Concentrator Photovoltaik (CPV) (auch bekannt als Concentration Photovoltaics) ist eine Photovoltaik-Technologie, die Strom aus Sonnenlicht erzeugt. Im Gegensatz zu herkömmlichen Photovoltaikanlagen werden Linsen und gekrümmte Spiegel verwendet, um das Sonnenlicht auf kleine, aber hocheffiziente Multi-Junction-Solarzellen (MJ) zu fokussieren. Darüber hinaus verwenden CPV-Systeme häufig Solar-Nachführsysteme und manchmal ein Kühlsystem, um ihre Effizienz weiter zu steigern.30 Laufende Forschung und Entwicklung verbessern ihre Wettbewerbsfähigkeit im Bereich der Energieversorger und in Gebieten mit hoher Sonneneinstrahlung rasant. Solch eine Solartechnologie kann somit in kleineren Bereichen eingesetzt werden.

Insbesondere Anlagen mit hoch konzentrierter Photovoltaik (HCPV) können in naher Zukunft wettbewerbsfähig werden. Sie besitzen die höchste Effizienz aller vorhandenen PV-Technologien, und eine kleinere Photovoltaikanlage reduziert auch das Gleichgewicht der Systemkosten. Derzeit wird CPV nicht im PV-Dachsegment verwendet und ist weit weniger verbreitet als herkömmliche PV-Systeme. Für Regionen mit einer hohen jährlichen direkten Bestrahlungsstärke von 2000 Kilowattstunden (kWh) pro Quadratmeter oder mehr liegen die Stromgestehungskosten zwischen 0,08 und 0,15 US-Dollar pro kWh und die Installationskosten für ein 10-Megawatt-CPV-Kraftwerk Der Preis liegt zwischen € 1,40 und € 2,20 pro Watt-Peak (Wp).

Im Jahr 2016 erreichten kumulative CPV-Installationen 350 Megawatt (MW), weniger als 0,2% der weltweit installierten Kapazität von 230.000 MW. Kommerzielle HCPV-Systeme erreichten unter Standardtestbedingungen (mit Konzentrationen über 400) sofortige („Spot“) Wirkungsgrade von bis zu 42%, und die Internationale Energieagentur sieht Potenzial, die Effizienz dieser Technologie bis Mitte der 2020er Jahre auf 50% zu steigern. Im Dezember 2014 erreichte der beste Laborzellwirkungsgrad für Konzentrator-MJ-Zellen 46% (vier oder mehr Übergänge). Unter den Betriebsbedingungen im Freien haben die CPV-Modulwirkungsgrade 33% („ein Drittel der Sonne“) überschritten. AC-Effizienzen auf Systemebene liegen im Bereich von 25-28%. CPV-Installationen befinden sich in China, den Vereinigten Staaten, Südafrika, Italien und Spanien.

HCPV konkurriert direkt mit konzentrierter Solarenergie (CSP), da beide Technologien am besten für Gebiete mit hoher direkter Normalstrahlung geeignet sind, die in den USA auch als Sonnengürtelregion und in Südeuropa als die Goldene Banane bekannt sind. CPV und CSP sind oft miteinander verwechselt, obwohl sie von Anfang an grundsätzlich unterschiedliche Technologien sind: CPV nutzt den photovoltaischen Effekt, um direkt aus Sonnenlicht Strom zu erzeugen, während CSP – oft als konzentrierte Solarthermie bezeichnet – die Wärme der Sonnenstrahlung nutzt Dampf erzeugen, um eine Turbine anzutreiben, die dann mit einem Generator Strom erzeugt. Gegenwärtig ist CSP häufiger als CPV.

