晶科能源会议交流纪要
Q:目前是投了合肥 8GW 的线，二月底又投了海宁 8GW 的线，现在进度怎么样?
A:合肥 8GW 的线有多个车间，其中最早开的一个车间在量产冲刺阶段，另外几个车间也在 准量产阶段。海宁那边基底稍晚一些，现在处于自动化调试阶段，到 4 月份左右开始进行量 产。
Q:效率和良率方向的数据现在怎么样? A:因为还没有真正实现量产，只是在量产冲刺阶段。合肥那边最好的一条线，效率目前在 24.5%- 24.6%之间，良率在 93%左右。Q:海宁这边还没建好吗，设备已经装了? A:海宁这边是主机台在调安装，自动化设备还没到，所以流片还没开始走，还要晚 2 个月左 右，2 个月后能稳定出货
Q:之前在海宁投了 900MW 的线，当时效率和良率是什么水平?
A:对，在海宁袁花那里有 800MW，并非 900MW 的线，其实就是一个小车间，只是产能比 较小。小车间已经连续跑了有两年多时间了，去年四季度开始量产水平是稳定在效率 24.8%， 良率 96.5%层面上，非硅成本在 0.26 元左右，比 0.26 元多一些。
Q:当初看到这个数据后才决定要大规模去投产吗? A:要决定投产应该是多方面的因素，当然很关键的是 Topcon 和 PERC 之间的对比分析，看它 是否具备投资可行性。总的观点来说，按照 800WM 的水平，Topcon 的一个一级划成本，即 从硅片→电池→组件的成本，和 PERC 的成本是基本上打平的。成本上两者一样，但组件的 售价上，N 型 Topcon 的售价比 PERC 每 W 多卖 0.1 元，有 0.1 元的溢价空间，所以最终决定 要尽快扩产。第二，对晶科自身而言，Topcon 技术相对已经非常成熟，量产化没有问题， 比较持续稳定可靠。此外，因为晶科 2022 年订单有 10GW N 型 Topcon 组件订单，订单决定 了原来 800MW 完全无法满足，所以必须要尽快扩产。
Q:现在订单有多少，N 型电池片的订单?
A:总共接了 10GW 的意向订单，和日本、中东那边，所以意味着要尽快产出电池片，因为要 出货给客户，那就意味着三季度要做的差不多，所以电池这边的压力还是挺大的。
Q: Topcon 下游接收的客户是哪些应用场景? A:分为几块，第一块是对国土面积比较小的那些地方比较有吸引力，因为它功率比较高。第 二方面是对于气候比较恶劣的，比如像靠近赤道附近常年高温，或者靠近沙漠地带的那种国 家比较有吸引力，同时对极寒地带的比较有吸引力，比如靠近北极圈或南极圈的国家。之所 以有吸引力是因为以下几点:1.组件功率高 2.N 型组件无衰减 3.低温感系数，对温度不敏感， 能在酷暑或严寒地带得到比较好的应用 4.N 型组件溢价权来自于长波段光响应效果好，PERC
组件对短波响应较好，但在天空中有云层遮挡的情况下，短波会被云层阻挡吸收，只有太阳 光中的长波能打到地面，照射到组件表面上来进行反应，而 N 型 Topcon 组件在这块表(实 时纪要加:aileesir)现较好。所以在全年度下来，差不多 30%阴雨天气，这种情况下 N 型的 组件发电量也非常可观。4 个方面优势决定了它应用场景非常广泛，从赤道附近，到南北极 圈都能得到应用，统计来说它没有衰减，功率又高，它对土地利用率也高，那么它在一些像 日本或欧洲这些发达地区，它的国土面积比较小，在这比较小的面积上得到比较客观的发电 量。所以它的订单像美国，日本，欧洲，中东石油大国，市场上比较受欢迎的。
Q:是否分布式需求占比会更高一些，还是都会有? A:都会有的，对地面电站来说，它的收益分析下来会贵 0.1 元，但它的成本按发电量合算下 来(发电量)其实比 PERC 要高 12%，所以它这边收益还是挺高不管是分布式还是地面电站。
Q:发电量高 12%是指全年看下来高 12%吗? A:对，是的。
Q:那对他们来说增加 10%的发电量，价格上多 0.11 元还是比较划算的? A:是的。
