一季度，国内光伏装机13.21GW，同比增长148%，其中集中式4.34GW(占比33%)，同比增长72%;分布式8.87GW(占比67%)，同比增长215%，其中工商分布式6.32GW，同比增长308%;户用光伏2.55GW，同比增长102.4%。
301关税松动在此前已有预兆，今年3月23日，美国贸易代表办公室恢复了352项从中国进口的产品对301条款加征关税要求的豁免资格，此前这些产品的豁免资格已经到期，随后业界普遍认为，关税豁免产品范围将逐步扩大，本次消息也无疑验证了这一业界猜测今年韩国韩华公司接受了美国境内的多晶硅制造厂，美国称可以摆脱中国的多晶硅和硅片生产，此外还可以扩大薄膜光伏的生产，不用依赖于获取来自中国公司的材料。
会议决定根据中国的请求成立争端解决专家组，以对美国301调查对中国进口产品征收的关税作出裁决。该条款授权美国贸易代表可对他国的不合理或不公正贸易做法发起调查，并可在调查结束后建议美国总统实施单边制裁。这一调查由美国自身发起、调查、裁决、执行，具有强烈的单边主义色彩。一般而言，301条款是美国贸易法中有关对外国立法或行政上违反协定、损害美国利益的行为采取单边行动的立法授权条款。虽然，美国如果撤销301对我国光伏产业是一大利好，但我们也应该清醒地认识到，美国对于发展本土的光伏制造业越来越强烈，前不久美国一份报告称，美国计划资助5亿美元帮助美国生产商在印度制造光伏电池板。
来源：中国能源网整理。这对中国光伏组件出口无疑是一大利好!一方面，美国市场是全球第二大光伏市场，且是全球组件价格最高的区域;另一方面，随着301的取消，双玻组件有201豁免权，最新一次部分企业AD反倾销从13.89%改为0。为何组件价格并未像年初设想的那样，在三、四季度出现明显下滑?索比光伏网与相关企业沟通后，总结了三点原因：一是硅料新产能释放速度不及预期，供求关系仍偏紧，产业链价格偏高。
三是疫情影响下，部分地区交通受阻，运输成本上升，表现为组件到货价上涨。比较有代表性的是EVA粒子、胶膜，以及光伏玻璃等。二是辅材价格上涨，部分环节存在卡脖子可能。其中既有国家电投、广东电力开发这样的央国企，也有专注区域市场的民营企业;既有西北地区百兆瓦级大型地面电站项目，也有南方光伏+土地复合利用项目，以及整县推进中的户用、工商业屋顶分布式光伏项目。
此前三峡集团部分偏远地区组件招标出现0.05-0.06元/W运费，比之前相同距离运价有明显上涨。据索比光伏网统计，这已是2022年以来电站投资、建设单位第8次对210组件实施单独招标(含单独标段招标)。
与此同时，近期玻璃价格上涨，也会拉高组件生产成本。具体看本次招标，共6家企业参与，最高报价2.026元/W，最低报价1.615元/W，可能有错误，去掉这一报价后，最低报价1.910元/W。此前业内预测，4季度国内多晶硅产能可达100万吨，四季度产量+进口量合计28-30万吨，但由于内在、外在因素的影响，新产能落地很可能晚于预期，而具备投产条件的硅片、电池、组件产能顺利推进，且龙头企业仍不断抛出扩产计划，导致四季度多晶硅供应量偏低，无法满足市场需求，仍处于紧平衡状态，价格仍处在高位，影响硅片、电池等环节价格。从此前发布的招标公告看，该项目位于内蒙古乌海市，建设规模100MW，直流侧安装规模(即组件采购量)119.75067MW，对组件的规格要求为单晶PERC高效双面双玻半片组件(带边框)，DC1500V，组件功率545Wp，硅片规格210mm，转化效率20.9%，首年衰减率不大于2%，30年平均衰减率不大于0.45%，30年保证效率不低于84.95%。
索比光伏网预计，这一趋势在4季度前很难扭转而券商调研反馈则显示，当前实际的PERC生产线投资额已经降至1.5亿元/吉瓦以下，而TOPCon生产线投资额也降至2亿元/吉瓦上下，叠加生产线生命周期造成的折旧年限差异以及供需造成的排产差异，新建 TOPCon生产线平摊至单瓦折旧额已经接近PERC。根据基体硅片的掺杂种类，单晶硅太阳电能池可分为P型电池和N型电池。其中，无机太阳能电池可分为晶体硅太阳电池和薄膜太阳电池，晶体硅太阳能电池又分为单晶硅太阳能电池和多晶硅太阳能电池。
实例测算全周期发电量优势达到4%～5%。随着光伏生产设备国产化率的提高，TOPCon技术的投资成本也在迅速下降。
量产和应用加速根据招商证券的统计，2021年PERC电池市占率约为91%，BSF(铝背场)电池市占率降至5%，N型电池份额仅为3%。从原理上来看，该技术首先在电池背面制备一层1～2纳米的隧穿氧化层，然后再沉积一层掺杂多晶硅，二者共同形成了钝化接触结构，为硅片的背面提供了良好的界面钝化。
