พลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมความเข้มข้น

พลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมความเข้มข้น (CSP หรือที่เรียกว่า พลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมศูนย์, ความร้อนจากแสงอาทิตย์แบบรวมศูนย์) เป็นระบบที่สร้างพลังงานจากแสงอาทิตย์ โดยใช้กระจกหรือเลนส์เพื่อรวมแสงอาทิตย์เป็นบริเวณกว้างเข้าสู่ตัวรับ ไฟฟ้าจะถูกสร้างขึ้นเมื่อแสงที่มีความเข้มข้นถูกรวมไว้ที่จุดเดียวจนเกิดความร้อน (พลังงานความร้อนจากแสงอาทิตย์) ซึ่งขับเคลื่อนเครื่องจักรความร้อน (ซึ่งโดยปกติจะเป็น กังหันไอน้ำ) ที่เชื่อมต่อกับเครื่องกำเนิดพลังงานไฟฟ้า หรือให้พลังงานกระตุ้นปฏิกิริยาเทอร์โมเคมี เมื่อ ค.ศ. 2021 พลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมความเข้มข้นที่ติดตั้งแล้ว มีกำลังการผลิตทั่วโลกอยู่ที่ 6.8 กิกะวัตต์ ในปี 2023 มีจำนวนทั้งหมด 8.1 จิกะวัตต์ โดยมีการรวมโครงการ CSP ใหม่สามโครงการในการก่อสร้างในประเทศจีน และในดูไบในสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ ห้องปฏิบัติการพลังงานทดแทนแห่งชาติ (NREL) ซึ่งมีฐานอยู่ในสหรัฐฯ ดูแลฐานข้อมูลของโรงงาน CSP ทั่วโลก นับกำลังการผลิต ที่ดำเนินการอยู่ 6.6 GW และอีก 1.5 GW อยู่ระหว่างการก่อสร้าง การเปรียบเทียบระหว่าง CSP กับแหล่งไฟฟ้าอื่น ๆ พลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมความเข้มข้น (CSP) ในฐานะที่เป็นโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานความร้อน จึงมีความคล้ายคลึงกับโรงไฟฟ้าความร้อนประเภทอื่นๆ เช่น โรงไฟฟ้าถ่านหิน โรงไฟฟ้าก๊าซ หรือโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนใต้พิภพ โรงไฟฟ้า CSP สามารถผสมผสานระบบกักเก็บพลังงานความร้อน ซึ่งกักเก็บพลังงานได้ทั้งในรูปของความร้อนธรรมดา (sensible heat) หรือความร้อนแฝง (เช่น การใช้เกลือหลอมเหลว) ระบบกักเก็บพลังงานนี้ช่วยให้โรงไฟฟ้า CSP สามารถจ่ายกระแสไฟฟ้าได้อย่างต่อเนื่องตามความต้องการ ไม่ว่าจะเป็นกลางวันหรือกลางคืน คุณสมบัตินี้ทำให้ CSP เป็นพลังงานแสงอาทิตย์แบบยืดหยุ่น (dispatchable) พลังงานทดแทนแบบยืดหยุ่นนั้นมีคุณค่าอย่างยิ่งในพื้นที่ที่มีการใช้พลังงานแสงอาทิตย์จากเซลล์แสงอาทิตย์ (PV) อยู่ในสัดส่วนสูงอยู่แล้ว เช่น รัฐแคลิฟอร์เนียของสหรัฐอเมริกา เนื่องจากความต้องการใช้ไฟฟ้าจะมีแนวโน้มสูงสุดใกล้เวลาพระอาทิตย์ตกดิน ซึ่งตรงกับช่วงเวลาที่กำลังการผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์ลดลง (ปรากฏการณ์นี้เรียกว่า เส้นโค้งเป็ด) CSP มักถูกนำไปเปรียบเทียบกับเซลล์แสงอาทิตย์ (PV) เนื่องจากทั้งสองระบบต่างอาศัยพลังงานจากแสงอาทิตย์ ในขณะที่พลังงานแสงอาทิตย์จากเซลล์แสงอาทิตย์มีการเติบโตอย่างมากในช่วงปี ค.ศ. 2010 ถึง 2019 (ยุค 2010s) อันเนื่องมาจากราคาที่ลดลง แต่การเติบโตของพลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมความเข้มข้น (CSP) กลับค่อนข้างช้า เนื่องจากข้อจำกัดทางเทคนิคและต้นทุนที่สูงกว่า ในปี 2017 ปริมาณการติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบ CSP ทั่วโลก คิดเป็นสัดส่วนน้อยกว่า 2% ของกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ทั้งหมด อย่างไรก็ตาม โรงไฟฟ้า CSP มีจุดเด่นที่สามารถกักเก็บพลังงานไว้ใช้ในเวลากลางคืนได้สะดวกกว่า ทำให้สามารถแข่งขันได้กับเครื่องกำเนิดไฟฟ้าแบบยืดหยุ่น (dispatchable generators) และโรงไฟฟ้าฐาน (baseload plants) ได้ดียิ่งขึ้น โครงการของการไฟฟ้าดูไบ (DEWA) ในดูไบ ซึ่งอยู่ระหว่างการก่อสร้างในปี 2019 เคยถือครองสถิติราคา CSP ต่ำที่สุดในโลกในปี 2017 ที่ 73 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อเมกะวัตต์-ชั่วโมง (MWh) สำหรับโครงการแบบผสมผสานรางระบายความร้อน (trough) และหอคอย (tower) ขนาด 700 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยรางระบายความร้อน 600 เมกะวัตต์ และหอคอย 100 เมกะวัตต์ พร้อมระบบกักเก็บพลังงานความร้อน 15 ชั่วโมงต่อวัน อัตราค่าไฟฟ้าฐาน (base-load tariff) จากโรงไฟฟ้า CSP ในภูมิภาคอาตากามาของประเทศชิลี ซึ่งเป็นพื้นที่แห้งแล้งจัด เคยลดลงต่ำกว่า 50 ดอลลาร์สหรัฐฯ ต่อเมกะวัตต์-ชั่วโมง (MWh) ในการประมูลปี 2017 ประวัติศาสตร์ ตำนานเล่าขานว่า อาร์คิมิดีส ปราชญ์ชาวกรีกผู้โด่งดัง ได้ใช้ "กระจกเผาไหม้" มุ่งรวมแสงอาทิตย์ไปยังกองเรือโรมันที่รุกราน กรุงซีรากูซา และขับไล่พวกเขาออกจากเมือง ในปี 1973 ดร. อิโออันนิส ซัคคัส นักวิทยาศาสตร์ชาวกรีก เกิดความสงสัยว่า อาร์คิมิดีสจะสามารถทำลายกองเรือโรมันในปี 212 ก่อนคริสตกาลได้จริงหรือไม่ เขาจึงจัดให้ลูกเรือชาวกรีกเกือบ 60 คน แต่ละคนถือกระจกทรงสี่เหลี่ยมผืนผ้าเอียงรับแสงอาทิตย์และมุ่งไปยังเรือจำลองที่ทำจากไม้อัดทาด้วยน้ำมันดิน ห่างออกไปประมาณ 49 เมตร (160 ฟุต) เพียงไม่กี่นาที เรือจำลองก็ถูกไฟไหม้ อย่างไรก็ตาม นักประวัติศาสตร์บางกลุ่มยังคงตั้งข้อสงสัยเกี่ยวกับเรื่องราวของอาร์คิมิดีสนี้ ในปี ค.ศ. 1866 ออกุสต์ มูชอ (Auguste Mouchout) ชาวฝรั่งเศส ประดิษฐ์เครื่องจักรไอน้ำพลังงานแสงอาทิตย์เครื่องแรก โดยใช้รางพาราโบลาสะท้อนแสงแดดเพื่อต้มน้ำ นับเป็นก้าวสำคัญแรกในการนำพลังงานแสงอาทิตย์มาใช้ผลิตพลังงานความร้อน ในปี ค.ศ. 1886 อเลสซานโด บัตตาเลีย (Alessandro Battaglia) ชาวอิตาลี ได้รับสิทธิบัตรสำหรับตัวสะสมพลังงานแสงอาทิตย์เป็นคนแรก สิ่งประดิษฐ์นี้ช่วยให้เก็บกักพลังงานแสงอาทิตย์ไว้ใช้ประโยชน์ได้อย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น ในช่วงหลายปีต่อมา นักประดิษฐ์หลายท่าน เช่น จอห์น เอริคสัน (John Ericsson) และ แฟรงค์ ชูแมน (Frank Shuman) พัฒนาเทคโนโลยี CSP นำไปประยุกต์ใช้กับระบบชลประทาน การทำความเย็น และแม้แต่ระบบขับเคลื่อน ปี ค.ศ. 1913: แฟรงค์ ชูแมน สร้างสถานีพลังงานความร้อนจากแสงอาทิตย์แบบพาราโบลาขนาด 55 แรงม้า (41 กิโลวัตต์) ในเมืองมาอะดี ประเทศอียิปต์ นับเป็นโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนจากแสงอาทิตย์แห่งแรกที่ใช้งานจริง ดร. อาร์เอช ก็อดดาร์ด นักวิจัยจรวดเชื้อเพลิงเหลวชื่อดัง ผู้ริเริ่มสร้างระบบพลังงานแสงอาทิตย์แบบจานกระจกเป็นคนแรก เขียนบทความในปี ค.ศ. 1929 อ้างว่าปัญหาทางเทคนิคที่เคยเป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาพลังงานแสงอาทิตย์ได้รับการแก้ไขแล้ว ศาสตราจารย์จิโอวานนี ฟรองเซีย (1911-1980) เป็นผู้ริเริ่มออกแบบและสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมความเข้มข้นแห่งแรก ซึ่งเริ่มดำเนินการผลิตไฟฟ้าที่เมืองซานต์อีลาริโอ ใกล้กับเมืองเจนัว ประเทศอิตาลี ในปี 1968 โรงไฟฟ้านี้มีลักษณะทางสถาปัตยกรรมคล้ายกับโรงไฟฟ​​เวอร์ปัจจุบันที่มีเครื่องรับความร้อนจากแสงอาทิตย์ (solar receiver) อยู่ตรงกลางทุ่งกระจกสะท้อนแสง (solar collectors) โรงไฟฟ้าแห่งนี้สามารถผลิตไฟฟ้าได้ 1 เมกะวัตต์ ด้วยไอน้ำร้อนจัดที่ความดัน 100 บาร์และอุณหภูมิ 500 องศาเซลเซียส ต่อมาในปี 1981 โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบหอรับความร้อน (Solar One power tower) ขนาด 10 เมกะวัตต์ ได้รับการพัฒนาขึ้นทางตอนใต้ของรัฐแคลิฟอร์เนีย สหรัฐอเมริกา ต่อมาในปี 1995 โรงไฟฟ้าโซลาร์วัน (Solar One) ได้รับการปรับปรุงเป็น โรงไฟฟ้าโซลาร์ทู (Solar Two) โดยใช้การออกแบบใหม่ที่มีเกลือหลอมเหลว (โซเดียมไนเตรต 60% โพแทสเซียมไนเตรต 40%) เป็นตัวกลางรับความร้อนและเป็นตัวกักเก็บพลังงาน ความสำเร็จของเทคโนโลยีเกลือหลอมเหลวนี้ทำให้โรงไฟฟ้าโซลาร์ทูดำเนินงานได้อย่างมีประสิทธิภาพจนกระทั่งปลดประจำการในปี 1999 เทคโนโลยีรางกระจกพาราโบลา (parabolic-trough technology) ที่ใช้ใน โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบผลิตไฟฟ้า SEGS (Solar Energy Generating Systems) ซึ่งเริ่มก่อสร้างในปี 1984 ที่อยู่ใกล้เคียงกันนั้นใช้งานได้จริงมากกว่า โดยโรงไฟฟ้า SEGS ขนาด 354 เมกะวัตต์ เคยเป็นโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ใหญ่ที่สุดในโลกจนถึงปี 2014 หลังจากโรงไฟฟ้า SEGS สร้างเสร็จในปี 1990 ไม่มีการสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมความเข้มข้นเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์จนกระทั่งถึงปี 2006 ซึ่งตรงกับช่วงเวลาที่ระบบกระจกสะท้อนแสงแบบเฟรสแนลเชิงเส้นขนาดเล็ก (Compact linear Fresnel reflector system) ถูกสร้างขึ้นที่ โรงไฟฟ้าลิเดลล์ (Liddell Power Station) ประเทศออสเตรเลีย แม้จะมีการสร้างโรงไฟฟ้าด้วยเทคโนโลยีเฟรสแนลเชิงเส้นขนาดเล็กอีกไม่กี่แห่ง แต่ก็มีขนาดเล็กกว่ามาก โดยโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนจากแสงอาทิตย์คิมเบอร์ลินา (Kimberlina Solar Thermal Energy Plant) ขนาด 5 แห่งก็ตาม เมกะวัตต์ เปิดดำเนินการในปี 2009 ในปี 2007 ถือเป็นอีกก้าวสำคัญ เมื่อโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบรางกระจกพาราโบลา (trough design) ขนาด 75 เมกะวัตต์ อย่างเนวาดา โซลาร์ วัน (Nevada Solar One) ถูกสร้างขึ้น นับเป็นโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมความเข้มข้นขนาดใหญ่แห่งแรกนับตั้งแต่โรงไฟฟ้า SEGS เลยทีเดียว ต่อมาในช่วงระหว่างปี 2010 ถึง 2013 ประเทศสเปนได้เบิกทางด้วยการสร้างระบบรางพาราโบลา (parabolic trough systems) มากกว่า 40 ระบบ โดยแต่ละระบบมีความจุมาตรฐาน 50 เมกะวัตต์ ความสำเร็จของโรงไฟฟ้าโซลาร์ทู (Solar Two) ในฐานะโรงไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ นำไปสู่การก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบหอรับความร้อนเชิงพาณิชย์อีกแห่งหนึ่ง คือ โรงไฟฟ้าโซลาร์เทรส์ พาวเวอร์ทาวเวอร์ (Solar Tres Power Tower) ในประเทศสเปนเมื่อปี 2011 ซึ่งต่อมาได้เปลี่ยนชื่อเป็นโรงไฟฟ้าความร้อนจากแสงอาทิตย์ เกมาโซลาร์ (Gemasolar Thermosolar Plant) ผลลัพธ์ที่ยอดเยี่ยมของโรงไฟฟ้าเกมาโซลาร์ ช่วยปูทางให้มีการสร้างโรงไฟฟ้าประเภทนี้เพิ่มขึ้นอีกหลายแห่ง ในช่วงเวลาเดียวกัน โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ไอวานพาห์ (Ivanpah Solar Power Facility) ได้รับการก่อสร้างขึ้นเช่นกัน แต่ไม่มีระบบกักเก็บความร้อน โดยอาศัยก๊าซธรรมชาติในการอุ่นน้ำในตอนเช้าของทุกวัน โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมความเข้มข้นส่วนใหญ่ นิยมใช้ระบบรางกระจกพาราโบลา (parabolic trough design) มากกว่าระบบหอรับความร้อน (power tower) หรือระบบกระจกสะท้อนแสงแบบเฟรสแนล (Fresnel systems) นอกจากนี้ ยังมีการพัฒนาระบบรางกระจกพาราโบลาให้หลากหลายรูปแบบ เช่น ระบบร่วมผลิตไฟฟ้าแบบรวมความร้อนจากแสงอาทิตย์ (integrated solar combined cycle : ISCC) ซึ่งเป็นการผสมผสานระหว่างรางกระจกพาราโบลาและระบบความร้อนจากเชื้อเพลิงฟอสซิล ในช่วงแรก CSP ถูกมองว่าเป็นคู่แข่งของพลังงานแสงอาทิตย์แบบเซลล์แสงอาทิตย์ (photovoltaics) โดยเฉพาะโรงไฟฟ้าไอวานพาห์ (Ivanpah Solar Power Facility) ที่ไม่มีระบบกักเก็บพลังงานความร้อน ซึ่งต่างจากโรงไฟฟ้าโซลาร์ทู (Solar Two) ที่มีระบบกักเก็บความร้อนจากแสงอาทิตย์ได้หลายชั่วโมง แต่ในปี 2015 ต้นทุนของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบเซลล์แสงอาทิตย์ลดลงอย่างมาก และราคาขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์จากพลังงานแสงอาทิตย์แบบเซลล์แสงอาทิตย์นั้นอยู่ที่ 1/3 ของราคาตามสัญญาของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมความเข้มข้นในยุคเดียวกัน อย่างไรก็ตาม CSP เริ่มมีการนำเสนอระบบกักเก็บพลังงานความร้อน 3 ถึง 12 ชั่วโมงมากขึ้น ทำให้ CSP กลายเป็นรูปแบบของพลังงานแสงอาทิตย์ที่สามารถจ่ายไฟฟ้าตามความต้องการได้ (dispatchable) ด้วยเหตุนี้ พลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมความเข้มข้นจึงถูกมองว่าเป็นคู่แข่งของโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติและพลังงานแสงอาทิตย์แบบเซลล์แสงอาทิตย์ที่ใช้แบตเตอรี่ ในแง่ของการเป็นโรงไฟฟ้าที่ยืดหยุ่นและสามารถจ่ายไฟฟ้าตามความต้องการได้ เทคโนโลยีในปัจจุบัน CSP ใช้ผลิตไฟฟ้า (บางครั้งเรียกว่า พลังงานความร้อนจากแสงอาทิตย์ มักผลิตผ่านไอน้ำ) ระบบเทคโนโลยี CSP ใช้กระจก หรือ เลนส์ ที่มีระบบ ติดตาม เพื่อโฟกัสแสงอาทิตย์จากพื้นที่กว้างไปยังพื้นที่ขนาดเล็ก แสงที่รวมศูนย์จะถูกนำไปใช้เป็นความร้อนหรือเป็นแหล่งความร้อนสำหรับโรงไฟฟ้าแบบดั้งเดิม (พลังงานความร้อนจากแสงอาทิตย์) ตัวรวมแสงอาทิตย์ที่ใช้ในระบบ CSP มักใช้เพื่อให้ความร้อนหรือความเย็นสำหรับกระบวนการทางอุตสาหกรรม เช่น ในระบบเครื่องปรับอากาศพลังงานแสงอาทิตย์ เทคโนโลยีรวมความเข้มข้นมีอยู่ 4 แบบหลักตามลักษณะทางแสง ได้แก่ รางกระจกพาราโบลา (parabolic trough), จาน (dish), กระจกสะท้อนแสงแบบเฟรสแนล (concentrating linear Fresnel reflector) และ หอรับความร้อนแสงอาทิตย์ (solar power tower) จัดเป็นตัวรวมแสงอาทิตย์แบบโฟกัสเส้น (linear focus collector) ในขณะที่หอรับความร้อนจากแสงอาทิตย์ จัดเป็นตัวรวมแสงอาทิตย์แบบโฟกัสจุด (point focus collector) ตัวรวมแสงอาทิตย์แบบโฟกัสเส้นสามารถรวบรวมแสงอาทิตย์ได้ในระดับปานกลาง (50 เท่าของแสงอาทิตย์ขึ้นไป) ในขณะที่ตัวรวมแสงอาทิตย์แบบโฟกัสจุดสามารถรวบรวมแสงอาทิตย์ได้ในระดับสูง (เกินกว่า 500 เท่าของแสงอาทิตย์) แม้ว่าตัวรวมแสงอาทิตย์เหล่านี้จะมีรูปแบบที่เรียบง่าย แต่ประสิทธิภาพในการรวบรวมแสงอาทิตย์ยังคงห่างไกลจากค่าทางทฤษฎีที่คำนวณได้ ตัวอย่างเช่น รางกระจกพาราโบลาสามารถรวบรวมแสงอาทิตย์ได้ประมาณ 1/3 ของค่าทางทฤษฎีที่คำนวณได้ โดยพิจารณาที่มุมรับแสงที่ออกแบบไว้ ซึ่งหมายความว่าที่ความคลาดเคลื่อนเท่า ๆ กันทั้งระบบ การรวบรวมแสงอาทิตย์ได้ใกล้เคียงค่าทางทฤษฎีมากขึ้นนั้น อาจทำได้โดยการใช้ตัวรวมแสงอาทิตย์ที่ซับซ้อนยิ่งขึ้น โดยอาศัยหลักการของเลนส์ที่ไม่สร้างภาพ (nonimaging optics) ตัวรวมแสงอาทิตย์แต่ละแบบมีความสามารถในการผลิตความร้อนสูงสุดที่แตกต่างกัน ส่งผลต่อประสิทธิภาพทางความร้อน (thermodynamic efficiencies) ที่หลากหลายด้วย ซึ่งขึ้นอยู่กับวิธีการติดตามดวงอาทิตย์และการโฟกัสแสง นวัตกรรมใหม่ ๆ ในเทคโนโลยี CSP กำลังช่วยให้ระบบเหล่านี้มีต้นทุนที่คุ้มค่ามากขึ้นเรื่อย ๆ ในปี 2023 องค์การวิทยาศาสตร์และอุตสาหกรรมแห่งเครือรัฐออสเตรเลีย (CSIRO) ได้ทดสอบระบบ CSP รูปแบบใหม่ โดยใช้ อนุภาคเซรามิกขนาดเล็ก ที่ตกลงมาผ่านลำแสงความเข้มข้นจากแสงอาทิตย์ อนุภาคเซรามิกเหล่านี้สามารถกักเก็บความร้อนได้มากกว่า เกลือหลอมเหลว โดยไม่จำเป็นต้องใช้ภาชนะบรรจุ ซึ่งส่งผลดีต่อการถ่ายเทความร้อน รางพาราโบลา รางกระจกพาราโบลา เป็นตัวรวมแสงอาทิตย์แบบเส้นตรง (linear