1、行情复盘：景气向上，光伏板块表现分化
1.1、复盘：近一个月电力设备行业领涨，光伏各细分板块表现优秀
近一个月沪深300上涨7.6%，电力设备行业领涨，仅次于汽车行业，涨幅为+18.7%。其中光伏板块表现优秀：光伏加工设备、光伏电池组件、光伏辅材涨跌幅分别为+29.6%、+16.8%、+7.6%。
1.2、复盘：2021年以来光伏板块震荡上行，近期景气度维持高位
2021年以来光伏板块震荡上行，2022年市场需求不断上移，中长期光伏板块高景气度不减。一方面，在国内碳中和碳达峰目标支持下，大基地、整县推进等政策利好逐步兑现，海外受俄乌事件、能源转型压力影响，装机需求不断提升，行业景气度维持高位。另一方面，预计2022年下半年随着新增硅料产能释放，供给端压力有望逐步缓解，光伏板块基本面将得到进一步改善。整体来看，光伏板块景气度较高，后续有望继续维持。
1.3、复盘：本轮上行周期中光伏行业重点标的表现优秀
2022年光伏行业指数的最低点出现在2022年4月26日，回撤幅度为36.1%，之后指数持续向上运行至今。在上行周期过程中，重点标的表现优秀，跑赢行业指数的概率大多能够超过50%，除了光伏电池组件一体化企业长期领跑板块以外，行业之间出现了轮动的现象。
2、政策：能源转型加速，全球利好政策频出
2.1、国内：多项政策加速“双碳”进程，“十四五”详细规划出炉
新能源相关政策密集出台，从各项政策中可以看出，新能源建设当前肩负三大重要使命：一是双碳目标下的清洁能源转型，二是国家能源安全保障，三是作为重要的新基建项目已经成为稳经济促增长的重要抓手。新能源战略地位日益凸显，密集出台的利好政策也充分显示出国家发展新能源的决心和信心。
5月30日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案》的通知,旨在锚定2030年我国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系,突出问题导向，7个方面，21项具体措施针对性强。方案针对制约新能源大规模、高比例发展的开发建设用地矛盾、电力系统对新能源接网消纳的适应性不足、全社会绿色消费意识不强等关键性问题，提出切实可行和具备操作性的政策措施。从需求、消纳、审批、供应链、金融等各个方面提供支持，全方位保障完成我国新能源装机目标。
6月1日，国家发展改革委、国家能源局、财政部等九部委联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》锚定碳达峰、碳中和目标和2035年远景目标，按照2025年非石化能源消费占比20%左右的任务要求，设置了总量目标、发电目标、消纳目标和非电利用四方面主要目标，多方措施保障十四五期间可再生能源发展目标的完成。
国内各省“十四五”详细规划出炉，光伏装机翻倍增长。在国家十四五规划出台之后，各省“十四五”规划纷纷出炉，其中更具体地制定了相应光伏装机目标，部分省份没有单独给出光伏装机规模目标，但给出新能源装机整体规划，假设光伏在新增装机中占比为50%，则十四五期间预计可增加光伏装机478.73GW。
2.2、国内：大基地与保障性并网项目支撑地面电站装机，可再生能源补贴资金及专项债为光伏发展提供资金保障
大基地一期项目稳步推进，为2022年地面电站装机提供有效保障。“十四五”期间预计风光大基地项目总量200GW以上,其中第一批大基地项目涉及19个省份，规模总计97.05GW，目前一期大基地开工率已经达到90%，2022年底前风光项目投产容量合计45.71GW，按照50%光伏装机计算，规模近23GW。大基地二期再起航，要求落实消纳市场，鼓励最大化发挥储能效益。2022年2月国家发改委和国家能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，第二批风光大基地规划落地，总量达455GW ，其中“十四五”期间规划建设风光基地总装机约200GW，“十五五”时期规划建设风光基地总装机约255GW，包括外送165GW、本地自用90GW。第二批风光大基地主要集中在三北地区，更加关注消纳利用与配套储能，坚持联营优先、多能互补，鼓励煤电风光储联营。