Geschichte
Die Erforschung der Konzentrator-Photovoltaik findet seit Mitte der 1970er Jahre statt, zunächst angeregt durch den Energieschock eines Nahost-Embargos. Sandia National Laboratories in Albuquerque, New Mexico, war der Standort für die meisten frühen Arbeiten, mit dem ersten modernen photovoltaischen Konzentrierungssystem, das dort Ende des Jahrzehnts produziert wurde. Ihr erstes System war ein Linear-Trog-Konzentratorsystem, das eine Fresnel-Linse mit punktförmigem Fokus und Fokus auf wassergekühlte Siliziumzellen und Zweiachsenverfolgung verwendete. Zellkühlung mit einem passiven Kühlkörper wurde 1979 von Ramón Areces demonstriert. Das 350 kW SOLERAS-Projekt in Saudi-Arabien – das größte bis viele Jahre später – wurde 1981 von Sandia / Martin Marietta gebaut.

Forschung und Entwicklung wurden in den 1980er und 1990er Jahren ohne nennenswertes Interesse der Industrie fortgesetzt. Verbesserungen der Zell-Effizienz wurden bald als wesentlich für die Wirtschaftlichkeit der Technologie erkannt. Die Verbesserungen bei Si-basierten Zellentechnologien, die sowohl von Konzentratoren als auch von flachen PVs verwendet wurden, konnten die Wirtschaftlichkeit von CPV auf Systemebene jedoch nicht begünstigen. Die Einführung von III-V-Multi-Junction-Solarzellen seit den frühen 2000er Jahren hat seitdem ein klares Unterscheidungsmerkmal geschaffen. Die Effizienz von MJ-Zellen hat sich im Forschungsmaßstab von 34% (3-Kontakte) auf 46% (4-Kontakte) verbessert.14 Seit 2010 wurde eine beträchtliche Anzahl von CPV-Projekten mit mehreren MW weltweit in Betrieb genommen.

Herausforderungen
Moderne CPV-Systeme arbeiten am effizientesten in hochkonzentriertem Sonnenlicht (dh Konzentrationen, die hunderten Sonnen entsprechen), solange die Solarzelle durch die Verwendung von Kühlkörpern kühl gehalten wird. Diffuses Licht, das bei bewölkten und bewölkten Bedingungen auftritt, kann nur mit herkömmlichen optischen Komponenten (dh makroskopischen Linsen und Spiegeln) nicht hoch konzentriert werden. Gefiltertes Licht, das unter trüben oder verschmutzten Bedingungen auftritt, weist spektrale Variationen auf, die Fehlanpassungen zwischen den elektrischen Strömen erzeugen, die innerhalb der in Reihe geschalteten Übergänge von spektral „abgestimmten“ Mehrfachübergangs (MJ) Photovoltaikzellen erzeugt werden. Diese CPV-Merkmale führen zu schnellen Leistungsabfällen, wenn die atmosphärischen Bedingungen nicht ideal sind.

Um die gleiche oder höhere Energie pro Watt Leistung zu erreichen als herkömmliche PV-Systeme, müssen CPV-Systeme in Gebieten mit direkter Sonneneinstrahlung installiert werden. Dies wird typischerweise als durchschnittliche DNI größer als 5,5-6 kWh / m 2 / Tag oder 2000 kWh / m 2 / Jahr angegeben. . Ansonsten haben die Auswertungen der annualisierten DNI vs. GNI / GHI Strahlungsdaten ergeben, dass konventionelle PV in den meisten Regionen der Welt mit der Zeit immer noch besser abschneiden als die derzeit verfügbare CPV Technologie.

