High-Resolution Performance and Sensitivity Analysis of Bifacial PV by Tilt and Azimuth to Complement ECO2 Resolution Limitations

Junyoung Lee; Dongsu Kim; Jongho Yoon; Jaewon Kim; Ruda Lee; Hansol Lim; Kihyung Yu

doi:10.7836/kses.2026.46.3.047

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Journal of the Korean Solar Energy Society. 30 June 2026. 47-61
https://doi.org/10.7836/kses.2026.46.3.047

High-Resolution Performance and Sensitivity Analysis of Bifacial PV by Tilt and Azimuth to Complement ECO2 Resolution Limitations

ECO2 해상도 한계 보완을 위한 양면형 PV의 설치각･방위 고해상도 성능 및 민감도 분석

Junyoung Lee¹

Dongsu Kim²^*

Jongho Yoon³

Jaewon Kim⁴

Ruda Lee⁴

Hansol Lim⁵

Kihyung Yu⁶

이 준영¹

김 동수²^*

윤 종호³

김 재원⁴

이 루다⁴

임 한솔⁵

유 기형⁶

¹Master’s Program, Department of Architectural Engineering, Hanbat National University

²Associate Professor, Department of Architectural Engineering, Hanbat National University

³Professor, Department of Architectural Engineering, Hanbat National University

⁴Researcher, Department of Architectural Engineering, Hanbat National University

⁵Assistant Professor, Department of Building Systems Engineering, Hanbat National University

⁶Research Fellow, Department of Building Energy Research, Korea Institute of Civil Engineering and Building Technology

¹국립한밭대학교 건축공학과, 석사과정

²국립한밭대학교 건축공학과, 부교수

³국립한밭대학교 건축공학과, 교수

⁴국립한밭대학교 건축공학과, 연구원

⁵국립한밭대학교 건축설비시스템공학과, 조교수

⁶한국건설기술연구원 건축에너지연구본부, 연구위원

^{*Corresponding Author}

License (open-access, http://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0/):

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ABSTRACT

Bifacial photovoltaic (PV) systems have garnered considerable attention for building and urban applications. However, ECO2, the Korean evaluation tool for building energy performance, currently supports only conventional monofacial PV and does not provide a dedicated model for bifacial PV. This limitation is critical as bifacial PV performance depends not only on module tilt and azimuth but also on rear-side irradiance conditions governed by ground albedo and array geometry. In this study, the annual energy yield of bifacial PV systems was quantified under Korean climatic conditions, and region-specific design guidelines were provided based on sensitivity analyses of orientation, albedo, and array configuration. Annual energy production was simulated for 16 representative cities in Korea using pvlib and TMYx weather data derived from observations between 2009 and 2023. Tilt and azimuth were varied from 0° to 90° and 0° to 360°, respectively, at intervals of 5° under albedo conditions of 0.2 and 0.8. For multi-row layouts, module clearance height was varied from 0 m to 3 m at 1 m intervals, and ground coverage ratio (GCR) was varied from 0.4 to 0.8. Increasing albedo from 0.2 to 0.8 increased annual energy production in all cities, with an average gain of 368.33 kWh. The optimal tilt shifted from approximately 30° to 25°, whereas the optimal azimuth remained near south-facing orientations. The benefits of increasing clearance height became marginal beyond approximately 1 m, whereas increasing GCR consistently reduced front- and rear-side irradiance. Overall, these results provide high-resolution reference criteria for bifacial PV design under Korean climatic and urban conditions.

Keywords

Bifacial photovoltaic

Tilt angle

Azimuth angle

Albedo

Ground Coverage Ratio, GCR

Simulation

키워드

양면형 태양광

설치각

방위각

지표면 반사율

지상피복률

시뮬레이션

MAIN

1. 서 론
1.1 연구의 배경 및 목적
1.2 선행연구 고찰
2. 연구 방법
2.1 표준기상자료 및 대상지
2.2 시뮬레이션 모델
2.3 시뮬레이션 조건
3. 결 과
3.1 알베도 변화에 따른 발전 성능 평가
3.2 하단 이격 높이에 따른 발전 성능 평가
3.3 GCR 변화에 따른 전･후면 일사량 분석
3.4 방위 및 설치각에 따른 발전 성능 분석
4. 결 론

기호 및 약어 설명

$G_{t o t a l}$ : 모듈 유효 일사량(W/m²)

$G_{f r o n t}$ : 전면 일사 조도(W/m²)

$G_{r e a r}$ : 후면 일사 조도(W/m²)

$G_{r e a r}^{s k y}$ : 후면 천공산란 성분(W/m²)

$G_{r e a r}^{g n d}$ : 후면 지면반사 성분(W/m²)

$G_{r e a r}^{b e a m}$ : 후면 직달 성분(W/m²)

