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Bifacial photovoltaic systems (B-PV) offer the advantage over conventional, monofacial photovoltaic systems (C-PV) that the irradiation hitting the back can also be converted into electricity. Thanks to this property, B-PV offer the possibility of significantly increasing the energy yield and reducing the cost of electricity. Furthermore, vertically installed bifacial PV systems (VBPV) facing east and west can achieve a generation profile complementary to C-PV, which can help to increase the economic efficiency of market-oriented PV systems and reduce integration costs in national power supply systems. Despite these promising features, B-PV has long played a minor role in research, development and application, leaving knowledge gaps in the areas of “energy yield simulation”, “field design” and “integration into power supply systems”. The present thesis contributes to closing these knowledge gaps. In the first step, the state of the art in energy yield modelling of B-PV as of 2016 was analysed. It was found that the adequate modelling of cast ground shadows, the irradiation absorbed from the front and the back, as well as the yield-reducing effects of the module rows on each other, represents a knowledge gap. Using a newly developed energy yield model, methods were developed to address this knowledge gap. This was essentially achieved by combining three-dimensional modelling of the PV system and methods from the field of irradiation exchange. This approach made it possible to quantify and classify the influence of important irradiation and installation parameters on the energy yield. In addition, a breakdown of the total absorbed irradiation into eight components became possible, which allows a site-dependent identification of the most important irradiation contributions. As a result, it was shown, among other things, that the presence of ground shadows can reduce the backside contribution to electricity generation by almost 30 % and the total annual electricity generation by up to 4 %. This illustrates the importance of thorough modelling of ground-reflected irradiance for a sound energy yield prediction. While decades of experience in field design of C-PV have led to reliable design guidelines on how to achieve minimum cost of electricity, this level of knowledge is not yet available to the same extent for B-PV. To contribute closing this knowledge gap, the second step was to use the newly developed model to investigate for eight European sites how different installation parameters affect the energy yield and cost of electricity of non-tracking and single-axis tracking B-PV. From this, general recommendations for the field design were derived, depending on latitude and irradiation conditions. The results showed, among other things, that with increasing latitude of the investigated site, an increase in the row spacing leads to an ever higher energy yield gain. If the energy yield is to be achieved by brightening the soil (e.g. with bright gravel), which is associated with additional costs, a reduction in the electricity generation costs is possible with a suitable overall configuration of the PV field. This illustrates that the complex interactions of radiation absorption must always be investigated holistically in order to find the cost optimum. A validation of the simulation model showed that the angle-dependent absorption of irradiation on the front side is well represented by the simulation model. Only at a tilt angle of 90° do larger deviations occur. The angle-dependent electricity generation (front + rear side) is also well captured by the model, with larger deviations occurring at a tilt angle of 0° (module is parallel to the ground). At cloudy weather, the model tends to overestimate the electricity generation by approx. 