Fotowoltaika i kolektory słoneczne to dojrzałe technologie wykorzystania energii słonecznej. Jednak wydajność fotowoltaiki maleje w podwyższonych temperaturach pracy, a kolektory słoneczne cierpią z powodu niskiej egzergii.
W ten sposób opracowano kolektory fotowoltaiczne PVT (ang. Photovoltaic Thermal Technology), które łączą zalety ogniw fotowoltaicznych i kolektora słonecznego w jeden system. Urządzenia PVT wykorzystują powietrze, wodę, dwupłyny, nanopłyny, czynniki chłodnicze i materiały zmiennofazowe jako medium chłodzące i bywają zintegrowane z pompami ciepła i sezonowymi magazynami energii. Ogólna wydajność systemu PVT przekracza 80 % (w zależności od projektu systemu i warunków środowiskowych) i traktowana jest jako kompromis między sprawnością cieplną i elektryczną [S. H. Bandaru, Energies, 2021, 14, 3853].
Pomysł kolektorów PVT dla domów został po raz pierwszy wprowadzony w latach 70-tych przez Martina Wolfa [S. Preet, Renew Sustain Energy Rev, 2018, 82, 791–807] w celu zwiększenia wydajności urządzeń PV i wykorzystania energii elektrycznej i grzewczej z systemu hybrydowego. Jednak szeroko zakrojone badania kompletnego hybrydowego systemu PVT do domów spełniającego wymagania dotyczące ogrzewania i chłodzenia prowadzone są od 2000 roku.
Najpopularniejsze kolektory fotowoltaiczne łączą ze sobą typową instalację PV z warstwą tedlarową na spodniej części modułu połączoną warstwą przewodzącą cieplnie z absorberem płaskim lub kanałowym (rurowym), zwykle aluminiowym, którym przepływa medium. Najczęściej wykorzystywanym medium jest woda. Inne media, takie jak powietrze czy dwupłyny są nadal badane, ale jak dotychczas nie stosuje się ich komercyjnie. Przyczynami braku zainteresowania są niskie sprawności cieplne rzędu 50 % oraz słaby efekt chłodzący modułów PV, co wpływa na obniżenie sprawności elektrycznej [K. Touafek, Energy Build, 2013, 59, 21–28; Y. Assoa, Sol Energy, 2007, 81, 1132–1143]. Integracja kolektora fotowoltaicznego z pompą ciepła jest szeroko stosowaną koncepcją projektową mającą na celu zwiększenie ogólnej efektywności energetycznej. Jednak czynniki chłodnicze stosowane w systemie nie są przyjazne dla środowiska i mogą prowadzić do szkód środowiskowych, potencjalnie zmniejszając w ten sposób korzyści ekologiczne systemu energii słonecznej.
Kolektory PVT mogą jednocześnie generować moc i energię elektryczną, dlatego są stosowane w skojarzonych systemach chłodzenia, ogrzewania i zasilania (CCHP). Nazywane są również trigeneracją słoneczną wymagającą energii cieplnej o wysokiej temperaturze dla lepszej wydajności. Dlatego, ze względu na wysoką sprawność cieplną, skoncentrowane systemy PVT o akronimie CPVT (ang. Concentrated Photovoltaic Thermal Technology) są bardziej odpowiednie (więcej w artykule "Skoncentrowane kolektory fotowoltaiczne CPVT").
Wodne systemy PVT były badane pod kątem zaspokojenia domowych potrzeb energetycznych. W jednym z badań [C. Kutlu, Energy, 2020, 203, 117873] zaobserwowano, że temperatura robocza kolektora fotowoltaicznego wykorzystującego krzem polikrystaliczny (pc-Si) była wyższa niż kolektora gdzie moduł PV wykonany był z krzemu amorficznego (a-Si), a sprawność konwersji fotowoltaicznej pc-Si była niższa niż a-Si. W innym badaniu [G. Emmi, Energy Convers Manag, 2020, 213, 112851] autorzy porównali gruntową pompę ciepła napędzaną przez PVT i konwencjonalne kolektory słoneczne pod kątem wydajności energetycznej w celu zaspokojenia zapotrzebowania na chłodzenie, ogrzewanie i ciepłą wodę użytkową dla dwukondygnacyjnego budynku. System energetyczny został połączony z wymiennikiem niskotemperaturowym, co doprowadziło do poprawy wydajności energetycznej pompy ciepła. Z kolei w ramach programu Solar Decathlon Europe zaprojektowano wykonaną na zamówienie instalację PVT do integracji z systemem HVAC dla domu plus-energetycznego. Kompletny system został przeanalizowany dla dwóch lokalizacji, tj. Kopenhagi i Madrytu, a roczne wyniki wykazały, że system PVT generował o 2,6 % i 3,3 % więcej energii niż kombinacja PV z kolektorem słonecznym [O.B. Kazanci, Energy Build, 2014, 83, 122–129].
W Polsce również prowadzono badania nad wydajnością systemów PVT [J. Bigorajski, Renew Energy, 2019, 137, 127–136]. Z uwagi na zmienność warunków pogodowych, jednoszybowy kolektor fotowoltaiczny eksploatowany w klimacie umiarkowanym w domu jednorodzinnym w Polsce powinien być projektowany pod kątem pokrycia zapotrzebowania na CWU w okresie letnim, a nie energii elektrycznej. Wszelka nadwyżka wyprodukowanej energii elektrycznej nie stwarza problemów, ponieważ można ją przesłać do sieci, natomiast ważne jest aby uniknąć przegrzania wody w zasobniku i jednocześnie przegrzania instalacji PV. Dlatego rozważany system PVT powinien być zaprojektowany z uwzględnieniem zapotrzebowania na energię cieplną w lecie, a najlepszym rozwiązaniem dla efektywnej pracy kolektora fotowoltaicznego jest zapewnienie stałego odprowadzania ciepła na zewnątrz zasobnika np. ogrzewając basen zewnętrzny lub ładując sezonowy zasobnik ciepła/magazyn podziemny.
Integracja różnych odnawialnych źródeł energii zwiększa wszechstronność użytkowego systemu energetycznego i przyczynia się do bezpieczeństwa energetycznego obiektu. Zwiększa to jednak złożoność systemu i czasami bardziej przydatne może być posiadanie niezależnego systemu wielogeneracyjnego, który mógłby spełnić wymagania użytkownika. Systemy PVT uznawane są za rozwiązania sezonowe i mogą być przydatne tam, gdzie podłączenie do sieci nie jest możliwe lub zwrot ze sprzedaży energii nie jest konkurencyjny.
Niewątpliwie sprawność cieplna typowego kolektora słonecznego jest wciąż wyższa niż kolektora PVT o podobnej pojemności cieplnej. Po pierwsze, w kolektorach PVT część energii słonecznej jest przetwarzana na energię elektryczną, a po drugie materiały użyte w modułach PVT charakteryzują się niskim współczynnikiem absorpcji i wysoką emisyjnością. Ponadto występuje dodatkowy opór wymiany ciepła między ogniwem/płytą absorbera a chłodziwem, co zmniejsza współczynnik odprowadzania ciepła. Innym problemem jest temperatura wylotowa płynu niezbędna do ogrzewania pomieszczeń i ciepłej wody użytkowej wynosząca powyżej 60 °C, która skutkowałaby temperaturą ogniwa wynoszącą 70 °C, co jest absolutnie niewskazane [A. Mellor, Sol Energy, 2018, 174, 386–398].
