Fotovoltaico, quale tecnologia vincerà tra dieci anni? I limiti del silicio, la promessa dei tandem e la prova della durata

Il mercato fotovoltaico mondiale ha superato nel 2025 i 640 GW di moduli prodotti, con una capacità manifatturiera installata di circa 1.300 GW concentrata per oltre l'80% in Cina.

In pochi anni la tecnologia dominante è passata dal PERC al TOPCon, mentre back contact ed eterogiunzione si contendono la frontiera dell'efficienza e i tandem perovskite-silicio hanno superato il 35% di efficienza certificata.

Nel seguito di questo lavoro cercheremo perciò di fare il punto sulle tecnologie oggi presenti sul mercato: chi produce e con quali architetture, quali sono i record certificati del 2026, che cosa si sa davvero della loro affidabilità in campo, quali strutture di cella promettono di superare il limite teorico del silicio, quali materie prime condizionano la filiera e, infine, dove si colloca la ricerca italiana, sempre più orientata dall'innovazione di cella all'ottimizzazione dell'esercizio e della manutenzione degli impianti.

Il lavoro si rivolge a progettisti, EPC, gestori e proprietari di impianti e, più in generale, a chi deve scegliere una tecnologia fotovoltaica o valutarne le prospettive. Intanto una regola che varrà per l'articolo integrale: di ciascun numero dichiareremo fonte e data, perché in un settore che cambia a questa velocità è il solo modo per distinguere i risultati certificati dagli annunci commerciali.

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Mercato fotovoltaico e record di efficienza: produttori e tecnologie a confronto

Per capire dove sta andando il fotovoltaico bisogna partire da un dato di scala: la capacità produttiva mondiale di moduli ha raggiunto circa 1.300 GW all'anno, di cui l'83–85% localizzata in Cina, a fronte di una produzione effettiva 2025 che le principali fonti collocano fra 640 e 710 GW.

In effetti la forbice fra i due numeri dice già molto: il settore lavora in forte sovraccapacità, con un utilizzo cumulato degli impianti intorno al 65% e questo spiega tanto la discesa dei prezzi quanto la forte concorrenza in corso fra i produttori.

Va inoltre precisato che non esiste un unico numero di "produzione 2025": ITRPV riporta spedizioni globali intorno a 706 GW, InfoLink stima la produzione di moduli a circa 646 GW (di cui 536 GW attribuibili ai produttori tracciati nel ranking), Enerdata registra 643 GW segnalando il primo calo dopo quattro anni di espansione. Quando si citano questi valori è quindi buona pratica dichiarare sempre la fonte specifica.

La geografia industriale è riassunta nella Tabella 1.

I primi quattro operatori: JinkoSolar, LONGi, Trina Solar e JA Solar, coprono da soli quasi il 58% delle spedizioni mondiali e, sotto i 60 GW si apre una lunga coda.

La quasi totalità dei quindici maggiori produttori è cinese per sede operativa, con due sole eccezioni: Canadian Solar, canadese per sede legale ma con produzione prevalentemente asiatica e First Solar, unico produttore non cinese in senso pieno, che negli Stati Uniti produce moduli a film sottile in tellururo di cadmio sostenuto dagli incentivi dell'Inflation Reduction Act.

Sul piano tecnologico la tabella dice questo: il TOPCon è oggi lo standard industriale di fatto, adottato dalla grande maggioranza dei produttori.

Le eccezioni sono strategicamente le più interessanti: LONGi ha puntato sul back contact (piattaforma HPBC), Aiko Solar sul back contact ABC, Risen Energy sull'eterogiunzione, First Solar sul film sottile.

Sono le tecnologie candidate per il "post-TOPCon" e non hanno avuto vita facile nel 2025: Risen ha perso circa metà dei volumi, Aiko è più che raddoppiata, DMEGC è cresciuta di quasi il 50%.

Il TOPCon ha comunque tenuto le posizioni. È il segnale di un mercato in cui la scelta dell'architettura di cella è tornata a essere un fattore competitivo primario, dopo un decennio in cui la partita si giocava quasi solo su scala e costo: siamo vicini ai limiti teorici del silicio e si sperimentano le alternative per il prossimo decennio.