$P O A_{r e a r}^{s k y}$ : 후면면 기준 전치된 천공산란 일사조도(W/m²)

$P O A_{r e a r}^{g n d}$ : 후면면 기준 전치된 지면반사 일사조도(W/m²)

$F_{s k y, r o w}$ : 행간 천공 뷰팩터

$F_{g n d, r o w}$ : 행간 지면 뷰팩터

$A O I_{r e a r}$ : 후면 입사각(°)

$I A M_{r e a r}$ : 후면 입사각 보정 계수

$α$ : 지표면 반사율(알베도)

$f_{s h a d e}^{p v}$ : 후면 직달 성분에 대한 음영 비율

$φ$ : 양면계수

$T_{m}$ : 모듈온도(℃)

$T_{a}$ : 외기온도(℃)

$u_{0}$ : Fiman Model 상수 열 전달 계수(W/m²･K)

$u_{1}$ : Fiman Model 풍속 의존 열 전달 계수(W･s/m³･K)

$V_{w i n d}$ : 풍속(m/s)

$P_{d c}$ : DC 출력(W)

$P_{r a t e d}$ : 정격 용량(W)

$γ$ : 모듈 온도 계수(1/℃)

$T_{r e f}$ : STC 기준 온도(℃)

$G C R$ : 지상피복률

$L$ : 모듈 너비(m)

$R$ : 피치거리(m)

1. 서 론

1.1 연구의 배경 및 목적

기후변화 대응과 탄소중립 달성을 위해 건물부문에서 신재생에너지 시스템의 적용이 요구되며, 그중 태양광발전은 건물에 적용이 용이하고 공간 활용도가 우수하여 지속적으로 보급이 확대되고 있다¹⁾. 이에 따라 설치 조건에 따른 발전성능을 정량적으로 제시할 수 있는 설계 기초자료의 필요성이 증가하고 있다. 국내 태양광 설비 시공기준을 안내하고 있는 “신･재생에너지 설비 지원 등에 관한 지침”²⁾은 발전량 확보 관점에서 정남향을 우선으로 하고, 불가피한 경우 정남향 기준 동･서 45도 이내 설치를 권고한다. 그러나 최근에는 입지 제약과 건물 외피 적용성 등을 고려할 때 기존 권고 범위를 벗어난 방위에서도 설치 대안이 논의되고 있으며, 선행 연구에서는 북향 설치가 조건에 따라 유효한 대안이 될 수 있음을 제시한 바 있다^3,4). 한편, 제한된 설치면적에서 발전량을 추가로 확보하기 위한 방안으로 양면형 태양광 모듈의 적용이 증가하고 있다. 양면형 모듈은 전면 입사광뿐 아니라 지표면 반사광과 산란광을 후면에서 추가로 수광함으로써 발전에 기여하여 단면형 대비 발전량 증가를 기대할 수 있다⁵⁾. National Laboratory of the Rockies의 기사 (2020)⁶⁾에 따르면, 2019년 6월부터 11월까지의 실측 자료에서 양면형 모듈이 단면형 모듈 대비 에너지 생산량이 최대 9% 증가하는 것으로 보고되었다. 다만 양면형 모듈의 성능은 설치각과 방위, 주변 차폐, 지표면 반사 조건 및 설치 높이의 영향을 동시에 받으며⁷⁾, 특히 설치각과 방위는 설계 단계에서 우선적으로 검토되는 핵심 변수이다⁸⁾.

한편 국내 제로에너지빌딩 인증에서 활용되는 건물 에너지 성능평가 도구인 ECO2는 태양광 발전량 산정 시 설치 조건 입력이 제한적인 것으로 보고된다⁹⁾. ECO2는 설치각을 0°, 45°, 90°의 세 범주로만 고려하고, 설치방위는 동, 남동, 남, 남서, 서의 다섯 범주로만 입력하도록 구성되어 있다. 이러한 입력 체계는 실제 설계에서 발생하는 다양한 설치각과 방위 조합을 정밀하게 반영하기 어렵게 하며, 방위 다양화와 양면형 모듈 적용 확대 추세를 고려할 때 설치 조건 변화에 따른 성능 차이를 충분히 비교･평가하는 데 한계를 가질 수 있다.

