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集光型太陽熱発電（CSP）は、集光型太陽熱発電または集光型太陽熱発電とも呼ばれ、鏡を使って広い範囲の太陽光を受光器に集光することで、調理、海水淡水化、太陽光発電など、さまざまな目的で太陽熱を集めるシステムです。[ 1 ]
集光された光が熱（太陽熱エネルギー）に変換され、それがスターリングエンジンや化石火力発電所のような蒸気タービンなどの熱機関を駆動し、発電機を介して電気を生成するか、[ 2 ] [ 3 ] [ 4 ]または熱化学反応を駆動します。[ 5 ] [ 6 ] [ 7 ]
熱エネルギー貯蔵と組み合わせることで、集光型太陽熱発電は夜間にも発電することができ、太陽光発電技術の主流である太陽光発電によるバッテリーエネルギー貯蔵システムと競合することができる。2022年の世界の設備定格容量は約1テラワットである。比較すると、2021年時点では、集光型太陽熱発電はわずか6.8 GWであったため、世界の設備容量は1%未満であった。[ 8 ] 2023年時点では、中国[ 9 ]とUAE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て、合計は8.1 GWであった。CSPプラントの世界的データベースを維持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、稼働中の容量を6.6 GW、建設中の容量を1.5 GWとしている。[ 10 ]
熱エネルギー発電発電所として、CSPは石炭、ガス、地熱などの火力発電所と共通点が多い。CSPプラントは、顕熱または潜熱（溶融塩の使用など）の形でエネルギーを蓄え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は調整可能な太陽光発電の一形態となる。調整可能な再生可能エネルギーは、カリフォルニアのように太陽光発電（PV）の普及率が高い地域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に達し、ちょうどPV容量が低下するからである（ダックカーブと呼ばれる現象）。[ 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）と比較されることが多い。太陽光発電は2010年代に価格下落により急成長したが[ 14 ] [ 15 ]、 CSPは技術的な困難と高価格のため成長が鈍化している。2017年、CSPは世界の太陽光発電所の設備容量の2%未満を占めた[ 16 ] 。しかし、CSPは夜間にエネルギーをより容易に貯蔵できるため、ディスパッチ可能な発電機やベースロード発電所との競争力が高まっている[ 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時間の熱エネルギー貯蔵）で、2017年にCSP価格の世界最低記録となる1MWhあたり73米ドル[ 21 ]を保持していました。チリの極度に乾燥したアタカマ地域では、2017年のオークションでベースロードCSP料金が1MWhあたり50ドルを下回りました。[ 22 ] [ 23 ]
後世の伝説では、アルキメデスはアルキメデスの爪だけでなく、「燃えるガラス」も使用して、侵攻してきたローマ艦隊に太陽光を集中させ、シラクサ包囲戦（紀元前213～212年）からローマ艦隊を撃退したとされている。1973年、ギリシャの科学者イオアニス・サッカス博士は、アルキメデスの熱線が本当に紀元前212年にローマ艦隊を破壊できたのか疑問に思い、60人近くのギリシャ人船員を並ばせ、それぞれが太陽光を捉えるように傾けた長方形の鏡を持ち、49メートル（160フィート）離れたタールで覆われた合板のシルエットに光を向けた。数分後、船は炎上したが、歴史家たちはアルキメデスの話に疑問を持ち続けている。[ 24 ]
1866年、オーギュスト・ムシュウは放物線状のトラフを使って最初の太陽熱蒸気機関用の蒸気を生成した。太陽集光器の最初の特許は、1886年にイタリアのジェノヴァでイタリア人のアレッサンドロ・バッタリアによって取得された。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は、灌漑、冷蔵、移動のため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ーディに55馬力（41kW ）の放物線状太陽熱エネルギー発電所を完成させた。 [ 25 ] [ 26 ] [ 27 ] [ 28 ]鏡面ディッシュを使用した最初の太陽光発電システムは、液体燃料ロケットの研究ですでに有名だったRHゴダード博士によって構築され、彼は1929年にそれまでのすべての障害が解決されたと主張する記事を書いた。[ 29 ]
ジョバンニ・フランシア教授（1911～1980）は、イタリアのジェノヴァ近郊のサンティラリオで1968年に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、太陽集熱器群の中央に太陽受光器があるという、今日のタワー型発電所と同じ構造でした。この発電所は、 100バール、500 ℃の過熱蒸気で1MWの発電が可能でした。[ 30 ] 10MWのソーラーワン・ タワーは、1981年に南カリフォルニアで開発されました。ソーラーワンは1995年にソーラーツーに改称され、受光器の作動流体および蓄熱媒体として溶融塩混合物（硝酸ナトリウム60％、硝酸カリウム40％）を用いた新しい設計が採用されました。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順調に稼働した。 [ 31 ] 1984年に始まった近隣のソーラーエネルギー発電システム（SEGS）の放物線トラフ技術はより実用的だった。354MWのSEGSは2014年まで世界最大の太陽光発電所だった。
