stanford-oval/wikipedia huggingface dataset:
พลังงานแสงอาทิตย์แบบรวมความเข้มข้น
เทคโนโลยีในปัจจุบัน > 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
เทคโนโลยีในปัจจุบัน > 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
เทคโนโลยีในปัจจุบัน > ตัวสะท้อนแสงเฟรสเนล

แม้ว่าตัวสะท้อนแสงเฟรสแนลจะถูกมองว่าเป็นเทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพการผลิตพลังงานต่ำกว่าวิธีอื่น ๆ บ้างก็ตาม แต่ต้นทุนที่คุ้มค่าของโมเดลนี้  เป็นเหตุผลที่บางคนเลือกใช้แทนระบบอื่นที่มีกำลังการผลิตสูงกว่า ปัจจุบันมีการเริ่มต้นทดสอบตัวสะท้อนแสงเฟรสแนลรุ่นใหม่ที่มีเทคโนโลยีติดตามแสง (Ray Tracing) ซึ่งผลเบื้องต้นพบว่าสามารถผลิตพลังงานได้มากกว่ารุ่นมาตรฐาน
เทคโนโลยีในปัจจุบัน > 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
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
ประสิทธิภาพ > ทฤษฎี

ประสิทธิภาพการแปลงสูงสุดของระบบพลังงานความร้อนไปเป็นไฟฟ้ากำหนดโดย ประสิทธิภาพคาร์โนต์ ซึ่งแสดงถึงขีดจำกัดทางทฤษฎีเกี่ยวกับประสิทธิภาพที่สามารถทำได้โดยระบบใดๆ ที่กำหนดโดย กฎของอุณหพลศาสตร์ ระบบในโลกแห่งความเป็นจริงไม่บรรลุถึงประสิทธิภาพของการ์โนต์
ประสิทธิภาพการแปลง  \eta  ของการแผ่รังสีแสงอาทิตย์ที่ตกกระทบสู่งานเครื่องกลขึ้นอยู่กับคุณสมบัติ การแผ่รังสีความร้อน ของเครื่องรับแสงอาทิตย์และเครื่องยนต์ความร้อน (เช่น กังหันไอน้ำ) รังสีสุริยะที่ส่องกระทบ จะถูกแปลงเป็นความร้อนเป็นครั้งแรกโดยตัวรับแสงอาทิตย์อย่างมีประสิทธิภาพ  \eta _{Receiver} และต่อมาความร้อนจะถูกแปลงเป็นพลังงานกลโดยเครื่องยนต์ความร้อนอย่างมีประสิทธิภาพ  \eta _{mechanical} โดยใช้ หลักการของการ์โนต์   พลังงานกลจะถูกแปลงเป็นพลังงานไฟฟ้าโดยเครื่องกำเนิดไฟฟ้า สำหรับเครื่องรับพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีตัวแปลงเชิงกล ( เช่น กังหัน) ประสิทธิภาพการแปลงโดยรวมสามารถกำหนดได้ดังต่อไปนี้:
โดย  \eta _{\mathrm {optics} } แสดงถึงเศษส่วนของแสงตกกระทบที่พุ่งเข้าหาตัวรับ  \eta _{\mathrm {receiver} } เศษของแสงที่ตกกระทบบนเครื่องรับที่ถูกแปลงเป็นพลังงานความร้อน  \eta _{\mathrm {mechanical} } ประสิทธิภาพการแปลงพลังงานความร้อนเป็นพลังงานกล และ  \eta _{\mathrm {generator} } ประสิทธิภาพในการแปลงพลังงานกลเป็นพลังงานไฟฟ้า
ประสิทธิภาพการแปลง  \eta _{\mathrm {mechanical} } มีค่าประสิทธิภาพสูงสุดเท่ากับคาร์โนต์ ซึ่งกำหนดโดยอุณหภูมิของเครื่องรับ  T_{H} และอุณหภูมิการปฏิเสธความร้อน ("อุณหภูมิแผงระบายความร้อน")  T^{0},
ประสิทธิภาพในโลกแห่งความเป็นจริงของเครื่องยนต์ทั่วไปบรรลุถึง 50% ถึงสูงสุด 70% ของประสิทธิภาพของคาร์โนต์ เนื่องจากการสูญเสีย เช่น การสูญเสียความร้อนและการหมุนของลมในชิ้นส่วนที่เคลื่อนไหว
ประสิทธิภาพ > กรณีในอุดมคติ

