Concentrador fotovoltaico (CPV) (também conhecido como Concentração Fotovoltaica) é uma tecnologia fotovoltaica que gera eletricidade a partir da luz solar. Ao contrário dos sistemas fotovoltaicos convencionais, utiliza lentes e espelhos curvos para concentrar a luz solar em células solares pequenas, mas altamente eficientes, com múltiplas junções (MJ). Além disso, os sistemas de CPV costumam usar rastreadores solares e, às vezes, um sistema de resfriamento para aumentar ainda mais sua eficiência.30 A pesquisa e o desenvolvimento contínuos estão melhorando rapidamente sua competitividade no segmento em escala de serviços públicos e em áreas de alta insolação. Este tipo de tecnologia solar pode ser usado em áreas menores.
Sistemas que utilizam energia fotovoltaica de alta concentração (HCPV), especialmente, têm o potencial de se tornarem competitivos no futuro próximo. Eles possuem a mais alta eficiência de todas as tecnologias fotovoltaicas existentes e uma matriz fotovoltaica menor também reduz o equilíbrio dos custos do sistema. Atualmente, o CPV não é usado no segmento de telhados fotovoltaicos e é muito menos comum que os sistemas fotovoltaicos convencionais. Para regiões com alta irradiância normal direta anual de 2.000 quilowatts-hora (kWh) por metro quadrado ou mais, o custo nivelado da eletricidade está na faixa de US $ 0,08 a US $ 0,15 por kWh e o custo de instalação de uma usina de CPV de 10 megawatts foi identificada entre € 1.40 e € 2.20 (~ $ 1.50- $ 2.30) por watt-pico (Wp).
Em 2016, as instalações acumuladas de CPV alcançaram 350 megawatts (MW), menos de 0,2% da capacidade instalada global de 230.000 MW. Os sistemas HCPV comerciais atingiram eficiências instantâneas (“spot”) de até 42% sob condições de teste padrão (com níveis de concentração acima de 400) e a Agência Internacional de Energia vê potencial para aumentar a eficiência dessa tecnologia para 50% até meados de 2020. Em dezembro de 2014, a melhor eficiência de célula de laboratório para células MJ do concentrador atingiu 46% (quatro ou mais junções). Sob condições operacionais externas, as eficiências do módulo CPV excederam 33% (“um terço do sol”). As eficiências de CA no nível do sistema estão na faixa de 25 a 28%. As instalações de CPV estão localizadas na China, nos Estados Unidos, na África do Sul, na Itália e na Espanha.
O HCPV compete diretamente com a energia solar concentrada (CSP), já que ambas as tecnologias são mais adequadas para áreas com alta irradiância normal direta, também conhecidas como região do Cinturão do Sol nos Estados Unidos e Banana Dourada no sul da Europa. O CPV e o CSP são freqüentemente confundidos, apesar de serem tecnologias intrinsecamente diferentes desde o início: o CPV usa o efeito fotovoltaico para gerar eletricidade diretamente da luz solar, enquanto o CSP – freqüentemente chamado de solar térmica concentrada – usa o calor da radiação solar para faça vapor para acionar uma turbina, que então produz eletricidade usando um gerador. Atualmente, o CSP é mais comum que o CPV.
História
Pesquisas sobre fotovoltaicos concentradores ocorreram desde meados da década de 1970, inicialmente estimuladas pelo choque de energia de um embargo de petróleo no Oriente Médio.Sandia National Laboratories, em Albuquerque, Novo México, foi o local para a maioria dos primeiros trabalhos, com o primeiro sistema de concentração fotovoltaica moderno produzido lá no final da década. Seu primeiro sistema foi um sistema concentrador de calhas lineares que usava lentes Fresnel de acrílico de foco pontual focando em células de silício refrigeradas a água e rastreamento de dois eixos. O resfriamento celular com dissipador de calor passivo foi demonstrado em 1979 por Ramón Areces. O projeto SOLERAS de 350 kW na Arábia Saudita – o maior até muitos anos depois – foi construído por Sandia / Martin Marietta em 1981.
