La crescita mondiale del fotovoltaico è stata una curva esponenziale tra il 1992 e il 2017. Durante questo periodo di tempo, il fotovoltaico (PV), noto anche come solare fotovoltaico, si è evoluto da un mercato di nicchia di applicazioni su piccola scala a una fonte di energia elettrica tradizionale. Quando i sistemi solari fotovoltaici sono stati riconosciuti come promettenti tecnologie di energia rinnovabile, i programmi, come le tariffe di immissione, sono stati implementati da un certo numero di governi al fine di fornire incentivi economici per gli investimenti. Per diversi anni, la crescita è stata guidata principalmente dal Giappone e dai paesi europei all’avanguardia. Di conseguenza, il costo del solare è diminuito in modo significativo a causa degli effetti della curva di esperienza come miglioramenti nella tecnologia ed economie di scala.

Le curve di esperienza descrivono che il prezzo di una cosa diminuisce con la somma totale prodotta. La crescita del fotovoltaico è aumentata ancora più rapidamente quando la produzione di celle solari e moduli ha iniziato a crescere negli Stati Uniti con il progetto Million Solar Roofs e quando le energie rinnovabili sono state aggiunte al piano quinquennale della Cina per la produzione di energia. Da allora, il dispiegamento del fotovoltaico ha acquisito slancio su scala mondiale, in particolare in Asia ma anche in Nord America e in altre regioni, dove il fotovoltaico 2015-17 era sempre più in competizione con le fonti energetiche convenzionali dato che la parità di rete è già stata raggiunta in circa 30 paesi.

Le proiezioni per la crescita del fotovoltaico sono difficili e gravate da molte incertezze. Le agenzie ufficiali, come l’Agenzia internazionale per l’energia, hanno costantemente aumentato le loro stime nel corso degli anni, ma non sono state ancora realizzate.

Storicamente, gli Stati Uniti erano il leader del fotovoltaico installato per molti anni, e la sua capacità totale ammontava a 77 megawatt nel 1996, più di qualsiasi altro paese al mondo in quel momento. Quindi, il Giappone è stato il leader mondiale dell’elettricità prodotta fino al 2005, quando la Germania ha preso il comando e nel 2016 aveva una capacità di oltre 40 gigawatt. Tuttavia, nel 2015, la Cina è diventata il maggior produttore mondiale di energia fotovoltaica e nel 2017 è diventato il primo paese a superare i 100 GW di capacità fotovoltaica installata cumulativa. Si prevede che la Cina sarà il leader nella capacità fotovoltaica installata e, insieme a India e Stati Uniti, si prevede che sarà il più grande mercato per gli impianti fotovoltaici nel prossimo decennio.

Entro la fine del 2016, la capacità cumulativa del fotovoltaico ha raggiunto circa 302 gigawatt (GW), stimati sufficienti per fornire tra l’1,3% e l’1,8% della domanda globale di elettricità. Solar ha contribuito con l’8%, il 7,4% e il 7,1% ai rispettivi consumi nazionali annuali in Italia, Grecia e Germania. La European Photovoltaic Industry Association, un gruppo commerciale dell’industria solare, afferma che la capacità installata in tutto il mondo sarà più che raddoppiata o addirittura triplicherà a più di 500 GW tra il 2016 e il 2020; entro il 2050, afferma che l’energia solare diventerà la più grande fonte di energia elettrica del mondo. Un risultato del genere richiederebbe che la capacità fotovoltaica aumenti fino a 4.600 GW, di cui oltre la metà era prevista in Cina e India.

Stato attuale
La capacità della targhetta indica la potenza di picco delle centrali in unità watt prefissate come conveniente, ad es. kilowatt (kW), megawatt (MW) e gigawatt (GW). Poiché la potenza erogata per le fonti rinnovabili variabili è imprevedibile, tuttavia, l’utilizzo della capacità della targhetta come metrica supera in modo significativo la generazione media di una sorgente. Di conseguenza, la capacità viene tipicamente moltiplicata per un fattore di capacità adeguato, che tiene conto delle diverse condizioni – tempo, notte, latitudine, manutenzione, ecc. Per dare ai pianificatori energetici un’idea del valore di una fonte per il pubblico. Inoltre, a seconda del contesto, la potenza di picco indicata può essere precedente a una successiva conversione a corrente alternata, ad es. per un singolo pannello fotovoltaico, o includere questa conversione e la sua perdita per una centrale fotovoltaica collegata alla rete. A livello mondiale, il fattore di capacità del fotovoltaico medio è dell’11%.