CPV-Stärken	CPV-Schwächen
Hohe Wirkungsgrade bei direkter Normalstrahlung	HCPV kann keine diffuse Strahlung verwenden. LCPV kann nur einen Bruchteil der diffusen Strahlung nutzen.
Niedrige Kosten pro Watt Produktionskapital	Die Leistungsabgabe von MJ-Solarzellen ist empfindlicher gegenüber Verschiebungen in Strahlungsspektren, die durch sich ändernde atmosphärische Bedingungen verursacht werden.
Niedrige Temperaturkoeffizienten	Eine Nachführung mit ausreichender Genauigkeit und Zuverlässigkeit ist erforderlich.
Kein Kühlwasser für passiv gekühlte Systeme erforderlich	Je nach Standort kann eine häufige Reinigung erforderlich sein, um Verschmutzungsverluste zu verringern
Zusätzliche Nutzung von Abwärme bei Systemen mit aktiver Kühlung möglich (zB große Spiegelsysteme)	Limited Market – kann nur in Regionen mit hoher DNI verwendet werden, kann nicht einfach auf Dächern installiert werden
Modular – kW zu GW Skala	Starker Kostenrückgang konkurrierender Technologien für die Stromerzeugung
Erhöhte und stabile Energieproduktion während des ganzen Tages durch (zweiachsige) Verfolgung	Bankability und Wahrnehmungsprobleme
Geringe Energierücklaufzeit	Technologien der neuen Generation, ohne Produktionsgeschichte (dadurch erhöhtes Risiko)
Potenzielle doppelte Flächennutzung, z. B. für die Landwirtschaft, geringe Umweltbelastung	Optische Verluste
Hohes Potenzial zur Kostensenkung	Mangel an Standardisierung der Technologie
Möglichkeiten für lokale Fertigung	–
Kleinere Zellgrößen könnten große Schwankungen des Modulpreises aufgrund von Schwankungen der Halbleiterpreise verhindern	–
Ein größeres Potenzial für eine zukünftige Steigerung der Effizienz im Vergleich zu Single-junction-Flachplattensystemen könnte zu größeren Verbesserungen der Flächennutzung, der BOS-Kosten und der BOP-Kosten führen	–
Quelle: Aktueller Stand des CPV-Reports, Januar 2015. Tabelle 2: Analyse der Stärken und Schwächen von CPV.

Laufende Forschung und Entwicklung
CPV Forschung und Entwicklung wurde in mehr als 20 Ländern seit mehr als einem Jahrzehnt verfolgt. Die jährliche CPV-x-Konferenzreihe diente als primäres Networking- und Austauschforum zwischen Teilnehmern aus Universitäten, staatlichen Labors und der Industrie. Regierungsbehörden haben auch weiterhin eine Reihe von spezifischen technologischen Vorstößen gefördert.

ARPA-E kündigte Ende 2015 eine erste Finanzierungsrunde für das MOSAIC-Programm (Microscale Optimized Solar-Cell Arrays mit integrierter Konzentration) an, um die Standort- und Kostenherausforderungen der bestehenden CPV-Technologie weiter zu bekämpfen. Wie in der Programmbeschreibung angegeben: „MOSAIC-Projekte sind in drei Kategorien unterteilt: Komplettsysteme, die Mikro-CPV kostengünstig in Regionen wie sonnigen Gebieten des US-Südwestens mit hoher direkter Sonneneinstrahlung (DNI) integrieren; Sie gelten für Regionen wie den Nordosten und den Mittleren Westen der USA, die eine niedrige DNI-Sonnenstrahlung oder eine hohe diffuse Sonneneinstrahlung aufweisen, und Konzepte, die nach Teillösungen für technologische Herausforderungen suchen. “

In Europa zielt das CPVMATCH-Programm (Concentrating PhotoVoltaic Modules unter Verwendung fortschrittlicher Technologien und Zellen für höchste Wirkungsgrade) darauf ab, „die praktische Leistungsfähigkeit von HCPV-Modulen den theoretischen Grenzen näher zu bringen“. Die bis 2019 erreichbaren Effizienzziele werden als 48% für Zellen und 40% für Module mit einer & gt; 800x-Konzentration angegeben.

Die australische Agentur für erneuerbare Energien (ARENA) hat 2017 ihre Unterstützung für die weitere Vermarktung der von Raygen entwickelten HCPV-Technologie verlängert. Ihre 250 kW dichten Array-Empfänger sind die bisher leistungsstärksten CPV-Empfänger mit einer nachgewiesenen PV-Effizienz von 40,4% und beinhalten eine nutzbare Wärme-Kraft-Kopplung.

Optisches Design
Das Design von makroskopischen Sonnenlichtkonzentratoren für CPV stellt ein sehr spezifisches optisches Designproblem dar, mit Merkmalen, die es von jedem anderen optischen Design unterscheidet. Es muss effizient sein, für die Massenproduktion geeignet sein, hochkonzentrierbar sein, unempfindlich gegenüber Herstellungs- und Montageungenauigkeiten sein und eine gleichmäßige Ausleuchtung der Zelle ermöglichen. All diese Gründe machen nichtabbildende Optiken für CPV am besten geeignet.

