La concentración fotovoltaica ( CPV ) (también conocida como concentración fotovoltaica o fotovoltaica de concentración ) es una tecnología fotovoltaica que genera electricidad a partir de la luz solar. A diferencia de los sistemas fotovoltaicos convencionales , utiliza lentes o espejos curvos para enfocar la luz solar en células solares de múltiples uniones (MJ) pequeñas y altamente eficientes . Además, los sistemas CPV suelen utilizar seguidores solares y, en ocasiones, un sistema de refrigeración para aumentar aún más su eficiencia. [2] : 30
Los sistemas que utilizan energía fotovoltaica de alta concentración ( HCPV ) poseen la mayor eficiencia de todas las tecnologías fotovoltaicas existentes, alcanzando cerca del 40% para los módulos de producción y el 30% para los sistemas. [3] : 5 Permiten un conjunto fotovoltaico más pequeño que tiene el potencial de reducir el uso de la tierra, el calor y los materiales residuales y el equilibrio de los costos del sistema. La tasa de instalaciones anuales de CPV alcanzó su punto máximo en 2012 y ha caído a casi cero desde 2018 con la caída más rápida de los precios de la energía fotovoltaica de silicio cristalino . [4] : 24 En 2016, las instalaciones acumuladas de CPV alcanzaron los 350 megavatios (MW), menos del 0,2% de la capacidad instalada global de 230.000 MW ese año. [2] : 10 [3] : 5 [5] [6] : 21
HCPV compite directamente con la energía solar concentrada (CSP), ya que ambas tecnologías son más adecuadas para áreas con alta irradiancia normal directa , que también se conocen como la región Sun Belt en los Estados Unidos y Golden Banana en el sur de Europa. [6] : 26 La CPV y la CSP a menudo se confunden entre sí, a pesar de ser tecnologías intrínsecamente diferentes desde el principio: la CPV utiliza el efecto fotovoltaico para generar electricidad directamente a partir de la luz solar, mientras que la CSP, a menudo llamada energía solar térmica concentrada , utiliza el calor de la La radiación del sol para producir vapor para impulsar una turbina, que luego produce electricidad mediante un generador . En 2012 [actualizar], la CSP era más común que la CPV. [7]
La investigación sobre concentradores fotovoltaicos se ha llevado a cabo desde mediados de la década de 1970, inicialmente impulsada por el shock energético provocado por un embargo petrolero en Medio Oriente. Los Laboratorios Nacionales Sandia en Albuquerque, Nuevo México, fueron el lugar donde se realizaron la mayor parte de los primeros trabajos, y allí se produjo el primer sistema de concentración fotovoltaica de tipo moderno a finales de la década. Su primer sistema fue un sistema concentrador lineal que utilizaba una lente Fresnel acrílica de enfoque puntual que se centraba en células de silicio refrigeradas por agua y seguimiento de dos ejes. El enfriamiento de las células con un disipador de calor pasivo y el uso de lentes de Fresnel de silicona sobre vidrio fue demostrado en 1979 por el Proyecto Ramón Areces en el Instituto de Energía Solar de la Universidad Politécnica de Madrid . El proyecto SOLERAS de 350 kW en Arabia Saudita –el más grande hasta muchos años después– fue construido por Sandia/ Martin Marietta en 1981. [8] [9]
La investigación y el desarrollo continuaron durante las décadas de 1980 y 1990 sin un interés significativo de la industria. Pronto se reconoció que las mejoras en la eficiencia de las células eran esenciales para que la tecnología fuera económica. Sin embargo, las mejoras en las tecnologías de células basadas en Si utilizadas tanto por los concentradores como por la fotovoltaica plana no lograron favorecer la economía a nivel de sistema de la CPV. Desde entonces, la introducción de células solares multiunión III-V a partir de principios de la década de 2000 ha proporcionado un claro diferenciador . La eficiencia de las células MJ ha mejorado del 34 % (3 uniones) al 46 % (4 uniones) en niveles de producción a escala de investigación. [3] : 14 También se ha puesto en marcha en todo el mundo un número sustancial de proyectos CPV de varios MW desde 2010. [10]
En 2016, las instalaciones acumuladas de CPV alcanzaron los 350 megavatios (MW), menos del 0,2% de la capacidad instalada global de 230.000 MW. [2] : 10 [3] : 5 [5] [6] : 21 Los sistemas comerciales HCPV alcanzaron eficiencias instantáneas ("spot") de hasta el 42 % en condiciones de prueba estándar (con niveles de concentración superiores a 400) [6] : 26 y la Agencia Internacional de Energía ve potencial para aumentar la eficiencia de esta tecnología al 50% para mediados de la década de 2020. [2] : 28 En diciembre de 2014, la mejor eficiencia de las células de laboratorio para concentradores MJ alcanzó el 46 % (cuatro o más uniones). En condiciones de funcionamiento al aire libre, la eficiencia del módulo CPV ha superado el 33% ("un tercio de sol"). [11] Las eficiencias de aire acondicionado a nivel del sistema están en el rango del 25% al 28%. Las instalaciones de CPV están ubicadas en China , Estados Unidos , Sudáfrica , Italia y España . [3] : 12
