Photovoltaïque à concentrateur

Le photovoltaïque à concentrateur (CPV) (également appelé photovoltaïque à concentration) est une technologie photovoltaïque qui produit de l’électricité à partir de la lumière solaire. Contrairement aux systèmes photovoltaïques classiques, il utilise des lentilles et des miroirs incurvés pour concentrer la lumière du soleil sur de petites cellules solaires à jonctions multiples (MJ), mais très efficaces. De plus, les systèmes CPV utilisent souvent des trackers solaires et parfois un système de refroidissement pour accroître leur efficacité30. La recherche et le développement en cours améliorent rapidement leur compétitivité dans le segment des services publics et dans les zones très isolées. Ce type de technologie solaire peut donc être utilisé dans des zones plus petites.

Les systèmes utilisant le photovoltaïque à haute concentration (HCPV) ont le potentiel de devenir compétitifs dans un avenir proche. Ils possèdent la plus grande efficacité de toutes les technologies photovoltaïques existantes, et un réseau photovoltaïque plus petit réduit également le coût des systèmes. Actuellement, le CPV n’est pas utilisé dans le segment des toits photovoltaïques et est beaucoup moins courant que les systèmes PV conventionnels. Pour les régions où l’éclairement énergétique annuel direct est de 2 000 kilowattheures (kWh) par mètre carré ou plus, le coût moyen actualisé de l’électricité se situe entre 0,08 et 0,15 dollar par kWh et le coût de l’installation d’une centrale CPV de 10 mégawatts est de identifiés entre 1,40 et 2,20 euros (environ 1,50 à 2,30 dollars) par watt-crête (wp).

En 2016, les installations cumulées de CPV ont atteint 350 mégawatts (MW), soit moins de 0,2% de la capacité mondiale installée de 230 000 MW. Les systèmes commerciaux de HCPV ont atteint une efficacité instantanée (jusqu’à 42%) dans des conditions de test standard (avec des niveaux de concentration supérieurs à 400) et l’Agence internationale de l’énergie voit son potentiel augmenter jusqu’à 50% d’ici le milieu des années 2020. En décembre 2014, la meilleure efficacité des cellules de laboratoire pour les cellules MJ concentratrices atteignait 46% (quatre jonctions ou plus). En extérieur, les conditions de fonctionnement des modules CPV ont dépassé 33% (« un tiers de soleil »).Les rendements AC au niveau du système se situent entre 25 et 28%. Les installations CPV sont situées en Chine, aux États-Unis, en Afrique du Sud, en Italie et en Espagne.

Le HCPV est en concurrence directe avec l’énergie solaire concentrée (CSP), car les deux technologies conviennent mieux aux zones à forte irradiance directe directe, également connues sous le nom de région de Sun Belt aux États-Unis et de Golden Banana au sud de l’Europe. Le CPV et le CSP sont souvent confondus, bien qu’ils soient des technologies intrinsèquement différentes: le CPV utilise l’effet photovoltaïque pour générer directement de l’électricité à partir de la lumière solaire, tandis que le CSP – souvent appelé solaire thermique concentré – utilise la chaleur du rayonnement solaire pour faire de la vapeur pour faire fonctionner une turbine, qui produit ensuite de l’électricité à l’aide d’un générateur. Actuellement, le CSP est plus courant que le CPV.

Histoire
Des recherches sur le photovoltaïque à concentrateur ont été menées depuis le milieu des années 70, sous l’impulsion du choc énergétique provoqué par un embargo sur le pétrole au Moyen-Orient.Sandia National Laboratories à Albuquerque, au Nouveau-Mexique, a été le site de la plupart des premiers travaux, avec le premier système de concentration photovoltaïque de type moderne produit à la fin de la décennie. Leur premier système était un système de concentrateur à auge linéaire utilisant une lentille de Fresnel en acrylique à focalisation de point, qui se concentrait sur des cellules de silicium refroidies à l’eau et un suivi à deux axes. Le refroidissement cellulaire avec dissipateur thermique passif a été démontré en 1979 par Ramón Areces. Le projet SOLERAS de 350 kW en Arabie saoudite – le plus important jusqu’à plusieurs années plus tard – a été construit par Sandia / Martin Marietta en 1981.

