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华为数字新基建:看好电力数字化和汽车智能化相关产业链

23-11-03 09:07 258次浏览
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▶华为不断加码“数字新基 建”建设,看好华为在电力数字化、汽车智能化相关产业链投资机会。能源转型,电力是主力军,数字化是核心技术支撑。华为深刻认识到电力行业正处在数字化转型的爆发期,在加快构建新型电力系统的进程下,数字化技术是推动新型电力系统建设的重要引擎。与此同时,随着国内新能源汽车的渗透率快速攀升,未来智能网联汽车增量市场有望达到万亿级规模。华为利用自身在ICT行业的技术优势,致力于成为智能汽车 领域的增量部件供应商,并与整个产业链的企业携手拥抱汽车电动智能化变革,一起“造好”车,造“好车”。

▶电力数字化有望消纳更多绿色电力 ,确保电力系统高效稳定、提升效率,推动碳达峰、碳中和的实现。在电力系统全面升级的大背景下,电力数字化的核心在于如何更有效地整合风电、光伏等绿色可再生能源,推动源网荷储的高效互动。华为凭借强大的算力平台+生态优势,通过海量数据 的处理和先进的算法技术,在确保电力系统的持续稳定运行的同时,最大程度地优化电力资源的配置,使得电网具备智能决策力和快速执行力,为实现碳达峰、碳中和的目标提供有力支持。在这一背景下,华为的电力数字化不仅局限于技术创新,更注重构建可持续、智能、高效的电力生态系统,为未来能源 的转型做出积极贡献。▶汽车智能化有望透过万物互联,促进智能电动和充电网络的协同发展,提升用户体验并加速电动化进程。在汽车智能化转型的时代背景下,智能化的关键在于整合先进的架构平台、智能感知以及通信技术,透过车联网实现车辆智能驾驶、智能电动、以及智能交互的功能。华为清晰定位于动力域和充电网络的解决方案提供商。在动力域方面,华为扮演汽车部件供应商的角色,专注于协助汽车制造商提升车的电动化品质,为用户提供卓越的驾乘体验。在充电网络方面,华为则充当解决方案提供商的角色,不仅致力于研发更快速、更便捷的电动全液冷充电技术,还为充电运营商创造更有吸引力的投资回报。
投资建议:看好数字基建加码环境下华为在电力数字化、汽车智能化相关产业链投资机会。电力数字化:1)电力数字巡检,推荐:亿嘉和 ;2)智能电网,推荐:神州数码拓维信息恒润股份光迅科技 ;3)虚拟电厂,推荐:国能日新朗新科技 。汽车智能化:1)智能驾驶,推荐:德赛西威中科创达 ;2)智能座舱,推荐:华阳集团华域汽车 。3)全液冷充电桩,推荐:永贵电器英维克
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首席龙炒手