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型リニアフレネル反射鏡システムが建設された2006年まで、商業用の集光型太陽熱発電所は建設されなかった。この設計を採用した発電所は他にほとんど建設されなかったが、 2009年には出力 5MWのキンバーリナ太陽熱発電所が稼働を開始した。
2007年には、 トラフ型設計でSEGS以来初の大型発電所となる75MWのネバダ・ソーラー・ワンが建設された。2010年から2013年の間に、スペインは40基以上の放物線トラフ型システムを建設したが、 支援制度により規模は50MW以下に制限されていた。他の国では制限がない場合、メーカーは 単一ユニットで最大200MWの規模を採用しており[ 32 ] 、単一ユニットのコストのソフトポイントは約125MWとなっている。
Solar Two の成功により、 2011 年にスペインにSolar Tres Power Towerと呼ばれる商業発電所が建設され、後に Gemasolar Thermosolar Plant と改名されました。Gemasolar の成果は、同種の発電所のさらなる建設への道を開きました。Ivanpah Solar Power Facility は同時期に建設されましたが、蓄熱設備はなく、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熱発電所は、パワータワーやフレネルシステムではなく、放物線トラフ設計を使用しています。トラフと従来の化石燃料熱システムを組み合わせた統合型太陽熱複合サイクル (ISCC)など、放物線トラフシステムのバリエーションもあります。
CSPは当初、太陽光発電の競合相手として扱われ、アイバンパ発電所はエネルギー貯蔵なしで建設されましたが、ソーラーツー発電所には数時間の熱貯蔵が含まれていました。2015年までに、太陽光発電所の価格は下落し、PVの商用電力は、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時間の熱エネルギー貯蔵付きで入札されることが増え、CSPは調整可能な太陽エネルギーの形態になりました。[ 35 ]そのため、柔軟で調整可能な電力に関して、天然ガスやバッテリー付きPVと競合するものと見なされるようになっています。
CSPは、発電（太陽熱発電とも呼ばれ、通常は蒸気によって発電される）に利用されます。集光型太陽熱発電システムは、追尾システムを備えた鏡やレンズを用いて、広範囲の太陽光を狭い範囲に集光します。集光された光は、熱として、または従来の発電所（太陽熱発電）の熱源として利用されます。CSPシステムで使用される太陽集光器は、太陽光空調など、産業プロセスの加熱や冷却にも利用できる場合が多くあります。
集光技術には、放物線トラフ、ディッシュ、集光型リニアフレネル反射鏡、ソーラーパワータワーの 4 つの光学タイプがあります。[ 36 ]放物線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に分類されます。リニアフォーカスコレクターは中程度の集光率 (50 太陽光以上) を達成し、ポイントフォーカスコレクターは高い集光率 (500 太陽光以上) を達成します。これらの太陽集光器は単純ですが、理論上の最大集光率からはかなり離れています。[ 37 ] [ 38 ]例えば、放物線トラフ集光器は、設計許容角、つまりシステム全体の許容誤差が同じ場合、理論上の最大値の約 1/3を与えます。非結像光学系に基づくより精巧な集光器を使用することで、理論上の最大値に近づくことができます。[ 37 ] [ 38 ] [ 39 ]
異なるタイプの集光器は、太陽の追尾方法や光の集光方法の違いにより、異なるピーク温度とそれに伴う熱力学的効率を生み出します。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が高くなっています。[ 40 ] [ 41 ]
2023年、オーストラリアの国立科学機関CSIROは、集光された太陽エネルギーのビームを通して微細なセラミック粒子が落下するCSP構成をテストした。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ない。[ 42 ]