La recherche et le développement se sont poursuivis au cours des années 1980 et 1990, sans grand intérêt pour l’industrie. L’amélioration de l’efficacité des cellules a rapidement été reconnue comme essentielle pour rendre la technologie économique. Cependant, les améliorations apportées aux technologies cellulaires à base de Si utilisées à la fois par les concentrateurs et par les PV à plat n’ont pas favorisé l’économie au niveau du système du CPV. L’introduction de cellules solaires à jonctions multiples III-V à partir du début des années 2000 a depuis lors constitué un élément de différenciation clair. L’efficacité des cellules MJ s’est améliorée, passant de 34% (3 jonctions) à 46% (4 jonctions) au niveau de la production à l’échelle de la recherche.

Défis
Les systèmes CPV modernes fonctionnent le plus efficacement dans la lumière solaire hautement concentrée (c.-à-d. Des niveaux de concentration équivalant à des centaines de soleils), à condition que la cellule solaire reste froide grâce à l’utilisation de dissipateurs de chaleur. La lumière diffuse, qui se produit dans des conditions nuageuses et nuageux, ne peut pas être fortement concentrée en utilisant uniquement des composants optiques conventionnels (c.-à-d. Lentilles macroscopiques et miroirs). La lumière filtrée, qui se produit dans des conditions floues ou polluées, présente des variations spectrales qui produisent des défauts d’appariement entre les courants électriques générés dans les jonctions connectées en série de cellules photovoltaïques à jonctions multiples (MJ) « accordées ». Ces caractéristiques du CPV entraînent une diminution rapide de la puissance lorsque les conditions atmosphériques ne sont pas idéales.

Pour produire une énergie égale ou supérieure par watt nominal aux systèmes photovoltaïques conventionnels, les systèmes CPV doivent être situés dans des zones qui reçoivent un ensoleillement direct important. Ceci est généralement spécifié en tant que DNI moyen supérieur à 5,5-6 kWh / m <sup> 2 </ sup> / jour ou 2000 kWh / m <sup> 2 </ sup> / an. . Autrement, les évaluations des données d’irradiance annualisées DNI vs GNI / GHI ont conclu que la technologie PV conventionnelle devrait toujours être plus performante avec le temps que la technologie CPV actuellement disponible dans la plupart des régions du monde.

Points forts du CPV Faiblesses du CPV
Efficacité élevée sous irradiance directe directe Le HCPV ne peut pas utiliser le rayonnement diffus. Le LCPV ne peut utiliser qu’une fraction de rayonnement diffus.
Faible coût par watt de capital de fabrication La puissance des cellules solaires MJ est plus sensible aux variations des spectres de rayonnement dues aux changements des conditions atmosphériques.
Coefficients de basse température Le suivi avec une précision et une fiabilité suffisantes est requis.
Aucune eau de refroidissement requise pour les systèmes à refroidissement passif Peut nécessiter un nettoyage fréquent pour atténuer les pertes de salissures, selon le site
Utilisation supplémentaire de la chaleur perdue possible pour les systèmes avec refroidissement actif (systèmes à miroir de compensation) Marché limité – ne peut être utilisé que dans les régions avec un DNI élevé, ne peut pas être facilement installé sur les toits
Modulaire – échelle kW à GW Forte diminution des coûts des technologies concurrentes pour la production d’électricité
Production d’énergie accrue et stable tout au long de la journée grâce au suivi (à deux axes) Problèmes de bancabilité et de perception
Temps de récupération d’énergie faible Technologies de nouvelle génération, sans histoire de production (donc risque accru)
Double utilisation potentielle des terres, par exemple pour l’agriculture, faible impact environnemental Pertes optiques
Potentiel élevé de réduction des coûts Absence de standardisation technologique
Opportunités pour la fabrication locale
De plus petites tailles de cellules pourraient empêcher de grandes fluctuations du prix du module en raison des variations des prix des semi-conducteurs
Un plus grand potentiel d’augmentation de l’efficacité dans le futur par rapport aux systèmes à plaque plate à simple jonction pourrait conduire à de plus grandes améliorations de l’utilisation de la surface terrestre, des coûts BOS et des coûts BOP
Source: Rapport sur l’état actuel du CPV, janvier 2015. Tableau 2: Analyse des forces et des faiblesses du CPV.

