硅料：

a）Q4和Q1经营性指标正常；

b）多晶硅硅业分会行业价格1月8万、2月9万、3月10万。

电池片：

辅材价格上涨。

减值：

a）按照会计准则和会计师的判断，如果有资产接近标准，计提或早或晚都会发生；

b）新技术对减值的影响，会按会计准则进行合理有序的处理。

颗粒硅：

a）一直有人在做，但绝大部分都放弃了；

b）国内和海外最优秀的产能都是改良西门子法，且一直坚持；

员工持股计划：

a）短期成本对公司不重要，看重长期价格；

b）不允许做这种压股价的事情发生。

Q：硅料涨价超预期，报价有11万，我们可以供多少？

a）2021年硅料新增很少，可以忽略不计；

b）预计2021年最多供应55-60万吨，可以用在单晶生产的160GW左右；

c）3月份报11万（致密复投料），成交下来总体可能10万。

Q：硅料和硅片企业的库存什么水平，预计价格？

a）行业2万吨库存基本没了；

b）硅料和硅片企业的库存都不多，中间商（主要是海外）基本没有；

c）预计Q4硅料价格会创新高。

Q：硅料涨价会不会对需求有影响？

a）预计不会，2021年全球需求取决于硅料供给，预计160GW；

b）玻璃在降价，可以弥补一部分组件成本。

Q：颗粒硅和改良西门子法，目前成本和未来成本预计多少，纯度如何？

a）设备投资：西门子法成本低，纯国产化后，颗粒硅也比西门子高1-2亿；

b）电耗：颗粒硅6度，西门子40度+，但是综合能耗改良西门子法50度+（公司2期），颗粒硅40度，综合能耗差距不会超过15度；

c）成本：颗粒硅新线吨成本3.8-4万元/吨，我们生产成本3万元/吨；

d）成品：硅烷还原过程有30%生成细粉不能用在单晶，产品综合价格低，公司可以做到98%用于单晶；

e）售价：2020年均价价差低2万，今年会进一步拉大。

Q：电池片价格和盈利能力？最近的成本水平？

a）盈利和成本：硅片价格有一定传导，影响相对有限；

b）非硅成本：2021Q1和2020Q4没变化，2毛钱左右，主要是三个原因：生产日期少。Q1有原有158产线做166提升，眉山在兼容生产166和210，有切换过程。银价上升。

