موضوع مقاله: برق خورشیدی متمرکز | مخاطب: عمومی | لحن: دانشنامه‌ای | ساختار: عنوان، مقدمه، 3 بخش، جمع‌بندی | مقاله: | # برق خورشیدی متمرکز | مقدمه: بعد از جمع‌آوری نور و انتقال گرما با یک ماشین گرمایی (معمولاً توربین بخار) از انرژی جمع‌آوری شده برای تولید الکتریسیته استفاده می‌شود. | ## بخش 1: برق خورشیدی متمرکز | در سال ۲۰۱۷، CSP کمتر از ۲ درصد از ظرفیت نصب‌شده در سراسر جهان از نیروگاه‌های خورشیدی را دارا بود. از سال ۲۰۲۳، با راه اندازی سه پروژه جدید در چین و در دبی در امارات متحده عربی، مجموع آن اکنون ۷٫۵ گیگاوات است. آزمایشگاه ملی انرژی‌های تجدیدپذیر ایالات متحده (NREL) یک پایگاه داده کامل از وضعیت فعلی همه نیروگاه‌های متمرکزکنندهٔ توان خورشید در سطح جهان، خواه در حال ساخت، تعطیل یا در حال کار، نگهداری می‌کند. داده‌ها شامل جزئیات جامعی مانند ظرفیت، نوع اجزای بلوک قدرت، تعداد ساعات ذخیره انرژی حرارتی، و اندازه توربین است. یک نیروگاه CSP می‌تواند دارای ذخیره‌سازی انرژی حرارتی باشد که انرژی را به صورت گرمای محسوس یا به صورت گرمای نهان (به عنوان مثال با استفاده از نمک مذاب) ذخیره می‌کند، که این نیروگاه‌ها را قادر می‌سازد تا هر زمان اعم از روز یا شب، به تأمین برق ادامه دهند. انرژی تجدیدپذیر فرمان‌پذیر به ویژه در مکان‌هایی که هم‌اکنون نفوذ استفاده از انرژی فتوولتائیک، مانند کالیفرنیا، زیاد است، بسیار ارزشمند است. زیرا تقاضا برای برق، نزدیک به غروب خورشید به اوج خود می‌رسد، درست زمانی که ظرفیت برداشت انرژی خورشیدی کاهش می‌یابد؛ پدیده‌ای که به عنوان منحنی اردک شناخته می‌شود. نیروگاه CSP اغلب با خورشیدی فتوولتائیک (PV) مقایسه می‌شود، زیرا هر دو از انرژی خورشیدی استفاده می‌کنند. در حالی که PV خورشیدی در طول دهه ۲۰۱۰ رشد زیادی را تجربه کرد که به دلیل کاهش قیمت‌های آن بود. در سال ۲۰۱۷، CSP کمتر از ۲٪ از ظرفیت نصب شده نیروگاه‌های برق خورشیدی در سراسر جهان را به خود اختصاص داده بود با این حال، CSP می‌تواند به راحتی انرژی را در طول شب ذخیره کند و آن را با ژنراتورهای فرمان‌پذیر و نیروگاه‌های بار پایه، رقابتی‌تر می‌کند. پروژه DEWA در دبی که در سال ۲۰۱۹ در حال ساخت بود، رکورد جهانی کمترین قیمت CSP را با ۷۳ دلار آمریکا به ازای هر مگاوات ساعت را برای این پروژه ۷۰۰ مگاواتی ترکیبی ثبت کرد. تعرفه بار پایه CSP در منطقه بسیار خشک آتاکامای شیلی در مزایده‌های سال ۲۰۱۷ به زیر ۵۰ دلار در مگاوات ساعت رسید. در سال ۱۹۷۳، یک دانشمند یونانی به نام دکتر یوانیس ساکاس، که کنجکاو بود بداند آیا پرتو حرارتی ارشمیدس واقعاً می‌توانسته ناوگان روم را در سال ۲۱۲ قبل از میلاد نابود کند، نزدیک به ۶۰ ملوان یونانی را به صف کرد که هر کدام آینه‌ای مستطیلی را کج کرده بودند تا پرتوهای خورشید را بگیرند و آن‌ها را به سمت یک ماکت تخته سه‌لایی قیراندود در فاصله هدایت کنند. کشتی پس از چند دقیقه آتش گرفت؛ با این حال، مورخان همچنان در مورد داستان ارشمیدس تردید دارند. اولین ثبت اختراع برای یک جمع‌کننده خورشیدی توسط الساندرو باتالیا ایتالیایی در جنوا، ایتالیا، در سال ۱۸۸۶ انجام شد. در سال‌های بعد، مخترعانی مانند جان اریکسون و فرانک شومن دستگاه‌های متمرکزکننده خورشیدی را برای آبیاری، تبرید و حرکت توسعه دادند. این نیروگاه دارای معماری نیروگاه‌های برج خورشیدی امروزی بود، با یک گیرنده خورشیدی در مرکز میدانی از جمع‌کننده‌های خورشیدی. سولار وان در سال ۱۹۹۵ به سولار تو (Solar Two) تبدیل شد و طراحی جدیدی با مخلوط نمک مذاب (۶۰٪ نیترات سدیم، ۴۰٪ نیترات پتاسیم) به عنوان سیال