Recherche et développement en cours
La recherche et le développement du CPV se sont poursuivis dans plus de 20 pays depuis plus de dix ans. La série annuelle de conférences CPV-x a servi de principal forum de réseautage et d’échange entre les universités, les laboratoires gouvernementaux et les participants de l’industrie.Les organismes gouvernementaux ont également continué d’encourager un certain nombre de projets technologiques spécifiques.

L’ARPA-E a annoncé une première série de financements R & D à la fin de 2015 pour le programme MOSAIC (réseaux de cellules solaires optimisés à l’échelle microscopique avec concentration intégrée) pour lutter contre les problèmes de localisation et de dépenses de la technologie CPV existante. Comme indiqué dans la description du programme: « Les projets MOSAIC sont regroupés en trois catégories: des systèmes complets intégrant de manière rentable le micro-CPV pour des régions telles que les zones ensoleillées du sud-ouest des États-Unis présentant un rayonnement solaire à incident normal direct élevé; s’appliquent aux régions, telles que les régions du nord-est et du Midwest des États-Unis, qui ont un faible rayonnement solaire ou un rayonnement solaire diffus diffus et des concepts qui recherchent des solutions partielles aux défis technologiques.  »

En Europe, le programme CPVMATCH (Concentrating PhotoVoltaic Modules utilisant des technologies et des cellules avancées pour une efficacité maximale) vise à « rapprocher les performances pratiques des modules HCPV des limites théoriques ». Les objectifs d’efficacité réalisables d’ici 2019 sont identifiés comme étant de 48% pour les cellules et de 40% pour les modules à la concentration de 800x.

L’Australian Renewable Energy Agency (ARENA) a étendu son soutien en 2017 à la commercialisation de la technologie HCPV développée par Raygen. Leurs récepteurs à réseau dense de 250 kW sont les récepteurs CPV les plus puissants créés à ce jour, avec une efficacité PV de 40,4% et une génération de chaleur utilisable.

Design optique
La conception de concentrateurs macroscopiques de lumière solaire pour CPV introduit un problème de conception optique très spécifique, avec des caractéristiques qui le différencient de toute autre conception optique. Il doit être efficace, adapté à une production de masse, capable de produire de fortes concentrations, insensible à la fabrication et aux erreurs de montage, et capable de fournir un éclairage uniforme de la cellule. Toutes ces raisons font que l’optique non-imageur est la plus appropriée pour le CPV.

Pour de très faibles concentrations, les larges angles d’acceptation des optiques non imageurs évitent le recours à une poursuite solaire active. Pour les concentrations moyennes et élevées, un grand angle d’acceptation peut être considéré comme une mesure de la tolérance de l’optique aux imperfections de l’ensemble du système. Il est primordial de commencer par un large angle d’acceptation car il doit pouvoir supporter les erreurs de suivi, les mouvements du système dus au vent, les optiques mal fabriquées, les composants mal assemblés, la rigidité finie du support ou sa déformation due au vieillissement. autres facteurs. Tous ces éléments réduisent l’angle d’acceptation initial et, une fois tous pris en compte, le système doit toujours être capable de capturer l’ouverture angulaire finie de la lumière solaire.

