Concentrator photovoltaics (CPV) (noto anche come Concentration Photovoltaics) è una tecnologia fotovoltaica che genera elettricità dalla luce solare. Contrariamente ai sistemi fotovoltaici convenzionali, utilizza lenti e specchi curvi per focalizzare la luce solare su celle solari MJ piccole ma altamente efficienti. Inoltre, i sistemi CPV utilizzano spesso inseguitori solari e talvolta un sistema di raffreddamento per aumentare ulteriormente la loro efficienza.30 La ricerca e lo sviluppo in corso stanno rapidamente migliorando la loro competitività nel segmento delle utility scale e nelle aree di elevata insolazione. Questo tipo di tecnologia solare può essere quindi utilizzato in aree più piccole.

I sistemi che utilizzano il fotovoltaico ad alta concentrazione (HCPV) in particolare hanno il potenziale per diventare competitivi nel prossimo futuro. Possiedono la massima efficienza di tutte le tecnologie fotovoltaiche esistenti e un array fotovoltaico più piccolo riduce anche l’equilibrio dei costi di sistema. Attualmente, il CPV non è utilizzato nel segmento del tetto fotovoltaico ed è molto meno comune rispetto ai sistemi fotovoltaici convenzionali. Per le regioni con un’irradiazione annua normale elevata di 2000 kilowattora (kWh) per metro quadrato o più, il costo dell’elettricità è compreso tra $ 0,08 e $ 0,15 per kWh e il costo di installazione per una centrale CPV da 10 megawatt è stato individuato tra € 1,40- € 2,20 (~ $ 1,50- $ 2,30) per watt-picco (Wp).

Nel 2016, le installazioni CPV cumulative hanno raggiunto 350 megawatt (MW), meno dello 0,2% della capacità installata globale di 230.000 MW. I sistemi HCPV commerciali hanno raggiunto efficienze istantanee (“spot”) fino al 42% in condizioni di test standard (con livelli di concentrazione superiori a 400) e l’Agenzia internazionale per l’energia ritiene possibile aumentare l’efficienza di questa tecnologia al 50% entro la metà del 2020. A dicembre 2014, la migliore efficienza delle celle di laboratorio per le celle MJ del concentratore ha raggiunto il 46% (quattro o più giunzioni). In condizioni operative esterne, le efficienze del modulo CPV hanno superato il 33% (“un terzo di sole”). Le efficienze AC a livello di sistema sono comprese nell’intervallo 25-28%. Le installazioni CPV si trovano in Cina, Stati Uniti, Sud Africa, Italia e Spagna.

L’HCPV compete direttamente con l’energia solare concentrata (CSP) poiché entrambe le tecnologie si adattano meglio alle aree con elevata irradiazione normale diretta, note anche come regione Sun Belt negli Stati Uniti e Golden Banana nell’Europa meridionale. CPV e CSP sono spesso confusi l’uno con l’altro, nonostante siano tecnologie intrinsecamente diverse fin dall’inizio: CPV utilizza l’effetto fotovoltaico per generare direttamente elettricità dalla luce solare, mentre il CSP, spesso chiamato solare termico concentrato, utilizza il calore della radiazione solare per fare vapore per guidare una turbina, che poi produce elettricità usando un generatore. Attualmente, CSP è più comune di CPV.

Storia
La ricerca sul fotovoltaico a concentrazione è avvenuta dalla metà degli anni ’70, inizialmente stimolata dallo shock energetico provocato da un embargo petrolifero nel Medio Oriente. Sandia National Laboratories ad Albuquerque, nel Nuovo Messico, è stato il sito per la maggior parte dei primi lavori, con il primo sistema di concentrazione fotovoltaico di tipo moderno prodotto lì alla fine del decennio. Il loro primo sistema era un sistema di concentratori a valle lineare che utilizzava una lente di Fresnel acrilica a fuoco puntuale, concentrandosi su celle di silicio raffreddate ad acqua e tracciamento a due assi. Il raffreddamento cellulare con un dissipatore passivo è stato dimostrato nel 1979 da Ramón Areces. Il progetto SOLERAS da 350 kW in Arabia Saudita, il più grande fino a molti anni dopo, fu costruito da Sandia / Martin Marietta nel 1981.

