Wie die Erfassung von rückseitigem Licht die Ertragsberechnung für bodenmontierte Solarparks verändert
Eine bodenmontierte Anlage sieht eine andere Welt als eine Dachanlage. Das Paneel wird über offenem Boden angehoben, in einem festen oder nachgeführten Winkel geneigt und von einer reflektierenden Oberfläche anstelle von Schindeln oder Membranen umgeben, die fest auf einer Dachterrasse aufliegen. Genau diese Geometrie soll ein bifaziales Doppelglasmodul nutzen, da die Rückseite der Zelle Photonen absorbieren kann, die vom Boden, Kies, Beton oder einer weißen Geomembran reflektiert werden, anstatt das Licht ungenutzt zu lassen.
Für Entwickler im Versorgungsmaßstab stellt sich in der Praxis selten die Frage, ob die bifaziale Technologie funktioniert. Es kommt darauf an, wie viel zusätzliche Energie ein bestimmter Standort, eine bestimmte Montagehöhe und eine bestimmte Bodenfläche tatsächlich liefern werden und ob dieser Gewinn die Wirtschaftlichkeit der Verbindung, die Materialliste und das langfristige Ertragsmodell ausreichend verändert, um von Bedeutung zu sein. In diesem Leitfaden werden diese Berechnungen anhand konkreter Zahlen anstelle von Marketingsprache durchgeführt und umfassen Albedo, Montagehöhe, Degradationsverhalten und Gesamtbetriebskosten für ein Lieferant von LONGi Hi-MO X10 640–670 W bifazialen Solarmodulen Bewertungsprozess.
Eine nützliche Möglichkeit, die Entscheidung zu formulieren, besteht darin, das Modul als eine Variable innerhalb eines größeren Systems zu behandeln und nicht als die gesamte Antwort. Reihenabstände, Tracker-Regale im Vergleich zu Regalen mit fester Neigung, die Dimensionierung der Wechselrichterstränge und das Budget für die Bodenbehandlung interagieren alle mit dem Bifazialitätsfaktor des Moduls, um die tatsächliche jährliche Energieproduktion der Anlage zu erzeugen. Das Überspringen einer dieser Variablen während der frühen Machbarkeitsstudie zeigt sich später tendenziell als Lücke zwischen der modellierten Produktionsgarantie und dem gemessenen Ergebnis, und genau diese Lücke soll eine sorgfältige Prüfung vor dem Bau schließen.
640-670W Leistungsklasse
Bis zu 30 % Bifazialitätsfaktor
2 Glas Doppelte Kapselung
01
Warum das Reflexionsvermögen der Bodenoberfläche über Ihren tatsächlichen bifazialen Gewinn entscheidet
Der bifaziale Gewinn ist keine feste Zahl, die auf einem Datenblatt steht. Es ist eine Funktion der Albedo, dem Anteil des einfallenden Sonnenlichts, den eine Oberfläche nach oben reflektiert. Ein dunkler Asphaltgrundstück und ein Bett aus weißem Schotter unter demselben Gestell erzeugen nicht die gleiche rückseitige Leistung, selbst bei identischen Modulen und identischen Neigungswinkeln.
Entwickler unterschätzen diese Variable häufig bei der Ertragsmodellierung in der Anfangsphase und stellen dann bei der Inbetriebnahme fest, dass die tatsächliche Einstrahlung von hinten deutlich unter der im Finanzmodell verankerten Annahme liegt. Die Anpassung der Bodenbehandlung an die Bodenart des Standorts und die Budgetierung einer reflektierenden Bodenbedeckung dort, wo die ursprüngliche Oberfläche dunkel ist, ist eine der Entscheidungen mit der höchsten Hebelwirkung in einem Paket zur Bodenmontage.
Diese Zahlen stellen die typische rückseitige Ertragssteigerung gegenüber einem gleichwertigen monofazialen Modul bei gleicher Neigung und Höhe dar, nicht die Gesamtanlagenleistung. Beachten Sie, dass der Sprung vom bloßen Boden zu einer speziell installierten reflektierenden Bodenabdeckung oft größer ist als der Sprung von einer Modulgeneration zur nächsten, weshalb Bodenbehandlungsspezifikationen in dieselbe Designprüfung wie das Moduldatenblatt gehören.