عامل گیرنده و به عنوان محیط ذخیره‌سازی را اجرا کرد. رویکرد نمک مذاب مؤثر واقع شد و سولار تو تا زمان از رده خارج شدن در سال ۱۹۹۹ با موفقیت عمل کرد. فناوری ناودانی سهمی در سیستم‌های تولید برق خورشیدی (SEGS) مجاور، که در سال ۱۹۸۴ آغاز شد، عملی‌تر بود. هیچ نیروگاه خورشیدی متمرکز تجاری از سال ۱۹۹۰، زمانی که SEGS تکمیل شد، تا سال ۲۰۰۶، زمانی که سیستم بازتابنده خطی فرسنل فشرده در نیروگاه لیدل در استرالیا ساخته شد، احداث نگردید. تعداد کمی از نیروگاه‌های دیگر با این طراحی ساخته شدند، اگرچه نیروگاه انرژی حرارتی خورشیدی کیمبرلینا با ظرفیت ۵ مگاوات در سال ۲۰۰۹ افتتاح شد. بین سال‌های ۲۰۱۰ تا ۲۰۱۳، اسپانیا بیش از ۴۰ سیستم ناودانی سهمی ساخت که اندازه آن‌ها به دلیل طرح حمایتی به بیش از ۵۰ مگاوات محدود شده بود. در کشورهایی که این محدودیت وجود ندارد، تولیدکنندگان تا اندازه ۲۰۰ مگاوات را برای یک واحد اتخاذ کرده‌اند، با نقطه قیمت نرم در حدود ۱۲۵ مگاوات برای یک واحد. تأسیسات برق خورشیدی ایوانپا در همان زمان اما بدون ذخیره‌سازی حرارتی ساخته شد و از گاز طبیعی برای پیش‌گرم کردن آب در هر صبح استفاده می‌کرد. اکثر نیروگاه‌های خورشیدی متمرکز به جای سیستم‌های برج نیرو یا فرسنل، از طراحی ناودانی سهمی استفاده می‌کنند. همچنین تغییراتی در سیستم‌های ناودانی سهمی وجود داشته است، مانند سیکل ترکیبی خورشیدی یکپارچه (ISCC) که ناودانی‌ها را با سیستم‌های حرارتی سوخت فسیلی معمولی ترکیب می‌کند. CSP در ابتدا به عنوان رقیبی برای فتوولتائیک در نظر گرفته می‌شد و ایوانپا بدون ذخیره‌سازی انرژی ساخته شد، اگرچه سولار تو شامل چندین ساعت ذخیره‌سازی حرارتی بود. تا سال ۲۰۱۵، قیمت نیروگاه‌های فتوولتائیک کاهش یافت و برق تجاری PV با قیمت قراردادهای CSP معاصر فروخته می‌شد. به این ترتیب، به‌طور فزاینده‌ای به عنوان رقیبی برای گاز طبیعی و PV همراه با باتری برای برق انعطاف‌پذیر و قابل اعزام دیده می‌شود. فناوری فعلی CSP برای تولید برق استفاده می‌شود (گاهی اوقات ترموالکتریسیته خورشیدی نامیده می‌شود، که معمولاً از طریق بخار تولید می‌شود). سیستم‌های فناوری خورشیدی متمرکز از آینهها یا لنزها با سیستم‌های ردیابی استفاده می‌کنند تا ناحیه وسیعی از نور خورشید را بر روی یک ناحیه کوچک متمرکز کنند. نور متمرکز شده سپس به عنوان گرما یا به عنوان منبع حرارتی برای یک نیروگاه معمولی (ترموالکتریسیته خورشیدی) استفاده می‌شود. متمرکزکننده‌های خورشیدی مورد استفاده در سیستم‌های CSP اغلب می‌توانند برای تأمین گرمایش یا سرمایش فرآیندهای صنعتی، مانند تهویه مطبوع خورشیدی نیز استفاده شوند. فناوری‌های متمرکزکننده در چهار نوع نوری وجود دارند، یعنی ناودانی سهمی، دیش، بازتابنده خطی فرسنل متمرکز، و برج انرژی خورشیدی. ناودانی سهمی و بازتابنده‌های خطی فرسنل متمرکز به عنوان انواع کلکتور با کانون خطی طبقه‌بندی می‌شوند، در حالی که دیش و برج خورشیدی انواع کانون نقطه‌ای هستند. کلکتورهای کانون خطی به فاکتورهای تمرکز متوسط (۵۰ خورشید و بیشتر) دست می‌یابند و کلکتورهای کانون نقطه‌ای به فاکتورهای تمرکز بالا (بیش از ۵۰۰ خورشید) می‌رسند. به عنوان مثال، تمرکز ناودانی سهمی حدود حداکثر نظری برای زاویه پذیرش طراحی است، یعنی برای همان تلورانس‌های کلی سیستم. نزدیک شدن به حداکثر نظری ممکن است با استفاده از متمرکزکننده‌های پیچیده‌تر مبتنی بر اپتیک غیرتصویرساز حاصل شود. انواع مختلف متمرکزکننده‌ها دماهای اوج متفاوت و به تبع آن بازده‌های ترمودینامیکی متفاوتی تولید می‌کنند که ناشی از تفاوت در نحوه ردیابی خورشید و متمرکز کردن نور