太阳能光伏网多晶硅通威千人股东电话大会会议纪要

　　所以现在的7个GW只是以210尺寸的目前的PERK，Q1：目前的投资规模相对还是挺大的，未来的PERC、HIT的投资方向介绍？OCI停产对行业的影响？盈利水平什么位置？不管是PERC+、TOPCON还是HJT，设备都考虑国产化为主，最简单逻辑，国产化设备商卖最常规设备也有现金流，他们可以请国外专家团队加入他们公司，或者直接买过来，所以未来人、财、物等系统优势都集中在国内，国产设备优势会越来越强。今天公司公告了2020至2023年的产能规划。电子级我们是想具备这样的生产能力，但是不轻易进入这样一个新的领域，在电池片方面的话，通过规模的扩大、效率的提升、尺寸的加大、工艺的完善，那么PERC产品的非硅，我们规划做到两毛以下，目标做到1毛8。目前所有的规划都是按照210也就是M12的硅片来做的规划。但是如果说我们一旦是设计的是小的往大去做，这个就牵涉到设备的改造，可能甚至都没有办法去做，所以这也是后续设计都是按照210来做的原因。后面的3期和4期，我们也是认为是异质结是有可能成为下一代的技术，但是在今天暂时还不太成熟，所以我们在尝试不同的技术方向，在尝试不同的国产和进口的设备，装备制造，包括进口、国产的一些材料，我们最近这一年多也取得了一些显著的进步，但到今天为止，还暂时性价比在短时间内提升的可能，我们还是留下这个口子，这个当中因为异质结的单GW的投资确实是远超现在PERC+或者Topcon的水平，整体也推高了我们的投资额，追高到了一个大体上30GW到了200个亿的总投资额。因为在春节已经到了一部分的210的核心的生产设备，但现在还不是一条完整的产线，眉山的一期的项目是行业里面算是第一批210的产线，这个产线除了主设备之外，还有很多辅助的设施？

　　现在运行成本来看，今年已经低于4万，现有产能还有5-8%的降低空间，太阳能工程机通过对行业考察和科研攻关，从源头加以利用，各种消耗指标会大幅降低。我们在任何一个环节都是满产和满销，我们也会看客户需求，中国太阳能网，今年是大家逐步接受210的元年，我们会根据客户过渡期来调整产品结构。国内老产能成本还是很高的，4-5万吨要替换掉。下游的产量将会集中释放，需求会大幅增加，OCI和瓦克，高成本企业要退出。二是中国现有的产业配套能力无人能比，工人、政府的办事效率是欧美国家没法比的，中国产业链的配套，工人的办事效率，远远超过欧美，这是整个国内机制的差异。PERC+和TOPCON增加是在1.5-2亿左右单GW，但各有各的缺点。但是我们有硅料环节的地位，太阳能门户，我们更具有协同优势和产能优势，但是我们做好储备。我们一直都是在自己的专业领域最专做强，我们多晶硅、电池片两环节，进入门槛较高，目前不管是规模还是成本，都是处于比较领先位置，我们目前仍然坚持在两个细分环节最精，行业本身未来还有很大发展空间，在两个细分环节比较分散，还有足够空间提升市占率，未来在这两个环节夯实行业地位。对于未来的新产能，不管是包头和乐山的2期或者其他的新增项目，我们会在此基础之上进一步降低成本，生产成本做到3的区间，新型成本做到2的区间，技术上保障单晶占比在85%以上。从刚刚跟大家分享的数字看，真正有竞争力的非硅成本应该在3毛以内，而当前还比较少，这也是我们为什么有信心扩产，一方面是我们对未来市场的看好，另一方面即使未来市场不是很好，未来也可以考虑落后产能的替换。HJT目前还不好说，目前看得到的是HJT转换效率比PERC高，也看得到现在电池、组件功率和电站建设来说，每一个点绝对效率提升，给电站端成本节省约1毛，如果HJT提升效率1%，中国太阳能网，对电站来说的线毛，但是增加的成本没法对比，高出好几毛甚至1块钱，但是成本降幅很快，如果以GW推算的话，HJT成本快速下降，以1块左右/GW在靠近，如果HJT成本在1块，以今天PERC158来计算，成本在7毛左右，所以成本差异远远大于效率的增幅，但是在特殊的应用场景来看，HJT是双面的，他背面功率也会超过双玻产品，还有一个他的衰减比例确实小于P型PERC，在整个生命周期来看能多发电几个百分点。我们内部跑出来，我们组件和硅片很多核心技术，如果量产还是有竞争优势的，如果全行业都做一体化的话，通威也有优势，一体化大部分硅片往下游，或者组件往下游，一般到硅片端停止。