La ricerca e lo sviluppo continuarono negli anni ’80 e ’90 senza un interesse industriale rilevante. I miglioramenti dell’efficienza cellulare furono presto riconosciuti come essenziali per rendere la tecnologia economica. Tuttavia, i miglioramenti apportati alle tecnologie cellulari basate su Si usate da entrambi i concentratori e il PV piatto non hanno favorito l’economia a livello di sistema del CPV.L’introduzione delle celle solari a giunzione multipla III-V a partire dai primi anni 2000 ha da allora fornito un chiaro elemento di differenziazione. Le efficienze delle celle MJ sono migliorate dal 34% (3 junction) al 46% (4 junction) a livelli di produzione su scala di ricerca .:14 Dal 2010 è stato commissionato in tutto il mondo un numero considerevole di progetti CPV multi-MW.

Le sfide
I moderni sistemi CPV funzionano in modo più efficiente in presenza di raggi solari altamente concentrati (cioè livelli di concentrazione equivalenti a centinaia di soli), a condizione che la cella solare sia mantenuta fresca mediante l’uso di dissipatori di calore. La luce diffusa, che si verifica in condizioni nuvolose e nuvolose, non può essere altamente concentrata utilizzando solo componenti ottici convenzionali (cioè obiettivi e specchi macroscopici). La luce filtrata, che si verifica in condizioni nebbiose o inquinate, ha variazioni spettrali che producono disallineamenti tra le correnti elettriche generate all’interno delle giunzioni collegate in serie di celle fotovoltaiche multi-giunzione (MJ) “accordate” spettralmente. Queste caratteristiche del CPV determinano una rapida diminuzione della potenza in uscita quando le condizioni atmosferiche sono meno che ideali.

Per produrre energia uguale o superiore per watt nominale rispetto ai sistemi fotovoltaici convenzionali, i sistemi CPV devono essere collocati in aree che ricevono abbondante luce solare diretta. Questo valore viene in genere specificato come DNI medio maggiore di 5,5-6 kWh / m <sup> 2 </ sup> / giorno o 2000kWh / m <sup> 2 </ sup> / anno. . Altrimenti, le valutazioni dei dati annualizzati sull’irradiazione tra DNI e RNL / GHI hanno concluso che il PV convenzionale dovrebbe comunque funzionare meglio nel tempo rispetto alla tecnologia CPV attualmente disponibile nella maggior parte delle regioni del mondo.

Punti forza del CPV	Debolezze del CPV
Elevate efficienze sotto diretta irradianza normale	L’HCPV non può utilizzare la radiazione diffusa. LCPV può utilizzare solo una frazione di radiazione diffusa.
Basso costo per watt del capitale di produzione	La produzione di energia delle celle solari MJ è più sensibile agli spostamenti degli spettri di radiazione causati dal cambiamento delle condizioni atmosferiche.
Coefficienti di bassa temperatura	È richiesto un monitoraggio con sufficiente precisione e affidabilità.
Non è richiesta acqua di raffreddamento per sistemi raffreddati passivamente	Può richiedere una pulizia frequente per mitigare le perdite di sporco, a seconda del sito
Possibilità di ulteriore utilizzo del calore residuo per sistemi con raffreddamento attivo possibile (sistemi a specchio eglarge)	Mercato limitato – può essere utilizzato solo in regioni con DNI elevato, non può essere facilmente installato sui tetti
Modulare – Scala da kW a GW	Forte riduzione dei costi delle tecnologie concorrenti per la produzione di elettricità
Produzione di energia aumentata e stabile durante il giorno grazie al tracciamento (a due assi)	Bankability e problemi di percezione
Tempo di ritorno dell’investimento a bassa energia	Tecnologie di nuova generazione, senza una storia di produzione (quindi aumento del rischio)
Potenziale doppio uso del suolo, ad esempio per l’agricoltura, a basso impatto ambientale	Perdite ottiche
Alto potenziale di riduzione dei costi	Mancanza di standardizzazione tecnologica
Opportunità per la produzione locale	–
Dimensioni delle celle più piccole potrebbero impedire ampie fluttuazioni nel prezzo del modulo a causa delle variazioni dei prezzi dei semiconduttori	–
Un maggiore potenziale di aumento dell’efficienza in futuro rispetto ai sistemi a piastra piana a giunzione singola potrebbe portare a maggiori miglioramenti nell’utilizzo della superficie, costi BOS e costi BOP	–
Fonte: stato attuale del rapporto CPV, gennaio 2015. Tabella 2: Analisi dei punti di forza e di debolezza del CPV.