Efficacité
Tous les systèmes CPV ont une optique de concentration et une cellule solaire. En général, la poursuite solaire active est nécessaire. Les systèmes à faible concentration ont souvent un réflecteur de rappel simple, ce qui peut augmenter la production d’électricité solaire de plus de 30% par rapport à celle des systèmes photovoltaïques non concentrateurs. Les résultats expérimentaux obtenus avec de tels systèmes LCPV au Canada ont entraîné des gains d’énergie supérieurs à 40% pour le verre prismatique et à 45% pour les modules PV au silicium cristallin traditionnels.

Les propriétés des semi-conducteurs permettent aux cellules solaires de fonctionner plus efficacement sous une lumière concentrée, à condition que la température de jonction de la cellule soit maintenue au froid grâce à des dissipateurs de chaleur appropriés. L’efficacité des cellules photovoltaïques à jonctions multiples développées dans la recherche est en hausse de 44% aujourd’hui, avec un potentiel proche des 50% dans les années à venir. L’efficacité limite théorique sous concentration se rapproche de 65% pour 5 jonctions, ce qui est probablement un maximum pratique.

Les types
Les systèmes CPV sont classés en fonction de la quantité de leur concentration solaire, mesurée en « soleils » (le carré du grossissement).

PV basse concentration (LCPV)
Les PV à faible concentration sont des systèmes avec une concentration solaire de 2 à 100 soleils.Pour des raisons économiques, des cellules solaires au silicium classiques ou modifiées sont généralement utilisées et, à ces concentrations, le flux de chaleur est suffisamment faible pour que les cellules n’aient pas besoin d’être refroidies activement. Il existe maintenant des preuves de modélisation et des données expérimentales montrant que les modules solaires standard n’ont pas besoin de modification, de suivi ou de refroidissement si le niveau de concentration est faible tout en augmentant le rendement de 35% ou plus.

Concentration moyenne PV
Avec des concentrations de 100 à 300 soleils, les systèmes CPV nécessitent un suivi et un refroidissement solaires à deux axes (passifs ou actifs), ce qui les rend plus complexes.

Photovoltaïque à haute concentration (HCPV)
Les systèmes photovoltaïques à haute concentration (HCPV) utilisent une optique de concentration composée de réflecteurs paraboliques ou de lentilles de Fresnel qui concentrent la lumière du soleil à des intensités de 1 000 soleils ou plus. Les cellules solaires nécessitent des dissipateurs thermiques de grande capacité pour empêcher la destruction thermique et pour gérer les performances électriques liées à la température et les pertes d’espérance de vie. Pour exacerber la conception du refroidissement concentré, le dissipateur thermique doit être passif, sinon la puissance requise pour le refroidissement actif réduira l’efficacité de la conversion globale et l’économie. Les cellules solaires à jonctions multiples sont actuellement privilégiées par rapport aux cellules à simple jonction, car elles sont plus efficaces et ont un coefficient de température plus faible (moins de perte d’efficacité avec une augmentation de la température). L’efficacité des deux types de cellules augmente avec la concentration. l’efficacité des multi-jonctions augmente plus rapidement.Les cellules solaires à jonctions multiples, conçues à l’origine pour les systèmes photovoltaïques non concentrés sur les satellites spatiaux, ont été repensées en raison de la densité de courant élevée rencontrée avec le CPV (généralement 8 A / cm2 à 500 soleils). Bien que le coût des cellules solaires à jonctions multiples soit à peu près 100 fois supérieur à celui des cellules de silicium classiques de la même région, la petite surface de cellules utilisée rend les coûts relatifs des cellules comparables et l’économie du système favorise les cellules à jonctions multiples. L’efficacité des cellules à jonctions multiples atteint désormais 44% dans les cellules de production.