L’energia eolica ha caratteristiche diverse, ad es. un fattore di capacità più elevato e circa quattro volte la produzione di elettricità solare del 2015. Rispetto all’energia eolica, la produzione di energia fotovoltaica si correla bene con il consumo di energia per il condizionamento dell’aria nei paesi caldi. A partire dal 2017, una manciata di utilities ha iniziato a combinare impianti fotovoltaici con banchi batterie, ottenendo così diverse ore di generazione dispacciabile per aiutare a mitigare i problemi associati alla curva di anatra dopo il tramonto.

Per una storia completa di distribuzione negli ultimi due decenni, consultare anche la sezione Storia della distribuzione.

In tutto il mondo
Nel 2016, la capacità fotovoltaica è aumentata di almeno 75 GW, con una crescita del 50% anno su anno delle nuove installazioni. La capacità installata cumulativa ha raggiunto almeno 302 GW entro la fine dell’anno, sufficiente a garantire l’1,8% del consumo totale di elettricità del mondo.

Regioni
Nel 2014, l’Asia era la regione in più rapida crescita, con oltre il 60% delle installazioni globali. La Cina e il Giappone rappresentano da soli 20 GW o metà del dispiegamento a livello mondiale. L’Europa ha continuato a diminuire e ha installato 7 GW o il 18% del mercato globale del fotovoltaico, tre volte in meno rispetto all’anno record del 2011, quando erano stati installati 22 GW. Per la prima volta, il Nord e il Sud America insieme hanno rappresentato almeno l’Europa, circa 7,1 GW o circa il 18% del totale mondiale. Ciò è dovuto alla forte crescita negli Stati Uniti, sostenuta da Canada, Cile e Messico.

In termini di capacità cumulativa, l’Europa era ancora la regione più sviluppata con 88 GW o la metà del totale globale di 178 GW. Il fotovoltaico solare ha coperto il 3,5% e il 7% della domanda di elettricità europea e il picco della domanda di elettricità, rispettivamente nel 2014. La regione Asia-Pacifico (APAC) che comprende paesi come Giappone, India e Australia, ha seguito il secondo e rappresentava circa il 20% del capacità mondiale. La Cina era terza con il 16%, seguita dalle Americhe con circa il 12%. La capacità cumulativa nella regione MEA (Medio Oriente e Africa) e ROW (resto del mondo) ha rappresentato solo il 3,3% circa del totale globale.

paesi
La crescita mondiale del fotovoltaico è estremamente dinamica e varia fortemente da paese a paese. I migliori installatori del 2016 sono stati la Cina, gli Stati Uniti e l’India. Ci sono più di 24 paesi in tutto il mondo con una capacità fotovoltaica cumulativa di oltre un gigawatt. L’Austria, il Cile e il Sud Africa hanno attraversato l’unico traguardo del 2016. La capacità fotovoltaica disponibile in Honduras è ora sufficiente per fornire il 12,5% della potenza elettrica della nazione, mentre l’Italia, la Germania e la Grecia possono produrre tra il 7% e 8 % del loro consumo nazionale di elettricità.

I principali impianti fotovoltaici nel 2016 sono stati la Cina (34,5 GW), gli Stati Uniti (14,7 GW), il Giappone (8,6 GW), l’India (4 GW), il Regno Unito (2 GW).

previsione
Previsione per il 2017
Il 19 dicembre 2016, IHS Markit prevede che le nuove installazioni globali raggiungeranno 79 GW, con una crescita del 3%. A luglio 2017 l’Associazione SolarPower Europe ha previsto una capacità installata di 80,5 GW (scenario medio) con uno spread che va da 58,5 GW (scenario basso) a 103,6 GW (scenario alto). Il 21 agosto 2017 Greentech Media ha previsto che il mercato solare globale crescerà del 4% nel 2017, raggiungendo gli 81,1 GW, dopo il 2016 ha visto un totale di 77,8 GW. Il 14 settembre 2017, EnergyTrend ha previsto che il mercato solare globale nel 2017 raggiungerà i 100,4 GW, con un incremento del 26% circa rispetto all’anno precedente.

