集光型太陽光発電

集光型太陽光発電（CSP 、集光型太陽光発電、集光型太陽熱発電とも呼ばれる）システムは、鏡やレンズを使用して広い面積の太陽光を受信機に集中させることで太陽光発電を行います。 ^[1] 集中した光が熱（太陽熱エネルギー）に変換されると電気が生成され、発電機に接続された熱機関（通常は蒸気タービン）を駆動するか、 ^{[2] [3] [4]}熱化学反応に電力を供給します。^{[5] [6] [7]}

2021年現在、世界の集光型太陽光発電の設置容量は6.8GWとなっている。^[8] 2023年現在、中国^[9]とアラブ首長国連邦のドバイ^[9]で建設中の3つの新しいCSPプロジェクトを含めると、合計は8.1GWとなる。CSPプラントの世界的データベースを管理している米国に拠点を置く国立再生可能エネルギー研究所（NREL）は、6.6GWの稼働容量と1.5GWの建設中容量を数えている。^[10]

熱エネルギーを生成する発電所であるCSPは、石炭、ガス、地熱などの火力発電所との共通点が多い。CSPプラントには、顕熱または潜熱（溶融塩を使用するなど）の形でエネルギーを貯蔵する熱エネルギー貯蔵を組み込むことができ、これにより、これらのプラントは昼夜を問わず必要なときにいつでも電力を供給し続けることができる。^{[11]これにより、CSPは}ディスパッチ可能な太陽光発電の一形態となる。ディスパッチ可能な再生可能エネルギーは、カリフォルニア州など、すでに太陽光発電（PV）の普及率が高い場所では特に価値がある。^{[12]なぜなら、電力需要は日没近くにピークを迎え、PV容量は減少する（}ダックカーブと呼ばれる現象）ためである。^[13]

CSPは、どちらも太陽エネルギーを使用するため、太陽光発電（PV）とよく比較されます。太陽光発電は価格の低下により2010年代に大幅な成長を遂げましたが、 ^{[14] [15]}技術的な問題と価格の高騰により、太陽光CSPの成長は鈍化しています。2017年には、CSPは世界中の太陽光発電所の設置容量の2％未満を占めました。^[16] しかし、CSPは夜間にエネルギーをより簡単に貯蔵できるため、ディスパッチ可能な発電機やベースロード発電所よりも競争力があります。^{[17] [18] [19] [20]}

2019年に建設中のドバイのDEWAプロジェクトは、700MWのトラフとタワーを組み合わせたプロジェクト（トラフ600MW、タワー100MW、1日15時間の蓄熱）で、 2017年に1MWhあたり73米ドルというCSP価格の世界最低記録を保持しました^[21]。チリの極度に乾燥したアタカマ地方のベースロードCSP料金は、2017年のオークションで1MWhあたり50ドルを下回りました^{[22] [23] 。}

伝説によれば、アルキメデスは「燃えるガラス」を使って、侵略してきたローマ艦隊に太陽光を集中させ、シラクサから撃退したという。1973年、ギリシャの科学者イオアニス・サッカス博士は、紀元前212年にアルキメデスが本当にローマ艦隊を壊滅させたのか興味を持ち、60人近くのギリシャ人船員を一列に並べ、それぞれが太陽光を捉えて49メートル（160フィート）離れたタールで覆われた合板の影に向けるよう傾けた長方形の鏡を持たせた。船は数分後に炎上したが、歴史家たちはアルキメデスの話を疑い続けている。^[24]

1866年、オーギュスト・ムシューは放物面トラフを使って初の太陽熱蒸気エンジン用の蒸気を作った。太陽熱集熱器の最初の特許は、1886年にイタリアのジェノバでイタリア人のアレッサンドロ・バッタリアが取得した。その後数年間、ジョン・エリクソンやフランク・シューマンなどの発明家が、灌漑、冷蔵、移動用の集光型太陽熱発電装置を開発した。1913年、シューマンは灌漑用にエジプトのマアディに55馬力（41kW）の放物面太陽熱エネルギー発電所を完成させた。 ^{[25] [26] [27] [28]}鏡皿を使った初の太陽熱発電システムは、液体燃料ロケットの研究で既によく知られていたRHゴダード博士によって構築され、1929年にこれまでの障害はすべて解決されたと主張する記事を書いた。^[29]

ジョヴァンニ・フランシア教授（1911-1980）は、1968年にイタリアのジェノバ近郊のサンティラリオで稼働を開始した最初の集光型太陽熱発電所を設計・建設しました。この発電所は、太陽熱集熱器の中央に太陽熱受熱器を備えた、今日のタワー型発電所の構造でした。この発電所は、100バール、500℃の過熱蒸気で1MWの電力を生産することができました。^[30] 1981年に南カリフォルニアで10MWのソーラーワンタワーが開発されました。ソーラーワンは1995年にソーラーツーに改造され、受熱器の作動流体および貯蔵媒体として溶融塩混合物（60％硝酸ナトリウム、40％硝酸カリウム）を使用する新しい設計が実装されました。溶融塩方式は効果的であることが証明され、ソーラーツーは1999年に廃止されるまで正常に稼働しました。 ^{[31] 1984年に開始された近くの}太陽エネルギー発電システム（SEGS）のパラボリックトラフ技術はより実用的でした。354MWのSEGSは2014年まで世界最大の太陽光発電所でした。

SEGS が完成した 1990 年から、オーストラリアのリデル発電所にコンパクト リニア フレネル反射鏡システムが建設された 2006 年まで、商業用集光型太陽熱発電所は建設されませんでした。この設計で建設された発電所は他にほとんどありませんが、2009 年に 5 MW のキンベルリナ太陽熱発電所がオープンしました。