Los sistemas CPV modernos 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 nubosidad y cielo cubierto, no puede concentrarse mucho utilizando únicamente componentes ópticos convencionales (es decir, lentes y espejos macroscópicos). La luz filtrada, que se produce en condiciones de niebla o contaminación, tiene variaciones espectrales que producen desajustes entre las corrientes eléctricas generadas dentro de las uniones conectadas en serie de células fotovoltaicas de múltiples uniones (MJ) espectralmente "sintonizadas" . [12] Estas características de CPV conducen a rápidas disminuciones en la producción de energía cuando las condiciones atmosféricas no son ideales.
Para producir igual o mayor energía por vatio nominal que los sistemas fotovoltaicos convencionales, los sistemas CPV deben ubicarse en áreas que reciban abundante luz solar directa . Normalmente, esto se especifica como DNI ( irradiancia normal directa ) promedio superior a 5,5-6 millones de kWh/m 2 /día o 2000 kWh/m 2 /año. De lo contrario, las evaluaciones de los datos de irradiancia anualizados de DNI versus GNI/GHI ( irradiancia normal global e irradiancia horizontal global ) han concluido que la energía fotovoltaica convencional aún debería funcionar mejor con el tiempo que la tecnología CPV actualmente disponible en la mayoría de las regiones del mundo (ver, por ejemplo, [13] ] ).
La investigación y el desarrollo de CPV se han llevado a cabo en más de 20 países durante más de una década. La serie de conferencias anuales CPV-x ha servido como principal foro de intercambio y establecimiento de contactos entre universidades, laboratorios gubernamentales y 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 de I+D a finales de 2015 para el Programa MOSAIC (Matrices de células solares optimizadas a microescala con concentración integrada) para combatir aún más los desafíos de ubicación y gastos de la tecnología CPV existente. Como se indica en la descripción del programa: "Los proyectos MOSAIC se agrupan en tres categorías: sistemas completos que integran micro-CPV de manera rentable para regiones como las áreas soleadas del suroeste de EE. UU. que tienen una alta radiación solar de irradiancia normal directa (DNI); sistemas completos que se aplican a regiones, como áreas del noreste y medio oeste de EE. UU., que tienen baja radiación solar DNI o alta radiación solar difusa y conceptos que buscan soluciones parciales a los desafíos tecnológicos; [14]
En Europa, el programa CPVMATCH (Concentración de módulos fotovoltaicos utilizando tecnologías y células avanzadas para obtener la máxima eficiencia) tiene como objetivo "acercar el rendimiento práctico de los módulos HCPV a los límites teóricos". Los objetivos de eficiencia alcanzables para 2019 se identifican como 48% para células y 40% para módulos con una concentración >800x. [15] A finales de 2018 se anunció una eficiencia del módulo del 41,4 %. [16]
La Agencia Australiana de Energías Renovables (ARENA) amplió su apoyo en 2017 para una mayor comercialización de la tecnología HCPV desarrollada por Raygen. [17] Sus receptores de matriz densa de 250 kW son los receptores CPV más potentes creados hasta ahora, con una eficiencia fotovoltaica demostrada del 40,4% e incluyen cogeneración de calor utilizable. [18]
ISP Solar está desarrollando un dispositivo solar de baja concentración que incluye su propio seguidor interno que mejorará la eficiencia de la célula solar a bajo costo. [19]
Según la teoría, las propiedades de los semiconductores permiten que las células solares funcionen de manera más eficiente con luz concentrada que con un nivel nominal de irradiancia solar . Esto se debe a que, junto con un aumento proporcional en la corriente generada, también ocurre un aumento logarítmico en el voltaje de operación, en respuesta a la mayor iluminación. [20]
Para ser explícito, consideremos la potencia (P) generada por una célula solar bajo iluminación de "un sol" en la superficie terrestre, que corresponde a una irradiancia solar máxima Q=1000 Watts/m 2 . [21] La potencia de la celda se puede expresar como una función del voltaje de circuito abierto (V oc ), la corriente de cortocircuito (I sc ) y el factor de llenado (FF) de la característica corriente-voltaje (IV) de la celda. curva: [22]
