Materiali critici per il fotovoltaico al 2050, lo scenario IEA PVPS su rame, argento e indio

La crescita prevista del fotovoltaico nei prossimi venticinque anni ci pone di fronte alla questione del consumo di materiali critici. Lo quantifica il report Primary and Secondary Material Flows for the Future Global Deployment of Silicon-based Photovoltaic Systems, pubblicato da IEA PVPS nell’ambito del Task 12 dedicato alla sostenibilità del solare, con un gruppo di ricerca della Delft University of Technology guidato da Mohammad Abdelbaky e la curatela di Garvin Heath del National Lab of the Rockies. Lo studio applica un modello di dynamic material flow analysis (dMFA) a nove materiali — alluminio, rame, indio, piombo, silicio, argento, oro, stagno e zinco — e ne segue domanda primaria, stock in uso e flussi a fine vita fino al 2050, su scenari di capacità installata globale che vanno da 29 a 75 TWp. Emerge che il rame, non l’argento, è il materiale con il maggior rischio collo di bottiglia, mentre l’indio è l’unico materiale la cui domanda supera le riserve stimate già prima del 2050.

Gli scenari di crescita alla base del modello

Il perimetro dello studio è il fotovoltaico a base silicio, che oggi copre oltre il 98% delle installazioni globali. L’intera capacità futura viene quindi allocata alle tecnologie c-Si, con le quote di mercato di Al-BSF, PERC, TOPCon, SHJ, IBC e tandem perovskite-silicio che evolvono secondo le proiezioni ITRPV, estrapolate linearmente oltre il 2035.

Gli scenari di sviluppo sono due, entrambi ricostruiti come curve S a partire dalla capacità storica installata fino al 2024, attorno ai 2 TWp.

• Scenario low, 13 TWp al 2035 e 29 TWp al 2050, derivato dalla roadmap Net Zero Emissions 2024 della IEA. È il percorso più conservativo sul solare perché arriva alla neutralità carbonica anche attraverso tecnologie di rimozione della CO₂.
• Scenario high, 17 TWp al 2035 e 63 TWp al 2050, basato sul modello di transizione energetica della finlandese LUT University (Bogdanov et al., 2021), che raggiunge la neutralità carbonica quasi interamente con solare ed eolico, senza ricorso alle tecnologie di rimozione della CO₂ dall’atmosfera.
• Scenari aggiuntivi a 40 e 50 TWp al 2050, impiegati nella sensitivity analysis per coprire i valori intermedi, e uno scenario esplorativo a 75 TWp derivato da Haegel et al. (Science, 2019). Quest’ultimo non nasce da un modello di transizione energetica ma da un’ipotesi di letteratura sul fotovoltaico su scala terawatt.

Il modello colloca il picco delle nuove installazioni annue fra il 2040 e il 2045, con circa 1,7 TWp/anno nello scenario low e 4,1 TWp/anno nello scenario high. Nello stesso periodo anche la domanda annua di materie prime raggiunge il massimo.

Sul fronte tecnologico il modello incorpora una riduzione continua della quantità di materiale per watt installato. Lo spessore medio del wafer scende da 136 µm del 2024 a 110 µm nel 2035 e verso i 100 µm al 2050, il kerf loss passa da 53 a 42 µm entro il 2035 e a 30 µm per estrapolazione al 2050, la metallizzazione in rame sale dal 7% del mercato nel 2024 al 74% nel 2035.

Il rame, principale collo di bottiglia

Fra il 2025 e il 2050 il fotovoltaico a silicio assorbirà cumulativamente fra 145 e 280 milioni di tonnellate di rame. Il picco di domanda annua cade a metà degli anni Quaranta e si colloca fra 7 e 15 milioni di tonnellate, un valore equivalente al 30-65% dell’attuale produzione mineraria mondiale.

Il report richiama stime di settore secondo cui, pur crescendo la capacità estrattiva a un CAGR del 3%, al 2035 si profila un divario fra domanda e offerta di rame compreso fra 10,5 e 11,5 milioni di tonnellate, considerando l’insieme degli usi finali. Lo stock di rame immobilizzato negli impianti fotovoltaici passerebbe dai circa 20 Mt del 2025 a 130 Mt nello scenario low e 250 Mt nello scenario high al 2050.

Cavi e inverter, dove finisce davvero il rame

I cavi assorbono il 75% del rame di sistema e gli inverter un ulteriore 13%, mentre l’aumento dovuto alla sostituzione dell’argento con paste a base rame nella metallizzazione di cella pesa appena lo 0,3% della domanda complessiva. Il rame del fotovoltaico è quindi in larghissima parte un tema di balance of system e di connessione alla rete, non di cella.

Il report indica negli inverter a tensione più elevata, fino a 2.000 V, e nei cablaggi in alluminio i percorsi con il maggiore potenziale di riduzione. La sensitivity analysis mostra che la domanda cumulata di rame può oscillare fra 130 e 400 Mt a seconda di quanto rapidamente inverter e cavi ridurranno il rame necessario per unità di potenza, oltre che della capacità installata.