따라서 본 연구는 국내 지역별 기후 조건을 포괄하면서 양면형 PV 시스템의 설치 및 환경 조건 변화에 따른 발전성능을 정량적으로 제시하는 것을 목적으로 한다. 이를 위해 국내 16개 대표 도시를 대상으로 Python 기반 오픈소스 라이브러리인 pvlib 기반 시뮬레이션을 수행하였다. 먼저 지표면 반사 조건은 알베도 0.2 (일반 지표면)와 알베도 0.8 (고반사 지표면)의 두 시나리오로 구분하여 비교하였다. 다음으로 모듈 하단 지면 이격 높이는 0 m ~ 3 m 범위에서 1 m 간격으로 변화시켜 높이 조건에 따른 영향을 평가하였다. 또한 다열 배열의 배치 조건을 반영하기 위해 지상피복률(Ground Coverage Ratio, GCR) 조건을 변화시키는 민감도 분석을 수행하여 배열 밀도 변화가 전･후면 복사 입력과 발전성능에 미치는 영향을 분석하였다. 마지막으로 설치 조건에 대한 고해상도 설계 기초자료를 제시하기 위해 설치각은 0° ~ 90°, 방위각은 0° ~ 360° 범위에서 각각 5도 간격으로 변화시키며 연간 발전성능을 비교･제시하고자 한다. 본 연구는 ECO2의 계산 구조나 특정 건물 적용 조건을 직접 재현하기보다, 양면형 PV 시스템의 설치조건 변화에 따른 발전성능 경향을 고해상도로 분석하여, ECO2의 제한된 설치각･방위 입력 해상도를 보완할 수 있는 참고자료를 제시하는 데 목적이 있다.

1.2 선행연구 고찰

태양광발전 시스템의 발전성능은 설치각과 방위에 의해 크게 달라지므로, 표준기상자료 기반 시뮬레이션을 통해 지역별 기대 발전량을 제시하려는 연구가 지속되어 왔다. Kang et al. (2023)¹⁰⁾은 7개 지역의 표준기상자료를 기반으로 단면형 PV의 설치 조건에 따른 발전량을 예측하여 지역 간 발전량 편차를 기초자료로 제시하였다. Choi et al. (2023)⁹⁾은 ECO2 프로그램의 태양광 생산량 평가 방법을 검토하고, 유사 해석 모델을 적용하여 설치각과 방위를 확장한 조건에서 발전성능을 분석함으로써 입력조건 해상도 개선의 필요성을 제시하였다. Lee et al. (2022)³⁾은 실측을 통해 북향 설치 PV 시스템의 발전성능을 평가하고, 설치각 조건에 따라 정북향 배치도 고려될 필요가 있음을 보고하였다. 한편, 양면형 PV의 경우 후면 수광이 추가되므로 지표면 반사 조건의 영향이 커지며, Kim et al. (2025)¹¹⁾은 수직 양면형 PV 시스템을 대상으로 방위와 알베도 조건을 변화시키며 연간 발전량을 비교하여, 방위 및 지표면 반사 조건에 따른 발전량 차이를 정량적으로 분석하였다. Jang et al. (2018)¹²⁾은 양면수광형 시스템의 발전 특성을 분석하여, 설치 높이와 특정 경사각(20° ~ 40°) 및 방위각(남동 ~ 남서) 범위에서 발전 성능이 극대화됨을 확인하였다. 특히 흐린 날씨의 산란광 조건에서 후면 발전 기여도가 두드러져, 양면형 시스템은 지면 반사광과 산란광 유입을 모두 고려한 설치 조건 검토가 필수적임을 시사한다.

이러한 선행연구는 설치각과 방위가 태양광 발전성능을 좌우하며, 양면형 PV의 경우 지표면 반사 조건과 설치 높이, 배열 간격 등의 기하학적 요소가 성능에 추가적인 영향을 미친다는 점을 보여준다. 다만 기존 연구는 단면형 PV 중심이거나, 양면형 PV의 경우에도 특정 형태 및 제한된 각･방위 해상도에서 수행된 사례가 많아, 국내 대표 기후를 포괄하는 다지역 조건에서 설치각과 방위 등의 핵심 변수를 고해상도로 탐색한 비교 자료는 여전히 미흡하다. 특히 ECO2 입력 해상도와의 연계 관점에서 건물에 적용 가능한 설치 조건별 성능 분포 및 민감도 분석에 대한 기초자료 구축이 필요하다.

2. 연구 방법

2.1 표준기상자료 및 대상지

본 연구는 양면형 태양광 모듈의 설치각과 방위, 지표면 반사 조건에 따른 연간 발전량 변화를 평가하기 위해 1시간 간격으로 구성된 표준 기상년(Typical Meteorological Year, TMY)자료를 적용하였다. TMY는 장기 기상 관측자료를 기반으로 해당 지역의 대표성을 갖도록 구성된 시간별 기상 입력자료로서, 건물에너지 및 태양광 발전 시뮬레이션에 널리 사용된다. 본 연구에서는 2009년부터 2023년까지 관측자료를 기반으로 구축된 TMYx를 활용하였으며, 본 자료는 발전량 산정에 필요한 기온, 상대습도, 일사량, 풍속 등 주요 기상 변수를 포함한다.

대상지는 국내 지역별 기후 특성을 폭넓게 반영하기 위해 ECO2 지역 대분류 체계를 기준으로 선정하였다. ECO2의 17개 지역 대분류 중 세종을 제외한 16개 지역을 대상으로 각 지역을 대표하는 도시를 선정하여 분석을 수행하였다. 선정된 대상 도시의 위치와 위도･경도는 Fig. 1에 제시된다.