concentrator) ที่ทำหน้าที่โฟกัสแสงอาทิตย์ไปยังตัวรับความร้อน (receiver) ซึ่งอยู่ตามแนวโฟกัสของราง ตัวรับความร้อนเป็นท่อที่อยู่บนแนวโฟกัสตามยาวของกระจกพาราโบลา ภายในบรรจุด้วย ของเหลวตัวกลาง (working fluid) รางกระจกพาราโบลาติดตามดวงอาทิตย์ตลอดทั้งวันด้วยการหมุนรอบแกนเดียว ของเหลวตัวกลาง (เช่น เกลือหลอมเหลว ) ได้รับความร้อนถึง 150–350 องศาเซลเซียส (302–662 องศาฟาเรนไฮต์) ขณะไหลผ่านตัวรับความร้อน จากนั้น นำไปใช้เป็นแหล่งความร้อนสำหรับระบบผลิตไฟฟ้า ระบบรางกระจกพาราโบลาเป็นเทคโนโลยี CSP ที่ได้รับการพัฒนาอย่างมากที่สุด ตัวอย่างโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบรางกระจกพาราโบลาเชิงพาณิชย์แห่งแรกของโลก ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบผลิตไฟฟ้า SEGS (Solar Energy Generating Systems) ในรัฐแคลิฟอร์เนีย โรงไฟฟ้าเนวาดา โซลาร์ วัน (Nevada Solar One) ของบริษัทแอคคอน่า (Acciona) ใกล้กับ เมืองโบลเดอร์ซิตี้ รัฐเนวาดา และ โรงไฟฟ้าอันดาลโซล (Andasol) ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบรางกระจกพาราโบลาเชิงพาณิชย์แห่งแรกของยุโรป นอกจากนี้ ยังมีโรงไฟฟ้าทดสอบ SSPS-DCS ของ โรงไฟฟ้าปลาตาฟอร์มา โซลาร์ เด อัลเมเรีย (Plataforma Solar de Almería) ในประเทศสเปนอีกด้วย ระบบนี้มีการออกแบบโดยนำระบบความร้อนจากแสงอาทิตย์ทั้งหมดไว้ภายในเรือนกระจก (greenhouse) เรือนกระจกช่วยสร้างสภาพแวดล้อมที่ได้รับการปกป้อง ซึ่งช่วยป้องกันผลกระทบจากสภาพอากาศต่างๆ ที่ส่งผลต่อความน่าเชื่อถือและประสิทธิภาพของระบบความร้อนจากแสงอาทิตย์ กระจกสะท้อนแสงอาทิตย์แบบโค้ง ซึ่งมีน้ำหนักเบา จะถูกแขวนด้วยสายเคเบิลจากเพดานของเรือนกระจก ระบบติดตามแกนเดียว (single-axis tracking system) ทำหน้าที่ปรับตำแหน่งของกระจก เพื่อรับแสงอาทิตย์ในปริมาณที่เหมาะสม กระจกเหล่านี้จะทำหน้าที่รวมแสงอาทิตย์และโฟกัสไปยังโครงข่ายของท่อเหล็กกล้าไร้สนิม ซึ่งแขวนอยู่ภายในเรือนกระจกเช่นกัน น้ำจะถูกส่งผ่านท่อเหล็กกล้าไร้สนิมตลอดความยาว ไอน้ำจะถูกผลิตขึ้นมาจากการต้มน้ำ เมื่อมีความเข้มของแสงอาทิตย์สูง ช่วยป้องกันกระจกจากลมให้มีอัตราอุณหภูมิที่สูงขึ้น และป้องกันไม่ให้ฝุ่นสะสมบนกระจก บริษัท กลาสพอยท์โซลาร์ (GlassPoint Solar) ซึ่งเป็นผู้ออกแบบเทคโนโลยีรางปิด (Enclosed Trough) อ้างว่าเทคโนโลยีของบริษัทสามารถผลิตความร้อนสำหรับกระบวนการ การเพิ่มประสิทธิภาพการขุดน้ำมัน (Enhanced Oil Recovery) (EOR) ได้ในราคาประมาณ 5 ดอลลาร์สหรัฐต่อ 290 kWh (1,000,000 BTU) ในพื้นที่ที่มีแดดจัด ซึ่งมีราคาถูกกว่าเทคโนโลยีความร้อนจากแสงอาทิตย์แบบเดิมที่มีอยู่ทั่วไปซึ่งอยู่ระหว่าง 10 ถึง 12 ดอลลาร์สหรัฐ หอคอยพลังงานแสงอาทิตย์ หอคอยพลังงานแสงอาทิตย์ เป็นระบบที่ประกอบด้วยกระจกสะท้อนแสงติดตามดวงอาทิตย์แบบสองแกน (dual-axis tracking reflectors) จำนวนมาก ซึ่งเรียกว่า เฮลิโอสแตต (heliostats) ทำหน้าที่รวมแสงอาทิตย์ไปยังจุดรับความร้อน (receiver) ที่อยู่ด้านบนสุดของหอคอย จุดรับความร้อนบรรจุของเหลวตัวกลางในการถ่ายเทความร้อน ซึ่งอาจเป็นไอน้ำหรือเกลือหลอมเหลว ในทางหลักการทางแสง หอคอยพลังงานแสงอาทิตย์ มีลักษณะเดียวกับกระจกสะท้อนแสงแบบเฟรสแนลวงกลม (circular Fresnel reflector) ของเหลวตัวกลางในจุดรับความร้อนจะถูกทำให้ร้อนจัดที่ 500–1,000 องศาเซลเซียส (773–1,273 เคลวิน หรือ 932–1,832 องศาฟาเรนไฮต์) จากนั้นนำความร้อนไปใช้เป็นแหล่งความร้อนสำหรับระบบผลิตไฟฟ้าหรือระบบกักเก็บพลังงาน ข้อดีของหอคอยพลังงานแสงอาทิตย์คือ สามารถปรับเฉพาะกระจกสะท้อนแสงแทนที่จะต้องปรับหอคอยทั้งหลัง การพัฒนาหอคอยพลังงานแสงอาทิตย์ยังไม่ก้าวหน้าเท่ากับระบบรางกระจกพาราโบลา แต่มีประสิทธิภาพที่สูงกว่า และมีความสามารถในการกักเก็บพลังงานได้ดีกว่า นอกจากนี้ ยังสามารถใช้การส่งลำแสงความร้อนแบบหอคอยร่วมกับเฮลิโอสตัดเพื่อให้ความร้อนแก่ของเหลวตัวกลางได้อีกด้วย โรงไฟฟ้าโซลาร์ทู (Solar Two) ใน เมืองแด๊กเก็ตต์ (Daggett) รัฐแคลิฟอร์เนีย และ โรงไฟฟ้าซีเอสเอ-1 (CESA-1) ใน แหล่งพลาทาฟอร์มาโซลาร์เดอัลเมเลีย เมืองอัลเมเลีย (Almeria) ประเทศสเปน เป็นโรงไฟฟ้าตัวอย่างที่ดีที่สุด โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แพลนต้า โซลาร์ 10 (Planta Solar 10) ใน ในเมืองซันลูการ์ลาเมโยร์ (Sanlucar la Mayor) ประเทศสเปน เป็นโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบหอคอยเชิงพาณิชย์แห่งแรกของโลกที่มีขนาดสำหรับการผลิตไฟฟ้าเพื่อการพาณิชย์ โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ไอวานพาห์ (Ivanpah Solar Power Facility) ขนาด 377 เมกะวัตต์ ซึ่งตั้งอยู่ใน ทะเลทรายโมฮาวี เป็นโรงไฟฟ้า CSP ที่ใหญ่ที่สุดในโลก โดยใช้หอคอยพลังงานแสงอาทิตย์จำนวน 3 หลัง โรงไฟฟ้าไอวานพาห์ผลิตพลังงานจากแสงอาทิตย์ได้เพียง 0.652 เทระวัตต์ชั่วโมง (คิดเป็น 63%) ส่วนที่เหลืออีก 0.388 เทระวัตต์ชั่วโมง (คิดเป็น 37%) มาจากการเผาไหม้ก๊าซธรรมชาติ นอกจากไอน้ำหรือเกลือหลอมเหลวที่ใช้เป็นของเหลวตัวกลางในการถ่ายเทความร้อนในระบบหอคอยพลังงานแสงอาทิตย์แล้ว ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ที่วิกฤตยิ่งยวด ยังสามารถนำมาใช้เป็นอีกทางเลือกหนึ่งได้อีกด้วย ซึ่งก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์แบบนี้ มีประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าสูงกว่า อย่างไรก็ตาม พื้นที่ แห้งแล้ง ซึ่งเป็นพื้นที่ที่เหมาะกับการสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ มักมีอุณหภูมิสูง ส่งผลให้ไม่สามารถลดอุณหภูมิของก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ให้อยู่ต่ำกว่าอุณหภูมิวิกฤติ ที่ทางเข้าของ คอมเพรสเซอร์ได้ ดังนั้น นักวิจัยจึงกำลังพัฒนา คาร์บอนไดออกไซด์ที่วิกฤตยิ่งยวดผสม ที่มีอุณหภูมิวิกฤตสูงขึ้น เพื่อนำมาใช้ในระบบนี้อยู่ในปัจจุบัน ตัวสะท้อนแสงเฟรสเนล แม้ว่าตัวสะท้อนแสงเฟรสแนลจะถูกมองว่าเป็นเทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพการผลิตพลังงานต่ำกว่าวิธีอื่น ๆ บ้างก็ตาม แต่ต้นทุนที่คุ้มค่าของโมเดลนี้ เป็นเหตุผลที่บางคนเลือกใช้แทนระบบอื่นที่มีกำลังการผลิตสูงกว่า ปัจจุบันมีการเริ่มต้นทดสอบตัวสะท้อนแสงเฟรสแนลรุ่นใหม่ที่มีเทคโนโลยีติดตามแสง (Ray Tracing) ซึ่งผลเบื้องต้นพบว่าสามารถผลิตพลังงานได้มากกว่ารุ่นมาตรฐาน จานสเตอร์ลิง ระบบจานสเตอร์ลิง ประกอบด้วย จานสะท้อนแสงพาราโบลา แบบติดตั้งเดี่ยว ๆ ทำหน้าที่รวมแสงอาทิตย์ไปยังตัวรับความร้อนที่จุดโฟกัสของจาน จานสะท้อนแสงนี้จะติดตามดวงอาทิตย์ด้วยแกนหมุนสองแกน ของเหลวตัวกลางในตัวรับความร้อนจะถูกทำให้ร้อนที่ 250–700 องศาเซลเซียส (482–1,292 องศาฟาเรนไฮต์) จากนั้นความร้อนจะถูกนำไปใช้โดยเครื่องยนต์สเตอร์ลิงเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้า ระบบจานพาราโบลาเหล่านี้ มีประสิทธิภาพในการแปลงพลังงานแสงอาทิตย์เป็นพลังงานไฟฟ้าสูง (ระหว่าง 31% ถึง 32%) และด้วยลักษณะที่เป็นโมดูลาร์ทำให้สามารถปรับขนาดได้ตามต้องการ ตัวอย่างของเทคโนโลยีนี้ ได้แก่ จานพาราโบลาของบริษัท Stirling Energy Systems (SES), United Sun Systems (USS) และ Science Applications International Corporation (SAIC) ที่ที่มหาวิทยาลัยเนวาดา ลาสเวกัส (UNLV) และ จานพาราโบลาขนาดใหญ่ ของ มหาวิทยาลัยแห่งชาติออสเตรเลีย