Argento e indio, le due variabili tecnologiche

Per quasi tutti i materiali il fattore dominante è la quantità di fotovoltaico installato. Argento e indio fanno eccezione, perché la loro domanda dipende soprattutto dalla tecnologia di cella adottata.

L’argento cumulato 2025-2050 si colloca fra 100.000 e 200.000 tonnellate, pari a circa il 15-30% delle attuali stime di riserve globali. Il dato che ridimensiona l’allarme riguarda il picco annuo di utilizzo nelle celle, stimato in 9.000 tonnellate anche negli scenari di alta diffusione, poco sopra le 8.600 tonnellate stimate per le spedizioni del 2024. Dopo il 2030 la domanda annua inizia a scendere, con un calo medio del 9% all’anno nello scenario low e del 3% in quello high. Pesano la diffusione della metallizzazione in rame e il passaggio a contatti di cella più sottili, che riducono il materiale necessario e allo stesso tempo limitano l’ombreggiamento della cella. La forbice resta comunque ampia: la sensitivity analysis indica valori cumulati fra 50 e 600 kt, determinati quasi per intero dalla quota di mercato che manterrà la serigrafia in argento.

L’indio ha la crescita più rapida fra tutti i materiali considerati, con un CAGR compreso fra il 18% e il 24% annuo fino al 2040, trainato dall’avanzata delle tecnologie con ossido di indio-stagno (SHJ, IBC-SHJ e tandem perovskite-silicio). La domanda cumulata si colloca fra 60.000 e 160.000 tonnellate, contro una stima globale di riserve e risorse pari a 50.000 tonnellate — un dato del 2009, che gli autori usano per assenza di valutazioni più recenti e autorevoli.

In tutti gli scenari la soglia viene superata entro la metà degli anni Quaranta, nel 2046 con bassa diffusione e già nel 2040 con alta diffusione. A peggiorare il quadro ci sono le perdite di lavorazione. Nella deposizione dell’ITO si disperde oggi circa il 50% del materiale, quota che il modello vede scendere al 40% entro il 2050. Il fabbisogno effettivo risulta quindi circa doppio rispetto all’indio che finisce davvero dentro i moduli. Secondo il report, la quota di mercato delle tecnologie con ITO dovrebbe restare sotto il 20% per mantenere la domanda entro le stime di riserve attuali. Anche questa soglia va letta come limite massimo, perché non considera l’indio richiesto da display, elettronica e rivestimenti speciali. Le alternative senza indio, a partire dagli ossidi conduttivi trasparenti a base zinco, restano poco mature per stabilità, prestazioni e costo.

Silicio, stagno e gli altri materiali

Il silicio solar-grade (ovvero con purezza tipicamente 6N-9N) richiede fra 60 e 120 milioni di tonnellate cumulate, con oltre il 20% del materiale in ingresso perso nel taglio dei wafer. In valore assoluto le perdite di taglio ammontano a 15 Mt nello scenario low e 30 Mt in quello high. Il picco di domanda annua, fra 3 e 6 Mt attorno al 2040, supera la capacità produttiva mondiale attuale, oggi vicina ai 3 Mt. Il confronto va però letto con prudenza, perché la sovraccapacità cinese e i progetti già avviati ampliano il margine disponibile.

Dopo il vetro, l’alluminio è il materiale presente in maggiore quantità negli impianti fotovoltaici, con 510-1.100 Mt cumulate, di cui circa il 70% destinato alle strutture di montaggio e oltre il 25% alle cornici di modulo. La quota delle cornici scende dal 29% al 23% per effetto della diffusione di design frameless e di telai in acciaio o materiali compositi.

Lo stagno merita attenzione per il rapporto fra domanda e base di riserve. Deriva quasi interamente dalle leghe saldanti e la domanda cumulata 2025-2050 corrisponde al 30-64% delle riserve globali stimate al 2024, con un picco annuo che nello scenario high tocca il 65% della produzione mineraria del 2024.

Fonte: IEA PVPS, Report T12-34:2026. I range corrispondono agli scenari di capacità installata compresi fra 29 e 75 TWp al 2050.

Fine vita e circolarità, quanto può davvero rientrare

Fra il 2025 e il 2050 i sistemi fotovoltaici dismessi conterranno una quantità di materiali pari al 15-20% di quanto il settore consumerà nello stesso periodo. Il motivo è la lunga vita utile dei moduli, che rende disponibile la materia seconda molto dopo il momento in cui serve.

L’argento rappresenta l’eccezione più interessante. Il materiale contenuto nei moduli a fine vita potrebbe coprire il 30-45% della domanda cumulata del settore fra 2025 e 2050, proprio perché la domanda primaria cala mentre lo stock storico, più ricco di argento, arriva a dismissione. È anche il metallo che concentra circa metà del valore economico recuperabile da un modulo riciclato, il che rende il tema una questione di sostenibilità industriale oltre che ambientale.