Al aumentar la iluminación de la célula en los "soles χ", correspondientes a la concentración (χ) y la irradiancia (χQ), se puede expresar de manera similar:
donde, como se muestra por referencia: [20]
Tenga en cuenta que el factor de llenado sin unidades para una célula solar de "alta calidad" suele oscilar entre 0,75 y 0,9 y, en la práctica, puede depender principalmente de las resistencias en serie y en derivación equivalentes para la construcción de la célula en particular. [23] Para aplicaciones de concentradores, FF y FF χ deben tener valores similares que estén cerca de la unidad, correspondientes a una resistencia en derivación alta y una resistencia en serie muy baja (<1 miliohmio). [24]
Las eficiencias de una celda de área (A) bajo un sol y χ-soles se definen como: [25]
La eficiencia bajo concentración se da entonces en términos de χ y las características de la celda como: [20]
donde el término kT/q es el voltaje (llamado voltaje térmico ) de una población termalizada de electrones, como la que fluye a través de la unión pn de una célula solar , y tiene un valor de aproximadamente25,85 mV a temperatura ambiente (300K ). [26]
La mejora de la eficiencia de η χ en relación con η se enumera en la siguiente tabla para un conjunto de voltajes de circuito abierto típicos que representan aproximadamente diferentes tecnologías de celda. La tabla muestra que la mejora puede ser de hasta un 20-30 % con una concentración de χ = 1000. El cálculo supone FF χ /FF=1; una suposición que se aclara en la siguiente discusión.
En la práctica, puede ser difícil evitar que las mayores densidades de corriente y temperaturas que surgen bajo la concentración de luz solar degraden las propiedades intravenosas de la celda o, peor aún, causen daños físicos permanentes. Tales efectos pueden reducir la relación FF χ /FF en un porcentaje aún mayor por debajo de la unidad que los valores tabulados que se muestran arriba. Para evitar daños irreversibles, el aumento de la temperatura de funcionamiento de la celda bajo concentración debe controlarse con el uso de un disipador de calor adecuado . Además, el diseño de la celda en sí debe incorporar características que reduzcan la recombinación y las resistencias de contacto , electrodo y barra colectora a niveles que se adapten a la concentración objetivo y la densidad de corriente resultante. Estas características incluyen capas semiconductoras delgadas y con pocos defectos; materiales gruesos y de baja resistividad para electrodos y barras colectoras; y tamaños de células pequeñas (típicamente <1 cm 2 ). [27]
Incluyendo estas características, las mejores células fotovoltaicas multiunión de película delgada desarrolladas para aplicaciones CPV terrestres logran un funcionamiento fiable en concentraciones tan altas como 500-1000 soles (es decir, irradiancias de 50-100 vatios/cm 2 ). [28] [29] A partir del año 2014, sus eficiencias son superiores al 44% (tres uniones), con el potencial de acercarse al 50% (cuatro o más uniones) en los próximos años. [30] La eficiencia límite teórica bajo concentración se acerca al 65% para 5 uniones, que es un máximo práctico probable. [31]
Todos los sistemas CPV cuentan con una célula solar y una óptica concentradora. Los concentradores ópticos de luz solar para CPV introducen un problema de diseño muy específico, con características que los diferencian de la mayoría de los demás diseños ópticos. Tienen que ser eficientes, adecuados para la producción en masa, capaces de lograr una alta concentración, insensibles a las imprecisiones de fabricación y montaje y capaces de proporcionar una iluminación uniforme de la celda. Todas estas razones hacen que la óptica sin imágenes [32] [33] sea la más adecuada para la CPV. La óptica sin imágenes se utiliza a menudo para diversas aplicaciones de iluminación. Para lograr una alta eficiencia, se requiere vidrio con alta transmisión y se debe utilizar un proceso de fabricación adecuado para garantizar la precisión de la forma. [34]
Para concentraciones muy bajas, los amplios ángulos de aceptación de la óptica sin imágenes evitan la necesidad de un seguimiento solar activo. Para concentraciones medias y altas, un ángulo de aceptación amplio puede verse como una medida de cuán tolerante es la óptica a las imperfecciones en todo el sistema. Es vital partir de un ángulo de aceptación amplio ya que debe poder acomodar errores de seguimiento, movimientos del sistema debido al viento, ópticas mal fabricadas, componentes mal ensamblados, rigidez finita de la estructura de soporte o su deformación por envejecimiento, entre otros factores. Todos estos reducen el ángulo de aceptación inicial y, una vez que se tienen en cuenta, el sistema aún debe poder capturar la apertura angular finita de la luz solar.