Previsione globale a breve termine
Nell’agosto 2017, GTM Research ha previsto che entro il 2022 la capacità fotovoltaica globale installata cumulativa raggiungerà probabilmente 871 gigawatt.

Previsione globale a lungo termine (2050)
Nel 2014, l’International Energy Agency (IEA) ha pubblicato la sua ultima edizione del Roadmap tecnologico: Solar Photovoltaic Energy, che richiede segnali chiari, credibili e coerenti da parte dei responsabili politici. L’AIE ha anche riconosciuto di aver precedentemente sottovalutato lo sviluppo del fotovoltaico e ha riesaminato i suoi obiettivi a breve ea lungo termine.

Relazione IEA Roadmap tecnologica: Solar Photovoltaic Energy (settembre 2014) –

Molto è successo dalla nostra roadmap tecnologica IEA 2010 per l’energia fotovoltaica. Il fotovoltaico è stato schierato più rapidamente del previsto e entro il 2020 probabilmente raggiungerà il doppio del livello previsto in precedenza. Il rapido dispiegamento e il calo dei costi hanno guidato entrambi l’altro. Questi progressi, insieme ad altri importanti cambiamenti nel panorama energetico, in particolare per quanto riguarda lo stato e il progresso dell’energia nucleare e della CCS, hanno portato l’AIE a rivalutare il ruolo del fotovoltaico nel mitigare i cambiamenti climatici. Questa tabella di marcia aggiornata prevede che la quota di PV dell’elettricità globale aumenti fino al 16% entro il 2050, rispetto all’11% della tabella di marcia 2010.
Lo scenario a lungo termine di IEA per il 2050 ha descritto come la capacità solare fotovoltaica (PV) e solare termico (CSP) di tutto il mondo raggiungerebbe rispettivamente 4.600 GW e 1.000 GW. Al fine di raggiungere la proiezione di IEA, sono stati richiesti annualmente il dispiegamento fotovoltaico di 124 GW e investimenti di $ 225 miliardi. Questo era circa tre e due livelli in quel momento, rispettivamente. Entro il 2050, il costo dell’elettricità (LCOE) livellato generato dal solare fotovoltaico sarebbe costato tra gli Stati Uniti 4 ¢ e 16 ¢ per kilowattora (kWh), o per segmento e in media 5,6 ¢ per kWh per le centrali elettriche (scala di 4 ¢ a 9,7 ¢) e 7,8 ¢ per kWh per i sistemi solari da tetto (intervallo da 4,9 ¢ a 15,9 ¢) 24 Queste stime si basavano su un costo medio ponderato del capitale (WACC) dell’8%. Il rapporto osserva che quando il WACC supera il 9%, oltre la metà del LCOE del fotovoltaico è costituito da spese finanziarie e che ipotesi più ottimistiche su un WACC inferiore ridurranno quindi in modo significativo il LCOE del solare fotovoltaico in futuro. 25 Anche l’AIE ha sottolineato che queste nuove figure non erano proiezioni ma piuttosto scenari che credevano si sarebbero verificati se si fossero verificate le condizioni economiche, normative e politiche sottostanti.

Nel 2015, Fraunhofer ISE ha condotto uno studio commissionato dal think tank tedesco rinnovabile Agora Energiewende e ha concluso che la maggior parte degli scenari sottovalutano fondamentalmente il ruolo dell’energia solare nei sistemi energetici futuri. Lo studio di Fraunhofer (vedi il riassunto delle conclusioni di seguito) differiva in modo significativo dalla relazione della roadmap della IEA sulla tecnologia del solare fotovoltaico, nonostante fosse pubblicata a pochi mesi di distanza. Il rapporto prevedeva che la capacità fotovoltaica installata a livello mondiale avrebbe raggiunto fino a 30.700 GW entro il 2050. A quel punto, Fraunhofer si aspettava che l’LCOE per gli impianti fotovoltaici su scala industriale raggiungesse da 0,02 a 0,04 euro per kilowattora, o circa la metà di quello dell’Agenzia internazionale dell’energia stava proiettando (4 ¢ a 9.7 ¢). I costi del sistema chiavi in ​​mano diminuirebbero di oltre il 50% a € 436 / kWp dagli attuali 995 € / kWp. Ciò è anche degno di nota, poiché la tabella di marcia dell’AIE ha pubblicato stime significativamente più elevate da $ 1,400 a $ 3,300 per kWp per gli otto principali mercati di tutto il mondo (vedere la tabella Prezzi tipici del sistema fotovoltaico nel 2013 in basso). Tuttavia, lo studio concorda con la relazione della roadmap dell’IEA, sottolineando l’importanza del costo del capitale (WACC), che dipende fortemente dai regimi normativi e potrebbe addirittura superare i vantaggi locali di una maggiore insolazione solare. 53 Nello studio, un WACC del 5%, 7,5% e 10% è stato utilizzato per calcolare il costo pianificato di elettricità previsto per il fotovoltaico su scala aziendale in 18 diversi mercati in tutto il mondo.