Pos.	Azienda	Sede legale	Sede operativa	Spedizioni 2025 (GW)	Capacità moduli (GW)	Tecnologia principale
1=	JinkoSolar	Isole Cayman	Shangrao, Cina	80–90	120	TOPCon 3.0
1=	LONGi Green Energy	Cina	Xi'an	80–90	120	Back contact HPBC 2.0
3=	Trina Solar	Cina	Changzhou	60–70	100	TOPCon 210/210R
3=	JA Solar	Cina	Pechino	60–70	88	TOPCon 3.0 + BC
5	Tongwei (TW Solar)	Cina	Chengdu	≈43	85	TOPCon, linee HJT
6	Astronergy (Chint)	Cina	Haining, Zhejiang	≈37	56	TOPCon ASTRO N
7	GCL System Integration	Cina	Suzhou	≈25	29,5	TOPCon, R&S tandem
8=	Hengdian DMEGC	Cina	Dongyang, Zhejiang	≈25	21	TOPCon
8=	Canadian Solar	Canada	Guelph, Ontario	20–30	61	TOPCon 3.0
10=	TCL Zhonghuan	Cina	Tianjin	20–30	35	Wafer + moduli TOPCon
10=	Yingli Development	Cina	Baoding, Hebei	≈24	19,2	TOPCon
10=	Yidao / DAS Solar	Cina	Quzhou, Zhejiang	≈24	40	TOPCon
f.c.	Aiko Solar	Cina	Shanghai	≈15	35,5	Back contact ABC
f.c.	First Solar	Stati Uniti	Tempe, Arizona	≈18	24,4	CdTe film sottile
f.c.	Risen Energy	Cina	Ninghai, Zhejiang	≈12	48	HJT Hyper-Ion + TOPCon

Tabella 1 – I primi quindici operatori mondiali per spedizioni di moduli nel 2025. L'ordinamento segue il ranking InfoLink (spedizioni di moduli). Dove InfoLink fornisce solo fasce sono riportati i valori puntuali di Enerdata mentre le capacità produttive di modulo provengono dalla lista BloombergNEF Tier 1 del secondo trimestre 2026. Le ultime tre aziende (f.c., fuori classifica) hanno spedito oltre 10 GW ma sono tenute fuori dal ranking principale in quanto rappresentano le scommesse tecnologiche non-TOPCon del mercato: back contact ABC (Aiko), film sottile CdTe (First Solar), eterogiunzione (Risen). Si noti la concentrazione: i primi quattro operatori coprono quasi il 60% delle spedizioni mondiali e il rapporto fra spedizioni e capacità rivela un utilizzo cumulato degli impianti intorno al 65%. Per la precisione First Solar non adotta una tecnologia esattamente “innovativa”: ha circa 40 anni. Elaborazione dell'autore su dati InfoLink, Enerdata e BloombergNEF.

Record di cella e prestazioni dei moduli: come leggere le efficienze

Il secondo termometro dello stato dell'arte sono i record certificati di efficienza, riassunti nella Tabella 2 a partire dalle Solar Cell Efficiency Tables (versione 68, 2026), il registro semestrale curato dal gruppo di Martin Green presso UNSW e pubblicato su Joule, dal 2026 in open access.

I risultati di rilievo sono:

1. il silicio a singola giunzione ha raggiunto il 28,1% su una cella di grande area (140 cm²) a contatti posteriori realizzata da LONGi, con un modulo incapsulato da 1,9 m² al 26,4%, valori che portano la tecnologia a ridosso del proprio limite fisico;
2. la perovskite a singola giunzione ha toccato il 27,3% certificato, ormai alla pari con il silicio, anche se i moduli restano molto indietro (19,3% su 0,72 m²);
3. e più importante: il tandem perovskite-su-silicio ha raggiunto il 35,2% in tabella e un 35,5% annunciato da LONGi nel luglio 2026 con certificazione ESTI, con dispositivi di area quasi industriale (261 cm²) oltre il 34% e moduli tandem oltre il 31%.

Nel confrontare questi numeri con le schede tecniche commerciali va sempre tenuta presente che c’è una ovvia distanza fra record certificati di laboratorio e medie di linea produttiva: le celle TOPCon e HJT in produzione viaggiano fra il 25,5 e il 26,5%, il back contact intorno al 26,5% e i moduli commerciali di punta si collocano fra il 23 e il 25%.

Prima di passare alle architetture, due elementi di contesto aiuteranno il lettore a orientarsi fra le schede tecniche.

Il primo è il prezzo: la sovraccapacità ha spinto i moduli TOPCon di fascia media su livelli storicamente bassi, con premi contenuti per back contact ed eterogiunzione e questo ha reso l'efficienza per metro quadrato, più che il costo per watt, il vero discrimine nelle applicazioni con superficie vincolata, dai tetti industriali all'agrivoltaico.