Los sistemas CPV se clasifican según la cantidad de concentración solar, medida en "soles" (el cuadrado de la ampliación ).
Los fotovoltaicos de baja concentración son sistemas con una concentración solar de 2 a 100 soles. [35] Por razones económicas, normalmente se utilizan células solares de silicio convencionales o modificadas. El flujo de calor suele ser lo suficientemente bajo como para que no sea necesario enfriar activamente las celdas. Para los módulos solares estándar, también existe evidencia experimental y de modelos de que no se necesitan modificaciones de seguimiento o enfriamiento si el nivel de concentración es bajo [36]
Los sistemas de baja concentración suelen tener un reflector de refuerzo simple, que puede aumentar la producción de electricidad solar en más de un 30% con respecto a la de los sistemas fotovoltaicos sin concentrador. [37] [36] Los resultados experimentales de tales sistemas LCPV en Canadá dieron como resultado ganancias de energía de más del 40% para el vidrio prismático y del 45% para los módulos fotovoltaicos tradicionales de silicio cristalino . [38]
Desde concentraciones de 100 a 300 soles, los sistemas CPV requieren seguimiento solar en dos ejes y enfriamiento (ya sea pasivo o activo), lo que los hace más complejos.
Los sistemas fotovoltaicos de alta concentración (HCPV) emplean ópticas de concentración que consisten en reflectores parabólicos o lentes de Fresnel que concentran la luz solar a intensidades de 1000 soles o más. [30] 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 esperanza de vida. Para exacerbar aún más el diseño de enfriamiento concentrado, el disipador de calor debe ser pasivo; de lo contrario, la potencia requerida para el enfriamiento activo reducirá la eficiencia y la economía de conversión general. [ cita necesaria ] Actualmente se prefieren las células solares de unión múltiple a las de unión simple, ya que son más eficientes y tienen un coeficiente de temperatura más bajo (menor pérdida de eficiencia con un aumento de temperatura). La eficacia de ambos tipos de células aumenta con una mayor concentración; La eficiencia de múltiples uniones aumenta más rápido. [ cita necesaria ] Las células solares de uniones múltiples, originalmente diseñadas para energía fotovoltaica no concentrada en satélites espaciales , se han rediseñado debido a la alta densidad de corriente que se encuentra con la CPV (normalmente 8 A/cm 2 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, la pequeña área de celda empleada hace que los costos relativos de las células en cada sistema sean comparables y la economía del sistema favorece a las células multiunión. La eficiencia de las celdas multiunión ha alcanzado ahora el 44% en las celdas de producción. [ cita necesaria ]
El valor del 44 % indicado 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/m 2 y una temperatura de celda de 25 °C. En un sistema de concentración, la celda normalmente funcionará en condiciones de espectro variable, menor potencia óptica y mayor temperatura. Las ópticas necesarias para concentrar la luz tienen una eficiencia limitada, en el rango del 75 al 90%. Teniendo en cuenta estos factores, un módulo solar que incorpore una celda multiunión del 44% podría ofrecer una eficiencia de CC de alrededor del 36%. En condiciones similares, un módulo de silicio cristalino ofrecería una eficiencia inferior al 18%. [ cita necesaria ]
Cuando se necesita una alta concentración (500-1000 veces), como ocurre en el caso de las células solares multiunión de alta eficiencia, es probable que sea crucial para el éxito comercial a nivel del sistema lograr dicha concentración con un ángulo de aceptación suficiente. . Esto permite tolerancia en la producción en masa de todos los componentes, relaja el ensamblaje de módulos e instalación del sistema y disminuye el costo de los elementos estructurales. Dado que el objetivo principal de la CPV es hacer que la energía solar sea económica, sólo se pueden utilizar unas pocas superficies. Disminuyendo el número de elementos y consiguiendo un ángulo de aceptación alto, se pueden relajar requisitos ópticos y mecánicos, tales como la precisión de los perfiles de las superficies ópticas, el montaje de los módulos, la instalación, la estructura de soporte, etc. Para ello, se pueden realizar mejoras en la forma del sol. el modelado en la etapa de diseño del sistema puede conducir a mayores eficiencias del sistema. [39]