Fraunhofer ISE: costo attuale e futuro del fotovoltaico. Scenari a lungo termine per lo sviluppo del mercato, i prezzi di sistema e l’LCOE di sistemi fotovoltaici su vasta scala. Studio per conto di Agora Energiewende (febbraio 2015) –

Il solare fotovoltaico è già oggi una tecnologia di energia rinnovabile a basso costo. Il costo dell’energia fornita da impianti fotovoltaici su larga scala in Germania è passato da oltre 40 ct / kWh nel 2005 a 9 cts / kWh nel 2014. Anche i prezzi più bassi sono stati segnalati nelle regioni più soleggiate del mondo, dal momento che una parte importante delle componenti di costo è negoziata su mercati globali.
L’energia solare sarà presto la forma più economica di elettricità in molte regioni del mondo. Persino in scenari conservativi e senza assumere grandi progressi tecnologici, non è in vista la fine della riduzione dei costi. A seconda del soleggiamento annuale, entro il 2025 sono attesi costi energetici di 4-6 cts / kWh, per raggiungere il 2-4 ct / kWh entro il 2050 (stima prudente).
Gli ambienti finanziari e normativi saranno fondamentali per ridurre i costi in futuro. Il costo dell’hardware proveniente dai mercati globali diminuirà a prescindere dalle condizioni locali. Tuttavia, regimi normativi inadeguati possono aumentare il costo dell’energia fino al 50 percento attraverso costi di finanziamento più elevati. Ciò potrebbe addirittura compensare eccessivamente l’effetto di migliori risorse solari locali.
La maggior parte degli scenari sottovaluta fondamentalmente il ruolo dell’energia solare nei sistemi energetici futuri. Sulla base di stime dei costi obsolete, la maggior parte degli scenari che modellano i futuri sistemi energetici nazionali, regionali o globali prevedono solo un piccolo contributo dell’energia solare. I risultati della nostra analisi indicano che è necessaria una revisione fondamentale dei percorsi del sistema di alimentazione ottimale dal punto di vista dei costi.

Previsioni regionali

Cina
A partire da ottobre 2015, la Cina prevedeva di installare 150 GW di energia solare entro il 2020, con un aumento di 50 GW rispetto all’obiettivo 2020 annunciato nell’ottobre 2014, quando la Cina programmava di installare 100 GW di energia solare, insieme a 200 GW di vento 350 GW di energia idroelettrica e 58 GW di energia nucleare.
Nel complesso, la Cina ha costantemente aumentato i suoi obiettivi annuali e di breve termine. Tuttavia, stime, obiettivi e dispiegamento effettivo sono sostanzialmente cambiati in passato: nel 2013 e nel 2014, la Cina avrebbe dovuto continuare a installare 10 GW all’anno. A febbraio 2014, il NDRC della Cina ha aggiornato l’obiettivo del 2014 da 10 GW a 14 GW (successivamente adattato a 13 GW) e ha finito per installare circa 10,6 GW a causa di carenze nel settore fotovoltaico distribuito.

India
Il paese prevedeva di installare una capacità di 100 GW di energia solare entro il 2022, un aumento di cinque volte rispetto a un obiettivo precedente.

Giappone
Il Giappone ha un obiettivo di 53 GW di capacità del solare fotovoltaico entro il 2030 e il 10% della domanda totale di energia primaria domestica ha incontrato il fotovoltaico entro il 2050. L’obiettivo 2030 è stato raggiunto nel 2018.

