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
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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。
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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##价值投资日志[超话]#
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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。
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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。
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