太陽熱発電
太陽熱発電（たいようねつはつでん）とは、太陽光を太陽炉で集光して汽力発電やスターリングエンジンの熱源として利用する発電方法である。太陽光発電よりも導入費用が安いほか蓄熱により24時間の発電が可能である。燃料を用いないため燃料費がかからないほか二酸化炭素を排出しない。
太陽電池で発電を行う太陽光発電と異なり、太陽熱発電は太陽光をレンズや反射鏡を用いた太陽炉で集光することで汽力発電の熱源として利用する発電方法である。太陽光がエネルギー源のため今後数十億年に渡り資源の枯渇のおそれがない再生可能エネルギー利用の発電方法である。燃料を用いないため二酸化炭素などの温室効果ガスを排出せず、燃料費が不要であるため運転にかかる費用を低く抑えられ、有毒ガスの発生や燃料費高騰によるコスト上昇のリスクもない。
高コストな太陽電池を使う太陽光発電に比べて、太陽熱発電で使用する反射鏡のほうが製造・保守の面で有利、エネルギー密度が低い自然エネルギーを利用するのにも関わらずエネルギーの集中が可能、蓄熱により発電量の変動を抑えることが可能で夜間でも稼働できる、発電以外にも熱自体を利用することが可能、火力発電との共用が可能、大型･高電圧の交流発電機が使用可能なので系統電力の送電網に乗せることにも都合が良い、など種々の利点がある。太陽エネルギーを利用するにもかかわらず、再生可能エネルギー特有の欠点をある程度克服することが可能である。
夜間でも稼働できる反面、昼間の曇天・雨天には効率が悪くなる。さらに、夏至・冬至の昼間の差が大きい高緯度地域には向かない。そのため、低緯度の乾燥地域での建設が有効である。また、太陽光発電と異なりスケールメリットが効くため、施設を大規模にするのが好ましい。
太陽熱発電に対する注目は、砂漠を持ち広大な面積を有する国で高い。陸地が限られ利用上の競合が多い日本ではあまり適さない発電方式とされてきた。その一方、近年では太陽光発電によるメガワット級のソーラー発電所の導入推進が見込まれる中で、規模的には類似しておりかつ発電効率･発電コストの点で同等以上の可能性を持つ太陽熱発電の事業性について、改めてフィジビリティスタディを実施し日本国内における導入可能性を再評価する動きも現れている。
日本ではオイルショックによるエネルギー問題を契機に、通商産業省が国家プロジェクトサンシャイン計画を1974年に策定し、その一環として1981年に香川県三豊郡仁尾町（現・三豊市）に「タワー集光式」と「曲面集光式」の2つの方式の太陽熱発電システムの実証実験施設を建設した。それぞれの方式で１MW（メガワット）を発電し、世界で初めての太陽光熱発電の実証実験に成功したが、安定した出力を得られず実用化には困難だった為、1985年に計画は中止された。この太陽熱発電の実証実験が行われて以来、日本では大規模太陽熱発電の実験は実施されていなかったが、2010年には東京工業大学玉浦裕教授の研究チームが山梨県に実験設備を建設する計画を発表した。国内では30年ぶりである。
集光型太陽熱発電とは、レンズや鏡や反射板を用いて太陽光を集光し、その熱で水を蒸発させることで蒸気タービンを回転させ発電する発電方式である。発電の原理は古典的な火力発電や原子力発電と同じものであるが、熱の発生に燃料の燃焼ではなく太陽熱を利用する。
太陽光を得られない夜間には溶解塩等を用いた蓄熱による熱を利用するほかに、燃料を燃焼させて発電するハイブリッド方式とすることも可能である。
（）とは、平面鏡を用いて、中央部に設置されたタワーにある集熱器に太陽光を集中させることで集光し、その熱で発電する発電方式である。中央タワー方式、集中方式などとも呼ばれる。数メートル四方の鏡、数百枚から数千枚を用いて集められた太陽光を一箇所に集中させることが出来るため、1000℃程度まで加熱することも可能である。
一方で、正確に太陽光を集中させるためには、太陽の動きに合わせて鏡を正確に動かさなければならない。また鏡とタワー上部の集光器の間に光をさえぎるものがあってはならないため、より多くの光を集めるにはタワーを高くしたり、鏡の設置場所を高い位置にすることが必要となり、それにともない設備費も高くなる。
（）と呼ばれる、平面鏡、太陽の動きに追従して鏡の向きを調整する機構、それらを支える枠とで構成される、光を反射する装置と、タワー上部に設置された集熱器、タワー下部の蒸気タービン、発電機、復水器などで構成される。各ヘリオスタットで反射された太陽光が、タワー上部の集熱器を加熱し、そこで加熱された液体（水、オイル、溶融塩など）は、タワー下部に送られ、水を蒸発させて蒸気タービンを回すことにより、発電が行われる。蓄熱器を用いて昼間熱を蓄えておけば、夜間の発電も可能となる。他の集光型太陽熱発電方式のものにも言えることであるが、集光用の鏡は面積が大きく、風の影響を受けやすいため、その構造には相応の強度が求められる。トラフ式太陽熱発電（Parabolic trough　雨樋型）とは、曲面鏡を用いて、鏡の前に設置されたパイプに太陽光を集中させ、パイプ内を流れる液体（オイルなど）を加熱し、その熱で発電する発電方式である。パラボリック・トラフ方式、分散方式などとも呼ばれる。
