TCL Zhonghuan converte 20 GW di capacità di celle TOPCon in retrocontatto
Il produttore solare cinese TCL Zhonghuan ha ricevuto l'approvazione del consiglio per un progetto di aggiornamento della capacità da 2,6 miliardi di CNY (382 milioni di dollari) per convertire 20 GW di capacità di celle TOPCon esistenti in linee di produzione di celle retrocontatto (BC) — 6 GW a Quzhou e 14 GW a Xinzhou — oltre ad aggiornare 25 GW di capacità di moduli TOPCon in linee di moduli BC in cinque siti. Si prevede che le linee di celle e moduli BC inizieranno ad aumentare la produzione dal terzo trimestre 2026, con produzione completa entro il primo trimestre 2027. Separatamente, l'appalto quadro 2026-2027 di Datang Group copre 11 GW di moduli fotovoltaici (6 GW TOPCon, 1 GW HJT, 4 GW BC) e 9,5 GW di inverter, con prezzi di offerta per moduli BC compresi tra 0,790-0,812 CNY/W e per TOPCon tra 0,705-0,800 CNY/W.
Longi avvia la produzione di celle retrocontatto da 21 GW con metallizzazione in lega di rame
Longi ha avviato la produzione presso una linea di produzione di celle retrocontatto (BC) da 21 GW presso la sua base di Xixian nella provincia dello Shaanxi, segnando la prima implementazione su scala gigawatt della sua tecnologia di metallizzazione Alloy Contact Matrix (ACM) che sostituisce la pasta d'argento convenzionale con una lega a base di rame. L'ACM presenta uno strato barriera su nanoscala che impedisce la diffusione del rame, materiale in lega di rame che migliora la resistenza all'ossidazione e una struttura di contatto puntiforme in stile matrice che riduce l'area di contatto metallo-silicio e le perdite di ricombinazione. Certificata dall'ISFH tedesco, la cella raggiunge un'efficienza del 27,6% e un output di modulo di 672 W (certificato TÜV Rheinland). Il principale motore commerciale è la riduzione dei costi, poiché la pasta d'argento rimane il costo non-silicio più elevato nelle celle BC. Longi non ha ancora divulgato dati sulla resa di produzione o sull'affidabilità esterna a lungo termine.
Il Regno Unito approva progetti fotovoltaici per un totale di 1,2 GW
Il governo del Regno Unito ha concesso ordini di consenso allo sviluppo per tre importanti progetti solari per un totale di 1,2 GW in cinque giorni, tutti comprensivi di sistemi di accumulo di energia a batteria co-locati. La centrale solare One Earth da 740 MW vicino a Lincoln (PS Renewables/Perigus Energy), la centrale solare Peartree Hill da 320 MW nello Yorkshire orientale (RWE) e la centrale solare Dean Moor da 150 MW nella West Cumbria (ib vogt/Firma Energy) sono state approvate attraverso il processo di pianificazione delle infrastrutture significative nazionali richiesto per i progetti solari inglesi pari o superiori a 100 MW. Le approvazioni arrivano poco prima dell'apertura dell'ottavo round di allocazione dei Contratti per Differenza per le offerte il 20 luglio. Il Regno Unito mira ad almeno 45 GW di solare installato entro il 2030, rispetto ai 22,6 GW a maggio 2025.
L'Argentina aggiudica 700,5 MW di accumulo di batterie in nodi critici della rete
La Segreteria Energetica argentina ha formalmente aggiudicato 20 progetti BESS per un totale di 700,5 MW nell'ambito della gara AlmaSADI tramite la Risoluzione 155/2026, rappresentando un investimento stimato di 700 milioni di dollari. I progetti coprono sette regioni: provincia di Buenos Aires (185 MW), Argentina nord-occidentale (150 MW), Chaco-Formosa (161,5 MW), Misiones-Corrientes (50 MW), Entre Ríos (50 MW), Santa Fe (36 MW) e la regione della Pampa (68 MW), aggiudicati a cinque sviluppatori guidati da Genneia (7 progetti) e DQD Energy (8). La gara ha attirato 235 offerte tecniche per un totale di 8.338 MW, oltre 11 volte il target di 700 MW. Questo segue la gara AlmaGBA che ha aggiudicato 713 MW per l'area metropolitana di Buenos Aires, progettati collettivamente per fornire risposta rapida alla domanda, flessibilità di dispacciamento e affidabilità della rete in regioni con vincoli di trasmissione.