ใน เมืองแคนเบอร์รา ประเทศออสเตรเลีย สถิติประสิทธิภาพการแปลงพลังงานแสงอาทิตย์เป็นพลังงานไฟฟ้าสูงสุดที่ 31.25% ถูกบันทึกโดยจานพาราโบลาของบริษัท SES ที่ National Solar Thermal Test Facility (NSTTF) ในรัฐนิวเม็กซิโก เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2008 ซึ่งเป็นวันที่อากาศหนาวและแดดจัด ตามข้อมูลจากบริษัทผู้พัฒนา Ripasso Energy ซึ่งเป็นบริษัทสัญชาติสวีเดน ระบบจานสเตอร์ลิงที่กำลังทดสอบอยู่ในทะเลทรายคาลาฮารี ประเทศแอฟริกาใต้ แสดงประสิทธิภาพที่ 34% ในปี 2015 ระบบ SES ที่เมืองมาริโคปา รัฐฟีนิกซ์ เคยเป็นโรงไฟฟ้าพลังงานจานสเตอร์ลิงที่ใหญ่ที่สุดในโลก จนกระทั่งถูกขายให้กับบริษัท United Sun Systems ต่อมา ชิ้นส่วนขนาดใหญ่ของโรงไฟฟ้านี้ได้ถูกย้ายไปยังประเทศจีน เพื่อรองรับความต้องการพลังงานมหาศาล การเพิ่มประสิทธิภาพการขุดน้ำมันด้วยแสงอาทิตย์ แม่แบบ:Solar energyความร้อนจากดวงอาทิตย์สามารถนำมาใช้ในการผลิตไอน้ำ เพื่อลดความหนืดของน้ำมันหนัก ให้ง่ายต่อการสูบขึ้นมา โดยระบบหอคอยพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Power Tower) และรางกระจกพาราโบลา (Parabolic Troughs) สามารถนำมาใช้ผลิตไอน้ำดังกล่าว ซึ่งสามารถใช้ไอน้ำนี้โดยตรงโดยไม่จำเป็นต้องใช้เครื่องกำเนิดไฟฟ้า จึงไม่ผลิตกระแสไฟฟ้า เทคโนโลยีการเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตน้ำมันด้วยแสงอาทิตย์ สามารถช่วยยืดอายุของแหล่งน้ำมันที่มีน้ำมันหนืดมาก ซึ่งโดยปกติแล้วการสูบน้ำมันประเภทนี้ไม่คุ้มทุน CSP และการเก็บพลังงานความร้อน ในโรงงาน CSP ที่มีระบบกักเก็บความร้อน พลังงานแสงอาทิตย์จะถูกนำไปใช้กับ เกลือหลอมเหลว หรือ น้ำมันสังเคราะห์ เพื่อเพิ่มอุณหภูมิของสารเหล่านี้ก่อน โดยสารทั้งสองชนิดทำหน้าที่กักเก็บพลังงานความร้อนไว้ในถังเก็บความร้อนที่มีฉนวนกันความร้อน ซึ่งช่วยให้เก็บรักษาพลังงานความร้อนไว้ที่อุณหภูมิสูงได้เป็นเวลานาน ต่อมา เกลือหลอมเหลว (หรือน้ำมัน) จะถูกนำไปใช้ใน หม้อไอน้ำ (steam generator) เพื่อผลิต ไอน้ำ ไอน้ำนี้จะถูกนำไปใช้หมุน กังหันไอน้ำ (steam turbine generator) ตามความต้องการ กระบวนการนี้จะผลิตกระแสไฟฟ้าออกมา ดังนั้น แม้ว่าพลังงานแสงอาทิตย์จะมีเฉพาะในช่วงกลางวัน แต่โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนแสงอาทิตย์แบบรวมความเข้มข้น (CSP) ที่มีระบบกักเก็บความร้อน สามารถผลิตกระแสไฟฟ้าได้ตลอด 24 ชั่วโมงตามความต้องการ เหมือนกับโรงไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าตามปริมาณไฟฟ้าที่ใช้ (load following power plant) หรือ โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับช่วงพีค ความจุของระบบกักเก็บความร้อน ถูกวัดเป็นจำนวนชั่วโมงที่สามารถผลิตไฟฟ้าได้เทียบเท่ากำลังการผลิตสูงสุดที่โรงไฟฟ้าระบุไว้ (nameplate capacity) ข้อแตกต่างจาก โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบ แผงโซล่าเซลล์ (solar PV) หรือ โรงไฟฟ้า CSP ที่ไม่มีระบบกักเก็บความร้อน ก็คือ โรงไฟฟ้า CSP ที่มีระบบกักเก็บความร้อน สามารถควบคุมการผลิตไฟฟ้า ตามความต้องการและพึ่งพาตัวเองได้ ได้ คล้ายกับโรงไฟฟ้าพลังงานถ่านหินหรือก๊าซ แต่ไม่มีมลภาวะ CSP ที่มีระบบกักเก็บความร้อน ยังสามารถใช้เป็นโรงผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วม เพื่อผลิตและจำหน่ายทั้งไฟฟ้าและไอน้ำสำหรับกระบวนการผลิตได้ตลอดเวลา อ้างอิงข้อมูล เดือนธันวาคม 2018 ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของ CSP ที่มีระบบกักเก็บความร้อน อยู่ระหว่าง 5 ยูโรเซนต์ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (c € / kWh) ถึง 7 ยูโรเซนต์ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (c € / kWh) ขึ้นอยู่กับปริมาณรังสีสุริยะที่ได้รับในแต่ละพื้นที่ โดยพื้นที่ที่มีรังสีสุริยะแรงจะได้ต้นทุนการผลิตที่ต่ำกว่า ต่างจากโรงไฟฟ้าโซล่าเซลล์ โรงไฟฟ้า CSP กักเก็บความร้อน ผลิตไฟฟ้าและไอน้ำได้ตลอด 24 ชั่วโมง ทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิล ลดมลพิษ โรงไฟฟ้า CSP ยังผสานกับการใช้ระบบแผงโซล่าเซลล์ได้ เพิ่มประสิทธิภาพ ประหยัดพลังงาน โรงไฟฟ้า CSP ที่มีระบบกักเก็บพลังงานความร้อน ยังสามารถใช้ วัฏจักรไบรย์ตัน กับอากาศแทนไอน้ำเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าและ/หรือไอน้ำตลอดเวลา โรงไฟฟ้า CSP เหล่านี้ติดตั้งกังหันก๊าซ เพื่อผลิตกระแสไฟฟ้า กำลังการผลิตเหล่านี้ถือว่าเป็นขนาดเล็ก (<0.4 เมกะวัตต์) ซึ่งมีความยืดหยุ่นในการติดตั้งในพื้นที่ไม่กี่เอเคอร์ ความร้อนเหลือทิ้งจากโรงไฟฟ้ายังสามารถนำไปใช้ในการผลิตไอน้ำในกระบวนการและความต้องการระบบปรับอากาศได้อีกด้วย ดังนั้นหากที่ดินมีความพร้อม จำนวนโมดูลเหล่านี้สามารถติดตั้งได้สูงสุดถึง 1,000 เมกะวัตต์ พร้อมมาตรฐาน RAMS และข้อได้เปรียบด้านต้นทุน เนื่องจากต้นทุนต่อเมกะวัตต์ ของหน่วยเหล่านี้ถูกกว่าโรงที่มีขนาดใหญ่กว่า ระบบ การ แจกจ่ายความร้อน แบบรวมศูนย์ตลอด 24 ชั่วโมง ยังเป็นไปได้ด้วย โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนแสงอาทิตย์แบบรวมความเข้มข้น (CSP) ที่มีระบบกักเก็บความร้อน การผลิตเชื้อเพลิงคาร์บอนเป็นกลาง การผลิตเชื้อเพลิงสังเคราะห์ที่เป็นกลางด้านคาร์บอน โดยใช้พลังงานความร้อนแสงอาทิตย์แบบรวมความเข้มข้น (CSP) ที่อุณหภูมิเกือบ 1,500 °C นั้น เป็นไปได้ในทางเทคนิค และคาดว่าจะสามารถนำไปใช้ในเชิงพาณิชย์ได้ในอนาคต หากต้นทุนของโรงไฟฟ้า CSP ลดลง นอกจากนี้ ไฮโดรเจนที่เป็นกลางด้านคาร์บอน ยังสามารถผลิตได้ด้วยพลังงานความร้อนแสงอาทิตย์ (CSP) โดยใช้ วัฏจักรซัลเฟอร์-ไอโอดีน, วัฏจักรซัลเฟอร์ไฮบริด, วัฏจักรออกไซด์เหล็ก, วัฏจักรทองแดง-คลอรีน, วัฏจักรสังกะสี-ออกไซด์สังกะสี, วัฏจักรออกไซด์ซีเรียม(IV)-ออกไซด์ซีเรียม(III) เป็นต้น การปรับใช้ทั่วโลก แม่แบบ:Emerging technologiesแม่แบบ:Renewable energy by countryโรงไฟฟ้า CSP แห่งแรก เริ่มต้นดำเนินการที่เมืองอาดราโน บนเกาะซิซิลี ประเทศอิตาลี การติดตั้งโรงงาน CSP ของสหรัฐฯ เริ่มต้นในปี 1984 ด้วยโรงงาน SEGS สหรัฐอเมริกา เริ่มต้นติดตั้งโรงไฟฟ้า CSP ชุดแรกในปี 1984 โดยใช้ชื่อโครงการว่า SEGS โรงไฟฟ้าชุดสุดท้ายของโครงการนี้สร้างเสร็จในปี 1990 นับตั้งแต่ปี 1991 ถึง 2005 ไม่มีการสร้างโรงไฟฟ้า CSP เพิ่มเติมที่ใดในโลก ช่วงปี 2004 ถึง 2013 ปริมาณการติดตั้ง CSP ทั่วโลก เพิ่มขึ้นเกือบ 10 เท่า โดยเฉพาะในช่วง 5 ปีสุดท้าย มีอัตราการเติบโตเฉลี่ยปีละ 50% เนื่องจากมีจำนวนประเทศที่หันมาใช้เทคโนโลยี CSP เพิ่มมากขึ้น ในปี 2013 ปริมาณการติดตั้งทั่วโลก เพิ่มขึ้น 36% หรือเกือบ 0.9 กิกะวัตต์ (GW) ส่งผลให้มีปริมาณการติดตั้งรวมเกินกว่า 3.4 จิกะวัตต์ (GW) อย่างไรก็ตาม ปี 2014 ถือเป็นปีที่มีปริมาณการติดตั้งสูงสุดที่ 925 MW แต่หลังจากนั้น ปริมาณการติดตั้งกลับลดลง เนื่องจากนโยบายที่เปลี่ยนแปลง วิกฤตการณ์ทางการเงินโลก และราคาเซลล์แสงอาทิตย์ (photovoltaic cells) ที่ลดลงอย่างรวดเร็ว ถึงแม้จะมีปัจจัยท้าทาย ปริมาณการติดตั้ง CSP ทั่วโลก ยังคงเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง และสามารถบรรลุกำลังการผลิตรวมสูงถึง 6800 เมกะวัตต์ (MW) ในปี 2021 แม้ว่าสเปนจะไม่มีการสร้างโรงไฟฟ้า CSP เพิ่มเติมตั้งแต่ปี 2013 แต่ยังคงเป็นประเทศที่มีกำลังการผลิต CSP