Il secondo è la standardizzazione dei formati: il mercato si è consolidato sui wafer di grande area (formati 182 e 210 mm e rettangolari derivati), con moduli bifacciali vetro-vetro ormai maggioritari nelle installazioni a terra.

ATTENZIONE
Ne segue un'avvertenza pratica: confrontare tecnologie diverse ha senso solo a parità di formato, di condizioni di misura e di definizione dell'efficienza (di cella o di modulo, su area totale o di apertura), e le due tabelle di questo paragrafo vanno lette tenendo ferma questa distinzione.

Tecnologia	Record di cella (%)	Dispositivo e area	Laboratorio/azienda	Record di modulo (%)
Silicio back contact	28,1	cella di grande area, 140 cm² (area designata)	LONGi (v68, 2026)	26,4 (modulo 1,9 m², LONGi)
Silicio HJT	27,3	cella intera M6 (record 2024)	LONGi	---
Silicio TOPCon	≈27,0	cella di laboratorio; 26,66 su formato industriale M10	JinkoSolar	---
Silicio PERC	24,1	record storico (2019), tecnologia ormai matura	LONGi	---
Perovskite (singola giunzione)	27,3	piccola area; 28,0 su 0,05 cm² in v68	certif. NREL / Hainan Univ.	19,3 (0,72 m², RenShine)
Tandem perovskite/silicio	35,2 (v68); 35,5 annunciato lug. 2026	1 cm² (ESTI); 34,3 su 261 cm²	LONGi	31,4 (certificato)
Tandem perovskite/CIGS	25,5	1 cm²	HZB (v68)	---
CdTe (film sottile)	≈23,1	cella di laboratorio	First Solar	≈19,7 (produzione di serie)

Tabella 2 – Record mondiali certificati di efficienza per tecnologia, aggiornati alle Solar Cell Efficiency Tables versione 68 (Green et al., Joule, 2026) e al Best Research-Cell Efficiency Chart NREL, integrati con gli annunci certificati successivi alla chiusura della v68 (indicati come tali). Le efficienze non sono direttamente confrontabili fra loro senza precisare area e definizione di misura (area designata, di apertura o totale) e il laboratorio certificatore (ESTI, Fraunhofer ISE CalLab, NREL, ISFH, JET). I valori di record vanno tenuti distinti dalle medie di linea industriale, tipicamente inferiori di 1–2 punti: celle TOPCon e HJT in produzione fra 25,5 e 26,5%, back contact intorno al 26,5%, moduli commerciali di punta fra 23 e 25%. I trattini indicano l'assenza di un record di modulo certificato recente e specifico per la tecnologia. Elaborazione dell'autore.

Il quadro attuale delle tecnologie ad alta efficienza: PERC, TOPCon, HJT e back contact

PERC, TOPCon, HJT e back contactPERC, TOPCon, HJT e back contact: differenze e vantaggi delle celle al silicio

Le quattro famiglie tecnologiche che si contendono il mercato sono tappe di un'unica storia: la progressiva eliminazione delle perdite di ricombinazione alle superfici della cella.

Il punto di partenza, mostrato per confronto nella Figura 1, è la cella Al-BSF (Aluminium Back Surface Field), sviluppata negli anni Settanta e industrializzata negli anni Ottanta: un wafer di tipo p con emettitore diffuso al fosforo sul fronte e un contatto pieno di alluminio sul retro, che forma per lega una regione p+ (il "campo superficiale posteriore").

Semplice e robusta, riflesso ancora delle architetture originarie ideate per lo spazio, ha dominato il mercato per trent'anni, ma il suo retro interamente metallizzato e non passivato è una superficie a forte ricombinazione che limita la tensione di circuito aperto a circa 640 mV e l'efficienza industriale sotto il 20%.

La tecnologia PERC

La tecnologia PERC (Passivated Emitter and Rear Cell) nasce proprio per curare quel retro: concepita nel 1989 da Blakers, Green e collaboratori a UNSW, sostituisce il contatto pieno con uno strato dielettrico passivante (ossido di alluminio ricoperto di nitruro di silicio) aperto solo localmente con il laser per i contatti in alluminio.

