El concentrador fotovoltaico (CPV) (también conocido como concentración fotovoltaica) es una tecnología fotovoltaica que genera electricidad a partir de la luz solar. Contrariamente a los sistemas fotovoltaicos convencionales, utiliza lentes y espejos curvos para enfocar la luz solar en pequeñas, pero altamente eficientes, células solares de múltiples uniones (MJ). Además, los sistemas de CPV a menudo usan seguidores solares y algunas veces un sistema de enfriamiento para aumentar aún más su eficiencia. 30 La investigación y el desarrollo en curso están mejorando rápidamente su competitividad en el segmento de escala de servicios públicos y en áreas de alta insolación. Este tipo de tecnología solar se puede usar en áreas más pequeñas.
Los sistemas que utilizan alta concentración fotovoltaica (HCPV) especialmente tienen el potencial de ser competitivos en el futuro cercano. Poseen la más alta eficiencia de todas las tecnologías PV existentes, y una matriz fotovoltaica más pequeña también reduce el equilibrio de los costos del sistema. Actualmente, el CPV no se usa en el segmento de techo PV y es mucho menos común que los sistemas fotovoltaicos convencionales. Para regiones con una irradiación directa directa anual alta de 2000 kilovatios-hora (kWh) por metro cuadrado o más, el costo nivelado de electricidad está en el rango de $ 0.08- $ 0.15 por kWh y el costo de instalación para una planta CPV de 10 megavatios fue identificado para estar entre € 1.40- € 2.20 (~ $ 1.50- $ 2.30) por watt-peak (Wp).
En 2016, las instalaciones acumuladas de CPV alcanzaron los 350 megavatios (MW), menos del 0.2% de la capacidad instalada mundial de 230,000 MW. Los sistemas HCPV comerciales alcanzaron eficiencias instantáneas («spot») de hasta 42% bajo condiciones de prueba estándar (con niveles de concentración superiores a 400) y la Agencia Internacional de Energía ve potencial para aumentar la eficiencia de esta tecnología al 50% para mediados de la década de 2020. A partir de diciembre de 2014, la mejor eficiencia de las células de laboratorio para las células concentradoras MJ alcanzó el 46% (cuatro o más uniones). Bajo condiciones de operación al aire libre, las eficiencias del módulo de CPV han excedido el 33% («un tercio de un sol»). Las eficiencias de CA a nivel del sistema están en el rango de 25-28%. Las instalaciones de CPV se encuentran en China, Estados Unidos, Sudáfrica, Italia y España.
HCPV compite directamente con la energía solar concentrada (CSP) ya que ambas tecnologías son más adecuadas para áreas con alta irradiación normal directa, que también se conocen como la región Sun Belt en los Estados Unidos y la Golden Banana en el sur de Europa. CPV y CSP a menudo se confunden entre sí, a pesar de ser tecnologías intrínsecamente diferentes desde el principio: CPV utiliza el efecto fotovoltaico para generar directamente electricidad a partir de la luz solar, mientras que CSP – a menudo llamado térmico solar concentrado – utiliza el calor de la radiación solar para hacer vapor para conducir una turbina, que luego produce electricidad usando un generador. Actualmente, CSP es más común que CPV.
Historia
La investigación sobre la energía fotovoltaica concentradora se ha llevado a cabo desde mediados de la década de 1970, inicialmente impulsada por el choque energético provocado por un embargo de petróleo en la madrugada. Los Laboratorios Nacionales Sandia en Albuquerque, Nuevo México, fueron el sitio de la mayoría de los primeros trabajos, con el primer sistema de concentración fotovoltaica moderno producido allí a fines de la década. Su primer sistema era un sistema concentrador de canal lineal que utilizaba una lente Fresnel acrílica de enfoque puntual centrándose en las células de silicio refrigeradas por agua y en el seguimiento de dos ejes. El enfriamiento celular con un disipador de calor pasivo fue demostrado en 1979 por Ramón Areces. El proyecto SOLERAS de 350 kW en Arabia Saudita, el más grande hasta muchos años después, fue construido por Sandia / Martin Marietta en 1981.