Auch saisonale Schwankungen spielen eine Rolle, die ein einzelner Jahresdurchschnitt tendenziell verbirgt. Schneebedeckter Boden während der Wintermonate kann die Ertragszuwächse auf der Rückseite vorübergehend weit über die Zahlen hinaustreiben, die ein Besuch vor Ort nur im Sommer vermuten lässt, während ein bewachsenes Feld, das während der Vegetationsperiode grün bleibt, zum unteren Ende des Bereichs tendieren wird. Sofern es das Budget zulässt, ist eine kostengünstige Bodenbedeckung aus hellen Zuschlagstoffen oder Geotextilien unter und zwischen den Reihen eine der kosteneffizienteren Verbesserungen, die bei einem Freilandprojekt möglich sind, da sie die Albedo-Basislinie für die gesamte Betriebsdauer der Anlage und nicht nur während bestimmter Wochen im Jahr erhöht.
02
Montagehöhe und -neigung: Die richtige Geometrie festlegen, bevor das Regal bestellt wird
Die hintere Bestrahlungsstärke nimmt in Bodennähe stark ab, da das Modul bei geringem Abstand sein eigenes reflektiertes Licht blockiert. Das Anheben der Unterkante des Arrays erhöht den Himmelssichtfaktor auf der hinteren Glasscheibe, aber ab einem bestimmten Punkt nehmen die Rückstrahlungen ab, und jeder zusätzliche Zentimeter Pfostenhöhe erhöht den Stahl- und Installationsaufwand in einem Multi-Megawatt-Feld.
Reihenabstand und Neigungswinkel wirken auf die gleiche Weise mit der Höhe zusammen. Eine steilere Neigung bei einem Bodenmontagesystem mit fester Neigung ermöglicht eine bessere Sicht nach hinten auf den Boden zwischen den Reihen, während ein engerer Reihenabstand diese verringert. Die meisten Designs im Versorgungsmaßstab konvergieren in einem Abstandsbereich, der den inkrementellen Gewinn gegen die zusätzlichen Kosten höherer Regale abwägt, anstatt dem theoretischen Maximum nachzujagen.
Ab ca. 1,5 Metern Durchfahrtshöhe flacht die Kurve merklich ab. Bei den meisten Versorgungsprojekten mit fester Neigung ist dies der Punkt, an dem ein Ingenieurteam aufhören sollte, nur die Einstrahlung von hinten zu optimieren, und beginnen sollte, den geringfügigen Gewinn gegen die Stahlkosten, die Windlast und die Fundamenttiefe abzuwägen.
Einachsige Trackingsysteme verändern diese Berechnung erneut, da sich die Ausrichtung des Moduls relativ zur Sonne im Laufe des Tages ändert und die Rückseite einen Teil des Nachmittags damit verbringt, einem anderen Bodenabschnitt zugewandt zu sein als am Morgen. Mit bifazialen Modulen gepaarte Tracker verzeichnen im Allgemeinen einen größeren Gesamtgewinn als bifaziale Arrays mit fester Neigung am selben Standort, sie bringen jedoch auch eine höhere mechanische Komplexität und höhere Vorlaufkosten mit sich, die gegen die zusätzlichen Energieeinnahmen während der Vertragslaufzeit abgewogen werden müssen.
03
Spitzenzeiten der Sonne: Bestimmen Sie die Größe eines bodenmontierten Arrays, ohne zu raten
Spitzensonnenstunden beschreiben die Anzahl der Stunden pro Tag, in denen die Sonneneinstrahlung konstant auf einem Referenzniveau bleiben müsste, um die gleiche Gesamtenergie zu liefern wie die tatsächliche, variable Einstrahlung, die ein Standort erhält. Dies ist die nützlichste Zahl für die Plausibilitätsprüfung einer Energieertragsschätzung, bevor eine vollständige Simulation ausgeführt wird.
Eine vereinfachte Dimensionierungsprüfung funktioniert wie folgt: Nehmen Sie die durchschnittlichen täglichen Spitzensonnenstunden des Standorts, multiplizieren Sie sie mit der Nennleistung des Moduls und wenden Sie dann einen Systemreduzierungsfaktor an, der die Wechselrichtereffizienz, Verschmutzung, Verkabelungsverluste und Temperatureffekte berücksichtigt. Bei einem bifazialen Modul wird der rückseitige Beitrag über die vorderseitige Schätzung gelegt, sobald die Bodenalbedo- und Abstandsfaktoren aus den vorherigen Abschnitten bekannt sind.
