusten führen [ 63 ]. Während die Studien zur Gesamtstromerzeugung (jährlich) interessant sind, sind Fallstudien selten, die die vertikale Montage und die konventionelle Montage auch in Bezug auf die Stromgestehungskosten und/oder den Eigenverbrauch im Vergleich zum Stromverbrauch im Haushalt (stündlich) vergleichen.

2.3 . Bifaziale PV-Lösungen in gebauten und natürlichen Umgebungen

Um die Vorteile von VBPV nutzen zu können, sind neuartige Ansätze erforderlich, um VBPV effektiv in städtische und ländliche Umgebungen zu integrieren: Die Module sollten ausreichend bestrahlt werden und hinsichtlich der Landnutzung effizient sein. Mehrere Studien konzentrierten sich auf die Anwendung der BPV-Technologie [ 16 ] zum Bau integrierter Photovoltaikkomponenten wie vertikal montierter Fassaden [ 64 , 65 ], Fenster [ 66 ], Zäune und Balkone [ 67 ] sowie anderer Installationen entlang städtischer Infrastrukturen wie z Lärmschutzwände für Autobahnen und Eisenbahnen [ 68 ]. Darüber hinaus wurden andere Anwendungen für horizontale oder geneigte Anwendungen als Verschattungsvorrichtungen [ 69 ], Dachsysteme [ 70 ] angewendet] und in Gewächshäusern [ 71 , 72]. Die Anwendungen bifazialer Zellen für gebäudeintegrierte Elemente haben viele Vorteile: Neben der Erzeugung von mehr Strom haben sie technologische (z. B. Luft-/Wasserundurchlässigkeit) und strukturelle (dh strukturelle Integrität) Funktionen als herkömmliche Veredelungsmaterialien. Darüber hinaus vermeidet der Einsatz vertikal montierter Solarsysteme Produktionsverluste durch Staubansammlung und Schneebedeckung, was die Solarenergieproduktion insbesondere unter nordischen Klimabedingungen erhöht. Die Entwicklung innovativer Lösungen für gebäudeintegrierte BPV-Systeme ermöglicht es, das Produktionsprofil der PV-Anlage durch die Kombination verschiedener Halterungen entsprechend dem Lastprofil des jeweiligen Gebäudes anzupassen: In Bürogebäuden mit hoher Energiebelastung während der Mittagszeit werden nach Süden ausgerichtete Module bevorzugt , während in Wohnungen Paneele mit Ost-West-Ausrichtung können die Übereinstimmung zwischen Produktion und hoher Energielast am frühen Morgen und am späten Nachmittag und Abend verbessern. Diese Anpassung kann dazu beitragen, den Eigenverbrauch des produzierten Stroms zu verbessern, was zu höheren wirtschaftlichen Gewinnen führt.Abb. 5 zeigt die verschiedenen Lösungen für die Integration von BPV in Gebäude, sowohl für herkömmliche als auch für vertikale Montagen.

Fig. 4

Abb. 4 . Eine globale Karte, die zeigt, wo vertikales BPV mehr Strom produziert als MPV (schwarze Bereiche) gemäß Ref. [ 11 ] , (©Elsevier, Nachdruck mit Genehmigung).

Fig. 5

Abb. 5 . Verschiedene Gebäudeintegrationslösungen für BPV , einschließlich konventioneller (a–b), Ost-West-orientierter vertikaler (c–e) und angewandter (f–g) Befestigungen. A – Multifunktionales Sonnenschutzelement mit bifazial aktiven Solarzellen und weißem Rückreflektor an der Südfassade des ISFH-Gebäudes; die höhere Transmission des Reflektorblechs des Moduls auf der rechten Seite ist im Spiegelbild im Fenster hinter dem Modul deutlich zu erkennen (modifiziert nach [ 68 ]); B – Vertikale BPV-Feldinstallation auf einem Gründach in Winterthur, Schweiz (modifiziert von [ 60]); Vertikale BPV-Feldinstallation als C – Dachzaun (modifiziert von ©Solar Innova) und D – Balkonzaun (modifiziert von ©Prism Solar); E − Beispiel einer horizontalen BPV-Beschattungsvorrichtung (modifiziert von ©Lumos Solar); F – Solarfassade des CSEM-Gebäudes, bestehend aus bifazialen Photovoltaik-Solarzellen: Die Albedo auf der Rückseite und die natürliche oder Zwangsbelüftung liefern zusätzliche Energie für die Module (modifiziert von [ 72 ]); G – Beispiel für bifaziale Doppelglas-Solarmodule (modifiziert von ©Coulee Tech).

Mehrere Fallstudien haben die Vorteile gebäudeintegrierter BPV-Systeme hervorgehoben: Ein Beispiel stammt aus einer Computerstudie, in der mehrschichtige eindimensionale dynamische thermische Modelle für eine monofaziale Glasrückseitenfolie und bifaziale Glas-Glas- PV-Module in eine Gebäudefassade integriert wurden ( Abb . 5 g) zeigten, dass BPV-Module unter Berücksichtigung der Geometrie und PV-Technologien der betrachteten Fassaden und der lokalen Wetterbedingungen (Italien) einen Energieertrag von etwa 5 % mehr als die MPV-Module lieferten [ 65]. Darüber hinaus kann eine solche Fassade nicht nur Strom erzeugen, sondern auch als passives System dienen, das den Kühl- (oder Heiz-) Bedarf eines Gebäudes reduziert. Ein weiteres Beispiel bezieht sich auf die Semitransparenz bifazialer Vorrichtungen, die emotional harmlose und ästhetisch ansprechende Farben liefern können, die die Verwendung von VBPV als Fenster ermöglichen [ 66 ].

Darüber hinaus ermöglicht VBPV mehrere andere gebäude- oder umgebungsintegrierte Anwendungen wie Vorhangfassaden, Dächer und Verkehrslärmschutzwände, indem reflektiertes und beleuchtetes Licht geerntet wird. In diesem Sinne kompensiert die bifaziale Energieerzeugung den Verlust der geringeren direkten Plane-of-Array-Einstrahlung für hohe Neigungswinkel. Eine für fassadenintegrierte VBPV-Module entwickelte Methodik zur Bewertung der elektrischen Jahresleistung [ 64 ] ermöglichte es, die optimale Leistung anhand der wichtigsten Parameter der Anwendung und des Moduls zu ermitteln.

Die Vorteile der bifazialen Produktion wurden mit einer einmonatigen Betriebs- und Simulationsstudie mit einem zaunintegrierten VPBV-Dachsystem demonstriert, das aus zwei Subarrays (eine nach Ost-West, Süd-Nord) bestand: Das System war in der Lage, elektrisches Energieäquivalent zu erzeugen zu einem herkömmlichen MPV-Array, das nach Süden mit einer optimalen Neigung [ 73 ] befestigt ist, mit einem Leistungsprofil, das mit Sonnenaufgang schnell ansteigt und an einem klaren Tag bis zum Sonnenuntergang auf einem hohen Niveau konstant bleibt, was ideale Tages- und Jahresleistungsverteilungen bietet. Darüber hinaus bewies die Simulation, dass das bifaziale PV-System unabhängig von seinem Konstruktions- Azimutwinkel auf jedes Gebäude angewendet werden kannunter Beibehaltung der oben dargestellten Vorteile. Neben Zäunen können VBPV als vollwertige Lärmschutzwände effektiv eingesetzt werden. Ein fortschrittliches numerisches Modell zur Vorhersage der Leistungsabgabe der VBPV-Systeme für gegebene Wetterbedingungen erzielte eine Übereinstimmung zwischen der gemessenen Leistungsabgabe und der Modellvorhersage [ 68 ]. Darüber hinaus wurden die Auswirkungen von Ausrichtung, Neigung, Standort, Zellenposition und Bypass-Diodenkonfiguration auf den jährlichen Energieertrag von VBPV-Lärmschutzwänden bestimmt. Die optimale Konfiguration hing stark von der geografischen Lage ab. Beispielsweise lieferten in Amsterdam die nach Süden ausgerichteten Barrieren einen fast identischen Jahresertrag wie die von Ost nach West ausgerichteten Barrieren.

Multifunktionale BPV-Sonnenschutzelemente ( Abb. 5 a) auf Basis bifazialer Solarzellen in Kombination mit einer weißen semitransparenten Reflektorrückfolie und andere Anwendungen mit relativ schmalen BPV-Modulen, die in einem bestimmten Abstand vor einem reflektierenden Hintergrund installiert werden, wurden vorgeschlagen [ 69 ]. In allen Anwendungen können Leistungsgewinne von über 50 % mit geringem Mehrpreis gegenüber MPV-Modulen erreicht werden.