Los mayores costos de capital , la menor estandarización y las complejidades operativas y de ingeniería adicionales (en comparación con las tecnologías fotovoltaicas de concentración cero y baja) hacen que el rendimiento de larga duración sea un objetivo de demostración fundamental para las primeras generaciones de tecnologías CPV. Los estándares de certificación de desempeño ( UL 3703, UL 8703, IEC 62108, IEC 62670, IEC 62789 e IEC 62817) incluyen condiciones de pruebas de estrés que pueden ser útiles para descubrir algunos modos de falla predominantemente infantiles y de vida temprana (<1 a 2 años) en el sistema, rastreador, módulo, receptor y otros niveles de subcomponentes. [40] Sin embargo, estas pruebas estandarizadas, que normalmente se realizan sólo en una pequeña muestra de unidades, generalmente son incapaces de evaluar la vida útil integral a largo plazo (de 10 a 25 años o más) para cada diseño y aplicación de sistema único bajo su gama más amplia de condiciones operativas reales (y en ocasiones imprevistas). Por lo tanto, la confiabilidad de estos sistemas complejos se evalúa en el campo y se mejora a través de agresivos ciclos de desarrollo de productos que se guían por los resultados del envejecimiento acelerado de componentes/sistemas , diagnósticos de monitoreo del desempeño y análisis de fallas . [41] Se puede anticipar un crecimiento significativo en el despliegue de CPV una vez que se aborden mejor las preocupaciones para generar confianza en la financiabilidad del sistema. [42] [43]
La estructura de soporte del módulo y del seguidor para un sistema HCPV moderno debe mantener una precisión de entre 0,1° y 0,3° para mantener el recurso solar adecuadamente centrado dentro del ángulo de aceptación de la óptica de recolección del receptor y, por lo tanto, concentrado en las células fotovoltaicas. [44] Este es un requisito desafiante para cualquier sistema mecánico que esté sujeto a tensiones de diferentes movimientos y cargas. [45] Por lo tanto, es posible que se requieran procedimientos económicos para la realineación y el mantenimiento periódicos del rastreador para preservar el rendimiento del sistema durante su vida útil esperada. [46]
Las temperaturas máximas de funcionamiento de las células solares de uniones múltiples (Tmax de la célula ) de los sistemas HCPV están limitadas a menos de aproximadamente 110 °C debido a su limitación de confiabilidad intrínseca . [47] [29] [28] Esto contrasta con la CSP y otros sistemas CHP que pueden diseñarse para funcionar a temperaturas superiores a varios cientos de grados. Más específicamente, las celdas se fabrican a partir de una capa de materiales semiconductores de película delgada III-V que tienen una vida útil intrínseca durante el funcionamiento que disminuye rápidamente con una dependencia de la temperatura de tipo Arrhenius . Por lo tanto, el receptor del sistema debe garantizar una refrigeración celular uniforme y altamente eficiente mediante métodos activos y/o pasivos suficientemente robustos. Además de las limitaciones de material y diseño en el rendimiento de transferencia de calor del receptor , otros factores extrínsecos , como los frecuentes ciclos térmicos del sistema, reducen aún más el práctico receptor T max compatible con una larga vida útil del sistema por debajo de aproximadamente 80 °C. [48] [49] [50]
La tecnología fotovoltaica de concentración estableció su presencia en la industria solar durante el periodo 2006 a 2015. La primera central eléctrica HCPV que superó el nivel de 1 MW se puso en funcionamiento en España en 2006. A finales de 2015, el número de centrales eléctricas CPV (incluidas ambas LCPV y HCPV) en todo el mundo suman una capacidad instalada total de 350 MW. Los datos de campo recopilados de una diversidad de instalaciones desde aproximadamente 2010 también sirven como punto de referencia para la confiabilidad del sistema a largo plazo. [51]