タワー式太陽光発電と比較すると、高温の液体が移動する距離が長くなるため熱損失が大きくなりがちであるが、タワーの一点に光を集中させる必要が無く、鏡を単純に並べることが出来るため大規模な施設の建設が容易である。
各鏡において線状に集光し、パイプを流れる液体で集めた熱エネルギーを運搬するという形をとるので、温度は400℃程度となる。そのためより低い温度でも効率的に発電できるタービンの開発なども求められている。
光を線状に集光する曲面鏡と、その前に延びるパイプ、太陽の動きに追従してそれらを動かす機構、高温の液体を循環させるポンプ、蒸気タービン、発電機などで構成される。
各曲面鏡で反射された太陽光が、鏡の前を横切るパイプを加熱し、そこで加熱された液体（オイルなど）が蒸気タービンに送られて水を蒸発させ、蒸気タービンを回すことにより、発電が行われる。蓄熱器を用いて熱を蓄えておけば、夜間の発電も可能となる。また、蒸気タービンを用いることを利用して、特に夜間や曇天時など、天然ガスなどの燃料を用いてガスタービンを回して発電し、その排気ガスの熱と、太陽熱とをあわせて蒸気タービンを回すといった方法で、効率的な発電を行うものもある。このような、従来の火力発電と太陽熱発電とを結合したものは、ISCCS（Integrated Solar Combined Cycle System）と呼ばれる。Andasol 太陽発電所はスペインのグラナダのGuadix近くのヨーロッパ初のトラフ型太陽発電所である。
Andasolはヨーロッパ初のトラフ式太陽発電所でAndasol 1は2009年3月から稼動している。高度1100mの高地に設置され、砂漠気候のおかげで年間日射量は2,200 kWh/m²である。 どちらの発電施設も発電出力は50 メガワット(MWe)で年間約180 (GW·h)(1年あたり21 MW)である。それぞれの集光器の面積は51 ヘクタール(サッカーの競技場70面に等しい)。 敷地面積は約200 ha。
Andasolは日中の熱を硝酸ナトリウム60%と硝酸カリウム40%の混合溶融塩に蓄熱する。夜や曇天時にはこの熱でタービンを駆動して発電する。これにより年間の発電時間は倍になる。 蓄熱量は1,010 MW·hの熱で夜間や雨天時にタービンを約7.5 時間全力運転することが可能である。蓄熱装置はそれぞれ全高14 m、直径36 mの溶融塩を貯めたタンク2基で構成されている。Andasol 1は電力を最大200,000人に供給できる。
Andasol 1の建設費は約300百万ユーロ(380百万米ドル)である 。開発会社によるとAndasolの1kW･hあたりの発電コストは0.271ユーロを見込んでいる。 熱エネルギー貯蔵コストは1kW･hあたり50米ドルで アメリカの国立再生可能エネルギー研究所 (NREL)のGreg Glatzmaierによると Andasolの総費用の約5%である・
スペインでは太陽熱発電の電力は固定価格買い取り制度により0.27ユーロ/kW·hで25年間に買い取られる。
Andasol発電所はスペインの電力網が夏季に空調設備の稼動によって電力需要が頂点に達する時に助ける。 Andasolからの電力供給は日中で、午後に最大出力に達するので電力需要に応じやすい。
Andasol 1とAndasol 2の開発にはソーラーミレニアムとACSが関わった。計画後、設計、建設は両者が分担した。 Andasol 3はソーラーミレニアムとMAN Ferrostaalの事業体が開発した。Marquesado Solar SLは投資事業体でAndasol 3の取りまとめと運営を行う
アルキメデスプラントとはイタリアのENEAとArchimede Solar Energy社の技術を用いシチリア島のシラクサ近くで2010年7月に運用を開始した発電能力4.9MWのトラフ式太陽熱発電実証実験プラントでENEL社が保有、運用している。
このプラントの特徴は集熱パイプ内に流す熱移動媒体としてオイルの代わりに蓄熱材として用いる硝酸ナトリウム(60%)-硝酸カリウム(40%)の混合溶融塩を流す事である。この結果、(1)オイルでは390℃あった熱移動媒体温度を550℃まで上げることで、発電効率を高くできる。(2)媒体温度が高いので高発電効率のコンバインドサイクル発電を利用する事が可能となる。(3)熱移動媒体と蓄熱材が同じであるので、両者間の熱交換機が不要でこれにより建設コストを低減できると共に