保障性并网项目同样为2022年地面电站项目提供支撑。2021年各省公布的保障性并网光伏项目达到65.37GW,假设按照22年1/3并网率，则平价项目装机可达21GW。
解决补贴历史包袱，坚定新能源发展决心。此次补贴提升政府公信力，进一步昭示我国实现能源碳达峰与碳中和目标的决心，有利于增强政策执行力以及后续进一步推动能源革命，确保能源供应，立足资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，推进能源低碳转型。发行新能源专项债，新能源建设成为稳经济促增长的重要抓手。
5月31日国务院印发《扎实稳住经济一揽子政策措施的通知》，今年将下达3.45万亿专项债，提出优先考虑将新型基础设施、新能源项目等纳入支持范围，并要求抓紧推动实施一批能源项目，加快推动以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，近期抓紧启动第二批项目。专项债的发行有效降低新能源运营商财务成本，促进电站项目建设，保障我国双碳目标的实现。当前光伏产业链价格居高不下，运营商投资压力较大，专项债的发行能够有效缓解电站投资者资金压力，提高股权投资回报率，从而促进下游光伏电站项目建设，保障我国光伏装机需求。
2.3、海外：装机需求旺盛，光伏发展节奏加快
海外：传统能源存量空间较大，能源转型大有可为传统能源在能源消费和电力供应中的比重仍很大，能源转型增量空间广阔。从2020年的能源消费数据看，传统能源处于主导地位，共占比83.15%，其中石油占比31.27%，天然气占比24.7%，煤炭占比27.18%；新能源处于次要地位，其中核能占比4.3%，水电占比6.85%，太阳能占比1.36%，其他可再生能源占比4.33%；从电力生产能源角度看，煤炭是全球电力生产的第一大能源来源，占比36.66%；天然气居于第二，占比23.47%；石油仅占比2.76%；作为新能源的核能、水力、太阳能光伏分别占比10.32%、16.01%和2.52%。
海外：传统能源成本不断提升，推动电力价格震荡上行2022年1-4月的能源价格水平为2016年的2.8673倍，2021年平均水平的1.55倍。Statista全球能源价格指数以2016年为基准（100），包括原油、天然气、煤炭价格和丙烷指数等能源价格信息。根据该指标，2022年1-4月的能源价格水平为2016年的2.8673倍，2021年平均水平的1.55倍。2022年3月能源价格水平为2016年的3.3833倍，约是2021年平均水平的1.83倍，2022年全球传统能源产品价格高涨明显。
俄乌冲突后全球主要国家电力价格平均上涨68.48%。对比各国俄乌冲突前（2021年1月1日-2022年2月24日）及冲突后（2022年2月24日-至今）电价平均水平，作为欧洲主要国家的法国上涨103.82%，德国上涨95.92%，英国上涨50.2%。另外，澳大利亚上涨169.35%，印度上涨111.73%，日本上涨38.97%，加拿大上涨16.23%，美国上涨5.4%。电力价格震荡上行，光伏发电竞争力凸显。
海外：PPA价格处于上行通道，装机需求旺盛北美及欧洲两个海外重点光伏装机市场PPA报价长期上行，预计需求旺盛且对组件价格接受度高。其中，北美风、光等新能源PPA价格在2020年起稳定上行， 2022Q1年光伏PPA同比上涨约17%，而欧洲平均PPA价格在2021年呈显著增长态势且迄今势头不减，同比增长约20%，因此我们判断北美、欧洲两大市场光伏装机需求旺盛，且随着PPA报价不断提高，对组件价格接受度也将不断上移。
欧盟：地区争端背景下，能源安全与能源独立迫在眉睫俄乌事件背景下，欧盟对能源安全的渴求愈发迫切。欧盟委员会2022年3月的数据显示，欧盟天然气对外依赖程度极高，90%的天然气消费量来自进口，其中大约45%由俄罗斯供应，此外俄罗斯在欧盟石油进口与煤炭进口中分别占25%、 45%。俄乌事件推动能源价格提升，欧盟对能源安全和能源独立愈发重视。欧洲能源处于价格高位，相比之下，组件价格涨幅较温和。2021年以来作为欧洲天然气基准的荷兰TTF天然气期货价格波动较大，上涨幅度远超布伦特原油期货及光伏组件价格，其中组件价格涨幅最为温和，因此预计光伏在欧盟有望作为重要的替代性能源迎来高速发展期。