Il dielettrico passiva la superficie e funge da specchio interno per l'infrarosso: guadagnano sia la tensione (circa 690 mV) sia la corrente. Fra il concetto di laboratorio e la produzione di massa passano però ventitré anni: le prime linee industriali sono del 2012, a ricordare quanto sia lungo il tragitto dal laboratorio alla fabbrica. Il PERC è stato la tecnologia dominante del periodo 2016–2023, con efficienze industriali intorno al 23%.

La tecnologia TOPCon

Il TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact), proposto dal Fraunhofer ISE (ma l’idea originaria era sempre di Green) nel 2013 e industrializzato dal 2019, compie il passo successivo: non si limita a passivare il retro, ma rende passivante il contatto stesso.

Un ossido di silicio ultrasottile (1–2 nm), attraversabile per effetto tunnel, è ricoperto da uno strato di silicio policristallino fortemente drogato: le cariche passano, la ricombinazione si riduce. Su wafer di tipo n, il contatto selettivo ad area piena porta la tensione verso i 720 mV. Il suo successo commerciale ha una ragione precisa: una linea PERC si converte a TOPCon con un aggiuntivo investimento limitato e questo ha deciso la tecnologia vincitrice, più di altre considerazioni.

La tecnologia dell'eterogiunzione HJT

L'eterogiunzione HJT segue una filosofia opposta. L'idea, sviluppata da Sanyo a partire dai primi anni Novanta e commercializzata nel 1997 con il marchio HIT, è avvolgere il wafer cristallino di tipo n in sottili strati di silicio amorfo idrogenato, intrinseco per la passivazione e drogato per la selettività, completati da ossidi conduttivi trasparenti (TCO) per la conduzione laterale.

La passivazione a idrogeno è la migliore disponibile e spinge la tensione fino a 750 mV con un processo, interamente sotto i 200 °C che consente wafer sottili, coefficienti termici eccellenti e bifaccialità intorno al 90%. La tecnologia è bella ma costosa per via dell'assorbimento parassita negli strati amorfi e nel TCO, che penalizza la corrente, e per l'impossibilità di riutilizzare le linee PERC: la piattaforma di processo deve essere completamente rinnovata.

La tecnologia back contact

Il back contact ha un vantaggio sostanziale perché sposta entrambe le polarità sul retro della cella, con contatti interdigitati, eliminando ogni ombreggiamento frontale.

L'idea risale alla metà degli anni ‘70 e la prima industrializzazione a SunPower nel 2004, ma per quasi vent'anni è rimasta una tecnologia di nicchia per i costi del patterning. Oggi rinasce combinandosi con le piattaforme precedenti: TBC con contatti TOPCon, HBC con contatti a eterogiunzione, la strada con cui LONGi ha portato il silicio al 28,1%.

La Figura 1 rende visibile la logica dell'intera sequenza: a ogni passaggio il metallo si allontana dal silicio o vi si interpone uno strato passivante e la tensione sale di conseguenza. Le date riportate sopra ciascuna architettura raccontano il tempo necessario al passaggio fra idea e fabbrica: regolarmente dai dieci ai venticinque anni. Cambieranno le cose per le tecnologie emergenti di oggi?

La fisica che ordina la sequenza si legge nei tre parametri della curva corrente-tensione. La tensione di circuito aperto misura la qualità della passivazione e aumenta lungo tutta la serie: circa 640 mV per l'Al-BSF, 690 per il PERC, 720 per il TOPCon, 750 per l'HJT.

La corrente premia chi cattura più luce: il PERC guadagna sull'Al-BSF grazie allo specchio posteriore per l'infrarosso, l'HJT perde qualcosa per assorbimento parassita negli strati amorfi e nel TCO, il back contact vince recuperando l'intera area frontale.

Il Fill Factor, infine, ha un tetto teorico che cresce esso stesso con la tensione, per cui le architetture ad alta Voc partono avvantaggiate anche qui, purché le resistenze serie siano sotto controllo.

Il risultato pratico è oggi un curioso, casuale, pareggio: TOPCon e HJT arrivano quasi alla stessa efficienza per strade opposte: la prima vince in corrente e l'altra in tensione. Per ora la scelta industriale fra i due si è decisa, come detto, sul costo di conversione delle linee esistenti più che sulla fisica.

Affidabilità delle diverse tecnologie: che cosa dicono davvero i test

Sull'affidabilità il quadro è meno rassicurante di quanto le garanzie commerciali, ormai spinte fino a 25–30 anni sulla potenza, lascerebbero intendere e la ragione è strutturale: le tecnologie più efficienti sono anche le più giovani e per nessuna architettura di tipo n esistono oggi dati di campo a lungo termine.

