2021-11-17
当前，世界各国齐心协力应对气候变化，已有28个国家相继承诺“碳中和”目标。与此同时，5G、AI、云等技术也正在使能千行百业，加速行业智能化、数字化转型。我们正置身于光储替代化石能源的时代大浪潮中，那么新能源未来将走向何方？ 3月17日，华为携手全球技术专家、咨询公司、能源智库深度沟通，立足更低LCOE，电网友好、智能融合、安全可信四个价值维度做出预测，发布了面向2025的智能光伏十大趋势，为“十四五”寻找路径，为新能源下一步发展提供战略参考。 趋势一：高压高密 系统电压提升是LCOE降低的重要途径。从600V-1000V-1500V，未来将走向更高电压。系统电压提升的同时，子阵越来越大，从1MW到8.8MW，变成超级子阵，进一步降低LCOE。 随着碳化硅、氮化镓材料、芯片散热、拓扑架构技术的发展，提升功率密度的同时，光伏度电成本进一步下降。到2025年将实现逆变器功率密度将提升50%以上。 趋势二：全模块化 光伏平价进入市场化运作，电站生命周期与补贴年限解耦。模块化将支撑更长电站生命周期，助力LCOE降低25%。 逆变器、PCS、储能等关键核心部件，设备间采用标准接口，灵活扩容，快速部署；逆变器不管交流还是直流侧，具备储能接口，面向未来演进。同时随着光伏电站规模和复杂度越来越高，专家上站维护的传统模式成本过高。模块化设计可以实现免专家维护，极大降低运维成本、提升系统可用度。全模块化设计将成为行业主流。 趋势三：主动支撑电网 新能源渗透率提高导致电网强度下降。未来5年，光伏电站必须从适应电网逐步向支撑电网演进。 随着全球新能源的迅猛发展，新能源电网适应性标准也在不断演进，对支撑电网稳定性提出更高要求。德国，澳大利亚等新能源渗透率高的国家，都提出了新的建模和严苛的电网标准规范。我们国家最新发布的2019新国标GB/T37408技术规范也与时俱进，特别强化了高穿有功稳定性、高低电压穿越能力、频率适应性等电网适应性要求，设定了更高的门槛。未来低SCR电网环境下，光伏逆变器需具备更精准的并网算法。 在澳洲，全球最严苛的电网标准国家，华为SUN2000-196KTL产品，已经完全可以支撑这一电网标准特性，在恶劣电网环境下，稳定并网。未来SCR对电网的支撑能力还会进一步提升，达到1.2。 趋势四：光储一体 打造智能绿色发电机，助力光伏成为主力能源。 光储的结合，能够使光伏电站从电流源变身为电压源，以光储协同控制算法，实现虚拟惯量等同步机特性，光伏发电技术指标向火电靠拢，可储可控，进一步增强电网。同时储能要解决安全、寿命等问题，保证在电池生命周期内，电池利用率最大化，这是未来储能电站的发展方向。 预计到2025年，光储共生比例将达到30%以上。 趋势五：全面数字化 数字技术与光伏技术融合，使运维、生产管理和资产管理变得极简、智能、高效。 数字化是智能化基础。随着5G、云等数字化技术快速演进，预计2025年将有90%以上的电站实现全面数字化，让光伏电站极简、智能、高效的管理成为可能，从一个哑电站变成一个有机的智能生命体。 趋势六：AI增效 AI将代替专家职能，使能系统自主协同优化，创造无限可能。 人工智能AI赋能光伏，从万物互联到万物智能。受益于人工智能及物联网技术，通过集成海量的专家经验和不断的自学习，让算法、算力、算据在计算中发挥最大作用，AI将很大程度上代替运维专家进行诊断决策。通过智能跟踪算法，让组件、支架、逆变器协同运行，找到最佳角度，释放最大潜力。智能IV诊断，精准定位故障，将运维工作量从“月”降低到“分钟”。无人机空中巡检电站、清洗机器人清洗组件、智能安防和人脸识别等技术，使光伏电站不断完善系统设计优化、故障诊断、光储协同、智能巡检、智能清洗、机器视觉，全面提升发电效率和重构运维体验。从而助力电站生产力和安全性提升。