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Fig. 1

Latitude and longitude of 16 representative cities selected in South Korea

2.2 시뮬레이션 모델

본 연구에서는 양면형 PV 시스템의 설치 조건에 따른 발전성능을 분석하기 위해 Python 기반 오픈소스 라이브러리인 pvlib (v0.13.1)을 활용하였다. 특정 제조사의 모듈 사양에 종속되지 않는 보편적인 결과를 도출하기 위해, 범용적인 양면형 결정질 실리콘 모듈의 특성을 가정한 일반화 모델을 적용하였다. 시스템 용량은 조건 간 비교를 위해 1 kWp로 정규화하여 시뮬레이션을 수행하였다. 양면형 PV 시스템의 성능 해석에서는 전면 성분뿐 아니라 지표면 반사 및 배열 기하에 의해 좌우되는 후면 입사 복사량을 적절히 산정하는 것이 중요하다. 본 연구에서 후면 면에 입사하는 총 복사량( $G_{r e a r}$ )은 식(1)과 같이 후면 천공 산란 성분( $G_{r e a r}^{s k y}$ ), 후면 지표면 반사 성분( $G_{r e a r}^{g n d}$ ), 그리고 후면 직달 성분( $G_{r e a r}^{b e a m}$ )의 합으로 정의된다.

(1)

G_{r e a r} = G {}_{r e a r}^{s k y}+ G {}_{r e a r}^{g n d}+ G_{r e a r}^{b e a m}

각 후면 일사량 성분은 모듈 후면의 설치각과 방위를 기준으로 전치된 복사 성분을 입력으로 하고, 인접 열에 의한 시야 차폐와 직달광 음영 영향을 분리하여 산정된다. 천공 산란 성분과 지표면 반사 성분은 Mikofski et al. (2019)¹³⁾의 Infinite Sheds Model 제시된 뷰팩터 기반 가중평균 알고리즘을 pvlib에서 구현한 계산 절차를 적용하여 산정하였다. 구체적으로 행간 기하에 따른 형상계수 $F_{s k y, r o w}$ 및 $F_{g n d, r o w}$ 를 산정한 후, 이를 통해 후면 천공 산란 성분과 후면 지표면 반사 성분을 각각 식(2)와 식(3)과 같이 보정된다.

(2)

G {}_{r e a r}^{s k y}= P O A {}_{r e a r}^{s k y}\times F_{s k y, r o w}

(3)

G {}_{r e a r}^{g n d}= P O A {}_{r e a r}^{g n d}\times F_{g n d, r o w}

본 연구에서는 pvlib의 연산 흐름을 구성 성분별로 기술하기 위해, $P O A_{r e a r}^{s k y}$ , $P O A_{r e a r}^{g n d}$ , $F_{s k y, r o w}$ , $F_{g n d, r o w}$ 로 분해하여 수식으로 표현하였다. 여기서 $P O A_{r e a r}^{s k y}$ 와 $P O A_{r e a r}^{g n d}$ 는 후면 좌표계 기준으로 전치된 무차폐 천공 산란 및 지면 반사 성분을 의미한다. $P O A_{r e a r}^{g n d}$ 산출 시에는 지표면 반사율( $α$ )가 반영되며, 지표면의 음영 및 비음영 구간을 기하학적으로 구분하여 직달광 차단 효과가 고려된다. 후면 직달 성분( $G_{r e a r}^{b e a m}$ )은 태양이 모듈 후면 반구에 위치하여 $\cos (A O I_{r e a r}) > 0$ 인 조건에서만 식(4)와 같이 계산되며, 그 외에 경우에는 0으로 처리된다.

(4)

G {}_{r e a r}^{b e a m}= D N I ∙ \cos (A O I_{r e a r}) ∙ I A M_{r e a r} ∙ (1 - f {}_{s h a d e}^{p v})

최종적으로 도출된 $G_{r e a r}$ 는 전면 일사량( $G_{f r o n t}$ ) 과 양면 계수( $φ$ )와 결합하여, 모듈의 유효 일사량( $G_{t o t a l}$ )을 식(5)와 같이 산정된다.

(5)

G_{t o t a l} = G_{f r o n t} + φ \times G_{r e a r}

모듈의 온도는 발전 성능에 직접적인 영향을 미치는 주요 인자이다. 본 연구에서는 $G_{t o t a l}$ 와 풍속( $V_{w i n d}$ )의 영향을 반영하는 Faiman Model을 적용하여 식(6)과 같이 모듈 온도( $T_{m}$ )를 산정하였다. 최종 DC 출력( $P_{d c}$ )은 온도 계수(Υ)를 고려한 PVWatts DC Model을 적용하여 식(7)과 같이 계산되었다.