2007年には、SEGS以来初のトラフ設計の75MWのネバダソーラーワンが建設されました。2010年から2013年の間に、スペインは40以上のパラボリックトラフシステムを建設しましたが、そのサイズは支援制度によって50MW以下に制限されていました。他の国で制限されていない場合、メーカーは1ユニットあたり最大200MWのサイズを採用しており、^[32] 1ユニットあたりのコストソフトポイントは約125MWです。

Solar Two の成功により、2011 年にスペインにSolar Tres Power Towerと呼ばれる商用発電所が建設され、後に Gemasolar Thermosolar Plant と改名されました。Gemasolar の結果は、このタイプのさらなる発電所への道を開きました。Ivanpah Solar Power Facility も同時期に建設されましたが、蓄熱は行われず、毎朝天然ガスを使用して水を予熱していました。

ほとんどの集光型太陽光発電所では、パワータワーやフレネルシステムではなく、パラボリックトラフ設計が採用されています。また、トラフと従来の化石燃料熱システムを組み合わせた 太陽熱複合発電 (ISCC)など、パラボリックトラフシステムのバリエーションも存在します。

CSPはもともと太陽光発電の競合製品として扱われ、イヴァンパはエネルギー貯蔵なしで建設されましたが、ソーラーツーには数時間の蓄熱機能が含まれていました。2015年までに、太陽光発電所の価格が下がり、PV商用電力は当時のCSP契約の3分の1で販売されていました。^{[33] [34]}しかし、CSPは3〜12時間の蓄熱機能付きで入札されることが増え、CSPは太陽エネルギーのディスパッチ可能な形態になりました。^[35]そのため、柔軟でディスパッチ可能な電力を求めて、天然ガスやバッテリー付きPVと競合するものと見られることが増えています。

CSP は電気を生成するために使用されます (太陽熱発電とも呼ばれ、通常は蒸気によって生成されます)。集光型太陽熱技術システムでは、追跡システムを備えたミラーまたはレンズを使用して、広い範囲の太陽光を小さな領域に集中させます。その後、集中した光は熱として、または従来の発電所の熱源として使用されます(太陽熱発電)。CSP システムで使用される太陽熱集光器は、太陽熱空調などの産業プロセスの加熱または冷却にも使用されることがよくあります。

集光技術には、パラボラトラフ、ディッシュ、集光型リニアフレネル反射鏡、太陽光発電タワーの 4 つの光学タイプがあります。^[36]パラボラトラフと集光型リニアフレネル反射鏡はリニアフォーカスコレクタータイプに分類され、ディッシュとソーラータワーはポイントフォーカスタイプです。リニアフォーカスコレクターは中程度の集光係数 (50 suns 以上) を実現し、ポイントフォーカスコレクターは高い集光係数 (500 suns 以上) を実現します。これらの太陽光集光器はシンプルですが、理論上の最大集光からはかなり離れています。^{[37] [38]}たとえば、パラボラトラフ集光では、設計許容角、つまりシステムの全体的な許容範囲が同じ場合、理論上の最大値の約1 ⁄ 3になります。理論上の最大値に近づくには、非結像光学系に基づくより精巧な集光器を使用する必要があります。^{[37] [38] [39]}

異なるタイプの集光器は、太陽光を追跡して光を集光する方法が異なるため、ピーク温度が異なり、それに応じて熱力学的効率も異なります。CSP技術の新たな革新により、システムはますます費用対効果の高いものになっています。^{[40] [41]}

2023年、オーストラリアの国立科学研究機関CSIROは、小さなセラミック粒子が集光された太陽エネルギーのビームを通り抜けるCSP配置をテストしました。セラミック粒子は溶融塩よりも多くの熱を蓄えることができ、熱伝達を低下させる容器を必要としません。^[42]

パラボリックトラフは、反射鏡の焦点線に沿って配置された受信機に光を集中させる線形パラボラ反射鏡で構成されています。受信機は、放物面鏡の縦方向の焦点線に配置されたチューブで、作動流体で満たされています。反射鏡は、日中に単一の軸に沿って追跡することで太陽を追跡します。作動流体（例：溶融塩^[43]）は、受信機を流れる際に150〜350°C（302〜662°F）に加熱され、発電システムの熱源として使用されます。^[44]トラフシステムは、最も発達したCSP技術です。カリフォルニア州のSolar Energy Generating Systems（SEGS）プラントは、2021年に閉鎖されるまで世界でも有​​数の長さを誇ります。^[45]ネバダ州ボルダーシティ近郊のAcciona's Nevada Solar One。^[45]ヨーロッパ初の商用パラボラトラフ発電所であるアンダソルが代表的であり、 ^[46]スペインのプラタフォルマ・ソーラー・デ・アルメリアのSSPS-DCS試験施設もその一つである。^[47]

この設計では、太陽熱システムを温室のようなガラスハウス内に閉じ込めています。ガラスハウスは、太陽熱システムの信頼性と効率に悪影響を与える可能性のある要素に耐える保護された環境を作り出します。^[48]軽量の湾曲した太陽光反射鏡がガラスハウスの天井からワイヤーで吊り下げられています。単軸追跡システムにより、最適な量の太陽光を取り込むように鏡の位置が決まります。鏡は太陽光を集中させ、ガラスハウス構造から吊り下げられた固定鋼管のネットワークに焦点を合わせます。^[49]水はパイプの全長にわたって運ばれ、強い太陽放射が当たると沸騰して蒸気が発生します。風から鏡を保護することで、より高い温度率を達成でき、鏡にほこりがたまるのを防ぎます。^[48]