23-11-03 09:34

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新能源消纳和新型电力系统发展亟需灵活资源助力,政策鼓励 下虚拟电厂发展可期1、新型电力系统面临“双高”,源荷波动性亟需资源平抑
国新能源发电在过去的数十年内发展势头较好,已在短时间内实现新能源高比例渗透电 力系统。从电力消费的角度看,相较于欧洲和美国等发达地区,我国仍处于用电量水平仍 处于快速提升的阶段,且电力消费需求体量已经超过了美国欧洲等发达国家和地区。 在电力需求增速仍然较高的局面下,风光电量占比已经实现快速提升。截至 2022年,我国 新能源风光发电量占比已达 13.7%,与美国(14.9%)水平相当。虽然与欧盟(22.3%)、 德国(31.7%)尚存差距,但以电力消费体量情况来看,欧洲各个国家电力消费量与我国 分省用电量体量大致相同。分省来看,我国部分新能源大省也达到了高比例新能源发展阶 段,其中青海的新能源风光发电量已达 41.5%,为新能源渗透率最高的省份。其他省份包 括河北(31.1%)、甘肃(26.8%)、宁夏(23.3%)、吉林(25.6%)、黑龙江(25.5%)等 也跨越 20%的新能源渗透率门槛。
由于新能源发电固有的强随机性、波动性和间歇性,以及通过电力电子装置并入电网的特 征,以新能源为主体的新型电力系统将呈现“双高”的特点,即高比例新能源与高比例电 力电子装备并存的情况。从本质来看,新能源电力具有强不确定性和低保障性,超出社会 与能源系统协同发展节奏将会对能源安全带来挑战,推高能源成本。据郭剑波院士在《新 型电力系统面临的挑战以及有关机制思考》中预测,2030 年新能源出力占总负荷之比的波 动范围为 5%~61%,2060 年新能源出力占系统总负荷的比重为 11%~187%。大范围的新 能源出力贡献波动,叠加其出力“极热无风、晚峰无光”特性,将导致极端天气下新能源出 力的负相关性特征更为明显,其长时间低出力将带来保供应挑战。而在新能源高出力时段, 系统消纳、安全和储能等技术亟待实现高速发展。
新能源高比例渗透叠加居民和三产负荷快速增长,源荷两端波动性增大,电力系统面临缺 电和弃电并存的局面,尖峰时刻电力系统供需不平衡矛盾凸显,电力系统灵活性调节资源 需求凸显。电源侧,在日电力平衡上,新能源的日波动性大,存在反调峰特性及光伏“鸭型 曲线”问题;用户侧,居民和三产用电负荷快速增长,多元、互动、灵活的用能设备大量接 入,终端无序用电增长将会增加系统净负荷峰谷差,功率波动问题更加突出。尖峰负荷增 速高于用电量增速,顶峰装机不及预期,顶峰容量裕度逐渐萎缩的情况下,电力系统缺电 问题频发。因此,构建新型电力系统的关键在于对灵活性资源的挖掘。随着新能源持续渗 透电力系统,系统对于灵活性资源的功能需求和内涵定义也在逐步外延。
新型电力系统的源荷波动仅靠传统煤电调节难以满足需求。风光出力波动性对短时电力平 衡的影响愈加显著,电力系统短时间尺度灵活性需求增强,要求系统能够更快速、频繁地 匹配供需平衡。而据《电力系统灵活性提升:技术路径、经济性与政策建议》表明,煤电 灵活性改造方式不适宜提供短时间尺度(15 分钟颗粒度)的灵活性。此外,频繁的出力调 节和启停还会导致煤电机组设备受损、寿命缩短。因此我们认为,单纯依赖煤电灵活性改 造并不合理,电力系统需要更优质的快速调节资源来满足短时灵活性需求。
抽蓄和电化学储能调节性能优越,但仍存在建设周期长和运行成本高等问题。抽水蓄能电 站是具备调峰填谷、调频调相、事故备用和黑启动等多种功能的灵活性资源。电化学储能 响应速度较快,充放电灵活,可响应秒级/分钟级的调度指令。但抽水蓄能限于其工期较长 (5~8 年),自然条件要求较高(要求有河流有落差),建设情况较为复杂(涉及移民拆迁 等社会问题),短期内或难以实现大幅超预期的增量发展。而目前电化学储能度电调峰成本 仍在 0.5 元/kWh 以上,相比于火电灵活性改造 0.1 元/kWh 和抽水蓄能 0.2 元/kWh 的调峰 成本仍有较大差距。长期而言,电化学储能的发展仍需要持续降本带来经济性提升,以及 相关市场化机制实现成本的疏导转移。
需求侧响应提升系统灵活性性价比较高。根据《电力系统灵活性提升:技术路径、经济性 与政策建议》研究,经过灵活性改造的煤电机组最小出力能够降至额定容量的 30%,其成 本主要包括单位调节容量改造投入成本 600-700 元/千瓦,以及低负载运行增加煤耗 14-20 克/千瓦时对应的运行成本;储能和抽水蓄能能够在 1-2 分钟内完成从零至满出力的调整, 调节范围为额定容量的-100%~100%,其建设投入成本分别为 1.5 元/瓦·时和 6300-7200 元 /千瓦,运行成本基本为常规运营维护费用和人工费用,与建设成本相比几可忽略;需求响 应规模一般可达到最大负荷的 3-5%,考虑推广费用和相关智能设备以及管理运维平台成本 后,单位投资为 200~400 元/千瓦。因此,综合考虑灵活性资源建设/改造投入成本和运行 维护成本后,需求响应提升系统灵活性的成本相较于其他资源更低,性价比更高。
首席龙炒手

23-11-03 09:25

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虚拟电厂:配网层级的“微型调度”1、定义:聚合分布式能源资源,统一管理协调优化的控制系统
虚拟电厂是一种运用先进通信、计算、调度、市场等手段,聚合大量分散的分布式能源资 源,并实现统一管理与协调优化的控制系统。据王宣元、刘敦楠、刘蓁等著《泛在电力物 联网下虚拟电厂运营机制及关键技术》,虚拟电厂对下可以实现包括分布式电源、可控负荷、 电动汽车充电桩、工商业储能等在内的配网层级分布式能源资源的监测与控制,对上则可 以实现接受电网调度指令,或面向电力市场参与电能量及电力辅助服务交易。其价值也对 应上述两点:1)为系统运营商提供高效安全、快速爬坡的灵活性;2)为海量、分散、多 元、异构的分布式能源资源创造参与系统调节或市场交易的机会,使其获得一定收益。
源荷储协调互动,共同支撑系统灵活。从可参与虚拟电厂的资源来看,一切在配网层级、 可以灵活调节自身出力及负荷的资源均可参与虚拟电厂。以其自身特性划分,可分为“源、 荷、储”三类。其中,源类资源包括分布式光伏、风电、小型水电及小型火电机组(三联 供、燃气轮机、自备电厂等);荷类资源包括商业楼宇空调负荷、工业园区生产及冷热负荷; 储类资源包括常规的工商业储能、独立储能以及其他形式的能量储能(蓄热罐,储气罐等) 和电动汽车充电桩等。
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