La investigación y el desarrollo continuaron durante los años ochenta y noventa sin interés significativo de la industria. Las mejoras en la eficiencia celular pronto se reconocieron como esenciales para hacer que la tecnología sea económica. Sin embargo, las mejoras en las tecnologías de células basadas en Si usadas por ambos concentradores y PV plano no lograron favorecer la economía del CPV a nivel de sistema. La introducción de las células solares III-V Multi-junction a partir de la década de 2000 ha proporcionado un claro diferenciador. Las eficiencias de las células MJ han mejorado del 34% (3 uniones) al 46% (4 uniones) a niveles de producción a escala de investigación. 14 También se han puesto en marcha un número considerable de proyectos de CPV multi-MW en todo el mundo desde 2010.
Desafíos
Los sistemas modernos de CPV funcionan de manera más eficiente con luz solar altamente concentrada (es decir, niveles de concentración equivalentes a cientos de soles), siempre que la célula solar se mantenga fría mediante el uso de disipadores de calor. La luz difusa, que se produce en condiciones de nublados y nublados, no puede concentrarse demasiado usando solo componentes ópticos convencionales (es decir, lentes y espejos macroscópicos). La luz filtrada, que se produce en condiciones nebulosas o contaminadas, tiene variaciones espectrales que producen desajustes entre las corrientes eléctricas generadas dentro de las uniones conectadas en serie de células fotovoltaicas multiconexión (MJ) espectralmente «sintonizadas». Estas características de CPV conducen a disminuciones rápidas en la producción de potencia cuando las condiciones atmosféricas son menos que ideales.
Para producir energía igual o mayor por vatio nominal que los sistemas fotovoltaicos convencionales, los sistemas de CPV deben ubicarse en áreas que reciben mucha luz solar directa.Esto se especifica típicamente como un DNI promedio mayor que 5.5-6 kWh / m <sup> 2 </ sup> / día o 2000kWh / m <sup> 2 </ sup> / año. . De lo contrario, las evaluaciones de los datos DNI anualizados frente a GNI / GHI han llegado a la conclusión de que la PV convencional debería funcionar mejor a lo largo del tiempo que la tecnología de CPV actualmente disponible en la mayoría de las regiones del mundo.
| Fortalezas del CPV | Debilidades del CPV |
|---|---|
| Altas eficiencias bajo irradiancia directa directa | HCPV no puede utilizar radiación difusa.LCPV solo puede utilizar una fracción de radiación difusa. |
| Bajo costo por vatio de capital manufacturero | La potencia de salida de las células solares MJ es más sensible a los cambios en los espectros de radiación causados por las cambiantes condiciones atmosféricas. |
| Coeficientes de baja temperatura | Se requiere un seguimiento con suficiente precisión y confiabilidad. |
| No se requiere agua de refrigeración para sistemas enfriados pasivamente | Puede requerir limpieza frecuente para mitigar las pérdidas de suciedad, dependiendo del sitio |
| Uso adicional de calor residual posible para sistemas con posible enfriamiento activo (por ejemplo, sistemas de espejos grandes) | Mercado limitado: solo se puede usar en regiones con DNI alto, no se puede instalar fácilmente en tejados |
| Modular – escala de kW a GW | Fuerte disminución de los costos de las tecnologías competidoras para la producción de electricidad |
| Producción de energía aumentada y estable durante todo el día debido al seguimiento (de dos ejes) | Problemas de bancabilidad y percepción |
| Tiempo de recuperación de energía baja | Tecnologías de nueva generación, sin un historial de producción (por lo tanto, mayor riesgo) |
| Posible uso doble de la tierra, por ejemplo, para la agricultura, bajo impacto ambiental | Pérdidas ópticas |
| Alto potencial para reducción de costos | La falta de estandarización tecnológica |
| Oportunidades para la fabricación local | – |
| Los tamaños de celda más pequeños podrían evitar grandes fluctuaciones en el precio del módulo debido a las variaciones en los precios de los semiconductores | – |
| Un mayor potencial de aumento de la eficiencia en el futuro en comparación con los sistemas de placa plana de unión simple podría conducir a mayores mejoras en el uso del área de la tierra, los costos de BOS y los costos de BOP | – |
| Fuente: estado actual del informe de CPV, enero de 2015. Tabla 2: análisis de las fortalezas y debilidades del CPV. | |
Investigación y desarrollo en curso
La investigación y el desarrollo del CPV se han llevado a cabo en más de 20 países durante más de una década. La serie anual de conferencias CPV-x ha servido como un foro principal de redes e intercambio entre la universidad, el laboratorio gubernamental y los participantes de la industria. Las agencias gubernamentales también han seguido fomentando una serie de avances tecnológicos específicos.