มากที่สุดเป็นอันดับต้น ๆ ของโลก โดยมีสัดส่วนคิดเป็นเกือบหนึ่งในสามของทั้งโลก ที่ 2,300 เมกะวัตต์ (MW) รองลงมาคือสหรัฐอเมริกาที่มีกำลังการผลิต 1,740 เมกะวัตต์ (MW) นอกจากนี้ ภูมิภาคที่น่าสนใจในการพัฒนาเทคโนโลยี CSP ได้แก่ แอฟริกาเหนือ และตะวันออกกลาง จีน และอินเดีย ซึ่งล้วนเป็นประเทศกำลังพัฒนาที่มีศักยภาพด้านพลังงานแสงอาทิตย์สูง เนื่องจากมีปริมาณรังสีดวงอาทิตย์ (solar radiation) ที่มาก อีกทั้งยังมีแนวโน้มการติดตั้งโรงไฟฟ้า CSP ขนาดใหญ่ในหลายพื้นที่ตั้งแต่ปี 2017 ในช่วงแรก ตลาดโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนแสงอาทิตย์แบบรวมความเข้มข้น (CSP) ทั่วโลก ถูกครองโดย โรงไฟฟ้าแบบรางน้ำ parabolic-trough คิดเป็นสัดส่วนมากถึง 90% ของโรงไฟฟ้า CSP ทั้งหมด ตั้งแต่ประมาณปี 2010 โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนแสงอาทิตย์แบบ หอคอยกลาง (central power tower) ได้รับความนิยมมากกว่าสำหรับโรงไฟฟ้ารุ่นใหม่ เนื่องจาก ระบบการทำงานที่อุณหภูมิสูงกว่า ซึ่งอยู่ที่ประมาณ 565 องศาเซลเซียส (1,049 องศาฟาเรนไฮต์) ขณะที่โรงไฟฟ้าแบบรางน้ำ (trough) มีอุณหภูมิการทำงานสูงสุดที่ 400 องศาเซลเซียส (752 องศาฟาเรนไฮต์) - ส่งผลให้ โรงไฟฟ้าแบบหอคอยกลาง มีประสิทธิภาพในการผลิตพลังงานความร้อนมากกว่า ในบรรดา โครงการ CSP ที่ใหญ่กว่านั้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ไอวานพาห์ (Ivanpah Solar Power Facility) ซึ่งมีกำลังการผลิต 392 เมกะวัตต์ (MW) โรงไฟฟ้านี้ใช้เทคโนโลยีหอคอยพลังงานแสงอาทิตย์ แต่ ไม่มีระบบกักเก็บพลังงานความร้อน หรือ โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์วาร์ซาเซต (Ouarzazate Solar Power Station) ในโมร็อกโก มีกำลังการผลิตทั้งหมด 510 เมกะวัตต์ (MW) โดยโรงไฟฟ้าแห่งนี้ผสมผสานการทำงานระหว่างเทคโนโลยีแบบรางน้ำ (trough) และเทคโนโลยีแบบหอคอยกลาง (tower) ทำให้สามารถ กักเก็บพลังงานความร้อน ได้นานหลายชั่วโมง ประสิทธิภาพ ประสิทธิภาพของระบบพลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมศูนย์จะขึ้นอยู่กับเทคโนโลยีที่ใช้ในการแปลงพลังงานแสงอาทิตย์เป็นพลังงานไฟฟ้า อุณหภูมิการทำงานของเครื่องรับและการปฏิเสธความร้อน การสูญเสียความร้อนในระบบ และการมีอยู่หรือไม่มีการสูญเสียอื่นๆ ของระบบ นอกจากประสิทธิภาพในการแปลงแล้ว ระบบออพติคอลที่รวมแสงอาทิตย์ยังจะทำให้เกิดการสูญเสียเพิ่มเติมอีกด้วย ระบบในโลกแห่งความเป็นจริงอ้างว่าประสิทธิภาพการแปลงสูงสุด 23-35% สำหรับระบบประเภท "พาวเวอร์ทาวเวอร์" ซึ่งทำงานที่อุณหภูมิ 250 ถึง 565 °C โดยมีค่าประสิทธิภาพที่สูงกว่าหากใช้กังหันแบบวงรอบรวม ระบบ Dish Stirling ทำงานที่อุณหภูมิ 550-750 °C อ้างว่ามีประสิทธิภาพประมาณ 30% เนื่องจากการเปลี่ยนแปลงของอุบัติการณ์ของดวงอาทิตย์ในระหว่างวัน ประสิทธิภาพการแปลงโดยเฉลี่ยที่ได้จึงไม่เท่ากับประสิทธิภาพสูงสุดเหล่านี้ และประสิทธิภาพสุทธิจากแสงอาทิตย์เป็นไฟฟ้าต่อปีอยู่ที่ 7-20% สำหรับระบบหอส่งกำลังนำร่อง และ 12-25% สำหรับ ระบบจานสเตอร์ลิงขนาดสาธิต ทฤษฎี ประสิทธิภาพการแปลงสูงสุดของระบบพลังงานความร้อนไปเป็นไฟฟ้ากำหนดโดย ประสิทธิภาพคาร์โนต์ ซึ่งแสดงถึงขีดจำกัดทางทฤษฎีเกี่ยวกับประสิทธิภาพที่สามารถทำได้โดยระบบใดๆ ที่กำหนดโดย กฎของอุณหพลศาสตร์ ระบบในโลกแห่งความเป็นจริงไม่บรรลุถึงประสิทธิภาพของการ์โนต์ ประสิทธิภาพการแปลง η {\displaystyle \eta } ของการแผ่รังสีแสงอาทิตย์ที่ตกกระทบสู่งานเครื่องกลขึ้นอยู่กับคุณสมบัติ การแผ่รังสีความร้อน ของเครื่องรับแสงอาทิตย์และเครื่องยนต์ความร้อน (เช่น กังหันไอน้ำ) รังสีสุริยะที่ส่องกระทบ จะถูกแปลงเป็นความร้อนเป็นครั้งแรกโดยตัวรับแสงอาทิตย์อย่างมีประสิทธิภาพ η R e c e i v e r {\displaystyle \eta _{Receiver}} และต่อมาความร้อนจะถูกแปลงเป็นพลังงานกลโดยเครื่องยนต์ความร้อนอย่างมีประสิทธิภาพ η m e c h a n i c a l {\displaystyle \eta _{mechanical}} โดยใช้ หลักการของการ์โนต์ พลังงานกลจะถูกแปลงเป็นพลังงานไฟฟ้าโดยเครื่องกำเนิดไฟฟ้า สำหรับเครื่องรับพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีตัวแปลงเชิงกล ( เช่น กังหัน) ประสิทธิภาพการแปลงโดยรวมสามารถกำหนดได้ดังต่อไปนี้: η = η o p t i c s ⋅ η r e c e i v e r ⋅ η m e c h a n i c a l ⋅ η g e n e r a t o r {\displaystyle \eta =\eta _{\mathrm {optics} }\cdot \eta _{\mathrm {receiver} }\cdot \eta _{\mathrm {mechanical} }\cdot \eta _{\mathrm {generator} }} โดย η o p t i c s {\displaystyle \eta _{\mathrm {optics} }} แสดงถึงเศษส่วนของแสงตกกระทบที่พุ่งเข้าหาตัวรับ η r e c e i v e r {\displaystyle \eta _{\mathrm {receiver} }} เศษของแสงที่ตกกระทบบนเครื่องรับที่ถูกแปลงเป็นพลังงานความร้อน η m e c h a n i c a l {\displaystyle \eta _{\mathrm {mechanical} }} ประสิทธิภาพการแปลงพลังงานความร้อนเป็นพลังงานกล และ η g e n e r a t o r {\displaystyle \eta _{\mathrm {generator} }} ประสิทธิภาพในการแปลงพลังงานกลเป็นพลังงานไฟฟ้า η r e c e i v e r = Q a b s o r b e d − Q l o s t Q i n c i d e n t {\displaystyle \eta _{\mathrm {receiver} }={\frac {Q_{\mathrm {absorbed} }-Q_{\mathrm {lost} }}{Q_{\mathrm {incident} }}}} กับ Q i n c i d e n t {\displaystyle Q_{\mathrm {incident} }} , Q a b s o r b e d {\displaystyle Q_{\mathrm {absorbed} }} , Q l o s t {\displaystyle Q_{\mathrm {lost} }} ตามลำดับ ความหนาแน่นของพลังงานแสงอาทิตย์ ที่เข้ามา และความหนาแน่นที่ถูกดูดซับและสูญเสียโดยตัวรับแสงอาทิตย์ของระบบ ประสิทธิภาพการแปลง η m e c h a n i c a l {\displaystyle \eta _{\mathrm {mechanical} }} มีค่าประสิทธิภาพสูงสุดเท่ากับคาร์โนต์ ซึ่งกำหนดโดยอุณหภูมิของเครื่องรับ T H {\displaystyle T_{H}} และอุณหภูมิการปฏิเสธความร้อน ("อุณหภูมิแผงระบายความร้อน") T 0 {\displaystyle T^{0}} , η C a r n o t = 1 − T 0 T H {\displaystyle \eta _{\mathrm {Carnot} }=1-{\frac {T^{0}}{T_{H}}}} ประสิทธิภาพในโลกแห่งความเป็นจริงของเครื่องยนต์ทั่วไปบรรลุถึง 50% ถึงสูงสุด 70% ของประสิทธิภาพของคาร์โนต์ เนื่องจากการสูญเสีย เช่น การสูญเสียความร้อนและการหมุนของลมในชิ้นส่วนที่เคลื่อนไหว กรณีในอุดมคติ สำหรับฟลักซ์แสงอาทิตย์ I {\displaystyle I} (เช่น I = 1000 W / m 2 {\displaystyle I=1000\,\mathrm {W/m^{2}} } ) เข้มข้น C {\displaystyle C} ครั้งอย่างมีประสิทธิภาพ η O p t i c s {\displaystyle \eta _{Optics}} บนระบบรับแสงอาทิตย์พร้อมพื้นที่สะสม A {\displaystyle A} และ การดูดซึม α {\displaystyle \alpha } - Q s o l a r = I C A {\displaystyle Q_{\mathrm {solar} }=ICA} - Q a b s o r b e d = η o p t i c s α Q s o l a r {\displaystyle Q_{\mathrm {absorbed} }=\eta _{\mathrm {optics} }\alpha Q_{\mathrm {solar} }} , เพื่อความเรียบง่าย เราสามารถสรุปได้ว่าการสูญเสียเป็นเพียงการแผ่รังสี (สมมติฐานที่ยุติธรรมสำหรับอุณหภูมิสูง) ดังนั้นสำหรับพื้นที่การแผ่รังสี A และ การแผ่รังสี ϵ {\displaystyle \epsilon } การใช้ กฎของชเต็ฟฟัน–บ็อลทซ์มัน ให้ผลดังนี้: Q l o s t = A ϵ σ T H 4 {\displaystyle Q_{\mathrm {lost} }=A\epsilon \sigma