La energía fotovoltaica de concentración ( CPV ) (también conocida como energía fotovoltaica de concentración o energía 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 sobre células solares multiunión (MJ) pequeñas y altamente eficientes . Además, los sistemas CPV a menudo utilizan seguidores solares y, a veces, un sistema de enfriamiento 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 residual y el material, 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 de CPV acumuladas alcanzaron los 350 megavatios (MW), menos del 0,2% de la capacidad instalada mundial de 230.000 MW ese año. [2] : 10 [3] : 5 [5] [6] : 21
La 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 solar térmica concentrada , utiliza el calor de la radiación del sol para hacer vapor para impulsar una turbina, que luego produce electricidad utilizando un generador . A partir de 2012 [actualizar], la CSP era más común que la CPV. [7]
La investigación sobre la energía fotovoltaica de concentración se ha llevado a cabo desde mediados de los años 70, inicialmente impulsada por el shock energético provocado por un embargo petrolero en Oriente Medio. Los Laboratorios Nacionales Sandia en Albuquerque, Nuevo México, fueron el lugar donde se realizó la mayor parte de los primeros trabajos, y el primer sistema de concentración fotovoltaica de tipo moderno se produjo allí a finales de la década. Su primer sistema fue un sistema de concentración de canal lineal que utilizaba una lente Fresnel acrílica de foco puntual que se enfocaba en células de silicio refrigeradas por agua y un seguimiento de dos ejes. La refrigeración de células con un disipador de calor pasivo y el uso de lentes Fresnel de silicona sobre vidrio se demostró en 1979 en 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 los años 1980 y 1990 sin un interés significativo de la industria. Las mejoras en la eficiencia de las células pronto se reconocieron como esenciales para hacer 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 PV plana no favorecieron la economía a nivel de sistema de la CPV. La introducción de células solares de unión múltiple III-V a principios de la década de 2000 ha proporcionado desde entonces un diferenciador claro . Las eficiencias de las células MJ han mejorado del 34% (3 uniones) al 46% (4 uniones) en niveles de producción a escala de investigación. [3] : 14 También se han encargado una cantidad sustancial de proyectos de CPV de varios MW en todo el mundo desde 2010. [10]
En 2016, las instalaciones CPV acumuladas alcanzaron los 350 megavatios (MW), menos del 0,2% de la capacidad instalada mundial de 230.000 MW. [2] : 10 [3] : 5 [5] [6] : 21 Los sistemas HCPV comerciales alcanzaron eficiencias instantáneas ("puntuales") de hasta el 42% en condiciones de prueba estándar (con niveles de concentración superiores a 400) [6] : 26 y la Agencia Internacional de la Energía ve potencial para aumentar la eficiencia de esta tecnología al 50% para mediados de la década de 2020. [2] : 28 A diciembre de 2014, la mejor eficiencia de celda de laboratorio para celdas MJ de concentración alcanzó el 46% (cuatro o más uniones). En condiciones de funcionamiento al aire libre, las eficiencias del módulo CPV han superado el 33% ("un tercio de un sol"). [11] Las eficiencias de CA a nivel de sistema están en el rango de 25 a 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 en condiciones de 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 nubladas y cubiertas, no se puede concentrar en gran medida utilizando solo componentes ópticos convencionales (es decir, lentes y espejos macroscópicos). La luz filtrada, que se produce en condiciones brumosas o contaminadas, tiene variaciones espectrales que producen desajustes entre las corrientes eléctricas generadas dentro de las uniones conectadas en serie de células fotovoltaicas multiunión (MJ) "sintonizadas" espectralmente . [12] Estas características de CPV conducen a disminuciones rápidas en la salida de energía cuando las condiciones atmosféricas son menos que ideales.
Para producir una energía por vatio nominal igual o mayor que los sistemas fotovoltaicos convencionales, los sistemas CPV deben ubicarse en áreas que reciban abundante luz solar directa . Esto se especifica típicamente como una DNI ( irradiancia normal directa ) promedio mayor a 5,5-6 millones de kWh/m2 / día o 2000 kWh/m2 / año. De lo contrario, las evaluaciones de los datos de irradiancia DNI vs. GNI/GHI ( irradiancia normal global e irradiancia horizontal global ) anualizados han concluido que la 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 anual de conferencias CPV-x ha servido como un foro principal de intercambio y creación de redes entre participantes de universidades, laboratorios gubernamentales y la industria. Los organismos gubernamentales también han seguido fomentando una serie de impulsos tecnológicos específicos.
