日前，晶科能源副总裁钱晶接受媒体记者采访，畅谈N型组件未来发展趋势，所具备优势特性，特殊应用场景的适配性，产能供应风险，如何看待市场其他技未来发展潜力以及晶科产能布局和未来规划等市场关切问题。
记者问： N 型组件的价格未来发展趋势如何？
钱晶答：伴随N 型工艺进步，功率提升，NP 价差将保持在合理范围内并逐渐减小，尽管目前N型尚存溢价，但综合其在BOS 端的成本优化（根据测算，在不改变组件尺寸前提下每提升5W 功率可降低BOS 成本1 分钱以上），组件溢价部分已基本被BOS 成本节省覆盖，带来整体初始投资成本的下降。采用N型组件不仅可以提升发电收益，还可以在项目建设的初期就实现投资下降。总之，花更少的钱，用更好的产品，建更优质的项目，这将会是未来N型替代P 型的主要动力。此外，组件价格走势仍需密切关注硅料及其他辅料的供给关系。
记者问： N 型产品与山地项目是否可以适配？
钱晶答：晶科N型组件可以完美适配山地类型项目。山地环境由于地形限制，对场地和安装人力有较高要求。晶科能源N型Tiger Neo 系列产品高功率、高转换效率的优势，可以减少占地面积、组件数量并提高排布的灵活性，从而缓解山地项目对土地和人力要求。相较于P型，N型组件双面率更高，最高可达85%，相同反射条件下可带来更高的发电量增益，也充分响应了山地项目对于项目收益的要求。
记者问：相较于210产品，182N型为什么更适合山地项目？
钱晶答：210 组件尺寸宽（达1.3m)，且开压相对较低，将会导致组串过长，反而无法适配山地项目地形的沉降。此外，210 组件尺寸较大，重量较高，也会给山地项目的安装和搬运带来额外的成本和风险，尤其是在高海拔地区，182组件的重量轻，尺寸小，人工搬运安装更轻松。
记者问：N 型组件在每一项系统成本都能节省多少？
钱晶答：N 型TOPCon 组件凭借更高的转换效率，在固定装机容量下可减少组件用量，固定土地面积下可提升装机容量，从两个角度摊薄了BOS 成本，在不考虑组件溢价的前提下降低了项目的初始投资成本，且提升亩产发电量。从测算经验总结，相同组件尺寸下每提升一个功率档位可为项目带来约1分钱的BOS成本节省。
记者问：N型温度系数更低体现在哪里？
钱晶答：在户外实证表现中，已观测到N 型的工作温度要低于P型（海南地区：N比P 运行温度低2-4℃，且N/P发电增益达3.97%）。
根据实证观察，组件运行温度高出环境温度大致20摄氏度（具体取决于当日发电工况）。因此，在高温环境下，N型低温度系数的优势将会更加明显。
记者问：182与210在逆变器、电缆、支架匹配的成本是否有差异？
钱晶答：在系统端，由于210 组件电流大于182 组件，所采用电缆及逆变器需比182 组件有更大的额定电参，需用到更大的线径电缆，因此提升了BOS成本。在支架层面，由于210 组件尺寸更大，其实际载荷值要求比182组件更高，导致相对应的支架也需有更高的承载能力，同步会带来支架成本的提升。
记者问：晶科未来是否会做210的产品？
钱晶答：目前210产品电流偏大，组件尺寸过大，载荷能力偏弱，组件运输、周转、安装给物流及现场带来实际操作困难等致使客户对其可靠性存疑虑的问题，尚未得到有效解决。考虑到组件尺寸、系统电性适配、系统度电成本等各方面综合因素，目前182综合优势更大，更可以推动客户项目的优质发展。至于未来会不会做210产品，我们会关注，但必须在晶科将上述问题技术解决的前提下。
记者问： 是否有报告支撑N型组件抗PID以及实际衰减情况和数据？
钱晶答：晶科有第三方报告支撑N型组件抗PID以及实际衰减情况和数据，可和晶科技术部门联系获取。
记者问：双面组件容配比该如何选择？
钱晶答：不考虑特殊情况，集中式逆变器项目容配比可以按照低辐照地区1.45 及以上，高辐照地区1.1~1.3 来进行设计。辐照量越大或组件发电量越高可以酌情下调容配比。针对组串式逆变器，在低辐照地区则是建议输入路数满接，容量最佳。
记者问：晶科常规组件的透光性如何？
钱晶答：双玻组件的透光面积仅约占整体组件玻璃面积的1%左右。若客户有组件透光需求，建议引导客户参考我司BIPV透光组件。我司可依据客户需求对组件尺寸、厚度及透光率进行客制化。
记者问：晶科N 型组件的实际产能和供货能力如何？
钱晶答：晶科是业内第一个10GW+产能的一线光伏企业，在2022年整体N型出货量超过10GW，占全行业N型出货近一半水平，2023年N型产能将会达到35GW，能满足大部分市场需求。
记者问：为什么在高风载地区182产品更有优势？
钱晶答：210因为尺寸和重量，在高风载地区，组件撕裂的风险更大。如果从系统设计角度来强化组件载荷，包括增加螺栓和夹块双重紧固来增加载荷强度，配合上晶科182的边框内腔结构设计，可进一步保证其具有更优的载荷能力。晶科的N型组件产品在多压块等方式都做过测试。