Q:全成本一体化理念我们拆一下，(Topcon)Si 片的成本是比 PERC 要低吗? A:好，具体拆解一下。Si 片端成本，N 型 Si 比 P 型 Si 贵三分钱左右。分两个问题 N 型 Si 比 P 型 Si 要薄，P 型 Si 片业内标准是 170-175μ m，N 型 Si 片标准厚度是 150-155μ m，每个 N 型 Si 片比 P 型薄越 20μ m。按厚度来说应该是便宜的，但是 N 型 Si 片性能要求高，高效率 高功率的组件对 N 型 Si 的用料要求品质很好，Si 料用的好，意味着 Si 料成本会上升。用的 好体现在钠棒的头尾料，开方的边角料，这些用料的比例在 N 型 Si 中用料较低，跟 PERC 不 一样。一方面 Si 片减薄了，厚度减薄 20μ m,能节省一定成本，但由于其高品质要求导致 N 型 Si 料品质更好，价格更贵，综合下来，N 型 Si 比 P 型 Si 要贵 0.03 元。下面讲一下电池， 电池非硅成本 Topcon 目前在 0.26 元左右，PERC 主流市场在 0.2 元，电池端 Topcon 比 PERC 贵 0.06 元。下面讲一下组件端，组件端在同一版型下做对比，不同版型比较差异太多，比 起来意义不大。从同一版型来看，从制造成本上 N 型和 P 型组件端是无差异的，主要就是 些操作手法上做一些调整，电池正极跟负极是相反的，上料和接线盒需要反接。但是因为 N 型效率高，N 型做出来的组件比 P 型功率要高，高约 10%。组件端的成本是以 W 数来卖的， 比如说 PERC 按标准版型做下来是 650 W，相同版型去做 N 型 Topcon 的话能做到 710 -720W， 那就多出来 60-70 W，会分摊到人力成本，固定投资成本，设施动力等，它是能够摊薄的， 这样摊下来组件端能省下 0.1 元。因此整体来看，硅片端多 0.03 元，电池端多 0.06 元，组 件端省 0.1 元。 #投资#https://t.cn/RpkBJkx价值投资日志
Q:目前是投了合肥 8GW 的线，二月底又投了海宁 8GW 的线，现在进度怎么样?
A:合肥 8GW 的线有多个车间，其中最早开的一个车间在量产冲刺阶段，另外几个车间也在 准量产阶段。海宁那边基底稍晚一些，现在处于自动化调试阶段，到 4 月份左右开始进行量 产。
Q:效率和良率方向的数据现在怎么样? A:因为还没有真正实现量产，只是在量产冲刺阶段。合肥那边最好的一条线，效率目前在 24.5%- 24.6%之间，良率在 93%左右。Q:海宁这边还没建好吗，设备已经装了? A:海宁这边是主机台在调安装，自动化设备还没到，所以流片还没开始走，还要晚 2 个月左 右，2 个月后能稳定出货
Q:之前在海宁投了 900MW 的线，当时效率和良率是什么水平?
A:对，在海宁袁花那里有 800MW，并非 900MW 的线，其实就是一个小车间，只是产能比 较小。小车间已经连续跑了有两年多时间了，去年四季度开始量产水平是稳定在效率 24.8%， 良率 96.5%层面上，非硅成本在 0.26 元左右，比 0.26 元多一些。
Q:当初看到这个数据后才决定要大规模去投产吗? A:要决定投产应该是多方面的因素，当然很关键的是 Topcon 和 PERC 之间的对比分析，看它 是否具备投资可行性。总的观点来说，按照 800WM 的水平，Topcon 的一个一级划成本，即 从硅片→电池→组件的成本，和 PERC 的成本是基本上打平的。成本上两者一样，但组件的 售价上，N 型 Topcon 的售价比 PERC 每 W 多卖 0.1 元，有 0.1 元的溢价空间，所以最终决定 要尽快扩产。第二，对晶科自身而言，Topcon 技术相对已经非常成熟，量产化没有问题， 比较持续稳定可靠。此外，因为晶科 2022 年订单有 10GW N 型 Topcon 组件订单，订单决定 了原来 800MW 完全无法满足，所以必须要尽快扩产。
Q:现在订单有多少，N 型电池片的订单?