La valeur de 44% indiquée ci-dessus correspond à un ensemble spécifique de conditions appelées « conditions de test standard ». Ceux-ci incluent un spectre spécifique, une puissance optique incidente de 850 W / m² et une température de cellule de 25 ° C. Dans un système de concentration, la cellule fonctionnera généralement dans des conditions de spectre variable, de puissance optique inférieure et de température plus élevée. Les optiques nécessaires pour concentrer la lumière ont elles-mêmes une efficacité limitée, de l’ordre de 75 à 90%. Compte tenu de ces facteurs, un module solaire intégrant une cellule à jonctions multiples de 44% pourrait produire une efficacité de CC d’environ 36%. Dans des conditions similaires, un module de silicium cristallin fournirait un rendement inférieur à 18%.

Lorsqu’une concentration élevée est nécessaire (500 à 1 000 fois), comme dans le cas des cellules solaires à jonctions multiples à haut rendement, il est probable que le succès commercial au niveau du système atteindra un tel niveau avec un angle d’acceptation suffisant. . Cela permet une tolérance dans la production de masse de tous les composants, assouplit l’assemblage du module et l’installation du système, et diminue le coût des éléments structurels. L’objectif principal du CPV étant de rendre l’énergie solaire peu coûteuse, seules quelques surfaces peuvent être utilisées.Diminuer le nombre d’éléments et obtenir un angle d’acceptation élevé peuvent être des exigences optiques et mécaniques moins contraignantes, telles que la précision des profils de surfaces optiques, l’assemblage des modules, l’installation, la structure de support, etc. la phase de conception du système peut conduire à une efficacité accrue du système.

Installations
La technologie photovoltaïque à concentrateur a établi sa présence dans l’industrie solaire au cours des dernières années. La première centrale CPV ayant dépassé le niveau de 1 MW a été mise en service en Espagne en 2006. À la fin de 2015, le nombre de centrales CPV dans le monde représentait une puissance installée totale de 350 MW. Les données de terrain collectées au cours des six dernières années commencent également à évaluer les perspectives de fiabilité du système à long terme.

Le segment CPV émergent a représenté environ 0,1% du marché des services publics en croissance rapide pour les installations photovoltaïques au cours de la dernière décennie.Malheureusement, à la fin de 2015, les perspectives à court terme de la croissance du secteur du CPV se sont estompées avec la fermeture de toutes les installations de fabrication de CPV les plus importantes, y compris celles de Suncore, Soitec, Amonix et Solfocus. Néanmoins, les perspectives de croissance de l’industrie photovoltaïque globale continuent à paraître fortes.

Liste des grands systèmes CPV
La plus grande centrale CPV actuellement en exploitation a une capacité de 80 MWp située à Golmud, en Chine, hébergée par Suncore Photovoltaics.

Centrale électrique Capacité (MWp ) Emplacement Vendeur / Constructeur
Golmud 2 79,83 dans la province de Golmud / Qinghai / Chine Suncore
Golmud 1 57,96 dans la province de Golmud / Qinghai / Chine Suncore
Touwsrivier 44.19 à Touwsrivier / Western Cape / Afrique du Sud Soitec
Projet solaire Alamosa 35,28 à Alamosa, Colorado / San Luis Valley / États-Unis Amonix
Source: Le Consortium CPV

Photovoltaïque concentré et thermique
Le photovoltaïque à concentration et thermique (CPVT), également appelé parfois solaire thermique combiné (CHAPS) ou CPV hybride, est une technologie de cogénération ou de micro-cogénération utilisée dans le photovoltaïque à concentrateur qui produit de la chaleur et de l’électricité utilisables dans un même système. La CPVT à des concentrations élevées de plus de 100 soleils (HCPVT) utilise des composants similaires à ceux du HCPV, y compris des cellules photovoltaïques à double axe de poursuite et à jonctions multiples. Un fluide refroidit activement le récepteur thermo-photovoltaïque intégré et transporte simultanément la chaleur collectée.

Typiquement, un ou plusieurs récepteurs et un échangeur de chaleur fonctionnent dans une boucle thermique fermée. Pour maintenir un fonctionnement global efficace et éviter les dommages dus à l’emballement thermique, la demande de chaleur du côté secondaire de l’échangeur doit être constamment élevée. Dans de telles conditions de fonctionnement optimales, des rendements de collecte supérieurs à 70% (jusqu’à ~ 35% électrique, ~ 40% thermique pour le HCPVT) sont prévus.L’efficacité opérationnelle nette peut être considérablement inférieure en fonction de la manière dont un système est conçu pour répondre aux exigences de l’application thermique particulière.