Eine interessante Anwendung der halbtransparenten Fassadentechnologie durch den Einsatz bifazialer Solarzellen wurde von den SUPSI- und ETH-Teams für die Südfassade eines Geschäftshauses in Neuchâtel (Schweiz) entwickelt ( Abb. 5F). Dabei werden die BPV-Zellen in ein zweischaliges Fassadensystem integriert. Sie nutzen den Spalt zwischen dem Modul und der Innenwand, der rückseitige Albedo und natürliche oder Zwangsbelüftung erzeugt, um den Modulen zusätzliche Energie zuzuführen. Dieses Konstruktionsprinzip hat eine doppelte Funktionalität: Es nutzt einerseits die Lichtreflexion der Innenfassade durch ein in die Gebäudehülle eingebrachtes Second-Skin-Glaselement mit bifazialer PV und gewährleistet andererseits eine natürliche oder Zwangsbelüftung zur Steuerung die Temperatur im Hohlraum und vermeiden Sie eine Überhitzung, die den Wirkungsgrad der Solarzellen beeinträchtigt.

BPV-Module können in der Landwirtschaft sowohl im Gewächshaus als auch im Freiland eingesetzt werden ( Abb. 6 ). Auf den Dächern oder Wänden von Gewächshäusern montierte BPV-Paneele verursachen eine Verschattung, die den Wachstumstrend von Kulturpflanzen im Inneren beeinträchtigen kann [ 71 , 72 ]. Sowohl Landschafts- als auch städtische Infrastrukturanlagen, die aus VBPV-Modulen bestehen, wie z. B. Anlagen zwischen Feldfrüchten für die Landwirtschaft ( Fig. 6 – A) als Lärmschutzwände für Autobahnen und Eisenbahnen ( Fig. 6 – B), werden immer beliebter. Die bifazialen Module machen die Produktionswerte akzeptabel, und an Orten mit hoher Albedo (oder bei Schneeereignissen) wird die Produktion noch weiter gesteigert, was eine Vielzahl kreativer Anwendungen ermöglicht (Fig. 6).

Fig. 6

Abb. 6 . In Feldansichten der Solaranlagensysteme: a) Landschaftsanwendungen bestehend aus vertikal montierten bifazialen Solarmodulen, die zwischen Reihen von Feldfrüchten installiert sind (A – modifiziert von ©Next2Sun); städtische Infrastruktur als Lärmschutzwände entlang der Autobahn (B – modifiziert nach [ 130 ]) b) Horizontale und geneigte bifaziale Anwendungen: Agrivoltaik (C – modifiziert nach ©FlexAgri), Solarpark (D – modifiziert nach ©Scatec Solar), experimentelle Aktivitäten ( E − modifiziert von ©NREL) und Floating (F – modifiziert von ©ABB); c) Horizontale und geneigte Stadtmöblierung als Bahn- und Busbahnhof (G – modifiziert nach ©SolarReviews), Drive-Through-/Tankstellen (H – modifiziert nach ©SolarReviews) und Parkanwendungen (I – modifiziert nach ©Michael Bloch).

Unter nordischen Bedingungen zeigte die wirtschaftliche Analyse von netzgekoppelten PV-Systemen für ein Haus, einen Milchviehbetrieb und ein Lebensmittelgeschäft in Südfinnland, dass PV nur dann wirtschaftlich geeignet ist, wenn PV-Strom für den Eigenverbrauch verwendet wird, und dass die Größe des PV-Systems optimiert wird PV-Anlage ist unerlässlich [ 74 ]. Interessanterweise war im Fall eines Milchviehbetriebs die 50:50-Verteilung vertikaler, nach Osten und Westen ausgerichteter Paneele die rentabelste Lösung, sogar mit MPV. Dies wurde durch das Stromverbrauchsprofil des Betriebs mit Spitzen morgens und abends erklärt. Folglich werden mit vertikaler bifazialer PV die Kosten eines solchen Systems reduziert, was das Potenzial von BPV unter nordischen Bedingungen unterstreicht.

Schließlich ist die schwimmende Photovoltaik (FPV) eine sich schnell entwickelnde Anwendung der PV [ 75 ] und stellt einen Sonderfall der PV in bebauten Umgebungen dar ( Abb. 6 – F). FPV erhöht die Systemkosten aufgrund der Notwendigkeit von Verankerungen und Pontons , aber seine Vorteile umfassen eine verbesserte Produktion (reduzierte Modultemperatur), eine effizientere Landnutzung und eine geringere Verdunstung von Wasser aus Wasserkraftreservoirs. Simulationen, die an zwei Standorten (Frankfurt, Deutschland und Catania, Italien) mit zwei kommerziellen Modellierungssoftwares durchgeführt wurden, die für FPV-Anwendungen erweitert wurden, zeigten sowohl bifaziale als auch schwebende Gewinne an beiden Standorten [ 76 ]. Die Eigenschaften des Wasserreflexionsvermögens hängen stark vom Winkel der Sonnenhöhe ab: Wenn der Winkel niedrig ist, ist das Reflexionsvermögen hoch [ 77]. Dies kann nützlich sein, wenn vertikale BPV-Installationen in Betracht gezogen werden: Die Produktionsspitzen am Morgen und am Abend können durch eine hohe Wasserreflexion verstärkt werden. FPV wird an anderer Stelle ausführlich besprochen [ 75 , 78 ].

2.4 . Neue Solartechnologien in der bifazialen Photovoltaik

Single-Junction-Siliziumsolarzellen dominieren heute den PV-Markt, aber auch für alternative Materialien werden Leistungsverbesserungen und unterschiedliche mechanische oder optische Eigenschaften für verschiedene PV-Anwendungen untersucht. In diesem Abschnitt werden zwei Trends in der PV-Forschung, aufkommende Solartechnologien und Mehrfachsolarzellen mit aufkommenden Solarzellen, sowohl im Hinblick auf die Chancen als auch auf die Herausforderungen für BPV-Anwendungen diskutiert.

Neue Solarzellen, insbesondere farbstoffsensibilisierte Solarzellen (DSSCs), können inhärente Bifazialität bereitstellen. DSSCs verwenden üblicherweise Materialien, die von Natur aus transparent sind [ 79 ], wie transparente, mit leitenden Oxiden beschichtete Glassubstrate , oder die so hergestellt werden können, zum Beispiel nanostrukturiertes TiO 2 . Die Geräteeffizienz ist im Allgemeinen geringer als bei herkömmlicher PV, aber DSSCs bieten den einzigartigen Vorteil der Transparenz in Kombination mit einem farbenfrohen Erscheinungsbild, das besonders attraktiv für gebäudeintegrierte Anwendungen ist [ 80 ], etwas, mit dem traditionellere BPV möglicherweise zu kämpfen haben. DSSC-Stabilität [ 81 ], insbesondere unter Außenbedingungen [ 82], muss in einem angemessenen Verhältnis zur Lebensdauer der jeweiligen Bauteile stehen.

Neben der Bifazialität ist die Multi-Junction-Technologie ein weiterer Ansatz zur Steigerung der Leistungsumwandlungseffizienz von Solarzellen. Mehrfachsolarzellen kombinieren zwei oder mehr Absorbermaterialien mit komplementären Absorptionseigenschaften , um das einfallende Lichtspektrum im Vergleich zu Einfachsolarzellen effizienter zu nutzen. Die Leistungssteigerung basiert auf verringerten Thermalisierungsverlusten und verbesserter Absorption. Zwei-Übergangs- oder Tandem-Solarzellen (TSCs) mit kristallinem Silizium als Bodenzelle sind am gebräuchlichsten, da Silizium eine nahezu optimale Bandlücke für die Bodenzelle in einer Tandemanwendung hat [ 83 ]. Perowskit-Solarzellen(PSCs) sind aufgrund ihrer effizienten Lichtabsorption, ihrer großen und einstellbaren Bandlücke und ihres Potenzials für eine kostengünstige Herstellung interessante Top-Zellkandidaten für siliziumbasierte TSCs [ 84 , 85 ].