Bei sehr niedrigen Konzentrationen vermeiden die großen Akzeptanzwinkel von nicht-abbildenden Optiken die Notwendigkeit einer aktiven Sonnennachführung. Bei mittleren und hohen Konzentrationen kann ein breiter Akzeptanzwinkel als Maß dafür angesehen werden, wie tolerant die Optik auf Unvollkommenheiten im gesamten System ist. Es ist wichtig, mit einem breiten Akzeptanzwinkel zu beginnen, da er in der Lage ist, Spurfehler, Bewegungen des Systems aufgrund von Wind, unvollständig gefertigte Optiken, unvollständig zusammengebaute Komponenten, endliche Steifigkeit der Tragstruktur oder deren Verformung aufgrund von Alterung unterzubringen andere Faktoren. All dies reduziert den anfänglichen Akzeptanzwinkel, und nachdem sie alle eingerechnet sind, muss das System immer noch in der Lage sein, die endliche Winkelapertur des Sonnenlichts zu erfassen.

Effizienz
Alle CPV-Systeme haben eine konzentrierende Optik und eine Solarzelle. Im Allgemeinen ist eine aktive Sonnennachführung erforderlich. Systeme mit niedriger Konzentration haben oft einen einfachen Booster-Reflektor, der die solare elektrische Leistung um mehr als 30% gegenüber der von nicht konzentrierenden PV-Systemen erhöhen kann. Experimentelle Ergebnisse von solchen LCPV-Systemen in Kanada ergaben Energiegewinne von über 40% für prismatisches Glas und 45% für herkömmliche kristalline Silizium-PV-Module.

Halbleitereigenschaften ermöglichen es Solarzellen, in konzentriertem Licht effizienter zu arbeiten, solange die Zellenverbindungstemperatur durch geeignete Wärmesenken kühl gehalten wird. Die Effizienz der in der Forschung entwickelten Solarzellen mit Mehrfachsperrschicht liegt heute bei über 44%, wobei in den kommenden Jahren ein Potenzial von 50% erreicht werden kann. Die theoretische Begrenzungseffizienz unter Konzentration nähert sich 65% für 5 Übergänge, was ein wahrscheinliches praktisches Maximum ist.

Typen
CPV-Systeme werden nach der Höhe ihrer Sonnenkonzentration kategorisiert, gemessen in „Sonnen“ (das Quadrat der Vergrößerung).

Niedrige Konzentration PV (LCPV)
PV mit niedriger Konzentration sind Systeme mit einer Sonnenkonzentration von 2 bis 100 Sonnen.Aus wirtschaftlichen Gründen werden typischerweise herkömmliche oder modifizierte Siliziumsolarzellen verwendet, und bei diesen Konzentrationen ist der Wärmefluss niedrig genug, so dass die Zellen nicht aktiv gekühlt werden müssen. Es gibt jetzt Modellierung und experimentelle Beweise, dass Standard-Solarmodule keine Modifikation, Verfolgung oder Kühlung benötigen, wenn das Konzentrationsniveau niedrig ist und dennoch eine Leistung von 35% oder mehr aufweist.

Medium Konzentration PV
Ab einer Konzentration von 100 bis 300 Sonnen erfordern die CPV-Systeme eine zweiachsige solare Nachführung und Kühlung (ob passiv oder aktiv), wodurch sie komplexer werden.