ARPA-E anunció una primera ronda de financiación R & amp; D a finales de 2015 para el Programa MOSAIC (matrices de celdas solares optimizadas a escala microscópica con concentración integrada) para combatir aún más los desafíos de ubicación y gasto de la tecnología existente de CPV. Como se indica en la descripción del programa: «Los proyectos de MOSAIC se agrupan en tres categorías: sistemas completos que integran de manera rentable el micro-CPV para regiones tales como áreas soleadas del sudoeste de EE. UU. Que tienen radiación solar de alto índice de incidencia directa directa (DNI); se aplican a regiones, como áreas del noreste y medio oeste de los EE. UU., que tienen baja radiación solar DNI o alta radiación solar difusa, y conceptos que buscan soluciones parciales a los desafíos tecnológicos «.
En Europa, el programa CPVMATCH (módulos PhotoVoltaic de concentración que utilizan tecnologías avanzadas y células con las más altas eficiencias) tiene como objetivo «acercar el rendimiento práctico de los módulos HCPV a los límites teóricos». Las metas de eficiencia alcanzables para 2019 se identifican como 48% para celdas y 40% para módulos con una concentración de & gt; 800x.
La Agencia Australiana de Energía Renovable (ARENA, por sus siglas en inglés) extendió su apoyo en 2017 para una mayor comercialización de la tecnología HCPV desarrollada por Raygen. Sus receptores de matriz densa de 250 kW son los receptores de CPV más potentes creados hasta el momento, con una eficiencia fotovoltaica demostrada del 40,4% e incluyen cogeneración de calor utilizable.
Diseño óptico
El diseño de concentradores macroscópicos de luz solar para CPV introduce un problema de diseño óptico muy específico, con características que lo diferencian de cualquier otro diseño óptico. Tiene que ser eficiente, adecuado para la producción en masa, capaz de alta concentración, insensible a las imprecisiones de fabricación y montaje, y capaz de proporcionar una iluminación uniforme de la celda. Todas estas razones hacen que las ópticas no visuales sean las más adecuadas para el CPV.
Para concentraciones muy bajas, los amplios ángulos de aceptación de las ópticas no visuales evitan la necesidad de un seguimiento solar activo. Para concentraciones medias y altas, se puede ver un amplio ángulo de aceptación como una medida de cuán tolerante es la óptica a las imperfecciones en todo el sistema. Es vital comenzar con un amplio ángulo de aceptación, ya que debe ser capaz de acomodar los errores de seguimiento, los movimientos del sistema debido al viento, la óptica imperfectamente fabricada, los componentes ensamblados imperfectamente, la rigidez finita de la estructura de soporte o su deformación debida al envejecimiento, entre otros factores. Todos estos reducen el ángulo de aceptación inicial y, una vez que se tienen en cuenta todos, el sistema aún debe ser capaz de capturar la abertura angular finita de la luz solar.
Eficiencia
Todos los sistemas de CPV tienen una óptica de concentración y una célula solar. Generalmente, el seguimiento solar activo es necesario. Los sistemas de baja concentración a menudo tienen un reflector de refuerzo simple, que puede aumentar la producción de energía solar en más del 30% de la de los sistemas fotovoltaicos sin concentración. Los resultados experimentales de tales sistemas LCPV en Canadá resultaron en ganancias de energía superiores al 40% para el vidrio prismático y al 45% para los módulos FV tradicionales de silicio cristalino.