A pesquisa e o desenvolvimento continuaram durante os anos 80 e 90 sem interesse significativo da indústria. Melhorias na eficiência das células foram logo reconhecidas como essenciais para tornar a tecnologia econômica. No entanto, as melhorias nas tecnologias de células baseadas em Si usadas por concentradores e PV planos não favoreceram a economia de nível de sistema do CPV. A introdução de células solares III-V Multi-junção a partir do início dos anos 2000 forneceu desde então um claro diferenciador. As eficiências das células MJ melhoraram de 34% (3 junções) para 46% (4 junções) nos níveis de produção em escala de pesquisa.:14 Um número substancial de projetos de CPV multi-MW também foi comissionado em todo o mundo desde 2010.
Desafios
Os modernos sistemas de CPV operam com maior eficiência em luz solar altamente concentrada (ou seja, níveis de concentração equivalentes a centenas de sóis), desde que a célula solar seja mantida fria através do uso de dissipadores de calor. A luz difusa, que ocorre em condições nubladas e nubladas, não pode ser altamente concentrada usando somente componentes ópticos convencionais (isto é, lentes e espelhos macroscópicos). A luz filtrada, que ocorre em condições nebulosas ou poluídas, possui variações espectrais que produzem desequilíbrios entre as correntes elétricas geradas nas junções conectadas em série de células fotovoltaicas de junção múltipla (MJ) espectralmente “afinadas”. Esses recursos de CPV levam a reduções rápidas na produção de energia quando as condições atmosféricas estão abaixo do ideal.
Para produzir energia igual ou maior por watt nominal do que os sistemas fotovoltaicos convencionais, os sistemas de CPV devem estar localizados em áreas que recebem luz solar direta abundante. Isso é normalmente especificado como DNI médio maior que 5,5-6 kWh / m <sup> 2 </ sup> / dia ou 2000kWh / m <sup> 2 </ sup> / ano. . Caso contrário, as avaliações dos dados de irradiância DNI versus PIB da GNI / GHI concluíram que a PV convencional ainda deve apresentar um desempenho melhor ao longo do tempo do que a tecnologia de CPV atualmente disponível na maioria das regiões do mundo.
| Pontos fortes de CPV | Fraquezas do CPV |
|---|---|
| Alta eficiência sob irradiância normal direta | O HCPV não pode utilizar radiação difusa. O LCPV só pode utilizar uma fração da radiação difusa. |
| Baixo custo por watt de capital de manufatura | A potência de saída das células solares MJ é mais sensível a mudanças nos espectros de radiação causados pela mudança das condições atmosféricas. |
| Coeficientes de baixa temperatura | O rastreamento com precisão e confiabilidade suficientes é necessário. |
| Não requer água de resfriamento para sistemas resfriados passivamente | Pode exigir limpeza freqüente para mitigar as perdas de sujeira, dependendo do local |
| Uso adicional de calor residual possível para sistemas com resfriamento ativo possível (sistemas de espelho eglarge) | Mercado limitado – só pode ser usado em regiões com alto DNI, não pode ser facilmente instalado em telhados |
| Modular – escala de kW a GW | Forte redução de custos de tecnologias concorrentes para produção de eletricidade |
| Produção de energia aumentada e estável ao longo do dia devido ao rastreamento (dois eixos) | Problemas de bancarização e percepção |
| Tempo de retorno de baixa energia | Tecnologias de nova geração, sem histórico de produção (aumento do risco) |
| Potencial duplo uso da terra, por exemplo, para a agricultura, baixo impacto ambiental | Perdas ópticas |
| Alto potencial de redução de custos | Falta de padronização tecnológica |
| Oportunidades para manufatura local | – |
| Tamanhos menores de células podem evitar grandes flutuações no preço do módulo devido a variações nos preços de semicondutores | – |
| Um potencial maior de aumento de eficiência no futuro em comparação com os sistemas de placa plana de junção única poderia levar a maiores melhorias no uso da área terrestre, custos de BOS e custos de BOP | – |
| Fonte: Status atual do relatório de CPV, janeiro de 2015. Tabela 2: Análise dos pontos fortes e fracos do CPV. | |
Pesquisa e desenvolvimento em andamento
A pesquisa e o desenvolvimento de CPVs foram realizados em mais de 20 países por mais de uma década. A série anual de conferências CPV-x serviu como um fórum principal de troca de informações entre a universidade, o laboratório do governo e os participantes do setor. As agências governamentais também continuaram a encorajar uma série de impulsos tecnológicos específicos.
