记者：现在材料成本飙升，大家似乎更关注组件价格，这个点推出N型的理由是？
钱晶：技术的进步不应该也不会受到供应链波动而停滞不前，波动是常态，当初多晶转效率高、成本高的单晶和PERC，最后也实现了快速将度电成本降低，直至实现平价上网。这次的供应链波动导致组件成本上涨，也从某种程度说明，如果技术不进步、不迭代，组件效率和性能不变，那电池和组件的发展是没有任何弹性的，下游开发企业更是只能“人为刀俎，我为鱼肉”，非常被动。而只有依靠组件效率提升、单瓦发电量提升，以及长期可靠性包括但不限于衰减特性、温度系数、弱光性、双面率等全方位提升，才能让度电成本更低。至于为什么选择在这个点推出N型的理由，水到渠成吧，技术和工艺成熟度到了、量产良率和规模化到了、PERC进步空间没了，所以是时候进步了。
记者：你认为大基地项目和之前领跑者项目有哪些相同处？
钱晶：对于更高效率、更高能量密度的先进技术的要求是一样的，此类国家级示范性项目一定考虑使用有前瞻性、技术性革新的、并有产能保证的产品，同时双面组件占比会增加。
记者：会有哪些不一样的地方？
钱晶：和之前领跑者项目比，大基地项目，它的大容量和高集中度，使得大家除了看重系统的发电性能外，同时也更看重系统的稳定性。发电量波动无论是在一天内的，还是季节性的波动，都是越平缓越好，还更具安全性。
记者：在组件选型时，会有哪些安全风险因素要考量？
钱晶：首当其冲的是组件电流增大导致的直流限发风险。硅片尺寸增大将直接导致组件电压及电流发生显著变化。虽然对于大电流问题，逆变器厂商也推出了相应的解决方案，提高直流能力，成本增加姑且不论，我们忽视了组件电流增大导致逆变器连接器风险。据第三方机构统计，目前 1MW 的光伏电站中，使用 PV 连接器的数量将近 3000 对。正因为光伏连接器在电站中使用数量非常多，室外应用且高电压，任一个PV连接器故障，如果处理不及时，就会引发系统安全事故。据业界相关专业机构的研究，大电流极易引起光伏连接器失效；尤其是在电站可融资性项目组的前20大技术失效列表中，只考虑失效风险所造成的发电量收益损失，“连接器损坏和烧毁”排在第2位。
目前21X硅片组件的电流相比传统硅片组件增加接近1倍，那么在不调整电阻的前提下，其在光伏连接器的电流增大1倍，功耗将增加4倍，短路点热效应增加4倍，导致异常状态下连接器发热更加严重，那么其故障率将成几何级倍数增加，起火的风险也极大增加，从而威胁到光伏电站的安全运行。对于又要高功率，又要安全电流范围的大基地项目，182尺寸上的N型组件，相对而言是兼顾两者，毕竟600瓦以上功率，14A左右的电流值也是时下最优选。
记者：在对于平滑电网冲击这个层面，N型产品有哪些优势？
钱晶：第一，N型组件具有良好的弱光表现性能。已有多个比较试验电站数据显示，在晴天情况下，相对于P型同尺寸组件，N型TOPCon组件单瓦发电能力在早中晚优势都较为明显。尤其是在早晚光照条件较弱的情况下，如7:00-8:00及16: 00-17:00时间段，TOPCon相对增益平均可多出2.8-3.6%，累计全天TOPCon相对增益约3.46-4.56%。而在阴天条件下，TOPCon全天平均相对增益更可高达5%。TOPCon更优异的弱光性能不仅能拉长发电时数，更能平滑对电网波动冲击。
第二，N型高温属性，LeTID高温致衰，以及温度系数，这两点对于大基地项目选择也是关键。西北、东北、西南地区，特别是夏天，中午地表温度就会达到45-50度，组件温度就更高，发电量影响明显，加速热斑形成，电池失效。这种季节变化带来发电性能的明显变化或衰减，也会对系统稳定性造成影响。
记者：你认为N型组件最佳的应用场景是什么？
钱晶：N型TOPCon组件适用于几乎所有的场景。哪个场景不想要同样面积更高功率的组件？一样版型尺寸大小的组件，功率高出10-15瓦；哪个场景不想单瓦发电量更高？一样一个1兆瓦N型电站比一个1兆瓦P型电站，发电量比平均高出3-5%。未来随着双面组件比率加大，大多数地面电站都会考虑使用双面组件，那谁不想背面增益更高？大部分项目地年平均气温20度以上，夏天气温在30度以上，几乎每个项目或多或少都会受到发电量高温损失带来的影响，N型TOPCon低温度系数此时就能发挥作用。光致衰减是P型组件的天生缺陷，在PERC上体现更严重，N型的零光衰就赢在了起跑线上；而30年线性质保相较于25年质保让N型TOPCon组件还赢在了终点。另外，兼顾高功率和安全电流，对于要求大功率的百兆瓦甚至GW级别大型项目，N型产品在安全性上远远优于21X组件。最后，有关新技术的成本问题。同样是N型，大家都在热议HJT和TOPCon，其实纠结的人因为都不清楚两者的成本到底差多少，如果了解了，就不纠结了。用不理性低价换取示范项目的做法也不持续，还是要靠工艺的进步，量产可行性的达成。