日々の運用時間を長くすることができる。このプラントは鏡面積3万ｍ2の放物面鏡と5400メートルの集熱パイプで構成され、一年間の二酸化炭素排出量を3250トン削減できる。
ENELによると、このアルキメデスという名称は、第二次ポエニ戦争のときアルキメデスがシラクサを包囲したローマの軍船に太陽光を集光させ、その熱で火災を起こさせて撃退したとの説話に因んで名づけられた。
ディッシュ式太陽熱発電(parabolic dish,dish/engine system　皿型)とは、放物曲面状の鏡を用いて、鏡の前に設置されたスターリングエンジンなどに太陽光を集中させ、発電する発電方式。パラボラアンテナと同様の形状である。ディッシュ/スターリング方式などとも呼ばれる。
他の方式と比較すると、単体で機能する小型のシステムであり、必要となる土地面積も少なくて済むため、移動用の発電装置や送電が商業的に困難な離島や山間部といった地域での電力供給方法としても期待されている。導入コストは高いものの、高いエネルギー効率が期待できるため現在開発が進められている。2008年にアメリカのサンディア・スターリングエネルギーシステム社は総合発電効率31.25％を達成したと発表した
米国スタンフォード大学ではPETE()と呼ばれる光電効果と熱電子放出の相乗効果を組み合わせた熱電変換素子を開発した。この素子は理論上、60%の変換効率が得られる。ディッシュ式太陽熱発電機でスターリングエンジンの代わりにこの素子を取り付けて発電する装置を開発中で、予備的な試算では45％の変換効率になるとの結果が得られた。
太陽熱発電では光エネルギーを蓄熱し夜間の発電を行う事が可能であるが、米国立再生可能エネルギー研究所（NREL）ではこの機能を利用して電力網の負荷平準化機能をもたせることによって太陽エネルギーの利用拡大を進めることができるとする報告をまとめた。この報告によると、再生可能エネルギーを大量導入して電力網に接続する場合、出力変動などの影響が大きくなり、系統電力が不安定化するという問題がある。特に、4月から5月にかけては、日射量が多くなり太陽光発電量が増える割に電力需要はそれほど上がらないため、電力の過剰供給が起こる可能性がある。これを避けて電力網のバランスを保つため、太陽光発電に対して出力抑制を加えたり、蓄電システムによる電力貯蔵を行うなど、何らかの負荷平準化が必要になる。NRELの研究者Paul DenholmとMark Mehosは蓄電システムとして太陽熱発電の蓄熱設備を用いる場合のシミュレーションを行った。シミュレーションの条件として太陽光発電が全電力の15％、エネルギー貯蔵機能のある太陽熱発電が10％を供給するとした場合、太陽熱発電が設置されない時太陽光発電の出力は年間５％抑制されたが、設置される場合は年間２％に低下する事が明らかになった。
ソーラーアップドラフトタワー(英：Solar updraft tower）は、ソーラーチムニー（solar chimney)、ソーラー上昇気流タワーなどとも呼ばれる。太陽熱によって暖められた空気の上昇による気流の風力を利用し、タワー内のタービンを回して発電する発電方式で太陽熱発電とは全く異なる原理のシステムである。発電の仕組みは、風力発電と類似のものである。大気の加熱による上昇気流を用いるため、蓄熱により夜間も含めた24時間の発電が可能である。
構造は、温室に煙突をつけたものである。中央部に向け少しずつ高くなっていく円形の温室をもち、内部の空気は太陽光によって暖められて膨張し、軽くなった空気が屋根に沿うかたちで上昇し、中央の煙突から上空に排出される。この時の気流を煙突内のタービンが受けて回転し発電が行われる。
ソーラーアップドラフトタワーの発電力は、太陽光の強さ、温室部分の大きさと煙突の高さによって決められる。上空ほど気圧が低いため有利であるが、太陽光の強さを一定とすると、より広大な土地とより高いタワーの建設がより効率的で大きな発電につながる。高層になるほどタワーの建設に費用がかかるが、他の方式と同じく燃料が不要なため運転にかかるコストは低く抑えられる。
ソーラーアップドラフトタワーのプロトタイプは、1980年代初頭にスペインで建てられたものである。このソーラーアップドラフトタワーは、およそ195メートルの高さと4万平方メートルを超える集光面積を持ち、最大50kW程の出力を得ていた。8年間発電を行い、1989年に閉鎖された。
英語版ウィキペディアのを参照の事。