TSCs aus Perowskit-Silizium (PVK-Si) haben sich als effiziente Anwendung für bifaziale PV mit mehreren Übergängen erwiesen. Über 30 % Leistungsumwandlungseffizienz wurde modelliert [ [86] , [87] , [88] , [89] , [90] , [91] ] und im Labor erreicht [ 92 ] und etwa 20 % BG wurden modelliert [ [93] , [94] , [95] , [96] ] und in Freilandversuchen erhalten [ 97 , 98] für PVK-Si-TSCs. Verschiedene TSC-Konfigurationen nutzen Bifazialität und erhöhte Absorption auf unterschiedliche Weise. Bei TSCs mit zwei Anschlüssen kann die bifaziale Struktur bei der Stromanpassung helfen [ 86 , 99 ], während Modulkonfigurationen mit drei und vier Anschlüssen eine Erhöhung des Stroms in der unteren Zelle ermöglichen, da die Stromanpassung weggelassen werden kann [ 88 , 90 , 92 ] . 94 , 100 ]. Umgebungsfaktoren, die die potenzielle Leistungsumwandlungseffizienz und BG von PVK-Si-TSCs beeinflussen könnten, umfassen die Albedo, die Abschattung und in geringerem Maße auch den Standort, z. B. aufgrund einer anderen Bestrahlungsstärke, spektralen Bedingungen oder Temperatur [ 93 , 95 ,100 , 101 ]. Die Optimierung der Gerätestruktur, z. B. Subzellendicken und Perowskit-Bandlücke, für spezifische Umgebungen verbessert die Leistung und Kosteneffizienz [ 89 , 93 , 94 , [102] , [103] , [104] ]. Darüber hinaus ist die Gerätelebensdauer ein Schlüsselfaktor, der für die Kommerzialisierung zu berücksichtigen ist [ 105 ].

Interessanterweise hebt die Literatur potenzielle Produktionsgewinne bei Bedingungen mit niedrigem Winkel und diffuser Bestrahlung , wie in den nordischen Ländern, hervor. Mit vertikaler Ost-West-Montage, Doppel-TSC [ 88 , 90] würden voraussichtlich den höchsten BZ erzeugen, da sie keine Vorder- und Rückseite haben. Höhere Materialkosten und eine komplexere Panelkonfiguration können jedoch ihre Implementierung verhindern. Bei TSC mit Perowskit nur auf der anderen Seite würde die Ost-West-Montage die vordere und hintere Beleuchtungsseite mittags wechseln, was die potenzielle Produktion entweder in der ersten oder in der zweiten Tageshälfte behindern würde. Besonders schädlich wäre ein Wechsel der Beleuchtungsseite bei einem TSC mit zwei Anschlüssen aufgrund von Stromanpassungsproblemen, was eine Ost-West-Montage der jeweiligen Technologie unpraktisch macht. Daher ist die zweipolige PVK-Si-TSC-Technologie mit zwei Anschlüssen und zwei Anschlüssen mit herkömmlicher Montage die wahrscheinlichste, die zuerst auf den Markt kommt.

2.5 . Zusammenfassung

Wie oben besprochen, ist BPV eine aufstrebende Technologie mit dem Potenzial, ein wesentlicher Bestandteil des zukünftigen Energiesystems zu sein. Intensive Forschung unter Nutzung und Kombination von computergestützten und experimentellen Methoden fördert den Durchbruch. Die wichtigsten Referenzen dieses Abschnitts sind in Tabelle 1 zusammengefasst .

Tabelle 1 . Zusammenfassung der wichtigsten Referenzen von Abschnitt 2 , in der Reihenfolge ihres Erscheinens in diesem Abschnitt.

Thema Art Standort Wichtige Ergebnisse Ref.
Überprüfung des aktuellen Stands der Technik für BPV-Technologie. Beurteilung N / A BPV ist eine ausgereifte Technologie, aber es bedarf weiterer Forschung in mehreren Bereichen, um sie verständlicher und wirtschaftlich attraktiver zu machen. [6]
Überprüfung der hochmodernen BPV-Leistungscharakterisierung und -modellierung. Beurteilung N / A Fehlende Standards zur Charakterisierung und Modellierung der Heckseitenbeleuchtung gehören zu den größten Herausforderungen bei der BPV-Technologie. [13]
Überblick über die BPV-Technologie. Beurteilung N / A BPV hat 2–6 % niedrigere LCOE als MPV. Albedo, Elevation und Reihenabstand sollten hoch sein. Elektrische Fehlanpassung aufgrund ungleichmäßiger Bestrahlung der Rückseite ist ein Problem. [16]
Entwicklung eines energiebasierten Modells zur Simulation der BPV-Produktion. Rechnerisch Global Das entwickelte Modell schätzte die Energie, die das BPV-Panel erreicht, genau. BZ bis zu 31 %. Die Höhe ist wichtig für N-S-orientierte BPV. EW-orientierte BPV ermöglichen eine bessere Abstimmung zwischen Produktion und Last. [30]
Studium BG. Rechnerisch, experimentell Ägypten Der modellierte BG betrug 33,9 % für eigenständige und 27,7–31,4 % für vor Ort installierte BPV-Module mit einer Albedo von 0,5. Gute Korrelation mit experimentellem und modelliertem BG. [14]
Vergleich von Sichtfaktor- und Raytracing-Simulationen. Rechnerisch N / A Raytracing eignet sich für Moduldesign und -optimierung, View-Factor-Modelle zur Simulation der (kleinen) Array-Performance. Die Rechenzeit ist bei großen Arrays eine Herausforderung. [33]
Schätzung der Stromerzeugung vertikaler BPV-Solarparks. Rechnerisch Global Vertikales BPV ist im Allgemeinen besser als MPV. Eine teilweise Abschattung der Rückseite reduziert die Leistung und verursacht eine Nichtlinearität zwischen Leistung und einfallender Strahlung. [39]
Auswirkung eines inhomogenen Rückreflektors auf die BPV-Leistung. Experimentell, rechnerisch N / A Ein inhomogener Rückreflektor verursachte Stromfehlanpassungen und lokale Hotspots (>15 °C Temperaturanstieg), was zu Leistungsverlust und Stabilitätsproblemen führte. [42]
Vergleich der simulierten und gemessenen BPV-Array-Produktion. Rechnerisch, experimentell Chile Raytracing ist besser für die Simulation der Rückseitenbeleuchtung geeignet als der Sichtfaktor. Die Verwendung des Ansichtsfaktors für die Vorderseite und des Raytracings für die Rückseite stimmte gut mit den gemessenen Daten überein. [47]
Vergleich der modellierten Produktion durch acht verschiedene Simulationsmethoden mit experimentellen Daten. Rechnerisch, experimentell Dänemark Modernste BPV-Modellierung fügt der PV-Ausgangsmodellierungskette 0,5 % Unsicherheit hinzu. Bei fester Neigung erreichte das 2D-Raytracing eine Genauigkeit von 1 %. [53]
Globaler Vergleich zwischen vertikalem BPV und herkömmlichem MPV. Rechnerisch Global Breitengrad, lokaler Diffusionsanteil und Albedo sind die entscheidenden Faktoren. Vertikales BPV übertrifft herkömmliches MPV in hohen Breiten und subtropischen Wüstengebieten. [11]
BPV weltweit optimieren. Rechnerisch Global Elevation und Albedo sind entscheidende Faktoren: BG wurde von bis zu 10 % auf bis zu 30 % verbessert, wenn die Module um 1 m erhöht wurden, und die Albedo von 0,25 auf 0,5 erhöht. Die EW-Konfiguration übertraf N–S mit niedriger Albedo nahe dem Äquator aufgrund von Selbstschattierung. [27]
Auswirkung der Temperatur auf die BPV-Leistung. Rechnerisch Global Reduzierte Leistung bei niedrigen und erhöhte Leistung bei hohen Breiten mit temperaturabhängiger Effizienz. Bifaziale Single-Heterojunction-Panels können einen BG von 25–45 % über 30° erreichen. [56]
Auswirkung der spektralen Albedo auf die BPV-Leistung. Rechnerisch, experimentell N / A Die spektrale Albedo kann sich positiv (z. B. grünes Gras, weißer Sand) oder negativ (z. B. roter Backstein) auswirken. Der experimentell beobachtete Effekt war kleiner als der modellierte. [57]
Winkel- und spektrale Abhängigkeit des Kurzschlussstroms. Experimentell, rechnerisch Niederlande MPV übertrifft BPV leicht unter direkter frontseitiger Beleuchtung, während BPV MPV deutlich unter diffuser Beleuchtung übertrifft. [58]
BPV vs. MPV-Leistung, gemessen über ein Jahr. Experimentell, Fallstudie Linköping, Schweden Der jährliche BZ betrug 5 % bei konventioneller und 1 % bei vertikaler Montage. Die Auswirkung der Albedo ist signifikant: Neuschnee im Vergleich zu schwarzem Teer erhöhte die vertikale BPV-Produktion um 48 %. [60]
Leistung einer zaunintegrierten PV-Anlage auf einem Gebäudedach. Experimentell, Fallstudie Japan Ein System, das aus vertikalen Subarrays (eines mit Ost-West- und eines mit Süd-Nord-Ausrichtung) bestand, hatte eine ähnliche kWh-Leistung und ein geeigneteres Produktionsprofil als ein herkömmlich montiertes Array. [67]
BPV als multifunktionale Verschattungselemente. Experimentell, Fallstudie Deutschland Sonnenschutzelemente mit BPV und semitransparenter Reflektorrückfolie erreichten BG > 50 %. [69]
Wirtschaftliche Aspekte netzgekoppelter PV-Anlagen in verschiedenen Gebäuden. Rechnerisch, Fallstudie Finnland PV ist für den Eigenverbrauch wirtschaftlich geeignet. Für einen Milchviehbetrieb war die vertikale Montage des MPV mit einer Ost-West-Verteilung von 50:50 besser als die herkömmliche Montage. [74]
Modellierung von PVK-Si-Tandemsolarzellen. Rechnerisch N / A Bifazialität bei PVK-Si-Tandemsolarzellen funktioniert, rechnerischer Machbarkeitsnachweis. [86]
PVK-Si-Tandemsolarzellen. Experimental N / A Experimenteller Nachweis von BG mit PVK-Si TSCs. [97]
Outdoor-Messungen von PVK-Si TSCs. Experimental Saudi-Arabien, Deutschland Der Mehrwert der Bifazialität mit PVK-Si-TSCs wurde experimentell in Außenmessungen gezeigt. [98]