Europa
Entro il 2020, l’Associazione europea dell’industria fotovoltaica (EPIA) prevedeva che la capacità fotovoltaica potesse superare i 150 GW. Ha rilevato che i piani d’azione nazionali per le energie rinnovabili (NREAP) controllati dalla CE erano troppo prudenti, poiché l’obiettivo di 84 GW di energia solare fotovoltaica entro il 2020 era già stato superato nel 2014 – i dati preliminari rappresentavano circa 88 GW entro la fine del 2014. Per il 2030, l’EPIA aveva inizialmente previsto che il fotovoltaico avrebbe raggiunto tra i 330 ei 500 GW, fornendo dal 10 al 15 percento della domanda di elettricità in Europa. Tuttavia, in seguito le rivalutazioni sono state più pessimistiche e hanno generato una quota del 7-11%, se non sono stati intrapresi importanti cambiamenti politici.

Economia
Nel mondo, il mercato del fotovoltaico è stato creato dalle esigenze di elettrificazione di sistemi isolati dalla rete quali satelliti, imbarcazioni, caravan e altri oggetti mobili (orologi, calcolatrici …) o siti e strumenti isolati. Il progresso delle tecniche di produzione di celle fotovoltaiche ha portato, dagli anni ’90, a un calo dei prezzi, che ha permesso di prevedere, con vari sussidi statali, una produzione di massa per la rete elettrica, una produzione che potrebbe essere estesa all’autoconsumo produzione integrata nelle reti intelligenti, dalle pareti e dai tetti e nella prospettiva di energia pulita e decentralizzata, attraverso servizi condivisibili come quelli sostenuti da Jeremy Rifkin nel suo concetto di terza rivoluzione industriale.

Lavori
L’industria fotovoltaica ha assunto direttamente circa 435.000 persone in tutto il mondo nel 2012, tra cui 265.000 persone in Europa, secondo l’EPIA; quasi un milione di posti di lavoro dipendono indirettamente da questo settore, di cui 700.000 nell’installazione, manutenzione e riciclaggio di impianti fotovoltaici; Gli scenari EPIA prevedono fino a 1 milione di creazioni di posti di lavoro in Europa entro il 2020. La produzione di un MWC induce la creazione da 3 a 7 posti di lavoro diretti equivalenti a tempo pieno e da 12 a 20 posti di lavoro indiretti.

Il settore fotovoltaico rappresenterebbe tra 20.000 e 35.000 posti di lavoro in Francia, situati “lungo la catena del valore (sviluppo del progetto, installazione …)” e non nella parte più innovativa (ricerca, produzione). Uno studio del consiglio di amministrazione della SIA, un lavoro nel fotovoltaico costerebbe dal 10 al 40% in più rispetto al compenso di un disoccupato. La moratoria fotovoltaica in Francia, durata da dicembre 2010 a marzo 2011, potrebbe portare a oltre 5.000 tagli di posti di lavoro.

Storia dello sviluppo del mercato

Prezzi e costi (1977-oggi)
Il prezzo medio per watt è sceso drasticamente per le celle solari nei decenni che hanno preceduto il 2017. Mentre nel 1977 i prezzi delle celle di silicio cristallino erano di circa $ 77 per watt, i prezzi spot medi nell’agosto 2018 erano bassi di $ 0,13 per watt o quasi 600 volte di meno di quarant’anni fa. I prezzi per le celle solari a film sottile e per i pannelli solari c-Si erano di circa $ 0,60 per watt. I prezzi dei moduli e delle celle sono diminuiti ulteriormente dopo il 2014 (vedere le quotazioni dei prezzi nella tabella).

Questa tendenza dei prezzi è stata vista come prova a sostegno della legge di Swanson (un’osservazione simile alla famosa Legge di Moore) che afferma che il costo per watt delle celle e dei pannelli solari diminuisce del 20% per ogni raddoppio della produzione fotovoltaica cumulativa. Uno studio del 2015 ha mostrato che il prezzo / kWh cala del 10% all’anno dal 1980 e ha previsto che il solare potrebbe contribuire al 20% del consumo totale di elettricità entro il 2030.

