I pannelli di punta per i grandi parchi solari dichiarano oggi un’efficienza fino al 24,8%: trasformano in elettricità poco meno di un quarto della luce che li colpisce. Dieci anni fa i moduli commerciali in silicio erano intorno al 17%. Il dato più alto del catalogo, però, non è quello medio, e l’efficienza è solo uno dei numeri da guardare.
Questo Fascicolo spiega come è fatto un pannello, quali tecnologie si trovano oggi nei grandi impianti, che cosa significano watt, efficienza e bifaccialità, chi produce i moduli e quanto costano. Alla fine trovi sei domande da fare a chi ti propone un progetto.
In sintesi
- Il silicio cristallino copre circa il 98% della produzione mondiale di moduli del 2025, e la tecnologia TOPCon è oggi la più diffusa.
- Il 24,8% è il valore massimo dichiarato da pochi modelli. La media dei moduli in vendita dei dieci maggiori produttori è 22,7%.
- “Bifacciale” indica una capacità del pannello. Quanta energia in più produca davvero dipende dal terreno e dal progetto.
- A settembre 2026 i moduli TOPCon bifacciali costavano in media 0,114 euro per watt-picco sul mercato europeo online sun.store.
- Per giudicare una proposta serve la scheda tecnica del modulo, non solo il nome della tecnologia.
Perché un proprietario di terreno dovrebbe conoscere i pannelli
Il pannello lo sceglie lo sviluppatore, ma la scelta ricade su di te: determina quanta potenza entra in un ettaro, quanta energia produce il parco e quali garanzie restano sul campo per decenni.
I grandi impianti a terra pesano sempre di più in Italia. Secondo il rapporto statistico 2025 del Gestore dei Servizi Energetici (GSE), pubblicato il 29 ottobre 2026, a fine 2025 erano in esercizio circa 2,09 milioni di impianti per 43,7 GW. Gli impianti sopra i 10 MW valgono circa 5.259 MW, il 12% della potenza totale, con una crescita del 49% rispetto al 2024. Nel solo 2025 sono entrati in esercizio 6.520 MW: oltre la metà da impianti sopra 1 MW e oltre il 26% da impianti sopra 10 MW. La potenza installata a terra ha raggiunto 14,3 GW, un terzo del totale, e il 41% della nuova potenza del 2025 è stata a terra, secondo pv magazine Italia. Queste percentuali riguardano la potenza, non il numero di impianti.
Dalla cella al pannello: come è fatto un modulo
La cella fotovoltaica è una sottile piastrina di silicio, di circa 18-21 centimetri di lato. Quando la luce la colpisce produce corrente elettrica, ma con una tensione di circa mezzo volt: troppo poco per essere utile da sola.
Per questo le celle vengono collegate in serie, una dopo l’altra, in modo che le tensioni si sommino. Un pannello, detto anche modulo, ne contiene da qualche decina a oltre un centinaio, spesso tagliate a metà o in quarti e unite da sottili nastri metallici. Il Tiger Neo 3.0 di JinkoSolar, per esempio, usa celle tagliate in quarti, come riporta pv magazine, mentre l’Hi-MO 9 di LONGi ne ha 66 secondo la scheda del produttore.
Le celle sono fragili, ma il pannello deve resistere per decenni a pioggia, grandine, caldo e sbalzi di temperatura. Per questo sono racchiuse in una specie di sandwich:
- davanti, un vetro trasparente che lascia passare la luce e protegge le celle;
- al centro, due strati di resina trasparente (incapsulante) che tengono ferme le celle e le isolano elettricamente;
- dietro, un secondo vetro oppure un foglio di plastica (backsheet).
Attorno c’è un telaio di alluminio e, sul retro, una scatola con i cavi per collegare il pannello agli altri. In un modulo standard con foglio posteriore il vetro pesa circa due terzi della massa totale, secondo i dati 2021 del Photovoltaics Report di Fraunhofer ISE. Un modulo di punta misura circa 2,4 × 1,1 metri e pesa oltre 30 kg.