Hochkonzentrations-Photovoltaik (HCPV)
Hochkonzentrations-Photovoltaik-Systeme (HCPV-Systeme) verwenden eine konzentrierende Optik, bestehend aus Spiegelreflektoren oder Fresnel-Linsen, die Sonnenlicht auf Intensitäten von 1.000 Sonnen oder mehr konzentrieren. Die Solarzellen benötigen Hochleistungs-Kühlkörper, um eine thermische Zerstörung zu verhindern und die temperaturbedingte elektrische Leistung und Verluste der Lebensdauer zu bewältigen. Um das Konzept der konzentrierten Kühlung weiter zu verschärfen, muss die Wärmesenke passiv sein, da ansonsten die für die aktive Kühlung erforderliche Energie die Gesamtumwandlungseffizienz und Wirtschaftlichkeit verringert. Mehrfachsolarzellen werden derzeit gegenüber Einzelschichtzellen bevorzugt, da sie effizienter sind und einen niedrigeren Temperaturkoeffizienten haben (weniger Effizienzverlust bei einem Temperaturanstieg). Die Effizienz beider Zelltypen steigt mit zunehmender Konzentration; Multi-Junction-Effizienz steigt schneller.Multi-Junction-Solarzellen, die ursprünglich für nicht-konzentrierende PV auf Weltraum-Satelliten entwickelt wurden, wurden aufgrund der hohen Stromdichte, die bei CPV auftritt (typischerweise 8 A / cm 2 bei 500 Sonnen), neu entworfen. Obwohl die Kosten von Mehrfachsolarzellen ungefähr das 100-fache von herkömmlichen Siliziumzellen der gleichen Fläche betragen, macht die verwendete kleine Zellfläche die relativen Kosten von Zellen in jedem System vergleichbar und die Systemökonomie begünstigt die Mehrfachverbindungszellen. Die Effizienz von Multi-Junction-Zellen hat jetzt 44% in Produktionszellen erreicht.

Der oben angegebene Wert von 44% bezieht sich auf einen bestimmten Satz von Bedingungen, die als „Standard-Testbedingungen“ bekannt sind. Dazu gehören ein spezifisches Spektrum, eine optische Strahlungsleistung von 850 W / m² und eine Zellentemperatur von 25 ° C. In einem konzentrierenden System wird die Zelle typischerweise unter Bedingungen eines variablen Spektrums, einer niedrigeren optischen Leistung und einer höheren Temperatur arbeiten. Die Optik, die benötigt wird, um das Licht zu konzentrieren, hat selbst eine begrenzte Effizienz im Bereich von 75-90%. Unter Berücksichtigung dieser Faktoren könnte ein Solarmodul mit einer 44% Multi-Junction-Zelle eine DC-Effizienz von etwa 36% liefern. Unter ähnlichen Bedingungen würde ein kristallines Siliziummodul einen Wirkungsgrad von weniger als 18% liefern.

Wenn eine hohe Konzentration benötigt wird (500-1000 mal), wie es bei hocheffizienten Mehrfachsolarzellen der Fall ist, ist es wahrscheinlich für den kommerziellen Erfolg auf Systemebene entscheidend, eine solche Konzentration mit einem ausreichenden Akzeptanzwinkel zu erreichen .Dies ermöglicht Toleranz in der Massenproduktion aller Komponenten, entspannt die Modulmontage und Systeminstallation und senkt die Kosten von Strukturelementen. Da das Hauptziel von CPV darin besteht, Solarenergie kostengünstig zu machen, können nur wenige Oberflächen verwendet werden. Verringerung der Anzahl der Elemente und Erreichung hoher Akzeptanz Winkel, kann entspannte optische und mechanische Anforderungen, wie die Genauigkeit der optischen Oberflächenprofile, die Modulmontage, die Installation, die tragende Struktur, etc. Zu diesem Zweck Verbesserungen in der Sonnenprofil Modellierung bei Die Systemdesignphase kann zu höheren Systemeffizienzen führen.

Installationen
Concentrator photovoltaics technology hat sich in den letzten Jahren in der Solarindustrie etabliert.Das erste CPV-Kraftwerk, das 1 MW überstieg, wurde 2006 in Spanien in Betrieb genommen. Bis Ende 2015 betrug die installierte CPV-Kraftwerksleistung weltweit 350 MW. Felddaten, die in den vergangenen sechs Jahren gesammelt wurden, beginnen ebenfalls, die Aussichten für eine langfristige Systemzuverlässigkeit zu bewerten.