密閉型トラフの設計を開発したグラスポイント・ソーラー社は、同社の技術により、日照地域において石油増進回収（EOR）用の熱を290kWh（1,000,000BTU）あたり約5ドルで生産できると述べている。これに対し、従来の太陽熱技術では10～12ドルかかる。^[50]

太陽光発電タワーは、太陽光をタワー上部の中央の受熱器に集中させる二軸追跡反射鏡（ヘリオスタット）の配列で構成されています。受熱器には、水蒸気または溶融塩からなる熱伝達流体が含まれています。光学的には、太陽光発電タワーは円形のフレネル反射鏡と同じです。受熱器内の作動流体は500〜1000°C（773〜1,273Kまたは932〜1,832°F）に加熱され、発電またはエネルギー貯蔵システムの熱源として使用されます。^[44]ソーラータワーの利点は、タワー全体ではなく反射鏡を調整できることです。発電タワーの開発はトラフシステムほど進んでいませんが、効率が高く、エネルギー貯蔵能力が優れています。ヘリオスタットを使用して作動流体を加熱することで、ビームダウンタワーアプリケーションも実現可能です。^[51]デュアルタワーを備えたCSPも、変換効率を約24％向上させるために使用されます。^[52]

カリフォルニア州ダゲットのソーラーツーとスペインのアルメリアにあるプラタフォルマ・ソーラー・デ・アルメリアのCESA-1は、最も代表的な実証プラントです。スペインのサンルーカル・ラ・マヨールにあるプランタ・ソーラー10（PS10）は、世界初の商用ユーティリティ規模の太陽光発電タワーです。モハーベ砂漠にある377MWのイヴァンパ太陽光発電施設は、世界最大のCSP施設であり、3つの発電タワーを使用しています。^{[53]イヴァンパは、そのエネルギーのわずか0.652TWh（63％）を太陽光で生成し、残りの0.388TWh（37％）は}天然ガスの燃焼によって生成されました。^{[54] [55] [56]}

超臨界二酸化炭素は、蒸気の代わりに熱伝達流体として使用して、発電効率を高めることができます。しかし、太陽光発電が通常行われている乾燥地帯は気温が高いため、圧縮機の入口で二酸化炭素を臨界温度以下に冷却することは不可能です。そのため、より高い臨界温度を持つ超臨界二酸化炭素混合物が現在開発中です。

フレネル反射鏡は、薄く平らな多数の鏡片から成り、作動流体が送り込まれる管に太陽光を集中させる。平らな鏡は放物面反射鏡よりも同じ面積で反射面を広くとれるため、より多くの太陽光を捉えることができ、放物面反射鏡よりもはるかに安価である。^[57]フレネル反射鏡は、さまざまなサイズのCSPで使用できる。^{[58] [59]}

フレネル反射鏡は、他の方法よりも出力が低い技術と見なされることがあります。このモデルのコスト効率が、より高い出力定格を持つ他のモデルの代わりにこれを使用する理由です。レイトレーシング機能を備えたフレネル反射鏡の新しいモデルのいくつかはテストされ始めており、最初は標準バージョンよりも高い出力が得られることが証明されています。^[60]

ディッシュスターリングシステムまたはディッシュエンジンシステムは、反射鏡の焦点に配置された受信機に光を集めます。反射鏡は2つの軸に沿って太陽を追跡します。受信機内の作動流体は250〜700°C（482〜1,292°F）に加熱され、スターリングエンジンによって電力を生成するために使用されます。^[44]パラボラディッシュシステムは、高い太陽光から電気への効率（31％〜32％）を提供し、モジュール式であるため拡張性があります。UNLVのスターリングエネルギーシステム（SES）、ユナイテッドサンシステム（USS）、サイエンスアプリケーションインターナショナルコーポレーション（SAIC）のディッシュ、およびオーストラリアのキャンベラにあるオーストラリア国立大学のビッグディッシュは、この技術の代表例です。2008年1月31日、寒くて明るい日に、ニューメキシコ州の国立太陽熱試験施設（NSTTF）でSESディッシュによって31.25％の世界記録が樹立されました。 ^[61]開発者であるスウェーデン企業Ripasso Energyによると、2015年に南アフリカのカラハリ砂漠でテストされたディッシュスターリングシステムは34％の効率を示しました。^{[62]フェニックスのマリコパにあるSESの設備は、}ユナイテッドサンシステムズに売却されるまで、世界最大のスターリングディッシュ発電設備でした。その後、設備の大部分は、大きなエネルギー需要の一部を満たすために中国に移されました。

蓄熱機能を備えたCSPプラントでは、まず太陽エネルギーが溶融塩または合成油の加熱に使用され、断熱タンクに高温で熱エネルギーを供給しながら貯蔵されます。^{[63] [64]}その後、高温の溶融塩（または油）が蒸気発生器で使用され、蒸気が生成され、必要に応じて蒸気ターボ発電機で発電されます。^{[65]このように、日光の下でのみ利用可能な太陽エネルギーは、}負荷追従型発電所またはソーラーピーカープラントとして、需要に応じて24時間発電するために使用されます。 ^{[66] [67]}蓄熱容量は、定格容量での発電時間で示されます。蓄熱機能のない太陽光発電やCSPとは異なり、太陽熱蓄熱プラントからの発電は、石炭/ガス火力発電所と同様にディスパッチ可能で自立的ですが、汚染はありません。^{[68]蓄熱プラントを備えたCSPは、}コジェネレーションプラントとして使用して、24時間電気とプロセス蒸気の両方を供給することもできます。 2018年12月現在、蓄熱式CSP発電コストは、その場所で受ける日射量が良好から中程度であるかによって、5セントユーロ/kWhから7セントユーロ/kWhの範囲となっている。^{[69]太陽光発電所とは異なり、蓄熱式CSPは、汚染物質を排出する化石}燃料の代わりに、プロセス蒸気を生産するために24時間経済的に使用することもできる。CSPプラントは、太陽光発電と統合して相乗効果を高めることもできる。^{[70] [71] [72]}