Il pannello rende sempre un po’ meno della sua cella migliore. JinkoSolar dichiara celle al 27% di efficienza dentro un modulo al 24,8%. Il record di laboratorio per una cella in silicio è 28,1%, mentre il miglior modulo di laboratorio arriva al 26,0% (Fraunhofer ISE).
Perché conta per chi valuta un progetto: la cella decide quanta luce diventa elettricità, ed è qui che compaiono sigle come TOPCon o HJT. Il modulo decide robustezza, peso, dimensioni e garanzie. Due pannelli con celle simili possono essere molto diversi: nell’offerta non basta il tipo di cella, serve la scheda tecnica del modulo.
Come si è arrivati a oggi
Le prime celle pratiche al silicio, a metà degli anni Cinquanta, avevano un’efficienza intorno al 6%. Negli ultimi dieci anni i moduli commerciali in silicio monocristallino sono passati da circa il 17% a poco meno del 25%. Nello stesso tempo il silicio usato per ogni watt è sceso da circa 16 grammi nel 2004 a circa 2 grammi nel 2024, grazie a celle più efficienti e wafer più sottili: sono i dati di Fraunhofer ISE.
Il principio fisico è rimasto lo stesso. Sono migliorate le tecniche per perdere meno energia prima che arrivi ai contatti elettrici:
| Passaggio | Che cosa cambia nella cella |
|---|---|
| Dal policristallino al monocristallino | Il silicio di base è un cristallo più uniforme, che conduce meglio |
| Passivazione delle superfici | Si riducono i difetti dove le cariche elettriche andrebbero perse |
| Contatti selettivi | Le cariche raggiungono i contatti con meno perdite |
| Contatti sul retro | Si toglie la griglia metallica dal lato che riceve la luce |
| Due strati sovrapposti (tandem) | Si usano porzioni diverse dello spettro solare |
I numeri sulle installazioni italiane e sulla produzione mondiale raccontano due storie diverse. A fine 2025 il 50% della potenza fotovoltaica in esercizio in Italia era in silicio policristallino, il 47% in monocristallino e il 3% in film sottile o altri materiali (GSE, ripreso da pv magazine). È la fotografia di molti anni di installazioni. La produzione mondiale del 2025 è invece di circa 706 GW, di cui 690 in silicio monocristallino e 16 in film sottile, e il policristallino è sparito dal mercato. Il silicio cristallino copre il 98% del totale e l’86% dei wafer è di tipo n (Fraunhofer ISE, su dati ITRPV).
Le architetture di cella: PERC, TOPCon, HJT e contatti posteriori
Le sigle sulle schede tecniche descrivono come è fatta la cella. Per orientarsi basta chiedersi quale problema risolve ciascuna.
PERC (Passivated Emitter and Rear Cell) è stata la tecnologia di massa fino a pochi anni fa e limita le perdite sul retro della cella. Oggi cede il passo alle celle di tipo n: nei wafer n-type il silicio è trattato in modo da favorire la conduzione tramite elettroni. Fraunhofer ISE segnala che TOPCon e eterogiunzione stanno sostituendo il PERC.
TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) inserisce sul retro un ossido sottilissimo, attraversato dalle cariche per effetto tunnel, che riduce le perdite nella raccolta. Secondo Fraunhofer ISE è oggi la tecnologia dominante. Attenzione: l’86% di wafer di tipo n non coincide con la quota di TOPCon, perché “tipo n” descrive il materiale di base e “TOPCon” la struttura del contatto.
HJT (Heterojunction, eterogiunzione) unisce una base di silicio cristallino a strati sottilissimi di silicio amorfo, che proteggono le superfici e selezionano le cariche.