A:总共接了 10GW 的意向订单，和日本、中东那边，所以意味着要尽快产出电池片，因为要 出货给客户，那就意味着三季度要做的差不多，所以电池这边的压力还是挺大的。
Q: Topcon 下游接收的客户是哪些应用场景? A:分为几块，第一块是对国土面积比较小的那些地方比较有吸引力，因为它功率比较高。第 二方面是对于气候比较恶劣的，比如像靠近赤道附近常年高温，或者靠近沙漠地带的那种国 家比较有吸引力，同时对极寒地带的比较有吸引力，比如靠近北极圈或南极圈的国家。之所 以有吸引力是因为以下几点:1.组件功率高 2.N 型组件无衰减 3.低温感系数，对温度不敏感， 能在酷暑或严寒地带得到比较好的应用 4.N 型组件溢价权来自于长波段光响应效果好，PERC
组件对短波响应较好，但在天空中有云层遮挡的情况下，短波会被云层阻挡吸收，只有太阳 光中的长波能打到地面，照射到组件表面上来进行反应，而 N 型 Topcon 组件在这块表(实 时纪要加:aileesir)现较好。所以在全年度下来，差不多 30%阴雨天气，这种情况下 N 型的 组件发电量也非常可观。4 个方面优势决定了它应用场景非常广泛，从赤道附近，到南北极 圈都能得到应用，统计来说它没有衰减，功率又高，它对土地利用率也高，那么它在一些像 日本或欧洲这些发达地区，它的国土面积比较小，在这比较小的面积上得到比较客观的发电 量。所以它的订单像美国，日本，欧洲，中东石油大国，市场上比较受欢迎的。
Q:是否分布式需求占比会更高一些，还是都会有? A:都会有的，对地面电站来说，它的收益分析下来会贵 0.1 元，但它的成本按发电量合算下 来(发电量)其实比 PERC 要高 12%，所以它这边收益还是挺高不管是分布式还是地面电站。
Q:发电量高 12%是指全年看下来高 12%吗? A:对，是的。
Q:那对他们来说增加 10%的发电量，价格上多 0.11 元还是比较划算的? A:是的。
Q:全成本一体化理念我们拆一下，(Topcon)Si 片的成本是比 PERC 要低吗? A:好，具体拆解一下。Si 片端成本，N 型 Si 比 P 型 Si 贵三分钱左右。分两个问题 N 型 Si 比 P 型 Si 要薄，P 型 Si 片业内标准是 170-175μ m，N 型 Si 片标准厚度是 150-155μ m，每个 N 型 Si 片比 P 型薄越 20μ m。按厚度来说应该是便宜的，但是 N 型 Si 片性能要求高，高效率 高功率的组件对 N 型 Si 的用料要求品质很好，Si 料用的好，意味着 Si 料成本会上升。用的 好体现在钠棒的头尾料，开方的边角料，这些用料的比例在 N 型 Si 中用料较低，跟 PERC 不 一样。一方面 Si 片减薄了，厚度减薄 20μ m,能节省一定成本，但由于其高品质要求导致 N 型 Si 料品质更好，价格更贵，综合下来，N 型 Si 比 P 型 Si 要贵 0.03 元。下面讲一下电池， 电池非硅成本 Topcon 目前在 0.26 元左右，PERC 主流市场在 0.2 元，电池端 Topcon 比 PERC 贵 0.06 元。下面讲一下组件端，组件端在同一版型下做对比，不同版型比较差异太多，比 起来意义不大。从同一版型来看，从制造成本上 N 型和 P 型组件端是无差异的，主要就是 些操作手法上做一些调整，电池正极跟负极是相反的，上料和接线盒需要反接。