T_{H}^{4}} ลดความซับซ้อนของสมการเหล่านี้โดยการพิจารณาทัศนศาสตร์ที่สมบูรณ์แบบ ( η O p t i c s {\displaystyle \eta _{\mathrm {Optics} }} = 1) และไม่ได้คำนึงถึงขั้นตอนการแปลงขั้นสุดท้ายเป็นไฟฟ้าโดยเครื่องกำเนิดไฟฟ้า การรวบรวมและการแผ่รังสีพื้นที่การดูดซับและการปล่อยรังสีที่เท่ากันและสูงสุด ( α {\displaystyle \alpha } = 1, ϵ {\displaystyle \epsilon } = 1) จากนั้นการแทนที่ในสมการแรกจะได้ η = ( 1 − σ T H 4 I C ) ⋅ ( 1 − T 0 T H ) {\displaystyle \eta =\left(1-{\frac {\sigma T_{H}^{4}}{IC}}\right)\cdot \left(1-{\frac {T^{0}}{T_{H}}}\right)} กราฟแสดงให้เห็นว่าประสิทธิภาพโดยรวมไม่ได้เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องตามอุณหภูมิของเครื่องรับ แม้ว่าประสิทธิภาพของเครื่องยนต์ความร้อน (คาร์โนต์) จะเพิ่มขึ้นตามอุณหภูมิที่สูงขึ้น แต่ประสิทธิภาพของเครื่องรับจะไม่เพิ่มขึ้น ในทางตรงกันข้าม ประสิทธิภาพของเครื่องรับกำลังลดลง เนื่องจากปริมาณพลังงานที่เครื่องรับไม่สามารถดูดซับได้ (Qlost) จะเพิ่มขึ้นตามกำลังที่สี่ตามฟังก์ชันของอุณหภูมิ จึงมีอุณหภูมิสูงสุดที่สามารถเข้าถึงได้ เมื่อประสิทธิภาพของตัวรับเป็นโมฆะ (เส้นโค้งสีน้ำเงินในรูปด้านล่าง) T max คือ: T m a x = ( I C σ ) 0.25 {\displaystyle T_{\mathrm {max} }=\left({\frac {IC}{\sigma }}\right)^{0.25}} มีอุณหภูมิ Topt ซึ่งประสิทธิภาพสูงสุด คือ เมื่ออนุพันธ์ด้านประสิทธิภาพสัมพันธ์กับอุณหภูมิตัวรับเป็นโมฆะ: d η d T H ( T o p t ) = 0 {\displaystyle {\frac {d\eta }{dT_{H}}}(T_{\mathrm {opt} })=0} ด้วยเหตุนี้ จึงนำเราไปสู่สมการต่อไปนี้: T o p t 5 − ( 0.75 T 0 ) T o p t 4 − T 0 I C 4 σ = 0 {\displaystyle T_{opt}^{5}-(0.75T^{0})T_{\mathrm {opt} }^{4}-{\frac {T^{0}IC}{4\sigma }}=0} การแก้สมการนี้เป็นตัวเลขช่วยให้เราได้อุณหภูมิกระบวนการที่เหมาะสมที่สุดตามอัตราส่วนความเข้มข้นของแสงอาทิตย์ C {\displaystyle C} (เส้นโค้งสีแดงในรูปด้านล่าง) นอกเหนือจากประสิทธิภาพทางทฤษฎีแล้ว ประสบการณ์ในโลกแห่งความเป็นจริงของ CSP เผยให้เห็นการขาดแคลนการผลิตที่คาดการณ์ไว้ 25%–60% ส่วนที่ดีเกิดจากการสูญเสียวัฏจักรคาร์โนต์ในทางปฏิบัติซึ่งไม่รวมอยู่ในการวิเคราะห์ข้างต้น ต้นทุนและความคุ้มค่า พลังงานจำนวนมากจาก CSP ในปัจจุบันมีราคาแพงกว่าพลังงานแสงอาทิตย์ PV หรือพลังงานลมมาก แต่เมื่อรวม CSP ที่เก็บพลังงานเข้าด้วยกันอาจเป็นทางเลือกที่ถูกกว่า ในช่วงต้นปี 2011 ราคาของ ระบบไฟฟ้าโซลาร์เซลล์ ที่ลดลงอย่างรวดเร็วทำให้เกิดการคาดการณ์ว่า CSP จะไม่สามารถทำงานได้ในเชิงเศรษฐกิจอีกต่อไป ในปี 2020 โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์รวมระดับสาธารณูปโภคที่มีราคาถูกที่สุดในสหรัฐอเมริกาและทั่วโลกจะมีราคาแพงกว่า โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ ระดับสาธารณูปโภคถึงห้าเท่า โดยคาดว่าจะมีราคาขั้นต่ำที่ 7 เซนต์ต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมงสำหรับ CSP ที่ทันสมัยที่สุด สถานีเทียบกับระดับต่ำสุดเป็นประวัติการณ์ที่ 1.32 เซนต์ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง สำหรับ PV ระดับสาธารณูปโภค ความแตกต่างของราคาห้าเท่านี้ยังคงอยู่มาตั้งแต่ปี 2018 แม้ว่าการใช้งานโดยรวมของ CSP จะยังคงจำกัดในช่วงต้นปี 2020 แต่ต้นทุนพลังงานที่ปรับระดับแล้วจากโรงงานขนาดเชิงพาณิชย์ก็ลดลงอย่างมากนับตั้งแต่ปี 2010 ด้วยอัตราการเรียนรู้ที่ประมาณไว้ว่าจะลดต้นทุนได้ประมาณ 20% ของทุกๆ กำลังการผลิตที่เพิ่มขึ้นเป็นสองเท่า ต้นทุนกำลังเข้าใกล้จุดสูงสุดของช่วงต้นทุนเชื้อเพลิงฟอสซิลในช่วงต้นทศวรรษ 2020 ซึ่งได้รับแรงหนุนจากแผนการสนับสนุนในหลายประเทศ รวมถึงสเปน สหรัฐอเมริกา โมร็อกโก แอฟริกาใต้ จีน และสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์: การใช้งาน CSP ได้ชะลอตัวลงอย่างมากเนื่องจากตลาดที่กล่าวถึงข้างต้นส่วนใหญ่ได้ยกเลิกการสนับสนุน เนื่องจากเทคโนโลยีมีราคาแพงกว่าเมื่อคำนวณต่อ kWH มากกว่าพลังงานแสงอาทิตย์ PV และพลังงานลม CSP ร่วมกับ การจัดเก็บพลังงานความร้อน (TES) คาดว่าบางส่วนจะมีราคาถูกกว่า PV ที่มีแบตเตอรี่ลิเธียมสำหรับระยะเวลาการจัดเก็บที่สูงกว่า 4 ชั่วโมงต่อวัน ในขณะที่ NREL คาดว่าภายในปี 2030 PV ที่มีแบตเตอรี่ลิเธียมสำหรับจัดเก็บ 10 ชั่วโมงจะมีราคา เช่นเดียวกับ PV ที่มีพื้นที่เก็บข้อมูล 4 ชั่วโมงที่เคยคิดราคาในปี 2020 การรวมความสามารถในการจ่ายของ PV และความสามารถในการจัดส่งของ CSP เข้าด้วยกันเป็นหนทางที่มีแนวโน้มสำหรับการผลิตพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีกำลังการผลิตสูงโดยมีต้นทุนต่ำ โรงงาน PV-CSP เพียงไม่กี่แห่งในจีนหวังว่าจะดำเนินการอย่างมีกำไรจากอัตราค่าไฟฟ้าถ่านหินในภูมิภาคที่ 50 ดอลลาร์สหรัฐต่อเมกะวัตต์ชั่วโมงในปี 2021 สิ่งจูงใจและการตลาด สเปน ในปี 2008 สเปนได้เปิดตัวตลาด CSP เชิงพาณิชย์แห่งแรกในยุโรป จนถึงปี 2012 การผลิตไฟฟ้าพลังความร้อนจากแสงอาทิตย์เริ่มมีสิทธิ์ได้รับการชำระภาษีนำเข้า (มาตรา 2 RD 661/2007) ซึ่งนำไปสู่การสร้างกองเรือ CSP ที่ใหญ่ที่สุดในโลก ซึ่งมีกำลังการผลิตติดตั้ง 2.3 GW คิดเป็นประมาณ 5TWh ของ เข้าสู่โครงข่ายสเปนทุกปี ข้อกำหนดเบื้องต้นสำหรับโรงงานใน FiT คือ: ระบบที่จดทะเบียนในทะเบียนระบบก่อนวันที่ 29 กันยายน 2008 : 50 MW สำหรับระบบพลังงานแสงอาทิตย์-ความร้อน ระบบที่ลงทะเบียนหลังวันที่ 29 กันยายน 2008 (PV เท่านั้น) ขีดจำกัดความจุสำหรับประเภทระบบต่างๆ ได้รับการกำหนดใหม่ในระหว่างการทบทวนเงื่อนไขการใช้งานทุกไตรมาส (มาตรา 5 RD 1578/2008 ภาคผนวก III RD 1578/2008) ก่อนที่จะสิ้นสุดระยะเวลาการสมัคร มูลค่าตลาดที่ระบุไว้สำหรับแต่ละประเภทระบบจะถูกเผยแพร่บนเว็บไซต์ของกระทรวงอุตสาหกรรม การท่องเที่ยว และการค้า (มาตรา 5 RD 1578/2008) เนื่องจากความกังวลด้านต้นทุน สเปนจึงได้ระงับการยอมรับโครงการใหม่สำหรับฟีดภาษีในวันที่ 27 มกราคม ค.ศ. 2012 โครงการที่ได้รับการยอมรับแล้วได้รับผลกระทบจาก "ภาษีพลังงานแสงอาทิตย์" 6% จากฟีดภาษีอย่างมีประสิทธิภาพ การลดอัตราป้อนเข้าภาษี ในบริบทนี้ รัฐบาลสเปนได้ประกาศใช้พระราชกฤษฎีกาฉบับที่ 9/2556 ในปี 2013 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อนำมาตรการเร่งด่วนมาใช้เพื่อรับประกันเสถียรภาพทางเศรษฐกิจและการเงินของระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการวางรากฐานของกฎหมายใหม่ 24/ ภาคไฟฟ้าสเปน ปี ค.