توسط آن‌ها است. در سال ۲۰۲۳، آژانس ملی علوم استرالیا CSIRO یک آرایش CSP را آزمایش کرد که در آن ذرات کوچک سرامیکی از میان پرتو انرژی خورشیدی متمرکز سقوط می‌کردند؛ ذرات سرامیکی قادر به ذخیره مقدار گرمای بیشتری نسبت به نمک مذاب هستند، در حالی که نیازی به ظرفی که انتقال حرارت را کاهش دهد، ندارند. گیرنده لوله‌ای است که در خط کانونی طولی آینه سهموی قرار گرفته و با یک سیال عامل پر شده است. بازتابنده با ردیابی در امتداد یک محور منفرد، خورشید را در طول ساعات روشنایی روز دنبال می‌کند. یک سیال عامل (مانند نمک مذاب) هنگام جریان در گیرنده تا گرم می‌شود و سپس به عنوان منبع گرما برای سیستم تولید برق استفاده می‌شود. نیروگاه‌های سیستم‌های تولید برق خورشیدی (SEGS) در کالیفرنیا، که تا زمان تعطیلی در سال ۲۰۲۱ از طولانی‌ترین نیروگاه‌های فعال در جهان بودند؛ نودا سولار وان متعلق به آکسیونا در نزدیکی بولدر سیتی، نوادا؛ و آنداسول، اولین نیروگاه تجاری ناودانی سهمی اروپا، نمونه‌های بارز آن هستند، به همراه تأسیسات آزمایشی SSPS-DCS در پلتفرم خورشیدی آلمریا در اسپانیا. ناودانی محصورسازی شده این طراحی سیستم حرارتی خورشیدی را درون یک گلخانه شیشه‌مانند محصور می‌کند. یک سیستم ردیابی تک محوره آینه‌ها را برای دریافت مقدار بهینه نور خورشید موقعیت‌دهی می‌کند. محافظت از آینه‌ها در برابر باد به آن‌ها اجازه می‌دهد تا به نرخ‌های دمایی بالاتری دست یابند و از تجمع گرد و غبار بر روی آینه‌ها جلوگیری می‌کند. | ## بخش 2: برق خورشیدی متمرکز | یک برج انرژی خورشیدی شامل آرایه‌ای از بازتابنده‌های ردیاب دو محوره (هلیواستاتها) است که نور خورشید را بر روی یک گیرنده مرکزی در بالای برج متمرکز می‌کنند؛ گیرنده حاوی یک سیال انتقال حرارت است که می‌تواند شامل آب-بخار یا نمک مذاب باشد. سیال عامل در گیرنده تا ۵۰۰–۱۰۰۰ درجه سلسیوس گرم می‌شود و سپس به عنوان منبع گرما برای تولید برق یا سیستم ذخیره انرژی استفاده می‌شود. توسعه برج نیرو کمتر از سیستم‌های ناودانی پیشرفته است، اما بازدهی بالاتر و قابلیت ذخیره‌سازی انرژی بهتری را ارائه می‌دهند. همچنین از CSP با برج‌های دوگانه برای افزایش بازده تبدیل تا نزدیک به ۲۴٪ استفاده می‌شود. پروژه سولار تو در داگت، کالیفرنیا و CESA-1 در پلتفرم خورشیدی آلمریا، اسپانیا، از شاخص‌ترین نیروگاه‌های نمایشی هستند. پلنتا سولار ۱۰ (PS10) در سانلوکار لا مایور، اسپانیا، اولین برج انرژی خورشیدی تجاری در مقیاس تأسیساتی در جهان است. تأسیسات برق خورشیدی ایوانپا با ظرفیت ۳۷۷ مگاوات، واقع در بیابان موهاوی، بزرگ‌ترین تأسیسات CSP در جهان بود و از سه برج نیرو استفاده می‌کند. ایوانپا تنها ۰٫۶۵۲ تراوات‌ساعت (۶۳٪) از انرژی خود را از طریق روش‌های خورشیدی تولید کرد و ۰٫۳۸۸ تراوات‌ساعت (۳۷٪) دیگر با سوزاندن گاز طبیعی تولید شد. کربن دی‌اکسید فوق بحرانی می‌تواند به جای بخار به عنوان سیال انتقال حرارت برای افزایش بازده تولید الکتریسیته استفاده شود. با این حال، به دلیل دمای بالا در مناطق خشک که معمولاً انرژی خورشیدی در آنجا واقع شده است، خنک کردن دی‌اکسید کربن به زیر دمای بحرانی آن در ورودی کمپرسور غیرممکن است؛ بنابراین، مخلوط‌های دی‌اکسید کربن فوق بحرانی با دماهای بحرانی بالاتر در حال توسعه هستند. بازتابنده‌های فرسنل بازتابنده‌های فرسنل از نوارهای آینه‌ای تخت و نازک بسیاری ساخته شده‌اند تا نور خورشید را بر روی لوله‌هایی که سیال عامل از آن‌ها پمپاژ می‌شود، متمرکز کنند. آینه‌های تخت امکان ایجاد سطح بازتابنده بیشتری را در همان فضای اشغال شده نسبت به بازتابنده سهمی فراهم