熱貯蔵システムを備えたCSPも利用可能で、蒸気の代わりに空気を使用してブレイトンサイクル発電機を使用し、24時間電気および/または蒸気を生成します。これらのCSPプラントには、発電用のガスタービンが装備されています。 ^[73]これらも容量が小さく（<0.4 MW）、数エーカーのエリアに設置できる柔軟性があります。^[73]発電所からの廃熱は、プロセス蒸気生成とHVACのニーズにも使用できます。^[74]土地の可用性に制限がない場合は、これらのモジュールを任意の数だけ設置でき、RAMSとコストの利点により最大1000 MWです。これらのユニットのMWあたりのコストは、より大きなサイズの太陽熱発電所よりも低いためです。^[75]

集中型太陽熱蓄熱プラントを利用すれば、24時間体制の集中型地域暖房も実現可能である。^[76]

初期の発電所はシチリア島のアドラノで稼働していた。米国におけるCSP発電所の導入は、1984年のSEGS発電所から始まった。最後のSEGS発電所は1990年に完成した。1991年から2005年までは、世界中どこにもCSP発電所は建設されなかった。世界のCSP設置容量は、2004年から2013年の間にほぼ10倍に増加し、CSPを設置している国の数が増えるにつれて、最後の5年間は年平均50％で増加した。^{[81] ：51} 2013年には、世界の設置容量は36％、つまり約0.9ギガワット（GW）増加して3.4GWを超えた。設置容量の記録は2014年に925MWに達したが、その後は政策変更、世界金融危機、および太陽電池の価格急落により減少した。それにもかかわらず、2021年には総容量は6800MWに達した。^[8]

スペインは、 2013年以降商業運転を開始した新規設備がないにもかかわらず、2,300MWで世界のほぼ3分の1を占めています。^[80] 米国が1,740MWでこれに続きます。北アフリカ、中東、中国、インドでも関心が高まっています。2017年にはいくつかの大型発電所が建設中であり、開発途上国や日射量の多い地域への傾向が顕著です。

当初、世界市場はパラボリックトラフ型発電所が独占しており、一時はCSP発電所の90%を占めていた。^[85]

2010 年頃から、中央発電タワー CSP は、トラフの最高 400 °C (752 °F) に対して最高 565 °C (1,049 °F) の高温動作が可能で、より高い効率が期待できるため、新しい発電所では好まれるようになりました。

より大規模なCSPプロジェクトとしては、熱エネルギー貯蔵なしで太陽光発電タワー技術を使用する米国のイヴァンパ太陽光発電施設（392MW）や、トラフ技術とタワー技術を組み合わせて合計510MWを実現し、数時間のエネルギー貯蔵を可能にするモロッコ のワルザザート太陽光発電所^{[86]などがあります。}

純粋に発電コストで言えば、今日のCSPからの大量電力は太陽光発電や風力発電よりもはるかに高価ですが、PVと風力発電は間欠的な電源です。電力網のコストを比較すると、別の結論が出ます。開発者は、エネルギー貯蔵機能を備えたCSPが、BESSを備えたPVよりも安価な代替手段になることを期待しています。研究によると、BESSを備えたPVは短い貯蔵期間では競争力がありますが、TESを備えたCSPは長い貯蔵期間で経済的利点があります。転換点は、構成ブロック（CSP、PV、TES、BESS）のコストに応じて2〜10時間です。^[87] 2011年には早くも、太陽光発電システムの価格が急速に低下したため、CSP（TESなし）は経済的に実行可能ではなくなるという予測が生まれました。^[88] 2020年時点で、米国および世界全体で最も安価な公益規模の集光型太陽光発電所は、公益規模の太陽光発電所の5倍の費用がかかり、最先端のCSPステーション（TES付き）の最低価格は1キロワット時あたり7セントであるのに対し、公益規模のPV（BESSなし）の過去最低価格は1kWhあたり1.32セント^{[89]となっている。 [90]}この5倍の価格差は2018年以来維持されている。^[91]中国のいくつかのPV-CSPプラントは、2021年に1kWhあたり5米セントの地域石炭関税で収益性の高い運営を目指している。^[92]

2020年代初頭のCSPの全体的な導入は依然として限られているものの、商業規模の発電所からの均等化発電コストは2010年代以降大幅に低下しています。学習率は容量が2倍になるごとに約20％のコスト削減と推定されており、^[93]スペイン、米国、モロッコ、南アフリカ、中国、UAEを含むいくつかの国での支援制度により、2020年代初頭にはコストは化石燃料コストの範囲の上限に近づいていました。

