核心观点
电池片是光伏发电的核心部件，其技术路线和工艺水平直接影响光伏组件的发电效率和使用寿命。电池片是通过将硅片加工处理得到的可以将太阳的光能转化为电能的半导体薄片，决定了光伏系统的发电能力，原理是光生伏特效应和PN结。电池片上游主要包括原材料硅片（占电池片总成本约74%-75%）和核心辅材银浆（占电池片总成本约8%）；电池片下游为光伏组件制造商，电池片约占组件总成本50.1%。
N型电池片接棒P型电池片，成为下一代主流技术。P型电池片仍是主流技术路线，2021年PERC电池市占率达91.2%，但单晶PERC电池量产效率已达23.1%，逼近24.5%的极限效率，难取得大幅提升。N型电池由于成本较高，量产规模较小，2021年市占率3%，较2020年基本持平。N型电池具有少子寿命高、光致衰减低、温度系数绝对值低、弱光响应好等优点，极大提升电池开路电压和转换效率，有望成为下一代主流技术。
TOPCon产线接轨PERC产线，短期内凭借成本优势产业化进度最快。TOPCon采用隧穿氧化层钝化接触技术，在电池背面制备超薄氧化硅后再沉积掺杂硅薄层。从转换效率来看，TOPCon理论极限效率28.7%，量产效率24%~24.5%，最高实验室效率高达25.7%，效率提升空间大。从成本来看，TOPCon产线兼容PERC产线，增加约0.5-0.8亿元/GW即可完成升级；新建TOPCon产线设备投资成本约2.2亿元/GW，较其他N型技术更具经济性。截至2021年底，TOPCon的非硅成本已经能低于0.3元/瓦，对比PERC仍然有0.18-0.22元/瓦的差距。从产能规划来看，预计2022年TOPCon落地产能有望超50GW，TOPCon总产能规划约162GW。
HJT电池降本路径清晰，是中期最有优势的技术方向之一。HJT电池由掺杂不同的两种不同材料（晶体硅和非晶硅）组成，硅片和非晶硅组成PN结，减少载流子复合。从转换效率来看，HJT电池理论极限效率为28.5%，量产效率24%~24.5%，最高实验室效率达26.5%。从成本来看，我们测算HJT生产成本较PERC每瓦高0.18元，降本路线包括：1）设备国产化；2）低温银浆国产化；3）工艺改善（多主栅、银包铜、激光转印）降低银浆耗量；4）靶材国产化，AZO替代；5）硅片薄片化。从产能规划来看，预计2022年新增产能在20-30GW，HJT总产能规划超150GW。
IBC电池优势与挑战并存，叠加其他技术潜力大。IBC电池正面无金属栅线，发射极和背场及对应的正负金属电极呈叉指状集成在电池背面，该结构最大程度减少了光学损失。从转换效率来看，传统IBC电池的效率并没有与TOPCon和HJT电池拉开差距，而IBC电池技术作为一种平台型技术，叠加TOPCon/HJT电池技术，即TBC/HBC电池，量产效率分别为24.5%~25.5%/25%~26.5%。从成本来看，IBC电池目前成本高，精简工艺步骤，降低制造成本是降本核心。从产能规划来看，头部厂商布局，预计今年将有少量产能落地。
投资建议
在电池片技术快速迭代背景下，我们看好1）能进行全产业链配套同时技术储备丰富的一体化组件龙头企业，相关标的：隆基绿能、晶科能源、晶澳科技、天合光能；2）电池片龙头相关标的：通威股份、爱旭股份。
风险提示
上游原材料价格波动；政策落地不及预期；N型电池片研发不及预期。