パラボラトラフは、反射鏡の焦点線に沿って配置された受光器に光を集中させる直線状の放物面反射鏡で構成されています。受光器は、放物面鏡の長手方向の焦点線上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、単一の軸に沿って追跡することで太陽を追尾します。作動流体（溶融塩[ 43 ]など）は、受光器を通過する際に150～350 ℃（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、最も開発が進んだ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最も長く稼働していたプラントの1つです。[ 45 ]ネバダ州ボルダーシティ近郊のAccionaのNevada Solar One。[ 45 ]およびヨーロッパ初の商業用放物線トラフ発電所であるAndasol は代表的な例であり、 [ 46 ]スペインのPlataforma Solar de Almeríaの SSPS-DCS 試験施設も同様である。[ 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収めています。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られ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ミラーが、ワイヤーでガラスハウスの天井から吊り下げられています。単軸追跡システムにより、ミラーが最適な量の太陽光を得られる位置に配置されます。ミラーは太陽光を集光し、ガラスハウスの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 ]パイプの全長にわたって水が運ばれ、強い太陽光が当たると沸騰して蒸気が発生します。ミラーを風から保護することで、ミラーの温度上昇率を高め、ミラーに埃が付着するのを防ぎます。[ 48 ]
密閉型トラフ設計を開発したGlassPoint Solar社は、同社の技術は日照量の多い地域では290kWh （1,000,000BTU ）あたり約5ドルで強化石油回収（EOR）用の熱を生成できると述べている。これは他の従来型の太陽熱技術の10～12ドルと比較して低い。[ 50 ]
ソーラーパワータワーは、タワー上部の中央受光器に太陽光を集光する二軸追尾反射鏡（ヘリオスタット）のアレイで構成されています。受光器には、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、ソーラーパワータワーは円形フレネル反射鏡と同じです。受光器内の作動流体は 500～1000 °C ( 773～1,273 K 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。パワータワーの開発はトラフシステムほど進んでいませんが、より高い効率と優れたエネルギー貯蔵能力を提供します。ビームダウンタワーアプリケーションも、作動流体を加熱するためにヘリオスタットを使用して実現可能です。[ 51 ]デュアルタワーの CSP も、変換効率を約 24% 向上させるために使用されています。[ 52 ]
カリフォルニア州ダゲットのSolar Twoとスペイン、アルメリアのPlataforma Solar de AlmeriaのCESA-1は、最も代表的な実証プラントです。スペイン、サンルーカル・ラ・マヨールのPlanta Solar 10 (PS10)は、世界初の商業規模の太陽光発電タワーです。モハベ砂漠にある377 MWのIvanpah Solar Power Facility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 ] Ivanpahは、エネルギーのわずか0.652 TWh (63%)を太陽光から生成し、残りの0.388 TWh (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、発電効率を高めるための熱媒体として蒸気の代わりに利用できる。しかし、太陽光発電所が通常設置される乾燥地帯は高温であるため、圧縮機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ある。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されている。
フレネル反射鏡は、多数の薄い平らな鏡片で構成されており、作動流体がポンプで送られるチューブに太陽光を集中させます。平らな鏡は、放物面反射鏡よりも同じ面積でより多くの反射面を持つことができるため、利用可能な太陽光をより多く捉えることができ、放物面反射鏡よりもはるかに安価です。[ 57 ]フレネル反射鏡は、さまざまなサイズのCSPで使用できます。[ 58 ] [ 59 ]
フレネル反射器は、他の方法に比べて出力が劣る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の良さが、より高い出力定格を持つ他の方法ではなく、この方法を使用する理由となっています。レイ・トレーシング機能を備えた新しいフレネル反射器モデルがテストされ始めており、初期段階で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 ]
ディッシュ型スターリングまたはディッシュエンジンシステムは、独立した放物面反射鏡で構成され、反射鏡の焦点に配置された受光器に光を集中させます。反射鏡は2軸に沿って太陽を追尾します。受光器内の作動流体は250～700 ℃（482～1,292 °F）に加熱され、スターリングエンジンによって発電に使用されます。[ 44 ]パラボラディッシュシステムは、高い太陽光発電効率（31～32%）を提供し、モジュール構造により拡張性があります。ネバダ大学ラスベガス校（ 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ズ（USS）、サイエンスアプリケーションズ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、寒くて晴れた日に、ニューメキシコ州の国立太陽熱試験施設（NSTTF）でSESディッシュが31.25%の太陽光発電効率の世界記録を樹立した。 [ 61 ]スウェーデンの企業である開発元のリパッソ・エナジーによると、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だった。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設された。