(6)

T_{m} = T_{a} + \frac{G_{t o t a l}}{u_{o} + u_{1} \times V_{w i n d}}

(7)

P_{d c} = \frac{G_{t o t a l}}{1000} \times P_{r a t e d} \times [1 + γ \times (T_{m} - T_{r e f})]

2.3 시뮬레이션 조건

시뮬레이션에 적용된 고정 변수는 Table 1에 설치 환경 및 배열 조건에 따라 변화시킨 주요 변수와 범위는 Table 2에 제시된다. 본 연구는 설치 환경 및 배열 조건에 따른 영향을 단계적으로 비교하기 위해, 알베도, 모듈 하단 지면 이격 높이, GCR, 설치각과 방위각을 순차적으로 변화시키는 시나리오를 구성하였다. 알베도 0.2는 일반적인 지표면 조건을 대표하는 기준값으로 적용하였으며, 알베도 0.8은 일반적인 설치환경의 대표값이라기보다 고반사 조건에서의 성능 민감도를 평가하기 위한 상한 시나리오로 설정하였다. 모듈 하단의 지면 이격 높이는 0 m ~3 m 범위에서 1 m 간격으로 변화시켰다. 배열 밀도는 GCR을 기준으로 설정하였으며, 계산식은 식(8)과 같다.

(8)

G C R (G r o u n d C o v e r a g e R a t i o) = \frac{L}{R}

Fig. 2는 본 연구에서 가정한 다열 양면형 PV 시스템의 배치 개념을 보여준다. 본 연구는 일반적인 밀착형 입면 부착 조건만을 전제로 한 것이 아니라, 건물에 적용 가능한 양면형 PV 시스템의 다양한 설치 및 배열 조건을 포괄적으로 검토하고자 하였다. 이에 따라 모듈의 배치 간격이나 배열 밀도 변화가 전･후면 수광 및 발전성능에 미치는 영향을 평가하기 위해, 본 연구에서는 GCR을 민감도 분석 변수로 포함하였다.

설치 조건의 영향을 평가하기 위해 설치각은 0° ~ 90° 범위에서 5° 간격으로, 방위각은 0° ~ 360° 범위에서 5° 간격으로 변화시키며 연간 발전량을 분석하였다.

Table 1

Fixed parameters for simulation

Parameters	Values
System Capacity	1 kWp
Bifaciality Factor	0.7
Temperature Coefficient	–0.4%/°C
Module Collector Width	1.0 m

Table 2

Variable parameters for simulation

Parameters	Values
Albedo	0.2 / 0.8
Tilt Angle Range	0° ~ 90° (Interval: 5°)
Azimuth Angle Range	0° ~ 355° (Interval: 5°)
Ground Coverage Ratio (GCR)	0.4 / 0.6 / 0.8
Hub Height	0 m ~ 3 m (Interval: 1 m)

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Fig. 2

Schematic diagram of the multi-row bifacial PV configuration

3. 결 과

3.1 알베도 변화에 따른 발전 성능 평가

양면형 PV시스템에서 지표면 반사 조건 변화가 발전성능에 미치는 영향을 평가하기 위해, 알베도 0.2와 알베도 0.8 조건을 적용하여 16개 대상지에 대한 시뮬레이션을 수행하였다. 본 분석은 설치 높이는 1.0 m, GCR은 0.4 조건에서 수행하였다. Fig. 3은 방위각과 설치각에 따른 연간 발전량 증가분을 나타낸 등고선도이다. 여기서 연간 발전량 증가분은 알베도 0.8 조건의 연간 발전량에서 알베도 0.2 조건의 연간 발전량을 차감한 값이며, 16개 대상지의 연간 결과를 각 방위각과 설치각 조건별로 평균하여 산출하였다. 분석 결과, 알베도 0.8 적용 시 알베도 0.2 대비 연간 발전량은 전 방위 및 전 설치각 범위에서 일관되게 증가하였으며, 전체 조건 평균 증가량은 약 368.33 kWh로 나타났다. 그리고, 방위각과 설치각에 따라 뚜렷한 차이를 보였으며, 방위각 155°･설치각 40°에서 최소 약 298.86 kWh, 방위각 0°･설치각 55°에서 최대 약 433.79kWh의 증가량을 보였다. 이는 알베도 상승이 주로 후면 수광량을 증가시키는 방식으로 작용하며, 방위각과 설치각에 따라 전면 직달 성분의 기여가 달라지는 동시에 후면에서 확보되는 지면 반사 성분의 상대적 비중이 변하기 때문으로 해석된다.