La température maximale des systèmes CPVT est généralement trop faible pour alimenter une chaudière pour la cogénération d’électricité à base de vapeur supplémentaire. De tels systèmes peuvent être économiques pour alimenter des applications à basse température ayant une demande de chaleur élevée constante. La chaleur peut être utilisée dans le chauffage urbain, le chauffage de l’eau et la climatisation, le dessalement ou la chaleur de procédé. Pour les applications ayant une demande de chaleur inférieure ou intermittente, un système peut être complété par un transfert de chaleur commutable vers l’environnement externe afin de maintenir une sortie électrique fiable et de préserver la durée de vie de la cellule, malgré la réduction de l’efficacité opérationnelle nette.

Le refroidissement actif HCPVT permet d’utiliser des unités réceptrices thermo-photovoltaïques beaucoup plus puissantes, générant généralement de 1 à 100 kilowatts électriques, par rapport aux systèmes HCPV qui reposent principalement sur le refroidissement passif de cellules individuelles de 20 W. Ces récepteurs à haute puissance utilisent des réseaux de cellules denses montés sur un dissipateur thermique à haut rendement. Minimiser le nombre d’unités de réception individuelles est une simplification qui devrait finalement améliorer l’équilibre global des coûts du système, la facilité de fabrication, la maintenabilité / évolutivité et la fiabilité.

Exigences de fiabilité
Les températures maximales de fonctionnement (cellule Tmax) des systèmes CPVT sont limitées à moins d’environ 100-125 ° C en raison de la limite de fiabilité intrinsèque de leurs cellules photovoltaïques à jonctions multiples. Cela contraste avec les systèmes CSP et autres systèmes de cogénération qui peuvent être conçus pour fonctionner à des températures supérieures à plusieurs centaines de degrés. Plus spécifiquement, les cellules photovoltaïques à jonctions multiples sont fabriquées à partir d’une stratification de matériaux semi-conducteurs III-V à couches minces ayant des durées intrinsèques pendant le fonctionnement CPV, qui diminuent rapidement avec une dépendance à la température de type Arrhenius. Le récepteur du système doit donc fournir un refroidissement de cellule très efficace et uniforme, dans lequel un récepteur idéal fournirait une cellule Tmax pour liquide de refroidissement Tmax. En plus des limitations de matériaux et de conception en matière de transfert de chaleur du récepteur, de nombreux facteurs extrinsèques, tels que les cycles thermiques fréquents du système, réduisent encore le liquide de refroidissement Tmax compatible avec une longue durée de vie inférieure à environ 80 ° C.

Les coûts en capital plus élevés, la standardisation moindre et l’ingénierie et Les complexités opérationnelles (par rapport aux technologies PV à zéro et à faible concentration) font la démonstration de la fiabilité du système et des défis critiques en termes de performances à long terme pour la première génération de technologies CPV et CPVT. Les normes de test de certification de performance (par ex. IEC 62108, UL 8703, IEC 62789, IEC 62670) incluent des conditions de contraintes pouvant être utiles pour détecter certains modes de défaillance prédominants chez le nourrisson et le début de la vie niveaux de sous-composant. Cependant, ces tests standardisés – généralement effectués sur un petit nombre d’unités seulement – sont généralement incapables d’évaluer une durée de vie complète (10 à 25 ans) pour chaque conception et application de système CPVT unique dans son ensemble conditions. Les performances à long terme de ces systèmes complexes sont donc évaluées sur le terrain et améliorées par des cycles de développement de produits agressifs guidés par les résultats du vieillissement accéléré des composants / systèmes, des diagnostics améliorés de surveillance des performances et de l’analyse des défaillances. Une croissance significative du déploiement du CPV et du CPVT peut être anticipée une fois que les problèmes de performance et de fiabilité à long terme seront mieux résolus pour renforcer la confiance dans la bancabilité du système.