蓄熱設備を備えた CSP プラントでは、まず太陽エネルギーを使用して溶融塩または合成油を加熱し、断熱タンクに高温で蓄熱して熱エネルギーを供給します。[ 63 ] [ 64 ]その後、高温の溶融塩（または油）は蒸気発生器で使用され、必要に応じて蒸気タービン発電機で発電するための蒸気を生成します。 [ 65 ]このように、日中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太陽熱ピーク発電所として、需要に応じて 24 時間体制で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。蓄熱設備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、石炭火力発電所やガス火力発電所と同様に、調整可能で自己持続可能ですが、汚染はありません。[ 68 ]蓄熱設備を備えた CSP プラントは、コジェネレーションプラントとして、電力とプロセス蒸気の両方を 24 時間体制で供給することもできます。 2018年12月現在、熱エネルギー貯蔵付きCSPプラントの発電コストは、その場所で受ける日射量が良好から中程度かによって、5セント/kWhから7セント/kWhの範囲となっています。[ 69 ]太陽光発電プラントとは異なり、熱エネルギー貯蔵付きCSPは、汚染物質を排出する化石燃料に代わるプロセス蒸気を生成するために、24時間経済的に利用することもできます。CSPプラントは、より良い相乗効果を得るために太陽光発電と統合することもできます。[ 70 ] [ 71 ] [ 72 ]
熱貯蔵システムを備えた CSP も利用可能で、ブレイトンサイクル発電機を使用して蒸気の代わりに空気を使用し、24 時間体制で電力や蒸気を生成します。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 ]これらは容量も小さく (<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、プロセス蒸気の生成やHVAC のニーズにも使用できます。[ 74 ]土地の利用可能性に制限がない場合は、RAMSを備えた最大 1000 MW までの任意の数のこれらのモジュールを設置でき、これらのユニットの MW あたりのコストが大型太陽熱発電所よりも低いため、コスト上の利点があります。[ 75 ]
初期のプラントはシチリア島のアドラーノで稼働していました。米国での CSP プラントの展開は、SEGSプラントで 1984 年に始まりました。最後の SEGS プラントは 1990 年に完成しました。1991 年から 2005 年まで、世界のどこにも CSP プラントは建設されませんでした。世界の CSP 設備容量は 2004 年から 2013 年の間にほぼ 10 倍に増加し、CSP 設備を設置済みの国の数が増加したため、最後の 5 年間は平均で年間 50 % 増加しました。[ 81 ] : 51 2013 年に、世界の設備容量は 36% または約 0.9ギガワット(GW) 増加し、3.4 GW を超えました。設備容量の記録は 2014 年に 925 MW に達しましたが、政策変更、 2008 年の金融危機、太陽電池の価格の急激な低下 により、その後減少しました。それにもかかわらず、総容量は2021年に6800MWに達した。[ 8 ]
スペインは 、2013年以降、同国で新たな発電設備が商業運転を開始していないにもかかわらず、世界の発電容量のほぼ3分の1にあたる2,300MWを占めている。 [ 80 ] それに続くのは米国で1,740MWである 。北アフリカや中東、中国やインドでも関心が高まっている。2017年には、太陽放射量の多い発展途上国や地域に大規模な発電所がいくつか建設されるなど、顕著な傾向が見られる。
世界市場は当初、放物線トラフ型発電所が支配的で、一時期はCSP発電所の90%を占めていた。[ 85 ]
2010年頃から、中央集光型太陽熱発電（CSP）は、トラフ型太陽熱発電の最高温度400 ℃（752 °F ）に対し、最高565 ℃（1,049 ° F）という高温運転が可能であるため、より高い効率が期待できることから、新規発電所で好まれるようになっている。
大規模なCSPプロジェクトの中には、米国のアイバンパ太陽光発電施設（392MW ）があり、これは熱エネルギー貯蔵のない太陽光発電タワー技術を使用しています。また、モロッコのワルザザート太陽光発電所[ 86 ]は、トラフ型とタワー型の技術を組み合わせて合計510MWの発電能力を持ち、数時間のエネルギー貯蔵機能を備えています。