OECD諸国では、上記の市場のほとんどが支援を取り消したため、CSPの導入が大幅に鈍化しているが、CSPは、大規模に完全にディスパッチ可能な、あるいは完全にベースロード電力を生成できる数少ない再生可能電力技術の1つである。したがって、風力やPVなどの間欠的な再生可能エネルギーとバランスをとるディスパッチ可能な電源として、電力網の脱炭素化において重要な役割を果たす可能性がある。 ^{[94] CSPは、}熱エネルギー貯蔵（TES）と組み合わせると、1日4時間を超える貯蔵時間ではリチウム電池を使用したPVよりも安くなると予想されているが、 ^[95] NRELは、2030年までに10時間貯蔵のリチウム電池を使用したPVのコストが、2020年の4時間貯蔵のPVのコストと同じになると予想している。^[96] PVセルの生産能力がなく、労働コストが低い国では、現地のCSP/PVコスト格差が大幅に縮小される可能性がある。

集光型太陽光発電システムの効率は、太陽光を電気エネルギーに変換するために使用される技術、受信機の動作温度と熱除去、システム内の熱損失、およびその他のシステム損失の有無によって異なります。変換効率に加えて、太陽光を集光する光学システムによっても追加の損失が発生します。

現実世界のシステムでは、250～565℃の温度で動作する「パワータワー」タイプのシステムで最大変換効率が23～35%であると主張しており、より高い効率の数値は複合サイクルタービンを前提としている。550～750℃の温度で動作するディッシュスターリングシステムは、約30%の効率を主張している。^[97]日中の太陽光の入射角の変動により、達成される平均変換効率はこれらの最大効率に等しくなく、パイロットパワータワーシステムでは年間の純太陽電力変換効率は7～20%、デモンストレーション規模のスターリングディッシュシステムでは12～25%である。^[97]

変換効率は、不動産の土地コストが低くない場合にのみ関係します。

熱から電気へのエネルギーシステムの最大変換効率はカルノー効率によって決まります。カルノー効率は、熱力学の法則によって設定された、あらゆるシステムで達成できる効率の理論上の限界を表します。現実世界のシステムではカルノー効率は達成されません。

入射太陽放射の機械的仕事への変換効率は、太陽熱受熱器の熱放射特性と熱機関（例：蒸気タービン）に依存する。 太陽光はまず太陽熱受熱器によって効率で熱に変換され、続いて熱はカルノーの原理を用いて効率で熱機関によって機械的エネルギーに変換される。^{[98] [99]次に機械的エネルギーは発電機によって電気エネルギーに変換される。機械変換器（}例：タービン）を備えた太陽熱受熱器の場合、全体的な変換効率は次のように定義できる。 ${\displaystyle \eta}$${\displaystyle \eta _{受信機}}$${\displaystyle \eta _{機械}}$

${\displaystyle \eta =\eta _{\mathrm {光学系} }\cdot \eta _{\mathrm {受信機} }\cdot \eta _{\mathrm {機械} }\cdot \eta _{\mathrm {発電機} }}$

ここで、は、受信機に集中する入射光の割合、受信機に入射して熱エネルギーに変換される光の割合、熱エネルギーを機械エネルギーに変換する効率、および機械エネルギーを電力に変換する効率を表します。 ${\displaystyle \eta _{\mathrm {光学} }}$${\displaystyle \eta _{\mathrm {受信機} }}$${\displaystyle \eta _{\mathrm {機械} }}$${\displaystyle \eta _{\mathrm {ジェネレータ} }}$

${\displaystyle \eta _{\mathrm {受信機} }}$は：

${\displaystyle \eta _{\mathrm {受信者} }={\frac {Q_{\mathrm {吸収} }-Q_{\mathrm {喪失} }}{Q_{\mathrm {事件} }}}}$

ここで、はそれぞれ入射する太陽放射量と、システムの太陽光受熱器によって吸収される量および失われる量です。${\displaystyle Q_{\mathrm {事件} }}$${\displaystyle Q_{\mathrm {吸収} }}$${\displaystyle Q_{\mathrm {失われた} }}$

変換効率は最大でカルノー効率であり、これは受信機の温度と熱除去の温度（「ヒートシンク温度」）によって決まります。 ${\displaystyle \eta _{\mathrm {機械} }}$${\displaystyle T_{H}}$${\displaystyle T^{0}}$

${\displaystyle \eta _{\mathrm {カルノー} }=1-{\frac {T^{0}}{T_{H}}}}$

一般的なエンジンの実際の効率は、可動部品の熱損失や風損などの損失により、カルノー効率の 50% から最大 70% に達します。

集光面積と吸収率 を持つシステム太陽光受熱器に効率 で倍集中した太陽光フラックス(例)の場合: ${\displaystyle I}$${\displaystyle I=1000\,\mathrm {W/m^{2}} }$${\displaystyle C}$${\displaystyle \eta _{光学}}$${\displaystyle A}$ ${\displaystyle \alpha}$

${\displaystyle Q_{\mathrm {ソーラー} }=ICA}$、

${\displaystyle Q_{\mathrm {吸収} }=\eta _{\mathrm {光学} }\alpha Q_{\mathrm {太陽} }}$、

簡単にするために、損失は放射によるものだけであると仮定することができます（高温の場合の妥当な仮定）。したがって、再放射面積Aと放射率に対して、 シュテファン・ボルツマンの法則を適用すると、次の式が得られます。 ${\displaystyle \epsilon }$

${\displaystyle Q_{\mathrm {lost} }=A\epsilon \sigma T_{H}^{4}}$

これらの式を、完全な光学（＝１）を考慮し、発電機による最終的な電気への変換段階を考慮せずに簡略化すると、集光領域と再放射領域は等しく、吸収率と放射率は最大（＝１、＝１）となり、最初の式に代入すると次のようになる。 ${\displaystyle \eta _{\mathrm {光学} }}$${\displaystyle \alpha}$${\displaystyle \epsilon }$

