1）隆基股份1-1）隆基股份电池工厂实地调研1-2）隆基股份中报解读交流2）通威股份2-1）通威股份策略会交流2-2）通威股份中报解读交流3）中环股份3-1）通威股份策略会交流3-2）通威股份中报解读交流4）阳光电源5）东方日升6）福莱特玻璃7）信义能源+信义光能8）中来股份9）爱康科技10）中利集团11）阿特斯太阳能12）晶科能源13）异质结与 TOPCON 技术论坛14）第二次技术论坛22647575/43348/20190925 16:3320190910 隆基股份（601012）调研纪要实地调研时间：20190910地点：泰州一、公司介绍泰州隆基乐叶介绍：电池生产线 16 条、产能 2.4GW。电池片生产流程：1）制绒，去除表面损伤层和污染层，并形成特定的绒面以降低反射率；2)扩散，在 P 型衬底硅片上，在高温下形成表面磷掺杂，从而得到 PN 结；3）刻蚀，去除侧边与背面 N 型层，形成绝缘结构，去除表面磷硅玻璃（PSG）；4）退火，提高少子寿命，提高电池效率，形成氧化层来达到抗 PID 效果；5）镀膜，形成钝化减反层，提升电池片效率（PERC 是正面镀 SiN，背面镀 SiN 和 Al2O3）；6）印刷烧结，印刷将硅片正反面印导电电极浆料，通过烧结工艺，形成电池片的正负电极；7）测试分选，测试电池片电性能，对电池片进行分类；8）包装，对电池片进行包装，送到组件厂。二、问答环节：电池片环节：Q：电池片成本如何？A：行业平均非硅成本每片电池片 1.6 元/片。Q：公司老产线的设备先进性？A：目前不落后，当时进口的国际最好的 PECVD，新工厂用的更先进的 ALD（国产、自主研发）。Q：现在设备是否兼容 166？A：承载硅片的设备做改动即可，明年 3 月份泰州工厂全部可以生产 166。技改成本在 1 亿元左右，技改后产能增加 20%，可以达到 2.7GW，每条线技改时间约半个月。Q：电池分选如何分类？A：电池分为 A、B、C 三等，A 级自用、B 级卖给小企业、C 级有些企业也会使用。目前 A级率达到 96％以上，目标是达到 98%。A 级片和 B 级片价格有差异，折价 1~2 元／片。Q：集团从哪些方面考核公司？A：考核利润，产能也折合到利润中。Q:泰州工厂后续扩产计划？A：目前厂房已经比较拥挤、不会扩产。可能会新建产房。Q：目前公司有 1300 人，自动化率如何？A：行业内自动化率差不多，设备本体自动化程度很高，但是环节与环节之间的连接还是需要人工。碎片、卡片、设备维修都需要人工，人工主要解决运输和异常问题。22647575/43348/20190925 16:33Q：新建的厂房会预留空间吗？A：平媒隆基新厂房预留很多空间，为未来电池技术的发展留有空间。Q：新工厂投产后需要多少人？A：和目前工厂配比差不多。每个车间有 300 工人，泰州工厂有两个车间。Q：现有产线改成 TOPCon 容易吗？A：应该容易改，但目前没有这个计划。TOPCon 成本因为两面印银浆、所以生产成本比较高，虽然有一定的效率和性能优势，但是成本差异比较大。Q：电池背面有背银吗？A：只是焊接部分有少量背银，其他部分都是铝浆。Q：现有产线可以做大硅片吗？A：现在做 M9 或 M12，扩散炉等设备就要更换了，所以现有的设备做 M6 是极限了。Q：M6 和 M2 产线可以无缝切换吗？A：不能来回转换，只要切换就需要更换承载硅片的设备。Q：M6 和 M2 成本差异如何？A：M6 单瓦成本较 M2 降低 0.1 元/W（从硅片到组件端）。Q：硅片采购价格与市场价格相比如何？电池片售价与市场价格相比如何？A：一样。Q：明年年底公司的 M6 电池产能多少？A：至少 15GW。目前银川已经有 4 条线开始生产。组件环节：Q：组件端改造技术方向有哪些？A：叠瓦目前还没有计划，现在主要是整片和半片的组件按照 M6 改造。Q：未来组件技术趋势和隆基的技术选择？A：接下来隆基以单玻和双玻的半片为主。Q：明年会全部换成 M6 组件吗?A：目前滁州基地已经在做 M6 组件了，明年会全部换成 M6 组件。