Tutta l'evidenza disponibile viene da test accelerati di laboratorio, da protocolli IEC e da pochi anni di esercizio reale.

Ma la storia recente insegna che il passaggio di scala riserva sorprese: il PERC, oggi considerato maturo, ha attraversato negli anni della sua espansione la stagione del degrado indotto da luce e temperatura (LeTID), scoperto solo quando gigawatt di moduli erano già in campo.

Degrado UVID e PID: che cosa rivelano i test sui moduli

Il tema dominante del biennio 2024–2026 è il degrado indotto dall'ultravioletto (UVID), che colpisce proprio le celle con superfici passivate: PERC, TOPCon e HJT, degradandone la passivazione per perdita di idrogeno all'interfaccia.

Il Fraunhofer ISE ha evidenziato il problema già alla fine del 2024, richiamando esplicitamente il precedente del LeTID.

UNSW ne ha poi chiarito l'origine fisica, mostrando fra l'altro che il retro delle celle TOPCon è protetto dall'assorbimento UV del silicio policristallino e che strati di ossido di alluminio più spessi migliorano la resilienza.

Il NREL ha quantificato il fenomeno segnalando che il degrado viene sovrastimato se i moduli restano al buio dopo l'invecchiamento UV, perché parte dell'effetto è metastabile. Su questa linea, lavori congiunti di università cinesi e di Trina hanno mostrato che nei moduli TOPCon l'UVID è in larga misura recuperabile con l'esposizione alla luce. La letteratura è dunque “stranamente” contraddittoria: istituti indipendenti allarmati, produttori rassicuranti e il punto è metodologico: conta se e come il campione viene stabilizzato prima della misura.

Il problema è reale: lo Scorecard Kiwa PVEL 2025 ha registrato un tasso di fallimento nei test di modulo dell'83%, in salita dal 66% dell'anno precedente, in coincidenza con la transizione di massa all'n-type.

Il rapporto IEA-PVPS Task 13 del 2025 sui modi di guasto delle nuove tecnologie aggiunge un dato sul PID sul quale riflettere, il degrado indotto dal potenziale: un'irradianza UV pari al contenuto UV dello spettro solare durante il test riduce il PID di un modulo TOPCon sotto il 3%, mentre lo stesso modulo testato al buio degrada del 28%. In altre parole, i protocolli di prova concepiti per il p-type non fotografano correttamente il comportamento dell'n-type, e la revisione degli standard è in corso.

Per ciascuna architettura lo stato è il seguente: il PERC è la tecnologia con la maggiore evidenza di campo con LID e LeTID, che sono ben compresi e mitigati (anche col drogaggio al gallio) e i tassi di degrado osservati si collocano tipicamente fra 0,4 e 0,6% l'anno.

Il TOPCon eredita l'ottima stabilità del bulk n-type ma concentra le criticità sulle superfici: UVID, sensibilità all'umidità della metallizzazione e PID di nuova generazione.

L'HJT gode di un'ottima reputazione intrinseca con assenza di LID, basso coefficiente termico, esperienza ventennale dei moduli HIT, ma è sensibile all'UV e all'umidità attraverso il TCO e richiede incapsulanti dedicati.

Il back contact, infine, beneficia della robustezza della piattaforma da cui eredita i contatti, con il vantaggio di spostare le criticità su un solo lato della cella.

La lezione di metodo, autorevolmente sottolineata dallo stesso Martin Green che oggi dedica alla prova in campo delle nuove generazioni di moduli un impianto sperimentale aperto a tutti i produttori, è che il futuro del solare si giocherà meno sui record di efficienza e più sulla capacità delle celle di sopravvivere fuori dal laboratorio.

Guida per chi acquista e gestisce impianti fotovoltaici

Acquisto dei moduli: quali prove chiedere e come valutare le garanzie

Per chi acquista o gestisce impianti, il quadro precedente si dovrebbe tradurre in alcune regole operative:

1. Chiedere risultati di prove estese oltre la certificazione IEC 61215 di base, sequenze UV prolungate con stabilizzazione luminosa dichiarata, damp heat esteso, PID nelle due polarità, idealmente da programmi di qualificazione indipendenti sul prodotto specifico e sulla specifica distinta base, perché l'affidabilità è una proprietà della combinazione cella-incapsulante-vetro-backsheet, non della sola architettura.
2. Leggere le garanzie con attenzione alla clausola, non al titolo: contano il degrado massimo al primo anno, il tasso annuo garantito e le condizioni di misura, oltre alla solidità patrimoniale del costruttore (la garanzia dura vent'anni e più…).
3. Predisporre fin dal collaudo un monitoraggio capace di distinguere il degrado dei moduli dalle perdite di sistema, con misure di riferimento periodiche: è l'unico modo per far valere una garanzia di potenza e, insieme, il modo migliore per contribuire a colmare la lacuna di dati di campo di cui l'intero settore soffre.