All’estremo opposto sta l‘indio, che per commercializzazione tardiva e crescita rapida resterà per oltre il 90% immobilizzato nello stock in uso al 2050, con i flussi a fine vita capaci di coprire appena il 5% della domanda cumulata.

Queste percentuali valgono in condizioni ideali, con raccolta totale e recupero completo, e gli stessi autori le indicano come limite teorico. Con i target della direttiva WEEE, 85% di raccolta e 80% di riciclo, il recupero scende a circa il 68% della massa dei moduli. Oggi nel mondo si ricicla circa il 10% dei moduli a fine vita, e gli impianti non specializzati recuperano intorno al 24% della massa trattata.

In termini di volumi, il modello proietta oltre 15 milioni di tonnellate di sistemi fotovoltaici dismessi fra 2025 e 2030, che salgono a circa 131 milioni di tonnellate nel decennio 2030-2040. I moduli pesano per il 71% di questa massa, il BOS (Balance of System) per il restante 29%. Nella composizione dello stock in uso il vetro domina con il 59%, seguito dall’alluminio al 21%, mentre i materiali di cella si fermano attorno al 2%.

Che cosa cambia per la filiera

Il report misura gli impatti sulle risorse con quattro metodi diversi, che restituiscono gerarchie non sovrapponibili. Il metodo ADPUR, che pesa la scarsità geologica, indica l’oro degli inverter come primo fattore di impatto con il 56%, davanti al rame con il 33%. Il metodo ESSENZ, che misura invece il rischio di fornitura, individua nell’indio il fattore dominante con circa il 75% degli impatti, seguito da stagno e argento.

Ne discende un’indicazione che riguarda la progettazione più della disponibilità geologica. Efficienza di materiale e sostituzione andrebbero considerate insieme agli incentivi alla produzione domestica, in un contesto in cui il Critical Raw Materials Act europeo, l’Inflation Reduction Act statunitense e lo schema indiano di Production Linked Incentive stanno già decidendo dove si costruirà la capacità manifatturiera del prossimo decennio.

Nel Report non sono considerate alcune voci: fondazioni, strutture galleggianti, tracker, sistemi di controllo e accumulo elettrochimico, né l’acciaio delle strutture di supporto. Fuori anche le tecnologie a film sottile, e con esse tellurio, gallio e selenio.

FAQ Materiali critici per il fotovoltaico

Quali sono i materiali critici del fotovoltaico al 2050?

Il report IEA PVPS T12-34:2026 analizza nove materiali: alluminio, rame, indio, piombo, silicio, argento, oro, stagno e zinco. Rame e indio emergono come i più problematici, il primo per il volume assoluto richiesto rispetto alla produzione mineraria mondiale, il secondo perché la domanda cumulata supera le stime attuali di riserve e risorse già fra il 2040 e il 2046.

Quanto rame servirà al fotovoltaico entro il 2050?

Fra 145 e 280 milioni di tonnellate cumulate tra 2025 e 2050, a seconda dello scenario di diffusione. Il picco annuo, atteso a metà degli anni Quaranta, si colloca fra 7 e 15 milioni di tonnellate, pari al 30-65% dell’attuale produzione mineraria globale. Cavi e inverter assorbono insieme quasi il 90% di questo fabbisogno.

Il fotovoltaico rischia di esaurire l’argento disponibile?

No, secondo le proiezioni del report. La domanda cumulata 2025-2050 corrisponde al 15-30% delle riserve globali stimate e il picco annuo di utilizzo nelle celle si ferma attorno a 9.000 tonnellate, poco sopra le 8.600 tonnellate stimate per il 2024. La sostituzione con metallizzazione a base rame e la riduzione del carico di pasta d’argento fanno flettere la domanda già dopo il 2030.

Quanti materiali si possono recuperare dai pannelli fotovoltaici a fine vita?

In condizioni ideali di raccolta e recupero totale, i materiali contenuti nei sistemi dismessi fra 2025 e 2050 equivalgono al 15-20% della domanda dello stesso periodo, con l’argento come eccezione al 30-45%. Applicando i target della direttiva WEEE la disponibilità reale scende di circa un terzo, e oggi a livello globale si ricicla circa il 10% dei moduli a fine vita.

Perché l’indio è considerato il principale fattore di criticità del fotovoltaico?

Perché la domanda cresce con un CAGR del 18-24% annuo fino al 2040 per effetto delle tecnologie SHJ e tandem perovskite-silicio che usano ossido di indio-stagno, mentre le riserve stimate sono limitate, geograficamente concentrate e la raffinazione lo è ancora di più. A questo si aggiungono perdite di processo che oggi superano il 50% del materiale in fase di deposizione dell’ITO.

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