2011年にはすでに、太陽光発電システムの価格が急速に下落したことから、CSPはもはや経済的に成り立たなくなるという予測がなされていた。[ 88 ] 2020年現在、米国および世界における最も安価な公益事業規模の集光型太陽熱発電所は、公益事業規模の太陽光発電所よりも5倍高価であり、最も先進的なCSP発電所の予測最低価格は1キロワット時あたり7セントであるのに対し、公益事業規模のPVは1キロワット時あたり1.32セント[ 89 ]という記録的な低価格となっている。 [ 90 ]この5倍の価格差は2018年以降維持されている。[ 91 ]中国の一部のハイブリッドPV-CSPプラントは、2021年に1キロワット時あたり5米セントの地域石炭料金で収益を上げようと試みている。[ 92 ]
2020年代初頭の時点ではCSPの全体的な導入は依然として限定的であるものの、商業規模の発電所からの均等化発電コストは2010年代以降低下している。容量が2倍になるごとに約20%のコスト削減という学習率を推定すると[ 93 ]、スペイン、米国、モロッコ、南アフリカ、中国、UAEなどいくつかの国の支援制度に後押しされ、2020年代初頭にはコストは化石燃料のコスト範囲の上限に近づいていた。
一部の研究者は、熱エネルギー貯蔵(TES)と組み合わせた CSP は、1 日あたり 4 時間以上の貯蔵時間の場合、リチウムイオン電池を使用した PV よりも安価になると予想しているが、 [ 94 ] [ 95 ] NRELなどの他の研究者は、2030 年までに、10 時間貯蔵のリチウムイオン電池を使用した PV のコストは、2020 年の 4 時間貯蔵の PV のコストと同じになり、エネルギー貯蔵に関しては CSP にコスト上の優位性がなくなると予想している。[ 96 ]これらのコスト予測に関係なく、エネルギー貯蔵ソリューションは、再生可能エネルギーの間欠性や力率の不一致の影響を軽減することで安定性と信頼性を向上させるため、依然として不可欠である。[ 97 ]
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、受光器の動作温度と放熱量、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依存します。変換効率に加えて、太陽光を集光する光学システムも追加の損失をもたらします。
実際のシステムでは、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、熱から電気への変換効率が最大23～35 %であると主張されており、より高い効率の数値は複合サイクルタービンを想定しています。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%の効率を主張しており、[ 98 ] 2008年にサンディアによって記録された太陽光発電からグリッドへの変換効率は31.25%で、「あらゆるフィールド太陽光発電技術で記録された最高の効率」であり、[ 99 ]米国エネルギー省によって報告された太陽光発電から電気へのシステム効率の記録は、わずかに高い31.4%です。[ 100 ]
日中の日射量の変動により、達成される平均変換効率はこれらの最大効率と等しくなく、パイロットパワータワーシステムの年間正味太陽光から電力への変換効率は7～20%、実証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。[ 98 ]
太陽エネルギーから電力への変換効率は、いくつかの要因の積によって決まります。すなわち、捕捉される太陽エネルギーの割合（太陽集光システムにおける光学的損失を考慮）、加熱効率（太陽エネルギーを受ける要素における熱損失を考慮）、および熱変換効率（熱エネルギーを電力に変換する効率）です。
あらゆる熱エネルギーから電気エネルギーへの変換システムの最大効率はカルノー効率によって表され、これは熱力学の法則によって定められた、あらゆるシステムが達成可能な効率の理論的な限界値である。現実世界のシステムはカルノー効率を達成しない。
変換効率入射太陽放射を機械的仕事に変換する効率は、太陽受光器の熱放射特性と熱機関（例えば蒸気タービン）に依存します。 太陽放射はまず光学系によって受光器に集光され、太陽受光器によって熱に変換されます。そしてその後、熱は熱機関によって効率よく機械エネルギーに変換される。カルノーの原理を用いて。[ 101 ] [ 102 ]機械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（例えばタービン）を備えた太陽熱受光器の場合、全体の変換効率は次のように定義できる。
どこ受光器に集中する入射光の割合を表す。受光器に入射する光のうち、熱エネルギーに変換される割合。熱エネルギーを機械エネルギーに変換する効率、そして機械エネルギーを電気エネルギーに変換する効率。
は：
変換効率最大でカルノー効率であり、これは受熱器の温度によって決まる。そして放熱温度（「ヒートシンク温度」）、
一般的なエンジンの実際の熱変換効率は、可動部における熱損失や風損などの損失のため、カルノー効率の50%から最大でも70%程度にとどまる。
太陽光束の場合（例えば濃縮効率性を備えた回数集光面積を有するシステム太陽光受光器吸光度:
簡略化のため、損失は放射損失のみであると仮定する（高温では妥当な仮定である）。したがって、再放射面積Aと放射率の場合、シュテファン・ボルツマンの法則を適用すると、次のようになる。