能源安全命题要求欧盟可再生能源目标不断上移。2021年7月，欧盟通过“Fit for 55”的一揽子计划，建议将2030年可再生能源占供能比例由以前的32%提高到40%。2022年2月份，欧盟委员会的提案确认了40%的目标，而5月的RePower EU计划将“Fit for 55”中的可再生能源目标由40%再次提升至45%。
欧盟：能源独立并非一蹴而就，光伏组件获取仍需依仗进口渠道光伏装机目标符合预期，年均新增装机需求可观。欧盟将2025/2030光伏装机目标设置为320GW/600GW，基本符合此前SolarPower Europe预期。IRENA数据显示，2021年末欧盟累计光伏装机量为158.06GW，预计2022-2025年均新增装机量为40GW+（AC端），需求可观。RePower EU提出多重举措，充分开发光伏装机潜力。其中包括：（1）将屋顶太阳能的许可期限定为最长三个月；（2）采用措施确保新建建筑均可安装太阳能；（3）2025年以后将逐步采取措施，强制要求符合要求的新建或存量建筑安装太阳能。
欧盟已提出发展光伏制造业规划，但产能扩张并非一朝一夕可以实现。RePower EU中提出发展欧盟光伏制造业产业链，在2025年时将硅片、电池、组件产能拓展至20GW。但我们判断，对欧盟来说，进口仍是欧盟获得光伏组件的主要渠道，原因有二：（1）一方面，欧盟目前的光伏制造业产能集中于硅料及逆变器，硅片、电池、组件等产能环节薄弱，产能扩张存在时间周期；（2）另一方面，相对于欧盟2022-2025年均40GW+（AC端）的装机需求，2025年达到20GW的光伏制造业供给依然不足以满足需求，存在较大产能缺口。
德国：欧盟国家中的典型，预计借助风光发展实现能源结构转型德国是欧盟国家中的典型，发电结构中天然气占比较高，预计未来风光持续助力能源结构转型。2015年以来，德国煤电发电量逐年降低，但天然气、风电、光伏等发电量占比走高，2020年占比分别为16.1%、22.9%、8.8%。此外，德国计划在2022年彻底退出核电，预计未来风电光伏将持续助力德国进行能源结构转型。德国内阁通过一揽子法案，预计可再生能源扩张加速，光伏装机增速上移。2022年4月6日，德国内阁通过一揽子法案，将“完成100%可再生能源供给，放弃化石燃料”的目标日期从原定的2040年提前至2035年，下一步将进入议会立法程序。根据该文件，到2030年德国可再生能源发电量占比应达到80%，并给出2030年前德国历年光伏新增装机规划，其中，2030年太阳能累计装机目标设定为215GW。
美国关税政策放松，光伏发展节奏加快。白宫6月6日发表声明，美国将对从东南亚四国采购的太阳能组件给予24个月的关税豁免。此外美国允许在公共土地上部署更多清洁能源项目，并将风光项目土地费用降低50%以上，以加速美国国内新能源转型目标。
美国对东南亚关税进入空窗阶段，未来两年有望迎来光伏抢装季。此次美国宣布对东南亚组件给予24个月的关税豁免主要为201关税，在双反税未做出正式裁定之前，美国将进入关税空窗期，即光伏组件产品从东南亚出口美国不需要缴纳任何关税，预计未来一段时期将进入美国光伏抢装期。
3、需求+供给：光伏装机需求旺盛，竞争格局长期向好
3.1、行业供给：2022年装机上限取决于硅料产量
2022年硅料供应偏紧，下半年新增产能放量节奏决定装机上限。根据通威、大全、新特、亚硅、协鑫等头部硅料企业的投产计划测算，到2022年底硅料名义产能达到约100万吨，考虑到硅料投产后需要4-6个月爬坡期，预计2022年产量实际新增25万吨，全球硅料总产量达到85万吨，折算成组件约290GW，基于当前对2022年光伏装机需求的预测，硅料供给依然偏紧。2023年后硅料供应瓶颈打开，供给与需求扩张节奏有望保持一致。根据公开信息，假设6家头部硅料企业以及16家新进者规划产能均能投产，2025年末名义产能将超过400万吨，可满足1000GW以上光伏装机需求。但实际上，考虑到能耗指标及环评等因素，硅料扩产实际落地情况存在一定不确定性，预计2023年硅料环节供给瓶颈将逐步打开。