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Fig. 3

Average annual energy production from albedo increase across 16 sites

3.2 하단 이격 높이에 따른 발전 성능 평가

양면형 PV 시스템에서 모듈 하단의 지면 이격 높이가 연간 발전량에 미치는 영향을 평가하기 위해, 지면으로부터 모듈 최하단부까지의 높이를 0 m에서 3 m 범위에서 1 m 간격으로 변화시켜 시뮬레이션을 수행하였다. 설치 조건의 영향을 통제하기 위해 설치각은 30°, 방위각은 180°로 고정하였으며, 다열 배열 조건은 GCR 0.4로 설정하였다. 또한, 지표면 반사 조건에 따른 높이 민감도를 비교하기 위해 알베도 0.2와 알베도 0.8 조건을 각각 적용하였다.

Fig. 4는 알베도 0.2 및 0.8 조건에서 모듈 하단 이격 높이 변화에 따른 16개 대상지별 연간 발전량을 비교한 결과이다. 분석 결과, 두 알베도 조건에서 공통적으로 이격 높이가 0 m에서 1 m로 증가할 때 16개 대상지 평균 기준으로 알베도 0.2에서는 0.21 kWh, 알베도 0.8에서는 0.84 kWh 증가하여 높이 변화에 대한 민감도가 크지 않았다. 특히 1 m 이상 구간에서는 높이를 추가로 증가시켜도 발전량 변화가 실질적으로 0에 가까워, 높이 증가에 따른 한계효과가 나타났다. 이러한 결과는 본 해석이 다열 배열이 반복되는 조건을 가정하는 pvlib 기반 Infinite Sheds 모델을 적용하였고, GCR 0.4로 고정된 조건에서 pitch와 인접 열 차폐가 후면 가시율 개선을 제약하기 때문으로 해석된다. 즉 높이 증가로 후면의 지표면 가시율이 일부 개선되더라도, 다열 배열에서는 후면 유효 입사복사 증가가 일정 수준 이후 제한될 수 있다. 또한 본 모델은 배열 가장자리에서 발생할 수 있는 추가 수광 효과를 반영하지 않으므로, 소규모 배열 또는 가장자리 비중이 큰 조건에서는 높이 민감도가 다르게 나타날 가능성이 있다. 따라서 다음 절에서는 배열 밀도와 행간 기하를 직접 결정하는 GCR을 변화시켜, 전면 및 후면 복사 입력과 발전 성능의 민감도를 추가로 분석한다.

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Fig. 4

Annual energy production versus ground clearance height under albedo 0.2 and 0.8

3.3 GCR 변화에 따른 전･후면 일사량 분석

GCR 변화가 다열 양면형 PV의 복사 입력에 미치는 영향을 확인하기 위해, 16개 대상지의 월간 전면 및 후면 면내 일사량을 산출하고 월별 평균값으로 분석하였다. 본 분석은 설치 조건의 영향을 통제하기 위해 설치각 30°, 방위각 180°, 알베도 0.2, 설치 높이 1 m 조건에서 수행하였다. Fig. 5에서 꺾은선은 GCR 조건별 월평균 전면･후면 일사량을, 막대는 동일 월에서 GCR 조건 간 최대값과 최소값의 차이를 나타낸다.

분석 결과, GCR이 증가할수록 전면과 후면 모두에서 월간 일사량이 일관되게 감소하였다. 전면 일사량의 경우 GCR 조건 간 차이는 겨울철에 크게 나타났다. 1월과 12월에 약 29.1 kWh/m²･month의 차이를 보였으며, 11월에도 23.1 kWh/m²･month로 비교적 큰 차이가 유지되었다. 반면 태양 고도가 상대적으로 높은 하절기에는 차이가 축소되어 9월에 4.9 kWh/m²･month로 최소값을 보였다. 이는 낮은 태양고도 조건에서 인접 열에 의한 전면 직달 성분의 차폐가 상대적으로 크게 작용하기 때문으로 판단된다. 후면 일사량은 전면과 다른 계절적 민감도를 보였다. GCR 조건 간 차이는 봄과 여름에 크게 나타나 5월에 13.3 kWh/m²･month로 최대였고, 4월 및 6월에서도 각각 12.4 kWh/m²･month, 11.6 kWh/m²･month로 큰 차이를 보였다. 반면 동절기에는 차이가 작아 1월과 12월에 각각 5.0 kWh/m²･month, 4.1 kWh/m²･month 수준으로 나타났다. 이는 후면 일사량이 지면 반사 및 천공산란 성분의 기여가 크며, 태양 고도가 높아 지표면으로의 입사 및 반사 조건이 유리한 계절에서 GCR의 영향이 상대적으로 크게 나타나기 때문으로 해석된다.

