- La tabella di marcia del CPIA per l'industria solare cinese prevede una crescita esponenziale della produzione lungo tutta la catena industriale
- Quest'anno il Paese aumenterà la produzione di polisilicio, wafer, celle e moduli di circa il 50%.
- L’industria impiegava 3.53 milioni di persone nel 2022, e i numeri probabilmente cresceranno tra 4.875 milioni e 5.808 milioni entro il 2025
Secondo la China Photovoltaic Industry Association (CPIA), i produttori cinesi di moduli solari si stanno preparando a consegnare più di 750 GW di moduli nel 2024, rappresentando una crescita annua di oltre il 50% rispetto ai 499 GW consegnati nel 2023.
Quest'anno vedrà anche l'industria manifatturiera del paese produrre 820 GW di energia elettrica celle solari, rispetto ai 545 GW del 2023. Anche la produzione di wafer di silicio dovrebbe superare i 935 GW quest'anno considerando i piani di espansione delle aziende leader nel settore. L'anno scorso, il paese ha prodotto quasi 622 GW, con un aumento del 67.5% su base annua (vedi La produzione solare fotovoltaica della Cina nel 2023 ha superato 1.7 trilioni di RMB).
Dopo aver consegnato 1.43 milioni di tonnellate di polisilicio l’anno scorso con un aumento annuo del 67%, la Cina prevede di superare i 2.1 milioni di tonnellate quest’anno, secondo il CPIA che fa questa previsione nella sua Roadmap per lo sviluppo dell’industria fotovoltaica cinese recentemente pubblicata (2023-2024).
Il rapporto CPIA tocca 77 indicatori chiave lungo la catena del valore del solare fotovoltaico che riflettono lo stato di sviluppo e le tendenze del settore, della tecnologia e del mercato. Il rapporto prevede inoltre le tendenze di sviluppo nei prossimi anni fino al 2030, combinate con il processo di evoluzione tecnologica e lo stato attuale del settore.
Per il 2024, l’associazione prevede che la Cina installerà fino a 220 GW AC di nuovi impianti fotovoltaici, con vincoli di terreno e capacità di rete come sfide principali, dopo essere cresciuta fino a 216.30 GW AC nel 2023 (vedi L'industria si aspetta che la follia delle installazioni solari cinesi rallenti).
Per sostenere questa crescente capacità solare fotovoltaica, come le principali economie globali di Stati Uniti, Europa, Giappone e Corea del Sud, anche la Cina sta incoraggiando l’industria dello stoccaggio dell’energia. La Cina ha installato quasi 22.6 GW di nuova capacità di stoccaggio energetico nazionale con un tempo di stoccaggio medio di 2.1 ore.
Poiché il supporto normativo per lo stoccaggio si sviluppa parallelamente ai miglioramenti tecnologici che ne riducono i costi, la Cina potrebbe superare la capacità di 31 GW per questa tecnologia nel 2025.
Secondo l’associazione, l’attuale costo di investimento per rendere operativa una linea di produzione di polisilicio triclorosilano da 10,000 tonnellate è di 90 milioni/mila tonnellate di RMB. In attesa di miglioramenti tecnologici, gli investimenti/migliaia di tonnellate scenderanno a 80 milioni di RMB entro il 2030.
Anche quando si tratta di spessore del wafer di silicio, più sottile è, meglio è. Lo spessore medio dei wafer di polisilicio nel 2023 era di 170 μm. Sebbene il CPIA non veda alcun cambiamento in questo valore quest’anno, ritiene che possa cambiare negli anni successivi.
“Per mantenere la competitività dei prodotti di tipo n, i wafer di silicio di tipo n TOPCon per celle solari e celle a eterogiunzione (HJT) sono fortemente motivati a ridurre lo spessore. Lo spessore medio dei wafer di silicio di tipo n utilizzati nelle celle TOPCon è di 125 μm, mentre lo spessore dei wafer di silicio utilizzati nelle celle a eterogiunzione è di circa 120 μm, ovvero una diminuzione rispettivamente di 15 μm e 5 μm rispetto al 2022”, si legge nel rapporto.