3.2、行业需求：光伏景气度向好，2022年装机有望超预期
预计2022年为光伏增长大年，未来市场化需求有望放量，光伏新增装机复合增速将维持高位。2015年以来，全球光伏新增装机快速增长，预计2022年新增直流端装机约245GW，未来新增装机量有望维持增速，2025年可达到近450GW， 5年复合增速约25%。预计2022全球光伏需求扩张的动力来源于中国、印度、美国、欧洲、巴西等重要市场。碳中和目标驱动下，全球各国大力支持光伏装机，近期欧盟给出2025光伏装机目标、美国对东南亚四国的光伏电池及组件产品豁免关税，彰显几大重要市场国发展光伏的坚定决心，全球装机目标不断上调，预计2022年重要市场仍然是光伏需求扩张的主要力量。
国内需求（装机）：景气度维持高位，分布式贡献主要增长动力5月光伏装机数据表现亮眼，景气度维持高位。国内5月单月新增光伏装机6.83GW，同比增长141%，环比增长86%，1-5月累计新增光伏装机23.71GW，同比增长139%。后续随着国内大基地等集中式地面电站项目提供装机需求支撑，预计今年光伏装机景气度将继续保持高位。2022Q1分布式装机量占比再度提升，贡献主要增长动力。2016-2021年国内分布式装机占比中枢上移，2021年分布式装机占比首次超过50%，2022Q1新增装机中分布式装机量占比再度提高，达到接近70%，主要原因系分布式受益于整县推进政策和高投资回报率快速增长。
国内需求（招标）：组件招标需求持续旺盛，N型溢价显著受大基地等集中式地面电站项目并网时间影响，加上整县推进下分布式需求向好，2022年以来招标需求持续旺盛。据盖锡咨询统计，2022年前5月累计组件采购达到59.1GW，同比提升254%。
N型高效组件存在明显溢价。国电投、中核汇能、华电、国电投的一共四次组件招标项目中的N型组件溢价分别为0.107元/W、0.094元/W、0.038元/W、0.141元/W，中标候选人涉及隆基绿能、晶科能源、晶澳科技、天合光能等组件一体化厂商。
国内需求（招标）：EPC项目规模持续增长，集中式电站占据主流EPC项目规模持续增长，集中式电站占比居于高位。2022年前5个月开标的光伏EPC项目规模超过36GW，1-5月规模分别为5.03GW、6.01GW、7.79GW、 5.95GW、11.81GW，其中集中式电站EPC在2022年前5个月累计占比达到83%。从中标价格看，集中式大EPC均价抬升、分布式大EPC均价下降，分布式小EPC和集中式EPC均价则略有增长，主要原因系集中式项目受并网时间约束较强，业主对大EPC高报价接受度提高。从海外装机及组件出口需求来看，英国、德国、印度光伏发展提速，美国、澳大利亚装机增速有所回落，日本、荷兰、巴西组件出口如火如荼。
海外需求（出口）：海外需求整体起量支撑组件出口高位稳定组件出口高增，主要原因系印度关税空窗期及欧洲需求旺盛。根据海关总署及盖锡咨询数据，2022年1-5月光伏组件出口量68.6GW，同比+93%。欧洲：受能源转型加速及乌克兰事件催化的影响，组件需求旺盛，1-5月光伏组件累计出口规模达32.36GW ，同比增加127%。其他国家：剔除欧洲和印度后，海外其他国家1-5月光伏组件出口量26.58GW，同比增加49%，剔除欧洲与印度后全球装机依然保持快速增长。
海外需求（出口）：逆变器出口显著修复，预计下半年有望维持高位逆变器出口显著修复，预计下半年有望维持高位。1-5月海外装机需求高增，除2月受春节假期影响外，逆变器1-5月出口规模和金额均显著提升，3-5月单月出口规模相比于2月显著修复，环比不断增长。预计下半年全球装机需求高景气延续，逆变器出口有望保持较高水平。