ARPA-E anunció una primera ronda de financiación de I+D a finales de 2015 para el Programa MOSAIC (Microscale Optimized Solar-cell Arrays with Integrated Concentration) para combatir aún más los desafíos de ubicación y costo 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 de manera rentable la micro-CPV para regiones como las áreas soleadas del suroeste de los 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 los 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 (Módulos fotovoltaicos de concentración mediante tecnologías y células avanzadas para lograr 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 un 48 % para las células y un 40 % para los módulos con una concentración >800x. [15] A finales de 2018 se anunció una eficiencia del módulo del 41,4 %. [16]
En 2017, la Agencia Australiana de Energías Renovables (ARENA) extendió su apoyo 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 el momento, 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 y que mejorará la eficiencia de las células solares a bajo coste. [19]
Según la teoría, las propiedades semiconductoras permiten que las células solares funcionen de manera más eficiente en condiciones de luz concentrada que bajo un nivel nominal de irradiancia solar . Esto se debe a que, junto con un aumento proporcional de la corriente generada, también se produce una mejora logarítmica del voltaje de funcionamiento, en respuesta a la mayor iluminación. [20]
Para ser explícito, considere la potencia (P) generada por una célula solar bajo la iluminación de "un sol" en la superficie de la Tierra, que corresponde a una irradiancia solar pico Q=1000 Watts/m 2 . [21] La potencia de la célula 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 curva característica corriente-voltaje (IV) de la célula : [22]
Al aumentar la iluminación de la célula en "χ-soles", correspondientes a la concentración (χ) y la irradiancia (χQ), se puede expresar de manera similar:
donde, como lo muestra la referencia: [20]
Tenga en cuenta que el factor de relleno sin unidad para una celda solar de "alta calidad" normalmente varía 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 particular de la celda. [23] Para aplicaciones de concentración, FF y FF χ deberían tener valores similares que sean ambos cercanos a la unidad, lo que corresponde a una alta resistencia en derivación 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 expresa 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 (300 K ). [26]
La mejora de la eficiencia de η χ en relación con η se muestra en la siguiente tabla para un conjunto de voltajes de circuito abierto típicos que representan aproximadamente diferentes tecnologías de celdas. 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, las mayores densidades de corriente y temperaturas que surgen bajo la concentración de luz solar pueden ser difíciles de evitar ya que degradan las propiedades IV de la celda o, peor aún, causan daño físico permanente. 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 operación 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 de bajo defecto; materiales de electrodo y barra colectora gruesos y de baja resistividad; y tamaños de celda pequeños (típicamente <1 cm 2 ). [27]
Incluyendo tales características, las mejores células fotovoltaicas multiunión de película delgada desarrolladas para aplicaciones CPV terrestres logran un funcionamiento confiable en concentraciones tan altas como 500-1000 soles (es decir, irradiancias de 50-100 Watts/cm2 ) . [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] En 2022, investigadores del Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar ISE en Friburgo, Alemania, demostraron una célula solar concentradora de cuatro uniones con una eficiencia del 47,6% bajo una concentración de luz solar de 665 veces. [31] [32] La eficiencia límite teórica bajo concentración se acerca al 65% para 5 uniones, que es un máximo práctico probable. [33]
Todos los sistemas CPV tienen una célula solar y una óptica de concentración. Los concentradores ópticos de luz solar para CPV plantean 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 una alta concentración, insensibles a imprecisiones de fabricación y montaje, y capaces de proporcionar una iluminación uniforme de la célula. Todas estas razones hacen que la óptica sin formación de imágenes [34] [35] sea la más adecuada para CPV. La óptica sin formación de imágenes se utiliza a menudo para diversas aplicaciones de iluminación. Para lograr una alta eficiencia, se requiere un vidrio con alta transmisión y se debe utilizar un proceso de fabricación adecuado para garantizar la precisión de la forma. [36]
Para concentraciones muy bajas, los amplios ángulos de aceptación de las ópticas sin formación de imágenes evitan la necesidad de un seguimiento solar activo. Para concentraciones medias y altas, un amplio ángulo de aceptación puede considerarse como una medida de la tolerancia de la óptica a las imperfecciones de todo el sistema. Es fundamental empezar con un amplio ángulo de aceptación, ya que debe ser capaz de adaptarse a los errores de seguimiento, los movimientos del sistema debido al viento, las ópticas fabricadas de forma imperfecta, los componentes ensamblados de forma imperfecta, la rigidez finita de la estructura de soporte o su deformación debido al envejecimiento, entre otros factores. Todos ellos reducen el ángulo de aceptación inicial y, una vez que se han tenido en cuenta todos ellos, el sistema debe seguir siendo capaz de capturar la apertura angular finita de la luz solar.