记者问： N 型TOPCon产品与异质结产品有什么技术差别、性能差别以及在经济性层面的差距？
钱晶答：目前不管是从极限效率还是量产效率来看，TOPCon均高于HJT。不可置否，其次，HJT的经济性劣势主要体现在产线初始投资成本高，且无法与前代技术兼容；银浆耗量高，且需低温银浆，目前供给较少，降本难度大。替代性方案暂时缺乏量产导入的验证；靶材成本高，其它技术不需要该原料。除了在经济性上的劣势外，HJT技术在可靠性上也有下述的风险考量：TCO 膜层对水汽敏感，导致电池片对于水汽透入较为敏感；TCO与胶膜粘结力不足，易导致分层；HJT电池片低温制备，对热斑更加敏感，可靠性有待进一步验证。
记者问：N 型的实际产能有多少，有没有供给方面的风险？整个行业的体量需要多久可以提升？
钱晶答：现在几乎所有的头部厂家都在迅速转型N型TOPcon，2022 年后PERC 电池产能将大幅度减少，N 型TOPCon产能快速增长，支撑了该项技术在N 型迭代中的领导性地位，预计在2023 Q3-Q4 行业内各头部企业的N 型产能将得到GW 级释放。晶科规划35GW 产能应该是行业里面供应最为充足的企业。
记者问： NP 型产品在质量上和材料的选择上是否具有差异？
钱晶答: NP 型产品的主要差别在于电池。在质量控制标准上，NP型产品也是一样的。差别在于N 型产品较P 型产品有更高的效率，因此能有更高的发电量水平，另外由于N 型材料本身的特性，相比于P 型材料，其衰减更小，高温下发电能力更好，双面率更高。
记者问：N 型单面组件在相同条件之下的增益有多少？
钱晶答：实证数据中N 型单面相比于P 型，单瓦发电量平均增益在3%以上，在某些特定区域单瓦甚至达到12%，如果按照同面积算，N型组件的发电量要超过7%以上。
记者问：在海边是否有特殊的N型解决方案来满足严苛环境要求？
钱晶答：面对沿海或者海上项目的N型组件，建议首选双层镀膜玻璃的N型，以及电泳边框、防水连接头等特殊原材料。另外，晶科的安装手册要求组件安装需离岸500m 以上，50-500m 距离内组件连接头需要做防护或增加防尘塞。
盐雾能力：晶科常规N型组件具备盐雾6 认证（对应防腐等级C5）。22年日本等市场提出盐雾8需求（对应防腐等级CX），因此，部分版型组件盐雾8测试进行中，预计23年5月中完成认证。
17 级台风风载能力：17 级台风对应风载约为1888~2247Pa,晶科N型组件在常规安装方式下具备5400/2400Pa 的载荷能力，搭配特殊安装方式，载荷能力可以进一步提升，如对N型组件载荷有特殊需求，也可提供客制化。
记者问：N型产品优势的具体的原理是什么？
钱晶答：N型理论上的发电性能优势，基于以下几点： 衰减率低、双面率高、温度系数优和弱光表现良好的优势。
衰减方面，相较于P型是硼掺杂晶硅，N型是磷掺杂晶硅，硼含量极少，硼氧对少，改善了光致衰减（LID）和高温光诱导衰减(LETID)，所以相较于P型的首衰2%，N 型仅1%。
双面率高得益于N 型电池背面的超薄隧穿氧化层。该结构的存在可以拉开电池中多子和少子在界面的浓度差值，抑制其在界面复合，提高电池片的光电转换效率。叠加上N型背面采用了银浆，相较于P型背面采用铝浆，背面功率得到提高。综合以上两点，因此N 型的双面率提升。
根据温度系数目前的理论公式，可以得出开路电压Voc越高，温度系数越优。而我们的N 型TOPCon 电池有着高开路电压，所以其温度系数优。同时，N型组件由于更高的转换效率，相应降低了所吸收光能的热转换，从而降低了组件的工作温度。
记者问：HPBC 和TOPCON 相比哪一个更具备发展潜力？
钱晶答：HPBC 组件的双面率偏低，仅有60%±5%；同时良率下降明显，且因为银浆耗量大，对效率有一定影响；HPBC 技术的成熟度还有很大挑战。晶科第二代Tiger Neo组件在功率和效率上有进一步提升。TOPCon 技术目前绝对具备更大的发展潜力，这也是选择HPBC的友商当下已经转投TOPCon的原因。
记者问：晶科对于叠瓦技术有什么评价？小间距技术呢？
钱晶答：叠瓦技术可以减少组件内部留白，提高组件的封装密度。但是电池边缘的接触会导致在层压和后期的搬运中应力的影响增加，可能导致隐裂的风险提升。小间距技术晶科具有一定的技术储备，但是基于品控的考虑并没有大规模的使用，主要的风险依然是间距缩短导致的层压和后期应力问题，带来新增隐裂风险。
伴随PERC技术的理论效率日趋见顶，横亘不变的更优度电成本需求正在推动光伏产业步入新的范式变革周期，N型技术价值的不断显现正在筑牢其在新光伏时代的主导地位。晶科能源表示，未来，在投入结构上，公司还将进一步加大对创新技术研究的投入占比，通过在技术上的持续创新赋能光伏行业实现更高质量发展，并最终助力全球实现长期可持续发展及碳中和的共同愿景。
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