　　我们仍然认为行业内专业分工为主，共同努力做下成本，促进终端的发展。在今年中期，公司的实际产能，眉山按照210来算，已经有30GW，加上金堂的30GW，以及眉山后续的2期产能，已经有70GW。第二是只要你把硅片做大了，设备从大往小是都可以兼容的。所以我们也发现了一些预期的偏差，未来是能恢复到200多MW的水平，未来能不能做到现在PERC的400多MW的单线能力，还需要电池厂商工艺改良和设备厂商在设备上的改良。多晶硅环节来看，去年关了7.6万吨，今年OCI5万吨，加上国内大厂瓦克的数据总共有10万吨，再加上一些小厂，总计会有20万吨的规模。我们也早给我们上下游客户协商和探讨，形成战略性的供给。银行对行业也是有很很高的认可度。目前产线按照我们测算最经济的规模，纯PERC线不考虑PERC+和TOPCON是在7GW，未来转换效率提升的话还是可以提升的？

　　一方面我们继续在研发上跟紧甚至领先于行业，各种技术路径，各种工艺方案，都对外持开放的态度。太阳能光伏网声明：此资讯系转载自电力网合作媒体或互联网其它网站，太阳能光伏网登载此文出于传递更多信息之目的，并不意味着赞同其观点或证实其描述。去年进口了14万吨多晶硅，国内34，现在缺口20万吨。今天国产化设备已经能做阶段性的异质结的成果，按照光伏的产线要求还是不吻合的。在两三年之后，如果异质结能量产，那么预留了15GW的异质结及配套设施的空间来进行测算，加起来正好是200个亿的规模！

　　那么能否把相关的技术应用到乐山老厂，把543的成本也降到432的水平？第三个来源是银行的项目贷款，光伏平价上网以后，很多银行由以前就是说限制进入，逐渐进行了放开，对光伏平台上为以后的市场前景有了良好的预期。目前们总体上是按照短期的规划，以现在主流的产线为主，中远期的规划是在考虑我们现在正在试验的异质结，它未来是不是能够在量产的性价比上去取代PERC。p型的方向就是PERC+，n型的方向就是去叠加Topcon，它都是可以沿用现有的派克产线。TOPCON设备相对成熟一点，是P型转为N型，TOPCON，主要改扩散设备，会增加4-5道设备，成本上N型硅片贵，比PERC+略高，转换效率提升1%以上，目前主流产线生命力延续上还需要论证。