c）210非硅成本略有上升，主要是210硅片数量和质量，比166更低，但是幅度在缩小；

d）下一代技术：topcon（23.5%）和hit（24%+，最高超过25%）目前还没办法和perc相比，转化效率不够高，成本过高。

e）以公司的标准，perc可以23%，高一点可以到23.2%，预计2021年向23.5%去靠拢。

Q：公司2022年硅料投产情况，供需判断？

a）2022年上半年有项目集中竣工，还有部分2022年年中竣工；

b）整体看，2022年Q1释放不多，Q2和Q3竣工，3-6个月爬坡，要在Q4释放，2022年预计偏紧，Q4平衡（还要取决于需求）；

c）设计的需求会影响释放，设计院反馈的和业内认知有一些差距；

d）2022年有效释放产量10万吨就不错。

Q：电池片尺寸分布，盈利水平？

结构：

a）2021Q1的166占1/3略多，158和210差不多各接近30%；

b）预计3月份166占比50%，210接近30%，158不到20%。

盈利能力：

a）盈利能力最好是158，166和210大体差不多；

b）原本210相对好一点，但是非硅的原因，所以210盈利能力收到一些影响。

Q：隆基3GW新技术？

a）对外说topcon和IBC，从设备厂了解到的主要是topcon为主；

b）目前topcon的非硅成本高于perc；

c）公司也在做topcon中试，性价比有希望超越perc，但是目前没有实现。如果有性价比，那么就不会是3GW，而是10GW起步。

Q：组件价格到什么水平可以实现平衡？

a）支架、管桩等，材料涨价，组件涨幅有限，整体上证1毛-1.5毛，对应IRR收益率下降0.3-0.4%；

b）能达到央企国企收益率要求，目前看没有影响，有很大积极性；

b）有些其他成本下降，会冲抵，整体在接受范围之内，央企6%-6.5%都可以接受。

Q：哪些措施进一步加强电池片竞争力？

a）perc线新上的都是210，有性价比优势，会坚定推210；

b）尺寸有跨度，对精细化生产有要求，这是通威的优势；

c）最近这几个月和同行做过对标，158和166的生产指标达到峰值，同行和我们的差距在缩小，但是210我们有明显的优势；

d）210的良率和转换效率可以优化。

Q：电站开发怎么样的策略，主要是？

a）目前发的是征求意见稿，预计最终出来修改的地方会比较多；

b）对原有存量收益率有影响，换的增量电站相关指标会测算的很清楚，基本不会有影响；

c）预计2021年国内55-60GW以上

Q：后续的计提体量范围？

a）硅料环节：包袱比较小，后续压力不大，会按会计准则逐步、有序、合理的计提；

b）电池环节：3GW左右多晶产能盈利会减少，但仍然正常运行。整个行业都会面临新技术出现后的计提问题，但这是一个过程，公司会根据进程进行逐步、有序的原则去做；

Q：2022年产能什么水平？

硅料：

a）在建2个项目，乐山2期，云南1期，今年年底之前建成，2022年会发挥大部分产能，2022年预计产量18-20万吨之间；

b）包头项目2022年6-9月份落地建成；

c）预计2023年实现22-29万吨产能，相关项目启动时间还不确定。

电池片：

a）2021年年底产能55-60GW，2022年60-80GW；

b）在建4个项目，金坛和眉山各7.5GW，与天合合作的2个7.5GW在2021年年底建成，Q1考虑爬坡；

c）新产能7个月建成，3个月爬坡。

Q：N型料占比会越来越多，颗粒硅和西门子法从P型转到N型的成本增加的幅度和难度？

a）西门子法：原则上从P到N不会有太大变化；

b）颗粒硅：目前在P型试用，谈不上N型，理论上可以达到N型。颗粒硅炉子500-1000吨，单线规模小，单线质量才能保证，但是单线小，投资规模增加。还原的投资额会成倍增加。

Q：硅片厚度变薄，电池环节对厚度的承载度？

a）电池环节对硅片厚度变薄可以支撑，但是有一点影响，会损失一定效率（碎片率）；

b）硅片厚度更多取决于组件的封装技术，目前串焊式没法做到170以下，组件封装挑战很大；

c）我们也在研究，如果有突破，可以做到150甚至130、120也有希望。

Q：硅料紧张，组件端供应不一定满足，电站投资计划会不会改变？

a）Q2和Q3预判2020年竞价平价项目结转建设，不能延到2021年之后，绝大多数业主都会正常安排；

b）今年政策有一些影响，预计4月份确定，5月份落实，如果推迟了，会对今年建设量有影响；

Q：PV价和官宣价格不一致，需求好为什么价格走低？

a）PV有自己统计方式，会有一定系数加权，大客户基于长单协议参照一部分官宣价和PV价格做调整，有优惠，会根据量和预付款调整；小客户，海外组件厂商参照官网价执行，而不是PV价格，但是有例外，比如大客户海外有生产基地；

b）开工：大家认为需求比较好，价格可能会迎来爬坡，所以不能停工，会面临人员和产线变化，复线后还会有面临指标爬坡，综合考虑之后会做是否停线的决定。

Q：员工持股计划，不超过13.5亿，资管产品18亿？

a）员工持股计划披露27亿，13.5亿本金，资管计划总体额度1比1配资；

b）资金来源不一样，产品也不一样，上周披露的18亿是其中一个产品，具备入场购买的条件，剩下9亿会抓紧加快成立产品。

Q：有公司做铸锭单晶，收购协鑫铸件炉改造，怎么看？

a）最终是失败告终；

b）阿特斯在转单晶；

c）铸锭单晶问题：效率低，生长时间长；30%能拿转成单晶，其他还是多晶；

Q：电池片处于低谷，会有什么因素促发价格上升？

电池见底的两个标志：整体供给减少，开工下降；价格下降的过程中，需求释放。

Q：目前硅片环节有定价权，电池片环节在未来会不会有话语权？

硅片有话语权不是因为有专利，是在短时间内有足够的规模，电池片也是如此，如果市占率足够大就有定价权。

Q：刚才提到2022年部分产能规划可能低于预期，2022年有效产能和今年相比增加10万吨，今年55-60万吨，明年65-70万吨？

a）实实在在增长的产能10万吨，大部分包括爬坡过程，10-20%产品还是只能用在多晶；

b）2022Q4实现供需平衡；

c）硅料价格缓解要到2023年，还要看需求；

d）长远看硅料维持在9万元/吨比较合适。

Q：目前电池片盈利低位，对未来的战略规划，会不会减产？

a）不可能减产，减产不是我们的策略；

b）公司电池在行业内口碑好，质量最好，成本领先全行业；

c）2013年通过收购进入电池环节，每年都是好半年差半年，起起伏伏；

d）公司有硅料，可以和硅片厂合作，在硅片环节获得额外空间，对盈利有帮助。

Q：库存？

基本消化完了，到2月份位置，行业2万吨左右库存全没了；

中间商（主要是海外）手里面的货很少；

Q：刚才提到颗粒硅成本和质量与西门子有差距，为什么保利协鑫自己做西门子，反而会投颗粒硅？

a）每个企业都有自己原因；

b）从公司自己看，对西门子法充满了信心