ศ. 2013 กรอบการทำงานด้านกฎหมายและเศรษฐกิจย้อนหลังใหม่นี้นำไปใช้กับระบบพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดได้รับการพัฒนาในปี 2014 โดย RD 413/2014 ซึ่งยกเลิกกรอบการกำกับดูแลเดิมที่กำหนดโดย RD 661/2007 และ RD 1578/2008 และกำหนด โครงการค่าตอบแทนใหม่สำหรับสินทรัพย์เหล่านี้ หลังจากสูญเสีย CSP ในยุโรปมาเป็นเวลากว่าทศวรรษ สเปนได้ประกาศในแผนพลังงานและสภาพภูมิอากาศแห่งชาติถึงความตั้งใจที่จะเพิ่มกำลังการผลิต CSP จำนวน 5GW ระหว่างปี 2021 ถึง 2030 ในช่วงสิ้นสุดการประมูลกำลังการผลิต CSP 200 เมกะวัตต์ทุก ๆ สองปีเริ่มตั้งแต่เดือนตุลาคม 2022 เป็นต้นไป แต่ยังไม่ทราบรายละเอียด ออสเตรเลีย อาหาร CSP หลายจานได้รับการจัดเตรียมไว้ในถิ่นฐานของชาวอะบอริจินอันห่างไกลใน นอร์เทิร์นเทร์ริทอรี ได้แก่ แฮร์มันน์สเบิร์ก ยุเอนดูมู และ ลาจามานู จนถึงขณะนี้ยังไม่มีการดำเนินโครงการ CSP เชิงพาณิชย์ในออสเตรเลีย แต่มีข้อเสนอแนะหลายโครงการ ในปี 2017 ปัจจุบัน SolarReserve ผู้พัฒนา CSP สัญชาติอเมริกันที่ล้มละลายได้รับ PPA เพื่อดำเนิน การโครงการผลิตไฟฟ้าพลังความร้อนจากแสงอาทิตย์ Aurora ขนาด 150 เมกะวัตต์ในรัฐเซาท์ออสเตรเลีย ในอัตราที่ต่ำเป็นประวัติการณ์เพียง AUD$ 0.08/กิโลวัตต์ชั่วโมง หรือใกล้เคียงกับ USD$ 0.06/กิโลวัตต์ชั่วโมง น่าเสียดายที่บริษัทล้มเหลวในการจัดหาเงินทุนและโครงการถูกยกเลิก แอปพลิเคชันที่น่าหวังอีกประการหนึ่งสำหรับ CSP ในออสเตรเลียคือเหมืองที่ต้องใช้ไฟฟ้าทุกวันตลอด 24 ชั่วโมง แต่มักไม่มีการเชื่อมต่อโครงข่ายไฟฟ้า Vast Solar บริษัทสตาร์ทอัพที่มุ่งหวังที่จะจำหน่ายการออกแบบ CSP รุ่นที่สามแบบโมดูลาร์แบบใหม่ กำลังมองหาที่จะเริ่มการก่อสร้างโรงงาน CSP และ PV ขนาด 50 เมกะวัตต์ที่ผสมผสานกันใน Mt. Isa แห่งควีนส์แลนด์ตะวันตกเฉียงเหนือในปี 2021 ในระดับรัฐบาลกลาง ภายใต้เป้าหมายพลังงานทดแทนขนาดใหญ่ (LRET) ซึ่งดำเนินการภายใต้พระราชบัญญัติการไฟฟ้าพลังงานทดแทนปี 2000 การผลิตไฟฟ้าพลังความร้อนจากแสงอาทิตย์ขนาดใหญ่จากสถานีไฟฟ้า RET ที่ได้รับการรับรองอาจมีสิทธิ์สร้างใบรับรองการผลิตไฟฟ้าขนาดใหญ่ ( LGC) ใบรับรองเหล่านี้สามารถขายและโอนไปยังหน่วยงานที่ต้องรับผิด (โดยปกติคือผู้ค้าปลีกไฟฟ้า) เพื่อให้เป็นไปตามภาระผูกพันภายใต้โครงการใบรับรองที่สามารถซื้อขายได้นี้ อย่างไรก็ตาม เนื่องจากกฎหมายนี้เป็นเทคโนโลยีที่เป็นกลางในการดำเนินการ จึงมีแนวโน้มที่จะสนับสนุนเทคโนโลยี RE ที่เป็นที่ยอมรับมากกว่าโดยมีต้นทุนการผลิตในระดับที่ต่ำกว่า เช่น ลมบนชายฝั่งขนาดใหญ่ มากกว่าความร้อนจากแสงอาทิตย์และ CSP ในระดับรัฐ กฎหมายป้อน พลังงานทดแทนมัก จำกัดด้วยกำลังการผลิตสูงสุดในหน่วย kWp และเปิดให้เฉพาะสำหรับการผลิตในระดับจุลภาคหรือขนาดกลางเท่านั้น และในหลายกรณีจะเปิดเฉพาะสำหรับการผลิตไฟฟ้าโซลาร์เซลล์ (PV) เท่านั้น ซึ่งหมายความว่าโครงการ CSP ที่มีขนาดใหญ่กว่าจะไม่มีสิทธิ์ได้รับการชำระเงินสำหรับสิ่งจูงใจในการป้อนเข้าในเขตอำนาจศาลของรัฐและเขตปกครองหลายแห่ง จีน ในปี 2559 จีนได้ประกาศความตั้งใจที่จะสร้างชุดโครงการสาธิต CSP ที่มีความหลากหลายทางเทคโนโลยี 20 โครงการในบริบทของ แผนระยะ 5 ปี ฉบับที่ 13 โดยมีจุดประสงค์เพื่อสร้างอุตสาหกรรม CSP ที่สามารถแข่งขันได้ในระดับสากล นับตั้งแต่โรงงานแห่งแรกแล้วเสร็จในปี 2018 กระแสไฟฟ้าที่ผลิตได้จากโรงงานที่มีการจัดเก็บความร้อนได้รับการสนับสนุนด้วย FiT ที่ตั้งค่าโดยฝ่ายบริหารที่ 1.5 หยวน ต่อ กิโลวัตต์ชั่วโมง ณ สิ้นปี 2020 จีนดำเนินการรวม 545 เมกะวัตต์ในโรงงาน CSP 12 แห่ง โรงงานเจ็ดแห่ง (320 เมกะวัตต์) เป็นหอคอยเกลือหลอมเหลว โรงงานอีกสองแห่ง (150 เมกะวัตต์) ใช้การออกแบบรางพาราโบลา Eurotrough 150 ที่ได้รับการพิสูจน์แล้ว โรงงานสามแห่ง (75 เมกะวัตต์) ใช้ตัวสะสมเฟรสเนลเชิงเส้น แผนการสร้างโครงการสาธิตชุดที่สองไม่เคยมีการบังคับใช้ และการสนับสนุนเฉพาะด้านเทคโนโลยีเพิ่มเติมสำหรับ CSP ใน แผนห้าปี ที่ 14 ที่กำลังจะมาถึงยังไม่ทราบ โครงการสนับสนุนของรัฐบาลกลางจากชุดสาธิตหมดลงในปลายปี 2021 อินเดีย ในเดือนมีนาคม ค.ศ. 2024 SECI ประกาศว่าจะมีการเรียก RfQ สำหรับ 500 เมกะวัตต์ในปี ค.ศ. 2024 อนาคต การศึกษาที่ทำโดย Greenpeace International สมาคมไฟฟ้าพลังความร้อนจากแสงอาทิตย์แห่งยุโรป และกลุ่ม SolarPACES ของ สำนักงานพลังงานระหว่างประเทศ ได้ตรวจสอบศักยภาพและอนาคตของพลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมศูนย์ การศึกษาพบว่าพลังงานแสงอาทิตย์แบบเข้มข้นสามารถคิดเป็นสัดส่วนได้ถึง 25% ของความต้องการพลังงานของโลกภายในปี 2593 การลงทุนที่เพิ่มขึ้นจะอยู่ที่ 2 พันล้านยูโรทั่วโลกเป็น 92.5 พันล้านยูโรในช่วงเวลานั้น สเปนเป็นผู้นำด้านเทคโนโลยีพลังงานแสงอาทิตย์แบบเข้มข้น โดยมีโครงการที่รัฐบาลอนุมัติมากกว่า 50 โครงการอยู่ในระหว่างดำเนินการ นอกจากนี้ยังส่งออกเทคโนโลยี ซึ่งเป็นการเพิ่มสัดส่วนของเทคโนโลยีในด้านพลังงานทั่วโลกอีกด้วย เนื่องจากเทคโนโลยีทำงานได้ดีที่สุดในพื้นที่ที่มี ไข้แดด สูง (รังสีดวงอาทิตย์) ผู้เชี่ยวชาญจึงคาดการณ์ว่าจะมีการเติบโตมากที่สุดในสถานที่อย่างแอฟริกา เม็กซิโก และทางตะวันตกเฉียงใต้ของสหรัฐอเมริกา บ่งชี้ว่าระบบกักเก็บความร้อนที่มี ไนเตรต ( แคลเซียม โพแทสเซียม โซเดียม ...) จะทำให้โรงงาน CSP ทำกำไรได้มากขึ้นเรื่อยๆ การศึกษาได้ตรวจสอบผลลัพธ์ที่แตกต่างกันสามประการสำหรับเทคโนโลยีนี้: ไม่มีการเพิ่มขึ้นของเทคโนโลยี CSP, การลงทุนที่ดำเนินต่อไปอย่างต่อเนื่องเหมือนในสเปนและสหรัฐอเมริกา และสุดท้ายคือศักยภาพที่แท้จริงของ CSP โดยปราศจากอุปสรรคใดๆ ต่อการเติบโตของเทคโนโลยี ผลการวิจัยในส่วนที่สามแสดงไว้ในตารางด้านล่าง: สุดท้ายนี้ การศึกษายอมรับว่าเทคโนโลยีสำหรับ CSP มีการปรับปรุงอย่างไร และจะส่งผลให้ราคาลดลงอย่างมากภายในปี 2050 ได้อย่างไร โดยคาดการณ์ว่าจะลดลงจากช่วงปัจจุบันที่ 0.23–0.15 ยูโร/กิโลวัตต์ชั่วโมง เป็น 0.14–0.10 ยูโร/กิโลวัตต์ชั่วโมง สหภาพยุโรปพิจารณาการพัฒนาเครือข่ายโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์มูลค่า 400 พันล้านยูโร (774 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ) ในภูมิภาคซาฮาราโดยใช้เทคโนโลยี CSP ที่รู้จักกันในชื่อ Desertec เพื่อสร้าง "เครือข่ายปลอดคาร์บอนใหม่ที่เชื่อมโยงยุโรป ตะวันออกกลาง และ แอฟริกาเหนือ". แผนดังกล่าวได้รับการสนับสนุนจากนักอุตสาหกรรมชาวเยอรมันเป็นหลัก และคาดการณ์ว่าจะมีการผลิตไฟฟ้า 15% ของพลังงานของยุโรปภายในปี 2593 โมร็อกโก เป็นหุ้นส่วนหลักของ Desertec และเนื่องจากมีการใช้ไฟฟ้าเพียง 1% ของสหภาพยุโรป จึงสามารถผลิตพลังงานได้มากเกินพอสำหรับทั้งประเทศด้วยพลังงานส่วนเกินจำนวนมากเพื่อส่งไปยังยุโรป แอลจีเรีย มีพื้นที่ทะเลทรายที่ใหญ่ที่สุด และบริษัทเอกชนแอลจีเรีย Cevital ได้ลงนามใน Desertec ด้วยทะเลทรายอันกว้างใหญ่ (ศักยภาพของ CSP สูงสุดในภูมิภาคเมดิเตอร์เรเนียนและตะวันออกกลาง ~ ประมาณ 170 แห่ง) TWh/ปี) และที่ตั้งทางภูมิศาสตร์เชิงยุทธศาสตร์ใกล้กับยุโรป แอลจีเรียเป็นหนึ่งในประเทศสำคัญที่รับประกันความสำเร็จของโครงการ Desertec ยิ่งไปกว่านั้น ด้วยก๊าซธรรมชาติสำรองที่อุดมสมบูรณ์ในทะเลทรายแอลจีเรีย สิ่งนี้จะช่วยเสริมศักยภาพทางเทคนิคของประเทศแอลจีเรียในการรับ โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์-ก๊าซไฮบริด สำหรับผลิตไฟฟ้าตลอด 24 ชั่วโมง ผู้เข้าร่วมส่วนใหญ่ถอนตัวจากความพยายามเมื่อปลายปี 2014 ประสบการณ์กับโรงงาน CSP แห่งแรกในสหรัฐอเมริกาผสมผสานกัน โซลานาในรัฐแอริโซนา และอิวานปาห์ในแคลิฟอร์เนีย ระบุว่ามีการขาดแคลนการผลิตไฟฟ้าจำนวนมากระหว่าง 25% ถึง 40% ในปีแรกของการดำเนินงาน ผู้ผลิตตำหนิเมฆและสภาพอากาศที่มีพายุ แต่นักวิจารณ์ดูเหมือนจะคิดว่ามีปัญหาทางเทคโนโลยี ปัญหาเหล่านี้ส่งผลให้ระบบสาธารณูปโภคต้องจ่ายค่าไฟฟ้าขายส่งที่สูงเกินจริง และคุกคามความมีชีวิตของเทคโนโลยีในระยะยาว เนื่องจากต้นทุนแผงเซลล์แสงอาทิตย์ยังคงลดลงอย่างต่อเนื่อง หลายคนคิดว่า CSP มีอนาคตที่จำกัดในการผลิตไฟฟ้าระดับสาธารณูปโภค ในประเทศอื่นๆ โดยเฉพาะโรงงาน CSP ในสเปนและแอฟริกาใต้มีคุณสมบัติตรงตามพารามิเตอร์ที่ออกแบบไว้ CSP มีประโยชน์อื่นนอกเหนือจากไฟฟ้า