海外需求（出口）：欧洲、巴西逆变器出口增速较快荷兰、巴西是目前我国逆变器最大出口国。2017年至今，荷兰始终是我国逆变器出口最大目的国，2021年出口金额占比达到21.9%。2019年之前，印度是我国逆变器第二大出口国；2019年起，巴西迅速成为我国逆变器第二大出口国， 2021年出口金额占比10.7%。2022年1-5月，荷兰、巴西在我国累计出口总额中分别占比24.7%、10.8%。此外，德国、澳大利亚、日本等国也是我国主要的逆变器出口地区。广东、浙江是我国逆变器出口最主要省份。2022年1-5月，广东省、浙江省分别累计出口637.7、616.2万台，占总出口量的37.4%、36.2%，合计占比超过70%，是我国逆变器出口两大基地。
4、产业链：高景气需求刺激下，行业开工率处于高位
4.1、硅料：终端强劲需求推升硅料价格，盈利能力边际上行
硅料Q2光伏景气度维持高位，强劲需求不断推升硅料价格。2022年1月以来，受印度关税空窗期、欧洲需求上调等因素影响，终端装机需求强劲，硅料供不应求，价格稳定上升至270元/kg的高水位，预计随着Q3通威股份、新特能源、青海丽豪、东方希望等新项目投产放量，硅料价格有望回调。
开工率维持高位，但依然不足以满足需求，硅料环节供给紧张延续。供给方面， 6月硅料国内增量包括新特技改、亚硅扩产等增量；海外，马来OCI检修复产6月份尚不能满产，同时德国瓦克运输问题仍在，进口量预计仍维持在低位；需求方面，硅片企业产能陆续增加，增速快于硅料供应，预计全年供给紧张延续，开工率有望维持高水位。供需缺口下硅料价格稳定增长，盈利能力边际上行。2022年迄今下游需求持续旺盛，由于下游硅片盈利依然可观，不少企业在5月超签6月份订单，导致6月份可签余量大幅减少，一定程度上加剧了硅料供应紧缺的现状，单吨净利边际上行。
4.2、硅片：开工率反弹后维持高位，价格传导能力保持强势
硅片原材料成本传导能力保持强势。硅片头部厂商签订硅料长单锁定供应，“拥硅为王”掌握硅片定价权，成本传导能力保持强势，182单晶硅片价格提升至6.78元/片后维持稳定，预计后续随着硅料供应放量、硅片新增产能投放，硅片价格将由于供需关系改变而逐渐下调。
硅片环节开工率反弹，一体化企业优势凸显。下游高需求支撑硅片环节开工率迅速上升，6月一体化硅片开工率达到87%，专业化开工率达到80%。硅料供给持续紧张下，“拥硅为王”现象持续，具备供应链优势的头部硅片企业掌握价格话语权，硅片成本传导较为顺利，盈利能力依然可观。
4.3、电池：需求刺激下开工率反弹，盈利能力修复
电池落后产能加速出清，议价能力增强。2022年之前，电池环节由于格局较为分散，对上下游议价能力较弱，成本压力传导能力不强，盈利能力差的落后产能逐步停产淘汰。2022年，电池环节议价能力相较之前显著提升，价格传导能力增强，当前166/182/210电池片的价格分别达到1.14/1.20/1.18元/W的高点。
需求刺激下开工率反弹，头部一体化企业优势突出。电池片环节格局分散，2022年以来持续受下游需求刺激，开工率反弹趋势显著。其中头部一体化厂商由于有下游订单需求托底，开工率相对稳定。电池环节订单饱满，迎来盈利能力修复。需求景气下，电池厂商订单饱满，单一电池环节盈利能力迎来修复。
4.4、组件：高景气需求下组件价格稳中有升，开工率边际上行
组件部分传导原材料成本压力，价格稳中有升。2022H1终端需求主要来源于出口及分布式，对于组件价格接受程度较高，强劲需求支撑组件价格达到1.88-1.97元/W，近期由于上游硅料、胶膜等原材料价格处于高位，组件厂家已涨价传导成本，主流一线企业双面540+主流报价在1.96元/W。
组件是光伏制造的最末环节，2022年高需求支撑行业高开工率。2022Q1在需求刺激下组件开工率显著回升，预计全年光伏装机强劲需求有望延续，支撑组件环节高开工率。单一组件环节价格传导滞后，盈利能力位于低位。2022年至今硅料价格持续上涨，而组件在价格传导方面存在一定的滞后性，行业平均盈利水平处于低位，静待后续硅料产能释放带来硅料价格回落，使得组件环节盈利能力回归至正常水平。
4.5、逆变器：高景气赛道叠加，逆变器行业扬帆起航
储能新市场即将爆发，储能逆变器发展空间广阔。根据CNESA的数据，2021年全球电化学储能市场预计新增8.37GW,同比增长77.8%，累计装机规模为22.6GW,年增长率58.7%，到2025年底，全球电化学储能市场累计应用规模将为138.6GW，从2020-2025年，五年内增长约10倍，2021-2025年CAGR为57.3%。储能市场快速增长背景下，储能逆变器需求爆发，发展空间广阔。