A ARPA-E anunciou uma primeira rodada de financiamento de P & D no final de 2015 para o Programa MOSAIC (Matrizes de Células Solares Otimizadas por Microscópio com Concentração Integrada) para combater ainda mais os desafios de localização e despesas da tecnologia de CPV existente. Como declarado na descrição do programa: “Os projetos MOSAIC são agrupados em três categorias: sistemas completos que integram de forma econômica micro-CPV para regiões como áreas ensolaradas do sudoeste dos EUA que possuem radiação solar de Incidente Normal Direto (DNI); sistemas completos que aplica-se a regiões, como as áreas do nordeste dos EUA e do centro-oeste, que têm baixa radiação solar DNI ou radiação solar difusa e conceitos que buscam soluções parciais para desafios tecnológicos. ”
Na Europa, o Programa CPVMATCH (Concentrando Módulos Fotovoltaicos usando Tecnologias Avançadas e Células para as mais altas eficiências) visa “aproximar o desempenho prático dos módulos do HCPV dos limites teóricos”. As metas de eficiência alcançáveis até 2019 são identificadas como 48% para células e 40% para módulos a uma concentração de & gt; 800x.
A Agência Australiana de Energia Renovável (ARENA) estendeu seu apoio em 2017 para posterior comercialização da tecnologia HCPV desenvolvida pela Raygen. Seus receptores de matriz densa de 250kW são os receptores de CPV mais potentes até agora criados, com eficiência PV comprovada de 40,4% e incluem co-geração de calor utilizável.
Design óptico
O projeto de concentradores macroscópicos de luz solar para CPV introduz um problema de projeto ótico muito específico, com características que o diferenciam de qualquer outro projeto ótico. Tem que ser eficiente, adequado para produção em massa, capaz de alta concentração, insensível a imprecisões de fabricação e montagem, e capaz de fornecer iluminação uniforme da célula. Todas essas razões tornam a ótica sem imagem a mais adequada para o CPV.
Para concentrações muito baixas, os amplos ângulos de aceitação das ópticas sem imagem evitam a necessidade de rastreamento solar ativo. Para médias e altas concentrações, um amplo ângulo de aceitação pode ser visto como uma medida de quão tolerante é a óptica a imperfeições em todo o sistema. É vital começar com um amplo ângulo de aceitação, uma vez que deve ser capaz de acomodar erros de rastreamento, movimentos do sistema devido a vento, ótica fabricada de maneira imperfeita, componentes montados imperfeitamente, rigidez finita da estrutura de suporte ou sua deformação devido ao envelhecimento, entre outros fatores. Tudo isso reduz o ângulo de aceitação inicial e, depois de todos serem considerados, o sistema ainda deve ser capaz de capturar a abertura angular finita da luz solar.
Eficiência
Todos os sistemas de CPV possuem uma óptica de concentração e uma célula solar. Geralmente, o rastreamento solar ativo é necessário. Os sistemas de baixa concentração geralmente possuem um refletor de reforço simples, que pode aumentar a produção de energia solar em mais de 30% em relação aos sistemas fotovoltaicos não concentradores. Resultados experimentais de tais sistemas de LCPV no Canadá resultaram em ganhos de energia acima de 40% para vidro prismático e 45% para módulos fotovoltaicos tradicionais de silício cristalino.