Las propiedades de los semiconductores permiten que las células solares operen más eficientemente con luz concentrada, siempre que la temperatura de la unión de la celda se mantenga fría mediante disipadores de calor adecuados. La eficiencia de las células fotovoltaicas de unión múltiple desarrolladas en la investigación supera el 44% en la actualidad, con el potencial de acercarse al 50% en los próximos años. La eficiencia límite teórica bajo concentración se acerca al 65% para 5 uniones, que es un máximo práctico posible.
Tipos
Los sistemas de CPV se clasifican según la cantidad de concentración solar, medida en «soles» (el cuadrado de la ampliación).
PV de baja concentración (LCPV)
Los PV de baja concentración son sistemas con una concentración solar de 2-100 soles. Por razones económicas, normalmente se usan células solares de silicio convencionales o modificadas, y, a estas concentraciones, el flujo de calor es lo suficientemente bajo como para que las células no tengan que enfriarse activamente. Ahora hay ejemplos y pruebas experimentales de que los módulos solares estándar no necesitan ninguna modificación, seguimiento o enfriamiento si el nivel de concentración es bajo y, sin embargo, aún tienen una producción aumentada del 35% o más.
Concentración media PV
Desde concentraciones de 100 a 300 soles, los sistemas de CPV requieren un seguimiento solar de dos ejes y enfriamiento (ya sea pasivo o activo), lo que los hace más complejos.
Fotovoltaica de alta concentración (HCPV)
Los sistemas fotovoltaicos de alta concentración (HCPV) emplean ópticas de concentración que consisten en reflectores de platos o lentes de fresnel que concentran la luz solar a intensidades de 1.000 soles o más. Las células solares requieren disipadores de calor de alta capacidad para evitar la destrucción térmica y gestionar el rendimiento eléctrico relacionado con la temperatura y las pérdidas de vida útil. Para exacerbar aún más el diseño de enfriamiento concentrado, el disipador de calor debe ser pasivo, de lo contrario, la potencia requerida para la refrigeración activa reducirá la eficiencia y economía de conversión general. Actualmente, las celdas solares de unión múltiple se prefieren a las celdas de unión única, ya que son más eficientes y tienen un coeficiente de temperatura más bajo (menos pérdida de eficiencia con un aumento de la temperatura). La eficiencia de ambos tipos de células aumenta con una mayor concentración; la eficiencia de múltiples uniones aumenta más rápido. Las células solares de unión múltiple, diseñadas originalmente para PV sin concentración en satélites espaciales, se rediseñaron debido a la alta densidad de corriente encontrada con CPV (típicamente 8 A / cm2 a 500 soles). Aunque el costo de las células solares multiunión es aproximadamente 100 veces mayor que el de las células de silicio convencionales de la misma área, el área de las celdas pequeñas hace que los costos relativos de las células en cada sistema sean comparables y la economía del sistema favorece las celdas de múltiples uniones. La eficiencia de la celda de múltiples uniones ahora ha alcanzado el 44% en las celdas de producción.
El valor del 44% dado anteriormente es para un conjunto específico de condiciones conocidas como «condiciones de prueba estándar». Estos incluyen un espectro específico, una potencia óptica incidente de 850 W / m² y una temperatura de la celda de 25 ° C. En un sistema de concentración, la célula típicamente operará bajo condiciones de espectro variable, menor potencia óptica y mayor temperatura. La óptica necesaria para concentrar la luz tiene una eficacia limitada, en el rango de 75-90%. Teniendo en cuenta estos factores, un módulo solar que incorpore una celda con un 44% de conexiones múltiples podría ofrecer una eficiencia de CC de alrededor del 36%. En condiciones similares, un módulo de silicio cristalino proporcionaría una eficiencia de menos del 18%.