Le nuove strutture di cella: oltre il limite del silicio

Il silicio cristallino a singola giunzione ha un tetto fisico ben definito: circa il 29,4% di efficienza, il cosiddetto limite ricombinativo di Auger, più restrittivo del limite radiativo di Shockley-Queisser (33,7%) perché nel silicio la ricombinazione Auger, intrinseca al materiale, non è eliminabile con alcun accorgimento di progetto. Con il record di cella al 28,1% e i moduli certificati al 26,4%, la tecnologia è quasi al massimo: il margine residuo si misura in frazioni di punto e ogni frazione costa più della precedente. È questa saturazione a spingere la ricerca verso nuove strutture di cella.

Tandem, back contact e metallizzazione: le strade per il prossimo fotovoltaico

Sul come superare il limite convivono oggi tre scuole di pensiero, ed è utile presentarle come un dibattito aperto piuttosto che come una roadmap condivisa.

La prima, maggioritaria e rappresentata dallo stesso Green, indica il tandem perovskite-su-silicio: una cella superiore in perovskite ad ampio gap (circa 1,68 eV) che converte i fotoni visibili, sovrapposta monoliticamente a una cella inferiore in silicio che raccoglie il rosso e l'infrarosso.

Il limite teorico sale verso il 43%, e i risultati corrono: 35,2% certificato nelle Efficiency Tables v68, 35,5% annunciato da LONGi a luglio 2026, 34,3% su 261 cm², un'area ormai prossima ai formati industriali, e moduli tandem oltre il 31%. Tutti i grandi produttori di silicio hanno un programma tandem, Oxford PV ha avviato le prime consegne commerciali e 3Sun a Catania ha in roadmap moduli tandem intorno al 30%. Il problema, unanimemente riconosciuto, non è più l'efficienza ma la stabilità: la perovskite è sensibile a umidità, temperatura e alla stessa luce, i dati operativi pubblici più lunghi si misurano in migliaia di ore contro i venticinque anni richiesti da una garanzia e lo stesso Green giudica oggi molto bassa la probabilità che un modulo perovskite sopravviva quanto promettono le garanzie analoghe al silicio. Per questo il baricentro della ricerca si è spostato da nuovi record a incapsulamenti, additivi e test di invecchiamento.

La seconda scuola, rappresentata dai gruppi legati a ISC Konstanz, sostiene che l'evoluzione finale della singola giunzione sia il back contact: tutte le roadmap industriali convergono verso celle a contatti posteriori (TBC o HBC), che già oggi operano al 95% del limite teorico di efficienza e al 98% del limite di fill factor e la scadenza di gran parte dei brevetti chiave prevista per il 2028 ne accelererà la diffusione. In questa visione il tandem arriverà, ma più tardi di quanto si annunci e nel frattempo il mercato ha ancora davanti un ciclo completo di miglioramento incrementale sul silicio.

La terza posizione è quella di Hallam (UNSW): il vero vincolo delle nuove strutture non è la fisica ma l'argento. Le architetture ad alta efficienza consumano più metallo prezioso per watt del PERC e a scala di terawatt la metallizzazione diventa il collo di bottiglia.

La priorità di ricerca dovrebbe quindi essere la sostituzione dell'argento con rame e alluminio, prima ancora della corsa all'efficienza.

È un argomento che si salda direttamente al tema delle materie prime trattato nel paragrafo successivo. Sullo sfondo restano le opzioni più lontane come tandem a tripla giunzione, perovskite su CIGS (25,5% certificato), celle a portatori caldi, che per ora appartengono alla ricerca di frontiera. La sintesi dunque è che il "dopo-silicio" sarà quasi certamente un "silicio +": tutte le strade credibili per superare il 30% passano ancora da un wafer di silicio come fondazione.