El segmento emergente de CPV ha representado aproximadamente el 0,1% del mercado de servicios públicos de rápido crecimiento para instalaciones fotovoltaicas durante la década hasta 2017. Desafortunadamente, tras una rápida caída en los precios tradicionales de paneles planos fotovoltaicos, las perspectivas a corto plazo para el crecimiento de la industria CPV se han desvanecido. como lo indica el cierre de las mayores instalaciones de fabricación de HCPV: incluidas las de Suncore , Soitec , Amonix y SolFocus. [52] [53] [54] [55] [56] [57] [58] [59] En algunos casos también se ha informado que el mayor costo y la complejidad de mantener los seguidores de precisión de doble eje HCPV son especialmente desafiantes. [60] [46] Sin embargo, las perspectivas de crecimiento para la industria fotovoltaica en su conjunto siguen siendo sólidas, lo que proporciona un optimismo continuo de que la tecnología CPV eventualmente demostrará su lugar. [3] [6]
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De manera similar a la energía fotovoltaica tradicional, la clasificación máxima de CC de un sistema se especifica como MW p (o, a veces, MW CC ) en condiciones de prueba estándar del concentrador (CSTC) de DNI = 1000 W/m 2 , AM 1,5 D y celda T = 25 °. C, según la convención estándar IEC 62670. [61] La capacidad de producción de CA se especifica como MW CA según condiciones operativas estándar del concentrador (CSOC) IEC 62670 de DNI=900 W/m 2 , AM1.5D, T ambiente = 20 °C y velocidad del viento = 2 m/s y puede incluir ajustes por la eficiencia del inversor, mayor o menor recurso solar y otros factores específicos de la instalación. La central eléctrica CPV más grande actualmente en funcionamiento tiene una potencia nominal de 138 MW y está ubicada en Golmud, China, y está alojada por Suncore Photovoltaics .
La concentración fotovoltaica y térmica ( CPVT ), también llamada a veces combinación de calor y energía solar ( CHAPS ) o CPV térmica híbrida, es una tecnología de cogeneración o microcogeneración utilizada en el campo de la concentración fotovoltaica que produce calor y electricidad utilizables dentro del mismo sistema. CPVT en altas concentraciones de más de 100 soles (HCPVT) utiliza componentes similares a HCPV, incluido el seguimiento de doble eje y células fotovoltaicas de múltiples uniones . Un fluido enfría activamente el receptor térmico-fotovoltaico integrado y al mismo tiempo transporta el calor recogido.
Normalmente, uno o más receptores y un intercambiador de calor funcionan dentro de un circuito térmico cerrado. Para mantener un funcionamiento general eficiente y evitar daños por fuga térmica , la demanda de calor del lado secundario del intercambiador debe ser constantemente alta. Se anticipan eficiencias de recolección superiores al 70 % en condiciones operativas óptimas, con hasta un 35 % eléctrico y más del 40 % térmico para HCPVT. [83] Las eficiencias operativas netas pueden ser sustancialmente menores dependiendo de qué tan bien esté diseñado un sistema para satisfacer las demandas de la aplicación térmica particular.
La temperatura máxima de los sistemas CPVT es demasiado baja, normalmente por debajo de 80-90 °C, para alimentar por sí sola una caldera para cogeneración adicional de electricidad a base de vapor. Estas temperaturas tan bajas en comparación con los sistemas CSP también hacen que CPVT sea menos compatible con el almacenamiento de energía térmica (TES) eficiente y económico. [84] No obstante, la energía térmica captada puede emplearse directamente en calefacción urbana , calentamiento de agua y aire acondicionado , desalinización o calor de proceso . Para aplicaciones térmicas que tienen una demanda menor o intermitente, un sistema puede complementarse con un volcado de calor conmutable al ambiente externo para salvaguardar la vida útil de la celda y mantener una producción fotovoltaica confiable, a pesar de la reducción resultante en la eficiencia operativa neta.