Q：泰州组件厂有多少工人？产能是多少？A：工厂工人约 1800 人（4GW 标配），不含组件研发的 400~500 人。产能是 4GW。Q：目前的双玻占比？A：当前双玻占比较少，主要是半片，需要看订单。去年三季度双玻占比很高，是因为订单主要是来自于埃及。22647575/43348/20190925 16:33Q：公司用的玻璃厚度？A：从 3.2mm 降至 2.8mm。Q：公司组件的封装损失？A：分工艺。公司的封装损失约为 1.2％。Q：目前工厂的库存情况如何？A：300MW，约 1 个月。Q：产线生产双玻和单玻的效率和良率差异如何？A：差异不大。Q：公司的双玻组件是否有框？A：双面有框（全框）。去年有生产无框的，在四个角包装，主要看订单需求。Q：今年订单情况如何？A：今年第三、四季度产能比较紧。Q：是否有叠瓦和拼片组件？A：滁州有叠瓦组件，目前没有拼片。Q：现在是否全用 EVA？A：双玻是用 POE。Q：双玻成本增加是否明显？A：两层玻璃成本高、POE 成本比 EVA 成本高，电池片的成本也比单玻高。Q：目前双玻渗透率的提升是否会受制于成本？A：效率提升可以弥补成本的增加，目前在往这个方向走。Q：公司的产能是否有提升的空间？A：16 条线刚建好时是 2GW，现在已经提升到 4GW，但后续产能提升会更困难一些。在当前的设备状态下，极限产能可以达到 4.2GW 以上。Q：半片较全片功率提升多少？A：60 型提升一档（5W）。Q：组件技术近年技术迭代速度如何？A：有所加快，目前技术迭代主要是以前有的技术更顺利的用到量产中，包括半片和叠瓦。目前来看半片是主流，半片的工艺与整片基本相同，只是增加了人工成本；叠瓦设备与常规的设备不同，功率更高但是成本也比较高。22647575/43348/20190925 16:3320190829 隆基股份中报业绩沟通纪要时间：20190829嘉宾：董事长 李总，董秘 刘总一、基本情况介绍531 后组件价格下降，刺激了去年四季度开始的海外市场爆发。全球有 16 个国家年装机达到 GW 级别，今年预计有 24 个国家到 GW 级别。重点在美国和欧洲增长非常强劲，我们认为海外市场增长未来几年是确定性很高的事情。装机增长带来单晶硅片供应紧张，今年 7 月我们已经对部分客户无法发货，主因去年年底和今年年初我们有一些大客户签订了一年期长单，并支付预付款。虽然我们的产出在逐月提升，但速度赶不上需求增速。到 7 月份我们的产能已经无法满足部分长单客户需求。公司加快新建项目进度，云南二期两个拉棒基地这个月底进入试产，设备在今年年内可以全部到位，明年一季度可以实现满产。我们新公告的 15GW 项目正在加紧建设，明年中期设备应可全部到位。我们早期规划 2021 年达到 65GW 产能，现在看明年年底就能实现。二、公司对颠覆性技术的看法最近一期国家电投电站招标，投标价格在 3.7 元/W 左右。成本构成里电池片约 0.95 元/W，剩下的成本都是为了保护电池片或支撑组件或收集能源，如玻璃、边框、支架、电缆等。领先电池厂按照 3.12 元/片买到硅片后成本应在 8 毛多，目前还有一定盈利。硅片厂成本在 2块钱左右，以硅片成本价计算电池片应为 6 毛/W 多。未来行业进步后电池片应会低于 6 毛钱/W。钙钛矿即便成熟了，能够取代的只有不到 6 毛钱的电池片，其他成本不会被降低。若其转换效率较低，则保护支撑成本还会上升。若其效率仅为晶硅的 70%，则其余成本会有30%的上升。因此即便钙钛矿成熟，单晶硅技术路线也不会轻易被颠覆。而单晶硅路线取代传统能源的确定性已经很强。对比半导体和太阳能，芯片成本构成中硅片成本只占到 3%，电池片中硅片成本占 60%-70%，两者完全不同。半导体产业中对硅片成本关注度低，主要关注品质，另外会关心下游通量，因此 12 英寸带来的通量上升非常有价值。半导体 8 英寸约 200 元，12 英寸约 800-900 元；12 英寸单位面积价格约为 8 英寸两倍，但加大了通量，降低了下游成本。