在美国、欧洲市场的共同拉动下，全球户用储能装机份额将会保持高速增长， 2025年全球装机量预计将达到20.16GWh，2021-2025年CAGR达到40%，以德业为代表的逆变器行业新进入者，通过低功率户用储能的差异化产品，迅速打开海外户储市场。
4.6、胶膜：“一超两强”的竞争格局稳固，毛利率有望回升
“一超”福斯特市占率遥遥领先，“两强”海优斯威克逐渐追赶。光伏胶膜市场集中度较高，龙头企业福斯特连续多年全球市占率超过50%。2021年五大龙头企业中，福斯特的市占率约占57%。得益于其在资金实力、产能规模、技术工艺、原料采购等方面的优势，福斯特较其他可比公司具有更强的盈利能力和综合营运能力，短期内龙头地位难以撼动，部分二线胶膜企业的市占率有望提升。龙头企业盈利能力占优，整体毛利率有望回升。得益于规模优势，福斯特的毛利率位于行业领先地位，较二线厂家领先5-10pct。2021年光伏胶膜行业毛利率整体有所下降，系上游原材料EVA粒子因供不应求而价格跳涨所致。2022Q2胶膜行业价格传导逻辑逐步兑现，盈利能力有望修复。
4.7、玻璃：政策制约下产能有序扩张，头部厂商盈利优势显著
政策制约下产能有序扩张，头部厂商产能将保持主导地位。由于产能置换政策中产能风险预警机制的实施，光伏玻璃新进入者扩产进度慢于预期，2022Q1末CR2名义产能占比达到54%，名义产能占比保持过半。预计未来光伏玻璃行业在政策制约下进入有序扩张阶段，头部厂商有望继续保持主导地位。头部厂商毛利率行业领先。福莱特2021年光伏玻璃业务毛利率为35.7%，与同为头部厂商的信义光能光伏玻璃业务毛利率相近，与其他企业毛利差距在10pct以上，原因系头部厂商原材料成本较低、窑炉大小领先等多方面优势积累。
2022年装机需求放量，有望消化玻璃新增产能。2022年5月末，光伏玻璃产能已达到56210t/d。以保守预期测算，假设主要玻璃企业均能在2022年内顺利点火投产，则2022年末名义产能将超过70000t/d。随着2022年光伏装机市场化需求释放，组件需求超240GW，加上新型电池技术带来的双玻渗透率提升，基于以上两点，2022年玻璃需求量增速有望超过装机量增速，考虑到新增产能存在爬坡周期，预计2022年终端需求可顺利消化光伏玻璃新增产能。（报告来源：未来智库）
5、新技术：电池技术百花齐放，降本增效有望超预期
5.1、“提效降本”贯穿光伏历史发展，未来进步仍有空间
提效降本贯穿历史发展，光伏发电进入全面化市场阶段。在光伏技术，规模经济，供应链和项目开发流程不断改善的推动下，从2010年到2020年，规模以上太阳能光伏发电成本下降了85%。光伏组件平均功率由2010年的250-300W提升至2020年400-550W，预计到2030年有望提升至800-1200W。光伏组件功率的持续提升需要依赖光伏技术的不断发展。
技术变革是光伏成本下降的最大驱动力，是决定电池光电转换效率的关键因素。光伏产业链包含硅料、拉棒、硅片、电池及组件环节，过去十年间光伏效率提升显著，这与光伏全产业链各环节技术的共同进步是分不开的，其中包括硅料环节改良西门子法，单晶拉棒环节的RCZ法，硅片环节的金刚线切割法，电池环节的PERC电池技术以及组件环节的多主栅技术等，而当前技术进步的脚步仍未停歇，颗粒硅、CCZ、新型电池等技术有望进一步推动行业降本增效。
在光伏产业链众多环节中，电池环节是技术进步的核心。电池技术路线决定了光伏产品的效率极限。单晶PERC电池是光伏技术发展历史上的重要转折，为实现光伏发电平价上网做出了重要贡献。随着PERC电池量产效率的不断提升，其当前效率已经达到23.5%，接近理论效率极限24.5%，行业亟需发展新一代电池技术，当前新型电池技术百花齐放，TOPcon，HJT，P-IBC成为下一代新技术的有力竞争者。
未来技术趋势：电池新技术百花齐放光伏电池技术百花齐放，新一代电池蓄势待发。光伏电池按照材料类型可分为晶硅电池和薄膜电池；按照晶体类型可分为多晶硅电池和单晶硅电池；按照掺杂类型可分为P型电池和N型电池；按照电池结构可分为BSF，PERC，TOPcon， HJT和IBC电池等。尽管电池的材料和结构多种多样，但效率提升原理万变不离其宗，最终都归结到减少电学损失和减少光学损失两种路径之上。