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Fig. 5

Monthly variations in front and rear plane-of-array irradiance under different GCRs and the corresponding max–min differences

3.4 방위 및 설치각에 따른 발전 성능 분석

설치 지역에 따른 양면형 PV 시스템의 발전 성능을 비교하기 위해 설치각 0° ~ 90°와 방위각 0° ~ 360° 범위를 5° 간격으로 설정하여 연간 발전량을 시뮬레이션하였다. Fig. 6은 모듈 하단 지면 이격 높이 1 m, 알베도 0.2, GCR 0.4 조건에서 지역별 연간 발전량 분포를 등고선도로 나타낸 것이다. 방위각은 0° ~ 360°로 원주 방향으로 표시하였고 설치각은 0° ~ 90°로 중심에서 외곽 방향으로 표시하였다. 별표는 각 지역에서 연간 발전량이 최대가 되는 지점을 의미한다.

알베도 0.2 조건에서 최적 설치각은 16개 지역 중 14개 지역에서 30°로 나타났으며 광주와 제주는 25°로 도출되었다. 최적 방위각은 160° ~ 175° 범위에서 분포하였다. 연간 최대 발전량은 경남에서 1,819 kWh로 가장 크게 나타났으며 제주는 1,661 kWh로 가장 작게 나타났다. 두 지역 간 최대 발전량의 차이는 158 kWh로 제주의 최대 발전량 대비 약 9.5%에 해당한다. 지역별 최적 설치각과 방위각 및 최대 발전량은 Table 3에 제시된다.

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Fig. 6

Tilt–azimuth maps of annual energy production under albedo 0.2

Table 3

Regional optimal tilt, azimuth, and annual energy production of bifacial PV at albedo 0.2

Region	Tilt [°]	Azimuth [°]	Annual Energy Production [kWh/kWp]
Incheon	30	170	1,768
Seoul	30	170	1,741
GyeonGi	30	165	1,731
GangWon	30	165	1,709
ChungNam	30	170	1,743
Daejeon	30	165	1,728
ChungBuk	30	165	1,745
GyeongBuk	30	175	1,785
JeonBuk	30	165	1,736
GyeongNam	30	170	1,819
Daegu	30	175	1,761
Ulsan	30	175	1,769
JeonNam	30	165	1,762
Gwangju	25	165	1,727
Jeju	25	160	1,661
Busan	30	175	1,816

Fig. 7은 Fig. 6과 동일한 조건에서 알베도 0.8을 적용하여 산정한 지역별 연간 발전량 분포이다. 지역별 최적 설치각, 방위각 및 최대 연간 발전량은 Table 4에 제시된다. 알베도 0.8 조건에서는 최적 설치각이 전반적으로 낮아지는 경향을 보였으며, 16개 지역 중 13개 지역에서 25°가 최적값으로 도출되었다. 고위도 지역인 서울･경기･강원은 30°로 나타났고, 저위도 지역인 제주는 20°로 도출되었다. 이는 지역별 위도 차이에 따른 태양고도와 계절별 일사 분포가 전･후면 합산 유효입사량의 최적 조합을 달리하기 때문으로 해석된다. 최적 방위각은 170° ~ 175° 범위에 집중되어 알베도 0.2 조건 대비 정남향 180°에 더 근접하는 경향을 보였다.

알베도 0.8 조건의 연간 최대 발전량은 경남과 부산에서 2,141 kWh로 가장 크게 나타났고, 제주는 1,976 kWh로 가장 작게 나타났다. 지역 간 최대 발전량 차이는 165 kWh로, 제주의 최대 발전량 대비 약 8.35%에 해당한다.

한편, 본 연구에서 도출된 최적 설치각은 주로 20° ~ 30° 범위, 최적 방위각은 남향 인근의 연속적 범위에서 형성되었다. 이는 설치각을 0°, 45°, 90°, 방위를 제한된 이산 범주로 입력하는 ECO2 체계와 비교할 때, 실제 설치조건 변화에 따른 세부 성능 차이가 보다 연속적인 범위에서 나타날 수 있음을 보여준다. 따라서 본 연구에서 제시한 고해상도 분석 결과는 ECO2의 제한된 입력 해상도를 보완하기 위한 참고자료로 활용될 수 있다.

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Fig. 7

Tilt–azimuth maps of annual energy production under albedo 0.8

Table 4

Regional optimal tilt, azimuth, and annual energy production of bifacial PV at albedo 0.8

Region	Tilt [°]	Azimuth [°]	Annual Energy Production [kWh/kWp]
Incheon	25	170	2,072
Seoul	30	175	2,036
GyeonGi	30	175	2,023
GangWon	30	175	1,993
ChungNam	25	175	2,053
Daejeon	25	170	2,026
ChungBuk	25	170	2,041
GyeongBuk	25	175	2,099
JeonBuk	25	170	2,041
GyeongNam	25	175	2,141
Daegu	25	175	2,063
Ulsan	25	175	2,081
JeonNam	25	170	2,068
Gwangju	25	170	2,034
Jeju	20	170	1,976
Busan	25	175	2,141

4. 결 론

본 연구는 국내 16개 대표 도시를 대상으로 pvlib 기반 시뮬레이션을 수행하여, 양면형 PV 시스템의 발전성능이 지표면 반사 조건, 모듈 이격 높이, 배열 밀도, 설치각 및 방위에 따라 어떻게 변화하는지를 정량적으로 분석하였다. 주요 결과는 다음과 같다.