5 %, at sunnier weather the electricity generation is underpredicted by 10 %-15 %. The highest underprediction of generated electricity was observed at a tilt angle of 0° with a 20 % deviation. National power supply systems with high shares of installed C-PV capacity face the challenge of nearly simultaneous power generation from these systems because they are generally oriented towards the equator. This results in a generation peak at midday, while in the mornings and afternoons electricity generation is usually significantly lower. On the one hand, this simultaneity leads to decreasing electricity prices on the stock exchange, which endangers the profitability of PV systems. On the other hand, the total costs of power supply systems increase due to the need to maintain power plant reserves and electricity storage. VBPV enables feed-in profiles that have a peak in the morning and a peak in the afternoon. Consequently, in the third step, it was investigated which energetic and economic advantages could result from the use of VBPV compared to C-PV. The economic analyses from a business perspective were carried out for twelve locations in four European countries, while the cost-reducing effects in a power supply system were investigated with the help of a cost-minimising electricity market model using Germany as an example. It could be shown that above a latitude of 50°, VBPV always has a higher annual electricity generation than C-PV. An analysis of historical electricity prices in Germany showed that although C-PV always had a higher net present value, the difference to VBPV constantly decreased with decreasing electricity prices, which indicates an increasing competitiveness of VBPV. At the system level, VBPV was found to play an essential role in a cost-minimal electricity system with a high share of renewables and a high CO2-reduction. In the most ambitious of the climate scenarios investigated, VBPV would account for about 70 % of the total installed PV capacity and enable an annual system cost reduction of about 0.6 %., Bifaciale Photovoltaiksysteme (B-PV) bieten gegenüber konventionellen, monofacialen Photovoltaiksystemen (C-PV) den Vorteil, dass auch die rückseitig auftreffende Strahlung in Elektrizität umgewandelt werden kann. Dank dieser Eigenschaft bieten B-PV die Möglichkeit, die Energieausbeute deutlich zu erhöhen und Stromgestehungskosten zu senken. Weiterhin lässt sich mit vertikal aufgestellten, nach Osten und Westen ausgerichteten bifacialen PV Anlagen (VBPV) ein zur konventionellen PV komplementäres Erzeugungsprofil erreichen, dass dabei helfen kann die Wirtschaftlichkeit von marktorientierten PV Anlagen zu erhöhen und die Integrationskosten in nationale Stromversorgungssysteme zu senken. Trotz dieser vielversprechenden Eigenschaften hatte die B-PV lange Zeit eine untergeordnete Rolle in Forschung, Entwicklung und Anwendung gespielt, sodass Wissenslücken in den Bereichen „Energieertragssimulation“, „Felddesign“ und „Integration in Stromversorgungssysteme“ bestehen. Die vorliegende Arbeit leistet einen Beitrag zur Schließung dieser Wissenslücken. Im ersten Schritt wurde der Stand der Technik des Jahres 2016 bei der Energieertragsmodellierung von B-PV analysiert. Dabei hat sich herausgestellt, dass die adäquate Modellierung der Schattenwürfe, der vorderseitig und hinterseitig absorbierten Strahlung sowie der ertragsmindernden Effekte der Modulreihen untereinander eine Wissenslücke darstellt. Mithilfe eines eigens entwickelten Energieertragsmodells wurden Methoden entwickelt, wie die genannte Wissenslücke geschlossen werden kann. Dies wurde im Wesentlichen durch die Kombination einer dreidimensionalen Modellierung der PV Anlage und Methoden zur Berechnung von Strahlungsaustausch erreicht. Dadurch konnte der Einfluss wichtiger Strahlungs- und Installationsparameter auf den Energieertrag quantifiziert und eingeordnet werden. Zusätzlich wurde eine Aufschlüsselung der gesamten absorbierten Strahlung in acht Komponenten möglich, was eine standortabhängige Identifizierung der wichtigsten Strahlungsbeiträge erlaubt. Im Ergebnis konnte unter anderem gezeigt werden, dass die Anwesenheit von Bodenschatten den rückseitigen Beitrag zur Stromerzeugung um knapp 30 % und die gesamte jährliche Stromerzeugung um bis zu 4 % verringern kann. Dies veranschaulicht die Wichtigkeit einer sorgfältigen Modellierung von