Contatti posteriori (back contact): in queste celle tutti i contatti metallici stanno sul retro. Il lato rivolto al sole resta libero dalla griglia e non fa ombra alla cella. LONGi usa per l’Hi-MO 9 una variante chiamata HPBC 2.0.
| Tecnologia | Idea centrale | Dove si trova | Esempio di modulo di punta |
|---|---|---|---|
| TOPCon | Ridurre le perdite nella raccolta delle cariche | È la più diffusa nelle forniture recenti | JinkoSolar Tiger Neo 3.0: 670 W, 24,8% |
| Eterogiunzione (HJT) | Silicio cristallino più strati amorfi | Già in vendita | Risen Hyper-ion Pro: 720-745 W, 23,2-24,0% |
| Contatti posteriori | Metallo solo sul retro | Già in vendita | LONGi Hi-MO 9: 670 W, 24,8% |
| Film sottile (CdTe) | Strati depositati su un supporto | Circa il 2-3% della produzione | First Solar |
I produttori sostengono tesi opposte. LONGi dichiara per l’Hi-MO 9 un’efficienza superiore di 1,5 punti ai moduli TOPCon e circa il 6,4% di potenza in più a parità di terreno. JinkoSolar replica che i suoi moduli TOPCon hanno un fattore di bifaccialità del 85% ± 5%, contro il 70% e oltre tipico dei moduli a contatti posteriori. Sono dichiarazioni commerciali: la scelta va verificata sul singolo progetto.
I dati dei modelli vengono dalle pagine dei produttori (JinkoSolar, LONGi) e dalla scheda tecnica Risen, consultate il 31 ottobre 2026. Gli esempi non formano una classifica delle vendite.
Il modulo bifacciale usa anche la luce riflessa
Un modulo bifacciale produce elettricità anche dal retro, quando riceve luce riflessa dal terreno o dalle superfici vicine. Per questo è la scelta tipica dei parchi a terra.
Il fattore di bifaccialità riportato in scheda è il rapporto tra l’efficienza del retro e quella del fronte, misurato in laboratorio. Per esempio JinkoSolar dichiara 85% ± 5% e LONGi fino all’80%. Non è l’aumento di produzione annua. I chilowattora in più dipendono da quanta luce arriva davvero sul retro nel tuo sito.
Contano il colore e la riflettanza del suolo, l’altezza dei moduli, la distanza tra le file, le ombre e gli ostacoli. Per chi possiede il terreno c’è un punto in più: anche la vegetazione sotto i pannelli cambia la luce riflessa. Quando uno sviluppatore ti presenta una stima di produzione con i moduli bifacciali, chiedi quale riflettanza del terreno ha ipotizzato.
Watt, efficienza e superficie
Il watt-picco (Wp) è la potenza nominale del modulo in condizioni di prova standard. L’efficienza è il rapporto tra la potenza elettrica prodotta e la luce che arriva sulla superficie del modulo. Un pannello può avere più watt perché è più efficiente, perché è più grande o per entrambe le ragioni.
Un controllo semplice: dividendo la potenza per la superficie si ricava l’efficienza. Un modulo da 670 W su circa 2,7 m² (il Tiger Neo 3.0 misura circa 2,38 × 1,13 metri) ha un’efficienza del 24,8%. Il Risen da 735 W misura 2,384 × 1,303 metri, cioè circa 3,1 m²: ha più watt dei due modelli da 670 W ma un’efficienza inferiore, 23,7%. Fraunhofer ISE osserva che con i wafer più grandi la potenza dei moduli è salita fino a circa 750 W.
I valori massimi di catalogo non descrivono il mercato. Nel campione dei moduli in silicio dei dieci maggiori produttori l’efficienza media ponderata è 22,7%, con un minimo di 18,9% e un massimo di 24,8% (Fraunhofer ISE, dati 2024 e schede tecniche di settembre 2025).
Quanto terreno risparmia un punto di efficienza
Per produrre 1 MWp con una luce di prova di 1.000 W/m², la superficie dei moduli si ricava dividendo la potenza per il prodotto tra luce ed efficienza:
| Efficienza dei moduli | Superficie dei moduli per 1 MWp |
|---|---|
| 22% | circa 4.545 m² |
| 24% | circa 4.167 m² |
La differenza è di circa 379 m², l’8,3%. Questo riguarda solo la superficie dei pannelli: il parco comprende anche i corridoi tra le file, le strade e le cabine, quindi lo stesso risparmio non si applica automaticamente a tutto il terreno. La produzione annua dipende poi da irraggiamento, temperatura, orientamento, inseguitori, ombre e perdite elettriche.