Cuando se necesita una alta concentración (500-1000 veces), como ocurre en el caso de las células solares de unión múltiple de alta eficiencia, es probable que sea crucial para el éxito comercial a nivel del sistema alcanzar dicha concentración con un ángulo de aceptación suficiente. . Esto permite la tolerancia en la producción en masa de todos los componentes, relaja el ensamblaje del módulo y la instalación del sistema, y disminuye el costo de los elementos estructurales. Dado que el objetivo principal del CPV es hacer que la energía solar sea económica, solo se pueden usar algunas superficies. Disminuyendo el número de elementos y logrando un alto ángulo de aceptación, se pueden relajar los requisitos ópticos y mecánicos, tales como la precisión de los perfiles de las superficies ópticas, el ensamblaje del módulo, la instalación, la estructura de soporte, etc. Con este fin, las mejoras en el modelado de la forma del sol en la etapa de diseño del sistema puede conducir a mayores eficiencias del sistema.
Instalaciones
La tecnología de concentradores fotovoltaicos ha establecido su presencia en la industria solar en los últimos años. La primera planta de CPV que excedió el nivel de 1 MW se puso en servicio en España en 2006. A finales de 2015, el número de plantas de CPV en todo el mundo representaba una capacidad instalada total de 350 MW. Los datos de campo recopilados durante los últimos seis años también están empezando a establecer un punto de referencia para las perspectivas de fiabilidad del sistema a largo plazo.
El segmento emergente de CPV ha representado ~ 0.1% del mercado de servicios públicos de rápido crecimiento para instalaciones fotovoltaicas en la última década. Desafortunadamente, para fines de 2015, las perspectivas a corto plazo para el crecimiento de la industria de CPV se han desvanecido con el cierre de todas las instalaciones de fabricación de CPV más grandes: incluidas las de Suncore, Soitec, Amonix y Solfocus. Sin embargo, las perspectivas de crecimiento para la industria fotovoltaica global siguen pareciendo fuertes.
Lista de grandes sistemas de CPV
La planta de CPV más grande actualmente en operación tiene una capacidad de 80 MWp ubicada en Golmud, China, alojada por Suncore Photovoltaics.
| Central eléctrica | Capacidad (MW p ) | Ubicación | Proveedor / Constructor | |
|---|---|---|---|---|
| Golmud 2 | 79.83 | en Golmud / provincia de Qinghai / China | Suncore | |
| Golmud 1 | 57.96 | en Golmud / provincia de Qinghai / China | Suncore | |
| Touwsrivier | 44.19 | en Touwsrivier / Western Cape / Sudáfrica | Soitec | |
| Proyecto Solar Alamosa | 35.28 | en Alamosa, Colorado / San Luis Valley / Estados Unidos | Amonix | |
| Fuente: El Consorcio CPV | ||||
Concentrados fotovoltaicos y térmicos
El concentrador fotovoltaico y térmico (CPVT), también denominado energía solar combinada de calor y energía (CHAPS) o híbrido CPV térmico, es una tecnología de cogeneración o microcogeneración utilizada en el campo de la energía fotovoltaica concentradora que produce calor y electricidad utilizables dentro del mismo sistema. CPVT a altas concentraciones de más de 100 soles (HCPVT) utiliza componentes similares a HCPV, incluido el seguimiento de doble eje y las células fotovoltaicas de múltiples uniones. Un fluido enfría activamente el receptor integrado fotovoltaico y transporta simultáneamente el calor acumulado.
Típicamente, uno o más receptores y un intercambiador de calor operan dentro de un circuito térmico cerrado. Para mantener un funcionamiento general eficiente y evitar el daño debido al embalamiento térmico, la demanda de calor del lado secundario del intercambiador debe ser constantemente alta. Bajo tales condiciones óptimas de operación, se anticipan eficiencias de recolección que exceden el 70% (hasta ~ 35% eléctrico, ~ 40% térmico para HCPVT). Las eficiencias operativas netas pueden ser sustancialmente menores dependiendo de qué tan bien se diseñe un sistema para que coincida con las demandas de la aplicación térmica particular.