Los sistemas CPV se clasifican según la cantidad de su concentración solar, medida en "soles" (el cuadrado del aumento ).
Los sistemas fotovoltaicos de baja concentración son sistemas con una concentración solar de entre 2 y 100 soles. [37] Por razones económicas, se suelen utilizar células solares de silicio convencionales o modificadas. El flujo de calor suele ser lo suficientemente bajo como para que no sea necesario enfriar las células de forma activa. En el caso de los módulos solares estándar, también existen pruebas experimentales y de modelos de que no se necesitan modificaciones de seguimiento o enfriamiento si el nivel de concentración es bajo [38].
Los sistemas de baja concentración suelen tener un reflector de refuerzo simple, que puede aumentar la producción de energía solar en más del 30% en comparación con los sistemas fotovoltaicos sin concentración. [39] [38] Los resultados experimentales de dichos 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 de silicio cristalino tradicionales . [40]
Desde concentraciones de 100 a 300 soles, los sistemas CPV requieren seguimiento solar de dos ejes y refrigeración (ya sea pasiva o activa), lo que los hace más complejos.
Los sistemas fotovoltaicos de alta concentración (HCPV) emplean ópticas de concentración que consisten en reflectores de plato o lentes de Fresnel que concentran la luz solar a intensidades de 1.000 soles o más. [30] Las células solares requieren disipadores de calor de alta capacidad para evitar la destrucción térmica y para 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 energía requerida para el enfriamiento activo reducirá la eficiencia de conversión general y la economía. [ cita requerida ] Las células solares de unión múltiple se favorecen actualmente sobre las células 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 eficiencia de ambos tipos de células aumenta con una mayor concentración; la eficiencia de unión múltiple aumenta más rápido. [ cita requerida ] Las células solares de unión múltiple, diseñadas originalmente para PV sin concentración en satélites espaciales , han sido rediseñadas debido a la alta densidad de corriente encontrada con CPV (típicamente 8 A/cm 2 a 500 soles). Aunque el coste de las células solares multiunión es aproximadamente 100 veces superior al de las células de silicio convencionales de la misma superficie, la pequeña superficie celular empleada hace que los costes relativos de las células en cada sistema sean comparables y la economía del sistema favorece a las células multiunión. La eficiencia de las células multiunión ha alcanzado ahora el 44% en las células de producción. [ cita requerida ]
El valor del 44 % indicado anteriormente corresponde a un conjunto específico de condiciones conocidas como "condiciones de prueba estándar". Estas incluyen un espectro específico, una potencia óptica incidente de 850 W/m2 y una temperatura de celda de 25 °C. En un sistema de concentración, la celda normalmente funcionará en condiciones de espectro variable, potencia óptica más baja y temperatura más alta. La óptica necesaria para concentrar la luz tiene una eficiencia limitada en sí misma, en el rango del 75 al 90 %. Si se tienen 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 de menos del 18 %. [ cita requerida ]
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 de 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 del módulo y la 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, solo hay unas pocas superficies que se pueden utilizar. Al disminuir el número de elementos y lograr un alto ángulo de aceptación, se pueden relajar los requisitos ópticos y mecánicos, como la precisión de los perfiles de las superficies ópticas, el ensamblaje del módulo, la instalación, la estructura de soporte, etc. Con este fin, las mejoras en el modelado de la forma del sol en la etapa de diseño del sistema pueden conducir a mayores eficiencias del sistema. [41]
Los mayores costos de capital , la menor estandarización y las complejidades adicionales de ingeniería y operación (en comparación con las tecnologías fotovoltaicas de concentración cero y baja) hacen que el rendimiento de larga duración sea un objetivo de demostración crítico para las primeras generaciones de tecnologías CPV. Las normas de certificación de rendimiento ( UL 3703, UL 8703, IEC 62108, IEC 62670, IEC 62789 e IEC 62817) incluyen condiciones de prueba de estrés que pueden ser útiles para descubrir algunos modos de falla predominantemente infantiles y de vida temprana (<1-2 años) en el sistema, seguidor, módulo, receptor y otros niveles de subcomponentes. [42] Sin embargo, tales