Nell’edizione 2014 del Roadmap tecnologico: Solar Photovoltaic Energy, l’International Energy Agency (IEA) ha pubblicato i prezzi per i sistemi fotovoltaici residenziali, commerciali e di utilità pubblica per otto mercati principali a partire dal 2013 (vedi tabella sotto). Tuttavia, la relazione SunShot Initiative del DOE indica prezzi più bassi rispetto alla relazione dell’AIE, sebbene entrambi i rapporti siano stati pubblicati contemporaneamente e riferiti allo stesso periodo. Dopo il 2014 i prezzi sono diminuiti ulteriormente. Per il 2014, la SunShot Initiative ha modellato i prezzi del sistema negli Stati Uniti da $ 1,80 a $ 3,29 per watt. Altre fonti hanno identificato fasce di prezzo simili tra $ 1,70 e $ 3,50 per i diversi segmenti di mercato negli Stati Uniti Nel mercato tedesco altamente penetrato, i prezzi dei sistemi residenziali e dei piccoli tetti commerciali fino a 100 kW sono scesi a $ 1,36 per watt (€ 1,24 / W) da fine del 2014. Nel 2015, Deutsche Bank ha stimato i costi per i piccoli sistemi di tetti residenziali negli Stati Uniti intorno a $ 2,90 per watt. I costi per i sistemi di scala delle utenze in Cina e India sono stati stimati a $ 1,00 per watt. A maggio del 2017, un sistema residenziale da 5 kW in Australia costa in media circa 1,25 dollari australiani o 0,93 dollari USA per watt.

Tecnologie (1990-oggi)
Ci sono stati significativi progressi nella tecnologia convenzionale del silicio cristallino (c-Si) negli anni precedenti al 2017. Il costo in calo del polisilicio dal 2009, seguito dopo un periodo di grave carenza (vedi sotto) di materie prime al silicio, la pressione è aumentata i produttori di tecnologie fotovoltaiche a film sottile commerciali, tra cui il silicio amorfo a film sottile (a-Si), il tellururo di cadmio (CdTe) e il diseleniuro indio-gallio di rame (CIGS), hanno portato al fallimento di diverse società di film sottili che una volta altamente propagandato. Il settore ha affrontato la concorrenza dei prezzi dei produttori cinesi di moduli e celle di silicio cristallino e alcune società insieme ai loro brevetti sono state vendute sottocosto.

Nel 2013 le tecnologie a film sottile rappresentavano circa il 9 percento della distribuzione mondiale, mentre il 91 percento era detenuto da silicio cristallino (mono-Si e multi-Si). Con il 5% del mercato complessivo, CdTe deteneva più della metà del mercato dei film sottili, lasciando il 2% a ogni CIGS e silicio amorfo. -25

Tecnologia CIGS
Copper indium gallium selenide (CIGS) è il nome del materiale semiconduttore su cui si basa la tecnologia. Uno dei maggiori produttori di fotovoltaico CIGS nel 2015 è stata la società giapponese Solar Frontier con una capacità produttiva in scala gigawatt. La tecnologia della linea CIS includeva moduli con efficienze di conversione superiori al 15%. L’azienda ha approfittato del boom del mercato giapponese e ha tentato di espandere la sua attività internazionale. Tuttavia, molti importanti produttori non sono riusciti a tenere il passo con i progressi della tecnologia convenzionale del silicio cristallino. La società Solyndra ha cessato tutte le attività commerciali e ha presentato istanza di fallimento nel Chapter 11 nel 2011, e Nanosolar, anch’essa produttore di CIGS, ha chiuso i battenti nel 2013. Sebbene entrambe le società producessero celle solari CIGS, è stato sottolineato che il fallimento non era dovuto alla tecnologia, ma piuttosto alle società stesse, usando un’architettura imperfetta, come ad esempio i substrati cilindrici di Solyndra.

Tecnologia CdTe
La società statunitense First Solar, leader nella produzione di CdTe, ha costruito alcune delle più grandi centrali solari del mondo, come la Desert Sunlight Solar Farm e la Topaz Solar Farm, entrambe nel deserto californiano con una capacità di 550 MW ciascuna, nonché L’impianto Nyngan Solar di 102 MWAC in Australia (la più grande centrale fotovoltaica dell’emisfero australe dell’epoca) è stato commissionato a metà 2015. Nel 2013 la società è stata segnalata per produrre con successo pannelli CdTe con un’efficienza sempre crescente e un costo per watt in declino. 19 CdTe è stato il più basso periodo di recupero di energia di tutte le tecnologie fotovoltaiche prodotte in serie e potrebbe essere di soli otto mesi in posizioni favorevoli. La società Abound Solar, anch’essa produttrice di moduli di tellururo di cadmio, è fallita nel 2012.