3 . Energienetzmodellierung mit verteilter PV

Die Eigenschaften des Stromnetzes sind entscheidend für die Bestimmung der maximalen PV -Durchdringung. Eine große Herausforderung ist die Diskrepanz zwischen typischen PV-Erzeugungs- und Stromverbrauchsprofilen: Eine bessere Übereinstimmung ist für die technische und wirtschaftliche Machbarkeit erforderlich [ 106 ]. Eine Vielzahl von Studien hat sich mit der Lösung dieser Herausforderung beschäftigt und dabei unterschiedliche Ansätze verfolgt. Hier liegt der Fokus darauf, dieses Problem zu mildern, indem die Erzeugung erneuerbarer Energien besser an den Verbrauch angepasst wird. BPV bietet einen Weg zur Verbesserung der Übereinstimmung, indem die herkömmliche Montage durch vertikale Montagen ersetzt oder diese beiden Ansätze kombiniert werden [ 30 ].

Dieser Abschnitt ist basierend auf der Größe der modellierten Systeme in drei Unterabschnitte unterteilt: Haushaltsebene, Niederspannungsnetz und (multi-)nationale Ebene. Die vorhandene Literatur, die überprüft wird, konzentriert sich auf MPV, aber VBPV-Installationen, die die zeitliche Übereinstimmung zwischen Produktion und Last verbessern, können auf jeder Ebene einen Mehrwert schaffen, wie in jedem Unterabschnitt erörtert.

3.1 . Haushaltsebene

Auf Haushaltsebene kann PV in Dach- und Fassadenanlagen genutzt werden . VBPV könnte andere Arten von Installationen als die herkömmlichen finden, die zB als Zaun oder Beschattung dienen. Der erzeugte PV-Strom wird möglichst vor Ort verbraucht, wodurch der Strombezug aus dem Netz entfällt. Wenn die PV-Produktion den Strombedarf des Haushalts übersteigt, wird die zusätzliche Produktion normalerweise an das Netz verkauft: Die Speicherung in Batterien ist aufgrund der hohen Kosten und zusätzlichen Verluste möglicherweise keine wirtschaftlich machbare Lösung [ 107]. Wenn der Strom aus dem Netz bezogen wird, zahlt der Haushalt den Strom selbst sowie eine Übertragungsgebühr und Steuern. Wenn der Strom verkauft wird, erhält der Haushalt nur Einnahmen aus dem Strom. Aus Sicht des Hauseigentümers ist es daher günstiger, den PV-Strom vor Ort zu verbrauchen, als ihn an das Netz zu verkaufen [ 7 , 108 ].

Eigenverbrauch ( Φ SC , Anteil der vor Ort verbrauchten PV-Erzeugung) und Autarkie ( Φ SS , Anteil des von der PV gelieferten Strombedarfs) sind wichtige Größen, die das Zusammenspiel zwischen Haus und Netz beschreiben [ 8 ]. McKennaet al. [ 9 ] untersuchte den Φ SC in britischen Haushalten und schätzte, dass für einen durchschnittlichen britischen Haushalt mit PV-Produktion der Φ SC  = 37,3 ± 1,5 % (966 ± 38 kWh/Jahr) beträgt. Ein so niedriger Φ SC unterstreicht, dass es einen erheblichen Bedarf gibt, die Produktion und den Verbrauch auf Haushaltsebene besser aufeinander abzustimmen, was die Notwendigkeit von VBPV demonstriert.

Ein Energy Matching Chart, eine Grafik, in der Φ SS gegen Φ SC aufgetragen ist ( Abb. 7 ), visualisiert die Übereinstimmung zwischen PV-Erzeugung und Stromlast in Größe und Zeit und ermöglicht einen einfachen Vergleich verschiedener Fälle. Bei hohen Breiten zielt das VBPV nämlich darauf ab, Φ SC zu erhöhen . Ein Netto-Nullenergiegebäude (NZEB) ist definiert als ein Gebäude, dessen Energieerzeugung seinem jährlichen Verbrauch entspricht [ 8 , 109]. Die NZEB-Definition schließt jedoch Informationen über die zeitliche Übereinstimmung zwischen Produktion und Verbrauch aus. Die stündlichen Verbrauchs- und Erzeugungswerte sowie die Dauerkurve für den Nettobedarf wurden als geeignete Indikatoren identifiziert, um die Wechselwirkung zwischen einer NZEB und dem Stromnetz zu untersuchen, wodurch Situationen vermieden werden können, in denen NZEB das Stromnetz sehr belasten können durch steile Rampen in der Nutzlast [ 109 ].

Fig. 7

Abb. 7 . Prinzip der Energieanpassungskarte. Die Diagonale stellt NZEB dar , während die Übereinstimmung zwischen Produktion und Last in Richtung der oberen rechten Ecke des Diagramms verbessert wird [ 8 ], (©Elsevier, Nachdruck mit Genehmigung).

Zusätzlich zur Reduzierung von Φ SC kann die negative Korrelation zwischen PV-Erzeugung und Last ein begrenzender Faktor für die PV-Durchdringungsgrade in NS-Wohnnetzen sein, da es zu unerwünschten Spannungsanstiegen kommt, wenn die PV-Erzeugung Spitzenwerte erreicht [ 3 , 110 ]. Darüber hinaus hat die Verbesserung des Φ SC des produzierten PV-Stroms wirtschaftliche Vorteile für den Anlagenbesitzer [ 7 , 108 ]. Mehrere Studien haben versucht, dieses Problem durch Verbesserung von Φ SC und Φ SS zu lösen . Herkömmlicherweise sind die beiden gängigsten Ansätze die Implementierung von Energiespeicherung (z. B. Batterie) oder die Nutzung von Demand Side Management (DSM).

Der Energiespeicher kann mit PV geladen werden, wenn die Produktion die Last übersteigt, und entladen werden, wenn die Last die PV-Produktion übersteigt. Dies verbessert sowohl Φ SC als auch Φ SS , indem die Übereinstimmungsanforderung für Produktion und Last entfernt wird. Die Implementierung einer Speicherung verursacht jedoch zusätzliche Kosten und Verluste [ 108 , 110 , 111 ]. Der Speicher kann zur Speicherung von Strom (z. B. Batterien) [ 110 , 111 ] oder zur Umwandlung des überschüssigen Stroms in Wärme verwendet werden, was bei Verwendung von Wärmepumpen eine wirtschaftlich sinnvolle Option sein kann [ 112 ].

DSM wird verwendet, um die Last (z. B. die Verwendung von Haushaltsgeräten) in Zeitfenster zu verschieben, in denen PV verfügbar ist [ 112 , 113 ]. Teilweise wird auch die Nutzung eines Wärmespeichers als DSM gezählt [ 112 ]. DSM kann mit der Entwicklung von Smart Homes in Verbindung gebracht werden [ 114 ], die neue Möglichkeiten zur Steuerung der Stromlast ermöglichen würden, aber mit dem Nutzerverhalten (z. B. Wäschewaschen während typischer Sonnenenergie-Spitzenzeiten) gesteuert werden könnten. Eine Überprüfung, in der Strategien zur Erhöhung des Φ SS verglichen wurden, kam zu dem Schluss, dass ein Batteriespeicher mehr Potenzial hat als DSM [ 115 ]. Eine andere Überprüfung hob jedoch hervor, dass Batterien zwar besser für die Optimierung des Φ SS geeignet sind, sie sind viel teurer [ 107 ]. Einige DSM können ohne zusätzliche Kosten durchgeführt werden, indem das Stromverbrauchsverhalten besser an die übliche Produktion angepasst wird, während fortschrittlicheres DSM in Smart Homes mit einigen zusätzlichen Kosten verbunden ist. In jedem Fall ist DSM wahrscheinlich eine kostengünstigere Lösung im Vergleich zu Speicheroptionen, vorausgesetzt, dass es mit dem jeweiligen Haushalt verwendet werden kann, ohne den Komfort der Bewohner zu beeinträchtigen.