Das aufstrebende CPV-Segment umfasste im letzten Jahrzehnt ca. 0,1% des schnell wachsenden Versorgungsmarktes für PV-Anlagen. Leider sind die kurzfristigen Aussichten für das Wachstum der CPV-Branche Ende 2015 mit der Schließung aller größten CPV-Produktionsstätten, einschließlich der von Suncore, Soitec, Amonix und Solfocus, eingebrochen. Nichtsdestotrotz scheinen die Wachstumsperspektiven für die gesamte PV-Industrie weiterhin stark zu sein.

Liste der großen CPV-Systeme
Das größte derzeit in Betrieb befindliche CPV-Kraftwerk mit einer Kapazität von 80 MWp befindet sich in Golmud, China, und wird von Suncore Photovoltaics betrieben.

Kraftwerk	Kapazität (MWp )	Ort	Verkäufer / Erbauer
Golmud 2	79.83	in Golmud / Qinghai Provinz / China	Suncore
Golmud 1	57.96	in Golmud / Qinghai Provinz / China	Suncore
Touwsrivier	44.19	in Touwsrivier / Westkap / Südafrika	Soitec
Alamosa Solarprojekt	35.28	in Alamosa, Colorado / San Luis Valley / USA	Amonix
Quelle: Das CPV-Konsortium

Konzentrierte Photovoltaik und thermische
Concentrator photovoltaics and thermal (CPVT), manchmal auch als Kraft-Wärme-Kopplung (CHAPS) oder hybrid-thermisches CPV bezeichnet, ist eine KWK- oder Mikro-KWK-Technologie, die im Bereich der Konzentrator-Photovoltaik eingesetzt wird und innerhalb desselben Systems nutzbare Wärme und Elektrizität erzeugt. CPVT bei hohen Konzentrationen von über 100 Sonnen (HCPVT) verwendet ähnliche Komponenten wie HCPV, einschließlich Zwei-Achsen-Tracking und Multi-Junction-Solarzellen. Ein Fluid kühlt aktiv den integrierten photovoltaischen Wärmeempfänger und transportiert gleichzeitig die gesammelte Wärme.

Typischerweise arbeiten ein oder mehrere Empfänger und ein Wärmetauscher innerhalb einer geschlossenen thermischen Schleife. Um einen effizienten Gesamtbetrieb aufrechtzuerhalten und Schäden durch thermisches Durchgehen zu vermeiden, muss der Bedarf an Wärme von der Sekundärseite des Austauschers konstant hoch sein. Unter solchen optimalen Betriebsbedingungen werden Sammeleffizienzen von mehr als 70% (bis zu ~ 35% elektrisch, ~ 40% thermisch für HCPVT) erwartet. Die Nettobetriebseffizienzen können wesentlich niedriger sein, abhängig davon, wie gut ein System ausgelegt ist, um die Anforderungen der speziellen thermischen Anwendung zu erfüllen.

Die maximale Temperatur von CPVT-Systemen ist typischerweise zu niedrig, um einen Kessel für zusätzliche dampfbasierte Kraft-Wärme-Kopplung mit Strom zu versorgen. Solche Systeme können wirtschaftlich sein, um Niedertemperaturanwendungen mit einem konstant hohen Wärmebedarf zu versorgen. Die Wärme kann in Fernwärme, Warmwasserbereitung und Klimatisierung, Entsalzung oder Prozesswärme eingesetzt werden. Für Anwendungen mit niedrigerem oder intermittierendem Wärmebedarf kann ein System mit einer schaltbaren Wärmeableitung an die externe Umgebung erweitert werden, um eine zuverlässige elektrische Leistung aufrechtzuerhalten und die Lebensdauer der Zelle trotz der resultierenden Verringerung der Netto-Betriebseffizienz zu gewährleisten.

HCPVT-Aktivkühlung ermöglicht die Verwendung von thermisch-photovoltaischen Empfängereinheiten mit viel höherer Leistung, die typischerweise 1-100 Kilowatt elektrisch erzeugen, im Vergleich zu HCPV-Systemen, die meist auf passives Kühlen einzelner 20-W-Zellen beruhen.Solche Hochleistungsempfänger verwenden dichte Anordnungen von Zellen, die auf einer hocheffizienten Wärmesenke angebracht sind. Die Minimierung der Anzahl der einzelnen Empfängereinheiten ist eine Vereinfachung, die letztendlich zu einer Verbesserung der Gesamtbilanz von Systemkosten, Herstellbarkeit, Wartbarkeit / Aufrüstbarkeit und Zuverlässigkeit führen sollte.