预计，2025年光伏电站应用AI技术比例达到70%。 趋势七：虚拟电站 协同管理的虚拟电站将参与电力系统调度及交易，成为分布式新的增长引擎。 5G、区块链、云服务等ICT技术的大规模应用于分布式电站，组成协同管理的虚拟电站（VirtualPowerPlant）参与到电力系统的调度、交易与辅助服务中。未来5年，虚拟电站技术的发展会在分布式光伏场景中衍生出新的商业模式，以及新的市场参与者，成为分布式新的增长引擎。预计2025年，80%的户用光伏系统会接入各种VPP网络。 趋势八：重构极致安全 组件/组串级监控及智能关断、主动安全防护（AFCI)，将成为光伏电站的标配，并形成统一的行业标准。 主动安全是光伏成为主力能源的基石。“AI智能电弧防护”，是行业首次将AI算法融入AFCI，通过更精准的电弧检测，更迅速的故障保护，全面保障分布式光伏的安全。未来5年，屋顶0V电压快速关断（RSD）、电弧主动防护(AFCI)、组串智能关断（RSD）在分布式屋顶将成为标配，并形成行业国际标准。 趋势九：综合智慧能源 能源结构转向新一代综合能源系统。从管理角度看，综合能源模式会有效拉通生产和消费，助力实现碳中和，推广价值更高。综合能源是源-网-荷-储一体化的自治系统，需要以ICT基础设施为底座，通过平台+生态理念，融合创新，提升能源利用效率，降低能源成本。2025年，超融合能源架构会大行其道。 趋势十：安全可信 光伏电站网络安全风险与用户隐私安全要求与日俱增，愈发严格。2025年系统的可靠性、可用性、安全性、韧性、隐私性，将成为必要要求。 在硬件端除了高可靠设计及制造外，同时加强预测性维护，夯实可靠地基；在软件端重点投入分层级防御，实现软件的分层可控、分层防御，使软件更加安全可靠，使光伏产业更加安全可靠。安全可信能力成为光伏电站的必要要求。
2021-11-17
随着氢能产业步入快速发展期，确保稳定、可靠及低成本供应，已成为其高质量发展的迫切需要。 从氢源出发，世界能源理事会将氢能划分为灰氢、蓝氢与绿氢，分别指碳基能源制氢，化石燃料制氢加碳捕集、封存路线，以及利用可再生能源电解制氢的方式。但据记者了解，在我国现有的2500万吨氢气产量中，煤制氢占62%、天然气制氢占19%、工业副产气制氢占18%，真正的“绿氢”仅占1%左右。业内普遍认为，目前占比最大煤基制氢路线，恰恰与氢能产业的“减排”初衷相违背。 兼具原料富集、成本较低、技术成熟等特性，煤制氢的优势不可否认。但同时，高污染与高碳排的“痛点”也不可回避，煤炭与氢能可否实现协同发展？ 具备规模和成本优势 统计显示，我国煤炭资源保有量约1.95万亿吨，假设10%用于煤气化制氢，制氢潜力约为243.8亿吨。而据中国氢能联盟预测，到2050年，我国氢气需求量接近6000万吨。由此可见，煤制氢的规模效应显著。 在中国煤炭工业协会副会长刘峰看来，煤制氢占比高主要是因为煤炭是我国唯一的优势矿产，资源储量大、开采能力强，大型煤气化制氢技术成熟，从资源和生产技术方面对制氢均有较好保障。 据刘峰介绍，近年来，随着现代煤化工技术和装备的发展，我国煤炭大型高温气化技术和装备不断成熟，各种类型并拥有自主知识产权的大型煤气化炉不断示范应用。“以2000吨级多喷嘴水煤浆气化炉为例，通过全部变换制氢，每天可以生产120多吨‘4个9到5个9’（浓度99.99%至99.999%）的高品质、高纯度氢气，按照现有氢能源汽车氢气消耗指标估算，足可以供13万辆小轿车跑100公里。” 从成本看，煤制氢也具备优势。数据显示，煤制氢成本低廉，每公斤氢气的生产成本只有10-15元，为电解水制氢成本的20%-25%，是现有汽油车油耗成本的40%左右。 