Widen [ 113 ] untersuchte die Wirkung von DSM auf das konventionelle MPV Φ SC in 200 schwedischen Haushalten und kam zu dem Schluss, dass der Eigenverbrauch durch eine optimale Lastplanung um einige Prozent verbessert werden könnte. Die Wirkung des DSM auf die PV-Spitzenglättung war minimal, und Widen kam insgesamt zu dem Schluss, dass das Potenzial von DSM zur Verbesserung von Φ SS auf dem schwedischen Strommarkt gering war. DSM kann jedoch auch in Kombination mit anderen Methoden nützlich sein.

Entscheidend für die Wirtschaftlichkeit ist die richtige Dimensionierung der PV-Anlage und möglicher Speicher. Es wurden mehrere Verfahren zur Bestimmung der optimalen Dimensionierung vorgeschlagen. Die Maximierung von Φ SC und Kostenwettbewerbsfähigkeit [ 7 ] und die gemeinsame Optimierung der Dimensionierung und des Leistungsplans des PV-Systems (einschließlich Batterie und Elektrofahrzeug) [ 108 ] haben sich als geeignet für einen Haushalt erwiesen. Die Maximierung von Φ SS bei gleichzeitiger Beibehaltung von Φ SC auf 100 % ergab einen hohen wirtschaftlichen Wert für ein Bürogebäude [ 116]. Der Schlüsselfaktor bei der Optimierung von PV-Systemen ist die Anpassung des Systems an das Gebäudebedarfsprofil unter Berücksichtigung der Flexibilität der Lasten und der Möglichkeit, Energiespeicher zu nutzen.

Auf Haushaltsebene kann der VBPV Φ SC verbessern und damit die Wirtschaftlichkeit der PV-Anlage verbessern [ 7 , 108 ]. Darüber hinaus ermöglicht BPV im Allgemeinen innovative Gebäudeintegrationslösungen und erweitert somit die für die PV-Produktion geeignete Fläche, wie in Abschnitt 2.3 diskutiert . Durch die Kombination von vertikalen und konventionellen Aufhängungen in einem geeigneten Verhältnis lässt sich das zu erwartende Leistungsprofil an das Lastprofil des jeweiligen Gebäudes anpassen [ 30 , 67 ], was aus wirtschaftlicher Sicht als entscheidend identifiziert wurde [ 116 ].]. BPV hat das Potenzial, DSM-basierte Strategien zu fördern, indem es verschiedene Möglichkeiten für Zeitfenster bietet, in die die Last verschoben werden sollte.

Im Jahr 2020 haben Zimmermann et al. [ 117 ] untersuchte das Potenzial für die Implementierung von PV an Gebäudefassaden in den USA aus einer techno-ökonomischen Perspektive. Die geschätzten LCOE für die VBPV-Stromerzeugung betrugen 11,8–14,2 c/kWh, nahe dem durchschnittlichen Stromnetzpreis (10,51 c/kWh), obwohl VBPV nicht einmal die vielversprechendste Option in Breitengraden sein dürfte, in denen sich die USA befinden ( Abb. 4 ). Daher wäre es interessant, ähnliche Berechnungen für Standorte in hohen Breiten zu sehen, die die Vorteile eines vertikal montierten BPV maximieren können.

3.2 . Niederspannungsnetzebene

NS-Netze werden verwendet, um den Strom vom Transformator zu den Endverbrauchern zu liefern. Realistische Modelle zur Beschreibung der Wechselwirkung zwischen verteilten PV- und Niederspannungsnetzen sind wichtig, um Herausforderungen im Zusammenhang mit der zunehmenden PV-Durchdringung zu identifizieren und zu lösen. Typische Probleme sind beispielsweise unerwünschte Spannungsspitzen bei hoher PV-Produktion [ 3 ] und die Notwendigkeit einer schnellen Erhöhung der Übertragungskapazität bei sinkender PV-Produktion. Eine detailliertere Analyse und Diskussion über die Auswirkungen der Dezentralisierung der Produktion auf Niederspannungs- und Mittelspannungs-(MS)-Stromnetze findet sich in Lit. [ 118] am Beispiel der bestehenden Niederspannungs- und Mittelspannungsnetze in den Niederlanden. In Deutschland wurde die effiziente Nutzung der Blindleistung von PV-Wechselrichtern als geeignete Regelstrategie für PV-starke NS-Netze identifiziert [ 119 ]. Auch die Optimierung des Zusammenspiels zwischen dem High-PV- Microgrid und dem Stromgroßhandelsmarkt muss berücksichtigt werden [ 120 ].

Unter Bedingungen in hohen Breitengraden wurde DSM als geeignete Option zur Verbesserung der Lastanpassung von verteilter PV mit einem niedrigen Durchdringungsgrad identifiziert, aber mit einem hohen Durchdringungsgrad ist die Energiespeicherung eine bessere Option [ 110 ]. Es hat sich gezeigt, dass die Einbeziehung einer Wärmepumpe in DSM-Strategien die Leistung eines Niederspannungsnetzes verbessert, aber dieser Ansatz verursachte neue Bedarfsspitzen während der Nacht, wenn Häuser billigen Strom zum Heizen nutzten [ 112 ]. Bei einem hohen PV-Durchdringungsgrad kann die Ost-West-Montage auch mit MPV optimal sein [ 110 ]. Mit VBPV könnte ein ähnliches Leistungsniveau und -profil mit weniger Panels erreicht werden.

Stadtplanung und Gebäudeintegration sind wichtig, um PV effektiv zu nutzen. Ein typischer Ansatz ist die Integration der PV-Geräte in Dächer oder Fassaden [ 121 , 122 ] , aber auch andere Anwendungen in städtischen Gebieten, wie z. Ein methodischer Ansatz zur Bewertung des PV-Potenzials in einer bebauten Umgebung, der sich an verschiedene Fachleute wie Architekten und Stadtplaner richtete, zeigte, dass das Potenzial Φ SS in nicht verschatteten niedrigen Gebäuden am höchsten ist, während die Verschattung durch hohe Gebäude auf ihre Umgebung signifikant ist Verlustmechanismus besonders in hohen Breiten [ 121 ], wie in Abb. 8 dargestellt. Der Einfluss der Umgebung (städtische Morphologie, Veredelungsmaterialien) wurde durch eine Fallstudie in Trondheim, Norwegen, weiter hervorgehoben: Eine Steigerung der PV-Produktion von bis zu 25 % kann erreicht werden, wenn diese Faktoren optimiert werden [ 18 ]. Darüber hinaus kam eine Überprüfung von 34 Fallstudien, die in 10 verschiedenen Ländern aus dem Bereich der Stadtplanung durchgeführt wurden, zu dem Schluss, dass die Einbeziehung der Solarenergieintegration in die Gestaltung neuer Stadtgebiete von Anfang an das Potenzial und die Vorteile von PV erheblich verbessert [ 122 ]. Dieses Ergebnis dürfte bei VBPV noch stärker betont werden, da Abschattungen bei VBPV leicht noch problematischer sein können als bei herkömmlichen MPV auf Dächern.

Fig. 8

Abb. 8 . Eine 3D-Karte, die das PV – Potenzial der Gebäudedächer zeigt, das mit der in Ref. [ 121 ], (©MDPI).

Eine weitere Fallstudie auf Quartiersebene aus Norwegen verglich vier verschiedene simulierte PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 1100 kWp [ 10 ]. Die Unterschiede bestanden darin, wo der PV-Strom genutzt werden kann (nur bestimmte Gebäude, andere Gebäude, Gemeinschaftsflächen) und ob das System aus einer großen Produktionsstätte oder 22 separaten 50-kWp-Systemen besteht. Die Lösung mit einer PV-Anlage, die alle Wohnungen und öffentlichen Bereiche mit Strom versorgen kann, war überlegen: Sie hatte Φ SC  = 95 %, während die anderen Optionen zwischen 14,3 % und 22,6 % variierten, was zu hohen wirtschaftlichen Einsparungen führte. Ein ähnlicher Vorteil mehrerer Gebäude und Stromnutzungsmöglichkeiten wurde in einem bestehenden schwedischen Gebäudecluster beobachtet [ 124]: Optimierung der Anzahl und Platzierung von PV-Paneelen , Implementierung eines Luftwärmepumpen- Wärmespeichersystems und Nutzung von EV-Batterien als Speicher in einem Microgrid ergab Φ SC > 80 %.