Ricerca e sviluppo continui
La ricerca e lo sviluppo del CPV sono stati perseguiti in oltre 20 paesi per oltre un decennio. La serie di conferenze annuali CPV-x è servita da forum principale di scambio e networking tra università, laboratorio governativo e partecipanti del settore. Le agenzie governative hanno anche continuato a incoraggiare un certo numero di spinte tecnologiche specifiche.

ARPA-E ha annunciato un primo round di finanziamento di R & amp; D alla fine del 2015 per il Programma MOSAIC (Microscale Optimized Solar-Cell Arrays con concentrazione integrata) per combattere ulteriormente le sfide di localizzazione e spesa della tecnologia CPV esistente. Come indicato nella descrizione del programma: “I progetti MOSAIC sono raggruppati in tre categorie: sistemi completi che integrano in modo efficace micro-CPV per regioni come le zone soleggiate del sud-ovest degli Stati Uniti che hanno radiazioni solari Direct Normal Incident (DNI) elevate; si applicano alle regioni, come quelle degli Stati Uniti Nord-Est e Midwest, che hanno una bassa radiazione solare DNI o una radiazione solare ad alta diffusione e concetti che cercano soluzioni parziali alle sfide tecnologiche “.

In Europa il programma CPVMATCH (Concentrando moduli fotovoltici utilizzando tecnologie e celle avanzate per le massime efficienze) mira “a portare le prestazioni pratiche dei moduli HCPV più vicini ai limiti teorici”. Gli obiettivi di efficienza ottenibili entro il 2019 sono identificati come 48% per le celle e 40% per i moduli a & gt; 800x di concentrazione.

L’Agenzia australiana per le energie rinnovabili (ARENA) ha esteso il proprio supporto nel 2017 per l’ulteriore commercializzazione della tecnologia HCPV sviluppata da Raygen. I loro ricevitori a matrice densa da 250 kW sono i più potenti ricevitori CPV finora creati, con un’efficienza FV dimostrata del 40,4% e includono la cogenerazione di calore utilizzabile.

Design ottico
La progettazione di concentratori macroscopici di luce solare per CPV introduce un problema di progettazione ottica molto specifico, con caratteristiche che lo rendono diverso da qualsiasi altro progetto ottico. Deve essere efficiente, adatto alla produzione di massa, capace di alta concentrazione, insensibile alla fabbricazione e alle imprecisioni di montaggio, e in grado di fornire un’illuminazione uniforme della cella. Tutti questi motivi rendono l’ottica non-imaging la più adatta per il CPV.

Per concentrazioni molto basse, gli ampi angoli di accettazione dell’ottica non stimolante evitano la necessità di tracciamento solare attivo. Per medie e alte concentrazioni, un ampio angolo di accettazione può essere visto come una misura di quanto sia tollerante l’ottica per le imperfezioni dell’intero sistema. È fondamentale iniziare con un ampio angolo di accettazione poiché deve essere in grado di accogliere errori di tracciamento, movimenti del sistema dovuti al vento, ottiche imperfettamente fabbricate, componenti imperfettamente assemblati, rigidità finita della struttura portante o deformazione dovuta all’invecchiamento, tra altri fattori. Tutti questi fattori riducono l’angolo iniziale di accettazione e, dopo che sono stati tutti presi in considerazione, il sistema deve essere ancora in grado di catturare l’apertura angolare finita della luce solare.