　　这个只是基于现在的纯PERC线，不包括我刚刚所说的就是PERC+和TOPCon，因为这些就是它的产线等等这些数量不会有太大的变化，但它的转换效率会相对更高一点，所以它的额外的产出可能再多一些。去年底已经有7万吨已经退出了。就上几个月的行情来看，我们在乐山投资的硅料目前这些项目测算下来，基本上都在5年以下，那么好的行情好的时候，就是说可能两年三年，我们包头和乐山的硅料能在4.几年收回，新项目也是4-5年。对于HJT规划，静态来看设备成本较高，工艺单耗也高，从HJT中试线上选择的技术路线是三个方向，国产+进口设备都有，目前转换效率已经比PERC多1%以上了，量产效率超24%是可实现的，但是成本增加的更多，未来国产化之后成本降幅考虑在内的话也看不到近几年HJT的性价比，太阳能，目前HJT单GW投资额考虑国产化，还要考虑配套，还是要8-9亿，远远高出PERC、PERC+、TOPCON。硅料20、21这两年最少分别投一个项目，22年投两个项目。第二个就是我们新增融资，有280~520亿，这其中包括中票有50亿，另外就是超短融，总共额度是30个亿，现在还剩下20多个亿的额度。大尺寸化以后，车间投资是增加的，但实际上一个车间210产出是7GW，远高于原来水平，折算下来单GW不增反降，光伏新应用硅片越大，单W的投资成本越低，往下兼容是考虑我们目前的产品的出路问题，保证满产满销。在所以我们在这次规划上，留够了足够的空间，为下一步提升做准备。具体来说，中广核603MW、广州发展410MW、中节能345MW、晋能集团220MW，中民投200MW、湖北能源集团190MW、华能180MW现在看下来的话，这两个方向的提升，我们也都还在论证的过程当中。Q20：通威在做扩产规划的时候有没有考虑到新产能扩出来后，有本公司和其他公司的老产能退出，那么按照我们的产能计划安排来看，未来硅料和电池片两个环节产能出清的点在哪？比如非硅成本多少、哪一年的产能会退出，硅料环节现金成本多少的公司会退出？我们还是围绕着2~3个基地这样来定位布局，现在已经形成了两个基地，一个是内蒙，还有就是乐山。未来我们多晶硅产业的布局非常清楚，目前我们看得到的就是这5大家，都主要是新的产能，从旧产能来看，除了我们、永祥和大全之外基本没有盈利的，我们现在也只是保持微利，也在想办法提升老产能竞争优势，我们8.4-3在对N型料进行升级改造，在5月份能够实现，N型料占比在刚才说的基础上还能够再提升，实现高质量高附加值。以眉山一期来看，眉山1期我们是连厂房、土建，然后带所有的外围的配套的产物设施，基本上就是一个GW折算下来1个亿不到。硅料成本将进一步下降，之前两个一级项目，我们从开始投的时候，向市场保证543的成本，目前我们跑下来，在单晶占比接近90%的情况之下，我们做到了5万以下的全成本。硅料现在已经实现了500-1000的涨价。就算HJT2-3年成本量产化技术，也不是说所以电池投入都浪费，除了电池设备，还有厂房等配套，也是上亿的投资，这一块HJT和PERC能共用，换的话也是只是换PERC的设备，按现在行情来看，只考虑PERC的设备，投资回收期在1年左右。技术上，都是以我们自己的技术积累、研发积累，可以做得到的，就是确定性比较强的实现基础之上，不包括行业本身的技术和成本的进步。

　　多晶硅扩产周期在15-18个月，2020年到2021年上半年将没有硅料新产能退出。但在成本和可能市场实验结果上来看的话还略微有差异。我们对210有信心的原因在于，210在各个环节有额外成本降幅的空间，空间还不小。硅料和电池以最乐观的情况来看的线%。乐山的新产能，单晶占比超过也基本达到90%。瓦克听了我们的之后，回去发了50个亿的减值公告。多晶硅在光伏终端的成本占比只有5%，未来成本上涨5000-1万对电站成本影响只有1%，是低敏感度。截止到2019年底来看，纯单晶环节（绝大部分是单晶PERC的产能）100多GW产能，以非硅成本来说，3毛5以上的还占到40%左右，3毛-3毛5的产能现在还有20%，3毛以下的很少，只有包括我们在内的一两家。如果这两个路线性比价比都比不过PERC，我们也只是多增加了厂房面积，这点沉没成本我们可以接受。第四还有一些可能也权益性融资，包括我们现在不还有可转债说以后的比如增发这些，有这些方式，到时候看，衬底和晶圆的区别根据市场情况和来看，那么这是新增融资的渠道。但是它确实也会是我们最大的一个车间了，但以后估计也就是大到那么大的一个水平，就没法再扩大了。在电池片环节，从210的硅片来推算，我的整个投资回报的周期可能会有大幅的一个缩短。到23年年底，将形成22万吨产能，乐观预测按照20、21、22三年平均每年两个项目去规划和筹建，23年年底形成29万吨。所以我们以20GW以内每年的建设速度进行扩产。我们研发经费4-5%来支撑。Q2：硅料的生产成本和现金成本的控制要从原来的543降到432，具体实现路径是什么？一体化和专业化是怎么考虑？N型料比例是按照一季度100吨供货，二季度150吨，三季度200吨，结合我们产出和下游需求推进，要按照市场N型导入速度变化，新项目40-80%。文章内容仅供参考。对国外光伏硅料厂保持尊重，太阳能工程机他们指标也比较优秀，他们高成本两个方面原因，一是他们很多观念和理念，对技术的认识，对中国的认识还是停留在10年前，他们对自己技术突破也是在10年前，以瓦克为例，在10年期间，他们工艺基本没有改善，但是中国发生了翻天覆地的变化；目前210产品能完全跑到156、158水平的线:未来这几个硅料项目扩产的区域找好了吗？电价大概是个什么区间？新产品特别是异质结成本肯定会进一步降低，但就算是能够跑出来，中国太阳能网，我们预计应该至少是在2~3年的时间。现在的整体的这样的一个周期，特别受到这次疫情的这样一个影响，可能整体要在二季度初左右才会建成投产，完整的建成投产，但是现在有了一些主设备，我们已经可以用这些主设备生产出一些试样的产品，从试样结果来看，目前的210的尺寸的产品可以做得出跟其他的更小尺寸产品基本上相当的参数。