As propriedades semicondutoras permitem que as células solares operem mais eficientemente em luz concentrada, desde que a temperatura de junção da célula seja mantida fria por dissipadores de calor adequados. A eficiência das células fotovoltaicas multi-junção desenvolvidas em pesquisa é de 44% hoje, com o potencial de se aproximar de 50% nos próximos anos. A eficiência teórica limitante sob concentração aproxima-se de 65% para 5 junções, o que é um máximo prático provável.
Tipos
Os sistemas de CPV são categorizados de acordo com a quantidade de sua concentração solar, medida em “sóis” (o quadrado da ampliação).
Baixa concentração PV (LCPV)
Baixa concentração PV são sistemas com uma concentração solar de 2-100 sóis. Por razões econômicas, as células solares de silício convencionais ou modificadas são tipicamente usadas e, nessas concentrações, o fluxo de calor é baixo o suficiente para que as células não precisem ser ativamente resfriadas. Existe agora uma prova experimental e de modelagem de que os módulos solares padrão não precisam de modificação, rastreamento ou resfriamento se o nível de concentração for baixo e ainda assim aumentar a produção em 35% ou mais.
Concentração média PV
A partir de concentrações de 100 a 300 sóis, os sistemas de CPV exigem rastreamento e resfriamento solar de dois eixos (passivo ou ativo), o que os torna mais complexos.
Fotovoltaica de alta concentração (HCPV)
Os sistemas fotovoltaicos de alta concentração (HCPV) utilizam óptica de concentração composta por refletores de prato ou lentes de fresnel que concentram a luz do sol em intensidades de 1.000 sóis ou mais. As células solares necessitam de dissipadores de calor de alta capacidade para evitar a destruição térmica e para gerenciar o desempenho elétrico relacionado à temperatura e as perdas de expectativa de vida. Para exacerbar ainda mais o projeto de resfriamento concentrado, o dissipador de calor deve ser passivo, caso contrário, a energia necessária para o resfriamento ativo reduzirá a economia e a eficiência geral de conversão. Atualmente, as células solares de junção múltipla são favorecidas em relação às células de junção única, pois são mais eficientes e possuem um coeficiente de temperatura mais baixo (menor perda de eficiência com o aumento da temperatura). A eficiência de ambos os tipos de células aumenta com o aumento da concentração; a eficiência de multi-junções aumenta mais rapidamente. As células solares de junção múltipla, originalmente projetadas para PV sem concentração em satélites espaciais, foram redesenhadas devido à alta densidade de corrente encontrada com o CPV (normalmente 8 A / cm2 a 500 sóis).Embora o custo das células solares de junção múltipla seja aproximadamente 100 vezes maior que o das células de silício convencionais da mesma área, a pequena área de células empregada torna os custos relativos das células em cada sistema comparáveis e a economia do sistema favorece as células com múltiplas junções. A eficiência da célula multi-junção atingiu agora 44% nas células de produção.
O valor de 44% dado acima é para um conjunto específico de condições conhecidas como “condições de teste padrão”. Estes incluem um espectro específico, uma potência óptica incidente de 850 W / m² e uma temperatura de célula de 25 ° C. Em um sistema de concentração, a célula normalmente opera sob condições de espectro variável, menor potência óptica e temperatura mais alta. A ótica necessária para concentrar a luz tem uma eficiência limitada, na faixa de 75 a 90%.Levando em conta esses fatores, um módulo solar que incorpora uma célula de junção de 44% pode fornecer uma eficiência de DC em torno de 36%. Sob condições similares, um módulo de silício cristalino forneceria uma eficiência menor que 18%.