Hauptsonnenstunden am Standort
Tägliche Ausgabe nur auf der Vorderseite
Mit 15 % bifazialem Gewinn
4,0 Stunden
2,56 kWh pro Panel
2,94 kWh pro Panel
5,0 Stunden
3,20 kWh pro Panel
3,68 kWh pro Panel
6,0 Stunden
3,84 kWh pro Panel
4,42 kWh pro Panel
In einer Anlage mit Zehntausenden von Modulen ist der Unterschied zwischen der reinen Frontsäule und der bifazialen Säule kein Rundungsfehler mehr und wird direkt in der jährlichen Produktionsgarantie angezeigt. Aus diesem Grund ist eine genaue Albedo- und Abstandsannahme bei der Modellierung vor dem Bau ebenso wichtig wie die Effizienzbewertung der Vorderseite des Moduls.
Es lohnt sich, diese Berechnung mit einer konservativen und einer optimistischen Albedo-Annahme nebeneinander durchzuführen und nicht mit einer Einzelpunktschätzung, da sich die Bodenbedingungen auf der grünen Wiese während der Bauarbeiten häufig ändern. Durch Planierung, Entwässerungsarbeiten und Vegetationskontrolle kann sich das Oberflächenreflexionsvermögen von dem in der ursprünglichen Standortuntersuchung verwendeten Wert verschieben, und ein Größenmodell, das nur eine Zahl in den Finanzabschluss überträgt, hat weniger Spielraum, diese Art von Abweichung zu absorbieren.
04
Doppelglaskonstruktion: Was sich ändert, wenn beide Seiten Licht sammeln
Der Bau eines Moduls, das auf beiden Seiten funktioniert, verändert mehr als nur das elektrische Layout. Die Rückseitenfolie wechselt von einer Polymer-Rückenfolie zu einer zweiten Scheibe aus gehärtetem Glas, was die Beständigkeit gegen eindringende Feuchtigkeit, potenzialbedingte Zersetzung und UV-Einwirkung über eine Lebensdauer von mehreren Jahrzehnten verbessert. Diese zusätzliche Schutzschicht ist einer der Gründe, warum bifaziale Doppelglasmodule üblicherweise längere Produkt- und Leistungsgarantiebedingungen haben als monofaziale Standarddesigns.
Das Rahmen- und Anschlusskastendesign muss auch das zusätzliche Gewicht der zweiten Glasscheibe berücksichtigen und dafür sorgen, dass die Rückseite so frei wie möglich bleibt, da jedes Verschattungselement auf der Rückseite, von einer Rahmenschiene bis zu einer nachlässig platzierten Montageklemme, direkt vom Ertrag auf der Rückseite abgezogen wird, den das gesamte Design erfassen muss.
Gehärtetes Glas auf der Vorder- und Rückseite reduziert die Ausbreitung von Mikrorissen im Vergleich zur Glas-Rückseitenkonstruktion
Die versiegelte Doppelglaslaminierung verringert langfristig das Eindringen von Feuchtigkeit an den Zellrändern
Rahmenlose oder dünne Rahmenkonstruktionen minimieren die rückseitige Verschattung durch die moduleigene Struktur
Eine höhere mechanische Belastbarkeit unterstützt Schnee- und Windzonen, ohne die Leistung des Arrays zu beeinträchtigen
Die Handhabungsvorgänge während der Installation verdienen die gleiche Aufmerksamkeit, da ein Doppelglasmodul schwerer ist als eine vergleichbare Glasrückwandplatte und das Personal die vom Hersteller angegebenen Hebepunkte und Drehmomentwerte an den Montageklammern befolgen muss. Ein zu starkes Anziehen einer Klemme an gehärtetem Glas ist eine häufige Ursache vermeidbarer Schäden vor Ort und ein Risiko, das durch ein kurzes Toolbox-Talk vor dem ersten Tag eines neuen Teams vor Ort vollständig vermeidbar ist.
05
Kumulierter Energieertrag über einen Besitzzeitraum von 25 Jahren
Die Verschlechterung im ersten Jahr und die darauffolgende jährliche lineare Rückgangsrate verstärken sich über die Laufzeit eines Stromkaufvertrags oder -leasings. Ein Modul mit einem geringeren Verlust im ersten Jahr und einer flacheren jährlichen Abfallkurve startet nicht nur höher, sondern bleibt auch länger höher, und die Lücke zwischen zwei Degradationsprofilen wird jedes Jahr größer, anstatt bei der in der ersten Zeile des Datenblatts angegebenen Zahl zu bleiben.
