Pechino alza gli standard tecnici per epurare l’eccesso di offerta e i produttori minori
Nel primo semestre del 2026 la Cina ha installato 72 GW di nuova capacità solare. Sembra un numero enorme, e lo è, ma rappresenta un taglio netto rispetto ai 92 GW dello stesso periodo del 2025. Una frenata del 22% che non arriva dai tetti delle case né dagli obiettivi climatici: arriva da Pechino, che ha deciso di chiudere i rubinetti a una parte della sua stessa industria.
Il segnale più chiaro di questa scelta sono i nuovi standard nazionali per il fotovoltaico cinese, in vigore dal 1° gennaio 2027. Non sono semplici parametri tecnici: sono una soglia di sopravvivenza.
I moduli sotto i 630 W e i prodotti a base di polisilicio convenzionale saranno eliminati dal mercato. Le fabbriche che non potranno aggiornare le linee produttive entro quella data semplicemente chiuderanno.
Tre tecnologie sul podio, tutte le altre fuori
I nuovi standard tracciano una mappa precisa dei vincitori. Per i moduli TOPCon la soglia di efficienza minima per il Grado 1 è fissata al 24%, per HJT al 23,8%, per back contact (BC) al 24,2%. Non c’è spazio per ambiguità: chi produceva silicio amorfo, PERC di vecchia generazione o moduli multi-cristallini sa già di essere fuori dai giochi.
Joe Hennessy, co-autore del rapporto e analista di PV Tech Research, ha spiegato che le nuove restrizioni mostrano come il governo cinese veda la necessità di fermare l’eccesso di offerta, probabilmente a causa della minore domanda interna nel primo semestre 2026. «I produttori più piccoli saranno i più colpiti — ha aggiunto — perché difficilmente hanno potuto aggiornare gli impianti durante il periodo di perdite».
L’appalto quadro 2026-27 di China Datang Group, una delle grandi utility statali, racconta già la nuova geografia del mercato: la gara da 11 GW totali prevede 6 GW di moduli TOPCon di tipo N, 4 GW di moduli BC di tipo N e appena 1 GW di moduli HJT di tipo N. Il 21 luglio 2026 Dinto Solar si è aggiudicata proprio quel lotto da 1 GW HJT.
Il paradosso del silicio: prezzi mai così bassi, fabbriche mai così vuote
Il prezzo del polisilicio è crollato ai minimi storici. Eppure l’associazione di categoria cinese ha parlato di domanda finale debole, scorte in aumento e pressione crescente sui produttori a monte, secondo quanto riportato nel brief dell’industria fotovoltaica cinese. Diverse fabbriche di silicio viaggiano al 50% della capacità, alcune sono ferme. È un paradosso solo apparente: il mercato è inondato da pannelli che tra pochi mesi non potranno più essere venduti, mentre le linee per i moduli di nuova generazione non sono ancora sufficienti a coprire la domanda selezionata dalle gare.
Chi resta fuori e cosa cambia per l’Italia
Con le nuove norme, Pechino sta orchestrando quella che somiglia a un’epurazione tecnologica. I produttori minori, quelli che non hanno i capitali per convertire le linee a TOPCon o HJT, saranno espulsi dal mercato o assorbiti. La supply chain globale, già scossa dai dazi e dalla corsa al reshoring, si troverà con meno fornitori ma più concentrati e tecnologicamente allineati agli standard più alti.
L’Italia osserva da lontano, ma non è spettatrice. Nel primo semestre 2026 sono stati installati i 3.093 MW di fotovoltaico rilevati da Terna, un dato in ripresa che tuttavia non basta a colmare il ritardo accumulato. Il nodo è tutto qui: se il principale produttore mondiale taglia l’offerta di pannelli a basso costo eliminando le tecnologie obsolete, i prezzi per chi importa potrebbero smettere di scendere proprio quando servirebbe accelerare.
La cifra da guardare nei prossimi mesi non è un record di installato, ma la quota di moduli conformi ai nuovi standard nella produzione cinese reale. Se entro fine anno quella percentuale non supera il 60%, la scossa per i compratori globali non sarà un’ipotesi.