Tecnologia a-Si
Nel 2012, ECD solar, una volta uno dei principali produttori mondiali di tecnologia al silicio amorfo (a-Si), ha presentato istanza di fallimento nel Michigan, negli Stati Uniti. Swiss OC Oerlikon ha ceduto la divisione solare che ha prodotto celle tandem a Si / μc-Si a Tokyo Electron Limited. Nel 2014, la società giapponese di elettronica e semiconduttori ha annunciato la chiusura del suo programma di sviluppo tecnologico micromorfo. Altre società che hanno abbandonato il mercato del film sottile di silicio amorfo includono DuPont, BP, Flexcell, Inventux, Pramac, Schuco, Sencera, EPV Solar, NovaSolar (precedentemente OptiSolar) e Suntech Power che hanno interrotto la produzione di moduli Si nel 2010 per concentrarsi su cristallini pannelli solari al silicio. Nel 2013, Suntech ha presentato istanza di fallimento in Cina.

Scarsità di silicio (2005-2008)
Nei primi anni 2000, i prezzi del polisilicio, la materia prima per le celle solari convenzionali, erano bassi a $ 30 per chilogrammo ei produttori di silicio non avevano alcun incentivo ad espandere la produzione.

Tuttavia, nel 2005 si è verificata una grave carenza di silicio, quando i programmi governativi hanno causato un aumento del 75% del dispiegamento di energia solare fotovoltaica in Europa. Inoltre, la domanda di silicio da parte dei produttori di semiconduttori stava crescendo. Poiché la quantità di silicio necessaria per i semiconduttori costituisce una parte molto minore dei costi di produzione, i produttori di semiconduttori sono stati in grado di superare le società solari per il silicio disponibile sul mercato.

Inizialmente, i produttori incentrati di polisilicio erano lenti a rispondere alla crescente domanda di applicazioni solari, a causa della loro dolorosa esperienza con investimenti eccessivi in ​​passato. I prezzi del silicio sono saliti a circa $ 80 per chilogrammo, e hanno raggiunto fino a $ 400 / kg per i contratti a lungo termine e i prezzi spot. Nel 2007, i vincoli sul silicio sono diventati così gravi che l’industria solare è stata costretta a perdere circa un quarto della sua capacità di produzione di moduli e celle, stimando 777 MW della capacità di produzione disponibile. La scarsità ha inoltre fornito agli specialisti del silicio sia il denaro sia un incentivo per lo sviluppo di nuove tecnologie e diversi nuovi produttori sono entrati nel mercato. Le prime risposte da parte dell’industria solare si sono concentrate sui miglioramenti nel riciclaggio del silicio. Quando questo potenziale è stato esaurito, le aziende hanno dato un’occhiata più difficile alle alternative al processo convenzionale di Siemens.

Poiché ci vogliono circa tre anni per costruire un nuovo impianto di polisilicio, la scarsità è continuata fino al 2008. I prezzi delle celle solari convenzionali sono rimasti costanti o sono leggermente aumentati durante il periodo di penuria di silicio dal 2005 al 2008. Questo è in particolare considerato una “spalla” che sporge nella curva di apprendimento del fotovoltaico di Swanson e si temeva che una carenza prolungata potesse ritardare l’energia solare diventando competitiva con i prezzi convenzionali dell’energia senza sussidi.

Nel frattempo l’industria solare ha abbassato il numero di grammi per watt riducendo lo spessore del wafer e la perdita di kerf, aumentando i rendimenti in ogni fase di produzione, riducendo la perdita del modulo e aumentando l’efficienza del pannello. Infine, la crescita della produzione di silicio policristallino ha alleviato i mercati mondiali dalla scarsità di silicio nel 2009 e successivamente ha portato a una sovraccapacità con prezzi in forte calo nel settore fotovoltaico per gli anni successivi.