　　整体应该是在7个GW，当然未来随着转换效率的提升，它可能是会在7个计划以上的会还有待提升的。另一方面是在基于研发基础的实际投资中，审慎进行，本次30GW的投资预计的金额是200亿。所以这也才坚定了我们在后续的所有项目当中，我们都会以210的来做一个规划。现在国内成本、质量过不了关的都会陆陆续续退出。成本部分，自动化控制、核心生产技术等。下一步往大尺寸方向做以后，非硅成本进一步会有几分钱的降低空间，以我们过往经历来看，市场上说通威比较擅长精益管控只是控成本，但是控成本都是基于对技术最深刻的理解之后，对产线进行各种管控，不仅做好实验室中的东西，在批量化生产以后也要做到效率最高，满足市场上的需求，我们是在不断叠加在主流市场上的生产经验，使得我们新投的产能，即使在尺寸不发生变化的情况下，非硅成本也在持续降低，每个新投出的都会至少降低每瓦1-3分钱，听起来好像降幅不大，但正是这个使得我们比行业平均水平更好，是我们盈利水平和竞争能力所在，所以如果我们非硅成本进一步降低的话，要看市场上能够接受的空间有多大，行业的进步是在供大于求的前提下的，这种供大于求就能识别出哪一部分是有效产能，就是在效率、成本两方面有保障的产能。衣柜板厚度n型料做到40%~80%的区间，目前我们乐山老产能的n型料已经在批量化的供给隆基，新厂也将在近期向客户进行大规模的一个试料。新厂房比目前的厂房要再大一点，通威一直都是追求性价比，折算下来单GW在厂房上投入也算是最少的。我们这次新签的协议是在成都的金堂像一个30GW的规划。瓦克一半的产能会削减。这个与我们启动的项目不冲突，因为和两个路线叠加，总归有一条路线有性价比，如果是PERC+的话就是额外增加设备，TOPCON是P转N，最主要在扩散工序改变，要置换扩散环节设备，从P扩改成B扩，还有清洗的设备，预留空间就可以。PERC产线叠加主要是两个方向，一个是P型晶硅路线上，我们所以投资路线的预算，目前跑下来情况，PERC+效率提升在1%相比PERC，相对应增加成本的话，只是增加设备，但是设备不太成熟，这是推进的相对难点，除了设备之外，通威是智能化产线搭建的好，人员不会增加，成本增加就是设备对应的动力和折旧增加，大概增加1-2分钱，目前还没有实际的量产，还需要时间。

　　制程工艺只有四个，但是每个精度都要达到纳米级的管控精度。Q17：30GW产能是以210计算的吗？下游对210应用程度怎么样？HJT和PERC这块，效率到多少能和现有PERC性价比相等？新的技术是能够一部分应用乐山老厂，但全部的应用在老基地还是有难度的。瓦克去年底提了50亿的减值，两个工厂将从光伏级变为电子级。额外增加的投资不管是用perc+加还是用Top con大体是相当的。是因为210的这个产品，不管是各方面的指标也好，还是最核心的非硅成本的节省上也好，它可以有的一个议价空间上来也好，都可以去大幅的改善电池片的的单瓦的盈利能力，所以从而大幅的还会减少这样的一个投资回报期。我们精细化管理，成本控制做到极致。我们目前我们乐山的老产能，包括两个新产能都是在85%以上，甚至是接近90%，乐山老产能那边已经做到90%。我们自己的蒸汽消耗只有几顿，比行业少1个数量级，未来会到0吨。主流硅片厚度是180mm，目前210厚度暂时只能是180mm，主流156、158的硅片厚度往170、160mm做薄片化，再往下做薄片化，在组件端没法做，因为目前组件串焊管控中没法管控，生产指标也会影响，目前180厚度能接受，再往下能不能做，会不会影响组件端还得后续验证。现有投入已经收回了，衬底和晶圆的区别要看新投入的，纯粹看投资回收期的线产出，我们电池边际贡献更好，基于目前硅片成本和低行情，210能做到2年左右的全投入回收期。只要匹配不同的工装夹具就可以。在短期这两三年之内，性价比要赶上来还是比较困难的。其中，EPC项目业主单位以国企/央企为主，这也从侧面反映出，在竞价及平价项目中，国有企业已经成为绝对的主力。Q13:新的硅料基地成本能够做到432的一个水平。光厂房的投入是不大的。关于资金问题，我们这次公告一共是2020年到2023年这4年的一个在电池和硅料端的目标，大概投资这4年的投资大概是在520~800亿左右，资金的来源，第一是我们这几年公司自身的经营现金流，大概应该是在350~400亿，分红拿30%左右，这是经营现金流？