Über einen vollen 25-Jahres-Vertrag bleibt die sich vergrößernde Lücke zwischen einer standardmäßigen linearen Rückgangskurve und einer langsameren bifazialen Rückgangskurve nicht auf dem Wert des ersten Jahres. Sie wächst von Jahr zu Jahr, was eine entscheidende Variable für die Finanzmodellierung von Stromabnahmeverträgen und Leasingstrukturen ist, bei denen der Umsatz direkt an die gemessene Leistung und nicht an die Nennkapazität gebunden ist.
06
Attributvergleich: Wo bifaziale Dual-Glass-Module am meisten an Boden gewinnen
Keine einzelne Spezifikation beschreibt die vollständige Eignung eines Moduls für ein Freiflächenprojekt. In der Tabelle unten sind fünf Attribute nebeneinander aufgeführt, sodass ein Designteam sehen kann, wo die Kompromisse tatsächlich liegen, anstatt sich auf eine Schlagzeilen-Effizienzzahl zu verlassen.
Auf den Achsen der rückseitigen Ausbeute und des Degradationswiderstands weichen die Formen der beiden Profile am stärksten voneinander ab. Unterschiede in der Effizienz und der thermischen Stabilität sind bedeutsam, aber inkrementell, während die rückseitige Ernte eine Fähigkeit ist, die das monofaziale Profil einfach nicht bietet, weshalb diese Modulklasse bei Freilandprojekten ihre Prämie am schnellsten zurückgewinnt.
07
Von der Standortbewertung bis zur Inbetriebnahme: Der Ablauf der bodenmontierten Bereitstellung
Das Erreichen des bewerteten bifazialen Gewinns vor Ort hängt von Entscheidungen ab, die lange vor dem Auspacken des ersten Moduls getroffen werden. Die folgende Sequenz beschreibt die Phasen, in denen Albedo-, Spielraum- und elektrische Designentscheidungen tatsächlich festgelegt werden.
1
Standort- und Albedo-Umfrage
→
2
Regal- und Kippdesign
→
3
Modulinstallation
→
4
String- und Wechselrichter-Setup
→
5
Ertragsüberwachung
Die Prüfung der Elektrolumineszenz nach der String-Inbetriebnahme ist besonders wichtig für bifaziale Hochleistungsmodule, da Mikrorisse oder Zellfehlpaarungen auf der Rückseite bei einer Begehungsinspektion nicht sichtbar sind, aber den Füllfaktor messbar beeinflussen können. Käufer, die von a LR7-72HVD Solarpanel-Verteiler sollte bestätigen, dass die EL-Inspektion vor dem Versand bei Großaufträgen Standard und nicht optional ist.
08
Bodenmontage vs. Dachmontage: Vergleich der Gesamtbetriebskostenfaktoren
Die Kapitalrendite hängt von mehr als dem in einem Angebot angegebenen Preis pro Watt ab. Landnutzung, Regaldesign, Verschattungsrisiko und Langzeitertrag spielen bei der endgültigen Berechnung eine Rolle und haben ein unterschiedliches Gewicht, je nachdem, ob die Anlage auf offenem Boden oder auf dem Dach eines Gebäudes steht.
Faktor
Bodenmontierter Einsatz
Bereitstellung auf dem Dach
Verfügbare Fläche
Großes, durchdachtes Layout
Fixiert durch Dachgeometrie
Wert des bifazialen Heckertrags
Hohe, kontrollierbare Bodenalbedo
Niedrig bis mäßig, abhängig vom Dachmaterial
Kosten für Regale und Fundamente
Höher, abhängig von der Durchfahrtshöhe
Niedriger, an die bestehende Struktur angebunden
Empfindlichkeit gegenüber Schattierungen
Niedrig, Standort für die Belichtung ausgewählt
Mäßig, Hindernisse variieren je nach Dach
Auswirkung eines langsameren Abbaus
Verbessert PPA- und Leasingeinnahmen
Verbessert die langfristigen Einsparungen
Die Gemeinsamkeit beider Einstellungen besteht darin, dass sich die Wirtschaftlichkeit eines bifazialen Doppelglasmoduls dort am meisten verbessert, wo die physische Beschränkung eher auf die Grundstücks- oder Dachfläche als auf das Budget beschränkt ist und die Betriebsumgebung eine wirklich reflektierende Bodenoberfläche umfasst. Wenn diese beiden Bedingungen zutreffen, amortisieren sich die höheren Vorabkosten pro Modul in der Regel weit innerhalb der Garantiezeit.
09
Was ist bei der Beschaffung hocheffizienter bifazialer Module für ein Freilandprojekt zu beachten?
