Il fotovoltaico ha raggiunto tre terawatt

La Cina da sola detiene metà della capacità globale, con un tasso di crescita quasi doppio rispetto alla media mondiale

Nell’aprile 2022 il fotovoltaico mondiale toccava il primo terawatt di capacità installata. Un traguardo atteso da decenni. Poi, nel giro di tre anni, la musica è cambiata: 2 TW nel 2024 e — stando a quanto pubblicato la scorsa settimana da SolarPower Europe nel Global Market Outlook 2026–2030 — la soglia dei 3 TW è stata raggiunta nel 2025, con 664 GW di nuova capacità messa a terra in dodici mesi. L’equivalente di quasi tutto il parco solare esistente prima del 2020, compresso in un anno solo. Un’accelerazione che non ha precedenti nella storia delle infrastrutture energetiche.

La corsa al terawatt

I dati dell’ultimo triennio raccontano una curva che piega verso l’alto con una pendenza verticale. A dicembre 2024 la capacità globale si attestava a 2.391,47 GW, con una crescita anno su anno del 27,2% rispetto al 2023, secondo i dati consolidati consultabili su Wikipedia alla voce Solar power by country. Significa che in un anno il mondo ha aggiunto più di 500 GW netti. Il rapporto SolarPower Europe alza ulteriormente l’asticella per il 2025, fotografando 664 GW installati in un solo anno solare: un volume che da solo supera l’intera capacità cumulata che il pianeta aveva faticosamente messo insieme fino al 2019.

Dietro questa cifra c’è una macchina industriale che ha raggiunto economie di scala impressionanti. I moduli fotovoltaici sono oggi un prodotto commodity, con prezzi al watt scesi sotto i 10 centesimi di dollaro in molti mercati all’ingrosso. Le fabbriche cinesi sfornano silicio policristallino, wafer e celle a ritmi che nessun altro distretto industriale riesce a eguagliare. Ma i numeri aggregati raccontano solo metà della storia — quella che fa notizia. L’altra metà sta nella geografia della crescita, ed è lì che il quadro si fa più complesso.

Cina, il motore ombra

A fine 2024 la Cina da sola deteneva 1.202 GW su 2.391 GW globali: metà esatta della torta mondiale. Il suo tasso di crescita anno su anno, 45,6%, batteva di quasi venti punti percentuali la media planetaria del 27,2%. In altre parole, mentre il resto del mondo accelerava — e accelerava forte — Pechino andava a velocità quasi doppia. Sono numeri che spiegano come mai i 3 TW del 2025 siano stati raggiunti così in fretta: senza l’inerzia cinese, il fotovoltaico globale sarebbe ancora sotto i 2,5 TW.

Che la Cina domini la manifattura solare non è una novità. Da oltre un decennio Pechino ha investito in verticale sulla filiera, dai lingotti di polisilicio fino agli inverter, passando per vetro, encapsulanti e telai in alluminio. Oggi più dell’80% della capacità produttiva mondiale in ogni segmento — wafer, celle, moduli — si trova entro i confini cinesi. La novità è il ritmo a cui il mercato domestico sta assorbendo quella produzione: la Cina non è più solo la fabbrica del mondo, ma anche il suo più grande cliente. Le province del nord-ovest — Xinjiang, Gansu, Qinghai — stanno diventando un unico, sterminato campo solare connesso a linee di trasmissione ad altissima tensione che portano l’elettricità verso le megalopoli costiere.

Questo squilibrio ha un risvolto pratico per installatori e operatori fuori dalla Cina. Da un lato, l’abbondanza di moduli a basso costo rende i progetti fotovoltaici competitivi quasi ovunque, anche in mercati senza incentivi diretti. Dall’altro, la dipendenza quasi totale da un unico fornitore geopolitico introduce un rischio di filiera che le policy europee e americane — dazi, requisiti di contenuto locale, crediti d’imposta condizionati — stanno cercando di mitigare, per ora senza risultati strutturali. Nel 2025 la quota di pannelli prodotti fuori dalla Cina e venduti sul mercato aperto resta sotto il 10% del totale.

Orizzonte 2030: il vero ostacolo non è il sole

Il rapporto SolarPower Europe non si ferma alla fotografia del 2025: contiene previsioni fino al 2030 e dedica un capitolo specifico al mercato australiano del fotovoltaico. La scelta dell’Australia non è casuale. Con una penetrazione del solare sui tetti tra le più alte al mondo — oltre 3 milioni di impianti domestici, più di uno ogni tre nuclei familiari — e una rete elettrica che già in certe ore del giorno opera con quote di rinnovabili intermittenti superiori al 60%, il paese è di fatto un laboratorio a cielo aperto per capire cosa succede quando la generazione distribuita smette di essere un complemento e diventa l’infrastruttura portante.

È qui che il racconto dei terawatt incontra la realtà fisica delle reti. Installare pannelli è la parte facile: un modulo si monta in un quarto d’ora, un impianto da tetto si collega in mezza giornata, un parco da 100 MW si costruisce in sei mesi. Il problema sorge quando tutta quella potenza arriva insieme, nelle ore centrali della giornata, e non c’è abbastanza domanda per assorbirla. Le curve di carico si invertono — la cosiddetta “curva ad anatra” — e i prezzi dell’elettricità all’ingrosso vanno in negativo. In Australia questo succede già decine di giorni all’anno. Il capitolo australiano del rapporto, stando all’analisi di SolarPower Europe, serve proprio a modellizzare scenari in cui lo storage — batterie distribuite, grandi accumuli a rete, pompaggi idroelettrici — diventa il fattore abilitante, non più un’opzione accessoria.

Guardando al 2030, la domanda non è se il fotovoltaico continuerà a crescere — i numeri dicono di sì, con proiezioni che portano oltre i 6 TW cumulati — ma se le reti elettriche, le regole di dispacciamento e i mercati della capacità saranno in grado di gestire flussi bidirezionali a questa scala. Per chi progetta e installa impianti, il messaggio è chiaro: il mestiere sta cambiando. Non basta più dimensionare un inverter e calcolare l’irraggiamento su falda. Servono competenze di integrazione con batterie, logiche di controllo della potenza reattiva, protocolli di comunicazione con il gestore di rete, analisi dei profili di autoconsumo orari. Il terawatt è stato raggiunto. Ora inizia il lavoro vero: far ballare insieme produzione intermittente, accumuli e carichi in un sistema che resti stabile, efficiente e finanziariamente sostenibile.