完全な光学を考慮してこれらの方程式を簡略化すると（= 1) 発電機による最終的な電気への変換ステップを考慮しない場合、集光および再放射面積は等しく、吸収率と放射率は最大となる (= 1、= 1) 次に最初の式に代入すると
グラフは、全体の効率が受熱器の温度とともに着実に増加するわけではないことを示しています。熱機関の効率（カルノー効率）は温度の上昇とともに増加しますが、受熱器の効率は増加しません。それどころか、受熱器の効率は低下します。これは、受熱器が吸収できないエネルギー量（Q損失）が温度の4乗に比例して増加するためです。したがって、到達可能な最高温度が存在します。受熱器の効率がゼロの場合（下図の青い曲線）、Tmaxは次のようになります。
効率が最大となる温度T optが存在する。すなわち、受熱器温度に対する効率の微分がゼロとなる温度である。
したがって、以下の式が得られます。
この方程式を数値的に解くことで、太陽光集光率に応じた最適なプロセス温度を求めることができる。（下図の赤い曲線）
理論上の効率性はさておき、CSPの実際の運用経験では、予測生産量に対して25%～60%の不足が生じており、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ある。
2008年、スペインはヨーロッパで最初の商業規模のCSP市場を立ち上げた。2012年まで、太陽熱発電は当初、固定価格買取制度（RD 661/2007第2条）の対象となり、その結果、世界最大のCSP設備群が誕生した。この設備は2.3GWの設置容量を持ち、毎年約5TWhの電力をスペインの電力網に供給している。[ 103 ] FiTにおける発電所の初期要件は以下のとおりであった。
異なるシステムタイプの容量制限は、四半期ごとに申請条件の見直し中に再定義されました (RD 1578/2008 第 5 条、RD 1578/2008 附属書 III)。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上限が産業・観光・貿易省の Web サイトで公開されます (RD 1578/2008 第 5 条)。[ 104 ]コスト上の懸念から、スペインは 2012 年 1 月 27 日に固定価格買取制度の新規プロジェクトの受け入れを停止しました[ 105 ] [ 106 ]既に承認されたプロジェクトは、固定価格買取制度に対する 6% の「太陽光発電税」の影響を受け、実質的に固定価格買取制度が削減されました。[ 107 ]
このような背景のもと、スペイン政府は2013年に国王令法9/2013 [ 108 ]を制定し、電力システムの経済的および財政的安定性を保証するための緊急措置の採用を目的とし、スペイン電力部門の新しい法律24/2013の基礎を築きました。[ 109 ]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枠組みは、2014年に国王令413/2014 [ 110 ]によって開発され、国王令661/2007および国王令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。
ヨーロッパにおけるCSPの10年間の停滞を経て、スペインは国家エネルギー・気候計画において、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。[ 111 ]この目的のために、2022年10月から200MWのCSP容量の隔年オークションが予定されているが、詳細はまだ不明である。[ 112 ]
ノーザンテリトリーの僻地にあるアボリジニの居住地、ヘルマンスバーグ、ユエンドゥム、ラジャマヌに、複数のCSPアンテナが設置されている。
これまでのところ、オーストラリアでは商業規模のCSPプロジェクトは稼働していませんが、いくつかのプロジェクトが提案されています。2017年、現在破産しているアメリカのCSP開発会社SolarReserveは、南オーストラリア州で150MWのオーロラ太陽熱発電プロジェクトを実現するためのPPAを、わずか0.08豪ドル/kWh、つまり約0.06米ドル/kWhという記録的な低価格で獲得しました。[ 113 ]しかし、同社は資金調達に失敗し、プロジェクトは中止されました。オーストラリアにおけるCSPのもう1つの用途は、24時間365日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す。革新的なモジュール式第3世代CSP設計の商業化を目指すスタートアップ企業Vast Solar [ 114 ] [ 115 ]は、2021年までにクイーンズランド州北西部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し[ 116 ] 、ポートオーガスタ近郊に複数の小型ソーラータワーを備えた30MWのCSPシステムを建設する予定で、オーストラリア再生可能エネルギー庁から1億8000万ドルの助成金と、2025年以降に最大1億1000万ドルのその他の資金を得る予定である[ 117 ]。