Efficienza
Tutti i sistemi CPV hanno un’ottica di concentrazione e una cella solare. In generale, è necessario il rilevamento solare attivo. I sistemi a bassa concentrazione hanno spesso un riflettore booster semplice, che può aumentare la produzione elettrica solare di oltre il 30% rispetto a quella dei sistemi fotovoltaici non concentratori. I risultati sperimentali di tali sistemi LCPV in Canada hanno portato a guadagni di energia superiori al 40% per il vetro prismatico e al 45% per i moduli fotovoltaici tradizionali in silicio cristallino.

Le proprietà dei semiconduttori consentono alle celle solari di funzionare in modo più efficiente in luce concentrata, purché la temperatura della giunzione delle celle sia mantenuta fredda da opportuni dissipatori di calore. L’efficienza delle celle fotovoltaiche a più giunzioni sviluppate nella ricerca è al rialzo del 44% oggi, con il potenziale di avvicinarsi al 50% nei prossimi anni. L’efficienza limite teorica sotto concentrazione si avvicina al 65% per 5 giunzioni, che è un massimo pratico probabile.

tipi
I sistemi CPV sono classificati in base alla quantità della loro concentrazione solare, misurata in “soli” (il quadrato dell’ingrandimento).

PV a bassa concentrazione (LCPV)
PV a bassa concentrazione sono sistemi con una concentrazione solare di 2-100 soli. Per ragioni economiche, si usano tipicamente celle solari in silicio convenzionali o modificate e, a queste concentrazioni, il flusso di calore è sufficientemente basso da non dover essere attivamente raffreddato. Esiste ora una modellizzazione e prove sperimentali che i moduli solari standard non necessitano di alcuna modifica, tracciamento o raffreddamento se il livello di concentrazione è basso e tuttavia hanno ancora un aumento del 35% o più.

PV a media concentrazione
Dalle concentrazioni da 100 a 300 soli, i sistemi CPV richiedono il tracking e il raffreddamento solare a due assi (sia passivi che attivi), il che li rende più complessi.

Fotovoltaico ad alta concentrazione (HCPV)
I sistemi fotovoltaici ad alta concentrazione (HCPV) impiegano ottiche a concentrazione composte da riflettori per piatti o lenti di fresnel che concentrano la luce solare a intensità di 1.000 soli o più. Le celle solari richiedono dissipatori di calore ad alta capacità per prevenire la distruzione termica e per gestire le prestazioni elettriche correlate alla temperatura e le perdite di durata. Per esacerbare ulteriormente il design di raffreddamento concentrato, il dissipatore di calore deve essere passivo, altrimenti la potenza richiesta per il raffreddamento attivo ridurrà l’efficienza di conversione complessiva e l’economia. Le celle solari a più giunzioni sono attualmente favorite rispetto alle celle a giunzione singola, in quanto sono più efficienti e hanno un coefficiente di temperatura inferiore (minore perdita di efficienza con un aumento della temperatura). L’efficienza di entrambi i tipi di cellule aumenta con l’aumento della concentrazione; l’efficienza multi-giunzione aumenta più velocemente. Le celle solari a più giunzioni, originariamente progettate per il PV non concentrato sui satelliti spaziali, sono state riprogettate a causa della densità di corrente elevata riscontrata con il CPV (tipicamente 8 A / cm2 a 500 soli). Sebbene il costo delle celle solari a più giunzioni sia circa 100 volte quello delle celle di silicio convenzionali della stessa area, l’area delle piccole celle impiegate confronta i costi relativi delle celle in ciascun sistema e l’economia del sistema favorisce le celle a più giunzioni. L’efficienza delle celle multi-giunzione ha raggiunto il 44% nelle celle di produzione.

Il valore del 44% sopra riportato si riferisce a una serie specifica di condizioni note come “condizioni di prova standard”. Questi includono uno spettro specifico, una potenza ottica incidente di 850 W / m² e una temperatura della cella di 25 ° C. In un sistema di concentrazione, la cella funzionerà normalmente in condizioni di spettro variabile, potenza ottica inferiore e temperatura più elevata. Le ottiche necessarie per concentrare la luce hanno una efficienza limitata, nel range del 75-90%.Tenendo conto di questi fattori, un modulo solare che incorpora una cella a giunzione multipla del 44% potrebbe fornire un’efficienza CC intorno al 36%. In condizioni simili, un modulo di silicio cristallino fornirebbe un’efficienza inferiore al 18%.