Il tandem perovskite-silicio: record in laboratorio, primi moduli in vendita
Il tandem sovrappone due strati che assorbono parti diverse della luce: la perovskite sopra, il silicio sotto. Fraunhofer ISE riporta per la cella tandem perovskite-silicio un record ufficiale del 35,2%, contro il 28,1% del silicio da solo e il 26,9% della perovskite da sola (tabelle Solar Cell Efficiency Tables, versione 68, maggio 2026).
Il record riguarda una cella di laboratorio, non un pannello da parco. Qualcosa è già arrivato sul mercato: nel 2024 Oxford PV ha venduto a un’azienda statunitense moduli tandem per un progetto di grandi dimensioni, con 72 celle e un’efficienza del 24,5%, prodotti in Germania (PV Tech). Ma l’industria non li produce ancora su larga scala, in gran parte perché la perovskite è un materiale instabile che tende a degradarsi (PV Tech). Per un parco finanziato su vent’anni e più servono prove sulla durata, garanzie e forniture affidabili.
Chi produce i moduli
Nella classifica 2025 di InfoLink i dodici fornitori inclusi hanno spedito circa 536 GW. JinkoSolar e LONGi sono insieme al primo posto con 80-90 GW ciascuno, seguiti da Trina Solar e JA Solar con 60-70 GW. I primi quattro valgono circa il 58% del totale. I dati includono la produzione negli stabilimenti statunitensi dei quattro gruppi e sono spedizioni globali, non indicano i modelli più installati in Italia. Fraunhofer ISE stima che i dieci maggiori produttori coprano circa l’85% delle spedizioni e che nel 2025 circa il 96% di moduli e componenti venga dall’Asia.
Sul mercato online europeo sun.store, nei tre mesi fino a settembre 2026, il marchio con più capacità venduta è Trina (pv Europe). È un dato di quel canale, non una classifica dei parchi italiani.
Il nome di un grande produttore rende più facile trovare la documentazione. Ma la verifica deve arrivare al modello preciso, perché garanzie e scheda tecnica si riferiscono al prodotto individuato.
Quanto costano i moduli
Per confrontare forniture il prezzo per watt-picco è più utile del prezzo per pezzo, perché mette sulla stessa base moduli di formato e potenza diversi. Il Photovoltaics Report di Fraunhofer ISE stima per il 2025 un prezzo medio globale di circa 0,10 dollari per Wp, vicino ai minimi storici. Ricorda però che dall’aprile 2026 la Cina ha eliminato il rimborso dell’IVA all’esportazione del 9%, e questo, insieme ad altri costi, spinge i prezzi verso l’alto.
Sul mercato europeo il PV Index di sun.store per settembre 2026 riporta queste medie, tutte in calo rispetto ad agosto:
| Classe di moduli | Media di settembre 2026 | Esempio per un modulo ipotetico da 600 Wp |
|---|---|---|
| TOPCon bifacciale | 0,114 €/Wp | 68,40 € |
| TOPCon monofacciale | 0,120 €/Wp | 72,00 € |
| Contatti posteriori | 0,128 €/Wp | 76,80 € |
| Full black (per case) | 0,129 €/Wp | 77,40 € |
Sono medie di una piattaforma online che serve anche acquirenti piccoli e residenziali, non solo grandi parchi. Gli importi per modulo sono semplici moltiplicazioni. Gli acquisti in grandi volumi seguono altre condizioni.