Die Verbesserung von Φ SC auf NS-Netzebene ist ein Schlüsselfaktor für wirtschaftliche Aspekte, ähnlich wie auf Haushaltsebene. Auf der NS-Netzebene kann die Definition von Φ SC von einzelnen Gebäuden auf größere Einheiten, wie z oder Produktion der gesamten Nachbarschaft. Dies führte zu einer signifikanten Verbesserung von Φ SC [ 10 , 124]. Da zudem die Anforderung entfällt, das Energieerzeugungsprofil jedes Gebäudes an seine eigene Last anzupassen, können die aus der Umgebung stammenden Faktoren effektiver genutzt werden. Das Potenzial verschiedener PV-Lösungen hängt stark von der umgebenden Bebauung ab [ 121]. Bei hohen Hindernissen im Süden, aber klarem Horizont im Osten und Westen ist VBPV CBPV überlegen und umgekehrt. Daher hat die Entwicklung von Systemen, die VBPV und CBPV entsprechend der Umgebung jedes Gebäudes kombinieren und es den Gebäuden ermöglichen, Strom miteinander auszutauschen, ein hervorragendes Potenzial, um die Implementierung lokaler PV-basierter Mikronetze voranzutreiben. Die oben beschriebenen Szenarien erfordern jedoch, dass das Niederspannungsnetz der jeweiligen Nachbarschaft stark genug ist, um die Energieübertragung und den Energieaustausch zwischen den Gebäuden zu ermöglichen. Dies unterstreicht die Notwendigkeit, NS-Netze und PV-Anlagen als eine Einheit zu gestalten, die sowohl den Eigentümern der PV-Anlage als auch dem Stromnetzbetreiber eine faire Behandlung bietet, um Konflikte zu vermeiden, die z aufgrund erhöhter PV-Produktion aufgerüstet werden.

3.3 . nationaler Ebene

Auf nationaler Ebene ist es wichtig sicherzustellen, dass die Stromnachfrage kontinuierlich durch heimische Produktion und Importe gedeckt wird, wodurch Situationen vermieden werden, in denen im Vergleich zur Nachfrage eine Unter- oder Überproduktion von Strom besteht. Bei Solarstrom besteht die größte Herausforderung in der starken Steigerung der Solarstromproduktion [ 125 ], die sich aus dem Sonnenlauf und den unterschiedlichen Wetterbedingungen ergibt. Beispielsweise nimmt der Solarstrom bei der Produktion herkömmlicher Solarmodule am Nachmittag schnell ab und der Stromverbrauch steigt typischerweise an, wodurch die Notwendigkeit entsteht, die andere Stromerzeugung zum Ausgleich zu erhöhen. Es bleibt zu untersuchen, inwieweit vertikal montierte BPV dieses Problem in großem Umfang lindern könnten.

Ein sinnvoller Indikator „Last – variable erneuerbare Energie (VRE) Produktion“ gibt an, wie viel Strom konventionell erzeugt werden muss. Eine negative Korrelation wurde für Solar- und Windenergie in Schweden gefunden [ 126 ]. Diese Art von Glättungseffekt für „Laden – VRE-Produktion“ kann helfen, dieses Problem zu lösen. Als Herausforderung wurde jedoch das Fehlen gemeinsamer Indikatoren für die Studien identifiziert , die unterschiedliche VRE-Quellen behandeln [ 127 ].

Die Rolle der Ausgleichsleistung in einem VRE-basierten Energiesystem ist wichtig, um Stromausfälle zu vermeiden. Die norwegische Wasserkraft wurde als Lösung vorgeschlagen, um den Strommarkt Westeuropas auszugleichen [ 4 ], während in Kroatien die Notwendigkeit dynamischer Regelenergiemärkte hervorgehoben wurde, um mehr VRE zu ermöglichen [ 5 ]. Ein weiterer Ansatz besteht darin, in die Koordination zwischen den Netzbetreibern zu investieren: Eine effektive Koordination auf nationaler und internationaler Ebene reduziert nachweislich effektiv den Bedarf an Regelleistung im deutschen Energiesystem, wenn die VRE erhöht wird [ 128 ].

Um ein Szenario mit 100 % erneuerbarer Energie für einen Fall mit hohen Breitengraden (2050 in Finnland) zu ermöglichen, sind sowohl kurzfristige (Batterien, EV) als auch saisonale (Power-to-Gas) Energiespeicher erforderlich, um die PV-Produktion aufgrund der hohen täglichen und jährlichen Schwankungen auszugleichen die Verfügbarkeit des PV-Stroms [ 129 ]. Allerdings kann die negative Korrelation zwischen PV- und Windleistung in Finnland dazu beitragen, den Speicherbedarf zu reduzieren, ähnlich wie in Schweden [ 126 ].

Auf nationaler Ebene kann VBPV die Notwendigkeit des Ausgleichs von Strom reduzieren, indem das Produktionsprofil in eine netzfreundlichere Richtung angepasst wird. Insbesondere auf Quartiersebene sind die in Abschnitt 3.2 diskutierten High-PV-Microgrids aus Sicht des nationalen Stromnetzes einfacher zu handhaben, wenn sie ihre eigene PV effektiv mit reduzierter Interaktion mit dem nationalen Stromnetz nutzen können. Da VBPV darauf abzielt, den Eigenverbrauch zu erhöhen, sollte es auch zum Ausgleich des nationalen Stromnetzes beitragen. Dies trägt dazu bei, die Kosten aufgrund des geringeren Bedarfs an gasbasierter Produktion zu senken. Darüber hinaus reduziert der reduzierte Bedarf an gasbasierter Ausgleichsleistung die CO 2 -Emissionen und vermeidet eine Situation, in der die Zunahme sauberer PV den Netzbetreiber dazu zwingt, auch die Erzeugung aus fossilen Brennstoffen zu erhöhen.

3.4 . Zusammenfassung

Wie oben erwähnt, ist die Modellierung des Stromnetzes auf allen Ebenen vom Haushalt bis zur nationalen Ebene für eine erfolgreiche Integration von PV unerlässlich. Insbesondere wird die Rolle des PV-Eigenverbrauchs in der kleinteiligen PV-Produktion hervorgehoben: Er reduziert die Interaktion mit dem jeweiligen Microgrid und dem Großhandelsmarkt, was zu wirtschaftlichen Vorteilen für den PV-Anlagenbesitzer und reduzierten Anforderungen an die Netzkapazität führt. Die wichtigsten Referenzen dieses Abschnitts sind in Tabelle 2 zusammengefasst .

Tabelle 2 . Zusammenfassung der wichtigsten Referenzen von Abschnitt 3 , in der Reihenfolge des Niveaus.