pruebas estandarizadas, que normalmente se realizan solo en una pequeña muestra de unidades, generalmente no son capaces de evaluar vidas útiles integrales a largo plazo (10 a 25 o más años) para cada diseño y aplicación de sistema único en su rango más amplio de condiciones de operación reales, y ocasionalmente imprevistas. Por lo tanto, la confiabilidad de estos sistemas complejos se evalúa en el campo y se mejora a través de ciclos agresivos de desarrollo de productos que se guían por los resultados del envejecimiento acelerado de componentes/sistemas , diagnósticos de monitoreo del rendimiento y análisis de fallas . [43] Se puede anticipar un crecimiento significativo en la implementación de CPV una vez que se aborden mejor las preocupaciones para generar confianza en la bancabilidad del sistema. [44] [45]
La estructura de soporte del módulo y del seguidor para un sistema HCPV moderno debe permanecer precisa 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. [46] Este es un requisito desafiante para cualquier sistema mecánico que esté sujeto a las tensiones de movimientos y cargas variables. [47] Por lo tanto, pueden requerirse procedimientos económicos para la realineación y el mantenimiento periódicos del seguidor para preservar el rendimiento del sistema durante su vida útil esperada. [48]
Las temperaturas máximas de funcionamiento de las células solares multiunión ( Tmax cell ) de los sistemas HCPV están limitadas a menos de aproximadamente 110 °C debido a su limitación de confiabilidad intrínseca . [49] [29] [28] Esto contrasta con los sistemas CSP y otros sistemas de cogeneración que pueden estar diseñados para funcionar a temperaturas superiores a varios cientos de grados. Más específicamente, las células se fabrican a partir de una capa de materiales semiconductores III-V de película delgada que tienen vidas útiles intrínsecas durante el funcionamiento que disminuyen rápidamente con una dependencia de la temperatura de tipo Arrhenius . Por lo tanto, el receptor del sistema debe proporcionar un enfriamiento de células altamente eficiente y uniforme a través de 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 el frecuente ciclo térmico del sistema, reducen aún más la Tmax práctica del receptor compatible con una larga vida útil del sistema a menos de aproximadamente 80 °C. [50] [51] [52]
La tecnología fotovoltaica de concentración estableció su presencia en la industria solar durante el período 2006 a 2015. La primera planta de energía HCPV que superó el nivel de 1 MW se puso en funcionamiento en España en 2006. A fines de 2015, el número de plantas de energía CPV (incluidas las LCPV y HCPV) en todo el mundo representaba una capacidad instalada total de 350 MW. Los datos de campo recopilados de una diversidad de instalaciones desde aproximadamente 2010 también están evaluando la confiabilidad del sistema a largo plazo. [53]
El segmento emergente CPV ha comprendido ~0,1% del mercado de servicios públicos de rápido crecimiento para instalaciones fotovoltaicas durante la década hasta 2017. Desafortunadamente, después de una rápida caída en los precios tradicionales de paneles planos fotovoltaicos, la perspectiva a corto plazo para el crecimiento de la industria CPV se ha desvanecido como lo indica el cierre de las instalaciones de fabricación de HCPV más grandes: incluidas las de Suncore , Soitec , Amonix y SolFocus. [54] [55] [56] [57] [58] [59 ] [60] [61] También se ha informado que en algunos casos el mayor costo y la complejidad de mantener los seguidores de doble eje HCPV de precisión son especialmente desafiantes. [62] [48] Sin embargo, la perspectiva de crecimiento para la industria fotovoltaica en su conjunto sigue siendo sólida, lo que proporciona un optimismo continuo de que la tecnología CPV eventualmente demostrará su lugar. [3] [6]
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Similar a la PV tradicional, la potencia nominal máxima de CC de un sistema se especifica como MW p (o a veces MW DC ) en condiciones de prueba estándar del concentrador (CSTC) de DNI = 1000 W/m 2 , AM 1.5D y célula T = 25 °C, según la convención estándar IEC 62670. [63] La capacidad de producción de CA se especifica como MW CA en condiciones de funcionamiento estándar del concentrador IEC 62670 (CSOC) de DNI = 900 W/m 2 , AM1.5D, T ambiente = 20 °C y velocidad del viento = 2 m/s, y puede incluir ajustes para la eficiencia del inversor, recurso solar mayor/menor y otros factores específicos de la instalación. La planta de energía CPV más grande actualmente en funcionamiento es de 138 MW p ubicada en Golmud, China, alojada por Suncore Photovoltaics .