L'operatore di rete brasiliano avverte che il curtailment potrebbe raggiungere i 40 GW entro il 2030
L'Operatore Nazionale del Sistema Elettrico brasiliano (ONS) ha pubblicato il suo Piano Operativo di Medio Termine 2026-2030 avvertendo che il curtailment eolico e solare potrebbe raggiungere i 40 GW annui tra il 2027 e il 2030, guidato da surplus rinnovabili durante le ore di punta solare che coincidono con una domanda inferiore e colli di bottiglia nella trasmissione. Un'analisi di sensibilità ha mostrato che l'aggiunta di 4 GW di nuovo carico ridurrebbe il curtailment di meno di 800 MW. L'ONS prevede una domanda di picco di circa 129 GW entro il 2030 (+17% rispetto al 2025), una capacità installata totale di 269 GW, eolico/solare centralizzato vicino ai 60 GW potenzialmente fino a 77 GW, e generazione distribuita superiore a 43 GW. Gli investimenti di trasmissione pianificati ammontano a 28,1 miliardi di BRL (circa 5,45 miliardi di dollari), inclusi 5.301 km di nuove linee. L'ONS chiede l'implementazione di BESS, la risposta alla domanda e un migliore allineamento dell'espansione delle rinnovabili con la crescita della domanda.
Unigrid svela sistemi di accumulo di energia residenziale agli ioni di sodio
Unigrid, con sede in California, ha lanciato Na+Casa, il suo primo sistema di accumulo di energia residenziale che utilizza una tecnologia proprietaria di catodo di ossido di sodio e cromo (NaCrO₂), rivendicando una durata di 10.000 cicli al 100% di profondità di scarica (oltre 27 anni di cicli giornalieri) con alcuni prodotti commerciali valutati oltre 30.000 cicli. L'unità montabile a parete pesa 108,9 kg, misura 477 × 869 × 269 mm e fornisce 9,25 kWh di energia utilizzabile con una tensione nominale di 46,4 V. Supporta la ricarica da -20°C a 60°C e la scarica da -40°C a 60°C, eliminando i rischi di incendio del litio-ione. La corrente di carica/scarica standard è di 50 A con capacità di impulso di 200 A. Certificazione di trasporto UN 38.3 ottenuta; CE e UL 9540/1973 in sospeso. Le installazioni europee sono in corso con un lancio negli Stati Uniti previsto entro la fine del 2026. Unigrid punta a una produzione annuale di celle di 1 GWh nel 2026.
Espansione della rete, accumulo e flessibilità restano indietro rispetto alla crescita delle rinnovabili in Europa
Un rapporto dell'Osservatorio europeo per la neutralità climatica (ECNO) avverte che l'espansione della rete, l'accumulo di elettricità e le misure di flessibilità non tengono il passo con la crescita della capacità rinnovabile. Le rinnovabili variabili hanno raggiunto il 30% della generazione elettrica dell'UE nel 2025, ma la crescita dal 2020 al 2025 è stata troppo lenta per raggiungere l'obiettivo del 58% entro il 2030. Gli ostacoli principali includono il curtailment e le limitazioni di flessibilità che impediscono alla quota di rinnovabili di aumentare proporzionalmente alla capacità installata. È necessaria una crescita annuale degli investimenti nella rete di distribuzione del 12-25%. La diffusione degli smart meter è in ritardo, bloccando la flessibilità dal lato della domanda, mentre molti meccanismi di capacità favoriscono ancora gli impianti a gas rispetto alle batterie. L'autore principale Eike Velten ha sottolineato che le tariffe dinamiche sono inutili senza smart meter. Un precedente rapporto di Ember ha identificato una carenza di circa 120 GW tra l'espansione pianificata delle rinnovabili e la capacità di rete disponibile nella maggior parte degli Stati membri dell'UE.
Il software può sbloccare 300 GW di capacità sulla rete statunitense senza nuove centrali elettriche
Software avanzato di scansione della rete può sbloccare 300 GW di capacità nascosta sulla rete statunitense esistente entro 3-5 anni senza costruire nuove centrali elettriche o linee di trasmissione, secondo il CEO di GridCARE Amit Narayan nel podcast Energy Empire con Jigar Shah. La rete statunitense opera solo al ~33% della sua capacità a causa della pianificazione di contingenza N-2 vecchia di decenni che copre 100 milioni di possibili combinazioni di guasti su circa 10.000 parti del sistema. Un'analisi della Duke University di Tyler Norris ha rilevato che se i grandi carichi accettano il curtailment solo per lo 0,25% dell'anno (circa 2 ore di picco di stress), la rete può assorbire quasi 100 GW di nuova domanda. Risultati comprovati includono National Grid (NY) che ha identificato oltre 650 MW, Portland General Electric che ha sbloccato oltre 400 MW per sei data center con anni di anticipo, e PJM che ha esaminato 811 domande di generazione (220 GW) in meno di un'ora. La sfida principale è la fiducia istituzionale: i dipartimenti di pianificazione delle utility utilizzano modelli statici che ignorano le operazioni delle risorse di flessibilità che i team operativi già impiegano.