但是因为 N 型效率高，N 型做出来的组件比 P 型功率要高，高约 10%。组件端的成本是以 W 数来卖的， 比如说 PERC 按标准版型做下来是 650 W，相同版型去做 N 型 Topcon 的话能做到 710 -720W， 那就多出来 60-70 W，会分摊到人力成本，固定投资成本，设施动力等，它是能够摊薄的， 这样摊下来组件端能省下 0.1 元。因此整体来看，硅片端多 0.03 元，电池端多 0.06 元，组 件端省 0.1 元。 #投资#https://t.cn/RpkBJkx价值投资日志
真笑话，不嘴唯分，这属于恶人先告状啦，是你们和对家吵架没处撒 ，七拐八拐拐到我们这里，以前批畏首畏尾的时候照样被你们骂，从开始到现在从北极圈到赤道，批从来都没带大名上过你们任何一家广场吧，甚至可以说是狡兔三窟，换了一个又一个代号，反而我们广场是你们几家随意撒泼，既然安静磕也被骂凭什么不能把你骂回去，最好像你自己说的别没事盯着批，别人也不会闲的管你们你们唯分的破事，所有发言都跟你们圈子没关系 只是和本人有关系，别被害妄想症哈，大家都很忙，安静做你的唯分[嘻嘻]
地球的大气和水的大循环多亏了太阳
太阳释放出的能量，到达地球的只有20亿分之一。
其中传递到地球的能量，由于云和地表反射等，近3成被扩散到宇宙空间。
地球几乎是球形的，在赤道附近可以从正上方接受太阳的能量但高纬度的北极和南极地区是倾斜接受，从面积上接受的能量变少了。
而且还增加了冰雪反射，地表被冰雪覆盖的区域，反射率达到80%。
也就是说难以接受太阳能量的极地，容易积蓄冰雪，因此，反射率也会上升，会进一步寒冷化。
像这样，在赤道附近和极地从太阳那里收到的能量差异很大。
如果热能不移动的话，高纬度地区和低纬度地区的气温差认为能达到100度。
然而，正是这种巨大的温差，形成了地球全体大气运动的原动力。
当高纬度地区变冷时，低纬度地区的热能通过大气向高纬度地区移动，能量发生是水平移动，调节地球全体气候的大气大循环系统。
不仅仅是大气，水也有同样的大循环。
温暖的低纬度地区的海水，流向高纬度地区，那是海洋大循环系统。
正是太阳，维持「地球系统」的发动机。
柯氏效应（如图）
太阳释放出的能量，到达地球的只有20亿分之一。
其中传递到地球的能量，由于云和地表反射等，近3成被扩散到宇宙空间。
地球几乎是球形的，在赤道附近可以从正上方接受太阳的能量但高纬度的北极和南极地区是倾斜接受，从面积上接受的能量变少了。
而且还增加了冰雪反射，地表被冰雪覆盖的区域，反射率达到80%。
也就是说难以接受太阳能量的极地，容易积蓄冰雪，因此，反射率也会上升，会进一步寒冷化。
像这样，在赤道附近和极地从太阳那里收到的能量差异很大。
如果热能不移动的话，高纬度地区和低纬度地区的气温差认为能达到100度。
然而，正是这种巨大的温差，形成了地球全体大气运动的原动力。
当高纬度地区变冷时，低纬度地区的热能通过大气向高纬度地区移动，能量发生是水平移动，调节地球全体气候的大气大循环系统。
不仅仅是大气，水也有同样的大循环。
温暖的低纬度地区的海水，流向高纬度地区，那是海洋大循环系统。
正是太阳，维持「地球系统」的发动机。
柯氏效应（如图）
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