Zuverlässigkeitsanforderungen
Die maximalen Betriebstemperaturen (Tmax-Zellen) von CPVT-Systemen sind aufgrund der intrinsischen Zuverlässigkeitsbegrenzung ihrer Mehrfach-Junction-PV-Zellen auf weniger als ungefähr 100-125 ° C begrenzt. Dies steht im Gegensatz zu CSP und anderen KWK-Systemen, die so ausgelegt sein können, dass sie bei Temperaturen von mehreren hundert Grad funktionieren.Genauer gesagt werden die Photovoltaikzellen mit mehreren Übergängen aus einer Schicht von Dünnfilm-III-V-Halbleitermaterialien mit intrinsischen Lebensdauern während des CPV-Betriebs hergestellt, die mit einer Temperaturabhängigkeit vom Arrhenius-Typ schnell abnehmen. Der Systemempfänger muss daher eine hocheffiziente und gleichmäßige Zellenkühlung bereitstellen, wobei ein idealer Empfänger eine Tmax-Kühlmittel-Tmax-Zelle bereitstellen würde. Zusätzlich zu den Material- und Designeinschränkungen bei der Wärmeübertragungsleistung des Empfängers reduzieren zahlreiche extrinsische Faktoren, wie z. B. die häufigen Temperaturzyklen des Systems, das mit langer Systemlebensdauer kompatible praktische Tmax-Kühlmittel weiter auf unter etwa 80 ° C.

Die höheren Kapitalkosten, geringere Standardisierung und zusätzliches Engineering & amp;Betriebliche Komplexitäten (im Vergleich zu Null- und Niedrigkonzentrations-PV-Technologien) machen die Demonstration von Systemzuverlässigkeit und Langlebigkeitsleistung zu entscheidenden Herausforderungen für die erste Generation von CPV- und CPVT-Technologien.Leistungszertifizierungsprüfungsstandards (z. B. IEC 62108, UL 8703, IEC 62789, IEC 62670) umfassen Belastungsbedingungen, die nützlich sein können, um einige vorwiegend im Säuglingsalter und im Frühstadium (& lt; 1-2 Jahre) Fehlermodi am System, Modul und Unterkomponentenebenen. Solche standardisierten Tests – wie sie typischerweise an nur einer kleinen Stichprobe von Einheiten durchgeführt werden – sind jedoch im Allgemeinen nicht in der Lage, umfassende Langzeitlebensdauern (10 bis 25 oder mehr Jahre) für jedes einzigartige CPVT-Systemdesign und -anwendung unter seinem breiteren Bereich des tatsächlichen Betriebs auszuwerten Bedingungen. Die Langlebigkeit dieser komplexen Systeme wird daher vor Ort beurteilt und durch aggressive Produktentwicklungszyklen verbessert, die sich an den Ergebnissen beschleunigter Komponenten- / Systemalterung, verbesserter Leistungsüberwachungsdiagnostik und Fehleranalyse orientieren. Ein signifikantes Wachstum bei der Bereitstellung von CPV und CPVT kann erwartet werden, sobald die langfristigen Bedenken hinsichtlich Performance und Zuverlässigkeit besser berücksichtigt werden, um das Vertrauen in die Bankfähigkeit des Systems aufzubauen.