Quando è necessaria un’elevata concentrazione (500-1000 volte), come nel caso di celle solari multigiunzione ad alta efficienza, è probabile che sarà cruciale per il successo commerciale a livello di sistema ottenere tale concentrazione con un angolo di accettazione sufficiente . Ciò consente la tolleranza nella produzione di massa di tutti i componenti, rilassa l’assemblaggio del modulo e l’installazione del sistema e riduce il costo degli elementi strutturali. Poiché l’obiettivo principale del CPV è quello di rendere l’energia solare poco costosa, è possibile utilizzare solo poche superfici.Riducendo il numero di elementi e ottenendo un elevato angolo di accettazione, possono essere soddisfatti i requisiti ottici e meccanici, come la precisione dei profili delle superfici ottiche, l’assemblaggio dei moduli, l’installazione, la struttura di supporto, ecc. A tal fine, miglioramenti nella modellazione di sunshape a la fase di progettazione del sistema può portare a maggiori efficienze del sistema.

installazioni
La tecnologia fotovoltaica del concentratore ha stabilito la sua presenza nell’industria solare negli ultimi anni. La prima centrale CPV che ha superato il livello di 1 MW è stata commissionata in Spagna nel 2006. Alla fine del 2015, il numero di centrali elettriche CPV in tutto il mondo ha rappresentato una capacità installata totale di 350 MW. I dati sul campo raccolti negli ultimi sei anni stanno anche iniziando a valutare le prospettive di affidabilità a lungo termine del sistema.

Il segmento CPV emergente ha rappresentato circa lo 0,1% del mercato dei servizi pubblici in rapida crescita per gli impianti fotovoltaici negli ultimi dieci anni. Sfortunatamente, entro la fine del 2015, le prospettive a breve termine per la crescita del settore CPV sono svanite con la chiusura di tutti i più grandi impianti di produzione CPV: compresi quelli di Suncore, Soitec, Amonix e Solfocus. Tuttavia, le prospettive di crescita per l’intero settore del fotovoltaico continuano ad apparire forti.

Elenco di sistemi CPV di grandi dimensioni
La più grande centrale elettrica CPV attualmente in funzione è di 80 MWp di capacità situata a Golmud, in Cina, ospitata da Suncore Photovoltaics.

Centrale elettrica	Capacità (MWp )	Posizione	Venditore / Builder
Golmud 2	79.83	nella provincia di Golmud / Qinghai / Cina	Suncore
Golmud 1	57.96	nella provincia di Golmud / Qinghai / Cina	Suncore
Touwsrivier	44,19	a Touwsrivier / Western Cape / Sudafrica	Soitec
Alamosa Solar Project	35.28	in Alamosa, Colorado / San Luis Valley / Stati Uniti	Amonix
Fonte: il consorzio CPV

Fotovoltaico concentrato e termico
Il concentratore fotovoltaico e termico (CPVT), a volte chiamato anche combinato solare termico ed energetico (CHAPS) o ibrido termico CPV, è una tecnologia di cogenerazione o micro cogenerazione utilizzata nel campo del concentratore fotovoltaico che produce calore ed elettricità utilizzabili all’interno dello stesso sistema. Il CPVT ad alte concentrazioni di oltre 100 soli (HCPVT) utilizza componenti simili a quelli dell’HCPV, tra cui il monitoraggio a doppio asse e le celle fotovoltaiche a più giunzioni. Un fluido raffredda attivamente il ricevitore termico-fotovoltaico integrato e trasporta contemporaneamente il calore raccolto.

Tipicamente, uno o più ricevitori e uno scambiatore di calore operano all’interno di un circuito termico chiuso. Per mantenere un funzionamento globale efficiente ed evitare danni da instabilità termica, la richiesta di calore dal lato secondario dello scambiatore deve essere costantemente elevata. In tali condizioni operative ottimali, sono previste efficienze di raccolta superiori al 70% (fino a ~ 35% elettrico, ~ 40% termico per HCPVT). Le efficienze operative nette possono essere notevolmente inferiori a seconda del modo in cui un sistema è progettato per soddisfare le richieste della particolare applicazione termica.