連邦レベルでは、2000 年再生可能エネルギー電力法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) の下で、認定 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) を作成する権利を有する場合があります。これらの証明書は、この取引可能な証明書制度に基づく義務を履行するために、責任のある事業体 (通常は電力小売業者) に売却および譲渡することができます。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、大規模陸上風力発電など、発電の均等化コストが低い、より確立された RE 技術を優遇する傾向があります。[ 118 ] 州レベルでは、再生可能エネルギーの固定価格買取制度は通常、最大発電容量 (kWp) に制限されており、小規模または中規模の発電のみを対象としており、多くの場合、太陽光発電 (PV) のみを対象としています。これは、多くの州および準州の管轄区域では、大規模な CSP プロジェクトは固定価格買取制度による支払いの対象とならないことを意味します。
2024年、中国は、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な化石燃料に基づく他のオンデマンド電力発電方法と競争するために、第2世代のCSP技術を提供しています。[ 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次五カ年計画の枠組みの中で、国際的に競争力のあるCSP産業を構築する目的で、技術的に多様な20のCSP実証プロジェクトを建設する意向を発表した。[ 119 ] 2018年に最初のプラントが完成して以来、蓄熱設備を備えたプラントで発電された電力は、行政的に設定された1kWhあたり1.5人民元のFiTでサポートされている。[ 120 ] 2020年末時点で、中国は12のCSPプラントで合計545MWを稼働させている。[ 121 ] [ 122 ] 7つのプラント（320MW）は溶融塩タワー、他の2つのプラント（150MW）は実績のあるEurotrough 150放物線トラフ設計を使用し、[ 123 ] 3つのプラント（75MW）は直線フレネル集光器を使用している。第二弾の実証プロジェクトを構築する計画は実行されず、今後の第14次5カ年計画におけるCSPに対する技術固有のサポートは不明である。実証プロジェクトの連邦政府によるサポートは2021年末に終了した。[ 124 ]
CSPには電力以外の用途もあります。研究者たちは、太陽熱リアクターを用いて太陽燃料を生産し、将来的に太陽エネルギーを完全に輸送可能なエネルギー形態にしようと研究しています。これらの研究者たちは、CSPの太陽熱を熱化学反応の触媒として利用し、H₂O分子を分解して炭素排出のない太陽エネルギーから水素（H₂）を生成します。[ 126 ] H₂OとCO₂の両方を分解することで、商用航空機の飛行に使用されるジェット燃料など、広く使用されている他の炭化水素も、化石燃料ではなく太陽エネルギーから生成できるようになります。[ 127 ]
太陽からの熱を利用して、重質油の粘度を下げてポンプで汲み上げやすくするための蒸気を生成できます。このプロセスは太陽熱増進石油回収と呼ばれます。太陽熱発電タワーや放物線トラフを使用して蒸気を生成し、それを直接使用するため、発電機は不要で、電力も生成されません。太陽熱増進石油回収は、そうでなければポンプで汲み上げるのが経済的ではない非常に粘度の高い油田の寿命を延ばすことができます。[ 1 ]
約1500 ℃の温度で集光太陽熱エネルギーを使用してカーボンニュートラルな合成燃料を製造することは技術的に可能であり、CSPプラントのコストが下がれば将来的に商業的に実現可能になるだろう。 [ 128 ]また、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)でカーボンニュートラルな水素を製造することもできる。
2000年頃から2010年頃まで、CSPを使用したギガワット級の超大規模太陽光発電所の提案がいくつかありました。[ 129 ]これらには、現在中止されているユーロ・メディテラニアン・デザーテックの提案やギリシャのヘリオス計画（10 GW）が含まれます。2003年の研究では、世界の砂漠のそれぞれ1%を使用した超大規模太陽光発電所から、 世界は毎年2,357,840 TWhを発電できると結論付けました。世界の総消費量は年間15,223 TWhでした[ 130 ]（2003年）。ギガワット級のプロジェクトは、標準サイズの単一発電所のアレイになる予定でした。 2012年、BLMは米国南西部の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に利用可能にした。これは10,000～20,000GWの発電容量に相当する。[ 131 ]稼働中の最大の単一発電所は510MWのヌール太陽光発電所である。2022年には、ドバイの5GWのモハメッド・ビン・ラシッド・アル・マクトゥーム太陽光発電所の第4フェーズである700MWのCSPが、CSPを特徴とする最大の太陽光発電複合施設となる。
日射量が最も多い場所は、乾燥していて標高が高く、熱帯地域に位置しています。これらの場所は、日照量の少ない地域よりも集光型太陽熱発電（CSP）の導入可能性が高いと言えます。
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、発電タワーを溶融塩貯蔵タンクと一体化した地面に設置できるため、発電タワー型CSPの場合に有利となる可能性がある。[ 132 ] [ 133 ]