Quando uma alta concentração é necessária (500 a 1000 vezes), como ocorre no caso de células solares de junções múltiplas de alta eficiência, é provável que seja crucial para o sucesso comercial no nível do sistema atingir essa concentração com um ângulo de aceitação suficiente. . Isso permite tolerância na produção em massa de todos os componentes, relaxa a montagem do módulo e a instalação do sistema e diminui o custo dos elementos estruturais. Como o principal objetivo do CPV é tornar a energia solar barata, pode-se usar apenas algumas superfícies. Diminuindo o número de elementos e alcançando um alto ângulo de aceitação, pode-se flexibilizar os requisitos ópticos e mecânicos, tais como a precisão dos perfis de superfícies óticas, a montagem do módulo, a instalação, a estrutura de suporte, etc. o estágio de projeto do sistema pode levar a maiores eficiências do sistema.
Instalações
A tecnologia fotovoltaica do concentrador estabeleceu sua presença na indústria solar nos últimos anos. A primeira usina CPV que excedeu 1 MW foi comissionada na Espanha em 2006. Até o final de 2015, o número de usinas de CPV em todo o mundo representava uma capacidade instalada total de 350 MW. Dados de campo coletados nos últimos seis anos também estão começando a avaliar as perspectivas de confiabilidade do sistema a longo prazo.
O segmento emergente de CPV abrangeu cerca de 0,1% do mercado de serviços públicos de rápido crescimento para instalações fotovoltaicas na última década. Infelizmente, até o final de 2015, as perspectivas de curto prazo para o crescimento da indústria de CPV diminuíram com o fechamento de todas as maiores instalações de fabricação de CPVs: incluindo as da Suncore, Soitec, Amonix e Solfocus. No entanto, as perspectivas de crescimento para o setor fotovoltaico em geral continuam a parecer fortes.
Lista de grandes sistemas de CPV
A maior usina CPV atualmente em operação é de 80 MWp, localizada em Golmud, China, hospedada pela Suncore Photovoltaics.
| Estação de energia | Capacidade (MW p ) | Localização | Fornecedor / Construtor | |
|---|---|---|---|---|
| Golmud 2 | 79,83 | na província de Golmud / Qinghai / China | Suncore | |
| Golmud 1 | 57,96 | na província de Golmud / Qinghai / China | Suncore | |
| Touwsrivier | 44,19 | em Touwsrivier / Western Cape / África do Sul | Soitec | |
| Projeto Solar Alamosa | 35,28 | em Alamosa, Colorado / San Luis Valley / Estados Unidos | Amonix | |
| Fonte: O Consórcio CPV | ||||
Fotovoltaica concentrada e térmica
O concentrador fotovoltaico e térmico (CPVT), também chamado de calor combinado e energia solar (CHAPS) ou CPV térmico híbrido, é uma tecnologia de cogeração ou micro-cogeração usada no campo de fotovoltaicos concentradores que produz calor e eletricidade utilizáveis dentro do mesmo sistema. CPVT em altas concentrações de mais de 100 sóis (HCPVT) utiliza componentes similares como HCPV, incluindo células fotovoltaicas de rastreamento de duplo eixo e multi-junção. Um fluido resfria ativamente o receptor térmico-fotovoltaico integrado e simultaneamente transporta o calor coletado.
Normalmente, um ou mais receptores e um trocador de calor operam dentro de um circuito térmico fechado. Para manter uma operação geral eficiente e evitar danos causados pela fuga térmica, a demanda de calor do lado secundário do trocador deve ser consistentemente alta. Sob tais condições operacionais ótimas, são esperadas eficiências de coleta superiores a 70% (até ~ 35% elétricas, ~ 40% térmicas para HCPVT). As eficiências operacionais líquidas podem ser substancialmente menores, dependendo de quão bem um sistema é projetado para atender às demandas da aplicação térmica específica.