La temperatura massima dei sistemi CPVT è tipicamente troppo bassa da sola per alimentare una caldaia per la cogenerazione di energia elettrica a vapore addizionale. Tali sistemi possono essere economici per alimentare applicazioni a temperatura più bassa con una richiesta di calore elevata costante. Il calore può essere impiegato nel teleriscaldamento, nel riscaldamento dell’acqua e nell’aria condizionata, nella desalinizzazione o nel calore di processo. Per le applicazioni con fabbisogno di calore inferiore o intermittente, un sistema può essere aumentato con una discarica di calore commutabile verso l’ambiente esterno al fine di mantenere un’erogazione elettrica affidabile e salvaguardare la durata della cella, nonostante la conseguente riduzione dell’efficienza operativa netta.

Il raffreddamento attivo HCPVT consente l’uso di unità di ricezione del fotovoltaico termico di potenza molto più elevata, generando in genere 1-100 kilowatt elettrici, rispetto ai sistemi HCPV che si affidano principalmente al raffreddamento passivo di singole celle da ~ 20W. Tali ricevitori ad alta potenza utilizzano dense matrici di celle montate su un dissipatore di calore ad alta efficienza.Ridurre al minimo il numero di singole unità riceventi è una semplificazione che dovrebbe infine portare a un miglioramento nell’equilibrio generale dei costi di sistema, producibilità, manutenibilità / aggiornabilità e affidabilità.

Requisiti di affidabilità
Le temperature massime di esercizio (cella Tmax) dei sistemi CPVT sono limitate a meno di circa 100-125 ° C a causa della limitazione intrinseca di affidabilità delle loro celle PV multigiunzione. Ciò contrasta con il CSP e altri sistemi CHP che possono essere progettati per funzionare a temperature superiori a diverse centinaia di gradi. Più specificamente, le celle fotovoltaiche a multi-giunzione sono fabbricate da una stratificazione di materiali a semiconduttore di III-V a film sottile aventi una durata intrinseca durante il funzionamento a CPV che diminuiscono rapidamente con una dipendenza dalla temperatura di tipo Arrhenius. Il ricevitore di sistema deve quindi fornire un raffreddamento cellulare altamente efficiente ed uniforme, in cui un ricevitore ideale fornirebbe la cella Tmax del refrigerante Tmax. Oltre ai limiti di materiale e progettazione delle prestazioni di trasferimento del calore del ricevitore, numerosi fattori estrinseci, come il frequente ciclo termico del sistema, riducono ulteriormente il pratico refrigerante Tmax compatibile con una lunga durata del sistema fino a circa 80 ° C.

I maggiori costi di capitale, la minore standardizzazione e l’ingegneria aggiunta e Le complessità operative (rispetto alle tecnologie fotovoltaiche a zero ea bassa concentrazione) dimostrano l’affidabilità del sistema e le sfide critiche relative alle prestazioni di lunga durata per la prima generazione di tecnologie CPV e CPVT. Gli standard di test di certificazione delle prestazioni (ad es. IEC 62108, UL 8703, IEC 62789, IEC 62670) includono condizioni di stress che possono essere utili per scoprire alcune modalità di guasto prevalentemente infantile e precoce (& lt; 1-2 anni) nel sistema, modulo e livelli di sottocomponenti. Tuttavia, tali test standardizzati, come tipicamente eseguiti solo su un piccolo campionamento di unità, non sono generalmente in grado di valutare le vite a lungo termine (da 10 a 25 o più anni) per ogni design e applicazione di sistemi CPVT unici nella sua gamma più ampia di operazioni effettive. condizioni. Le prestazioni a lunga durata di questi sistemi complessi vengono quindi valutate sul campo e migliorate attraverso cicli di sviluppo prodotto aggressivi guidati dai risultati di invecchiamento accelerato di componenti / sistemi, diagnostica avanzata del monitoraggio delle prestazioni e analisi dei guasti. Una crescita significativa nell’implementazione di CPV e CPVT può essere anticipata una volta affrontate le preoccupazioni a lungo termine in termini di prestazioni e affidabilità per aumentare la fiducia nella bancabilità del sistema.