P型电池中PERC(Passivated Emitterand Rear，钝化发射极和背面)技术在2017年之后成为主流，叠加SE(选择性发射极)技术,电池效率逐渐提升。从产业进程来看，有望最快实现量产并得到商业应用的是TOPCon技术。此外，值得关注的是，同为N型电池之一的异质结太阳能电池也是一条备受关注的技术路线，多家光伏企业同时布局了TOPCon和异质结两个技术路线。深耕N型电池多年的中来股份在江苏泰州已有3.6吉瓦电池产能，并在山西太原规划了16吉瓦电池产能，目前该项目正在建设中。TOPCon的生产工序达到12步，较PERC增加了4步，较HJT增加8步，这也使得其良品率目前只有92%～95%，远低于PERC和异质结的98%以上的良品率，直接影响到其成本和生产线效率。第二，高双面率、低衰减等特性提升全周期发电量。
根据中信建投的分析，由于TOPCon技术现阶段量产成本相对较低，预计2022年将会有较大规模放量，2022年有望成为TOPCon技术大规模商业化应用的元年。据不完全统计，目前市场上前十家光伏电池厂的存量PERC产能超过200吉瓦。
谁能主导下一代太阳能技术?太阳能发电正在紧锣密鼓地技术迭代。伴随着低温银浆以及光伏设备国产化率的提升，异质结电池自身的成本会大幅下降，其工艺简单、可以和其他电池(IBC电池和钙钛矿电池)叠层实现更高效率的优点将会更加受到关注。
光伏电池从P型到N型是业内公认的技术发展方向，在N型电池的四种技术路线中，TOPCon(Tunnel Oxide Passivated Contact，隧穿氧化钝化接触)技术在量产上走得最快，有望最快步入商业化应用阶段。根据中国光伏行业协会的统计数据，2018年以来 TOPCon电池效率提升2.5个百分点，同期PERC技术提效幅度为1.3个百分点，PERC电池在周期中后段接近理论极限，提效进程不及TOPCon电池。
该技术是在2013年第28届欧洲 PVSEC 光伏大会上由德国弗劳恩霍夫太阳能研究所首次提出的，理论转化效率高达28.7%。从行业实际招标情况看，TOPCon组件价格较同版型PERC组件高出0.1～0.14元/瓦，意味着率先实现TOPCon产品批量供应的电池企业、组件企业能够享受额外红利。TOPCon电池的成本结构大头是硅片和银浆。在产出方面，2022年将迎来TOPCon电池产出的明显增长，预计全年产出将达到16.7吉瓦，相比2021年的3.3吉瓦增长约400%。
今年1月，晶科能源控股有限公司在安徽的8吉瓦TOPCon电池项目投产。第一，发电效率更高，提效路径明确，速度快，空间大。
TOPCon电池双面率可以达到85%，较PERC电池70%左右的双面效率明显提高，折算至综合效率端大致形成约1个百分点的效率优势。优缺点喜忧参半根据基体材料的特性，太阳能电池可以分为有机太阳电池和无机太阳电池。
P型电池的基体材料为掺杂硼的P型硅，N型电池的基体材料为掺杂磷形成的N型硅片。同时，TOPCon技术也存在三个缺点。
首先，工艺路线不清晰。从银浆来看，TOPCon电池使用的银浆含量也比PERC电池要高。基于PERC技术的生产线只需要增加硼扩散、非晶硅沉积以及刻蚀等几道工序，增加0.5亿～1亿元/吉瓦的投资即可切换为TOPCon生产线，这一技术路线更容易被现有企业接受。其中，PERT技术可实现量产，技术难度低，设备投资较少，但是与双面 P-PERC 技术相比没有性价比优势，已被证明为不经济的技术路线;TOPCon技术具有低衰减、低功率温度系数、高双面率、高弱光响应能力等优良的特性，但量产较难;IBC技术目前效率最高，可以达到 23.5%～24.5%，但技术难度极高、设备投资高、成本高，国内尚未实现量产;HJT技术效率高，工序少，可实现量产，但成本比较高。
N型电池主要包括 PERT(发射结钝化及背场全扩散)、TOPCon(隧穿氧化钝化接触)、 IBC(全背电极接触)、HJT(异质结)四种技术路径。市场机构预测，TOPCon技术是当下N型电池中最具有成本优势的技术路线之一，可能从今年开始实现规模化应用，预计明年将全面具备与PERC技术相当的综合优势。
一道新能源科技(衢州)有限公司2022年预计产能将达到20吉瓦，其TOPCon电池最高效率达到25%，在工艺流程不增加或者少量增加的情况下，极限效率可能达到25.5%以上，量产效率达到24.5%。从硅片来看，降成本的核心技术是薄片化，但由于高温工艺下钝化层存在掺杂元素烧穿、金属浆料烧穿情况，厚度做到160微米以下存在一定困难(目前TOPCon电池所用的182尺寸硅片对应180微米，166 尺寸硅片对应在170微米左右)，未来还需进一步优化工艺找到实现薄片化的方法。
根据中国光伏行业协会统计的数据，2021年PERC生产线投资额约为1.94亿元/吉瓦，TOPCon生产线投资额约为2.2亿元/吉瓦，二者新建生产线的投资强度逐渐接近。因此，预计TOPCon电池在未来两三年会有一个短暂的红利期，从中期来看其将面临与异质结电池的激烈竞争。