می‌کنند، بنابراین نور خورشید موجود بیشتری را جذب می‌کنند و بسیار ارزان‌تر از بازتابنده‌های سهمی هستند. بهره‌وری هزینه این مدل چیزی است که باعث می‌شود برخی از آن به جای دیگر مدل‌ها با رتبه‌بندی خروجی بالاتر استفاده کنند. برخی از مدل‌های جدید بازتابنده‌های فرسنل با قابلیت‌های ردیابی پرتو (Ray Tracing) شروع به آزمایش شده‌اند و در ابتدا ثابت کرده‌اند که خروجی بالاتری نسبت به نسخه استاندارد دارند. سیال عامل در گیرنده تا گرم می‌شود و سپس توسط یک موتور استرلینگ برای تولید برق استفاده می‌شود. سیستم‌های دیش سهموی بازده خورشیدی به الکتریکی بالایی (بین ۳۱٪ تا ۳۲٪) را ارائه می‌دهند و ماهیت ماژولار آن‌ها مقیاس‌پذیری را فراهم می‌کند. دیش‌های سیستم‌های انرژی استرلینگ (SES)، یونایتد سان سیستمز (USS) و شرکت بین‌المللی کاربردهای علمی (SAIC) در UNLV، و دیش بزرگ دانشگاه ملی استرالیا در کانبرا، استرالیا، نمونه‌هایی از این فناوری هستند. طبق گفته توسعه‌دهنده آن، شرکت سوئدی ریپاسو انرژی (Ripasso Energy)، در سال ۲۰۱۵ سیستم دیش استرلینگ آن که در بیابان کالاهاری در آفریقای جنوبی آزمایش شد، ۳۴٪ بازده را نشان داد. تأسیسات SES در ماریکوپا، فینیکس، بزرگ‌ترین تأسیسات دیش استرلینگ در جهان بود تا اینکه به یونایتد سان سیستمز فروخته شد. متعاقباً، قطعات بزرگتری از این تأسیسات برای تأمین بخشی از تقاضای انرژی زیاد به چین منتقل شده است. CSP با ذخیره‌سازی انرژی حرارتی در یک نیروگاه CSP که شامل ذخیره‌سازی است، انرژی خورشیدی ابتدا برای گرم کردن نمک مذاب یا روغن مصنوعی استفاده می‌شود که با تأمین انرژی حرارتی/گرمایی در دمای بالا در مخازن عایق‌بندی شده ذخیره می‌شود. بعداً نمک مذاب داغ (یا روغن) در یک مولد بخار برای تولید بخار جهت تولید برق توسط توربو ژنراتور بخار در صورت نیاز استفاده می‌شود. بدین ترتیب انرژی خورشیدی که فقط در نور روز در دسترس است، برای تولید برق به صورت شبانه‌روزی بر اساس تقاضا به عنوان یک نیروگاه پیرو بار یا نیروگاه پیک خورشیدی استفاده می‌شود. برخلاف PV خورشیدی یا CSP بدون ذخیره‌سازی، تولید برق از نیروگاه‌های ذخیره حرارتی خورشیدی قابل اعزام و خودپایدار است، شبیه به نیروگاه‌های زغال‌سنگ/گازسوز، اما بدون آلودگی. نیروگاه‌های CSP با ذخیره‌سازی انرژی حرارتی همچنین می‌توانند به عنوان نیروگاه‌های تولید هم‌زمان برای تأمین برق و بخار فرایند به صورت شبانه‌روزی استفاده شوند. تا دسامبر ۲۰۱۸، هزینه‌های تولید نیروگاه‌های CSP با ذخیره‌سازی انرژی حرارتی بین ۵ سنت یورو / کیلووات ساعت و ۷ سنت یورو / کیلووات ساعت متغیر بوده است که بستگی به تابش خورشیدی خوب تا متوسط دریافت شده در محل دارد. برخلاف نیروگاه‌های PV خورشیدی، CSP با ذخیره‌سازی انرژی حرارتی همچنین می‌تواند به صرفه اقتصادی به صورت شبانه‌روزی برای تولید بخار فرایند استفاده شود و جایگزین سوخت‌های فسیلی آلاینده گردد. سیستم‌های CSP با ذخیره‌سازی حرارتی همچنین با استفاده از ژنراتورهای چرخه برایتون با هوا به جای بخار برای تولید برق و/یا بخار به صورت شبانه‌روزی در دسترس هستند. این‌ها همچنین دارای ظرفیت کمی هستند (<۰٫۴ مگاوات)، با انعطاف‌پذیری برای نصب در مساحتی چند جریبی. گرمای اتلافی نیروگاه همچنین می‌تواند برای تولید بخار فرایند و نیازهای تهویه مطبوع (HVAC) استفاده شود. در صورتی که در دسترس بودن زمین محدودیت نباشد، می‌توان هر تعداد از این ماژول‌ها را تا ۱۰۰۰ مگاوات نصب کرد که با مزایای RAMS و هزینه همراه است زیرا هزینه‌های هر مگاوات این واحدها کمتر از نیروگاه‌های حرارتی خورشیدی بزرگتر است. گرمایش متمرکز