Un secondo riferimento sono le quotazioni di InfoLink per moduli TOPCon prodotti in Cina e destinati a progetti europei, in dollari e su base FOB (Free On Board: il prezzo comprende la merce portata a bordo della nave nel porto cinese, ma non il trasporto né le spese di importazione). La pagina si aggiorna ogni settimana e la riga per i grandi impianti è riservata agli abbonati, quindi il valore va letto alla data che ti interessa. Un altro indicatore, il benchmark OPIS per i moduli TOPCon FOB Cina, era intorno a 0,113 dollari per watt all’inizio di luglio 2026, con quotazioni tra 0,110 e 0,117 (pv magazine).
Le due fonti hanno valuta, canale e condizioni di consegna diverse: non vanno confrontate come se fossero lo stesso prezzo. Per una richiesta di offerta servono almeno quantità, codice del modulo, data, garanzie, luogo di consegna e condizioni di pagamento.
Il modulo è solo una parte del costo dell’impianto. A livello globale, secondo i dati IRENA riportati da Fraunhofer ISE, il costo totale medio dei grandi impianti nel 2025 è 595 euro per kWp, con un intervallo molto ampio, da 341 a 1.079. In Germania i costi totali dei grandi impianti sono cresciuti di circa il 40% in un anno. Per valutare un parco serve il preventivo completo, con strutture, inverter, cavi, opere e collegamento alla rete.
Sei domande da fare prima di firmare
La direzione dell’evoluzione è chiara: ridurre le perdite nella cella e usare meglio la luce disponibile. Per leggere una proposta di grande impianto, affianca la scheda del modulo alle ipotesi sull’energia prodotta e alle condizioni della fornitura. È quel collegamento a dare significato a efficienza, bifaccialità e prezzo.
Fonti e documenti
Statistiche italiane dal Gestore dei Servizi Energetici; ricerca tecnica da istituti e amministrazioni pubbliche; prezzi e ranking dai provider dei rispettivi dataset. Le caratteristiche dei prodotti sono dichiarazioni dei costruttori. L’analisi riguarda tecnologie e mercato e non formula indicazioni normative.
- Gestore dei Servizi Energetici — Solare fotovoltaico, Rapporto statistico 2025, ottobre 2026: classi dimensionali degli impianti e mix tecnologico della capacità in esercizio.
- Fraunhofer ISE — Photovoltaics Report, aggiornato il 14 luglio 2026: wafer e tendenze (p. 5), produzione per tecnologia (p. 30), efficienza dei moduli in vendita (p. 34) e record di laboratorio; per la stima del film sottile il rapporto considera First Solar.
- pv magazine Italia — Nel 2025 il 41% della nuova potenza fotovoltaica è stata a terra, 30 ottobre 2026: ripresa dati GSE su impianti a terra.
- JinkoSolar — Tiger Neo 3.0: scheda tecnica del produttore per il modello da 670 W.
- LONGi — Hi-MO 9: scheda del modulo da 66 celle e 670 W con tecnologia HPBC 2.0.
- Risen — Hyper-ion Pro RSM132-8-720-735BHDG, scheda 2026 H2: specifiche del modulo HJT.
- Dipartimento dell’Energia USA — Solar Photovoltaic Manufacturing Basics: filiera e assemblaggio del modulo.
- Dipartimento dell’Energia USA — Crystalline Silicon Photovoltaics Research: architetture PERC, TOPCon e contatti posteriori.
- PV Tech — Oxford PV ships first commercial perovskite tandem modules: primi moduli commerciali tandem venduti nel 2024.
- PV Tech — Perovskite modules rely on efficiency and production capacity: sfide di stabilità e degrado della perovskite.
- InfoLink — Global Module Shipment Ranking 2025, 27 febbraio 2026: stime delle spedizioni globali dei fornitori.
- pv Europe / now.solar — September PV index: module prices ease as demand edges up, 12 ottobre 2026: marchi più scambiati su sun.store.
- PV Tech / sun.store — European PV module prices ease out in September: prezzi medi transati a settembre 2026.
- InfoLink — PV spot price, 28 ottobre 2026: quotazioni TOPCon FOB Cina per progetti europei.
- pv magazine — China solar module forward prices ease amid softer Europe demand, 3 luglio 2026: benchmark OPIS FOB Cina.
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