Il mercato globale del fotovoltaico si prepara a una fase di selezione tra standard cinesi e corsa americana ai crediti

Tra il 2024 e il 2025 il costo totale installato (TIC) del solare fotovoltaico è sceso del 6%. Eppure, nello stesso periodo, il costo livellato dell’elettricità solare ha invertito la rotta decennale registrando un lieve aumento. Non è un paradosso: è il primo segnale di una geografia industriale che si sta spaccando in due.

Da un lato Pechino ha deciso di mettere un freno alla propria capacità produttiva con regole che nessuno si aspettava così stringenti. Dall’altro Washington spinge gli sviluppatori in una corsa contro il calendario per blindare i crediti d’imposta prima che le finestre si chiudano. Due strategie opposte, un unico effetto: il mercato globale del fotovoltaico sta per essere ridisegnato.

Standard cinesi: non più solo volumi, ora conta l’efficienza

A luglio la Cina ha pubblicato tre standard nazionali obbligatori sul consumo energetico per il settore fotovoltaico. L’entrata in vigore degli standard è fissata al 1° gennaio 2027. Non sono linee guida: sono requisiti vincolanti che divideranno i produttori tra chi può restare e chi dovrà uscire.

Per i moduli, la norma GB 47834-2026 introduce tre gradi di efficienza energetica, con il Grado 1 come livello più alto. Le soglie minime di efficienza per il Grado 3 sono state fissate attorno al 23,2% per i moduli TOPCon e a eterogiunzione (HJT). Numeri che escludono automaticamente parte della produzione meno performante, proprio quella che negli anni ha alimentato la sovraccapacità.

C’è poi un criterio che guarda oltre la sola potenza: i livelli minimi di bifaccialità imposti dalla norma sono del 75% per i TOPCon, dell’85% per gli HJT e del 70% per i moduli a contatto posteriore (BC). Significa che non basterà più produrre tanto e a basso costo: servirà produrre moduli che rendono su entrambi i lati, in linea con ciò che il mercato utility-scale sta già chiedendo.

Oltreoceano, la corsa al safe harbour

Mentre la Cina alza le barriere, gli Stati Uniti spingono sull’acceleratore. La scadenza del safe harbour per i progetti solari americani è il 4 luglio 2026. Entro quella data bisogna aver soddisfatto i criteri di inizio costruzione per agganciare i crediti d’imposta attuali. Dopo, le regole cambiano e i margini si restringono.

I progetti che rispettano i criteri di inizio costruzione ottengono una finestra finale che si estende fino al 2030. Un orizzonte che spiega perché nel primo semestre del 2026 l’intera filiera si sia concentrata su progettazione e procurement. Non si progetta per il 2027: si bloccano oggi moduli, inverter e contratti per garantirsi la cornice fiscale più vantaggiosa.

Casey, analista di mercato, descrive la scadenza di metà 2026 come un punto di svolta decisivo ma non dirompente per finanziamenti, procurement ed esecuzione. Il sistema si sta adattando, anche se la fretta ha un costo.

Nel frattempo, la diffusione di progetti ibridi solare-accumulo sta cambiando la struttura stessa degli impianti.

Non è più solo una questione di potenza installata: chi sviluppa oggi integra batterie per massimizzare il valore dell’energia nelle ore serali e per offrire servizi di rete. Un abbinamento che, con le nuove regole cinesi sui moduli bifacciali e ad alta efficienza, diventerà ancora più conveniente.

Due numeri da tenere d’occhio

La partita si gioca su due date: il 4 luglio 2026 per gli Stati Uniti, il 1° gennaio 2027 per la Cina. Nel mezzo c’è un semestre in cui gli sviluppatori americani faranno scorta di moduli cinesi di fascia alta, proprio quelli che Pechino sta cercando di selezionare con i nuovi standard. L’effetto netto potrebbe essere un aumento temporaneo dei prezzi dei pannelli premium, mentre la capacità in eccesso di fascia bassa faticherà a trovare acquirenti anche sui mercati emergenti.

Da seguire, nelle prossime rilevazioni IRENA, non sarà solo il costo livellato dell’elettricità, ma lo scarto tra il prezzo dei moduli Tier 1 e quello dei moduli che non raggiungono il Grado 3. È lì che si misurerà la reale portata della nuova geografia politica del fotovoltaico.