منطقه‌ای به صورت شبانه‌روزی نیز با نیروگاه‌های ذخیره حرارتی خورشیدی متمرکز امکان‌پذیر است. ظرفیت نصب‌شده جهانی CSP بین سال‌های ۲۰۰۴ و ۲۰۱۳ نزدیک به ده برابر افزایش یافت و در طول پنج سال آخر آن دوره به‌طور متوسط ۵۰ درصد در سال رشد کرد، زیرا تعداد کشورهایی که دارای CSP نصب‌شده بودند در حال افزایش بود. در سال ۲۰۱۳، ظرفیت نصب‌شده در سراسر جهان ۳۶٪ یا نزدیک به ۰٫۹ گیگاوات افزایش یافت و به بیش از ۳٫۴ گیگاوات رسید. رکورد ظرفیت نصب‌شده در سال ۲۰۱۴ با ۹۲۵ مگاوات ثبت شد؛ با این حال، پس از آن به دلیل تغییرات سیاست‌گذاری، بحران مالی ۲۰۰۸، و کاهش سریع قیمت سلول‌های فتوولتائیک، کاهش یافت. اسپانیا با وجود اینکه هیچ ظرفیت جدیدی از سال ۲۰۱۳ وارد عملیات تجاری در این کشور نشده است، تقریباً یک سوم ظرفیت جهان را با ۲٬۳۰۰ مگاوات به خود اختصاص داده است. روند قابل توجهی به سمت کشورهای در حال توسعه و مناطق با تابش خورشیدی بالا وجود دارد و چندین نیروگاه بزرگ در سال ۲۰۱۷ در حال ساخت بودند. از حدود سال ۲۰۱۰، CSP برج مرکزی نیرو در نیروگاه‌های جدید به دلیل عملکرد در دمای بالاتر – تا در مقایسه با حداکثر برای ناودانی – که نویدبخش بازدهی بیشتر است، مورد توجه قرار گرفته است. که فناوری‌های ناودانی و برج را برای مجموع ۵۱۰ مگاوات با چندین ساعت ذخیره‌سازی انرژی ترکیب می‌کند. تا سال ۲۰۲۰، ارزان‌ترین نیروگاه‌های خورشیدی متمرکز در مقیاس تأسیساتی در ایالات متحده و سراسر جهان پنج برابر گران‌تر از نیروگاه‌های فتوولتائیک در مقیاس تأسیساتی بودند، به طوری که حداقل قیمت پیش‌بینی شده برای پیشرفته‌ترین ایستگاه‌های CSP حدود ۷ سنت برای هر کیلووات ساعت در برابر رکورد پایین ۱٫۳۲ سنت برای هر کیلووات ساعت برای فتوولتائیک (PV) مقیاس تأسیساتی بود. برخی از نیروگاه‌های ترکیبی PV-CSP در چین سعی کرده‌اند تا با تعرفه زغال‌سنگ منطقه‌ای ۵ سنت آمریکا برای هر کیلووات ساعت در سال ۲۰۲۱ به سوددهی برسند. اگرچه استقرار کلی CSP در اوایل دهه ۲۰۲۰ محدود باقی مانده است، اما هزینه تراز شده انرژی (LCOE) از نیروگاه‌های مقیاس تجاری از دهه ۲۰۱۰ کاهش یافته است. با نرخ یادگیری تخمین زده شده در حدود ۲۰٪ کاهش هزینه برای هر دو برابر شدن ظرفیت، هزینه‌ها در آغاز دهه ۲۰۲۰ به انتهای بالای محدوده هزینه سوخت‌های فسیلی نزدیک می‌شد که این امر ناشی از طرح‌های حمایتی در چندین کشور از جمله اسپانیا، ایالات متحده، مراکش، آفریقای جنوبی، چین و امارات متحده عربی بود. هزینه تراز شده انرژی خورشیدی متمرکز از سال ۲۰۰۶ تا ۲۰۱۹|وسط|500px ذخیره‌سازی انرژی برخی از محققان انتظار دارند که CSP در ترکیب با ذخیره‌سازی انرژی حرارتی (TES) برای مدت زمان ذخیره‌سازی بیش از ۴ ساعت در روز ارزان‌تر از PV با باتری‌های لیتیومی شود، در حالی که دیگران مانند آزمایشگاه ملی انرژی‌های تجدیدپذیر (NREL) انتظار دارند که تا سال ۲۰۳۰ هزینه PV با باتری‌های لیتیومی ذخیره‌سازی ۱۰ ساعته برابر با هزینه PV با ذخیره‌سازی ۴ ساعته در سال ۲۰۲۰ باشد، که در این صورت CSP هیچ مزیت هزینه‌ای در زمینه ذخیره‌سازی انرژی نخواهد داشت. صرف نظر از این پیش‌بینی‌های هزینه، راه‌حل‌های ذخیره‌سازی انرژی ضروری باقی می‌مانند، زیرا با کاهش تأثیر نوسانات انرژی‌های تجدیدپذیر و عدم تطابق ضریب قدرت، پایداری و قابلیت اطمینان را بهبود می‌بخشند. بازده بازده یک سیستم انرژی خورشیدی متمرکز به فناوری مورد استفاده برای تبدیل انرژی خورشیدی به انرژی الکتریکی، دمای عملیاتی گیرنده و دفع حرارت، تلفات حرارتی در سیستم و وجود یا عدم وجود سایر تلفات سیستم بستگی دارد؛ علاوه بر بازده تبدیل، سیستم