Demonstrationsprojekte
Es wird erwartet, dass die Wirtschaftlichkeit einer reifen CPVT-Industrie wettbewerbsfähig ist, trotz der großen jüngsten Kostensenkungen und graduellen Effizienzverbesserungen bei konventioneller Silizium-PV (die neben herkömmlichen CSP installiert werden kann, um ähnliche elektrische + thermische Erzeugungsfähigkeiten bereitzustellen). CPVT kann derzeit für Nischenmärkte mit allen folgenden Anwendungsmerkmalen wirtschaftlich sein:

hohe direkte Sonneneinstrahlung (DNI)
Enge Platzbeschränkungen für die Platzierung einer Solarkollektoranordnung
hohe und konstante Nachfrage nach Niedertemperaturwärme (& lt; 80 ° C)
hohe Kosten für Netzstrom
Zugang zu Backup-Stromquellen oder kostengünstigem Speicher (elektrisch und thermisch)

Die Nutzung eines Strombezugsvertrags (Power Purchase Agreement – PPA), staatlicher Hilfsprogramme und innovativer Finanzierungssysteme hilft potenziellen Herstellern und Anwendern, die Risiken einer frühen Anwendung der CPVT-Technologie zu mindern.

CPVT-Geräte, die von niedrigen (LCPVT) bis zu hohen (HCPVT) Konzentrationen reichen, werden jetzt von mehreren Startup-Unternehmen eingesetzt. Daher ist die längerfristige Durchführbarkeit des technischen und / oder geschäftlichen Ansatzes eines einzelnen Systemanbieters typischerweise spekulativ. Bemerkenswerterweise können sich die minimalen lebensfähigen Produkte von Startups in ihrer Aufmerksamkeit auf die Zuverlässigkeitstechnik stark unterscheiden.Nichtsdestoweniger wird die folgende unvollständige Zusammenstellung angeboten, um bei der Identifizierung einiger früherer Industrietrends zu helfen.

LCPVT-Systeme mit einer Konzentration von ~ 14x unter Verwendung von reflektierenden Trogkonzentratoren und Empfängerrohre, die mit Siliziumzellen mit dichten Verbindungen verkleidet sind, wurden von Cogenra mit einem Wirkungsgrad von 75% (~ 15-20% elektrisch, 60% thermisch) zusammengebaut. Mehrere dieser Systeme sind seit 2015 mehr als 5 Jahre in Betrieb und ähnliche Systeme werden von Absolcon und Idhelio mit einer Konzentration von 10x bzw. 50x hergestellt.

HCPVT-Angebote mit einer Konzentration von über 700x sind in jüngerer Zeit entstanden und können in drei Power-Tiers eingeteilt werden. Third-Tier-Systeme sind verteilte Generatoren, die aus großen Arrays von ~ 20 W Einzelzellen-Empfänger / Kollektor-Einheiten bestehen, ähnlich denen, die zuvor von Amonix und SolFocus für HCPV entwickelt wurden. Systeme der zweiten Schicht verwenden lokalisierte dichte Anordnungen von Zellen, die 1-100 kW elektrische Ausgangsleistung pro Empfänger / Generator-Einheit erzeugen. First-Tier-Systeme überschreiten 100 kW elektrische Leistung und sind am aggressivsten auf den Versorgungsmarkt ausgerichtet.

Mehrere HCPVT-Systemanbieter sind in der folgenden Tabelle aufgeführt. Bei fast allen handelt es sich um frühe Demonstrationsanlagen, die seit 2015 für weniger als 5 Jahre in Betrieb sind. Die kollektive Wärmekapazität beträgt in der Regel das 1,5-fache der elektrischen Nennleistung.

Anbieter	Land	Konzentrator Typ	Gerätegröße in kW e
			Generator	Empfänger
		– Tier 1 –
Raygen	Australien	Große Heliostat-Anordnung	250	250
		– Rang 2 –
Zenith Solar / Sonnenkern	Israel / China / USA	Große Schüssel	4.5	2.25
Sonnenauster	Deutschland	Großer Trog + Linse	4.7	2.35
Rehnu	Vereinigte Staaten	Große Schüssel	6.4	0.8
Airlight Energie / Dsolar	Schweiz	Große Schüssel	12	12
Solartron	Kanada	Große Schüssel	20	20
Südwest Solar	Vereinigte Staaten	Große Schüssel	20	20
		– Stufe 3 –
Silex-Macht	Malta	Kleines Geschirr-Array	16	0,04
Solergie	Italien / USA	Kleines Linsen-Array	20	0,02