La temperatura máxima de los sistemas de CPVT suele ser demasiado baja para alimentar una caldera para la cogeneración de electricidad a base de vapor adicional. Dichos sistemas pueden ser económicos para alimentar aplicaciones de temperatura más baja que tienen una alta demanda de calor constante. El calor puede emplearse en la calefacción urbana, el calentamiento de agua y el aire acondicionado, la desalinización o el calor del proceso. Para aplicaciones que tienen demanda de calor inferior o intermitente, un sistema puede ser aumentado con un volcado de calor conmutable al ambiente externo para mantener una salida eléctrica confiable y salvaguardar la vida de la celda, a pesar de la reducción resultante en la eficiencia operativa neta.
La refrigeración activa HCPVT permite el uso de unidades receptoras térmicamente-fotovoltaicas de mayor potencia, generando típicamente 1-100 kilovatios eléctricos, en comparación con los sistemas HCPV que dependen principalmente del enfriamiento pasivo de células individuales de ~ 20W.Dichos receptores de alta potencia utilizan densas matrices de células montadas en un disipador de calor de alta eficiencia. Minimizar el número de unidades receptoras individuales es una simplificación que, en última instancia, debe producir mejoras en el equilibrio general de los costos del sistema, la capacidad de fabricación, la facilidad de mantenimiento / capacidad de actualización y la confiabilidad.
Requisitos de confiabilidad
Las temperaturas máximas de funcionamiento (celda Tmax) de los sistemas de CPVT están limitadas a menos de aproximadamente 100-125 ° C debido a la limitación de fiabilidad intrínseca de sus células fotovoltaicas de unión múltiple. Esto contrasta con el CSP y otros sistemas de CHP que pueden diseñarse para funcionar a temperaturas superiores a varios cientos de grados. Más específicamente, las células fotovoltaicas de unión múltiple se fabrican a partir de una estratificación de materiales semiconductores III-V de película delgada que tienen tiempos de vida intrínsecos durante la operación de CPV que disminuyen rápidamente con una dependencia de temperatura de tipo Arrhenius. El receptor del sistema debe por lo tanto proporcionar una refrigeración celular altamente eficiente y uniforme, donde un receptor ideal proporcionaría un refrigerante Tmax ~ célula Tmax. Además de las limitaciones de material y diseño en el rendimiento de transferencia de calor del receptor, numerosos factores extrínsecos, como el ciclo térmico frecuente del sistema, reducen aún más el práctico refrigerante Tmax compatible con una vida útil prolongada del sistema por debajo de aproximadamente 80 ° C.
Los mayores costos de capital, menor estandarización e ingeniería agregada & amp; las complejidades operacionales (en comparación con las tecnologías fotovoltaicas cero y de baja concentración) hacen que las demostraciones de confiabilidad del sistema y los desafíos críticos de desempeño de larga duración para la primera generación de tecnologías de CPV y CPVT. Los estándares de prueba de certificación de rendimiento (por ejemplo, IEC 62108, UL 8703, IEC 62789, IEC 62670) incluyen condiciones de estrés que pueden ser útiles para descubrir algunos modos de falla predominantemente infantil y de vida temprana (& lt; 1-2 años) en el sistema, módulo y niveles de subcomponentes. Sin embargo, tales pruebas estandarizadas -como normalmente solo se realizan en pequeñas muestras de unidades- generalmente no son capaces de evaluar la vida útil integral a largo plazo (10 a 25 años o más) para cada diseño y aplicación de sistema de CPVT único bajo su rango más amplio de funcionamiento real condiciones El rendimiento prolongado de estos sistemas complejos se evalúa en el campo y se mejora a través de ciclos de desarrollo de productos agresivos que se guían por los resultados del envejecimiento acelerado de componentes / sistemas, diagnósticos de supervisión de rendimiento mejorados y análisis de fallas. Se puede anticipar un crecimiento significativo en el despliegue de CPV y CPVT una vez que las preocupaciones sobre el rendimiento y la confiabilidad a largo plazo se aborden mejor para generar confianza en la bancabilidad del sistema.