${\displaystyle \eta =\left(1-{\frac {\sigma T_{H}^{4}}{IC}}\right)\cdot \left(1-{\frac {T^{0}}{T_{H}}}\right)}$

グラフは、全体的な効率がレシーバーの温度とともに着実に増加しないことを示しています。熱機関の効率 (カルノー) は温度の上昇とともに増加しますが、レシーバーの効率は増加しません。逆に、レシーバーが吸収できないエネルギー量 (Q_損失) は温度の関数として 4 乗で増加するため、レシーバーの効率は低下します。したがって、到達可能な最高温度があります。レシーバーの効率がゼロの場合 (下の図の青い曲線)、T _{max は}次のようになります。 ${\displaystyle T_{\mathrm {max} }=\left({\frac {IC}{\sigma }}\right)^{0.25}}$

効率が最大となる温度 T _{opt 、}つまり受信機温度に対する効率微分がゼロとなる温度があります。

${\displaystyle {\frac {d\eta }{dT_{H}}}(T_{\mathrm {opt} })=0}$

その結果、次の式が導き出されます。

${\displaystyle T_{opt}^{5}-(0.75T^{0})T_{\mathrm {opt} }^{4}-{\frac {T^{0}IC}{4\sigma }}=0}$

この方程式を数値的に解くと、太陽光集光比に応じた最適なプロセス温度が得られます（下図の赤い曲線） ${\displaystyle C}$

理論上の効率は別として、CSP の実際の経験では、予測される生産量に 25%～60% の不足があることが明らかになっています。その大部分は、上記の分析に含まれていない実際のカルノー サイクル損失によるものです。

2008年、スペインはヨーロッパで最初の商業規模のCSP市場を立ち上げました。2012年まで、太陽熱発電は当初固定価格買い取り制度の対象でした（第2条 RD 661/2007）。これにより、世界最大のCSP群が誕生し、2.3GWの設備容量で毎年約5TWhの電力をスペインの電力網に供給しています。^[100] 固定価格買い取り制度の対象となる発電所の当初の要件は次のとおりです。

• 2008 年 9 月 29 日より前にシステム登録簿に登録されたシステム: 太陽熱システムの場合 50 MW。
• 2008 年 9 月 29 日以降に登録されたシステム (PV のみ)。

異なるシステムタイプの容量制限は、四半期ごとの申請条件の見直し中に再定義された（第5条 RD 1578/2008、付録III RD 1578/2008）。申請期間の終了前に、各システムタイプに指定された市場キャップが産業観光貿易省のウェブサイトで公開される（第5条 RD 1578/2008）。^[101]コスト懸念のため、スペインは2012年1月27日に固定価格買い取り制度の新規プロジェクトの受け入れを停止した。^{[102] [103]}すでに受け入れられたプロジェクトは、固定価格買い取り制度に対する6％の「太陽光税」の影響を受け、実質的に固定価格買い取り制度が削減された。^[104]

このような状況の中で、スペイン政府は2013年に王令9/2013 ^[105]を制定し、電力システムの経済的・財政的安定を保証するための緊急措置の導入を目的とし、スペイン電力部門の新法24/2013の基礎を築きました。^[106]すべての再生可能エネルギーシステムに適用されるこの新しい遡及的な法的・経済的枠組みは、2014年にRD 413/2014によって策定され、^[107] RD 661/2007とRD 1578/2008によって設定された以前の規制枠組みを廃止し、これらの資産に対する新しい報酬制度を定義しました。

ヨーロッパのCSPにとって失われた10年を経て、スペインは国家エネルギー・気候計画の中で、2021年から2030年の間に5GWのCSP容量を追加する意向を発表した。^[108]この目標に向けて、2022年10月から200MWのCSP容量の2年ごとのオークションが予定されているが、詳細はまだわかっていない。^[109]

北部準州の辺境にあるアボリジニ居住地、ヘルマンスバーグ、ユエンドゥム、ラジャマヌに、CSP アンテナがいくつか設置されています。

オーストラリアでは今のところ商業規模のCSPプロジェクトは実施されていないが、いくつかのプロジェクトが提案されている。2017年、現在は倒産したアメリカのCSP開発会社SolarReserveは、南オーストラリア州で150MWのAurora太陽熱発電プロジェクトを、記録的な低価格のわずか0.08オーストラリアドル/kWh（米ドルにして0.06ドル/kWh）で実現するためのPPAを獲得した。^[110]残念ながら同社は資金調達に失敗し、プロジェクトは中止された。オーストラリアにおけるCSPのもう一つの有望な用途は、24時間365日の電力を必要とするが、多くの場合送電網に接続されていない鉱山である。新しいモジュール式の第3世代CSP設計の商業化を目指す新興企業Vast Solar ^{[111] [112]}は、2021年に北西クイーンズランド州のマウントアイザに50MWのCSPとPVを組み合わせた施設の建設を開始する予定である。^[113]

連邦レベルでは、再生可能エネルギー電気法2000に基づいて運用されている大規模再生可能エネルギー目標（LRET）に基づき、認定されたRET発電所からの大規模太陽熱発電は、大規模発電証明書（LGC）を作成する資格がある場合があります。これらの証明書は、この取引可能な証明書スキームの下での義務を果たすために、責任のある事業体（通常は電力小売業者）に販売および譲渡できます。ただし、この法律は運用において技術中立であるため、太陽熱やCSPよりも、大規模な陸上風力など、より確立されたRE技術（平準化発電コストが低い）が優先される傾向があります。^[114] 州レベルでは、再生可能エネルギーの固定価格買い取り法は、通常、最大発電容量（kWp）によって上限が設定されており、マイクロまたは中規模の発電のみに開放されており、多くの場合、太陽光発電（PV）発電のみに開放されています。これは、大規模なCSPプロジェクトが、多くの州および準州の管轄区域で固定価格買い取りインセンティブの支払いを受ける資格がないことを意味します。