N型电池：更高的少子寿命减少电学损失，引领下一代新技术发展相对于P型硅片而言，以N型硅片为基底的太阳电池在发电效率的提升方面有诸多优势，主要体现在降低电学损失方面：1）更高的理论效率极限；2）更高的少子寿命和杂质容忍度；3）无光衰；4）更低的温度系数。N型电池理论效率极限更高，晶硅电池按照按照掺杂类型的不同可分为P型电池和N型电池。目前单晶PERC已经在性价比和效率上战胜多晶，成为当前主流电池技术。然而由于PERC电池结构本身的特性，其理论极限效率约24.5%，当前领先的电池厂家量产化平均效率已达23.4%左右，未来PERC电池进一步提效空间有限。根据德国ISFH研究，N型单面TOPcon电池理论效率极限为27.1%，双面多晶硅钝化TOPcon为28.7%，异质结电池理论效率极限为27.5%。因此相较于P型电池，N型电池在未来拥有更高的效率提升空间。
N型电池市场份额将有望持续提升。N型硅片相较于P型硅片具有诸多优势，过去由于N型硅片中的磷原子与硅相溶性较差，分凝系数低，电阻率均一性差，工艺技术不成熟，成本较高，限制了N型硅片的发展。随着N型硅片工艺水平的逐步提高、吸杂工艺的普及化以及TOPcon和HJT电池逐步实现规模化，未来N型硅片的市场份额有望持续提升，逐步实现对P型市占率的超越。
IBC电池：表面无栅线减少光学损失，可与任何电池新技术叠加IBC结构理论上可将光电转换效率提升0.6-0.7%。以10BB的182 PERC电池为例,主栅线宽度为0.1mm,细栅线宽度为30μm，栅线遮挡面积约为990 mm2,占电池总面积的2.9%，按照23.5%的电池效率计算，将正面栅线移除后，理论上电池效率可提升0.68%。因此，移除正面栅线能够显著降低光学损失，实现入射光子的最大化利用，是提高光电转换效率的有效方式。
IBC万能结构可与任何一种电池新技术相叠加。IBC通过转移正面栅线来提高电池效率的方式，使得其成为一种万能的结构，可以与任何一种电池新技术叠加， IBC与TOPcon电池叠加可形成TBC电池，与HJT电池叠加可形成HBC电池，与P型PERC电池叠加则形成PBC电池，均有较为显著的提效效果。IBC电池对基体材料要求较高，需要较高的少子寿命。因为IBC电池属于背结电池，为使光生载流子在到达背面p-n结前尽可能少的或完全不被复合掉，就需要较高的少子扩散长度，因此IBC电池需采用高少子寿命的P型硅片，或者N型硅片，以保证更高的载流子收集率。
5.2、电池结构：新型电池结构决定电池效率
光伏电池的结构是影响电池效率的关键因素。PN结是光伏发电的核心，基底上下不同的膜层，根据原理的不同，均起到了提升发电效率的作用。光伏电池中常用的膜层包括氮化硅膜，氧化铝膜，二氧化硅膜，非晶硅膜，透明导电膜等。PERC，TOPcon，HJT，P-IBC等电池技术通过使用不同的膜层来达到提效目的。
光伏电池的结构的发展：（1）基础结构：PN结，能够形成最基本的发电单元。（2）BSF电池结构：PN结+正面氮化硅膜+背面铝背场（3）PERC电池结构：PN结+正面氮化硅膜+背面氧化铝/氮化硅（4）TOPcon电池结构：PN结+正面氧化铝、氮化硅+背面二氧化硅、掺杂多晶硅、氧化铝、氮化硅（5）HJT电池结构：基底+正面本征氢化非晶硅、P型氢化非晶硅，TCO+背面本征氢化非晶硅、N型氢化非晶硅,TCO （6）P-IBC电池结构：PN结+正面氧化铝、氮化硅+背面二氧化硅膜，掺杂多晶硅（N）,氧化铝，氮化硅。
生产成本：产品性价比决定扩产节奏成本是企业在进行新技术路线选择时的核心考量因素。以PERC技术组件端总成本作为参考标准，在假设条件下，TOPcon较PERC成本高0.04元/W, P-IBC成本与PERC几乎持平，HJT成本高出0.14元/W。考虑高效组件0.1元左右的溢价， TOPcon与P-IBC电池目前均已具备量产性价比。
5.3、多种因素共同决定新技术量产可行性