La Svizzera installa 1,33 GW di solare nel 2025
La Svizzera ha installato 1,33 GW di nuova capacità solare fotovoltaica nel 2025, in calo rispetto a 1,8 GW nel 2024, il primo calo annuale dal 2017, portando le installazioni cumulative a 9.498,6 MW su 338.270 sistemi secondo i dati di Swissolar. La generazione solare ha raggiunto quasi 8 TWh, coprendo il 13,71% del consumo elettrico, un aumento del 33,3% anno su anno. Per segmento, il commerciale/industriale ha guidato con 547 MW; le case unifamiliari hanno aggiunto 25.562 sistemi (342,9 MW, media 13,4 kW); gli edifici plurifamiliari 5.800 sistemi (204,4 MW); gli edifici agricoli 110 MW; gli edifici pubblici 65,6 MW; e quelli a terra solo 33,3 MW su 50 installazioni. L'accumulo a batteria è aumentato del 70% anno su anno con 27.775 nuovi sistemi per un totale di 485.000 kWh, raggiungendo un cumulativo di 1,38 GWh su 93.500 sistemi. Swissolar ha attribuito il rallentamento del fotovoltaico all'incertezza del mercato energetico e delle politiche federali, chiedendo ulteriori incentivi per l'autoconsumo e il modello di elettricità locale.
I prezzi del polisilicio in Cina scendono con il rimbalzo della produzione, persiste l'eccesso di offerta
Il prezzo del polisilicio di grado mono in Cina è sceso del 2,12% settimana su settimana a 32,286 CNY/kg (4,75 $/kg) secondo l'OPIS Global Solar Markets Report. Un produttore leader ha assicurato vendite a circa 32 CNY/kg stabilendo un benchmark, mentre i fornitori più piccoli negoziano al di sotto di questo livello. La produzione interna è rimbalzata significativamente: giugno ~93.000 MT (rispetto a ~85.000 MT a maggio), previsione di agosto potenzialmente superiore a 110.000 MT tornando ai livelli del 2025. La stagione delle piogge ricca di idroelettricità guida un aumento della produzione con 50.000-60.000 MT previste, mantenendo i prezzi al di sotto dei costi di produzione. La Cina ha rilasciato tre standard nazionali obbligatori di efficienza energetica efficaci dal 1° gennaio 2027: soglie di polisilicio Siemens-process a 5,0/5,5/6,4 kgce/kg e polisilicio granulare FBR a 3,6/4,0/5,0 kgce/kg per grado. Stime del settore indicano che circa il 30% della capacità esistente potrebbe essere interessato, ma circa 2 milioni di tonnellate/anno (equivalenti a 900 GW di produzione annuale di moduli) rimarrebbero operative, il che significa che l'eccesso di offerta strutturale persiste nonostante normative più severe.
La Costa d'Avorio accende 52 MW di solare
La centrale solare di Ferké da 52 MW nella regione settentrionale di Tchologo della Costa d'Avorio è stata ufficialmente inaugurata. L'impianto da 41 miliardi di XOF (71,5 milioni di dollari) si estende su 70 ettari con oltre 73.000 pannelli, generando 90 GWh all'anno per alimentare oltre 370.000 famiglie, scuole, centri sanitari e imprese. Sviluppato da PFO Africa nell'ambito di un accordo di concessione di febbraio 2024, questo è il secondo impianto solare operativo della Costa d'Avorio dopo il progetto Boundiali da 37,5 MW (aprile 2024). I progetti in pipeline includono Kong da 50 MW e M'Bengue da 52 MW (entrambi entro la fine del 2027), oltre a un progetto Amea Power da 50 MW in costruzione. Il Vice Primo Ministro Téné Birahima Ouattara ha dichiarato che il solare rappresenta una "reale opportunità" per ridurre i costi energetici, accelerare l'elettrificazione rurale, creare posti di lavoro, rafforzare la sovranità energetica e sostenere lo sviluppo sostenibile. Gli obiettivi nazionali mirano a raggiungere il 46,3% delle rinnovabili nel mix energetico entro il 2035, con il solare che supera 1,3 GW.
Le ondate di calore causano perdite orarie di PV fino al 90% nella penisola iberica
Uno studio dell'Università di Évora rivela che le ondate di calore iberiche possono causare gravi perdite di rendimento di breve durata negli impianti fotovoltaici, raggiungendo fino al 90,4% all'ora. I ricercatori hanno analizzato tre impianti — Zebro in Portogallo (37,06 kW) e Ariza (15 kW) e Amibil (64,5 kW) a Saragozza, Spagna — durante quattro eventi di caldo estremo tra il 2024 e il 2025, convalidati rispetto ai dati di rianalisi ERA5-Land (correlazione fino a 0,95 per la temperatura, 0,98 per il GHI). L'efficienza dei moduli in silicio cristallino diminuisce dello 0,3-0,5% per ogni grado Celsius sopra i 25°C, con temperature dei moduli che superano i 70°C durante le ondate di calore, causando un degrado accelerato e un de-rating termico dell'inverter. La maggiore perdita giornaliera è stata del 17,6% a Zebro durante l'ondata di calore portoghese del 2025, sebbene le prestazioni si siano generalmente riprese entro un giorno. Criticamente, le simulazioni PVsyst che utilizzano dati dell'Anno Meteorologico Tipico sovrastimano sistematicamente la generazione durante il caldo estremo, rivelando un crescente divario di "Energia Non Servita". I ricercatori esortano il settore solare europeo a passare dalla massimizzazione della generazione annuale al miglioramento della resilienza contro eventi di caldo estremo ricorrenti.