نوری که نور خورشید را متمرکز می‌کند نیز تلفات اضافی را اضافه خواهد کرد. سیستم‌های دنیای واقعی ادعا می‌کنند که حداکثر بازده تبدیل حرارتی به الکتریکی برای سیستم‌های نوع «برج نیرو» ۲۳ تا ۳۵ درصد است که در دماهای ۲۵۰ تا ۵۶۵ درجه سانتی‌گراد کار می‌کنند، که عدد بازده بالاتر با فرض یک توربین سیکل ترکیبی است. به دلیل تغییر در تابش خورشید در طول روز، میانگین بازده تبدیل به دست آمده برابر با این بازده‌های حداکثری نیست و بازده خالص سالانه خورشیدی به الکتریسیته برای سیستم‌های پایلوت برج نیرو ۷ تا ۲۰ درصد و برای سیستم‌های نمایشی دیش استرلینگ ۱۲ تا ۲۵ درصد است. | ## بخش 3: برق خورشیدی متمرکز | تئوری بازده تبدیل انرژی خورشیدی به نیروی الکتریکی حاصل‌ضرب چندین عامل است: کسر انرژی خورشیدی جذب شده (با احتساب تلفات نوری در سیستم تمرکز خورشیدی)، بازده گرمایش (با احتساب تلفات حرارتی در عنصر دریافت‌کننده انرژی خورشیدی) و بازده تبدیل حرارتی (بازده تبدیل انرژی گرمایی به نیروی الکتریکی). حداکثر بازده تبدیل هر سیستم انرژی حرارتی به الکتریکی با بازده کارنو داده می‌شود که نشان‌دهنده حد نظری بازدهی است که می‌تواند توسط هر سیستمی به دست آید و توسط قانون‌های ترمودینامیک تعیین می‌شود. بازده تبدیل تابش خورشیدی فرودی به کار مکانیکی به خواص تابش حرارتی گیرنده خورشیدی و به موتور حرارتی (مثلاً توربین بخار) بستگی دارد. تابش خورشیدی ابتدا توسط یک سیستم نوری بر روی گیرنده متمرکز می‌شود و با بازده توسط گیرنده خورشیدی به گرما تبدیل می‌شود، و متعاقباً گرما با استفاده از اصل کارنو با بازده توسط موتور حرارتی به انرژی مکانیکی تبدیل می‌شود. برای یک گیرنده خورشیدی با مبدل مکانیکی (مثلاً یک توربین)، بازده تبدیل کلی می‌تواند به صورت زیر تعریف شود: جایی که نشان‌دهنده کسری از نور فرودی متمرکز شده بر روی گیرنده، کسری از نور فرودی بر روی گیرنده که به انرژی گرمایی تبدیل می‌شود، بازده تبدیل انرژی گرمایی به انرژی مکانیکی، و بازده تبدیل انرژی مکانیکی به نیروی الکتریکی است. برابر است با: با ، ، که به ترتیب شار خورشیدی ورودی و شارهای جذب شده و تلف شده توسط گیرنده خورشیدی سیستم هستند. بازده تبدیل حداکثر برابر با بازده کارنو است که توسط دمای گیرنده و دمای دفع حرارت («دمای چاه حرارتی») تعیین می‌شود: بازده‌های تبدیل حرارتی واقعی موتورهای معمولی به دلیل تلفاتی مانند اتلاف حرارت و اصطکاک هوا در قطعات متحرک، به ۵۰٪ تا حداکثر ۷۰٪ بازده کارنو می‌رسند. حالت ایدئال برای یک شار خورشیدی (مثلاً ) که بار با بازده بر روی گیرنده خورشیدی سیستم با مساحت جمع‌آوری و قابلیت جذب متمرکز شده است: , , برای سادگی، می‌توان فرض کرد که تلفات فقط از نوع تابشی هستند (فرضی معقول برای دماهای بالا)، بنابراین برای مساحت بازتابش‌کننده A و گسیلندگی با اعمال قانون استفان-بولتزمن به دست می‌آید: با ساده‌سازی این معادلات با در نظر گرفتن اپتیک کامل ( = ۱) و بدون در نظر گرفتن مرحله نهایی تبدیل به الکتریسیته توسط ژنراتور، برابر بودن مساحت‌های جمع‌آوری و بازتابش، و حداکثر قابلیت جذب و گسیلندگی ( = ۱، = ۱) و سپس جایگذاری در معادله اول، نتیجه می‌دهد: 400px تحلیل نظری و بهینه‌سازی دما نمودار نشان می‌دهد که بازده کلی سیستم با افزایش دمای گیرنده به صورت پیوسته افزایش نمی‌یابد. اگرچه بازده موتور حرارتی (چرخه کارنو) با افزایش دما زیاد می‌شود، اما بازده گیرنده چنین نیست. برعکس، بازده گیرنده کاهش می‌یابد، زیرا مقدار انرژی که نمی‌تواند جذب کند تابع توان چهارم دما است؛ بنابراین، یک دمای حداکثر قابل دستیابی وجود دارد. زمانی