　　他们美国工厂花了100个亿，才建了2万吨。第二点，我们做了储备，也布局了几百MW硅片产能，组件也有一小部分，主要做叠瓦的研发，这两个板块的布局考虑到验证我们自己产品性价比，做技术储备。以眉山一期车间来推算，如果全部出210产品，年化产能7GW，如果只是158产品，年化只有4.5GW，差距较大。HJT效率目前是提升1%，但只是起步，目前看得到是24%-24.5%。但是我们保留这样的一个口子，今天为什么我们在持续的在上PERC的产线，不是简单的PERC产线，而是考虑到往下一步的叠加。老的项目也会降，但是最终他们会有一定差距。电池片环节来看，主要是来自于两类，一类是电池片专业供应商，一类是组价厂或者一体化厂商自己建的电池片的产能。韩国5万吨1月份开工30%，2月份要彻底退出。HJT还要使用稀有金属铟，不满足每年100GW的大市场需求，还要看各方面综合因素的考量。会有20万吨的缺口。很多银行也表示非常愿意跟我们进行合作。这个市场表现，特别是在光伏的归庙中核电池片的成本技术，产品的品质管理，这方面的优势和持续的优势和认同，金融机构是非常认同的。我们做的规划都是按照210的规划来做的，在今年这个阶段，210往下兼容是考虑市场的过渡需求，我们率先抢出210的产品，是为了安满足下游验证需求，验证的线月的检验认证周期，会有同步检验结果出来，这个验证结果就能给到组件厂家给到不同国家验证，又要走3-6月周期，所以基本上要6-9个月的周期。那么第3个基地在规划当中还有云南，基本就是三个基地，所以考虑目前的基地当中的电价的话，乐山的话是按照三毛钱，其他地区是二毛三到二毛五。谨慎估计，估计大约是30~40%左右。我们会以性价比、量产化为条件来最终决定是用PERC+还是TOPCon去附加。所以说我们在细分市场对应至少应该有30%到50%的市占率。关键在于这两块额外增加的非硅成本比较少，但是对于HJT，HJT不能光对比转换效率，还要看后端应用会不会造成电站端的超发，目前HJT往2-3年来看只是到25%，但如果PERC+和TOPCON效率站上24%的话，HJT的拐点还会往后推，HJT本身还要利用稀有金属元素，受到资源稀缺性的影响，还要论证是否有可行性。并且通威最近几年对。到2023年年新增装机在200GW左右规模，HJT设备厂商不可能丢掉其他比如PERC+,TOPCON等设备不做，只做HJT，只有2-3年HJT的设备供应不过来！

　　我们认为作为在硅料和电子两个领域的龙头企业，具备优势成本优势的品质优势，而且在我们的科技研发上应该说也是处于市场的一线位置。还有绿色债券有30个亿，异质结现在3条线，其中两条进口改进线，慢工出细活，跟国产厂商，按照光伏要求做了一些改变，所以才有了单线MW的能力，未来还会效率提升。如果完全按照PERC来算，应该是远远大于该投资额，因为其中涉及到15GW的PERC+或者说是TOPCon。电价方面，一个是把我们的110，220有一个数字上的降低，第二我们正在跟政府谈，政府也支持，把现在4毛2的电价降到3毛8，甚至达到3毛5，这样有个7分钱的电价降低，第三是我们的精细化管理，以前是68000-69000的成本，到62000，到50000多，今年我们要降到40000多，通过这一系列措施让老多晶硅保持适当的竞争力，当然跟我们新厂的产能还是有差距，但是行业格局已经很清楚了随着光伏开始进入平价阶段，按照光伏未来5年全球复合增速10%来算，到2023年，每年的新增装机将接近200个GW。本文统计了9月至今日发布的共计2.85GW光伏电站EPC以及1.9GW组件开标信息。新旧之间应该说可能会有一个3000块钱左右差距，不会特别大。