Projets de démonstration
L’économie d’un secteur CPVT parvenu à maturité devrait être compétitive malgré les importantes réductions de coûts récentes et les améliorations progressives de l’efficacité du silicium PV conventionnel (qui peut être installé parallèlement aux CSP classiques pour des capacités de production électrique + thermique similaires). Le CPVT peut actuellement être économique pour les marchés de niche présentant toutes les caractéristiques d’application suivantes:

incidence normale directe élevée du soleil (DNI)
contraintes d’espace restreint pour la mise en place d’un réseau de capteurs solaires
Demande élevée et constante de chaleur à basse température (<80 ° C)
coût élevé de l’électricité du réseau
accès à des sources d’alimentation de secours ou à un stockage économique (électrique et thermique)

L’utilisation d’un contrat d’achat d’électricité (PPA), de programmes d’aide gouvernementale et de programmes de financement innovants aide également les fabricants et les utilisateurs potentiels à atténuer les risques liés à l’adoption précoce de la technologie CPVT.

Les offres d’équipement CPVT allant de la concentration basse (LCPVT) à la concentration élevée (HCPVT) sont maintenant déployées par plusieurs entreprises en démarrage. En tant que telle, la viabilité à long terme de l’approche technique et / ou commerciale recherchée par tout fournisseur de système individuel est généralement spéculative. Notamment, les produits minimums viables des startups peuvent varier considérablement en termes d’ingénierie de fiabilité. Néanmoins, la compilation incomplète suivante est proposée pour aider à identifier certaines des premières tendances du secteur.

Les systèmes LCPVT à concentration ~ 14x utilisant des concentrateurs à auge réfléchissante et des tubes récepteurs revêtus de cellules en silicium à interconnexions denses ont été assemblés par Cogenra avec un rendement prétendu de 75% (~ 15-20% électrique, 60% thermique). Depuis 2015, plusieurs de ces systèmes fonctionnent depuis plus de 5 ans, et des systèmes similaires sont produits par Absolicon et Idhelio à des concentrations de 10x et 50x respectivement.

Les offres de HCPVT à des concentrations supérieures à 700x ont émergé plus récemment et peuvent être classées en trois niveaux de puissance. Les systèmes de troisième niveau sont des générateurs distribués constitués de grands ensembles d’unités récepteurs / collecteurs unicellulaires de ~ 20 W, similaires à ceux précédemment mis au point par Amonix et SolFocus pour le HCPV. Les systèmes de deuxième niveau utilisent des réseaux denses de cellules localisées qui produisent une puissance électrique de 1 à 100 kW par récepteur / générateur. Les systèmes de premier niveau dépassent 100 kW de puissance électrique et ciblent le plus efficacement le marché des services publics.

Plusieurs fournisseurs de systèmes HCPVT sont répertoriés dans le tableau suivant. Presque tous sont des systèmes de démonstration qui sont en service depuis moins de 5 ans à compter de 2015. La puissance thermique collectée est généralement de 1,5 x 2 fois la puissance électrique nominale.

Fournisseur Pays Type de concentrateur Taille de l’unité en kW e
Générateur Destinataire
– Niveau 1 –
Raygen Australie Grand réseau d’héliostats 250 250
– Niveau 2 –
Zenith Solar / Suncore Israël / Chine / USA Grand plat 4.5 2,25
Huître du Soleil Allemagne Grande Trough + Lens 4.7 2,35
Rehnu États Unis Grand plat 6.4 0,8
Airlight Energy / dsolar Suisse Grand plat 12 12
Solartron Canada Grand plat 20 20
Southwest Solar États Unis Grand plat 20 20
– Niveau 3 –
Silex Power Malte Petit plat à vaisselle 16 0,04
Solergy Italie / USA Petit objectif 20 0,02