Moduli tandem perovskite-silicio: tempi industriali e affidabilità da dimostrare

E poi ci sono i tempi di industrializzazione. Oxford PV ha avviato le prime consegne commerciali di moduli tandem per progetti utility e punta alla produzione in volume. I grandi produttori cinesi come LONGi, Trina, JinkoSolar, Aiko, hanno tutti linee pilota e annunciano ingressi in produzione fra il 2026 e il 2028. 3Sun colloca i propri moduli tandem nella roadmap di Catania. I costi di produzione stimati per i moduli tandem restano oggi superiori a quelli dell'HJT su scala gigawatt, ma il maggior rendimento per unità di superficie riduce i costi di sistema e a parità di condizioni il pareggio economico appare raggiungibile prima di quello sulla stabilità. La previsione più difendibile, alla luce della storia delle date raccontata nel paragrafo precedente, è dunque prudente: prodotti tandem con garanzie piene e track record bancabile difficilmente saranno maggioritari prima della fine del decennio e nel frattempo il back contact ha lo spazio per diventare lo standard della fascia alta della singola giunzione.

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Il fotovoltaico ad alta efficienza nel 2026: le risposte dell'autore alle domande dei lettori

1. Nell'articolo il TOPCon viene indicato come l'attuale standard industriale. Qual è stato il principale vantaggio che ha consentito al TOPCon di sostituire così rapidamente il PERC?

Il TOPCon offre certamente un guadagno reale stante in contatto passivante, wafer n-type, circa 30 mV di tensione in più e assenza di LID, ma il fattore decisivo è che una linea PERC si converte a TOPCon con un investimento incrementale limitato, riutilizzando gran parte delle macchine e delle competenze esistenti. Nel 2022-2023 l'industria cinese aveva centinaia di gigawatt di linee PERC relativamente nuove e, comunque, da non rottamare: il TOPCon era l'unico passo avanti compatibile con quel capitale investito. L'HJT, fisicamente altrettanto valido, richiedeva invece una piattaforma industriale interamente nuova ed è per questo rimasto minoritario. È la lezione generale dell'articolo: nelle transizioni industriali di questa scala vince l'architettura che massimizza il progresso per euro di investimento marginale, non necessariamente quella con il record più alto.

2. Qual è il principale vantaggio strutturale di una cella back contact rispetto a TOPCon e HJT con contatti frontali e perché diventa particolarmente importante avvicinandosi al limite teorico del silicio?

Il vantaggio è ottico e progettuale insieme: portando entrambe le polarità sul retro si elimina l'ombreggiamento della griglia frontale, cirac il 2-3% dell'area e si separa la funzione ottica (il fronte, ottimizzato solo per catturare luce) da quella elettrica (il retro, ottimizzato solo per estrarre carica), senza il compromesso che le architetture frontali devono accettare fra resistenza serie e ombreggiamento. Vicino al limite di Auger questo diventa decisivo perché i margini sulla tensione sono ormai quasi esauriti: con passivazioni prossime all'ideale su tutte le piattaforme, il residuo di miglioramento sta quasi tutto nella corrente, ed è esattamente ciò che il back contact recupera. Non a caso le celle a contatti posteriori operano già al 95% del limite teorico di efficienza e al 98% di quello del fill factor: sono l'ultimo gradino possibile della scala della singola giunzione.

3. Perché i tandem perovskite-silicio possono superare il limite di efficienza di una cella a singola giunzione in silicio e qual è oggi il principale ostacolo alla loro diffusione commerciale su larga scala?

In una giunzione singola i fotoni sotto il gap non vengono assorbiti e quelli molto sopra il gap dissipano l'eccesso in calore (termalizzazione). Il tandem riduce la seconda: la cella superiore in perovskite (gap ≈ 1,68 eV) converte i fotoni ad alta energia a una tensione più alta, il silicio sottostante raccoglie rosso e infrarosso. Il limite teorico sale così dal 29,4% del silicio verso il 43%. L'ostacolo non è più l'efficienza (giaà oggi 35,2% certificato, 34,3% su aree quasi industriali) ma la stabilità: la perovskite è sensibile a umidità, temperatura e alla stessa luce, e i dati operativi pubblici si misurano in migliaia di ore contro i 25 anni di una garanzia bancabile (40000 ore nominali, almeno 80000 ore effettive). Finché questa distanza non si chiude con dati di campo indipendenti, il tandem resterà un prodotto da fascia alta ma limitata, ma non da grandi impianti finanziati.

4. TOPCon e HJT raggiungono efficienze simili con soluzioni fisiche differenti. Quali sono i principali vantaggi e svantaggi delle due architetture in termini di Voc, corrente, passivazione, temperatura di processo e compatibilità con le linee esistenti?