สำหรับฟลักซ์แสงอาทิตย์  I (เช่น  I=1000\,\mathrm {W/m^{2}}  ) เข้มข้น  C ครั้งอย่างมีประสิทธิภาพ  \eta _{Optics} บนระบบรับแสงอาทิตย์พร้อมพื้นที่สะสม  A และ การดูดซึม  \alpha  -
เพื่อความเรียบง่าย เราสามารถสรุปได้ว่าการสูญเสียเป็นเพียงการแผ่รังสี (สมมติฐานที่ยุติธรรมสำหรับอุณหภูมิสูง) ดังนั้นสำหรับพื้นที่การแผ่รังสี A และ การแผ่รังสี  \epsilon  การใช้ กฎของชเต็ฟฟัน–บ็อลทซ์มัน ให้ผลดังนี้:
ลดความซับซ้อนของสมการเหล่านี้โดยการพิจารณาทัศนศาสตร์ที่สมบูรณ์แบบ (  \eta _{\mathrm {Optics} } = 1) และไม่ได้คำนึงถึงขั้นตอนการแปลงขั้นสุดท้ายเป็นไฟฟ้าโดยเครื่องกำเนิดไฟฟ้า การรวบรวมและการแผ่รังสีพื้นที่การดูดซับและการปล่อยรังสีที่เท่ากันและสูงสุด (  \alpha  = 1,  \epsilon  = 1) จากนั้นการแทนที่ในสมการแรกจะได้
กราฟแสดงให้เห็นว่าประสิทธิภาพโดยรวมไม่ได้เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องตามอุณหภูมิของเครื่องรับ แม้ว่าประสิทธิภาพของเครื่องยนต์ความร้อน (คาร์โนต์) จะเพิ่มขึ้นตามอุณหภูมิที่สูงขึ้น แต่ประสิทธิภาพของเครื่องรับจะไม่เพิ่มขึ้น ในทางตรงกันข้าม ประสิทธิภาพของเครื่องรับกำลังลดลง เนื่องจากปริมาณพลังงานที่เครื่องรับไม่สามารถดูดซับได้ (Qlost) จะเพิ่มขึ้นตามกำลังที่สี่ตามฟังก์ชันของอุณหภูมิ จึงมีอุณหภูมิสูงสุดที่สามารถเข้าถึงได้ เมื่อประสิทธิภาพของตัวรับเป็นโมฆะ (เส้นโค้งสีน้ำเงินในรูปด้านล่าง) T max คือ:  T_{\mathrm {max} }=\left({\frac {IC}{\sigma }}\right)^{0.25}
มีอุณหภูมิ Topt ซึ่งประสิทธิภาพสูงสุด คือ เมื่ออนุพันธ์ด้านประสิทธิภาพสัมพันธ์กับอุณหภูมิตัวรับเป็นโมฆะ:
ด้วยเหตุนี้ จึงนำเราไปสู่สมการต่อไปนี้:
การแก้สมการนี้เป็นตัวเลขช่วยให้เราได้อุณหภูมิกระบวนการที่เหมาะสมที่สุดตามอัตราส่วนความเข้มข้นของแสงอาทิตย์  C (เส้นโค้งสีแดงในรูปด้านล่าง)
| 0 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ค | 500 | 1,000 | 5,000 | 10,000 | 45000 (สูงสุดสำหรับ Earth) |
| ที สูงสุด | 1720 | 2050 | 3060 | 3640 | 5300 |
| เลือก | 970 | 1100 | 1500 | 1720 | 2310 |
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
สิ่งจูงใจและการตลาด > ออสเตรเลีย

| --- | --- |
ฐานข้อมูลการควบคุมรายการหลักฐาน: ประจำชาติ :  เยอรมนี 
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
สิ่งจูงใจและการตลาด > 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
สิ่งจูงใจและการตลาด > อินเดีย

ในเดือนมีนาคม ค.ศ. 2024 SECI ประกาศว่าจะมีการเรียก RfQ สำหรับ 500 เมกะวัตต์ในปี ค.ศ. 2024
อนาคต > 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
อนาคต > 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