bodenreflektierter Strahlung für eine solide Energieertragsmodellierung. Während die jahrzehntelange Erfahrung im Felddesign von C-PV zu verlässlichen Entwurfsrichtlinien geführt hat, wie sich minimale Stromgestehungskosten erreichen lassen, sind diese Erfahrungen für B-PV noch nicht in gleichem Maße verfügbar. Zur Schließung dieser Wissenslücke wurde im zweiten Schritt mithilfe des neu entwickelten Modells für acht europäische Standorte untersucht, wie sich unterschiedliche Installationsparameter auf den Energieertrag und die Stromerzeugungskosten von nicht nachgeführter und einachsig nachgeführter B-PV auswirken. Daraus wurden allgemeingültige Empfehlungen für das Felddesign abgeleitet, wie, je nach Breitengrad und Strahlungsbedingungen, niedrigere Stromgestehungskosten und höhere Energieerträge erreicht werden können. Im Ergebnis hat sich unter anderem gezeigt, dass mit zunehmendem Breitengrad des untersuchten Standortes eine Erhöhung des Reihenabstandes zu einem immer höheren Ertragsgewinn führt. Soll der Energieertrag durch eine mit zusätzlichen Kosten verbundene Aufhellung des Bodens erzielt werden (bspw. durch hellen Kies), so ist bei einer geeigneten Gesamtkonfiguration des PV-Feldes eine Reduktion der Stromgestehungskosten möglich. Dies veranschaulicht, dass die komplexen Wechselwirkungen der Strahlungsabsorbtion stets ganzheitlich untersucht werden müssen, um das Kostenoptimum zu finden. Eine Validierung des Simulationsmodells ergab, dass die winkelabhängige Strahlungsabsorption auf der Vorderseite durch das Simulationsmodell gut abgebildet wird. Nur bei einem Neigungswinkel von 90° kommt es zu größeren Abweichungen. Auch die winkelabhängige Stromerzeugung (Vorderseite + Rückseite) wird durch das Modell gut wiedergegeben, wobei größere Abweichungen bei einem Neigungswinkel von 0° (Modul steht parallel zum Boden) auftreten. Bei bewölktem Wetter neigt das Modell dazu, die Stromerzeugung um ca. 5 % zu überschätzen, bei sonnigerem Wetter wird die Stromerzeugung um 10 %-15 % unterschätzt. Die höchste Abweichung der erzeugten Elektrizität wurde bei einem Neigungswinkel von 0° mit einer Unterschätzung von 20 % festgestellt. Nationale Stromversorgungssysteme mit hohen Anteilen installierter C-PV Kapazität stehen vor der Herausforderung der nahezu gleichzeitigen Stromerzeugung dieser Systeme, weil diese grundsätzlich in Richtung Äquator ausgerichtet werden. Dadurch ergibt sich eine Erzeugungsspitze zur Mittagszeit, während vormittags und nachmittags die Stromerzeugung in der Regel deutlich geringer ist. Dieser Gleichzeitigkeitseffekt führt zum einen zu fallenden Börsenstrompreisen, was die Rentabilität von PV Systemen gefährdet. Zum anderen steigen durch den Bedarf von vorzuhaltenden Kraftwerksreserven und Stromspeichern die Gesamtsystemkosten. VBPV ermöglicht Einspeiseprofile, die einen Peak am Vormittag und einen Peak an Nachmittag aufweisen. Folglich wurde im dritten Schritt untersucht, welche energetischen und wirtschaftlichen Vorteile sich aus dem Einsatz der VBPV gegenüber C-PV ergeben können. Dabei wurden die betriebswirtschaftlichen Analysen für zwölf Standorte in vier europäischen Ländern durchgeführt, während die kostensenkenden Effekte in einem Stromversorgungssystem mithilfe eines kostenminimierenden Strommarktmodells am Beispiel Deutschlands untersucht wurden. Es konnte gezeigt werden, oberhalb eines Breitengrades von 50°, VBPV stets eine höhere jährliche Stromproduktion aufweist als C-PV. Eine Analyse historischer Börsenstrompreise in Deutschland hat ergeben, dass C-PV zwar stets einen höheren Barwert aufwies, der Unterschied zur VBPV mit sinkenden Börsenstrompreisen jedoch konstant abnahm, was auf eine steigende Wettbewerbsfähigkeit von VBPV hinweist. Auf Systemebene hat sich herausgestellt, dass VBPV eine wesentliche Rolle in einem kostenminimalen Stromsystem mit einem hohen Anteil von erneuerbaren Energien und einer hohen CO2-Reduktion einnehmen kann. Im ambitioniertesten der untersuchten Klimaszenarien würde VBPV ca. 70 % der gesamten installierten PV-Kapazität ausmachen und eine jährliche Systemkostenreduktion von ca. 0.6 % ermöglichen.