Riflettendo sui vari dimensioni dei wafer oggi sul mercato, la quota dei wafer quadrati da 182 mm è del 47.7%, mentre quella dei derivati rettangolari del formato M10 come 182 mm x 183.75 mm, 182 mm x 185.3 mm, che vengono definiti microrettangolari da CPIA (utilizzando la traduzione in linguaggio macchina ), è del 20.3%, ma questi potrebbero gradualmente uscire dal mercato nel 2028.
La quota di mercato dei wafer quadrati da 210 mm e dei wafer rettangolari nel 2023 era rispettivamente del 20% e del 10%. Quest'ultimo si riferisce molto probabilmente ai wafer tagliati a metà che finora vengono utilizzati solo nella lavorazione HJT. In futuro, queste potrebbero diventare le future dimensioni mainstream, ma avranno comunque bisogno di una verifica continua da parte del mercato.
Per quanto riguarda la tecnologia delle celle, l’analisi CPIA indica che la maggior parte delle linee di nuova creazione si basano sul tipo n, che si prevede crescerà nei prossimi anni, spingendo il PERC al pensionamento. Tuttavia, nel 2023, PERC domina ancora lo spazio della tecnologia cellulare in termini di capacità installata con una quota del 73%, mentre il tipo n si gode il resto della torta.
All'interno del tipo n, TOPCon apparentemente aveva la quota maggiore (26.5%) e 2.6% per HJT, mentre l'architettura back contact rappresentava quasi l'1%. Sebbene si tratti di una crescita significativa rispetto al 2022, la proiezione per il 2025 è ancora più ottimistica per il tipo n, in particolare per TOPCon, che dovrebbe dominare il flusso della tecnologia cellulare con una quota superiore al 50%. Si prevede che anche le altre tecnologie cellulari avanzate raddoppieranno le loro quote nel 2024 rispetto al livello del 2023. PERC è l'unica eccezione; come previsto, la tecnologia perderebbe il suo predominio con una presenza del 30%. È interessante notare che le architetture delle celle tandem non sono menzionate nella tabella di marcia CPIA.
Nel 2023, la produzione di massa media efficienza delle celle solari delle celle PERC ha raggiunto il 23.4%, il 25% per TOPCon e il 25.2% per HJT. Entro il 2025, il CPIA prevede che la stessa percentuale aumenterà rispettivamente al 23.7%, 25.7% e 26.2%. Non si prevede alcun progresso importante in futuro poiché la sua previsione per il 2028 per queste tecnologie cellulari è un massimo rispettivamente del 24%, 26.5% e 26.8%. Per l'efficienza HJT, si tiene conto delle mezze celle dei formati 182 mm e 210 mm, che si sono evoluti come lo stato dell'arte per HJT.
Una grossa fetta del costo delle celle solari dipende dal loro utilizzo pasta d'argento. Attualmente, l'industria utilizza pasta d'argento ad alta temperatura per celle di tipo p e TOPCon e paste d'argento a bassa temperatura per celle HJT. Nel 2023, la quantità di argento utilizzata sul lato anteriore era di circa 59 mg/pezzo per le cellule di tipo p, e il consumo di argento sul lato posteriore era di circa 25 mg/pezzo.
Le celle TOPCon di tipo N utilizzano una media di circa 109 mg/pezzo di argento per entrambi i lati, mentre il consumo di pasta d'argento a bassa temperatura su entrambi i lati HJT è stato di circa 115 mg/pezzo.
Tra inverter, lo scorso anno gli inverter di stringa rappresentavano l'80% della quota di mercato, mentre gli inverter centrali hanno conquistato la quota restante. L'associazione prevede una grande incertezza nelle quote di mercato dei diversi tipi di inverter poiché avvengono i cambiamenti negli scenari applicativi e l'evoluzione della tecnologia.
CPIA afferma che l’industria fotovoltaica cinese impiegava 3.53 milioni di persone nel 2022, di cui 589,000 con impiego diretto. Entro il 2025, il settore impiegherà probabilmente da 4.875 a 5.808 milioni, di cui da 813,000 a 968,000 in posti di lavoro diretti.
L'intera roadmap CPIA è disponibile sul suo sito sito web in cinese.
Fonte da Notizie Taiyang
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