A temperatura máxima dos sistemas de CPVT é tipicamente baixa demais para alimentar uma caldeira para cogeração adicional de eletricidade baseada em vapor. Tais sistemas podem ser econômicos para potencializar aplicações de temperatura mais baixa, com uma alta demanda constante de calor. O calor pode ser empregado em aquecimento urbano, aquecimento de água e ar condicionado, dessalinização ou calor de processo. Para aplicações com demanda de calor menor ou intermitente, um sistema pode ser aumentado com um depósito de calor comutável para o ambiente externo a fim de manter uma saída elétrica confiável e garantir a vida útil da célula, apesar da redução resultante na eficiência operacional líquida.
O resfriamento ativo do HCPVT permite o uso de unidades receptoras térmicas-fotovoltaicas de maior potência, gerando tipicamente 1–100 kilowatts elétricos, em comparação com sistemas HCPV que dependem principalmente do resfriamento passivo de células individuais de 20W. Esses receptores de alta potência utilizam matrizes densas de células montadas em um dissipador de calor de alta eficiência. A minimização do número de unidades receptoras individuais é uma simplificação que deve, em última análise, produzir melhorias no equilíbrio geral de custos, manufaturabilidade, capacidade de manutenção / atualização e confiabilidade do sistema.
Requisitos de confiabilidade
As temperaturas máximas de operação (célula Tmax) dos sistemas de CPVT estão limitadas a menos de aproximadamente 100-125 ° C, devido à limitação de confiabilidade intrínseca de suas células fotovoltaicas de múltiplas junções. Isso contrasta com o CSP e outros sistemas de CHP que podem ser projetados para funcionar em temperaturas que excedam várias centenas de graus. Mais especificamente, as células fotovoltaicas de junção múltipla são fabricadas a partir de uma camada de materiais semicondutores de película fina III-V com vida útil intrínseca durante a operação de CPV que diminui rapidamente com uma dependência de temperatura do tipo Arrhenius. O receptor do sistema deve, portanto, fornecer um resfriamento de células altamente eficiente e uniforme, em que um receptor ideal forneceria a célula refrigerante Tmax Tmax. Além das limitações de material e design no desempenho de transferência de calor do receptor, vários fatores extrínsecos, como a freqüente ciclagem térmica do sistema, reduzem ainda mais o prático Tmax refrigerante compatível com longa vida útil do sistema abaixo de 80 ° C.
Os custos de capital mais elevados, menor padronização e engenharia adicionada & amp; As complexidades operacionais (em comparação com as tecnologias fotovoltaicas de zero e baixa concentração) demonstram a confiabilidade do sistema e os desafios críticos de desempenho de longa vida para a primeira geração de tecnologias de CPV e CPVT. Os padrões de teste de certificação de desempenho (por exemplo, IEC 62108, UL 8703, IEC 62789, IEC 62670) incluem condições de estresse que podem ser úteis para descobrir modos de falha predominantemente infantis e iniciais (& lt; 1–2 ano) no sistema, módulo e níveis de subcomponentes. No entanto, tais testes padronizados – como normalmente realizados em apenas uma pequena amostra de unidades – são geralmente incapazes de avaliar tempos de vida abrangentes de longo prazo (10 a 25 ou mais anos) para cada projeto e aplicação de sistema CPVT exclusivo sob sua faixa mais ampla de operação real. condições. O desempenho duradouro desses sistemas complexos é, portanto, avaliado no campo e aprimorado por meio de ciclos agressivos de desenvolvimento de produto, que são guiados pelos resultados do envelhecimento acelerado de componentes / sistemas, diagnóstico aprimorado de monitoramento de desempenho e análise de falhas. Um crescimento significativo na implantação de CPV e CPVT pode ser antecipado, uma vez que as preocupações de desempenho e confiabilidade de longo prazo sejam melhor direcionadas para aumentar a confiança na liquidez do sistema.