که بازده گیرنده صفر شود (منحنی آبی در شکل)، دمای حداکثر برابر است با: یک دمای بهینه وجود دارد که در آن بازده سیستم بیشینه است؛ یعنی زمانی که مشتق بازده نسبت به دمای گیرنده برابر صفر باشد: این شرط منجر به معادله زیر می‌شود: حل عددی این معادله به ما اجازه می‌دهد تا دمای فرایند بهینه را بر اساس ضریب تمرکز خورشیدی به دست آوریم (منحنی قرمز در شکل). تا سال ۲۰۱۲، تولید برق حرارتی-خورشیدی مشمول تعرفه خرید تضمینی برق (FiT) بود (طبق ماده ۲ فرمان سلطنتی ۶۶۱/۲۰۰۷) که منجر به ایجاد بزرگ‌ترین ناوگان CSP جهان با ظرفیت ۲٫۳ گیگاوات شد. الزامات اولیه برای نیروگاه‌ها در طرح FiT عبارت بودند از: سیستم‌های ثبت شده در سامانه قبل از ۲۹ سپتامبر ۲۰۰۸: ۵۰ مگاوات برای سیستم‌های حرارتی خورشیدی. پروژه‌هایی که قبلاً پذیرفته شده بودند نیز تحت تأثیر یک «مالیات خورشیدی» ۶ درصدی بر تعرفه‌ها قرار گرفتند که عملاً درآمد آن‌ها را کاهش داد. در این راستا، دولت اسپانیا در سال ۲۰۱۳ فرمان سلطنتی ۹/۲۰۱۳ را تصویب کرد که هدف آن ثبات مالی سیستم برق بود و پایه‌های قانون جدید ۲۴/۲۰۱۳ بخش برق را بنا نهاد. این چارچوب جدید در سال ۲۰۱۴ با فرمان ۴۱۳/۲۰۱۴ اجرایی شد و رژیم‌های قبلی را لغو کرد. پس از یک دهه رکود برای CSP در اروپا، اسپانیا در «برنامه ملی انرژی و اقلیم» خود اعلام کرد قصد دارد بین سال‌های ۲۰۲۱ تا ۲۰۳۰ مقدار ۵ گیگاوات ظرفیت جدید CSP اضافه کند. استرالیا چندین دیش استرلینگ CSP در مناطق دورافتاده بومی در قلمرو شمالی مانند هرمانزبورگ، یوئندومو و لاجامانو نصب شده‌اند. تاکنون هیچ پروژه CSP در مقیاس تجاری بزرگ در استرالیا راه‌اندازی نشده است، اما چندین پروژه پیشنهاد شده‌اند. در سال ۲۰۱۷، شرکت آمریکایی (اکنون ورشکسته) سولار ریزرو برنده قرارداد خرید برق (PPA) برای ساخت پروژه ۱۵۰ مگاواتی Aurora در استرالیای جنوبی با قیمت رکوردشکن ۰٫۰۸ دلار استرالیا (حدود ۰٫۰۶ دلار آمریکا) بر کیلووات‌ساعت شد. کاربرد دیگر CSP در استرالیا تأمین برق معادنی است که نیاز به برق ۲۴ ساعته دارند اما به شبکه متصل نیستند. شرکت Vast Solar که روی نسل سوم طراحی‌های مدولار کار می‌کند، برنامه‌هایی برای ساخت نیروگاه ترکیبی ۵۰ مگاواتی در کوئینزلند و ۳۰ مگاواتی در پورت آگوستا (با بودجه آژانس انرژی‌های تجدیدپذیر استرالیا) دارد. در سطح فدرال، تحت قانون هدف انرژی‌های تجدیدپذیر بزرگ‌مقیاس (LRET)، تولید برق حرارتی خورشیدی می‌تواند گواهی‌های تولید (LGCs) دریافت کند. با این حال، از آنجا که این قانون نسبت به تکنولوژی «بی‌طرف» عمل می‌کند، بازار به سمت تکنولوژی‌های جاافتاده‌تر با هزینه تراز شده کمتر (مانند باد و فتوولتائیک) متمایل می‌شود و CSP کمتر توسعه می‌یابد. در برنامه پنج‌ساله چهاردهم فعلی، پروژه‌های CSP در چندین استان در کنار پروژه‌های بزرگ بادی و خورشیدی فتوولتائیک توسعه می‌یابند. هند در مارس ۲۰۲۴، شرکت انرژی خورشیدی هند (SECI) اعلام کرد که مناقصه‌ای برای ۵۰۰ مگاوات پروژه حرارتی خورشیدی متمرکز برگزار خواهد کرد تا توسعه این فناوری در شبه‌قاره هند تسریع شود. رآکتورهای حرارتی خورشیدی (کاربردهای غیر الکتریکی) CSP پتانسیلی فراتر از تولید برق دارد. محققان در حال بررسی **رآکتورهای حرارتی خورشیدی** برای تولید سوخت‌های خورشیدی هستند: **تولید هیدروژن:** استفاده از حرارت خورشید جهت شکافت مولکول‌های آب و تولید هیدروژن سبز بدون انتشار کربن (با استفاده از چرخه‌های ترموشیمیایی مانند گوگرد-یدید). **سوخت‌های مصنوعی:** با شکافت همزمان آب و دی‌اکسید کربن، می‌توان هیدروکربن‌هایی مانند سوخت جت تولید کرد. **ازدیاد