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記者：現在材料成本飆升，大家似乎更關注組件價格，這個點推出N型的理由是？

錢晶：技術的進步不應該也不會受到供應鏈波動而停滯不前，波動是常態，當初多晶轉效率高、成本高的單晶和PERC，最后也實現了快速將度電成本降低，直至實現平價上網。這次的供應鏈波動導致組件成本上漲，也從某種程度說明，如果技術不進步、不迭代，組件效率和性能不變，那電池和組件的發展是沒有任何彈性的，下游開發企業更是只能“人為刀俎，我為魚肉”，非常被動。而只有依靠組件效率提升、單瓦發電量提升，以及長期可靠性包括但不限于衰減特性、溫度系數、弱光性、雙面率等全方位提升，才能讓度電成本更低。至于為什么選擇在這個點推出N型的理由，水到渠成吧，技術和工藝成熟度到了、量產良率和規模化到了、PERC進步空間沒了，所以是時候進步了。

記者：你認為大基地項目和之前領跑者項目有哪些相同處？

錢晶：對于更高效率、更高能量密度的先進技術的要求是一樣的，此類國家級示范性項目一定考慮使用有前瞻性、技術性革新的、并有產能保證的產品，同時雙面組件占比會增加。

記者：會有哪些不一樣的地方？

錢晶：和之前領跑者項目比，大基地項目，它的大容量和高集中度，使得大家除了看重系統的發電性能外，同時也更看重系統的穩定性。發電量波動無論是在一天內的，還是季節性的波動，都是越平緩越好，還更具安全性。

記者：在組件選型時，會有哪些安全風險因素要考量？

錢晶：首當其沖的是組件電流增大導致的直流限發風險。硅片尺寸增大將直接導致組件電壓及電流發生顯著變化。雖然對于大電流問題，逆變器廠商也推出了相應的解決方案，提高直流能力，成本增加姑且不論，我們忽視了組件電流增大導致逆變器連接器風險。據第三方機構統計，目前 1MW 的光伏電站中，使用 PV 連接器的數量將近 3000 對。正因為光伏連接器在電站中使用數量非常多，室外應用且高電壓，任一個PV連接器故障，如果處理不及時，就會引發系統安全事故。據業界相關專業機構的研究，大電流極易引起光伏連接器失效；尤其是在電站可融資性項目組的前20大技術失效列表中，只考慮失效風險所造成的發電量收益損失，“連接器損壞和燒毀”排在第2位。

目前21X硅片組件的電流相比傳統硅片組件增加接近1倍，那么在不調整電阻的前提下，其在光伏連接器的電流增大1倍，功耗將增加4倍，短路點熱效應增加4倍，導致異常狀態下連接器發熱更加嚴重，那么其故障率將成幾何級倍數增加，起火的風險也極大增加，從而威脅到光伏電站的安全運行。對于又要高功率，又要安全電流范圍的大基地項目，182尺寸上的N型組件，相對而言是兼顧兩者，畢竟600瓦以上功率，14A左右的電流值也是時下最優選。

記者：在對于平滑電網沖擊這個層面，N型產品有哪些優勢？

錢晶：第一，N型組件具有良好的弱光表現性能。已有多個比較試驗電站數據顯示，在晴天情況下，相對于P型同尺寸組件，N型TOPCon組件單瓦發電能力在早中晚優勢都較為明顯。尤其是在早晚光照條件較弱的情況下，如7:00-8:00及16: 00-17:00時間段，TOPCon相對增益平均可多出2.8-3.6%，累計全天TOPCon相對增益約3.46-4.56%。而在陰天條件下，TOPCon全天平均相對增益更可高達5%。TOPCon更優異的弱光性能不僅能拉長發電時數，更能平滑對電網波動沖擊。
 

第二，N型高溫屬性，LeTID高溫致衰，以及溫度系數，這兩點對于大基地項目選擇也是關鍵。西北、東北、西南地區，特別是夏天，中午地表溫度就會達到45-50度，組件溫度就更高，發電量影響明顯，加速熱斑形成，電池失效。這種季節變化帶來發電性能的明顯變化或衰減，也會對系統穩定性造成影響。
 

記者：你認為N型組件最佳的應用場景是什么？
 

錢晶：N型TOPCon組件適用于幾乎所有的場景。哪個場景不想要同樣面積更高功率的組件？一樣版型尺寸大小的組件，功率高出10-15瓦；哪個場景不想單瓦發電量更高？一樣一個1兆瓦N型電站比一個1兆瓦P型電站，發電量比平均高出3-5%。未來隨著雙面組件比率加大，大多數地面電站都會考慮使用雙面組件，那誰不想背面增益更高？大部分項目地年平均氣溫20度以上，夏天氣溫在30度以上，幾乎每個項目或多或少都會受到發電量高溫損失帶來的影響，N型TOPCon低溫度系數此時就能發揮作用。光致衰減是P型組件的天生缺陷，在PERC上體現更嚴重，N型的零光衰就贏在了起跑線上；而30年線性質保相較于25年質保讓N型TOPCon組件還贏在了終點。另外，兼顧高功率和安全電流，對于要求大功率的百兆瓦甚至GW級別大型項目，N型產品在安全性上遠遠優于21X組件。最后，有關新技術的成本問題。同樣是N型，大家都在熱議HJT和TOPCon，其實糾結的人因為都不清楚兩者的成本到底差多少，如果了解了，就不糾結了。用不理性低價換取示范項目的做法也不持續，還是要靠工藝的進步，量產可行性的達成。