L'HJT vince in tensione: la passivazione del silicio amorfo idrogenato è la migliore disponibile (≈750 mV contro ≈720), con coefficiente termico eccellente, bifaccialità intorno al 90% e un processo tutto sotto i 200 °C che consente di lavorare wafer sottili. Paga però in corrente, per l'assorbimento parassita negli strati amorfi e nel caso di utilizzo di TCO, dipende dall'indio e soprattutto richiede una piattaforma produttiva interamente nuova, con incapsulanti dedicati. Il TOPCon vince in corrente (fronte convenzionale, niente TCO), ha un processo ad alta temperatura del tutto simile al PERC ( e quindi la compatibilità con le linee esistenti che ne ha decretato il successo) ma tensione un po’ inferiore e criticità di superficie (UVID, umidità sulla metallizzazione, PID di nuova generazione). Il pareggio in efficienza è quindi un incrocio di compromessi opposti. La scelta industriale l'ha fatta, fino ad ora, il costo di conversione delle linee.

5. Perché i risultati dei test accelerati UVID possono dipendere fortemente dalla procedura di stabilizzazione del modulo successiva all'esposizione e con quali conseguenze per l'interpretazione dei test di affidabilità?

Perché una parte del degrado UV è metastabile: l'esposizione ridistribuisce l'idrogeno che passiva le interfacce, ma alla luce (e in temperatura) una frazione della passivazione si ripristina. Se il modulo viene misurato subito dopo l'invecchiamento UV, tenuto al buio, si fotografa il punto di massimo danno, una condizione che in campo, dove il modulo sta al sole per definizione, non esiste. Con una stabilizzazione luminosa dichiarata il risultato può cambiare di molto, come i lavori su moduli TOPCon hanno mostrato. La conseguenza pratica è che risultati UVID senza protocollo di stabilizzazione esplicito dichiarato non sono confrontabili fra loro. È la ragione per cui laboratori indipendenti e produttori sembrano dire cose opposte pur misurando fenomeni reali ed è il motivo della revisione in corso degli standard IEC.

6. Prendendo come esempio il PID del TOPCon, perché l'esposizione contemporanea alla radiazione UV può modificare radicalmente il risultato del test?

Il PID-p del TOPCon è un fenomeno di accumulo di carica: sotto tensione di sistema, la corrente di dispersione attraverso vetro e incapsulante deposita carica nello stack dielettrico, che attrae i portatori minoritari verso la superficie e ne aumenta la ricombinazione. La luce e l'UV in particolare, cambia i termini del problema: genera portatori e fotoconducibilità negli strati che compensano e scaricano quella carica, impedendone l'accumulo. Nel dato del rapporto IEA-PVPS Task 13 riportato in Figura 2, basta un'irradianza UVA pari a un decimo del contenuto UV dello spettro solare per passare da un degrado di circa il 30% (test al buio) a meno del 3%. Il punto concettuale è che in campo la tensione di sistema esiste solo quando c'è il sole: il test in camera climatica al buio applica lo stress elettrico togliendo il meccanismo naturale di guarigione e misura così una condizione che l'impianto reale non vedrà mai.

7. Perché, a scala terawatt, HJT e back contact possono risultare più critici del PERC sul consumo di argento e quali soluzioni tecnologiche potrebbero ridurre il problema?

Per due ragioni. La prima è la quantità: si passa da circa 8,9 mg/W del PERC a ≈12 per HJT e oltre 12 per il back contact TBC, perché l'HJT deve usare paste d'argento a bassa temperatura (meno conduttive, quindi più metallo a parità di resistenza) e il back contact metallizza entrambe le polarità sul retro. La seconda è la scala: a un terawatt l'anno, pochi milligrammi per watt impattano in maniera significativa sulla produzione mineraria mondiale d'argento. Le soluzioni esistono e sono già in roadmap: elettrodeposizione di rame al posto della serigrafia d'argento (particolarmente adatta proprio all'HJT), paste a rame rivestito d'argento, stampa a linee sempre più sottili e architetture busbarless che riducono il metallo totale. La tesi di Hallam, che condivido come priorità di ricerca, è che questa transizione della metallizzazione vada completata prima che le architetture ad alto contenuto d'argento raggiungano la scala piena. N.B.: bisognerebbe aprire la questione delal filera “rame”, tema molto complesso…

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