Projetos de demonstração
Espera-se que a economia de uma indústria de CPVT madura seja competitiva, apesar das grandes reduções de custo recentes e melhorias graduais de eficiência para o silício fotovoltaico convencional (que pode ser instalado ao lado do CSP convencional para fornecer capacidades semelhantes de geração elétrica + térmica). O CPVT pode atualmente ser econômico para nichos de mercado com todas as seguintes características de aplicação:
alta incidência normal direta solar (DNI)
restrições de espaço apertado para colocação de uma matriz de coletor solar
alta e constante demanda por calor de baixa temperatura (& lt; 80 ° C)
alto custo da eletricidade da rede
acesso a fontes de energia de backup ou armazenamento econômico (elétrico e térmico)
A utilização de um acordo de compra de energia (PPA), programas de assistência do governo e esquemas inovadores de financiamento também estão ajudando os fabricantes em potencial e os usuários a mitigar os riscos da adoção inicial de tecnologia de CPVT.
Ofertas de equipamentos CPVT variando de baixa (LCPVT) para alta concentração (HCPVT) estão sendo implantadas por vários empreendimentos de inicialização. Como tal, a viabilidade de longo prazo da abordagem técnica e / ou de negócios adotada por qualquer provedor de sistema individual é tipicamente especulativa. Notavelmente, os produtos viáveis mínimos de startups podem variar amplamente em sua atenção à engenharia de confiabilidade. No entanto, a seguinte compilação incompleta é oferecida para auxiliar na identificação de algumas tendências iniciais do setor.
Os sistemas LCPVT com uma concentração de ~ 14x usando concentradores de reflexão refletivos e tubos receptores revestidos com células de silício com interconexões densas, foram montados pela Cogenra com uma eficiência de 75% reivindicada (~ 15-20% elétrica, 60% térmica). Vários desses sistemas estão em operação há mais de 5 anos a partir de 2015, e sistemas semelhantes estão sendo produzidos pela Absolicon e pela Idhelio na concentração de 10x e 50x, respectivamente.
As ofertas de HCPVT com mais de 700x de concentração emergiram mais recentemente e podem ser classificadas em três níveis de poder. Os sistemas de terceiro nível são geradores distribuídos que consistem em grandes matrizes de unidades coletoras / receptoras de uma única célula de ~ 20W, semelhantes àquelas anteriormente lançadas pela Amonix e pela SolFocus para o HCPV. Os sistemas de segunda camada utilizam matrizes densas localizadas de células que produzem 1-100 kW de potência elétrica por unidade receptora / geradora. Os sistemas de primeiro nível excedem 100 kW de produção elétrica e são mais agressivos na segmentação do mercado de serviços públicos.
Vários provedores do sistema HCPVT estão listados na tabela a seguir. Quase todos são sistemas de demonstração iniciais que estão em serviço há menos de 5 anos a partir de 2015. A energia térmica coletada é tipicamente 1.5x-2x a potência elétrica nominal.
| Fornecedor | País | Tipo de Concentrador | Tamanho da Unidade em kWe | |
|---|---|---|---|---|
| Gerador | Receptor | |||
| – Nível 1 – | ||||
| Raygen | Austrália | Matriz Heliostática Grande | 250 | 250 |
| – Nível 2 – | ||||
| Zenith Solar / Suncore | Israel / China / EUA | Prato grande | 4,5 | 2,25 |
| Sun Oyster | Alemanha | Calha Grande + Lente | 4,7 | 2,35 |
| Rehnu | Estados Unidos | Prato grande | 6,4 | 0,8 |
| Airlight Energy / dsolar | Suíça | Prato grande | 12 | 12 |
| Solartron | Canadá | Prato grande | 20 | 20 |
| Sudoeste Solar | Estados Unidos | Prato grande | 20 | 20 |
| – Nível 3 – | ||||
| Silex Power | Malta | Matriz De Prato Pequeno | 16 | 0,04 |
| Solergy | Itália / EUA | Matriz de Lentes Pequenas | 20 | 0,02 |