นักวิจัยกำลังตรวจสอบ เครื่องปฏิกรณ์ความร้อนจากแสงอาทิตย์ เพื่อผลิตเชื้อเพลิงจากแสงอาทิตย์ ซึ่งจะทำให้พลังงานแสงอาทิตย์กลายเป็นพลังงานรูปแบบที่สามารถขนส่งได้อย่างสมบูรณ์ในอนาคต นักวิจัยเหล่านี้ใช้ความร้อนจากแสงอาทิตย์ของ CSP เป็นตัวเร่งปฏิกิริยาสำหรับเทอร์โมเคมีในการสลายโมเลกุลของ H 2 O เพื่อสร้างไฮโดรเจน (H 2 ) จากพลังงานแสงอาทิตย์โดยไม่มีการปล่อยก๊าซคาร์บอน ด้วยการแยกทั้ง H 2 O และ CO 2 ไฮโดรคาร์บอนอื่นๆ ที่ใช้มาก เช่น เชื้อเพลิงเครื่องบินที่ใช้บินเครื่องบินพาณิชย์ ก็สามารถสร้างขึ้นมาได้ด้วยพลังงานแสงอาทิตย์ แทนที่จะมาจากเชื้อเพลิงฟอสซิล โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ขนาดใหญ่มาก ในช่วงเปลี่ยนผ่านของสหัสวรรษจนถึงปี 2010 มีข้อเสนอหลายประการสำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ขนาดใหญ่มากขนาดกิกะวัตต์ที่ใช้ CSP รวมถึงข้อเสนอ Desertec ยูโรเมดิเตอร์เรเนียนและโครงการ Helios ในกรีซ (10 GW) ทั้งสองรายการถูกยกเลิกแล้ว การศึกษาในปี 2546 สรุปว่าโลกสามารถสร้างได้ 2,357,840 ชิ้น TWh ในแต่ละปีจากโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ขนาดใหญ่มากโดยใช้ 1% ของทะเลทรายแต่ละแห่งในโลก การบริโภครวมทั่วโลกอยู่ที่ 15,223 TWh/ปี (ในปี 2546) โครงการขนาดกิกะวัตต์น่าจะเป็นอาร์เรย์ของโรงงานเดี่ยวขนาดมาตรฐาน ในปี 2012 BLM ได้จัดสรร 97,921,069 เอเคอร์ (39,627,251 เฮกตาร์) ทาง ตะวันตกเฉียงใต้ของสหรัฐอเมริกา สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ ซึ่งเพียงพอสำหรับระหว่าง 10,000 ถึง 20,000 จิกะวัตต์ โรงงานเดียวที่ใหญ่ที่สุดที่เปิดดำเนินการคือ 510 สถานีพลังงานแสงอาทิตย์ MW Noor ในปี 2022 700 MW CSP ระยะที่ 4 ของ สวนพลังงานแสงอาทิตย์ Mohammed bin Rashid Al Maktoum ขนาด 5GW ในดูไบ จะกลายเป็นศูนย์พลังงานแสงอาทิตย์ที่ใหญ่ที่สุดที่มี CSP ไซต์ที่เหมาะสม สถานที่ที่มีการฉายรังสีโดยตรงสูงสุดจะแห้ง ที่ระดับความสูงสูงและตั้งอยู่ใน เขตร้อน สถานที่เหล่านี้มีศักยภาพในการเกิด CSP สูงกว่าพื้นที่ที่มีแสงแดดน้อย เหมืองแบบเปิด ที่ถูกทิ้งร้าง เนินเขาปานกลาง และความกดอากาศของปล่องภูเขาไฟอาจมีข้อได้เปรียบในกรณีของ CSP ของหอส่งกำลัง เนื่องจากหอส่งกำลังสามารถตั้งอยู่บนพื้นดินที่ประกอบเข้ากับถังเก็บเกลือหลอมเหลว ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม CSP มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมหลายประการ โดยเฉพาะอย่างยิ่งต่อการใช้น้ำ การใช้ที่ดิน และการใช้วัสดุอันตราย โดยทั่วไปน้ำจะใช้สำหรับระบายความร้อนและทำความสะอาดกระจก บางโครงการกำลังมองหาแนวทางต่างๆ เพื่อลดการใช้น้ำและสารทำความสะอาดที่ใช้ รวมถึงการใช้สิ่งกีดขวาง การเคลือบสารกันติดบนกระจก ระบบละอองน้ำ และอื่นๆ การใช้น้ำ โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมศูนย์พร้อมระบบทำความเย็นแบบเปียกมีความเข้มข้นของการใช้น้ำสูงที่สุดในบรรดาโรงไฟฟ้าไฟฟ้าทั่วไป เฉพาะพืชเชื้อเพลิงฟอสซิลที่มีการดักจับและกักเก็บคาร์บอนเท่านั้นที่อาจมีความเข้มข้นของน้ำสูงกว่า การศึกษาในปี ค.ศ. 2013 เปรียบเทียบแหล่งไฟฟ้าต่างๆ พบว่าค่ามัธยฐานปริมาณการใช้น้ำระหว่างการดำเนินงานของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมศูนย์พร้อมระบบทำความเย็นแบบเปียกอยู่ที่ 3.1 ลูกบาศก์เมตร ต่อ megawatt-hour (810 US gallon ต่อ megawatt-hour) สำหรับโรงไฟฟ้าทาวเวอร์ และ 3.4 m3/MWh (890 US gal/MWh) สำหรับพืชรางน้ำ ซึ่งสูงกว่าปริมาณการใช้น้ำในการปฏิบัติงาน (พร้อมหอหล่อเย็น) สำหรับนิวเคลียร์ที่ 2.7 m3/MWh (720 US gal/MWh) ถ่านหินที่ 2.0 m3/MWh (530 US gal/MWh) หรือก๊าซธรรมชาติ 0.79 m3/MWh (210 US gal/MWh) การศึกษาในปี 2011 โดยห้องปฏิบัติการพลังงานทดแทนแห่งชาติ ได้ข้อสรุปที่คล้ายกัน: สำหรับโรงไฟฟ้าที่มีหอทำความเย็น ปริมาณการใช้น้ำระหว่างดำเนินการคือ 3.27 m3/MWh (865 US gal/MWh) สำหรับรางน้ำ CSP, 2.98 m3/MWh (786 US gal/MWh) สำหรับทาวเวอร์ CSP, 2.60 m3/MWh (687 US gal/MWh) สำหรับถ่านหิน 2.54 m3/MWh (672 US gal/MWh) สำหรับนิวเคลียร์ และ 0.75 m3/MWh (198 US gal/MWh) สำหรับก๊าซธรรมชาติ สมาคมอุตสาหกรรมพลังงานแสงอาทิตย์ตั้งข้อสังเกตว่าโรงงาน CSP รางน้ำเนวาดาโซลาร์วันกินไฟ 3.2 m3/MWh (850 US gal/MWh) ปัญหาการใช้น้ำมีเพิ่มมากขึ้นเนื่องจากโรงงาน CSP มักตั้งอยู่ในสภาพแวดล้อมที่แห้งแล้งซึ่งขาดแคลนน้ำ ในปี 2550 รัฐสภาคองเกรสแห่งสหรัฐอเมริกาได้สั่งให้กระทรวงพลังงานรายงานวิธีลดการใช้น้ำโดย CSP รายงานฉบับต่อมาระบุว่ามีเทคโนโลยีทำความเย็นแบบแห้ง ซึ่งถึงแม้จะมีค่าใช้จ่ายสูงในการสร้างและดำเนินการ แต่ก็สามารถลดการใช้น้ำโดย CSP ได้ถึง 91 ถึง 95 เปอร์เซ็นต์ ระบบทำความเย็นแบบเปียก/แห้งแบบไฮบริดสามารถลดการใช้น้ำได้ 32 ถึง 58 เปอร์เซ็นต์ รายงานปี 2015 โดย NREL ระบุว่าโรงไฟฟ้า CSP ที่ดำเนินการอยู่ 24 แห่งในสหรัฐอเมริกา มี 4 แห่งที่ใช้ระบบทำความเย็นแบบแห้ง ระบบระบายความร้อนแห้งสี่ระบบ ได้แก่ โรงไฟฟ้าสามแห่งที่ โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ Ivanpah ใกล้กับ บาร์สโตว์ รัฐแคลิฟอร์เนีย และ โครงการ Genesis Solar Energy ใน เทศมณฑลริเวอร์ไซด์ รัฐแคลิฟอร์เนีย จากโครงการ CSP 15 โครงการที่อยู่ระหว่างการก่อสร้างหรือการพัฒนาในสหรัฐอเมริกา ณ เดือนมีนาคม 2558 มี 6 โครงการเป็นระบบเปียก 7 โครงการเป็นระบบแห้ง 1 โครงการไฮบริด และ 1 โครงการที่ไม่ได้ระบุ แม้ว่าโรงไฟฟ้าเทอร์โมอิเล็กทริกรุ่นเก่าๆ จำนวนมากที่มีบ่อทำความเย็นหรือบ่อทำความเย็นแบบครั้งเดียว จะใช้ น้ำมากกว่า CSP ซึ่งหมายความว่ามีน้ำไหลผ่านระบบมากขึ้น น้ำหล่อเย็นส่วนใหญ่จะกลับคืนสู่แหล่งน้ำเพื่อการใช้งานอื่นๆ และ ใช้ น้ำน้อยลงโดย การระเหย. ตัวอย่างเช่น ค่ามัธยฐานของโรงไฟฟ้าถ่านหินในสหรัฐอเมริกาที่มีการทำความเย็นครั้งเดียวใช้ 138 m3/MWh (36,350 US gal/MWh) แต่เพียง 0.95 m3/MWh (250 US gal/MWh) (น้อยกว่าหนึ่งเปอร์เซ็นต์) สูญเสียไปจากการระเหย นับตั้งแต่ทศวรรษ 1970 โรงไฟฟ้าส่วนใหญ่ของสหรัฐอเมริกาใช้ระบบหมุนเวียน เช่น หอทำความเย็น แทนที่จะเป็นระบบแบบครั้งเดียว ผลกระทบต่อสัตว์ป่า แมลงสามารถถูกดึงดูดโดยแสงจ้าที่เกิดจากเทคโนโลยีพลังงานแสงอาทิตย์แบบเข้มข้น และผลที่ตามมาคือนกที่ล่าพวกมันอาจถูกฆ่าโดยการเผาหากพวกมันบินใกล้จุดที่แสงถูกโฟกัส สิ่งนี้อาจส่งผลต่อ นกล่า เหยื่อที่ล่านกด้วย เจ้าหน้าที่สัตว์ป่าของรัฐบาลกลางถูกฝ่ายตรงข้ามอ้างคำพูดว่าเรียกหอคอยไฟฟ้าอิวานปาห์ว่าเป็น "กับดักขนาดใหญ่" สำหรับสัตว์ป่า แหล่งข่าวบางแห่งรายงานว่าโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมได้ได้รับบาดเจ็บหรือสังหารนกจำนวนมากเนื่องจากความร้อนจัดจากแสงแดดที่เข้มข้น การกล่าวอ้างบางส่วนอาจมีการกล่าวเกินจริงหรือเกินจริง ตามรายงานที่เข้มงวด ในรอบกว่าหกเดือน มีนกขับขานถึง 133 ตัวที่อีวานปาห์ ด้วยการเพ่งมองกระจกไม่เกินสี่บานไปที่จุดใดจุดหนึ่งกลางอากาศระหว่างเตรียมพร้อมที่ โครงการพลังงานแสงอาทิตย์ Crescent Dunes อัตราการตายจึงลดลงเหลือศูนย์ภายในสามเดือน อ้างอิง แหล่งข้อมูลอื่น ๆ การรวมศูนย์สาธารณูปโภคพลังงานแสงอาทิตย์ โครงการพลังงานแสงอาทิตย์เข้มข้น NREL ปลาตาฟอร์มา โซลาร์ เด อัลเมเรีย ศูนย์วิจัย CSP ISFOC (สถาบันระบบไฟฟ้าโซลาร์เซลล์แบบเข้มข้น)