Progetti dimostrativi
Si prevede che l’economia di un settore CPVT maturo sarà competitiva, nonostante le recenti riduzioni dei costi e i graduali miglioramenti dell’efficienza per il fotovoltaico convenzionale in silicio (che può essere installato insieme al CSP convenzionale per fornire capacità elettriche e termiche simili). CPVT può attualmente essere economico per mercati di nicchia con tutte le seguenti caratteristiche di applicazione:

alta incidenza solare diretta normale (DNI)
vincoli di spazio ristretti per il posizionamento di un array di collettori solari
elevata e costante richiesta di calore a bassa temperatura (& lt; 80 ° C)
costo elevato dell’elettricità della rete
accesso a fonti di energia di backup o storage economico (elettrico e termico)

L’utilizzo di un accordo di acquisto di energia (PPA), programmi di assistenza governativa e schemi di finanziamento innovativi stanno anche aiutando i potenziali produttori e utenti a mitigare i rischi dell’adozione anticipata della tecnologia CPVT.

Le offerte di attrezzature CPVT che vanno dalla concentrazione bassa (LCPVT) ad alta (HCPVT) vengono ora implementate da diverse iniziative di avvio. Di conseguenza, la validità a lungo termine dell’approccio tecnico e / o commerciale perseguito da qualsiasi singolo fornitore di sistemi è tipicamente speculativa. In particolare, i prodotti minimi vitali delle startup possono variare ampiamente nella loro attenzione all’ingegneria dell’affidabilità. Tuttavia, viene offerta la seguente compilazione incompleta per assistere all’identificazione di alcune delle prime tendenze del settore.

I sistemi LCPVT a una concentrazione di ~ 14x utilizzando concentratori a valle riflettenti e tubi ricevitori rivestiti con celle di silicio con densi interconnessioni sono stati assemblati da Cogenra con un’efficienza dichiarata del 75% (~ 15-20% elettrico, 60% termico). Diversi sistemi di questo tipo sono in funzione da più di 5 anni a partire dal 2015 e Absolicon e Idhelio producono sistemi simili a concentrazioni rispettivamente di 10x e 50x.

Le offerte di HCPVT a oltre 700 volte la concentrazione sono emerse più di recente e possono essere classificate in tre livelli di potenza. I sistemi di terzo livello sono generatori distribuiti costituiti da grandi matrici di unità ricevitore / collettore a cella singola da ~ 20W, simili a quelli precedentemente sperimentati da Amonix e SolFocus per HCPV. I sistemi di secondo livello utilizzano array densi localizzati di celle che producono da 1 a 100 kW di potenza elettrica per unità ricevitore / generatore. I sistemi di primo livello superano i 100 kW di potenza elettrica e sono più aggressivi nel mirare al mercato dei servizi pubblici.

Diversi provider di sistemi HCPVT sono elencati nella seguente tabella. Quasi tutti sono sistemi di dimostrazione precoce che sono stati in servizio per meno di 5 anni a partire dal 2015. La potenza termica raccolta è in genere di 1,5x-2x la potenza elettrica nominale.

Provider	Nazione	Tipo di concentratore	Dimensione dell’unità in kW e
			Generatore	Ricevitore
		– Livello 1 –
Raygen	Australia	Large Heliostat Array	250	250
		– Livello 2 –
Zenith Solar / Suncore	Israele / Cina / USA	Grande piatto	4.5	2.25
Oyster di sole	Germania	Trough Large + Lens	4.7	2.35
Rehnu	stati Uniti	Grande piatto	6.4	0.8
Airlight Energy / dsolar	Svizzera	Grande piatto	12	12
Solartron	Canada	Grande piatto	20	20
Southwest Solar	stati Uniti	Grande piatto	20	20
		– Livello 3 –
Silex Power	Malta	Array di piccoli piatti	16	0.04
Solergy	Italia / Stati Uniti d’America	Array di lenti piccole	20	0.02