但从现有消费构成看，我国氢气基本全部用于工业领域，合成氨用氢占37%、甲醇占19%、炼油10%、其他工业领域约19%，真正直接燃烧占比不足15%，且没有多少闲置。刘峰表示，未来如果氢能产业发展起来，氢气将迎来大规模使用，那么氢源必须有可靠保障，而这其中，煤制氢可以承担兜底保供作用。 高碳排放问题引关注 尽管优势突出，煤制氢却伴随着一个不可回避的问题——高碳排放，煤炭制备1公斤氢气，大约产生11公斤二氧化碳。采访中，多位业内人士表示，在“30·60”双碳目标下，煤制氢碳排放问题必须引起高度重视。 清华大学能源转型与社会发展研究中心常务副主任何继江对记者表示，目前，我国化工产业有大量的副产氢，但氢能产业面临的问题不是缺氢，而是缺应用情景。“煤制氢在局部地区可以起到技术验证的作用，但从碳减排的角度看，煤制氢负作用凸显，在CCS尚不能规模化应用之前，大规模煤制氢来解决氢源与双碳目标背道而驰。” 中国科学院院士李灿也称，发展氢能的初衷之一是减排污染物和二氧化碳。从煤制氢生产、储运、利用的全过程来看，并没有减少碳排放，只是将排放由末端转移到前端。“从优化利用角度，煤炭作为宝贵的原料资源，用于制备更重要的化学品及材料才更合理。” 不过，在刘峰看来，煤气化制氢所排放的是高浓度、较高纯度的二氧化碳，而且是集中排放，有利于二氧化碳的无害化处置和碳循环利用。同时，煤制氢低廉的价格，也为开展碳埋藏和碳循环利用腾出来很大的成本空间，大规模开展碳捕捉、封存与利用有较好基础。 发展初期可保障供应 面对“喜忧参半”的现实，煤制氢有无出路？ 中国科学院院士包信和指出，“真正的绿氢，一定要通过可再生能源获得。用风、光、核产生的电能，把水电解变成氢的过程只排放氢气，不产生二氧化碳。因此从碳减排角度出发，不建议使用煤炭等化石能源制氢。” 对此，北京市煤气热力工程设计院有限公司总工程师王洪建表示，煤炭在短期内不会退出历史舞台，刚刚起步的氢能产业应以经济性为首，合理利用现有的丰富资源，并通过对煤制氢技术的利用划定相应的时间范围，引导氢能产业无碳绿色转型。“从远期来看，随着全国碳交易市场的成熟，以及减排力度的增加，煤制氢成本上升不可避免，届时，可再生能源制氢或转变为更具经济性的制氢路径。” 刘峰认为，在发展初级阶段，氢气需求量并不大，但便捷、低成本、稳定供应非常重要。“尽管煤制氢是所谓的灰氢，碳捕捉与封存环节将增加煤制氢成本，在绿氢尚不足以低价、稳定供应的时期，不妨先将煤制氢作为氢气重要来源。即使到了可再生能源发电制氢的成本更低、规模更大的阶段，可再生能源制绿氢与煤炭相结合，作为原料生产工业产品，实现碳氢互补，也能够更好地发挥二者的优势。” 李灿透露，部分地区正在尝试推进可再生能源与煤化工结合，发展“零碳排放的煤化工”。“煤可以制油、制气、制甲醇等。但在生产过程中，煤的碳原子利用率其实很低，其中只有1/3-1/2的煤碳原子转化为产品，另外2/3-1/2-的煤碳原子烧成二氧化碳排出去了。‘零碳排放的煤化工’就是要实现化石资源优化利用，为绿色生产提供一套新思路。通过可再生能源实现零碳排放制氢，与煤化工过程结合，把所有的煤碳原子都经济地转化为产品，而不是以二氧化碳排放。”
2021-09-23
记者从多家锂电产业链上市公司获悉，锂电池上游原料目前供不应求。而新一轮动力电池原料协议定价即将到来，长期协议价格市场预期较高。
2021-04-10
2021年4月10日上午9:30，在公司办公大楼103会议室召开2021年第二季度安全生产委员会会议，会议由安委会副主任范友富主持，公司中层以上管理人员和安全管理部门人员约25人参加会议。
2020-12-28
2020年12月28日下午，公司在办公大楼一楼报告大厅召开2020年年终工作总结暨表彰工作大会，300多员工参加了会议，会议全面总结了公司2020工作，客观分析了存在的问题， 安排布置了2021年工作