El enfriamiento activo HCPVT permite el uso de unidades receptoras fotovoltaicas térmicas de mucha mayor potencia, que generalmente generan entre 1 y 100 kilovatios (kW) de electricidad, en comparación con los sistemas HCPV que dependen principalmente del enfriamiento pasivo de celdas individuales de ~20 W. Estos receptores de alta potencia utilizan densos conjuntos de celdas montadas en un disipador de calor de alta eficiencia . [85] Minimizar el número de unidades receptoras individuales es una simplificación que, en última instancia, puede producir una mejora en el equilibrio general de los costos del sistema, la capacidad de fabricación, la capacidad de mantenimiento/actualización y la confiabilidad. [86] [ se necesita una mejor fuente ] Un sistema que combina receptores de hasta 1 MW eléctrico /2 MW térmico con TES utilizando un generador orgánico de ciclo Rankine adjunto para proporcionar electricidad a pedido [87] [88] funcionó en 2023 en Australia, a una Combina 4 MW de potencia y 51 MWh de almacenamiento. [89]
Se prevé que la economía de una industria de CPVT madura sea competitiva, a pesar de las grandes reducciones de costos recientes y las mejoras graduales de eficiencia para la energía fotovoltaica de silicio convencional (que puede instalarse junto con la CSP convencional para proporcionar capacidades de generación eléctrica y térmica similares). [3] Actualmente, la CPVT puede resultar económica para nichos de mercado que tengan todas las siguientes características de aplicación:
La utilización de un acuerdo de compra de energía (PPA), programas de asistencia gubernamental y esquemas de financiamiento innovadores también están ayudando a los fabricantes y usuarios potenciales a mitigar los riesgos de la adopción temprana de la tecnología CPVT.
Varias empresas emergentes están implementando ofertas de equipos CPVT que van desde concentraciones bajas (LCPVT) hasta altas (HCPVT) . Como tal, la viabilidad a largo plazo del enfoque técnico y/o comercial que persigue cualquier proveedor de sistemas individual es típicamente especulativa. En particular, los productos mínimos viables de las nuevas empresas pueden variar ampliamente en su atención a la ingeniería de confiabilidad . Sin embargo, se ofrece la siguiente recopilación incompleta para ayudar a identificar algunas de las primeras tendencias de la industria.
Cogenra ha ensamblado sistemas LCPVT con una concentración de ~14x utilizando concentradores de canal reflectantes y tuberías receptoras revestidas con celdas de silicio que tienen interconexiones densas con una eficiencia declarada del 75% (~15-20% eléctrica, 60% térmica). [90] Varios de estos sistemas están en funcionamiento durante más de cinco años a partir de 2015, y Absolicon [91] e Idhelio [92] están produciendo sistemas similares en concentraciones de 10x y 50x, respectivamente.
Más recientemente han surgido ofertas de HCPVT con una concentración de más de 700x y pueden clasificarse en tres niveles de potencia. Los sistemas de tercer nivel son generadores distribuidos que constan de grandes conjuntos de unidades receptoras/colectoras de una sola celda de ~20 W, similares a los que Amonix y SolFocus fueron pioneros anteriormente para HCPV. Los sistemas de segundo nivel utilizan conjuntos densos localizados de células que producen entre 1 y 100 kW de potencia eléctrica por unidad receptora/generadora. Los sistemas de primer nivel superan los 100 kW de producción eléctrica y son más agresivos a la hora de apuntar al mercado de servicios públicos.
En la siguiente tabla se enumeran varios proveedores de sistemas HCPVT. Casi todos son sistemas de demostración temprana que han estado en servicio durante menos de cinco años a partir de 2015. La energía térmica captada suele ser entre 1,5 y 2 veces la potencia eléctrica nominal.
{{citation}}: Mantenimiento CS1: varios nombres: lista de autores ( enlace ){{cite web}}: Mantenimiento CS1: varios nombres: lista de autores ( enlace )