但若太阳能硅片单位面积售价变高，则其降本逻辑不存在。电池若转换效率没有本质提高，则对电池片的保护、支撑、收集成本不会降低。因此 2 块300W 组件和 1 块 600W 组件的成本相差无几。硅片变大会降低 LCOE，但前提是在光伏系统设计冗余范围内。比如原有很牢固的支架，同样的支架可以装配更大的组件，从而摊薄单瓦成本。因此，系统设计有冗余是大硅片降低度电成本的前提。此前我们向 M4 转移时，并非我们本意。若硅片统一到 M2，则会简化很多设计。2018 年一些电池厂商由于自身竞争力的问题，开始对尺寸做加大，因此我们有责任再次统一标准。我们根据电池厂、玻璃、组件、运输等环节的问题做了很多调研，酝酿一年后推出 166，行业多数认为该规格兼顾行业现状。单结硅电池理论转换效率 29%，量产 25%基本会到极限。双结电池理论效率 41%，未来可能做到 30%甚至 35%，目前很多企业已经投入研发工作。主流观点认为第一层是单晶硅是确定22647575/43348/20190925 16:33性的，但 N 型 P 型是不确定的。另一层结构到底是钙钛矿，还是别的东西目前还不确定。目前我们认为 P 型 PERC 是性价比较高的路线。隆基在 2006 年就对技术路线做了深入研究，当时认为 N 型单晶未来成本最低，但 PERC 出现后我们不再坚持 N 型最优。我们在研发上还是保留了相当的资源研发 N 型，TOPCON 等技术我们有能力量产。单 GW 设备成本上，PERC2亿，topcon3-3.2 亿，HJT 要 7 亿。以三月前价格计算，P 型 perc 回收期 1 年，topcon 2-2.5年，HJT4-5 年；以今天价格计算，分别要 4、7、15 年以上。未来设备国产化后投资会降低，包括低温银浆成本也可能下降。若 N 型单晶生产比重过大，价格能否维持目前 5%价差需要评估。国内多晶硅料还无法满足 N 型产品大规模稳定生产，今天少量的 N 型产出，原料都是进口的。多晶硅料上要消除这种差异比较困难，目前万吨多晶硅料国内投资在 9 亿左右，但国外经验表明投资需要到 13 亿的水平才能保证更好的品质。三、上半年经营情况说明2019 年上半年，上半年全球装机达到 47GW，公司生产经营整体平稳。硅片生产了 28.5 亿片，增长了 74%；外销 21.5 亿片，增长 183%；海外销售 3.89 亿片，增长 29%；自用 7.9 亿片，增长 1%，收入 85.2 亿元，同比增长 95%，毛利率提高 6 个百分点至 23.2%。组件产量 3.83GW，同比增长 8%，销售 3.19GW，同比增长 21%，海外占比 76%，2.42GW，增长超过 250%。双面组件 910MW，占比 24%，增长超过 550%。自用组件 260MW，同比减少。组件销售收入达到 64.8 亿元，同比增长 5%。毛利率 28.4%，同比增长 4.6 个百分点。电池环节，自 产 2.1GW，增长 21%；外购 2.34GW，略降低；电池对外销售 710MW，收入6.4 亿元。电力收入 3.76 亿元，同比增长 15%，毛利率 64%左右。电站处置方面一季度转让电站 107MW，获得投资收益 9400 万，二季度没有实施完电站转让。截至 6 月底公司在手电站 920MW，其中地面 420MW，分布式 500MW。上半年公司硅片非硅成本下降 31.7%，电池下降 10%，组件下降 6%。公司硅片产能 33GW，组件产能 13.3GW。电池、组件的产能还是稳步推进，2021 年底实现20GW 电池、30GW 组件，整体速度可能加快。四、问答环节Q：硅片 19 年、20 年全年平均产能，19 年外部出货量如何？非硅成本什么水平？21 年产能规划如何？海外组件毛利率和国内是否有差异？A：今年年底银川 15GW 做不出贡...
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