扩张趋势：TOPcon产能迎来快速放量期2022年将以TOPcon放量为主，新建产能会优先考虑N型TOPcon电池技术。TOPcon电池作为一种大众化的技术路线，已经具备量产性价比，2022年会率先大规模上量。晶科能源是N型TOPcon技术领头军，合肥及尖山共16GW项目即将完成爬坡满产，预计全年TOPcon组件出货量将达到10GW。晶科能源上半年的产能爬坡情况将影响后续行业对N型TOPcon的扩产计划，包括晶澳，天合，钧达，通威在内主流企业均有TOPcon相关扩产计划。预计22年新上TOPcon产能将达到49.8GW（包括在建和招标中的项目），TOPcon大规模产业化将于今年爆发。
扩张趋势：隆基引领P-IBC技术发展，异质结新旧玩家众多隆基是P-IBC技术领军者，结合上下游硅片及组件端优势形成P-IBC技术护城河。P-IBC技术结合P型TOPcon和IBC工艺，对上下游配套要求较高，一方面要求使用高体少子寿命硅片，另一方面需要优化组件焊接端匹配电池背面指交叉栅线，对一体化企业规模和研发能力要求较高，因此其他企业在技术跟随方面存在一定难度。目前隆基泰州正在进行4GW新技术厂房改建，预计8月份建成投产，西咸共15GW产能也将采用新技术，预计将于9月开始陆续投产。
异质结电池新旧玩家众多，短期还需进一步降低成本，长期有望形成统一技术路线。截至2021年底国内HJT产能约为5.57GW，2022年待建产能9.6GW。国内参与企业主要有两类，一是传统电池企业布局异质结：通威，阿特斯，东方日升，晶澳，隆基，爱旭等。传统企业除通威1GW产能以外，其他均以试验线为主。二是新进入企业布局异质结，华晟，晋能，明阳智能，金刚玻璃等。新进入企业以安徽华晟为代表，异质结产能均超1GW,以期借助技术迭代实现弯道超车。当前制约HJT发展的主要原因是成本问题，目前HJT设备、浆料、薄片化、高效率四大降本路径较为清晰，待降本落地后，HJT大时代将正式开启。
扩张趋势：短期内TOPcon与P-IBC有望快速放量，长期HJT将形成统一路线TOPcon, P-IBC技术已具备扩产性价比，短期内将针对不同应用场景并行发展， HJT电池高成本问题解决后有望形成统一技术路线。结合不同技术路线发展背景，成本，效率，良率，双面率，设备兼容性，工艺复杂程度，应用场景等因素，我们认为短期看TOPcon与P-IBC电池将通过差异化市场需求并行发展，长期将由HJT技术形成统一路线，扩产节点取决于其提效降本技术落地情况，需跟踪关注HJT设备，金属化技术降本进展。
5.4、光伏新技术路线发展判断短期：TOPcon，P-IBC共同发展；长期：HJT有望形成统一路线成本：P-IBC<TOPcon<HJT，效率：TOPcon=P-IBC（24.5%-25%）<HJT（24.5%-25.2%），双面率：P-IBC（50%+）<TOPcon（80%+）<HJT（90%+），应用场景：P-IBC美观高效，适用于分布式；TOPcon双面率高，适用于地面电站。P-IBC：以隆基为领先企业，结合P型TOPcon和IBC工艺，对上下游配套要求较高，一方面要求使用高体少子寿命硅片，另一方面需要优化组件焊接端匹配电池背面指交叉栅线，对一体化企业规模和研发能力要求较高。
TOPcon：以晶科为领先企业，工艺流程相对更为成熟，隆基，晶澳，天合，通威等主流企业在TOPcon上均有技术储备和布局，TOPcon作为大众化技术路线，当前已经经历了实验室研发和中试阶段的验证，正在进入规模化量产阶段。HJT:新旧玩家众多，高成本减了缓HJT量产化进程，但目前设备、浆料、薄片化、高效率四大降本路径较为清晰，待降本落地后， HJT大时代将正式开启。当前TOPcon，P-IBC技术已具备扩产性价比，HJT电池高成本问题还有待解决。结合不同技术路线发展背景，成本，效率，良率，双面率，应用场景等因素，我们认为短期看TOPcon与P-IBC电池将通过差异化市场需求并行发展，长期将由HJT技术形成统一路线，扩产节点取决于其提效降本技术落地情况，需跟踪关注HJT设备，金属化技术降本进展。
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