Stufe Thema Standort Wichtige Ergebnisse Ref.
Haushalt Überprüfung des Werts der Kombination von Batterien und DSM mit PV. N / A DSM ist kostengünstiger als Batterien. Der wirtschaftliche Nutzen wird durch den Preis des PV-Exports, die Übereinstimmung zwischen Last und Produktion und das Vorhandensein von Leistungspreisen beeinflusst. [107]
Haushalt Entwicklung eines Verfahrens zur Dimensionierung eines PV-Systems durch Maximierung von Φ SC . Süd Spanien Hoher Φ SC (50–65 %) und Φ SS (37–45 %) für die untersuchten 3 Haushalte. Preis für selbst verbrauchten Strom kompatibel mit dem Netzpreis. [7]
Haushalt Präsentieren eines grafischen Ansatzes zur Visualisierung der Übereinstimmung zwischen PV-Erzeugung und Last. Schweden Energieanpassungsdiagramm ermöglichte die einfache Visualisierung von Φ SC und Φ SS . Die Batterie hat mehr Potenzial zur Verbesserung von Φ SC als DSM. Eine Fallstudie für schwedische NZEBs hat gezeigt, dass eine Diskrepanz zwischen Last und PV-Erzeugung ein Problem darstellt. [8]
Haushalt Schätzung des PV -Φ- SC – Potenzials im britischen Wohnsektor. Vereinigtes Königreich Ein durchschnittlicher britischer Haushalt (Bedarf 4000 kWh/Jahr) kann mit einer PV-Anlage von 2,9 kWp 37 % Φ SC und 24 % Φ SS erreichen. [9]
Haushalt Bewertung verschiedener Methoden zur Verbesserung der Lastanpassung der PV-Produktion. Schweden Die Speicherung ist am besten bei hoher PV-Durchdringung, DSM gleich bei geringerer Durchdringung. Die Ost-West-Ausrichtung verbessert die Anpassung bei hohen Penetrationsniveaus. [110]
Haushalt Reviewing Papers, die sich auf die Verbesserung von Φ SC mit einem Batteriespeicher oder DSM konzentrieren. N / A Batteriespeicherung (0,5–1 kWh/kWp) verbessert den relativen Φ SC um 13–24 %. DSM verbessert es um 2–15 %. [115]
Gebäude Berechnung der Stromgestehungskosten für verschiedene PV-Lösungen. Vereinigte Staaten von Amerika Vertikale EW-orientierte BPV erreichen LCOE von 11,8–14,2 c/kWh, nahe dem durchschnittlichen US-Netzpreis (10,51 c/kWh). [117]
Gegend Analyse von 34 Fallstudien zu Solarenergie in der Stadtplanung. N / A Die Dauer des Planungsprozesses hängt von der Größe und Komplexität des Gebiets ab. Die architektonische Qualität ist bei neuen Stadtgebieten im Allgemeinen besser als bei bestehenden Stadtgebieten. Die wirtschaftlichen und ökologischen Auswirkungen müssen weiter analysiert werden. [122]
Gegend Analyse der Stromlast und der potenziellen PV-Erzeugung in einer Nachbarschaft. Risvollan, Norwegen Kombination von südorientiertem System an Fassaden und ost-westorientiertem System auf Dächern möglich. Ein großes System für ganzes Risvollan viel besser als mehrere kleinere aufgrund des verbesserten Φ SC (95 %). [10]
Nachbarschaft, Niederspannungsnetz Entwicklung eines Ansatzes zur Bewertung des Solarenergiepotenzials in bebauten Umgebungen. Trondheim, Norwegen Das PV-Potenzial ist abhängig von Höhe, Form und Umgebung des Gebäudes. Φ SS kann für niedrige Gebäude über 40 % betragen. [121]
Niederspannungsnetz Strategien zur Verbesserung der PV-Hosting-Kapazität von Niederspannungsnetzen. Deutschland Autonome Wechselrichter-Steuerungsstrategien und Bereitstellung von PV-Blindleistung senkten die PV-Integrationskosten. [119]
National Prognose von PV-Produktionsrampen. N / A Die Kombination und Anpassung verschiedener Prognosemethoden verbesserte die Genauigkeit der Rampenprognose. [125]
National Prognose verschiedener erneuerbarer Energien. N / A Das Vorhandensein mehrerer VRE-Quellen kann einen Glättungseffekt haben. Das Fehlen gemeinsamer Standards für verschiedene VREs schafft Herausforderungen. [127]
National 100 % erneuerbares Energieszenario für Finnland 2050. Finnland Für eine hohe PV-Durchdringung sind sowohl kurzfristige als auch saisonale Speicher erforderlich. [129]
Multinational Auswirkung des Hinzufügens norwegischer Wasserkraft zum Stromsystem Mittelwesteuropas. Mittel-Westeuropa Das Hinzufügen von Möglichkeiten zur Nutzung norwegischer Wasserkraft reduzierte den Durchschnittspreis und die Preisvolatilität des Stroms. [4]

4 . Kritische Analyse vertikaler bifazialer Photovoltaik unter nordischen Bedingungen: Potenzial, Herausforderungen und Zukunftsaussichten

VBPV ist am effektivsten, wenn die einfallende Sonnenstrahlung von Osten oder Westen aus einem niedrigen Sonnenhöhenwinkel stammt. Dieser Zustand ist typisch für einen klaren Sommertag in hohen Breiten wie den nordischen Ländern : Die Sonne ist morgens zwischen Nordosten und Südosten und abends zwischen Südwesten und Nordwesten zu sehen einem niedrigen Elevationswinkel für mehrere Stunden. Wenn man bedenkt, dass ein typischer nordischer Haushalt ein Stromverbrauchsprofil mit einer großen Spitze am Abend und einer kleinen Spitze am Morgen hat [ 3 ], macht dies vertikale VBPV zu einer sehr attraktiven Option, um den selbst verbrauchten PV-Strom in einem Haushalt zu maximieren.

Die Forschung zur PV-Modellierung, einschließlich optischer, elektrischer und thermischer Modellierung, hat sich auf MPV konzentriert, und erst in den letzten Jahren hat die BPV-Modellierung erhebliche Aufmerksamkeit auf sich gezogen [ 13 ]. Für MPV entwickelte Modellierungstools bieten einen Ausgangspunkt für die BPV-Modellierung, aber es gibt mehrere signifikante Unterschiede, die verwaltet werden müssen.

Erstens tritt bei herkömmlich montierten MPVs die Stromerzeugungsspitze um die Mittagszeit auf. Wenn der Sonnenhöhenwinkel niedrig ist, ist der Einfallswinkel (AOI) der einfallenden Strahlung hoch und die Stromerzeugung niedrig. Daher ist für die optische Modellierung, die darauf abzielt, die Leistungsabgabe herkömmlicher MPV abzuschätzen, die Minimierung des Fehlers um die Mittagszeit entscheidend, und selbst eine relativ große Ungenauigkeit bei geringer Sonnenhöhe kann toleriert werden. Bei VBPV ist der Fall anders: Da morgens und abends die AOI minimiert und die Stromproduktion maximiert wird, muss das verwendete optische Modell die einfallende Einstrahlung auch bei geringer Sonnenhöhe genau vorhersagen. Daher sind optische Modelle, die strenge Grenzen für die kleinste akzeptable Sonnenhöhe haben, um sie genau zu modellieren, für die optische Modellierung von VBPV-Arrays ungeeignet.44].

Zweitens muss die beidseitige Beleuchtung von BPVs für die elektrische Modellierung berücksichtigt werden: Einige Gleichungen funktionieren anders als bei MPV und die Bestrahlung von verschiedenen Seiten kann nicht einfach kombiniert werden. Für die thermische Modellierung, insbesondere in der VBPV-Konfiguration, besteht ein wesentlicher Unterschied darin, dass Produktionsspitzen während und abends auftreten, wenn die Umgebungstemperatur niedriger ist als mittags, wenn die Stromerzeugung herkömmlicher MPV ihren Höhepunkt erreicht. Darüber hinaus ist VBPV aufgrund vertikaler Installationen stärker der Kühlwirkung des Windes ausgesetzt als typische Wohn-MPV-Installationen, die oft parallel zum Dach angeordnet sind. Infolgedessen erfolgt der größte Teil der Stromerzeugung von VBPV bei einer niedrigeren Paneltemperatur als bei MPV – eine niedrigere Temperatur führt zu höheren Umwandlungswirkungsgraden, was ein weiterer Vorteil für VBPV ist.

In hohen Breiten ist VBPV in Bezug auf die LCOE [ 55 ] mit MPV konkurrenzfähig]. Darüber hinaus ermöglicht die verbesserte Abstimmung zwischen der PV-Stromerzeugung und der Haushaltsstromnachfrage mit VBPV die Maximierung des Eigenverbrauchs während der Spitzenpreiszeiten und die Steigerung des wirtschaftlichen Werts des PV-Stroms für den Hauseigentümer, vorausgesetzt, dass die VBPV-Paneele eine angemessene Kapazität haben können nahtlos in die Bauumgebung integriert. Mit MPV sind geneigte Dächer mit Südausrichtung (in der nördlichen Hemisphäre) ideal für PV-Installationen: Die Installation der Paneele parallel zum Dach bietet eine effiziente und ästhetische Einheit ohne zusätzlichen Platzbedarf. Mit VBPV ist diese Art von Installationen nicht möglich. Daher, kreatives Denken und neuartige architektonische Ansichten sind erforderlich, um Lösungen zu entwickeln, die effiziente und ästhetische VBPV-Installationen mit minimalem zusätzlichem Flächenverbrauch und minimalem Bedarf an zusätzlichen Stützstrukturen aufgrund erhöhter Windlast ermöglichen. Es ist wichtig zu beachten, dass VBPV- und MPV-Installationen im selben Gebiet oder sogar im selben Gebäude komplementär sein können, um eine lange, gleichmäßige Produktion während des ganzen Tages zu gewährleisten: Insbesondere bei neuen Wohngebieten, wenn potenzielle Standorte für VBPV von Anfang an berücksichtigt werden Die Planungsphase ist wichtig. Mögliche Lösungen zur effektiven Integration verschiedener PV-Lösungen in Gebäude und ländliche Umgebung werden ausführlicher in Abschnitt diskutiert kann ergänzend eine lange, gleichmäßige Produktion über den ganzen Tag gewährleisten: Gerade bei neuen Wohngebieten ist es wichtig, potenzielle Standorte für VBPV bereits zu Beginn der Planungsphase zu berücksichtigen. Mögliche Lösungen zur effektiven Integration verschiedener PV-Lösungen in Gebäude und ländliche Umgebung werden ausführlicher in Abschnitt diskutiert kann ergänzend eine lange, gleichmäßige Produktion über den ganzen Tag gewährleisten: Gerade bei neuen Wohngebieten ist es wichtig, potenzielle Standorte für VBPV bereits zu Beginn der Planungsphase zu berücksichtigen. Mögliche Lösungen zur effektiven Integration verschiedener PV-Lösungen in Gebäude und ländliche Umgebung werden ausführlicher in Abschnitt diskutiert2.4.