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。[ 134 ] 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、鏡への非粘着コーティング、水噴霧システムなど、水と洗浄剤の使用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。[ 135 ]
湿式冷却システムを備えた集光型太陽熱発電所は、従来のどのタイプの発電所よりも水消費強度が高く、炭素回収・貯留を備えた化石燃料発電所だけが水消費強度が高い可能性がある。[ 136 ]さまざまな電力源を比較した2013年の研究では、湿式冷却を備えた集光型太陽熱発電所の運転中の水消費量の中央値は、パワータワー型発電所で1メガワット時あたり3.1立方メートル（810 USガロン/MWh） 、トラフ型発電所で3.4立方メートル/MWh（890 USガロン/MWh）であることがわかりました。これは、原子力発電所の運転時の水消費量（冷却塔を含む）2.7 m³ /MWh（720 US gal/MWh）、石炭火力発電所の2.0 m³ /MWh（530 US gal/MWh）、天然ガス火力発電所の0.79 m³ /MWh（210 US gal/MWh）よりも高かった。[ 137 ]国立再生可能エネルギー研究所による 2011 年の調査では、同様の結論に達しました。冷却塔を備えた発電所の場合、運転中の水の消費量は、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)でした。 [ 138 ]太陽エネルギー産業協会は、ネバダ州ソーラーワンのトラフ 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ました。[ 139 ] CSPプラントは水が不足している乾燥地帯に設置されることが多いため、水消費の問題は深刻化している。
2007年、米国議会はエネルギー省に対し、CSPの水消費量を削減する方法について報告するよう指示した。その後の報告書では、建設と運用コストは高いものの、CSPの水消費量を91～95%削減できる乾式冷却技術が利用可能であることが指摘された。ハイブリッド湿式/乾式冷却システムでは、水消費量を32～58%削減できる。[ 140 ] NRELによる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使用していることが指摘された。乾式冷却システムを使用している4つは、カリフォルニア州バーストウ近郊のアイバ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つは未指定である。
貫流冷却や冷却池を備えた古い火力発電所の多くは、集光型太陽熱発電（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の量が多くなりますが、冷却水の大部分は他の用途に利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石炭火力発電所の中央値は138 m 3 /MWh (36,350 US gal/MWh)ですが、蒸発によって失われるのは0.95 m 3 /MWh (250 US gal/MWh) (1%未満) だけです。[ 141 ]
集光型太陽光発電技術によって発生する明るい光に昆虫が引き寄せられる可能性があり、その結果、昆虫を捕食する鳥が光が集光されている場所の近くを飛ぶと、火傷を負って死んでしまう可能性がある。これは、これらの鳥を捕食する猛禽類にも影響を与える可能性がある。 [ 142 ] [ 143 ] [ 144 ] [ 145 ]反対派は、連邦野生生物当局者がアイバンパ発電所の鉄塔を野生生物にとっての「巨大な罠」と呼んだと報じている。[ 146 ] [ 147 ] [ 148 ]
一部のメディアは、集光型太陽光発電所が、集光された太陽光線による強烈な熱のために多数の鳥を負傷させたり死なせたりしたと報じている。[ 149 ] [ 150 ]これらの主張の中には誇張や誇張が含まれているものもあるかもしれない。[ 151 ]
厳密な報告によると、アイバンパ発電所の操業初年度の6か月以上で、321羽の鳥の死亡が確認され、そのうち133羽はボイラーに反射した日光が原因でした。[ 152 ] 1年間で、この数字は原因が判明している鳥の死亡数415羽、原因不明の鳥の死亡数288羽にまで増加しました。死んだ鳥の死骸の捜索効率を考慮すると、初年度の鳥の総死亡数は、原因が判明している鳥が1492羽、原因不明の鳥が2012羽と推定されました。原因が判明している鳥の死亡のうち、47.4%は焼死、51.9%は衝突による死亡、0.7%はその他の原因による死亡でした。[ 153 ]クレセントデューンズ太陽エネルギープロジェクトで行われたように、待機中は空中の1か所に4枚以上の鏡を向けないようにするなど、これらの数を減らすための緩和策を講じることができます。[ 154 ] 2020年から2021年の期間に、アイバンパでは288羽の鳥の死亡が直接記録されており、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。[ 155 ]より一般的に言えば、2016年の予備調査では、設置電力1MWあたりの年間鳥の死亡率は、米国の集光型太陽光発電所と風力発電所で同程度であり、化石燃料発電所では高いと評価された。[ 156 ]
鏡に当たる太陽エネルギーの34%が、送電網で利用可能な電力に直接変換される。