برداشت نفت (EOR):** استفاده از بخار تولید شده توسط برج‌ها یا ناودانی‌های خورشیدی برای تزریق به چاه‌های نفت سنگین جهت کاهش گرانروی. در این روش نیازی به توربین و ژنراتور برق نیست و مستقیماً از حرارت استفاده می‌شود. این میزان بالاتر از مصرف آب عملیاتی (با برج‌های خنک‌کننده) برای نیروگاه هسته‌ای با ، زغال‌سنگ با یا گاز طبیعی با است. مسئله مصرف آب اهمیت دوچندانی دارد زیرا نیروگاه‌های CSP اغلب در محیط‌های خشک که آب کمیاب است، واقع شده‌اند. در سال ۲۰۰۷، کنگره ایالات متحده به وزارت انرژی دستور داد تا راه‌های کاهش مصرف آب توسط CSP را گزارش دهد. گزارش بعدی اشاره کرد که فناوری خنک‌کننده خشک (Dry cooling) در دسترس است که اگرچه ساخت و بهره‌برداری از آن گران‌تر است، اما می‌تواند مصرف آب توسط CSP را ۹۱ تا ۹۵ درصد کاهش دهد. گزارشی در سال ۲۰۱۵ توسط NREL اشاره کرد که از ۲۴ نیروگاه CSP عملیاتی در ایالات متحده، ۴ مورد از سیستم‌های خنک‌کننده خشک استفاده می‌کردند. این چهار سیستم خنک‌کننده خشک شامل سه نیروگاه در تأسیسات انرژی خورشیدی ایوانپا در نزدیکی بارستو، کالیفرنیا و پروژه انرژی خورشیدی جنسیس در شهرستان ریورساید، کالیفرنیا بودند. از ۱۵ پروژه CSP در حال ساخت یا توسعه در ایالات متحده تا مارس ۲۰۱۵، ۶ مورد سیستم تـر، ۷ مورد سیستم خشک، ۱ مورد هیبریدی و ۱ مورد نامشخص بودند. اگرچه بسیاری از نیروگاه‌های ترموالکتریک قدیمی با سیستم خنک‌کننده یک‌بارگذر (once-through) یا حوضچه‌های خنک‌کننده آب بیشتری نسبت به CSP «استفاده» (به معنای برداشت یا عبور آب از سیستم) می‌کنند، اما بیشتر آب خنک‌کننده به منبع آب بازمی‌گردد و برای استفاده‌های دیگر در دسترس است؛ بنابراین آن‌ها آب کمتری را از طریق تبخیر «مصرف» می‌کنند. حشرات می‌توانند جذب نور روشن ناشی از فناوری خورشیدی متمرکز شوند و در نتیجه پرندگانی که آن‌ها را شکار می‌کنند، اگر در نزدیکی نقطه‌ای که نور در آن متمرکز می‌شود پرواز کنند، ممکن است بر اثر سوختگی کشته شوند. این موضوع همچنین می‌تواند بر پرندگان شکاری (Raptors) که پرندگان دیگر را شکار می‌کنند تأثیر بگذارد. مخالفان به نقل از مقامات فدرال حیات وحش، برج‌های نیروگاه ایوانپا را «تله‌های بزرگ» برای حیات وحش نامیدند. بر اساس گزارش‌های دقیق، طی بیش از شش ماه از سال اول فعالیت نیروگاه ایوانپا، ۳۲۱ تلفات پرنده شمارش شد که ۱۳۳ مورد آن مربوط به بازتاب نور خورشید بر روی دیگ‌های بخار بود. در طول یک سال، این رقم به مجموع ۴۱۵ تلفات پرنده ناشی از علل شناخته شده و ۲۸۸ مورد ناشی از علل ناشناخته افزایش یافت. با در نظر گرفتن کارایی جستجو برای لاشه پرندگان مرده، کل مرگ‌ومیر پرندگان برای سال اول حدود ۱۴۹۲ مورد برای علل شناخته شده و ۲۰۱۲ مورد برای علل ناشناخته تخمین زده شد. از مرگ‌های ناشی از علل شناخته شده، ۴۷٫۴٪ سوخته بودند، ۵۱٫۹٪ بر اثر برخورد جان باختند و ۰٫۷٪ به دلایل دیگر مردند. اقدامات کاهشی می‌تواند برای کم کردن این اعداد انجام شود، مانند متمرکز نکردن بیش از چهار آینه بر روی یک نقطه در هوا در زمان آماده‌باش (Standby)، همان‌طور که در پروژه انرژی خورشیدی کرسنت دونز انجام شد. در دوره ۲۰۲۰-۲۰۲۱، ۲۸۸ تلفات پرنده به طور مستقیم در ایوانپا ثبت شد، رقمی که با محدوده‌های یافت شده در ارزیابی‌های سالانه قبلی سازگار است. | ## جمع‌بندی | به عبارت کلی‌تر، یک مطالعه مقدماتی در سال ۲۰۱۶ ارزیابی کرد که مرگ‌ومیر سالانه پرندگان به ازای هر مگاوات ظرفیت نصب شده، بین نیروگاه‌های خورشیدی متمرکز و نیروگاه‌های بادی در ایالات متحده مشابه است و برای نیروگاه‌های سوخت فسیلی بالاتر می‌باشد.