Sovraccapacità solare (2009-2013)
Mentre l’industria del polisilicio aveva iniziato a costruire ulteriori grandi capacità produttive durante il periodo di penuria, i prezzi scesero a partire da $ 15 per chilogrammo costringendo alcuni produttori a sospendere la produzione o ad uscire dal settore. I prezzi del silicio si sono stabilizzati attorno ai $ 20 al chilogrammo e il boom del mercato del solare fotovoltaico ha contribuito a ridurre l’enorme sovraccapacità globale dal 2009 in poi. Tuttavia, l’eccesso di capacità nel settore fotovoltaico ha continuato a persistere. Nel 2013, il dispiegamento record a livello mondiale di 38 GW (dati aggiornati di EPIA) era ancora molto inferiore rispetto alla capacità produttiva annuale della Cina di circa 60 GW. La continua sovracapacità è stata ulteriormente ridotta da una significativa riduzione dei prezzi dei moduli solari e, di conseguenza, molti produttori non potevano più coprire i costi o rimanere competitivi. Poiché la crescita mondiale dello sviluppo fotovoltaico è continuata, il divario tra sovraccapacità e domanda globale era previsto nel 2014 per chiudersi nei prossimi anni.

IEA-PVPS ha pubblicato nel 2014 dati storici per l’utilizzo a livello mondiale della capacità di produzione di moduli fotovoltaici che ha mostrato un lento ritorno alla normalizzazione in produzione negli anni precedenti al 2014. Il tasso di utilizzo è il rapporto tra capacità produttiva e produzione effettiva per un dato l’anno. Un minimo del 49% è stato raggiunto nel 2007 e riflette il picco della scarsità di silicio che ha bloccato una parte significativa della capacità di produzione del modulo. A partire dal 2013, il tasso di utilizzo si era leggermente ristabilito e aumentato al 63%.

Dazi antidumping (2012-oggi)
Dopo che la petizione antidumping è stata archiviata e le indagini sono state effettuate, gli Stati Uniti hanno imposto tariffe del 31% al 250% sui prodotti solari importati dalla Cina nel 2012. Un anno dopo, l’UE ha anche imposto misure antidumping e antisovvenzioni definitive a importazioni di pannelli solari dalla Cina a una media del 47,7% per un periodo di due anni.

Poco dopo, la Cina, a sua volta, ha imposto dazi sulle importazioni di polisilicio negli Stati Uniti, la materia prima per la produzione di celle solari. Nel gennaio 2014, il Ministero del commercio cinese ha fissato la sua tariffa antidumping sui produttori statunitensi di silicio policristallino, come la Hemlock Semiconductor Corporation, al 57%, mentre altre importanti società produttrici di polisilicio, come la tedesca Wacker Chemie e la coreana OCI, sono state molto meno colpite. Tutto ciò ha causato molte polemiche tra sostenitori e oppositori ed è stato oggetto di dibattito.

Storia dello schieramento
I dati di dispiegamento su scala globale, regionale e nazionale sono ben documentati dai primi anni ’90. Mentre la capacità mondiale del fotovoltaico è cresciuta continuamente, i dati di dispiegamento per paese erano molto più dinamici, poiché dipendevano fortemente dalle politiche nazionali. Un certo numero di organizzazioni rilasciano rapporti completi sull’implementazione del fotovoltaico su base annuale. Includono capacità fotovoltaiche distribuite annue e cumulative, tipicamente fornite in watt-peak, una ripartizione per mercati, nonché analisi approfondite e previsioni relative alle tendenze future.

Distribuzione annuale a livello mondiale
A causa della natura esponenziale della distribuzione del fotovoltaico, la maggior parte della capacità complessiva è stata installata negli anni precedenti al 2017 (vedi grafico a torta). Dagli anni ’90, ogni anno è stato un anno da record in termini di capacità fotovoltaica di nuova installazione, ad eccezione del 2012. Contrariamente ad alcune previsioni precedenti, le previsioni per il 2017 prevedevano l’installazione di 85 gigawatt nel 2017. Vicino a fine anno le cifre tuttavia hanno innalzato le stime a 95 GW per le installazioni 2017.

In tutto il mondo cumulativo
La crescita mondiale della capacità del solare fotovoltaico è stata una curva esponenziale tra il 1992 e il 2017. Le tabelle sottostanti mostrano la capacità nominale cumulativa globale entro la fine di ogni anno in megawatt e l’aumento percentuale in anno. Nel 2014, ci si aspettava una crescita della capacità globale del 33 percento, passando da 139 a 185 GW. Ciò corrispondeva a un tasso di crescita esponenziale del 29% o di circa 2,4 anni per l’attuale capacità fotovoltaica mondiale di raddoppiare. Tasso di crescita esponenziale: P (t) = P0ert, dove P0 è 139 GW, tasso di crescita r 0,29 (si ottiene un tempo di raddoppio t di 2,4 anni).