1
Überprüfen Sie den Bifazialitätsfaktor und nicht nur die Effizienz auf der Vorderseite
Der Bifazialitätsfaktor bestimmt, wie viel der rückseitigen Bestrahlungsstärke tatsächlich in Strom umgewandelt wird. Fragen Sie nach von Dritten verifizierten Testdaten und nicht nach einer einzelnen Zahl auf einem Marketingblatt, da diese Zahl die Grundalbedo in messbare Ergebnisse umwandelt.
2
Bestätigen Sie die Struktur der Verschlechterungsgarantie, nicht nur die Schlagzeilennummer
Eine aussagekräftige Leistungsgarantie gibt die garantierte Leistung an mehreren Punkten über einen Zeitraum von 25 Jahren an und nicht einen einzigen End-of-Life-Wert. Diese Struktur vermittelt ein viel klareres Bild davon, wie sich die Rückgangskurve Jahr für Jahr voraussichtlich verhalten wird.
3
Erkundigen Sie sich, wie Belastungs- und Haltbarkeitstests vor dem Versand validiert werden
Für ein Projekt-Sourcing Hocheffiziente bifaziale PV-Module zu verkaufen Im Versorgungsmaßstab sind mechanische Belastungstests auf Chargenebene, Hot-Spot-Tests und eine konsistente Modul-zu-Modul-Ausgangstoleranz ebenso wichtig wie die Hauptleistungsklasse, da große Arrays die finanziellen Auswirkungen selbst einer kleinen Fertigungsinkonsistenz verstärken.
10
Häufig gestellte Fragen
Die folgenden Fragen behandeln die Details, die am häufigsten auftauchen, wenn ein Freilandprojekt von der Machbarkeitsstudie zur Beschaffung übergeht.
F1: Wie viel zusätzliche Energie kann ein bifaziales Bodenmontagesystem realistischerweise erwarten?
Der typische Gewinn auf der Rückseite reicht je nach Montagehöhe, Neigung und Reihenabstand von etwa 6 Prozent auf dunklem Asphalt bis zu mehr als 20 Prozent auf einem Bodenbelag mit hoher Albedoreflexion. Eine konservative Schätzung im Frühstadium sollte auf der tatsächlichen Bodenbeschaffenheit des Standorts basieren und nicht auf einem Best-Case-Wert der Branche.
F2: Kostet die Installation von bifazialen Doppelglasmodulen mehr als die von Standardpaneelen?
Aufgrund der zweiten Glasschicht sind die Kosten pro Modul im Allgemeinen höher, und bei Regalen ist möglicherweise ein größerer Abstand erforderlich, um einen sinnvollen Ertrag auf der Rückseite zu erzielen. Die meisten Entwickler im Versorgungsmaßstab kompensieren dies durch einen höheren Energieertrag pro Projektfläche statt durch einen niedrigeren Preis pro Watt.
F3: Ist ein bifaziales Modul zerbrechlicher als eine Glasrückwandplatte?
Die Doppelglaskonstruktion ist im Allgemeinen widerstandsfähiger gegen eindringende Feuchtigkeit und UV-Strahlung im Laufe der Zeit, da beide Seiten aus gehärtetem Glas und nicht aus einer Polymer-Rückseite bestehen. Bei der mechanischen Handhabung während der Installation müssen weiterhin die Last- und Kantenklemmanweisungen des Herstellers befolgt werden, um Mikrorisse auf beiden Seiten zu vermeiden.
F4: Spielt der bifaziale Gewinn in feuchten Klimazonen oder Klimazonen mit niedriger Albedo immer noch eine Rolle?
In feuchten Umgebungen mit niedriger Albedo, in denen die Bodenoberflächen dunkel und nass bleiben, ist der Gewinn geringer, fällt aber selten auf Null. Durch die Kombination des Arrays mit einer reflektierenden Bodenbehandlung kann selbst unter schwierigen klimatischen Bedingungen ein erheblicher Teil des rückseitigen Potenzials wiederhergestellt werden.
F5: Wie sollten die Spitzensonnenstunden bei der Entscheidung über die Größe einer Freilandanlage berücksichtigt werden?
Die Spitzensonnenstunden legen die Energiebasislinie für die Vorderseite des Standorts fest. Sobald diese Basislinie festgelegt ist, wird der erwartete bifaziale Gewinn aus der Bodenoberfläche und der Durchfahrtshöhe darüber geschichtet, um eine genauere Gesamttages- und Jahresproduktionsprognose zu erstellen.