Proyectos de demostración
Se prevé que la economía de una industria madura de CPVT sea competitiva, a pesar de las grandes reducciones de costos recientes y las mejoras graduales de eficiencia para la PV de silicio convencional (que se puede instalar junto con CSP convencional para proporcionar capacidades similares de generación eléctrica + térmica). El CPVT puede ser actualmente económico para nichos de mercado que tengan todas las siguientes características de aplicación:
alta incidencia normal directa solar (DNI)
restricciones de espacio estrechas para la colocación de una matriz de colectores solares
demanda alta y constante de calor a baja temperatura (& lt; 80 ° C)
alto costo de la electricidad de la red
acceso a fuentes de energía de respaldo o almacenamiento rentable (eléctrico y térmico)
La utilización de un acuerdo de compra de energía (PPA), programas de asistencia del gobierno y esquemas de financiación innovadores también están ayudando a los posibles fabricantes y usuarios a mitigar los riesgos de la adopción temprana de la tecnología de CPVT.
La oferta de equipos de CPVT que van desde la concentración baja (LCPVT) hasta la alta (HCPVT) ahora está siendo implementada por varias empresas de lanzamiento. Como tal, la viabilidad a largo plazo del enfoque técnico y / o comercial que persigue cualquier proveedor de sistemas individual suele ser especulativo. Notablemente, los productos viables mínimos de las startups pueden variar ampliamente en su atención a la ingeniería de confiabilidad. Sin embargo, la siguiente compilación incompleta se ofrece para ayudar a identificar algunas de las primeras tendencias de la industria.
Los sistemas LCPVT a ~ 14x de concentración usando concentradores de canal reflectivos, y tubos receptores revestidos con células de silicio que tienen interconexiones densas, han sido ensamblados por Cogenra con una demanda de eficiencia del 75% (~ 15-20% eléctrico, 60% térmico). Varios de estos sistemas están en funcionamiento durante más de 5 años a partir de 2015, y Absolicon e Idhelio están produciendo sistemas similares a una concentración de 10x y 50x, respectivamente.
Las ofertas HCPVT con una concentración superior a 700x han surgido más recientemente, y se pueden clasificar en tres niveles de potencia. Los sistemas de tercer nivel son generadores distribuidos que consisten en grandes conjuntos de unidades de receptor / colector unicelulares de ~ 20 W, similares a las previamente iniciadas por Amonix y SolFocus para HCPV. Los sistemas de segundo nivel utilizan matrices densas localizadas de células que producen 1-100 kW de potencia eléctrica por receptor / generador. Los sistemas de primer nivel superan los 100 kW de potencia eléctrica y son los más agresivos al dirigirse al mercado de servicios públicos.
Varios proveedores del sistema HCPVT se enumeran en la siguiente tabla. Casi todos son sistemas de demostración temprana que han estado en servicio por menos de 5 años a partir de 2015. La potencia térmica acumulada es típicamente 1.5x-2x la potencia eléctrica nominal.
| Proveedor | País | Tipo de concentrador | Tamaño de la unidad en kW e | |
|---|---|---|---|---|
| Generador | Receptor | |||
| – Tier 1 – | ||||
| Raygen | Australia | Gran conjunto de helióstatos | 250 | 250 |
| – El nivel 2 – | ||||
| Zenith Solar / Suncore | Israel / China / EE. UU. | Plato grande | 4.5 | 2.25 |
| Sun Oyster | Alemania | Gran canal + lente | 4.7 | 2.35 |
| Rehnu | Estados Unidos | Plato grande | 6.4 | 0.8 |
| Airlight Energy / dsolar | Suiza | Plato grande | 12 | 12 |
| Solartron | Canadá | Plato grande | 20 | 20 |
| Southwest Solar | Estados Unidos | Plato grande | 20 | 20 |
| – Nivel 3 – | ||||
| Silex Power | Malta | Small Dish Array | dieciséis | 0.04 |
| Solergy | Italia / Estados Unidos | Pequeño conjunto de lentes | 20 | 0.02 |