中国は2024年に、直接的または間接的な補助金なしで、再生可能または非再生可能化石燃料に基づく他のオンデマンド発電方法と競合するために、第2世代のCSP技術を提供する予定です。^[11]現在の第14次5カ年計画では、大規模なGW規模の太陽光発電および風力発電プロジェクトと並んで、いくつかの省でCSPプロジェクトが開発されています。^{[92] [8]}

2016年、中国は第13次5カ年計画の一環として、技術的に多様なCSP実証プロジェクトを20件一括して建設し、国際競争力のあるCSP産業を構築する意向を発表した。^[115]最初のプラントが2018年に完成して以来、蓄熱式プラントからの発電電力は、行政が設定した1.5人民元/kWhのFiTでサポートされている。 ^[116] 2020年末現在、中国は12のCSPプラントで合計545MWを運用している。^{[117] [118]} 7つのプラント（320MW）は溶融塩塔であり、他の2つのプラント（150MW）は実績のあるEurotrough 150パラボリックトラフ設計を採用しており、^[119] 3つのプラント（75MW）はリニアフレネルコレクターを使用している。 2回目の実証プロジェクトを構築する計画は制定されず、今後の第14次5カ年計画におけるCSPに対するさらなる技術支援は不明である。実証バッチからの連邦政府支援プロジェクトは2021年末に終了した。^[120]

2024年3月、SECIは2024年に500MWのRfQが呼び出される予定であると発表した。^[121]

CSP には電気以外の用途もあります。研究者たちは太陽熱反応炉による太陽燃料の生産を研究しており、将来的には太陽光を完全に輸送可能なエネルギーにしたいと考えています。研究者たちは CSP の太陽熱を熱化学反応の触媒として利用し、H ₂ O 分子を分解して太陽エネルギーから炭素を排出せずに水素 (H _{2 ) を生成します。} ^{[122] H} ₂ O と CO _{2 の}両方を分解することで、よく使用される他の炭化水素 (たとえば、民間航空機の飛行に使用されるジェット燃料) も、化石燃料ではなく太陽エネルギーで生成できるようになります。^[123]

太陽熱を利用して蒸気を生成し、重質油の粘度を下げて汲み上げやすくすることができます。このプロセスは太陽熱増進回収と呼ばれています。太陽光発電塔やパラボリックトラフを使用して蒸気を生成し、直接使用するため、発電機は必要なく、電気も生成されません。太陽熱増進回収は、そうでなければ汲み上げが経済的ではない非常に濃い油がある油田の寿命を延ばすことができます。^[1]

約1500℃の温度で集中した太陽熱エネルギーを使用したカーボンニュートラルな合成燃料の生産は技術的に実現可能であり、CSPプラントのコストが下がれば将来商業的に実行可能となるでしょう。^[124]また、カーボンニュートラルな水素は、硫黄-ヨウ素サイクル、ハイブリッド硫黄サイクル、酸化鉄サイクル、銅-塩素サイクル、亜鉛-酸化亜鉛サイクル、酸化セリウム(IV)-酸化セリウム(III)サイクル、または代替手段を使用して太陽熱エネルギー(CSP)で製造することができます。

2000年代から2010年頃にかけて、CSPを使用したギガワット規模の超大規模太陽光発電所の提案がいくつかありました。^[125]これらには、現在はキャンセルされているEuro-Mediterranean Desertec提案とギリシャのProject Helios（10GW）が含まれます。2003年の研究では、世界の砂漠の1％を使用する超大規模太陽光発電所から、世界で毎年2,357,840 TWhを生成できると結論付けられました。世界の総消費量は15,223 TWh/年でした^[126]（2003年）。ギガワット規模のプロジェクトは、標準サイズの単一プラントのアレイであったでしょう。 2012年、BLMは米国南西部に97,921,069エーカー（39,627,251ヘクタール）の土地を太陽光発電プロジェクト用に提供した。これは10,000〜20,000GWに相当します。^[127]現在稼働中の最大の発電所は、510MWのNoor太陽光発電所です。2022年には、ドバイの5GWのMohammed bin Rashid Al Maktoum太陽光発電所の700MW CSP第4フェーズが、CSPを備えた最大の太陽光発電施設になります。

直射日光が最も強い場所は、乾燥しており、標高が高く、熱帯地方にあります。これらの場所は、日光の少ない地域よりも CSP が発生する可能性が高くなります。

放棄された露天掘り鉱山、緩やかな丘陵斜面、クレーターの窪地は、発電塔を溶融塩貯蔵タンクと一体化した地上に設置できるため、発電塔CSPの場合には有利である可能性がある。^{[128] [129]}

CSPは、特に水と土地の使用によって、多くの環境影響を及ぼします。^[130] 水は一般的に冷却と鏡の洗浄に使用されます。いくつかのプロジェクトでは、バリアの使用、鏡へのノンスティックコーティング、ミストシステムの使用など、使用される水と洗浄剤を削減するためのさまざまなアプローチを検討しています。^[131]