Aus Sicht des Stromnetzes kann VBPV im Vergleich zu MPV als netzfreundliche Option angesehen werden. Auf der Ebene des Verteilungsnetzes verringert die verbesserte Abstimmung zwischen Erzeugung und Last die Wahrscheinlichkeit von Überspannungenauftreten, was eine höhere PV-Penetration im Netz mit VBPV ermöglicht (oder alternativ ermöglicht, Netzaufrüstungen zu vermeiden, die für MPV notwendig wären). Auf nationaler Ebene kann die Korrelation zwischen Produktionsspitze und Strombedarf den Bedarf an Ausgleichsenergielösungen reduzieren, wie z. B. die Erhöhung der Gasgeneratorproduktion oder des Stromimports. Dies ist besonders wichtig, um das Rampenproblem am Nachmittag zu mindern, das in Stromsystemen mit hoher PV (konventionelle MPV) während eines typischen Arbeitstages auftritt: Am Nachmittag sinkt die PV-Produktion und die Nachfrage steigt, wodurch eine Situation entsteht, in der die konventionelle Stromproduktion schnell erhöht werden muss . Während qualitativ der Nutzen von VBPV in Skandinavien offensichtlich ist, fehlt eine quantitative Bewertung des Nutzens weitgehend.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die Implementierung von VBPV in das Stromerzeugungsportfolio in den nordischen Ländern in großem Maßstab eine faszinierende Option ist. Die rasante Entwicklung der BPV-Technologie in den letzten Jahren und die einzigartigen nordischen Bedingungen, die VBPV gegenüber MPV im Vergleich zu den Bedingungen in niedrigeren Breiten bevorzugen, können diese Entwicklung im nächsten Jahrzehnt vorantreiben. Um die Hindernisse für eine VBPV-Implementierung im großen Maßstab zu beseitigen, werden insbesondere die Notwendigkeit einer genauen Einstrahlungsmodellierung mit einem niedrigen Sonnenhöhenwinkel und die Identifizierung der am besten geeigneten Standorte für VBPV-Installationen in bebauten Umgebungen als Schlüsselfaktoren identifiziert.

Obwohl VBPV das Potenzial hat, an Standorten in hohen Breiten wie den nordischen Ländern ein kommerzieller Erfolg zu werden, muss es mehrere Hindernisse überwinden. Eine SWOT-Analyse von VBPV unter nordischen Bedingungen ist in Tabelle 3 dargestellt .

Tabelle 3 . SWOT-Analyse auf vertikalem BPV in hohen Breiten.

Stärken Schwächen
•Verbesserte tägliche Übereinstimmung zwischen Stromerzeugung und Last im Vergleich zu MPV. •Jährliche Diskrepanz zwischen Stromerzeugung und Last.
•Niedriger Sonnenhöhenwinkel verbessert die Lichtsammlung auf vertikalen Flächen. •Geringer Umfang an wissenschaftlicher Forschung zum Thema.
•Zwei Betriebsseiten ermöglichen an geeigneten Standorten eine insgesamt höhere Solarenergieproduktion. •Die genaue Modellierung der Stromerzeugung ist eine Herausforderung, insbesondere aufgrund von Ungenauigkeiten bei der Modellierung der Sonneneinstrahlung bei niedrigem Sonnenstandswinkel.
• Sonnige und schneereiche Bedingungen fördern die Produktion. •Installationen sind komplizierter als bei MPV.
Chancen Bedrohungen
•Wirtschaftliche Gewinne an Sommermorgen und -abenden aufgrund der hohen VBPV-Produktion und des hohen Strompreises. •Unerwartete Hindernisse treten auf, wenn VBPV unter nordischen Bedingungen weiter untersucht wird.
•Erheblich erweitertes Angebot an unterschiedlichen Gebäudeintegrationslösungen für Architekten und Stadtplaner. •Die Menschen sind mit den visuellen Aspekten der effektivsten (aus technologischer und wirtschaftlicher Sicht) Lösungen für die Gebäudeintegration von VBPV nicht zufrieden.
•Saubere Energietechnologien wachsen schnell.
•Potenzial für den Landschaftseinsatz.

5 . Schlussfolgerungen

Die VBPV-Technologie entwickelt sich schnell, und die hohen Breitengradbedingungen bieten einzigartige Möglichkeiten, sie in bebauten Umgebungen einzusetzen und das Profil der PV -Stromerzeugung in eine netzfreundlichere Richtung zuzuschneiden. In Kombination mit DSM hat es ein starkes Potenzial, den Eigenverbrauch von PV-Strom zu verbessern , wodurch PV zu einer wirtschaftlich machbaren Option für private Verbraucher wird und die Anforderungen an das Stromnetz reduziert werden. Eine Studie mit globalem Fokus hat gezeigt, dass vertikales BPV bei Breiten über 65° mit beliebigerAlbedound bei niedrigeren Breiten, wenn die Albedo hoch genug ist, eine niedrigere LCOE aufweist als herkömmliches MPV, was es für nordische Länder attraktiv macht [55].

Mehrere Herausforderungen, die die Umsetzung von BPV behindern, werden identifiziert. Die Modellierung der einfallenden Strahlung und der Geräteleistung ist schwieriger als bei MPV, hauptsächlich aufgrund der Herausforderungen der optischen Modellierung unter Verwendung eines niedrigen Sonnenhöhenwinkels . Die Wirtschaftlichkeit von VBPV-Installationen, insbesondere einschließlich der Wechselwirkung mit dem Stromnetz, wird als zukünftiges Forschungsthema empfohlen, um die Unsicherheiten in Bezug auf die wirtschaftliche Machbarkeit und kommerzielle Umsetzung zu verringern. Darüber hinaus bedeutet die Integration in die gebaute Umgebung, die technischen Anforderungen für eine effiziente Stromerzeugung mit ästhetischen Werten zu verbinden. Dies erfordert neuartige Lösungen: Es ist entscheidend, Standorte mit hoher Einstrahlung auf vertikalen Flächen und niedrigen Installationskosten für die Module zu finden.

Trotz der Neuheit von BPV gibt es bereits jahrzehntelange Arbeit zur Entwicklung der MPV-Technologie und kann einen soliden Hintergrund für die BPV-Forschung bieten. Darüber hinaus nimmt die wissenschaftliche Literatur über BPV schnell zu, was zeigt, dass Forscher auf der ganzen Welt das Potenzial von BPV erkennen. Es gibt einige Studien zu den Stromgestehungskosten von VBPV, und die Ergebnisse sind vielversprechend: Die geschätzten Stromgestehungskosten liegen selbst unter nicht optimalen Bedingungen nahe am Netzpreis. Dies rechtfertigt die Durchführung solcher Studien auch in hohen Breiten und erleichtert den Weg zur Kombination von BPV und Stromnetzinteraktion in denselben Studien.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass VBPV aufgrund einer guten täglichen Übereinstimmung zwischen Produktion und Lastspitzen ein großes Potenzial für eine wirtschaftlich machbare Stromerzeugung in hohen Breiten bieten. Um das volle Potenzial dieser Technologie auszuschöpfen, sind weitere Studien erforderlich, um die Wissenslücken und innovative Lösungen zur Integration von VBPV in städtische und ländliche Umgebungen zu schließen. Angesichts der rasanten Entwicklung der BPV-Technologie in den letzten Jahren könnte ein kommerzieller Durchbruch der vorgeschlagenen vertikalen Konfiguration unter nordischen Bedingungen bereits in diesem Jahrzehnt realisiert werden.

Erklärung konkurrierender Interessen

Die Autoren erklären, dass ihnen keine konkurrierenden finanziellen Interessen oder persönlichen Beziehungen bekannt sind, die die in diesem Dokument beschriebene Arbeit beeinflusst haben könnten.

Danksagungen

Die Autoren danken der Finnish Cultural Foundation, der Academy of Finland (Grant-Nummer 336577 ) und dem Research Council of Norway (Projekt-Nr. 324243 HELIOS FRIPRO FINATEK) für finanzielle Unterstützung.

Verweise

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