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È possibile costruire una filiera europea del fotovoltaico quasi competitiva con quella cinese, se si adottano politiche di sostegno mirate. Uno studio di SolarPower Europe e del Fraunhofer Institute mostra che, con investimenti pubblici mirati e una cornice politica favorevole, l’UE potrebbe aumentare la produzione di moduli e componenti in Europa, con benefici economici e di sicurezza energetica non trascurabili.

La Olanda ha deciso di interrompere SolarNL, programma nato nel 2023 per la filiera nazionale. Dopo un primo stanziamento di 135 milioni di euro, erano previsti altri 277 milioni condizionati, ma i fondi non verranno erogati. Il progetto puntava a tecnologie avanzate come celle HJT, perovskite flessibile e prodotti integrati per edilizia e veicoli.

Il nucleo dell’analisi confronta i costi di produzione: in media i moduli europei sono 10,3 cent €/Wp più costosi di quelli cinesi. Le spese pesano su macchinari (+40%), impianti (+110%), lavoro (+280%) e materiali (+50%), contribuendo a un prezzo di vendita superiore in Europa.

Di conseguenza, un impianto utility-scale con moduli europei arriva a 60,8 cent €/Wp contro 50 cent €/Wp per i moduli cinesi, con un LCOE superiore di circa il 14,5%. Il gap rientra se si impiegano misure mirate di supporto; l’obiettivo è mantenere l’extracosto entro i limiti delle aste rinnovabili.

Il rapporto invita a promuovere pienamente i prodotti Made in Europe, piuttosto che affidarsi solo al Net-Zero Industry Act (NZIA). Tra i moduli non cinesi conformi all NZIA, la differenza di costo tra Europa e Paesi terzi si aggira tra 2,2 e 5,8 cent €/Wp.

Sono esaminati tre scenari NZIA: (1) polisilicio, moduli, vetro e inverter tutti europei; (2) celle, vetro, moduli e inverter europei, con polisilicio, lingotti e wafer in Cina; (3) componenti realizzate nel Sud-est asiatico con materiali cinesi. Il sistema europeo completo risulta più costoso di 12,8 cent €/Wp rispetto a NZIA senza componenti europei.

Se non si sostiene adeguatamente la produzione Made in EU, si rischia di alimentare filiere in Asia, India, Medio Oriente e Turchia, anziché rafforzare la sovranità industriale europea. Il rapporto include anche una panoramica degli investimenti GW pianificati a livello globale.

È cruciale che gli Stati membri applichino efficacemente NZIA, sfruttando la revisione della direttiva sugli appalti e l’obbligo di solare sui tetti, che potrebbe portare il mercato rooftop europeo a 34–45 GW annui nel 2024–2029.

Sarà necessario un mix di incentivi agli investimenti e di contenimento dei costi operativi, imitativo di modelli come l’Inflation Reduction Act USA e il Production Linked Incentive in India. Per riportare l’intera catena in UE servirebbero 172,6 milioni di euro per ogni GW di capacità, pari a 5,2 miliardi per 30 GW entro il 2030; se polisilicio, lingotti e wafer restano extra UE, la spesa scende a 45,3 milioni di euro per GW (1,4 miliardi complessivi).

Secondo lo studio, i costi iniziali elevati possono tradursi in benefici macroeconomici significativi: ogni GW di capacità produttiva annua potrebbe creare fino a 2.700 posti di lavoro e generare circa 66,4 milioni di euro all’anno in entrate fiscali e contributive. In base alle ipotesi, il 28–39% dei costi verrebbe recuperato mediante tali benefici.

Il rapporto è disponibile gratuitamente previa registrazione.