湿式冷却システムを備えた集光型太陽熱発電所は、従来型の発電所の中で最も高い水消費強度を示し、炭素回収・貯留を備えた化石燃料発電所のみがこれより高い水消費強度を示す可能性がある。^[132] 2013年にさまざまな電源を比較した研究では、湿式冷却を備えた集光型太陽熱発電所の稼働中の平均水消費量は、タワー型発電所で3.1立方メートル/メガワット時（810 USガロン/MWh）、トラフ型発電所で3.4 m ³ /MWh（890 USガロン/MWh）であることが判明した。これは、原子力の稼働中の水消費量（冷却塔付き）2.7 m ³ /MWh（720 USガロン/MWh）、石炭の2.0 m ³ /MWh（530 USガロン/MWh）、天然ガスの0.79 m ³ /MWh（210 USガロン/MWh）よりも高かった。^[133]国立再生可能エネルギー研究所による2011年の研究でも同様の結論が出ている。冷却塔を備えた発電所では、稼働中の水消費量はCSPトラフで3.27 m ³ /MWh（865 US gal/MWh）、CSPタワーで2.98 m ³ /MWh（786 US gal/ MWh）、石炭で2.60 m ^{3 /MWh（687 US gal/MWh）、原子力で2.54 m 3} /MWh（672 US gal/MWh）、天然ガスで0.75 m ³ /MWh（198 US gal/MWh）であった。^[134]太陽エネルギー産業協会は、ネバダソーラーワントラフCSPプラントが3.2 m ³ /MWh（850 US gal/MWh）を消費していると指摘した。^[135] CSPプラントは水が不足する乾燥した環境に設置されることが多いため、水の消費の問題はさらに深刻化しています。

2007年、米国議会はエネルギー省にCSPによる水消費量を削減する方法を報告するよう指示した。その後の報告書では、建設と運用にコストがかかるものの、CSPによる水消費量を91～95％削減できる乾式冷却技術が利用可能であると指摘された。湿式/乾式ハイブリッド冷却システムでは、水消費量を32～58％削減できる。^[136] NRELの2015年の報告書では、米国で稼働中の24のCSP発電所のうち4つが乾式冷却システムを採用していると指摘されている。乾式冷却システムを採用した4つの発電所は、カリフォルニア州バーストー近郊のイヴァンパ太陽光発電施設の3つの発電所と、カリフォルニア州リバーサイド郡のジェネシス太陽エネルギープロジェクトである。2015年3月時点で米国で建設中または開発中の15のCSPプロジェクトのうち、6つは湿式システム、7つは乾式システム、1つはハイブリッド、1つは詳細不明であった。

貫流冷却や冷却池を備えた多くの旧式の火力発電所はCSPよりも多くの水を使用するため、システムを通過する水量が多くなりますが、冷却水のほとんどは他の用途に使用できる水域に戻り、蒸発による水の消費量は少なくなります。たとえば、貫流冷却を備えた米国の平均的な石炭火力発電所は138 m ³ /MWh（36,350 US gal/MWh）を使用しますが、蒸発によって失われるのはわずか0.95 m ³ /MWh（250 US gal/MWh）（1％未満）です。^[137]

集光型太陽光発電技術によって生じる明るい光に昆虫が引き寄せられ、その結果、昆虫を狩る鳥が光が集中している地点の近くを飛ぶと、昆虫は焼かれて死ぬ可能性がある。これは、昆虫を狩る猛禽類にも影響を与える可能性がある。 ^{[138] [139] [140] [141]}連邦野生生物当局は、イヴァンパの電力塔を野生生物にとっての「巨大な罠」と呼んでいると反対派は引用した。^{[142] [143] [144]}

一部のメディアは、集中型太陽光発電所が太陽光の集中による強烈な熱のために多数の鳥類を負傷させたり殺したりしていると報じている。^{[145] [146]}これらの主張の一部は誇張されている可能性がある。^[147]

厳密な報告によると、操業初年度の6か月間で、イヴァンパでは321羽の鳥が死亡しており、そのうち133羽はボイラーへの太陽光の反射に関連していた。^[148] 1年で、この数字は原因がわかっている鳥の死亡数が合計415羽、原因不明の鳥の死亡数が288羽にまで増加した。死んだ鳥の死骸の捜索効率を考慮すると、初年度の鳥類の総死亡数は原因がわかっている鳥が1492羽、原因不明が2012羽と推定される。原因がわかっている鳥の死亡のうち、47.4%は火傷、51.9%は衝突の影響で死亡、0.7%はその他の原因で死亡した。^[149]クレセントデューンズ太陽光発電プロジェクトで行われたように、待機中に空中の一箇所に焦点を合わせる鏡を4枚以下にするなど、緩和措置を講じることでこれらの数を減らすことができる。^[150] 2020年から2021年にかけて、イヴァンパでは288羽の鳥が直接死亡したと報告されており、この数字は過去の年次評価で確認された範囲と一致している。^[151]これを比較すると、ドイツだけでも毎年最大200万羽の鳥が架空電線との接触で死んでいる。 [ ^{152]より一般的に言えば、2016年の予備調査では、米国の集光型太陽光発電所と風力発電所の設置電力}1MWあたりの年間鳥類死亡率は同程度で、化石燃料発電所ではそれより高いと評価されている。^[153]

• 集光型太陽熱発電施設
• NREL 集光型太陽熱発電プログラム
• プラタフォルマ ソーラー デ アルメリア、CSP 研究センター
• ISFOC（集光型太陽光発電システム研究所）
• Baldizon, Roberto (2019年3月5日). 「集光型太陽熱発電のイノベーション」. Medium . 2020年1月18日閲覧。