La energía fotovoltaica y térmica de concentración ( CPVT ), también llamada a veces energía solar combinada de calor y energía ( CHAPS ) o CPV térmica híbrida, es una tecnología de cogeneración o microcogeneración utilizada en el campo de la energía fotovoltaica de concentración que produce calor y electricidad utilizables dentro del mismo sistema. La CPVT en altas concentraciones de más de 100 soles (HCPVT) utiliza componentes similares a la HCPV, incluyendo seguimiento de doble eje y células fotovoltaicas de múltiples uniones . Un fluido enfría activamente el receptor térmico-fotovoltaico integrado y, simultáneamente, transporta el calor recolectado.
Por lo general, 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 descontrol térmico , la demanda de calor del lado secundario del intercambiador debe ser constantemente alta. Se prevén eficiencias de recolección superiores al 70 % en condiciones de funcionamiento óptimas, con hasta un 35 % eléctrico y superior al 40 % térmico para HCPVT. [85] Las eficiencias operativas netas pueden ser sustancialmente inferiores 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 los 80-90 °C, para alimentar por sí sola una caldera para la cogeneración adicional de electricidad basada en vapor. Estas temperaturas muy bajas en comparación con los sistemas CSP también hacen que la CPVT sea menos compatible con el almacenamiento de energía térmica (TES) eficiente y económico. [86] No obstante, la energía térmica capturada 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 ampliarse con un vertido de calor conmutable al entorno externo para salvaguardar la vida útil de la celda y mantener una salida 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 potencia mucho mayor, que generan típicamente de 1 a 100 kilovatios (kW) eléctricos, en comparación con los sistemas HCPV que dependen principalmente del enfriamiento pasivo de celdas individuales de ~20 W. Estos receptores de alta potencia utilizan conjuntos densos de celdas montadas en un disipador de calor de alta eficiencia . [87] 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. [88] [ se necesita una mejor fuente ] Un sistema que combina receptores de hasta 1 MW eléctrico / 2 MW térmicos con TES que utiliza un generador de ciclo Rankine orgánico acompañante para proporcionar electricidad a demanda [89] [90] operó en 2023 en Australia, con una potencia combinada de 4 MW y 51 MWh de almacenamiento. [91]
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 la eficiencia de la energía fotovoltaica de silicio convencional (que se puede instalar junto con la energía solar concentrada convencional para proporcionar capacidades de generación eléctrica y térmica similares). [3] Actualmente, la CPVT puede ser 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 posibles fabricantes y usuarios a mitigar los riesgos de la adopción temprana de la tecnología CPVT.
Varias empresas emergentes están implementando ofertas de equipos CPVT que van desde baja (LCPVT) a alta (HCPVT) concentración . Por lo tanto, la viabilidad a largo plazo del enfoque técnico y/o comercial que persigue cualquier proveedor de sistemas individual suele ser especulativa. Cabe destacar que los productos mínimos viables de las empresas emergentes pueden variar ampliamente en su atención a la ingeniería de confiabilidad . No obstante, se ofrece la siguiente compilación incompleta para ayudar a identificar algunas tendencias tempranas de la industria.
Cogenra ha ensamblado sistemas LCPVT a una concentración de ~14x utilizando concentradores de canal reflectante y tubos receptores revestidos con celdas de silicio que tienen interconexiones densas, con una eficiencia declarada del 75% (~15-20% eléctrica, 60% térmica). [92] Varios de estos sistemas están en funcionamiento desde hace más de cinco años a partir de 2015, y Absolicon [93] e Idhelio [94] están produciendo sistemas similares a concentraciones de 10x y 50x, respectivamente.
Recientemente han surgido ofertas de HCPVT con una concentración superior a 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 habían desarrollado para HCPV. Los sistemas de segundo nivel utilizan conjuntos densos localizados de celdas que producen entre 1 y 100 kW de potencia eléctrica por unidad receptora/generadora. Los sistemas de primer nivel superan los 100 kW de potencia eléctrica y son los 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 recolectada es típicamente de 1,5 a 2 veces la energía eléctrica nominal.
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