(1) 알베도 변화는 연간 발전량 수준과 최적 설치 조건에 동시에 영향을 미쳤다. 알베도 0.2 대비 알베도 0.8 조건에서 모든 지역의 연간 발전량이 증가하였고, 최적 설치각은 30° 중심에서 25° 중심으로 이동하는 경향이 나타났다. 또한, 최적 방위각은 170° ~ 175° 범위에 집중되어 정남향 180° 범위에서 유리한 조건이 형성되었다.

(2) 다열 배열 조건에서 모듈 하단 이격 높이의 영향은 제한적으로 나타났다. 설치각 30°, 방위각 180°, GCR 0.4 조건에서 높이를 0 m에서 1 m로 증가시킬 때 알베도 0.2는 평균 0.21 kWh, 알베도 0.8은 0.84 kWh 증가하였으나, 1 m 이상 구간에서는 추가 증대에 따른 발전량 변화가 실질적으로 0에 근접하였다. 이는 Infinite Sheds 기반 다열 배열 가정에서 GCR과 pitch가 고정될 경우 인접 열 차폐와 행간 기하 제약으로 인해 후면 유효 입사복사의 증가가 일정 수준 이후 제한될 수 있음을 보여준다.

(3) 배열 밀도를 대표하는 GCR 증가는 전면 및 후면 면내 일사량을 동시에 감소시키는 주요 요인으로 확인되었다. 설치각 30°, 방위각 180°, 알베도 0.2, 높이 1 m 조건에서 GCR이 증가할수록 전면과 후면의 월평균 면내 일사량이 일관되게 감소하였다. 전면 일사량의 감소는 겨울철에 상대적으로 크게 나타났고, 후면 일사량의 감소는 봄･여름철에 상대적으로 크게 나타나, GCR이 전･후면 복사 입력에 미치는 계절적 민감도가 상이함을 확인하였다.

(4) 지역별 기후 차이에 의해 절대 발전량 수준은 달라졌으나, 최적 설치각과 방위각의 범위는 특정 구간에 집중되는 경향을 보였다. 알베도 0.2 조건에서 최적 설치각은 대부분 30°, 알베도 0.8 조건에서는 대부분 25°로 도출되었으며, 최적 방위각은 정남향에서 형성되었다.

본 결과는 양면형 PV 설계에서 지표면 반사 조건과 배열 밀도가 발전성능에 미치는 영향이 크며, 다열 배열 조건에서는 높이 증가에 따른 추가 이득이 제한될 수 있음을 시사한다. 또한, 현재 ECO2의 제한된 설치각･방위 입력 범위로는 방위 다양화 및 양면형 적용 확대 추세를 충분히 반영하기 어렵다고 판단된다. 본 연구에서 제시한 고해상도 설치 조건별 성능자료는 설계 초기 단계의 의사결정 및 평가 체계 고도화에 활용될 수 있다.

Acknowledgements

이 논문은 2026년도 정부(산업통상자원부)의 재원으로 한국에너지기술평가원의 지원을 받아 수행된 연구임(RS-2023-00266248, 건물형 태양광산업 생태계 대응 전문 인력 양성).

본 연구는 국토교통부/국토교통과학기술진흥원의 지원으로 수행되었음(과제번호 RS-2025-02316198).

References

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Journal of the Korean Solar Energy Society ISSN:1598-6411(Print) 2508-3562(Online) 한국태양에너지학회 논문집

Preview

High-Resolution Performance and Sensitivity Analysis of Bifacial PV by Tilt and Azimuth to Complement ECO2 Resolution Limitations

ABSTRACT

MAIN

Fig. 1

Latitude and longitude of 16 representative cities selected in South Korea

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

Table 1

Fixed parameters for simulation

Table 2

Variable parameters for simulation

Fig. 2

Schematic diagram of the multi-row bifacial PV configuration

Fig. 3

Average annual energy production from albedo increase across 16 sites

Fig. 4

Annual energy production versus ground clearance height under albedo 0.2 and 0.8

Fig. 5

Monthly variations in front and rear plane-of-array irradiance under different GCRs and the corresponding max–min differences

Fig. 6

Tilt–azimuth maps of annual energy production under albedo 0.2

Table 3

Regional optimal tilt, azimuth, and annual energy production of bifacial PV at albedo 0.2

Fig. 7

Tilt–azimuth maps of annual energy production under albedo 0.8

Table 4

Regional optimal tilt, azimuth, and annual energy production of bifacial PV at albedo 0.8

Acknowledgements

References